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III. POLÍTCA ENERGÉTICA
Suscribe Pemex contratos para desarrollar el Proyecto de Calidad de Combustibles fase Diésel (Pemex)
El 11 de septiembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) dio a conocer que
suscribió cinco contratos de obra para desarrollar el Proyecto de Calidad de los
Combustibles en su fase diésel para las refinerías de Madero, Minatitlán, Salamanca,
Salina Cruz y ula, con una inversión total estimada en 2 mil 800 millones de dólares.
En el evento, al que asistieron los Secretarios de Energía y de Medio Ambiente y
Recursos Naturales, el Director General de Pemex presentó diversos proyectos de
inversión por un monto total de casi 5 mil 500 millones de dólares que generarán casi
20 mil empleos directos.
El funcionario subrayó que estos proyectos, que incluyen la planta de fertilizantes en
Coatzacoalcos y el inicio de la fase II del gasoducto Los Ramones, son muestra clara
que la Reforma Energética comienza a dar resultados en el camino de alcanzar dos
objetivos prioritarios: el fortalecimiento de Pemex y la promoción de la inversión en
infraestructura para impulsar el crecimiento del país.
“Estamos decididos a aprovechar los instrumentos que nos da la Reforma para
convertir a Pemex en una empresa competitiva y líder en la industria petrolera”.
A su vez, el secretario de Energía aseveró que son proyectos de gran calado que
marcan el inicio de la nueva etapa histórica de Pemex como empresa productiva del
Estado. De manera específica, resaltó los beneficios del programa para comercializar
combustibles limpios en todo el país, el cual, apuntó, es prueba de la prioridad que
Pemex otorga al cuidado del medio ambiente.
F1 P-07-02 Rev.00
550 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Con la Reforma Energética estamos construyendo una nueva era en el país”,
concluyó.
En su oportunidad, el Secretario de la SEMARNAT enfatizó que el contar con diésel
de ultra bajo azufre era un viejo anhelo no sólo de los ambientalistas, sino de la
industria nacional. Recordó que esta crucial decisión se había retrasado por años y
finalmente ahora se hace realidad, como resultado de la Reforma Energética.
Puntualizó que Pemex debe competir en un mercado abierto por lo que día tras día
tiene que ser más eficiente y ofrecer mejores productos y servicios para ser más
competitivo. En este sentido, destacó que entre sus retos prioritarios está enfrentar de
manera exitosa el cambio climático, como ya lo está haciendo.
En cuanto al proyecto diésel, el Director General de Pemex indicó que se construirán
nuevas plantas industriales y se modernizarán las ya existentes El objetivo, aseveró, es
reducir en 97% el contenido de azufre en el diésel, al pasar de 500 a 15 partes por
millón, para cumplir así con la Norma Oficial Mexicana (NOM-086-SEMARNAT-
SENER-SCFI-2005) sobre especificaciones de los combustibles fósiles para la
protección ambiental.
Dichos contratos inician el 17 de septiembre y se llevará a cabo bajo la metodología
de Libro Abierto Convertible a Precio Alzado (OBCE, por sus siglas en inglés), el
cual consiste en dos etapas de ejecución: el desarrollo de la ingeniería de detalle y
procura temprana de equipos de largo tiempo de entrega, y la construcción de las
plantas.
El funcionario resaltó que con esta fase del proyecto se generarán alrededor de 12 mil
empleos directos y 31 mil indirectos, con lo cual, acotó, se tendrá un incremento en la
demanda de mano de obra en las localidades de cada una de las refinerías y se dará un
Política Energética 551
impulso tanto a la industria de la construcción como a fabricantes de equipos y a
empresas prestadoras de servicios.
Este proyecto, agregó, permitirá mejorar sustancialmente la calidad del aire y con ello
la calidad de vida de la población, al incrementar la producción de diésel de Ultra
Bajo Azufre (UBA), en alrededor de 360 mil barriles diarios, con lo que se reducirá la
emisión de gases de efecto invernadero en más de 12 mil toneladas por año en el país.
El Director General de Pemex Refinación explicó que en 2015, 60% del diésel que se
consuma en el territorio nacional será UBA, y para fines de 2017 se cumplirá
íntegramente la norma 086 de combustibles limpios. Hizo notar que actualmente ya se
producen 100 mil barriles diarios de gasolinas UBA y el próximo año se alcanzará
100% de la producción total.
Con el diésel de ultra bajo azufre, precisó, los fabricantes de automóviles y camiones
podrán producir vehículos equipados con motores mejor diseñados para el uso de este
combustible de alta calidad, lo que generará un ahorro de hasta 5%, la reducción de
20% de emisiones contaminantes y el incremento en la vida útil de las unidades en
otro 20 por ciento.
Las compañías a las que se les adjudicaron las obras, por centro de trabajo, son las
siguientes:
Refinería Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula
Compañía ICA Fluor Daniel
Técnicas Reunidas
S.A.
Samsung Eng. CO. LTD
Foster Wheeler USA Corporation
ACS/Dragados/
CobraMonto estimado (dólares) 737 357 609 567 772 033 359 090 661 583 907 492 559 967 4 08
Tiempo de ejecución en días 1 256 1 175 1 189 1 144 1 179
FUENTE: Pemex.
552 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Inicia construcción Fase II de Los Ramones
En el evento, el Director General de Pemex anunció el inicio de construcción de la
fase II del proyecto de transporte de gas natural Los Ramones, el cual ofrecerá una
capacidad adicional de 1 mil 430 millones de pies cúbicos diarios desde el norte hasta
el centro del país. La inversión estimada ascenderá a 2 mil 500 millones de dólares.
Esta segunda etapa del proyecto tendrá una longitud de 741 kilómetros con un
gasoducto de 42 pulgadas que cruzará los estados de Nuevo León, Tamaulipas, San
Luis Potosí, Querétaro y Guanajuato.
El tramo norte, de Nuevo León a San Luis Potosí, será realizado por una sociedad
entre las filiales de Pemex, TAG Pipelines, Gasoductos de Chihuahua y PMI
Holdings. A su vez, el tramo sur, que llegará hasta Apaseo el Alto será desarrollado
por una sociedad entre TAG, PMI Holdings y la empresa GDF Suez Consultores.
Hizo notar que la fase I, de la frontera norte a Nuevo León, marcha en tiempo y
forma, por lo que su entrada en operación será en diciembre de este año, dentro de los
costos previstos.
En su intervención, el directivo resaltó que en su conjunto, Los Ramones, que se
convertirá en la columna vertebral del Sistema Nacional de Gasoductos, generará
alrededor de 5 mil empleos directos en su fase de construcción y 15 mil empleos
indirectos en total. La obra, enfatizó, será clave para garantizar la seguridad
energética en el país al aumentar en cerca de 40% la capacidad de transporte de gas
natural.
Política Energética 553
Proyecto de Rehabilitación de la Planta de Fertilizantes
Por otro lado, el titular de Pemex precisó que la empresa Pro-Agroindustria, filial de
PMI Comercio Internacional, adquirió de manera definitiva los activos de la empresa
Agro Nitrogenados, una vez que se cumplieron las condiciones suspensivas del
acuerdo de compraventa que se firmó en diciembre de 2013.
De igual modo, el pasado 29 de agosto se firmó el contrato de Ingeniería, Procura y
Construcción (EPC) con la empresa Cobra Instalaciones México, bajo la modalidad
de Libro Abierto (OBE) para la rehabilitación y puesta en marcha de los activos
adquiridos.
Destacó que el monto de inversión aproximado será de casi 200 millones de dólares.
Los alcances de la reparación serán definidos una vez que se logre un avance superior
a 30% de las obras o 60% de la ingeniería de detalle, lo que se estima sucederá en
siete meses más.
La construcción en su primera fase, que tiene una duración estimada de 15 meses,
pondrá en operación el primer tren de urea, por lo que se estará en posibilidades de
producir 1 mil 500 toneladas al día. Cinco meses después, estará en operación el
segundo tren, con lo cual la planta podría llegar a producir casi un millón de toneladas
de este fertilizante al año.
Durante la etapa de construcción, concluyó, se estima la creación de 1 mil 500
empleos durante su construcción, mientras que en la etapa de operación se requerirá
de una plantilla de 800 trabajadores.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-088_nacional.aspx
554 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Petróleo crudo de exportación (Pemex)
El 26 de agosto de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que durante el
período enero-julio de 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo crudo de
exportación fue de 94.92 dólares por barril (d/b), lo que significó una disminución de
5.84% con relación al mismo lapso de 2013 (100.81 d/b).
Cabe destacar que en julio de 2014, el precio promedio de la mezcla de petróleo crudo
de exportación fue de 95.97 d/b, cifra 3.59% menor con respecto al mes inmediato
anterior (99.54 d/b), 4.57% mayor con relación a diciembre pasado (91.78 d/b) y
4.98% inferior si se le compara con el séptimo mes de 2013 (101.00 d/b).
Durante los siete primeros meses de 2014, se obtuvieron ingresos por 22 mil 511
millones de dólares por concepto de exportación de petróleo crudo mexicano en sus
tres tipos, cantidad que representó una disminución de 10.20% respecto al mismo
período de 2013 (25 mil 69 millones de dólares). Del tipo Maya se reportaron
ingresos por 17 mil 681 millones de dólares (78.54%), del tipo Olmeca se
obtuvieron 1 mil 980 millones de dólares (8.80%) y del tipo Istmo se percibió un
ingreso de 2 mil 850 millones de dólares (12.66%).
Política Energética 555
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 42 723 3 928 34 911 3 884 32 126 6 476 4 121Enero 4 021 444 2 978 599 3 145 780 96Febrero 3 600 227 2 941 432 2 763 376 460Marzo 3 521 295 2 791 435 2 493 492 537Abril 3 792 342 3 098 351 2 949 584 259Mayo 3 149 83 2 775 291 2 096 593 460Junio 3 199 172 2 744 284 2 440 494 265Julio 3 787 297 3 193 297 2 693 509 585Agosto 3 616 371 3 006 238 2 667 666 283Septiembre 3 576 379 2 964 233 2 678 743 154Octubre 3 512 348 2 942 222 2 626 497 389Noviembre 3 229 416 2 617 196 2 585 279 365Diciembre 3 722 555 2 861 306 2 991 462 2692014 22 511 2 850 17 681 1 980 16 121 4 500 1 890Enero 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 R/407Mayo R/3 349 392 R/2 652 R/306 2 389 735 R/225Junio 3 212 236 2 573 403 R/2 335 675 201Julio 3 034 318 2 525 192 2 250 588 197a/ Incluye Crudo Altamira.b/ Incluye otras regiones.R/ Cifras revisadas.FUENTE: Pemex.
Fuente de información:http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/epreciopromedio_esp.pdf http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evalorexporta_esp.pdf
Volumen de exportación de petróleo (Pemex)
556 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
De acuerdo con información de Pemex, durante el período enero-julio de 2014, se
exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.119 millones de
barriles diarios (mb/d), cantidad 4.68% menor a la reportada en el mismo lapso de
2013 (1.174 mb/d).
En julio de 2014, el volumen promedio de exportación fue de 1.020 mb/d, lo que
significó una disminución de 5.24% respecto al mes inmediato anterior (1.076 mb/b),
menor en 22.02% en relación con diciembre de 2013 (1.308 mb/d) y 15.70% inferior
si se le compara con julio del año anterior (1.210 mb/d).
Los destinos de las exportaciones de petróleos crudos mexicanos, durante los
primeros siete meses de 2014, fueron los siguientes: al Continente Americano
(72.57%) a Europa (19.21%) y al Lejano Oriente (8.22%).
1 000
1 100
1 200
1 300
1 400
1 500
1 600
1 700
E FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J
EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO MEXICANO-Miles de barriles diarios-
2010 2011 2012 2013 2014
FUENTE: Petróleos Mexicanos.
1 020
Fuente de información: http://www.ri.pemex.com/files/dcpe/petro/evolexporta_esp.pdf
Se informa sobre la medición en la producción y distribución de crudo (Pemex)
Política Energética 557
El 22 de agosto de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó sobre la medición en
la producción y distribución de crudo. A continuación se presenta la información.
En relación con las diferencias de medición en la producción y distribución de crudo
(definida como la suma de la entrega tanto al Sistema Nacional de Refinación como a
las terminales de exportación), Pemex precisó lo siguiente:
El diferencial entre el volumen de hidrocarburos producido y medido a la salida del
pozo y el volumen de crudo a distribución, se deriva del movimiento de inventarios,
evaporaciones, merma y segregación de productos, entre otros.
Los volúmenes producidos y a distribución han sido informados por Pemex en los
reportes entregados a las instancias reguladoras como la Comisión de Valores y Bolsa
(Securities and Exchange Commission, SEC, por sus siglas en inglés), la Comisión
Nacional Bancaria y de Valores (CNBV) e inversionistas.
Ante la identificación de incrementos en el balance producción/distribución, Pemex,
en coordinación con la Comisión Nacional de Hidrocarburos realizó un análisis para
identificar los elementos que expliquen la diferencia entre el hidrocarburo producido
y el distribuido, así como mejorar la metodología y el sistema de gestión de la
medición.
Al respecto, Pemex ha instrumentado diversas acciones, como el monitoreo continuo
de los pozos, la revisión y calibración de las condiciones operativas de las
instalaciones y sistemas involucrados, así como la puesta en operación de sistemas de
deshidratación de crudo.
Pemex realiza trabajos de calibración de sus equipos de medición tendientes a reducir
la incertidumbre de los mismos.
558 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
En las terminales marítimas se están instalando tanques sedimentadores que permiten
acelerar la deshidratación y estabilización del crudo, dentro de las especificaciones
internacionales establecidas para transacciones comerciales.
En este sentido, Pemex reitera que los barriles de crudo que se exportan pasan por un
proceso de estabilización y cuentan con tres certificaciones: una por parte de Pemex,
otra por parte del comprador y una más por un tercero especializado acordado entre
Pemex y el cliente para comprobar que los barriles se venden completos y no
contienen más de 0.5% de agua, que es el porcentaje aceptado internacionalmente.
Cabe destacar que los ingresos petroleros reportados por Pemex al Gobierno Federal
se basan en el crudo entregado a distribución.
La Ley Federal de Derechos, aún vigente, establece que el operador petrolero entere
impuestos y derechos conforme al volumen reportado a boca de pozo, por lo que el
contenido de agua y la distorsión en medición ha incrementado la carga fiscal para
Pemex.
Respecto a la producción reportada de enero a julio del presente año, ésta fue de 2.466
millones de barriles al día, en tanto el volumen de crudo a distribución fue de 2.311
millones de barriles diarios (MMbd). Si a este último dato sumamos lo
correspondiente a mermas por evaporaciones (14 mil barriles diarios, mbd),
segregación de productos (9 mbd) y acumulación de inventarios (6 mbd) se obtiene la
producción sin agua ni distorsiones de medición, que para el período enero-julio fue
de 2 millones 340 mil barriles diarios.
Con base en un mejor manejo de los yacimientos y las tendencias a la alza del
volumen a distribución, la expectativa de la producción promedio al cierre del año, sin
agua ni distorsiones de medición, es de al menos 2 millones 350 mil barriles al día.
Política Energética 559
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-083_nacional.aspx
Estima Pemex la producción de petróleo crudo en2.4 millones de barriles diarios para 2015 (Pemex)
El 29 de agosto de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que la producción de
petróleo crudo se ubicará en 2 millones 400 mil barriles por día y la de gas natural en
5 mil 700 millones de pies cúbicos diarios, según la meta de producción aprobada por
el Consejo de Administración para integrar el anteproyecto de presupuesto 2015.
De este modo, Pemex Exploración y Producción estima una tendencia a la alza con
referencia a la meta prevista para el cierre de este año, debido a un mejor manejo de
los yacimientos. En este sentido, se contempla la reactivación de la producción en
ciertos campos maduros, así como el incremento de la producción en campos de
incipiente desarrollo como Tsimin-Xux de la Región Marina Suroeste.
Asimismo, se prevé la entrada en operación de campos recién descubiertos como
Ayatsil-Tekel, y otros con potencial de incremento de producción como Kambesah,
Onel, Arroyo Zanapa, así como los campos Navegante y Terra de la Región Sur.
La producción principal de petróleo crudo provendrá del complejo Ku Maloob Zaap
(KMZ) en la Sonda de Campeche, que seguirá aportando 850 mil barriles diarios,
equivalente a poco más de una tercera parte del total nacional, así como de los activos
de producción Cantarell, Abkatún-Pol -Chuc y Crudo Ligero Marino.
En cuanto a gas natural, la mayor producción será del Activo Burgos en el norte del
país, con 1,230 millones de pies cúbicos al día, que representará alrededor de 21% del
560 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
total, además de la importante contribución de gas asociado de los campos marinos
Tsimin-Xux, KMZ y Cantarell, entre otros.
Cabe recordar que en la Ronda Cero, a Pemex le fueron asignadas 100% de las
reservas probadas más probables (conocida la suma como 2P) y 67% de los recursos
prospectivos solicitados, lo cual le permitirá a la empresa un crecimiento orgánico
ordenado.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-084_nacional.aspx
Petróleo crudo de exportación (Pemex)
De conformidad con cifras disponibles de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de la
Secretaría de Energía (Sener), el precio promedio de la mezcla mexicana de
exportación durante los primeros cinco días de septiembre de 2014 fue de 91.80 d/b,
cotización 0.55% menor a la registrada en agosto pasado (92.31 d/b), superior en
0.02% con relación a diciembre anterior (91.78%), y 7.96% menos si se le compara
con el promedio de septiembre de 2013 (99.74 d/b).
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E FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J AS*2010 2011 2012 2013 2014
* Promedio al día 5.FUENTE: Petróleos Mexicanos.
PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LA MEZCLA DE PETRÓLEO MEXICANO DE EXPORTACIÓN Y WEST TEXAS INTERMEDIATE
-Dólares por barril-
Mezcla 91.80
West 94.01
Por su parte, el crudo West Texas Intermediate (WTI) durante los primeros cino días
de septiembre de 2014 reportó una cotización promedio de 94.01 d/b, lo que
representó una disminución de 2.54% con relación a agosto pasado (96.46%), menor
en 3.28% respecto a diciembre anterior (97.20 d/b), e inferior en 11.59% si se le
compara con el promedio del noveno mes de 2013 (106.33 d/b)
Asimismo, durante los primeros cinco días de septiembre del presente año, la
cotización promedio del crudo Brent del Mar del Norte fue de 100.39 d/b, precio que
significó una reducción de 1.14% con relación al mes inmediato anterior (101.55 d/b),
inferior en 9.26% con respecto a diciembre anterior (110.63 d/b), y 11.46% menos si
se le compara con el precio promedio de septiembre 2013 (113.38 d/b).
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E FMAM J J A S ONDE FMAM J J A S ONDE FMAM J J A S ONDE FMAM J J A S ONDE FMAM J J AS*
100.39
PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL BRENT-Dólares por barril-
2010 2011 2012 2013 2014
* Promedio al día 5.FUENTE: Petróleos Mexicanos.
PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETRÓLEO-Dólares por barril-
Fecha
Crudo APIPrecio promedio spot1/
Precio promedio de exportación
del crudo mexicano2/
Fecha
Crudo APIPrecio spot1/
Precio promedio de exportación
del crudo mexicano2/
Brent(38)
West Texas Intermediate
(44)
Brent(38)
West Texas Intermediate
(44)Diciembre 2008 40.60 41.04 33.70 Octubre 2013 109.81 100.50 94.95Diciembre 2009 74.46 74.01 69.66 Noviembre 2013 108.08 93.81 89.71Diciembre 2010 91.22 88.36 82.19 Diciembre 2013 110.63 97.20 91.78Diciembre 2011 108.90 98.54 106.33 Enero 2014 109.34 94.62 90.72Diciembre 2012 109.11 87.43 96.67 Febrero 2014 110.15 100.81 94.18Enero 2013 113.36 94.65 100.60 Marzo 2014 108.29 100.87 93.15Febrero 2013 116.95 94.87 105.43 Abril 2014 108.12 101.94 95.34Marzo 2013 109.24 93.13 102.98 Mayo 2014 110.36 102.53 97.63Abril 2013 103.09 91.75 99.12 Junio 2014 112.26 105.70 101.19Mayo 2013 103.02 94.63 98.67 Julio 2014 106.72 103.44 95.55Junio 2013 103.14 95.76 97.86 Agosto 101.55 96.46 92.31Julio 2013 108.26 104.88 101.00 Septiembre* 100.39 94.01 91.80Agosto 2013 112.21 106.20 100.84Septiembre 2013 113.38 106.33 99.74
1/VIII/2014 103.34 97.86 93.27 1/IX/2014 101.09 n.c. n.c.4/VIII/2014 103.52 98.26 94.15 2/IX/2014 99.90 92.87 90.825/VIII/2014 102.71 97.34 93.36 3/IX/2014 100.57 95.45 92.596/VIII/2014 104.06 96.88 93.47 4/IX/2014 101.05 94.46 92.507/VIII/2014 103.91 97.29 93.55 5/IX/2014 99.35 93.27 91.298/VIII/2014 103.25 97.56 93.4011/VIII/2014 103.36 98.04 93.5812/VIII/2014 101.57 97.31 92.47
Política Energética 563
13/VIII/2014 102.16 97.52 92.6614/VIII/2014 101.04 95.49 91.5615/VIII/2014 101.02 97.25 91.8518/VIII/2014 99.26 96.39 90.6219/VIII/2014 99.63 94.30 90.0620/VIII/2014 99.81 96.35 91.2221/VIII/2014 100.17 93.92 91.4722/VIII/2014 99.98 93.56 90.9225/VIII/2014 101.38 95.11 n.c.26/VIII/2014 100.39 95.60 91.2227/VIII/2014 100.29 95.64 92.1928/VIII/2014 100.60 96.26 92.5229/VIII/2014 101.01 97.68 92.75
Promedio de agosto de 2014 101.55 96.46 92.31
Promedio de septiembre de 2014*
100.39 94.01 91.80
Desviación estándar agosto de 2014 1.55 1.38 1.15
Desviación estándar septiembre de 2014*
0.75 1.17 0.88
1/ Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía.2/ Precio informativo proporcionado por Petróleos Mexicanos Internacional (PMI), Secretaría de Energía, El Financiero y Reforma.* Cálculos de las cotizaciones promedio del 1 al 5.n.c. = no cotizó.Nota: PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. surgió en 1989, producto de la estrategia comercial de Pemex para competir
en el mercado internacional de petróleo y productos derivados; con autonomía patrimonial, técnica y administrativa. Es una Entidad constituida bajo el régimen de empresa de participación estatal mayoritaria, de control presupuestario indirecto que opera a través de recursos propios, estableciendo dentro de sus objetivos y metas el asegurar la colocación en el mercado exterior de las exportaciones de petróleo crudo de Pemex, así como proporcionar servicios comerciales y administrativos a empresas del Grupo Pemex que realizan actividades relacionadas con el comercio de hidrocarburos.
FUENTE: Secretaría de Energía con información del PMI Internacional.
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
Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control de Energía (Sener)
El 28 de agosto de 2014, la Secretaría de Energía (Sener) publicó en el Diario Oficial
de la Federación (DOF) el “Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control
de Energía”, el cual se presenta a continuación.
ENRIQUE PEÑA NIETO, Presidente de los Estados Unidos Mexicanos, en ejercicio
de la facultad que me confiere el artículo 89, fracción I de la Constitución Política de
los Estados Unidos Mexicanos, con fundamento en lo dispuesto por el Décimo Sexto
Transitorio, inciso b) del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas
disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en
564 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de
diciembre de 2013; y en los artículos 3o., fracción I, 31, 33, 37, 45, 48 y 49 de la Ley
Orgánica de la Administración Pública Federal; 14, fracción II, y 15 de la Ley Federal
de las Entidades Paraestatales, y 107 a 112 y Quinto Transitorio de la Ley de la
Industria Eléctrica, y
CONSIDERANDO
Que el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018, en la Meta Nacional “México
Próspero”, plantea como objetivo abastecer de energía al país con precios
competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva, para fortalecer el
abastecimiento racional de energía eléctrica, así como el aprovechamiento de fuentes
renovables mediante la adopción de nuevas tecnologías y la implementación de
mejores prácticas, lo cual implica el establecimiento de reglas claras que incentiven el
desarrollo de un mercado competitivo;
Que el referido Plan, establece estrategias y líneas de acción para una nueva y
moderna política de fomento económico, para aquellos sectores estratégicos que
tengan capacidad para generar empleo, que puedan competir exitosamente en el
exterior, promoviendo el crecimiento sostenido mediante la generación de igualdad de
oportunidades y el acceso a insumos estratégicos que fomenten la competencia y
permitan mayores flujos de capital, así como para proveer condiciones favorables para
el desarrollo económico, a través de una regulación que permita una sana competencia
entre las empresas;
Que el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía,
publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, establece,
en el Décimo Sexto Transitorio, inciso b), que a más tardar dentro de los doce meses
siguientes a la entrada en vigor de la ley reglamentaria de la industria eléctrica, esto
Política Energética 565
es, la Ley de la Industria Eléctrica, publicada en el medio de difusión oficial el 11 de
agosto de 2014, el Ejecutivo Federal deberá emitir el Decreto de creación del
organismo público descentralizado denominado Centro Nacional de Control de
Energía;
Que en el mismo precepto constitucional se prevé que el Centro Nacional de Control
de Energía estará encargado del control operativo del sistema eléctrico nacional; de
operar el mercado eléctrico mayorista; del acceso abierto y no indebidamente
discriminatorio a la red nacional de transmisión y las redes generales de distribución,
y las demás facultades que se determinen en la Ley y en su Decreto de creación y que,
en este último, se establecerá su organización, funcionamiento y facultades;
Que la disposición transitoria aludida, dispone que en el Decreto de creación
correspondiente se proveerá lo necesario para que la Comisión Federal de Electricidad
transfiera los recursos que el Centro Nacional de Control de Energía requiera para el
cumplimiento de sus facultades;
Que la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional, así como el Servicio
Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica son áreas consideradas
estratégicas por la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos y, por
tanto, los bienes destinados al funcionamiento, mantenimiento y operación de tales
actividades son consideradas infraestructura estratégica en términos de la Ley de
Seguridad Nacional;
Que la Ley de la Industria Eléctrica establece que el Centro Nacional de Control de
Energía tendrá a su cargo el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, la
operación del Mercado Eléctrico Mayorista y el acceso abierto y no indebidamente
discriminatorio a la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de
Distribución, así como las demás facultades señaladas en la citada ley y en otras
disposiciones aplicables, y que desarrollará prioritariamente sus actividades para
566 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
garantizar la operación del referido Sistema en condiciones de eficiencia, Calidad,
Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad;
Que actualmente en México, el costo de la generación de energía eléctrica es
sustancialmente más alto en comparación con los estándares de producción de otros
países, lo que repercute en el alto costo que por este insumo estratégico incurren los
sectores productivos del país, restándoles competitividad;
Que las mejores prácticas internacionales en la materia destacan la importancia de
contar con una figura independiente que controle la operación de las redes de
transporte y distribución de energía eléctrica y realice la planeación y el control
operativo de la red de transmisión y las redes de distribución, así como el despacho de
la energía y la administración del Mercado Eléctrico Mayorista, y
Que en términos de lo dispuesto por el artículo 5o. del Reglamento de la Ley Federal
de las Entidades Paraestatales, la constitución del organismo público descentralizado
denominado Centro Nacional de Control de Energía, fue dictaminada favorablemente
por la Comisión Intersecretarial de Gasto Público, Financiamiento y
Desincorporación, mediante Acuerdo número 14-VIII-2, adoptado en su Octava
Sesión Ordinaria celebrada el 21 de agosto de 2014, he tenido a bien expedir el
siguiente
DECRETO
Capítulo I
Naturaleza, Objeto, Facultades y Patrimonio
ARTÍCULO PRIMERO. Se crea el Centro Nacional de Control de Energía, como un
organismo público descentralizado de la Administración Pública Federal, sectorizado
Política Energética 567
a la Secretaría de Energía, con personalidad jurídica y patrimonio propios, con
domicilio en la Ciudad de México.
El Centro Nacional de Control de Energía podrá establecer oficinas o domicilios
legales o convencionales en las entidades federativas de la República Mexicana.
ARTÍCULO SEGUNDO. El Centro Nacional de Control de Energía tiene por objeto
ejercer el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional; la operación del Mercado
Eléctrico Mayorista y garantizar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio
a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, y
proponer la ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y los
elementos de las Redes Generales de Distribución que correspondan al Mercado
Eléctrico Mayorista.
El Centro Nacional de Control de Energía, ejercerá sus funciones bajo los principios
de eficiencia, transparencia y objetividad, así como en condiciones de eficiencia,
calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad en cuanto a la
operación del Sistema Eléctrico Nacional.
ARTÍCULO TERCERO. Además de las definiciones establecidas en el artículo 3 de
la Ley de la Industria Eléctrica, para efectos del presente Decreto se entenderá por:
I. Consejo de Administración: El Órgano de Gobierno del CENACE;
II. Director General: El Director General del CENACE, y
III. Ley: La Ley de la Industria Eléctrica.
568 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
ARTÍCULO CUARTO. Para el cumplimiento de su objeto, el CENACE, además de
las funciones previstas en la Ley, el Reglamento de esta última y demás disposiciones
aplicables, tendrá las facultades siguientes:
I. Exigir y, en su caso, ejecutar las garantías necesarias para asegurar el
cumplimiento de las obligaciones de los Participantes del Mercado;
II. Proponer a la CRE ajustes y modificaciones a las Reglas del Mercado y demás
ordenamientos relacionados con su objeto;
III. Instrumentar lo necesario para evitar el uso indebido y la transmisión de
información privilegiada por parte del personal del CENACE a los
Participantes del Mercado;
IV. Llevar a cabo la venta de servicios de capacitación y asesoría, así como de
investigación relacionados con su objeto;
V. Manifestar la no objeción sobre la cesión o adquisición de las Redes
Particulares a los Transportistas o los Distribuidores;
VI. Formar asociaciones o celebrar contratos con particulares para que presten
servicios auxiliares a la operación del Mercado Eléctrico Mayorista;
VII. Informar a la CRE y a la Comisión Federal de Competencia Económica, sobre
la detección de prácticas monopólicas entre Participantes del Mercado para que
éstas procedan conforme a sus facultades;
VIII. Proponer a la CRE los cobros que sean necesarios por la realización de estudios
de características específicas de la infraestructura requerida y otros
componentes del proceso de conexión de Centros de Carga e interconexión de
Política Energética 569
Centrales Eléctricas, así como los demás servicios que se requieran para el
funcionamiento eficiente del Sistema Eléctrico Nacional, y
IX. Fomentar y promover el desarrollo de acciones encaminadas a la capacitación
de capital humano en las áreas de la industria eléctrica, a fin de mejorar y
fortalecer su eficiencia y competitividad.
ARTÍCULO QUINTO. El patrimonio del CENACE se integrará por:
I. Los ingresos que obtenga por la prestación de los servicios que brinde en
cumplimiento de su objeto y funciones, así como por los que reciba por
cualquier otro concepto;
II. Los recursos que, en su caso, se le asignen en el Presupuesto de Egresos de la
Federación del ejercicio fiscal correspondiente, y
III. Los bienes muebles, inmuebles, derechos, obligaciones y recursos que
adquiera, reciba o le sean transferidos o adjudicados por cualquier título.
El CENACE administrará su patrimonio con arreglo a su presupuesto y a sus
programas aprobados, conforme a las disposiciones aplicables.
Capítulo II
Organización y Funcionamiento
570 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Sección Primera
Disposiciones Generales
ARTÍCULO SEXTO. El CENACE estará a cargo de un Consejo de Administración y
de un Director General.
La dirección y visión estratégica del CENACE estará a cargo de su Consejo de
Administración. La gestión, operación y ejecución de las funciones del CENACE
estará a cargo, exclusivamente, de la Dirección General, para lo cual gozará de
autonomía.
ARTÍCULO SÉPTIMO. La estructura organizacional y operativa del CENACE
deberá atender a la optimización de los recursos humanos, financieros y materiales; la
simplificación de procesos; evitar duplicidad de actividades; ser eficiente y
transparente, así como adoptar las mejores prácticas corporativas.
Sección Segunda
Del Consejo de Administración
ARTÍCULO OCTAVO. El Consejo de Administración se integrará por:
I. El Secretario de Energía, quien lo presidirá;
II. Dos representantes de la Secretaría;
III. Un representante de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, y
IV. Dos consejeros independientes.
Política Energética 571
Uno de los miembros propietarios del Consejo de Administración señalados en la
fracción II, así como el señalado en la fracción III de este artículo deberán tener al
menos el nivel de subsecretario o equivalente.
El Presidente del Consejo de Administración podrá ser suplido en las sesiones por un
servidor público que deberá tener al menos el nivel de subsecretario. Los demás
integrantes del Consejo de Administración, salvo los consejeros independientes,
podrán designar a sus respectivos suplentes, que deberán tener al menos el nivel de
Director General o equivalente.
Los miembros del Consejo de Administración previstos en las fracciones I a III del
presente artículo ejercerán sus cargos a título honorífico, por lo que no recibirán
retribución, emolumento ni compensación por su participación.
ARTÍCULO NOVENO. Los consejeros independientes a que se refiere la fracción IV
del artículo anterior, serán designados por el Titular del Ejecutivo Federal en razón de
su experiencia, capacidad y prestigio profesional, considerando que puedan
desempeñar sus funciones sin conflicto de interés y sin estar supeditados a intereses
personales, patrimoniales o económicos, debiendo reunir, además de lo previsto en el
artículo 19 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, los requisitos siguientes:
I. Contar con título profesional en las áreas de derecho, administración,
economía, ingeniería, contaduría o materias afines a las actividades que forman
parte del objeto del CENACE, con una antigüedad no menor a cinco años al día
de la designación;
II. Haberse desempeñado, durante al menos diez años, en actividades que
proporcionen la experiencia necesaria para cumplir con las funciones de
consejero independiente, ya sea en los ámbitos profesional, docente o de
investigación;
572 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
III. No haber sido condenado mediante sentencia firme por delito doloso que le
imponga pena de prisión. Tratándose de delitos patrimoniales dolosos,
cualquiera que haya sido la pena;
IV. No tener litigio pendiente con el CENACE;
V. No haber sido sancionado con motivo de una investigación de carácter
administrativo, por infracciones graves, o penal, por violaciones a las leyes
nacionales o extranjeras, que hayan tenido como conclusión cualquier tipo de
resolución o acuerdo que implique expresamente la aceptación de la culpa o
responsabilidad, o bien, sentencia condenatoria firme;
VI. No haber sido removido con anterioridad como consejero, salvo que esto
último hubiere sido resultado de incapacidad física ya superada;
VII. No haber desempeñado el cargo de auditor externo del CENACE, durante los
doce meses inmediatos anteriores a la fecha del nombramiento;
VIII. No haber sido servidor público de cualquier nivel de gobierno ni haber ocupado
cargos de elección popular o directivos en partido político alguno, en los dos
años inmediatos anteriores al día de la designación;
IX. No tener nexo o vínculo laboral con el CENACE; nexo patrimonial importante
o vínculo laboral con persona física o moral que sea acreedor, deudor, cliente o
proveedor del CENACE; conflicto de intereses con el CENACE, por ser
clientes, proveedores, deudores, acreedores, importantes o por cualquier otro
motivo de cualquier otra naturaleza, ni la representación de asociaciones,
gremios, federaciones, confederaciones de trabajadores, patrones, o sectores de
atención que se relacionen con el objeto del CENACE o sean miembros de sus
órganos directivos, y
Política Energética 573
X. No tener parentesco por consanguinidad, afinidad o civil hasta el cuarto grado,
así como no ser cónyuge, concubina o concubinario, de cualquiera de las
personas físicas referidas en las fracciones VII y IX de este artículo.
Para efectos de este artículo, se considerará que un consejero independiente tiene
nexos patrimoniales importantes cuando, por sí o por conducto de empresas en cuyo
capital social participe, realice ventas al CENACE, por el equivalente a más del diez
por ciento de las ventas totales anuales de él o de dichas empresas, en los dos últimos
ejercicios fiscales.
Los consejeros independientes que durante el tiempo de su gestión dejen de cumplir
con alguno de los requisitos señalados en este Decreto o les sobrevenga algún
impedimento para ser miembro del Consejo de Administración, deberán hacerlo del
conocimiento del Titular del Ejecutivo Federal, para que éste resuelva lo conducente.
Las personas que con anterioridad a su designación hayan sido consejeros en
empresas cuya infraestructura forme parte del Sistema Eléctrico Nacional o que les
hayan prestado servicios de asesoría o representación, deberán revelar tal
circunstancia al Titular del Ejecutivo Federal. El incumplimiento de esta obligación
tendrá como consecuencia la remoción inmediata, sin perjuicio de las
responsabilidades a que haya lugar.
ARTÍCULO DÉCIMO. El período de los consejeros independientes será de tres años,
escalonados, quienes ejercerán sus funciones de tiempo parcial y podrán ser
nombrados nuevamente para períodos adicionales.
La falta definitiva de un consejero independiente será suplida por un consejero
sustituto que designe el Titular del Ejecutivo Federal, para concluir el período
correspondiente, pudiendo ser designado nuevamente para períodos adicionales
conforme al párrafo anterior.
574 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Los consejeros independientes no podrán ocupar, durante el tiempo de su gestión, un
empleo, cargo o comisión de cualquier naturaleza, en los gobiernos Federal, de las
entidades federativas ni municipales.
ARTÍCULO DÉCIMO PRIMERO. Los consejeros independientes no tendrán
relación laboral alguna con el CENACE o con el Gobierno Federal. No obstante lo
anterior, recibirán los honorarios que determine la Secretaría de Hacienda y Crédito
Público por el desempeño de esta función, con cargo al presupuesto del CENACE.
ARTÍCULO DÉCIMO SEGUNDO. Los consejeros independientes sólo podrán ser
removidos en los siguientes casos:
I. Por incapacidad mental o física que impida el correcto ejercicio de sus
funciones durante más de seis meses continuos;
II. Por dejar de reunir o contravenir los requisitos que se establecen en términos de
este Decreto para su designación;
III. Por incumplir, sin mediar causa justificada, los acuerdos y decisiones del
Consejo de Administración;
IV. Por no excusarse de conocer y votar los asuntos en que tengan conflicto de
interés;
V. Por utilizar, en beneficio propio o de terceros, la información confidencial de
que dispongan en razón del desempeño de sus funciones, así como divulgar la
mencionada información sin la autorización del Consejo de Administración;
VI. Por someter a la consideración del Consejo de Administración, a sabiendas,
información falsa o engañosa, y
Política Energética 575
VII. Por faltar consecutivamente a tres sesiones del Consejo de Administración, o
no asistir al menos al setenta y cinco por ciento de las sesiones, ordinarias o
extraordinarias, celebradas en un año.
El Titular del Ejecutivo Federal determinará, con base en los elementos que se le
presenten o recabe para tal efecto, la remoción de los consejeros independientes en los
casos a que se refiere el presente artículo.
ARTÍCULO DÉCIMO TERCERO. Además de las facultades establecidas en el
artículo 58 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Consejo de
Administración tendrá las siguientes atribuciones indelegables:
I. Establecer la dirección y visión estratégica del CENACE;
II. Aprobar el programa estratégico presentado de manera anual por el Director
General, así como los informes de desempeño que presente el mismo;
III. Diseñar los mecanismos de evaluación del Director General y de los
trabajadores del nivel jerárquico inmediato inferior y evaluar su desempeño con
base en los objetivos e indicadores establecidos por el propio Consejo de
Administración;
IV. Emitir un Código de Ética para todos los trabajadores del CENACE, en el que
se establecerán los principios y directrices de ética corporativa y determinar las
instancias responsables de supervisar su cumplimiento y de imponer las
medidas disciplinarias que al efecto determine;
V. Previa opinión del comité competente, aprobar las adquisiciones y
contrataciones que superen los montos que se establezcan en las disposiciones
que emita para tal efecto;
576 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
VI. Resolver sobre las solicitudes de licencia que le presente el Director General;
VII. Aprobar las propuestas de ingresos y de anteproyecto de presupuesto de
egresos del CENACE;
VIII. Analizar y, en su caso, aprobar el informe anual de la gestión del CENACE que
elabore el Director General;
IX. Conocer y, en su caso, autorizar los asuntos que por su importancia o
trascendencia someta a su consideración cualquiera de sus miembros o el
Director General;
X. Proponer a la CRE las modificaciones a las Bases del Mercado Eléctrico y
expedir las Disposiciones Operativas del Mercado, y
XI. Las demás previstas en la Ley, este Decreto, en el Estatuto Orgánico del
CENACE, así como en otros ordenamientos jurídicos aplicables.
ARTÍCULO DÉCIMO CUARTO. El Consejo de Administración sesionará
válidamente con la asistencia de la mayoría simple de sus miembros.
Dicho órgano de gobierno deliberará en forma colegiada y decidirá sus asuntos por
mayoría de votos de los miembros presentes en las sesiones, teniendo el Presidente
voto de calidad para el caso de empate.
Los miembros del Consejo de Administración deberán pronunciarse en el seno de las
sesiones sobre los asuntos que deba resolver dicho órgano de gobierno, salvo que se
encuentren impedidos para ello.
ARTÍCULO DÉCIMO QUINTO. El Consejo de Administración sesionará
trimestralmente en forma ordinaria conforme al calendario de sesiones que se acuerde
Política Energética 577
y de forma extraordinaria, cuando sea necesario, en ambos casos a convocatoria del
Secretario del Consejo, a indicación de su Presidente.
El Consejo de Administración celebrará sus sesiones en el domicilio del CENACE o
en cualquier otro, a juicio de su Presidente. En la celebración de las sesiones se podrá
utilizar cualquier medio de telecomunicación o teleconferencia, así como invitar a
participar en las sesiones, con voz pero sin voto, a cualquier persona que sea necesaria
para apoyar el análisis de los temas que se sometan a su consideración.
El Director General del Centro Nacional de Control del Gas Natural asistirá a las
sesiones del Consejo de Administración como invitado permanente.
Las convocatorias para las sesiones ordinarias se harán, por lo menos, con cinco días
hábiles de anticipación. Tratándose de sesiones extraordinarias bastará con una
anticipación de dos días hábiles.
ARTÍCULO DÉCIMO SEXTO. Los miembros y los invitados del Consejo de
Administración estarán obligados a guardar la reserva o confidencialidad, según sea el
caso, en términos de las disposiciones aplicables, así como cuidar y no revelar la
documentación e información de la que, por razón de su participación en dicho
Consejo, tengan conocimiento o que esté bajo su responsabilidad, así como impedir y
evitar su uso, sustracción, destrucción, ocultamiento o utilización indebidos.
Los miembros del Consejo de Administración deberán comunicar a éste cualquier
situación que pudiere derivar en un conflicto de interés, así como abstenerse de
participar en la deliberación y votación respectivas.
ARTÍCULO DÉCIMO SÉPTIMO. Las actas y acuerdos del Consejo de
Administración serán públicos por regla general, pero podrán reservarse de manera
578 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
total o parcial, conforme a las políticas que al respecto determine el propio Consejo,
en términos de las disposiciones jurídicas aplicables.
El Consejo de Administración difundirá en la página de Internet del CENACE las
actas y acuerdos respectivos, en términos del párrafo anterior.
ARTÍCULO DÉCIMO OCTAVO. El Consejo de Administración, podrá constituir
comités de apoyo o consultivos o subcomités técnicos especializados para apoyar la
gestión del CENACE. En el acto constitutivo del comité o subcomité de que se trate
se determinará su objeto, así como la forma y términos en que participarán los
integrantes de la industria eléctrica.
ARTÍCULO DÉCIMO NOVENO. En todo lo no previsto en la presente sección
respecto a la operación y funcionamiento del Consejo de Administración, se estará a
las reglas y demás disposiciones que éste apruebe en el Estatuto Orgánico del
CENACE.
Sección Tercera
Del Director General
ARTÍCULO VIGÉSIMO. La Dirección General estará a cargo de un Director General
quien será designado y removido por el Titular de Ejecutivo Federal, a propuesta del
Secretario de Energía. Su designación deberá recaer en una persona que reúna los
requisitos señalados en el artículo 21 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales.
Adicionalmente, para ser elegible, deberá haber prestado por lo menos cinco años sus
servicios en puestos de alto nivel decisorio, cuyo desempeño requiera conocimiento y
experiencia en materias relacionadas con la industria eléctrica.
Política Energética 579
El Estatuto Orgánico del CENACE establecerá la forma en que el Director General
será suplido en sus ausencias.
ARTÍCULO VIGÉSIMO PRIMERO. Además de las establecidas en los artículos 22 y
59 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Director General tendrá las
siguientes facultades:
I. La gestión, operación y ejecución de las funciones del CENACE;
II. Proponer al Consejo de Administración la política laboral, la planta de personal
y la remuneración respectiva, observando para ello las disposiciones aplicables;
III. Instrumentar y administrar los sistemas de seguridad de los bienes e
instalaciones del CENACE;
IV. Presentar al Consejo de Administración, para su aprobación, el Estatuto
Orgánico del CENACE, así como sus modificaciones;
V. Expedir los manuales de organización y de procedimientos necesarios para el
debido funcionamiento de las unidades administrativas que integren el
CENACE;
VI. Constituir, disolver y determinar las funciones de grupos de trabajo o
comisiones asesoras que se requieran para el cumplimiento de su objeto, así
como dictar las bases para su funcionamiento;
VII. Expedir, previa opinión del Consejo de Administración y conforme a las
disposiciones legales aplicables, el Reglamento de Trabajo del Personal de
Confianza que regirá las relaciones laborales del CENACE;
580 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
VIII. Someter a la aprobación del Consejo de Administración la estrategia de
tecnología informática del CENACE;
IX. Someter a la aprobación del Consejo de Administración de manera anual, el
programa estratégico del CENACE;
X. Ejecutar los acuerdos del Consejo de Administración, y
XI. Las demás que, en su caso, se establezcan en el Estatuto Orgánico, le asigne el
Consejo de Administración o se prevean en otras disposiciones legales.
ARTÍCULO VIGÉSIMO SEGUNDO. Para el ejercicio de sus funciones, el Director
General se auxiliará de las unidades y de los servidores públicos que determine el
Estatuto Orgánico del CENACE.
Capítulo III
Vigilancia del CENACE
ARTÍCULO VIGÉSIMO TERCERO. El CENACE contará con los órganos de
vigilancia y de control interno a que se refieren la Ley Orgánica de la Administración
Pública Federal y la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, los que ejercerán las
facultades que se establecen en los mismos ordenamientos y demás disposiciones
aplicables. Los titulares de los órganos de vigilancia y de control interno serán
designados en los términos de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.
Los representantes del órgano de vigilancia podrán asistir, con voz pero sin voto, a las
sesiones de los comités que al efecto se establezcan.
Capítulo IV
Política Energética 581
Disposiciones Finales
ARTÍCULO VIGÉSIMO CUARTO. El CENACE se sujetará a lo establecido en la
Ley, la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, las demás leyes aplicables a las
entidades paraestatales, sus disposiciones reglamentarias y el presente Decreto.
ARTÍCULO VIGÉSIMO QUINTO. Para efectos administrativos la interpretación del
presente Decreto corresponde a la Secretaría.
ARTÍCULO VIGÉSIMO SEXTO. El CENACE promoverá el adiestramiento técnico
y la capacitación profesional de sus trabajadores, a fin de mejorar sus conocimientos,
la productividad, la responsabilidad y la seguridad en el trabajo.
ARTÍCULO VIGÉSIMO SÉPTIMO. Las relaciones laborales del CENACE y sus
trabajadores se regirán por lo dispuesto en el artículo 123, apartado A) de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, y en la Ley Federal del
Trabajo.
TRANSITORIOS
PRIMERO. El presente Decreto entrará en vigor al día siguiente de su publicación en
el Diario Oficial de la Federación.
SEGUNDO. El CENACE iniciará sus funciones para el cumplimiento de su objeto a
más tardar dentro de los noventa días naturales siguientes a la entrada en vigor del
presente Decreto.
TERCERO. El Consejo de Administración deberá quedar instalado a más tardar
dentro de los treinta días naturales siguientes contados a partir de la entrada en vigor
del presente Decreto.
582 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Por única ocasión, la duración del período de uno de los consejeros independientes
será de cuatro años, conforme lo determine el Titular del Ejecutivo Federal.
CUARTO. Dentro de los treinta días naturales siguientes a la publicación del
Reglamento de la Ley, el Director General presentará, para aprobación del Consejo de
Administración, el correspondiente Estatuto Orgánico.
QUINTO. El Director General deberá cuidar, en todo tiempo, la eficiencia, eficacia y
transparencia del procedimiento de transferencia a que se refiere el Décimo Sexto
Transitorio, inciso b), del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas
disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en
Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de
diciembre de 2013, así como el Quinto Transitorio de la Ley.
Para efecto de lo anterior, el Director General en coordinación y con el apoyo de la
Comisión Federal de Electricidad deberá realizar, dentro de los tres meses siguientes,
contados a partir del día de la publicación del presente Decreto, las acciones
siguientes:
I. Elaborar y notificar a la Secretaría y a la CRE, a más tardar dentro de los treinta
días naturales siguientes a la entrada en vigor del presente Decreto, el
cronograma y listado de acciones referentes a la transferencia de los recursos a
que se refiere el Quinto Transitorio de la Ley;
II. Requerir a la Comisión Federal de Electricidad y al Servicio de Administración
y Enajenación de Bienes, el inventario de los recursos que serán transferidos,
los cuales incluirán al menos los previstos en el segundo párrafo del Quinto
Transitorio de la Ley;
Política Energética 583
III. Requerir a la Comisión Federal de Electricidad el inventario de las obligaciones
que deriven de los asuntos y controversias administrativas y jurisdiccionales
que se encuentren en trámite, incluyendo aquéllas que provengan de juicios en
materia mercantil, civil y laboral;
IV. Realizar las gestiones para celebrar, transferir o ceder los contratos, convenios
o cualquier otro instrumento jurídico necesario para adquirir los recursos
previstos en el inventario a que se refiere la fracción II del presente transitorio;
V. Presentar mensualmente un informe ejecutivo a la Secretaría y a la CRE sobre
el avance y estado que guarde el procedimiento de transferencia descrito en el
presente Transitorio, y
VI. Elaborar un libro blanco del procedimiento de transferencia de los recursos, en
términos de las disposiciones aplicables. Concluido este procedimiento, el
Director General deberá conservar dicho libro y documentos en términos de la
normativa aplicable.
En caso de que se presentara alguna situación o circunstancia no prevista en el
presente Transitorio, cuya resolución se encuentre fuera de la competencia del
CENACE, su Director General lo informará a la Secretaría y a la CRE a la brevedad,
a efecto de que, en el ámbito de sus facultades, resuelvan lo conducente.
SEXTO. El Director General deberá realizar todas las acciones legales y
administrativas necesarias, para que el CENACE proporcione a la Comisión Federal
de Electricidad el apoyo, hasta por doce meses posteriores a la entrada en vigor del
presente Decreto, para que continúe operando las redes del Servicio Público de
Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica en condiciones de Continuidad,
eficiencia y seguridad.
584 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Asimismo, durante el período de tres meses en el que se realice la transferencia de los
recursos a que hace mención el Quinto Transitorio de este Decreto, el Director
General de la Comisión Federal de Electricidad deberá realizar todas las acciones
legales y administrativas necesarias para que el Centro Nacional de Control de
Energía de la Comisión Federal de Electricidad mantenga el Control Operativo del
Sistema Eléctrico Nacional con Continuidad y Calidad, asegurando el cumplimiento
de lo previsto en el Décimo Séptimo Transitorio de la Ley.
SÉPTIMO. El Director General deberá presentar a la Secretaría, a la CRE y al
Consejo de Administración, un informe final pormenorizado sobre las acciones
llevadas a cabo al amparo de los transitorios Quinto y Sexto anteriores.
OCTAVO. La Secretaría será responsable de la transferencia de los recursos
humanos, financieros y materiales, incluyendo los bienes que sean necesarios para
que el CENACE pueda cumplir con sus atribuciones. Para lo anterior, deberá contar
con las autorizaciones de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, a fin de realizar
las gestiones presupuestarias necesarias para la implementación del presente Decreto
y de la Secretaría de la Función Pública, para la aprobación de su estructura orgánica,
en términos de las disposiciones aplicables.
NOVENO. Se derogan las disposiciones administrativas que se opongan al presente
Decreto.
Fuente de información:http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5357927&fecha=28/08/2014
Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control del Gas Natural (Sener)
Política Energética 585
El 28 de agosto de 2014, la Secretaría de Energía (Sener) publicó en el Diario Oficial
de la Federación (DOF) el “Decreto por el que se crea el Centro Nacional de Control
del Gas Natural”, el cual se presenta a continuación.
ENRIQUE PEÑA NIETO, Presidente de los Estados Unidos Mexicanos, en ejercicio
de la facultad que me confiere el artículo 89, fracción I de la Constitución Política de
los Estados Unidos Mexicanos, con fundamento en lo dispuesto por el Décimo Sexto
Transitorio, inciso a) del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas
disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en
Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de
diciembre de 2013; y en los artículos 3o., fracción I, 31, 33, 34, 37, 45, 48 y 49 de la
Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 14, fracción II, y 15 de la Ley
Federal de las Entidades Paraestatales, y 66 a 69, y Décimo Segundo Transitorio de la
Ley de Hidrocarburos, y
CONSIDERANDO
Que el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 establece, entre otras metas
nacionales, la de un “México Próspero”, la cual prevé como objetivo abastecer de
energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena
productiva, lo cual se conseguirá mediante el fortalecimiento del mercado de gas
natural a través del incremento de la producción y el robustecimiento en la
infraestructura de importación, transporte y distribución, para asegurar el
abastecimiento de energía en óptimas condiciones de seguridad, calidad y precio;
Que el Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía,
publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de diciembre de 2013, establece
en el Décimo Sexto Transitorio, inciso a) que a más tardar dentro de los doce meses
siguientes a la entrada en vigor de la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional
586 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
en el Ramo del Petróleo; esto es, la Ley de Hidrocarburos, publicada en el medio de
difusión oficial el 11 de agosto de 2014, el Ejecutivo Federal deberá emitir el Decreto
de creación del organismo público descentralizado denominado Centro Nacional de
Control del Gas Natural;
Que en el mismo precepto constitucional se prevé que el Centro Nacional de Control
del Gas Natural estará encargado de la operación del sistema nacional de ductos de
transporte y almacenamiento de dicho gas y que en el correspondiente Decreto de
creación se establecerá su organización, funcionamiento y facultades;
Que la disposición transitoria aludida, dispone que en el Decreto de creación
correspondiente se proveerá lo necesario para que Petróleos Mexicanos y sus
organismos subsidiarios transfieran los recursos necesarios para que el Centro
Nacional de Control del Gas Natural adquiera y administre la infraestructura para el
transporte por ducto y almacenamiento de gas natural que tengan en propiedad para
dar el servicio a los usuarios, así como los contratos que tengan suscritos para que
dicho Centro sea quien los administre;
Que la Ley de Hidrocarburos establece que el Centro Nacional de Control del Gas
Natural será el gestor y administrador independiente del Sistema de Transporte y
Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, y que tendrá por objeto
garantizar la continuidad y seguridad en la prestación de los servicios en ese sistema
para contribuir con el abastecimiento del suministro de dicho energético en territorio
nacional, así como realizar las demás actividades señaladas en la referida ley y en el
respectivo Decreto de creación del Ejecutivo Federal;
Que la experiencia internacional en la materia señala la conveniencia de contar con un
gestor y administrador independiente del Sistema de Transporte por ducto y
Almacenamiento interconectado de Gas Natural, que garantice el acceso abierto
efectivo y no indebidamente discriminatorio, la continuidad y seguridad en la
Política Energética 587
prestación de los servicios en ese sistema, para contribuir con el abastecimiento del
suministro de dicho energético en territorio nacional;
Que la creación del Centro Nacional de Control del Gas Natural coadyuvará a que los
servicios de transporte por medio de ductos, así como de almacenamiento de gas
natural, se desarrollen bajo las condiciones referidas en el considerando anterior, y
Que en términos de lo dispuesto por el artículo 5o. del Reglamento de la Ley Federal
de las Entidades Paraestatales, la constitución del organismo público descentralizado
denominado Centro Nacional de Control del Gas Natural fue dictaminada
favorablemente por la Comisión Intersecretarial de Gasto Público, Financiamiento y
Desincorporación, mediante Acuerdo número 14-VIII-1, adoptado en su Octava
Sesión Ordinaria, celebrada el 21 de agosto de 2014, he tenido a bien expedir el
siguiente
DECRETO
Capítulo I
Naturaleza, Objeto, Facultades y Patrimonio
ARTÍCULO PRIMERO. Se crea el Centro Nacional de Control del Gas Natural,
como un organismo público descentralizado de la Administración Pública Federal,
sectorizado a la Secretaría de Energía, con personalidad jurídica y patrimonio propios,
con domicilio en la Ciudad de México.
ARTÍCULO SEGUNDO. El Centro Nacional de Control del Gas Natural estará
encargado de la gestión, administración y operación del Sistema de Transporte y
Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural, a que se refiere la Ley de
Hidrocarburos y tendrá por objeto garantizar la continuidad y seguridad en la
588 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
prestación de los servicios en ese sistema para contribuir con el abastecimiento del
suministro de dicho energético en territorio nacional.
El Centro Nacional de Control del Gas Natural ejercerá sus funciones bajo los
principios de eficiencia, transparencia y objetividad, así como de independencia
respecto de los Permisionarios cuyos sistemas conformen el Sistema de Transporte y
Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural.
ARTÍCULO TERCERO. Además de las definiciones establecidas en el artículo 4 de
la Ley de Hidrocarburos, para efectos del presente Decreto se entenderá por:
I. Alertas Críticas: Las declaraciones emitidas por el Centro, en su calidad de
Permisionario, para cierto período de tiempo, debido a la existencia de
condiciones operativas fuera de su control que tienen como consecuencia una
restricción en la capacidad del Sistema y que afectan la prestación del
servicio, de acuerdo con lo establecido en las condiciones generales
aprobadas por la Comisión;
II. Centro: El Centro Nacional de Control del Gas Natural;
III. Comisión: La Comisión Reguladora de Energía;
IV. Consejo de Administración: El Órgano de Gobierno del Centro;
V. Director General: El Director General del Centro;
VI. Ley: La Ley de Hidrocarburos;
VII. Secretaría: La Secretaría de Energía, y
Política Energética 589
VIII. Sistema: El Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de
Gas Natural.
ARTÍCULO CUARTO. Para el cumplimiento de su objeto, el Centro tendrá las
facultades siguientes:
I. Operar, gestionar y administrar el Sistema, en los términos establecidos en la
Ley y en el presente Decreto;
II. Gestionar y administrar los ductos y plantas de almacenamiento vinculadas a
Ductos de Internación de Gas Natural que estén interconectados con el
Sistema;
III. Administrar y gestionar la capacidad disponible en los contratos de reserva de
capacidad de transporte y almacenamiento de gas natural a que se refiere el
Décimo Segundo Transitorio de la Ley;
IV. Prestar los servicios de Transporte y Almacenamiento en la infraestructura de
la que sea titular como Permisionario, de conformidad con lo que al efecto
determine la Comisión;
V. Operar y mantener, directamente o a través de las divisiones que constituya
para dichos efectos, la infraestructura de Transporte y Almacenamiento de la
que sea titular, de conformidad con el o los permisos que, en su caso, expida
la Comisión;
VI. Realizar o instruir a Permisionarios que formen parte del Sistema, a realizar
compras y ventas de Gas Natural, únicamente en casos de emergencia
operativa, caso fortuito o fuerza mayor, o cuando ello resulte indispensable
590 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
para mantener el balance y la operación del Sistema, de conformidad con los
términos establecidos por la Comisión;
VII. Fomentar el desarrollo del mercado secundario de capacidad del Sistema;
VIII. Administrar el balance diario del Sistema;
IX. Proponer a la Secretaría, para su aprobación, previa opinión técnica de la
Comisión, el plan quinquenal de expansión del Sistema;
X. Licitar los proyectos estratégicos de infraestructura de transporte y
almacenamiento de gas natural en los términos establecidos en la Ley, para lo
cual, en su caso, llevará a cabo las gestiones que sean necesarias a efecto de
reservar la capacidad requerida por el Sistema, de conformidad con los
términos establecidos por la Comisión;
XI. Determinar la capacidad disponible del Sistema y asignarla, en los términos
que apruebe la Comisión, de conformidad con las disposiciones de la Ley, en
igualdad de circunstancias a los usuarios interesados, para lo cual deberá
mantener actualizado un sistema de información en línea que contendrá los
elementos establecidos por la Comisión;
XII. Gestionar la capacidad disponible del Sistema en aquella infraestructura que
no sea de su propiedad, a efecto de verificar que la misma sea puesta a
disposición de los usuarios interesados de conformidad con los términos
establecidos por la Comisión;
XIII. Supervisar que los Permisionarios y usuarios del Sistema lleven a cabo los
actos necesarios en la infraestructura objeto del permiso o en sus instalaciones
Política Energética 591
de consumo, para mantener el balance diario de gas natural que requiera
dicho Sistema;
XIV. Tratándose de Alertas Críticas, así como en caso fortuito o de fuerza mayor
que afecten la operación del Sistema, aplicar el orden de prelación para el
suministro de gas natural, de conformidad con los criterios establecidos por la
Comisión;
XV. Gestionar los actos jurídicos y demás acciones que resulten necesarias para
que los Permisionarios lleven a cabo la prestación de los servicios en el
Sistema, bajo condiciones que permitan optimizar el uso de la infraestructura,
así como el acceso abierto efectivo y no indebidamente discriminatorio;
XVI. Llevar a cabo la gestión diaria del Sistema de manera que se logre un uso
óptimo del conjunto de instalaciones interconectadas;
XVII. Informar a la Comisión cuando tenga conocimiento de que los Permisionarios
incurren en prácticas que afecten la adecuada y eficiente operación del
Sistema y actuar conforme a lo establecido por la Comisión en las respectivas
condiciones generales para la prestación del servicio;
XVIII. Proponer para aprobación de la Comisión, las acciones requeridas para
garantizar el acceso abierto efectivo y no indebidamente discriminatorio y la
continuidad en el servicio en el Sistema, a efecto de que éste cuente con la
capacidad de Transporte y Almacenamiento necesaria;
XIX. Proponer a la Comisión recomendaciones para la regulación que emita, a fin
de que sus actividades como gestor y Permisionario en todo momento sean
retribuidas adecuadamente;
592 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
XX. Llevar a cabo los procesos de compensación de ingresos a los Permisionarios
cuyos sistemas formen parte del Sistema, así como a los Permisionarios y
demás personas involucrados en los contratos cuya gestión esté a su cargo;
XXI. Coadyuvar con la Secretaría en la elaboración de instrumentos de planeación
de mediano y largo plazo, con el objetivo de lograr el desarrollo óptimo y
eficiente de los sistemas de ductos y de almacenamiento, y
XXII. Las demás que se establezcan en la Ley y su Reglamento, el Estatuto
Orgánico del Centro, así como en otros ordenamientos jurídicos aplicables.
ARTÍCULO QUINTO. El Centro desempeñará las funciones de gestión del Sistema
conforme a lo previsto en la Ley, su Reglamento, el presente Decreto y en las
disposiciones de carácter general que expida la Comisión para los gestores
independientes de Sistemas Integrados.
ARTÍCULO SEXTO. En sus funciones como gestor del Sistema, en ningún caso el
Centro privilegiará el uso de la infraestructura de Permisionario alguno, incluida
aquélla de la que el propio Centro sea titular, o aquéllas que sean necesarias para
atender una situación de emergencia, caso fortuito o de fuerza mayor en el mismo, en
los términos que determine la Comisión.
ARTÍCULO SÉPTIMO. El Centro desempeñará sus funciones de gestor
independiente del Sistema y de operación de la infraestructura de la que sea titular
como Permisionario, observando una estricta separación operativa, funcional y
contable de acuerdo con las disposiciones generales que al efecto expida la Comisión.
Para efecto de lo anterior, el Centro constituirá, observando al efecto las disposiciones
jurídicas aplicables, por un lado, las divisiones especializadas que llevarán a cabo la
gestión independiente del Sistema y, por el otro, aquéllas que realizarán las
Política Energética 593
actividades relacionadas con el Transporte y Almacenamiento de Gas Natural por
medio de la infraestructura de la que sea titular. Dichas divisiones podrán operar de
forma nacional o regional.
ARTÍCULO OCTAVO. El patrimonio del Centro se integrará por:
I. Los ingresos que obtenga por la gestión del Sistema y por la prestación de los
servicios que brinde con la infraestructura de la que sea titular;
II. Los recursos que, en su caso, se le asignen en el Presupuesto de Egresos de la
Federación del ejercicio fiscal correspondiente, y
III. Los bienes muebles, inmuebles, derechos, obligaciones y recursos que
adquiera, reciba o le sean transferidos o adjudicados por cualquier título.
El Centro administrará su patrimonio con arreglo a su presupuesto y a sus programas
aprobados, conforme a las disposiciones aplicables.
Capítulo II
Organización y funcionamiento
Sección Primera
Disposiciones Generales
ARTÍCULO NOVENO. El Centro será dirigido y administrado por un Consejo de
Administración y un Director General.
ARTÍCULO DÉCIMO. La estructura organizacional y operativa del Centro deberá
atender a la optimización de los recursos humanos, financieros y materiales; la
594 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
simplificación de procesos; evitar duplicidad de actividades; ser eficiente y
transparente, así como adoptar las mejores prácticas corporativas.
Sección Segunda
Del Consejo de Administración
ARTÍCULO DÉCIMO PRIMERO. El Consejo de Administración se integrará por:
I. El Secretario de Energía, quien lo presidirá;
II. Un representante de la Secretaría;
III. Un representante de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público;
IV. Un representante de la Secretaría de Economía, y
V. Dos consejeros independientes.
Los miembros propietarios del Consejo de Administración señalados en las fracciones
II a IV anteriores deberán tener al menos el nivel de subsecretario o equivalente.
El Presidente del Consejo de Administración podrá ser suplido en las sesiones por un
servidor público que deberá tener al menos el nivel de subsecretario. Los demás
integrantes del Consejo de Administración, salvo los consejeros independientes,
podrán designar a sus respectivos suplentes, que deberán tener al menos el nivel de
Director General o equivalente.
Política Energética 595
Los miembros del Consejo de Administración previstos en las fracciones I a IV del
presente artículo ejercerán sus cargos a título honorífico, por lo que no recibirán
retribución, emolumento ni compensación por su participación.
ARTÍCULO DÉCIMO SEGUNDO. Los consejeros independientes a que se refiere la
fracción V del artículo anterior serán designados por el Titular del Ejecutivo Federal,
en razón de su experiencia, capacidad y prestigio profesional, considerando que
puedan desempeñar sus funciones sin conflicto de interés y sin estar supeditados a
intereses personales, patrimoniales o económicos, debiendo reunir, además de lo
previsto en el artículo 19 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, los
requisitos siguientes:
I. Contar con título profesional en las áreas de derecho, administración,
economía, ingeniería, contaduría o materias afines a las actividades que
forman parte del objeto del Centro, con una antigüedad no menor a cinco años
al día de la designación;
II. Haberse desempeñado, durante al menos diez años, en actividades que
proporcionen la experiencia necesaria para cumplir con las funciones de
consejero independiente, ya sea en los ámbitos profesional, docente o de
investigación;
III. No haber sido condenado mediante sentencia firme por delito doloso que le
imponga pena de prisión. Tratándose de delitos patrimoniales dolosos,
cualquiera que haya sido la pena;
IV. No tener litigio pendiente con el Centro;
V. No haber sido sancionado con motivo de una investigación de carácter
administrativo, por infracciones graves, o penal, por violaciones a las leyes
596 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
nacionales o extranjeras, que hayan tenido como conclusión cualquier tipo de
resolución o acuerdo que implique expresamente la aceptación de la culpa o
responsabilidad, o bien, sentencia condenatoria firme;
VI. No haber sido removido con anterioridad como consejero, salvo que esto
último hubiere sido resultado de incapacidad física ya superada;
VII. No haber desempeñado el cargo de auditor externo del Centro, durante los
doce meses inmediatos anteriores a la fecha del nombramiento;
VIII. No haber sido servidor público de cualquier nivel de gobierno ni haber
ocupado cargos de elección popular o directivos en partido político alguno, en
los dos años inmediatos anteriores al día de la designación;
IX. No tener nexo o vínculo laboral con el Centro; nexo patrimonial importante o
vínculo laboral con persona física o moral que sea acreedor, deudor, cliente o
proveedor del Centro; conflicto de intereses con el Centro, por ser clientes,
proveedores, deudores, acreedores, importantes o por cualquier otro motivo
de cualquier otra naturaleza, ni la representación de asociaciones, gremios,
federaciones, confederaciones de trabajadores, patrones, o sectores de
atención que se relacionen con el objeto del Centro o sean miembros de sus
órganos directivos;
X. No tener nexos patrimoniales importantes, litigio pendiente, nexos
profesionales, vínculos laborales o conflictos de interés con los
permisionarios cuya infraestructura forme parte del Sistema, y
XI. No tener parentesco por consanguinidad, afinidad o civil hasta el cuarto
grado, así como no ser cónyuge, concubina o concubinario, de cualquiera de
las personas físicas referidas en las fracciones VII, IX y X de este artículo.
Política Energética 597
Para efectos de este artículo, se considerará que un consejero independiente tiene
nexos patrimoniales importantes cuando, por sí o por conducto de empresas en cuyo
capital social participe, realice ventas, por el equivalente a más del diez por ciento de
las ventas totales anuales de él o de dichas empresas, en los dos últimos ejercicios
fiscales, al Centro o a las personas o empresas a que se refiere la fracción X anterior.
Los consejeros independientes que durante el tiempo de su gestión dejen de cumplir
con alguno de los requisitos señalados en este Decreto o les sobrevenga algún
impedimento, deberán hacerlo del conocimiento del Titular del Ejecutivo Federal,
para que éste resuelva lo conducente.
Las personas que con anterioridad a su designación hayan sido consejeros en
empresas cuya infraestructura forme parte del Sistema o que les hayan prestado
servicios de asesoría o representación, deberán revelar tal circunstancia al Titular del
Ejecutivo Federal. El incumplimiento de esta obligación tendrá como consecuencia la
remoción inmediata, sin perjuicio de las responsabilidades a que haya lugar.
ARTÍCULO DÉCIMO TERCERO. El período de los consejeros independientes será
de tres años escalonados, quienes ejercerán sus funciones de tiempo parcial y podrán
ser nombrados nuevamente para períodos adicionales.
La falta definitiva de un consejero independiente será suplida por un consejero
sustituto que designe el Titular del Ejecutivo Federal, para concluir el período
correspondiente, pudiendo ser designado nuevamente para períodos adicionales
conforme al párrafo anterior.
Los consejeros independientes no podrán ocupar, durante el tiempo de su gestión, un
empleo, cargo o comisión de cualquier naturaleza, en los gobiernos Federal, de las
entidades federativas ni municipales.
598 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
ARTÍCULO DÉCIMO CUARTO. Los consejeros independientes no tendrán relación
laboral alguna con el Centro o con el Gobierno Federal. No obstante lo anterior,
recibirán los honorarios que determine la Secretaría de Hacienda y Crédito Público
por el desempeño de esta función, con cargo al presupuesto del Centro.
ARTÍCULO DÉCIMO QUINTO. Los consejeros independientes sólo podrán ser
removidos en los siguientes casos:
I. Por incapacidad mental o física que impida el correcto ejercicio de sus
funciones durante más de seis meses continuos;
II. Por dejar de reunir o contravenir los requisitos que se establecen en términos
de este Decreto para su designación;
III. Por incumplir, sin mediar causa justificada, los acuerdos y decisiones del
Consejo de Administración;
IV. Por no excusarse de conocer y votar los asuntos en que tengan conflicto de
interés;
V. Por utilizar, en beneficio propio o de terceros, la información confidencial de
que dispongan en razón del desempeño de sus funciones, así como divulgar la
mencionada información sin la autorización del Consejo de Administración;
VI. Por someter a la consideración del Consejo de Administración, a sabiendas,
información falsa o engañosa, y
VII. Por faltar consecutivamente a tres sesiones del Consejo de Administración, o
no asistir al menos al setenta y cinco por ciento de las sesiones, ordinarias o
extraordinarias, celebradas en un año.
Política Energética 599
El Titular del Ejecutivo Federal determinará, con base en los elementos que se le
presenten o recabe para tal efecto, la remoción de los consejeros independientes en los
casos a que se refiere el presente artículo.
ARTÍCULO DÉCIMO SEXTO. Además de las facultades establecidas en el artículo
58 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Consejo de Administración
tendrá las siguientes atribuciones indelegables:
I. Aprobar las propuestas de ingresos y de anteproyecto de presupuesto de
egresos del Centro;
II. Aprobar la propuesta del plan quinquenal de expansión del Sistema que se
vaya a presentar a la Secretaría para su aprobación, así como los planes y
programas de trabajo que se requieran para el adecuado cumplimiento del
objeto y funciones del Centro;
III. Aprobar las acciones de colaboración que el Director General acuerde con las
dependencias, empresas productivas del Estado y demás entidades de la
Administración Pública Federal, o con los demás Permisionarios, para el
adecuado cumplimiento del objeto, funciones y facultades del Centro;
IV. Analizar y, en su caso, aprobar el informe anual de la gestión del Centro que
elabore el Director General;
V. Aprobar, considerando la propuesta que someta a su consideración el Director
General, la constitución de divisiones especializadas para la realización de las
actividades previstas en el artículo Séptimo del presente Decreto, observando
al efecto las disposiciones jurídicas aplicables;
600 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
VI. Acordar lo necesario para dar trámite a los asuntos que se sometan a su
consideración, así como respecto de su organización, operación,
funcionamiento y sobre las funciones de sus integrantes y del Secretario;
VII. Conocer y, en su caso, autorizar los asuntos que por su importancia o
trascendencia someta a su consideración cualquiera de sus miembros o el
Director General, y
VIII. Las demás previstas en la Ley, en este Decreto y en el Estatuto Orgánico del
Centro, así como en otros ordenamientos jurídicos aplicables.
ARTÍCULO DÉCIMO SÉPTIMO. El Consejo de Administración sesionará
válidamente con la asistencia de la mayoría simple de sus miembros.
Dicho órgano de gobierno deliberará en forma colegiada y decidirá sus asuntos por
mayoría de votos de los miembros presentes en las sesiones, teniendo el Presidente
voto de calidad para el caso de empate.
Los miembros del Consejo de Administración deberán pronunciarse en el seno de las
sesiones sobre los asuntos que deba resolver dicho órgano de gobierno, salvo que se
encuentren impedidos para ello.
ARTÍCULO DÉCIMO OCTAVO. El Consejo de Administración sesionará
trimestralmente en forma ordinaria conforme al calendario de sesiones que se acuerde
y de forma extraordinaria, cuando sea necesario, en ambos casos a convocatoria del
Secretario del Consejo, a indicación de su Presidente.
El Consejo de Administración celebrará sus sesiones en el domicilio del Centro o en
cualquier otro, a juicio de su Presidente. En la celebración de las sesiones se podrá
utilizar cualquier medio de telecomunicación o teleconferencia, así como invitar a
Política Energética 601
participar en las sesiones, con voz pero sin voto, a cualquier persona que sea necesaria
para apoyar el análisis de los temas que se sometan a su consideración.
El Director General del Centro Nacional de Control de Energía asistirá a las sesiones
del Consejo de Administración como invitado permanente.
Las convocatorias para las sesiones ordinarias se harán, por lo menos, con cinco días
hábiles de anticipación. Tratándose de sesiones extraordinarias bastará con una
anticipación de dos días hábiles.
ARTÍCULO DÉCIMO NOVENO. Los miembros y los invitados del Consejo de
Administración estarán obligados a guardar la reserva o confidencialidad, según sea el
caso, en términos de las disposiciones aplicables, así como cuidar y no revelar la
documentación e información de la que, por razón de su participación en dicho
Consejo, tengan conocimiento o que esté bajo su responsabilidad, así como impedir y
evitar su uso, sustracción, destrucción, ocultamiento o utilización indebidos.
Los miembros del Consejo de Administración deberán comunicar a éste cualquier
situación que pudiere derivar en un conflicto de interés, así como abstenerse de
participar en la deliberación y votación respectivas.
ARTÍCULO VIGÉSIMO. Las actas y acuerdos del Consejo de Administración serán
públicas por regla general, pero podrán reservarse de manera total o parcial, conforme
a las políticas que al respecto determine el propio Consejo, en términos de las
disposiciones jurídicas aplicables.
El Consejo de Administración difundirá en la página de Internet del Centro las actas y
acuerdos respectivos, en términos del párrafo anterior.
602 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
ARTÍCULO VIGÉSIMO PRIMERO. En todo lo no previsto en la presente sección
respecto a la operación y funcionamiento del Consejo de Administración, se estará a
las reglas y demás disposiciones que éste apruebe en el Estatuto Orgánico del Centro.
Sección Tercera
Del Director General
ARTÍCULO VIGÉSIMO SEGUNDO. El Director General será designado y removido
por el Titular del Ejecutivo Federal, a propuesta del Secretario de Energía. Su
designación deberá recaer en persona que reúna los requisitos señalados en el artículo
21 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales. Adicionalmente, para ser elegible,
deberá haber prestado por lo menos, cinco años sus servicios en puestos de alto nivel
decisorio, cuyo desempeño requiera conocimiento y experiencia en materias
relacionadas al sector de hidrocarburos.
El Estatuto Orgánico del Centro establecerá la forma en que el Director General será
suplido en sus ausencias.
ARTÍCULO VIGÉSIMO TERCERO. Además de las establecidas en los artículos 22
y 59 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, el Director General tendrá las
siguientes facultades:
I. Ejecutar las funciones del Centro y, en particular, la gestión del Sistema;
II. Constituir, disolver y determinar las funciones de grupos de trabajo o
comisiones asesoras que se requieran para el cumplimiento de su objeto, así
como dictar las bases para su funcionamiento;
Política Energética 603
III. Formular y proponer al Consejo de Administración, las propuestas de
ingresos y de anteproyecto de presupuesto de egresos del Centro;
IV. Elaborar y proponer para aprobación del Consejo de Administración, los
planes quinquenales de expansión del Sistema, así como los demás planes y
programas de trabajo que se requieran para el adecuado cumplimiento del
objeto y funciones del Centro;
V. Elaborar y proponer al Consejo de Administración, el informe anual de la
gestión del Centro;
VI. Ejercer el presupuesto del Centro con sujeción al marco jurídico aplicable;
VII. Presentar al Consejo de Administración, para su aprobación, el Estatuto
Orgánico del Centro, así como sus modificaciones;
VIII. Expedir los manuales de organización y de procedimientos necesarios para el
debido funcionamiento de las unidades administrativas que integren el
Centro;
IX. Presentar a la Secretaría, previa aprobación del Consejo de Administración, el
informe sobre las capacidades presupuestarias y técnicas del Centro para
efectos de la licitación de los proyectos contenidos en el plan quinquenal de
expansión del Sistema, y
X. Las demás que sean necesarias para el cumplimiento de las anteriores; las que
se establezcan en el Estatuto Orgánico, así como las que le confieran otros
ordenamientos jurídicos aplicables.
604 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Las atribuciones establecidas en las fracciones V y VI del presente artículo, son
indelegables.
ARTÍCULO VIGÉSIMO CUARTO. Para el ejercicio de sus funciones, el Director
General se auxiliará de las unidades y los servidores públicos que determine el
Estatuto Orgánico del Centro.
Capítulo III
Vigilancia del Centro
ARTÍCULO VIGÉSIMO QUINTO. El Centro contará con los órganos de vigilancia y
de control interno a que se refieren la Ley Orgánica de la Administración Pública
Federal y la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, los que ejercerán las
facultades que se establecen en los mismos ordenamientos y demás disposiciones
aplicables. Los titulares de los órganos de vigilancia y de control interno serán
designados en los términos de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal.
Los representantes del órgano de vigilancia podrán asistir, con voz pero sin voto, a las
sesiones de los comités del Consejo de Administración que al efecto se establezcan.
Capítulo IV
Disposiciones Finales
ARTÍCULO VIGÉSIMO SEXTO. El Centro se sujetará a lo establecido en la Ley, la
Ley Federal de las Entidades Paraestatales, las demás leyes aplicables a las entidades
paraestatales, sus disposiciones reglamentarias y el presente Decreto.
Política Energética 605
ARTÍCULO VIGÉSIMO SÉPTIMO. Para efectos administrativos la interpretación
del presente Decreto corresponde a la Secretaría.
ARTÍCULO VIGÉSIMO OCTAVO. El Centro promoverá el adiestramiento técnico y
la capacitación profesional de sus trabajadores, a fin de mejorar sus conocimientos, la
productividad, la responsabilidad y la seguridad en el trabajo.
ARTÍCULO VIGÉSIMO NOVENO. Las relaciones laborales del Centro se regirán
por lo dispuesto en el artículo 123, Apartado A, de la Constitución Política de los
Estados Unidos Mexicanos, y en la Ley Federal del Trabajo.
TRANSITORIOS
PRIMERO. El presente Decreto entrará en vigor al día siguiente de su publicación en
el Diario Oficial de la Federación.
SEGUNDO. El Centro iniciará sus funciones para el cumplimiento de su objeto a más
tardar dentro de los ciento ochenta días naturales siguientes a la entrada en vigor del
presente Decreto.
TERCERO. El Consejo de Administración deberá quedar instalado a más tardar
dentro de los noventa días naturales siguientes contados a partir de la entrada en vigor
del presente Decreto.
Por única ocasión la duración del período de uno de los consejeros independientes
será de cuatro años, conforme lo determine el Titular del Ejecutivo Federal.
CUARTO. Dentro de los ciento cincuenta días naturales siguientes a la entrada en
vigor del presente Decreto, el Director General presentará, para aprobación del
Consejo de Administración, el correspondiente Estatuto Orgánico.
606 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
QUINTO. El Director General deberá cuidar, en todo tiempo, la eficiencia, eficacia y
transparencia del procedimiento de transferencia a que se refiere el Décimo Sexto
Transitorio, inciso a), del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas
disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en
Materia de Energía, publicado en el Diario Oficial de la Federación el 20 de
diciembre de 2013, así como el Décimo Segundo Transitorio de la Ley.
Para efecto de lo anterior, el Director General en coordinación y con el apoyo de
Petróleos Mexicanos, deberá realizar lo siguiente:
I. Elaborar y notificar a la Secretaría y a la Comisión, dentro de los noventa días
naturales siguientes a la entrada en vigor del presente Decreto, el cronograma
y listado de acciones referentes a la transferencia de bienes y contratos
previstos en el Décimo Segundo Transitorio de la Ley, así como los servicios
necesarios para el funcionamiento de la infraestructura correspondiente;
II. Requerir a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios el inventario
de su infraestructura de acceso abierto que se encuentre permisionada por la
Comisión a la fecha de entrada en vigor del presente Decreto, los contratos a
que se refiere el Décimo Segundo Transitorio de la Ley, así como de los
servicios correspondientes. En dicho inventario se deberán identificar los
bienes y derechos que se encuentren compartidos entre Petróleos Mexicanos,
sus organismos subsidiarios y terceros. A partir de este requerimiento, se
realizará el inventario inicial de transferencia.
En el caso de la Comisión Federal de Electricidad, requerir el inventario de
los contratos a que se refiere el tercer párrafo, fracciones II, III, IV y V, del
Décimo Segundo transitorio de la Ley.
Política Energética 607
Una vez recibidos los inventarios señalados en esta fracción, el Director
General deberá informarlo a la Comisión para los efectos conducentes;
III. Requerir a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios el inventario
de las obligaciones que deriven de los asuntos y controversias administrativas
y jurisdiccionales que se encuentren en trámite, incluyendo aquéllas que
provengan de juicios en materia administrativa, agraria, mercantil, civil y
laboral, que estén relacionados con los recursos, bienes y contratos que se
transfieren;
IV. Requerir a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios un inventario
de los derechos de vía, así como de los contratos de ocupación superficial,
servidumbres de paso o cualquier otro derecho o documento vinculado con la
infraestructura para el Transporte por ducto y el Almacenamiento de Gas
Natural que tengan en propiedad;
V. Realizar, por conducto de la Secretaría como responsable del proceso, los
trámites presupuestarios que correspondan ante la Secretaría de Hacienda y
Crédito Público, a fin de realizar la transferencia de recursos que se
establecen en este Decreto para la debida constitución y operación del Centro,
y ante la Secretaría de la Función Pública, para la aprobación de su estructura
orgánica, en términos de las disposiciones aplicables;
VI. Realizar las gestiones para celebrar, transferir o ceder los contratos, convenios
o cualquier otro instrumento jurídico necesario para adquirir en propiedad la
infraestructura identificada en el inventario a que se refieren las fracciones II
a IV del presente Transitorio, garantizar la operación y mantenimiento de los
bienes objeto de transferencia y continuar con la administración de los
contratos a que se refiere el Décimo Segundo Transitorio de la Ley.
608 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La transmisión de bienes, derechos y obligaciones a que se refieren las
fracciones II y IV del presente Transitorio, se sujetará a los lineamientos
financieros y de contraprestaciones, que en su caso, emita la Secretaría de
Hacienda y Crédito Público, contando con el apoyo que al efecto requiera de
la Comisión, en los términos previstos en el párrafo noveno del Décimo
Segundo Transitorio de la Ley. Las transferencias de bienes inmuebles no
implicarán cambio de destino.
El Director General celebrará con Petróleos Mexicanos, o en su caso, con sus
organismos subsidiarios o filiales, los contratos o convenios requeridos para
llevar a cabo la transferencia prevista en el presente Transitorio, con el
objetivo de garantizar la continuidad y calidad en el servicio del Sistema.
Asimismo, el Director General celebrará los contratos requeridos para contar
con los servicios de operación y mantenimiento por parte de Petróleos
Mexicanos o, en su caso, de alguno de sus organismos subsidiarios o filiales.
Lo anterior, sin perjuicio de que, de resultar necesario, se contraten servicios
adicionales de operación y mantenimiento, de conformidad con las
disposiciones jurídicas aplicables.
La Secretaría de Hacienda y Crédito Público emitirá los lineamientos
financieros y de contraprestaciones a que, en su caso, se sujetarán los
contratos y convenios señalados en los párrafos anteriores, contando con el
apoyo que al efecto requiera de la Comisión;
VII. Realizar las gestiones para administrar los contratos o convenios de la
Comisión Federal de Electricidad a que se refiere el tercer párrafo, fracciones
II, III, IV y V, del Décimo Segundo Transitorio de la Ley;
Política Energética 609
VIII. Presentar bimestralmente un informe ejecutivo a la Secretaría y a la Comisión
sobre el avance y estado que guarde el procedimiento de transferencia
descrito en el presente Transitorio, y
IX. Elaborar un libro blanco del procedimiento de transferencia de recursos,
bienes y contratos, en términos de las disposiciones aplicables. Concluido este
procedimiento, el Director General deberá conservar dicho libro y
documentos en términos de la normativa aplicable.
Hasta en tanto concluye la transferencia prevista en el presente Transitorio, Petróleos
Mexicanos y sus organismos subsidiarios continuarán prestando el servicio de
transporte y gestionando las tarifas aprobadas por la Comisión aplicables al Sistema
de Transporte Nacional Integrado.
De conformidad con el Décimo Segundo Transitorio de la Ley, la Secretaría, previa
opinión técnica y autorización de las bases de licitación por parte de la Comisión,
podrá determinar que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios lleven a
cabo las licitaciones de los proyectos de infraestructura del Sistema de Transporte
Nacional Integrado, hasta en tanto el Centro obtenga los recursos presupuestarios y
capacidades técnicas necesarias para realizarlas, lo cual no podrá exceder de 24
meses, a partir de la emisión del presente Decreto.
En caso de que se presentara alguna situación o circunstancia no prevista en el
presente Transitorio, cuya resolución se encuentre fuera de la competencia del Centro,
su Director General lo informará a la Secretaría y a la Comisión a la brevedad, a
efecto de que, en el ámbito de sus facultades, resuelvan lo conducente.
SEXTO. El Director General deberá realizar todas las acciones legales y
administrativas necesarias para que el Centro administre y gestione la capacidad
correspondiente a los contratos de reserva de capacidad de Transporte y
610 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Almacenamiento de Gas Natural, a que se refiere el Décimo Segundo Transitorio de
la Ley.
SÉPTIMO. El Director General deberá presentar a la Secretaría, a la Comisión y al
Consejo de Administración un informe final pormenorizado sobre las acciones
llevadas a cabo al amparo de los Transitorios Quinto y Sexto anteriores. Dicho
informe incluirá al menos, el detalle de la infraestructura y los contratos transferidos,
así como la capacidad de Transporte y Almacenamiento de Gas Natural que se
transfiere.
OCTAVO. El Director General deberá realizar todas las acciones legales y
administrativas necesarias, para que el Centro proporcione a Petróleos Mexicanos y
sus organismos subsidiarios, el apoyo hasta por doce meses posteriores a la entrada en
vigor del presente Decreto, para que continúe operando la infraestructura para el
Transporte por ducto y Almacenamiento de Gas Natural, en condiciones de
continuidad, eficiencia y seguridad.
NOVENO. El Director General deberá presentar a la Secretaría para su aprobación,
previa autorización del Consejo de Administración, el informe relativo a la fecha a
partir de la cual estará en capacidad de iniciar los procesos de licitación a que se
refiere la Ley.
Lo anterior, dentro del plazo previsto en el Transitorio Décimo Segundo, párrafo
décimo, de la Ley.
DÉCIMO. A partir de la entrada en vigor del presente Decreto, y hasta en tanto la
Cámara de Diputados realice las previsiones necesarias en el Presupuesto de Egresos
de la Federación correspondiente, la operación del Centro se cubrirá con recursos del
presupuesto autorizado para la Secretaría.
Política Energética 611
DÉCIMO PRIMERO. Se derogan las disposiciones administrativas que se opongan al
presente Decreto.
Fuente de información:http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5357928&fecha=28/08/2014
Invertirá Pemex más de 280 millones de dólares en el Sistema Automatizado SCADA (Pemex)
El 10 de septiembre de 2014, Petróleos Mexicano (Pemex) informó que invertirá 282
millones de dólares en el Sistema de Automatización SCADA, el cual permite la
detección inmediata de caídas de presión en el flujo de la Red Nacional de Ductos así
como la atención oportuna de las tomas clandestinas, a fin de salvaguardar la
seguridad de la población ya que el robo de combustibles pone en riesgo a las
comunidades de las zonas aledañas y al medio ambiente.
De este monto, Pemex ha ejercido en lo que va del año 85 millones de dólares y los
restantes 197 millones de dólares serán aplicados en los próximos dos años. Con estas
inversiones se logrará la automatización de 35 mil kilómetros de ductos de las áreas
de Refinación, Gas, Petroquímica y Producción.
Asimismo, se fortalecerá la infraestructura de los centros de control SCADA, tanto el
que se localiza actualmente en la Ciudad de México como el de Venta de Carpio,
Estado de México, el cual será reubicado en la zona metropolitana.
De este modo, se ampliará el esquema de monitoreo automatizado a 186 sitios a nivel
nacional que forman parte de 47 sistemas de transporte por ducto de la red del
Sistema Nacional de Refinación, en tanto se integrarán zonas estratégicas de cuatro
ductos petroquímicos, entre otras acciones.
612 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Este sistema de vanguardia, el cual ha permitido una operación flexible, confiable y
segura en la red nacional de gasoductos y LPG ductos, entró en operación en la red de
gasoductos en el año 2000 a fin de preservar la integridad física de los ductos y
protección al medio ambiente, así como a centros urbanos y comunidades.
Hoy en día, el SCADA se ha expandido a todos los demás sistemas de transporte por
ducto de Pemex, incluyendo la instalación y configuración de hardware y software,
así como la integración de señales automatizadas de los ductos de todas las áreas.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-087_nacional.aspx
México atrae a empresas de India, país que busca seguridad energética (Sentido Común)
El 25 de agosto de 2014, la revista Sentido Común publicó el artículo “México atrae a
empresas de India, país que busca seguridad energética”, el cual se presenta a
continuación.
Oil & Natural Gas y Reliance Industries, las empresas de energía más grandes de
India, están buscando invertir en México a medida que la segunda economía más
grande de América Latina ha abierto el sector petrolero por primera vez tras 76 años
de mantenerlo bajo control estatal.
ONGC, como mejor se conoce la empresa de energía del Estado de India, está
enfrentando la caída de su producción por lo que quiere asociarse con Petróleos
Mexicanos (Pemex) para explorar y explotar yacimientos de petróleo, además de que
también está considerando participar en las subastas de nuevos campos potenciales
que iniciará el gobierno de México el próximo año, dijo su presidente.
Política Energética 613
Por su parte, Reliance Industies, una empresa controlada por un multimillonario ha
dicho que está interesada en bloques potenciales de exploración en México.
“Estamos estudiando si podemos asociarnos con Pemex en la producción de los
campos”, dijo el empresario, en una entrevista telefónica. “Las empresas de todo el
mundo tienen sus ojos en México y va a existir una gran competencia”.
México puede ser fundamental en el intento del Primer Ministro hindú por lograr la
seguridad energética de su país, después de que las empresas de exploración chinas le
han ganado a la nación del sur de Asia algunos activos en África y Asia Central.
Chevron y Exxon Mobil se encuentran entre las empresas que competirán en México,
país que culminó la aprobación de su reforma energética hace unas semanas para
permitir la llegada de capitales privados a la industria petrolera. La reforma, además
de incrementar los niveles de competencia en ese sector crucial, busca también
revertir la caída en la producción petrolera que ha registrado Pemex a lo largo de una
década, y que sigue disminuyendo.
Los planes de Pemex
La inversión en energía en México podría más que duplicarse a 55 mil millones de
dólares al año a medida que se espera que diversas empresas exploren y lleguen a
producir 115 mil millones de barriles de crudo o el monto de recursos prospectivos
que ha calculado el país, dijo el Director General de Pemex.
Esas reservas representan tres años y medio de consumo mundial de petróleo, de
acuerdo con datos de la empresa petrolera internacional BP.
Pemex planea establecer alianzas estratégicas en 10 yacimientos maduros, dentro y
fuera de la costa para diciembre de 2015, dijo el funcionario.
614 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
La empresa estatal obtuvo este mes los derechos para desarrollar todas las reservas de
petróleo probadas y probables que tiene actualmente México, por lo que buscara
socios que le ayuden en algunos de esos campos que la petrolera no ha explotado.
Los campos que conservó para su explotación Pemex tienen cerca de 20 mil 600
millones de barriles, suficiente para mantener los niveles de producción en al menos
2.5 millones de barriles diarios en los próximos 20 años, dijo el Secretario de Energía.
Las compras de India de petróleo mexicano han aumentado 161% en los últimos
cinco años, a 4.94 millones de toneladas métricas, o 98 mil 800 barriles por día, dijo
el Ministro de Petróleo del país asiático en el parlamento a inicios de agosto.
Con un pie adentro
“India ya tiene un pie ahí porque una parte sustancial del petróleo mexicano va a ese
país”, dijo un analista de VTB Capital en Londres. “La preocupación es que India no
será el único que vaya para allá”.
Por años, ONGC ha perdido ante los competidores chinos. En 2013, perdió una oferta
de 5 mil millones de dólares para adquirir un interés de 8.4% en el yacimiento
petrolífero más grande de Kazajstán, luego que el gobierno ejerció su derecho y
adquirió esa participación en lugar de la compañía hindú.
El país de Asia Central luego vendió la participación en el campo Kashagan a China
National Petroleum.
Una oferta conjunta de ONGC, Indian Oil y Oil India para comprar una participación
de 33% de los derechos de exploración en Uganda de Tullow Oil, con sede en
Londres, fracasó cuando la oferta del consorcio fue superada por CNOOC de China
en 2010.
Política Energética 615
ONGC, con sede en Nueva Delhi, tuvo cierto éxito con adquisiciones el año pasado.
La empresa registró compras por 5 mil millones de dólares. En agosto del año pasado,
por ejemplo, ONGC acordó pagar a Anadarko Petroleum 2 mil 640 millones de
dólares por una participación de 10% en el yacimiento de gas de Mozambique.
Esa compra se dio luego de que la empresa había adquirido, junto con su rival estatal
de menor tamaño, Oil India, un interés de 10% en el mismo campo de Videocon
Industries por 2 mil 500 millones de dólares dos meses antes
Un mejor destino
ONGC también ganó bloques de exploración en Myanmar y Bangladesh este año y
aumentó su participación en un activo de Brasil el año pasado, después de superar una
oferta de Sinochem Group de China.
Como propietario de una proporción mayoritaria de las empresas, el gobierno ha
estado presionando a ONGC y Oil India “para perseguir vigorosamente la adquisición
de activos de petróleo y gas en el extranjero”, dijo el Ministro de Petróleo a los
legisladores el 23 de julio.
Reliance Industries invirtió en tres alianzas estratégicas para explorar hidrocarburos
de esquisto, o shale, en Estados Unidos de Norteamérica en 2010 y ha destinado 7 mil
millones de dólares en proyectos hasta el momento, dijo la compañía en una
presentación en la bolsa de valores del 20 de agosto.
616 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
También cuenta con dos bloques en Yemen, dos en Myanmar y uno en Perú, de
acuerdo con una presentación a los inversionistas publicada en su página web.
“India debe sumarse a todas esas oportunidades que se están presentando en todo el
mundo, debido a que su producción de petróleo y gas se ha estancado", dijo el jefe de
investigación de Asian Markets Securities, con sede en Bombay. “México es sin duda
uno de los mejores destinos, ya que tiene un gran potencial. Empresas indias que ya
invierten en esa región tienen una ventaja”.
Las acciones de ONGC han subido 48% este año y Reliance ha aumentado 11% en
comparación con una ganancia de 25% en el índice de referencia S&P BSE Sensex.
La mayor refinería
Reliance, el operador de la mayor refinería de petróleo crudo del mundo, cuenta con
815 mil 600 millones de rupias (13 mil 500 millones de dólares) en efectivo y activos
equivalentes. Su mayor yacimiento de gas natural en la India, KG-D6 fuera de la costa
este, no ha producido lo estimado y su producción ha estado cayendo desde 2010.
ONGC tiene 108 mil millones de rupias de dinero en efectivo, que han disminuido
cada vez más a lo largo de los últimos tres años, ya que está obligada por el gobierno
a vender su crudo con un descuento a las refinerías estatales. El grueso de la
producción de la compañía en India está en campos que tienen más de 40 años de
edad.
La empresa produce petróleo pesado de campos en el estado occidental de Gujarat,
donde el crudo se calienta primero en el interior de los pozos y luego se bombea
hacia la superficie.
Política Energética 617
“Hemos demostrado la tecnología en nuestros propios campos en la India y la
podemos usar en México y en otros lugares también”, dijo el Presidente de ONGC.
“Esa es una gran ventaja que tenemos”.
Petróleo pesado
La mayor parte de las reservas conocidas de petróleo de México son de la variedad
pesada, dijo la Agencia de Información sobre Energía de los Estados Unidos de
Norteamérica (EIA). El aceite se concentra frente a la parte sur del país y en el
interior en el norte, agregó la agencia estadounidense.
La producción de petróleo de India en el ejercicio fiscal que finalizó el 31 de marzo
fue de 755 mil 520 barriles por día, mientras que el gas se redujo 13% a 35 mil 400
millones de metros cúbicos, de acuerdo con datos del Ministerio de Petróleo.
El país gastó 143 mil millones de dólares en importaciones de petróleo crudo en los
últimos 12 meses, dijo el Ministro del Petróleo de la India. Más de 61% del petróleo
fue importado de Oriente Medio, incluyendo Irán e Iraq, por lo que sus suministros
son vulnerables a los conflictos.
“Con lo que está pasando geopolíticamente en los territorios de algunos de los
mayores productores de petróleo del mundo, tener activos de petróleo en otras partes
del mundo es cada vez más importante para India”, dijo el Director General de Taurus
Asset Management, con sede en Nueva Delhi, que supervisa unos 740 millones de
dólares. “Ser propietario de los yacimientos petrolíferos en países como México va a
asegurar el abastecimiento y eso es muy importante para India”.
Fuente de información:http://www.sentidocomun.com.mx/articulo.phtml?id=12996
618 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Colocación de Pemex en el mercado local (Pemex)
El 4 de septiembre de 2014, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que como parte
del Programa de Financiamiento 2014 y de conformidad con el calendario de
colocaciones en mercado local de Pemex anunciado en la conferencia trimestral del
“Programa de subasta de valores gubernamentales para el tercer trimestre de 2014”,
Pemex realizó una oferta de Certificados Bursátiles por un monto de
aproximadamente 28 mil millones de pesos, que podría modificarse una vez que sea
asignada la opción de sobre-colocación.
Se trató de la reapertura de las emisiones con claves de pizarra PEMEX 13 en tasa
flotante, a un plazo de aproximadamente 4.5 años, PEMEX 13-2 a tasa fija a 10 años
y Pemex 14U a un plazo de 11 años aproximadamente.
El monto colocado fue dividido entre tres tramos: i) 5 mil millones de pesos a tasa
flotante de la Tasa de Interés Interbancaria de Equilibrio (TIIE) más 1 punto base; ii)
el equivalente a 5 mil millones de pesos en Unidades de Inversión (UDI´s) a una tasa
de 3.17% y, iii) 18 mil millones de pesos a una tasa de 6.80%, lo que representa un
diferencial de 105 puntos base sobre la tasa de referencia, el nivel más bajo obtenido
a través de este instrumento desde su emisión original.
La demanda recibida fue de aproximadamente 75 mil millones de pesos, 2.7 veces el
monto colocado, lo que representa la mayor demanda en una colocación local en la
historia de la compañía.
La emisión en tasa fija que cuenta con un componente de Global Depositary Notes
(GDN) se distribuyó alrededor de 80% en mercado local y 20% en mercado
internacional, principalmente entre sociedades de inversión, Afores y tesorerías
bancarias.
Política Energética 619
Por lo que respecta a la colocación en tasa flotante, ésta se distribuyó principalmente
entre tesorerías bancarias, fondos de inversión y banca privada, mientras que la
emisión en tasa fija denominada en UDI, se distribuyó principalmente entre
aseguradoras y Administrados de Fondos para el Retiro (Afores).
Los intermediarios colocadores que fueron seleccionados por su desempeño como
formadores de mercado de bonos de Pemex fueron: Banamex, Bank of América,
BBVA Bancomer, Banorte-Ixe y HSBC, en la parte local; adicionalmente, Morgan
Stanley actuó como Agente Estructurador en la parte internacional.
Los recursos que se obtengan por estas emisiones se destinarán, principalmente, a
proyectos de inversión de Pemex-Exploración y Producción.
Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2014-086_nacional.aspxAsignan calificación a emisiones deCertificados Bursátiles de Pemex (Fitch)
El 2 de septiembre de 2014, la casa calificadora Fitch Ratings asignó calificaciones a
las siguientes emisiones de Certificados Bursátiles de Petróleos Mexicanos (Pemex):
Calificación en Escala Nacional de “AAA(mex)” y Calificación en Escala
Internacional Moneda Local de “A-” a los Certificados Bursátiles Adicionales de
la cuarta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 13, por un monto
en conjunto, con los Certificados Bursátiles Adicionales de la cuarta reapertura de
la emisión con clave de pizarra PEMEX 13-2 y con la segunda reapertura de la
emisión de Certificados Bursátiles con clave de pizarra PEMEX 14U, de hasta 30
mil millones de pesos, con vencimiento el 28 de febrero de 2019, a tasa variable.
Calificación en Escala Nacional de “AAA(mex)” y Calificación en Escala
Internacional Moneda Local de “A-” a los Certificados Bursátiles Adicionales de
620 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
la cuarta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 13-2, por un
monto en conjunto, con los Certificados Bursátiles Adicionales de la cuarta
reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 13 y con la segunda
reapertura de la emisión de Certificados Bursátiles con clave de pizarra PEMEX
14U, de hasta 30 mil millones de pesos, con vencimiento el 12 de septiembre de
2024, a tasa fija.
Calificación en Escala Nacional de “AAA(mex)” a la segunda reapertura de la
emisión de Certificados Bursátiles con clave de pizarra PEMEX 14U, por un
monto en conjunto, con los Certificados Bursátiles Adicionales de la cuarta
reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 13 y con los Certificados
Bursátiles Adicionales de la cuarta reapertura de la emisión con clave de pizarra
PEMEX 13-2, de hasta 30 mil millones de pesos, o su equivalente en unidades de
inversión (UDIs), con vencimiento el 15 de enero de 2026, a tasa fija real.
Los Certificados Bursátiles contarán con la garantía solidaria, incondicional e
irrevocable de Pemex Exploración y Producción; Pemex Refinación, así como Pemex
Gas y Petroquímica Básica en términos del Convenio de Responsabilidad Solidaria y
de los Certificados de Designación correspondientes. Los recursos provenientes de las
emisiones serán utilizados para financiar inversiones de capital, refinanciar deuda, y
para fines corporativos generales.
El monto de las tres emisiones, las cuales se realizarán bajo la modalidad de vasos
comunicantes, no podrá exceder de 30 mil millones de pesos en conjunto al momento
de las disposiciones.
Factores clave de las calificaciones
Las calificaciones de Pemex reflejan el vínculo con el gobierno Mexicano y su
importancia fiscal al riesgo soberano de México. También consideran su sólida
Política Energética 621
utilidad antes de impuestos, perfil orientado a la exportación, reservas de
hidrocarburos importantes y posición de mercado en México. Por otra parte, las
calificaciones toman en cuenta los niveles significativos de deuda ajustada de la
compañía al contemplar las obligaciones de pensiones sin fondear, importante carga
fiscal, altos requerimientos de inversión, capital contable negativo y riesgo de
interferencia política.
Vínculo fuerte con el Gobierno Federal
Pemex es la compañía más grande de la nación y una de las mayores fuentes de
recursos del país. Durante los últimos 5 años, sus transferencias al gobierno federal
han promediado 54% sobre ventas o 122% sobre el resultado operativo. Las
contribuciones hacia el gobierno federal a través de regalías e impuestos han
representado, en promedio, entre 30 y 40% de los ingresos del gobierno federal.
Como resultado, el balance general de Pemex se ha debilitado y se ha reflejado en un
capital contable negativo al cierre de 2013. A pesar del tratamiento pari-passu con la
deuda soberana en el pasado, los pasivos con costo de Pemex no cuentan con una
garantía explícita.
Estabilidad en la producción
La producción de petróleo se ha estabilizado en alrededor de 2.5 millones de barriles
por día (bpd), luego de una caída notable durante la última década. La estabilización
es resultado del uso más intensivo de tecnología en la zona de Cantarell, mejoras en
las operaciones e incremento en la producción dentro de un número diversificado de
campos.
La diversificación de activos petroleros productivos, con Cantarell representando
menos de 20% de la producción petrolera, reduce el riesgo de grandes caídas de
producción en el futuro. El objetivo de Pemex es incrementar la producción de
622 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
petróleo a 3.0 millones de bpd hacia 2018. Lo anterior constituye un desafío dado que
la capacidad de inversión en activos de la compañía se encuentra limitada resultado de
restricciones presupuestarias y una carga impositiva alta.
Reforma energética aprobada; beneficios para Pemex en el largo plazo
Aún y cuando la calificación de Pemex continuará ligada altamente al riesgo
soberano, la reforma pudiera dar a la compañía flexibilidad financiera a través de
independencia del presupuesto. Hasta ahora, la empresa ha tenido que obtener la
aprobación de un presupuesto anual por parte del Congreso, el cual, junto a una
importante carga fiscal, ha restringido la flexibilidad de inversión de Pemex. Así
mismo, la compañía se beneficiaría al ser capaz de asociarse con empresas de petróleo
y gas a fin de compartir los riesgos de exploración.
El impacto total de la reforma será positivo para Pemex, pero de manera gradual. La
empresa continuará enfrentando la pesada carga tributaria en el mediano plazo. A
pesar de las implicaciones positivas posibles de la reforma energética en el largo
plazo, los estados financieros de Pemex continuarán viéndose perjudicados por los
altos niveles de pasivos laborales no fondeados, en tanto no se instrumenten las
medidas pertinentes, los cuales equivalen aproximadamente a 88 mil millones de
dólares estadounidenses, representando 55% de la deuda total ajustada a finales de
junio 2014.
Flujo libre negativo por transferencias a Gobierno
Fitch prevé que Pemex presente un flujo libre de efectivo negativo durante los
próximos dos a tres años, considerando el precio de petróleo utilizado por Fitch, por la
elevada carga fiscal, además de altos niveles de inversiones necesarias para mantener
y potencialmente incrementar los volúmenes de producción. La histórica carga fiscal
de la compañía ha limitado la generación interna de flujo de efectivo, forzando una
Política Energética 623
creciente dependencia al financiamiento. La entrada en vigor de una nueva reforma
energética y fiscal debería ayudar a mitigar la carga fiscal de PEMEX liberando
recursos generados por la operación que pudiera destinar a incrementar las
inversiones.
Fitch prevé que Pemex se verá beneficiado por la reforma en el largo plazo puesto que
durante los próximos, 3 a 5 años, Pemex continuará siendo la fuente principal de
financiamiento para el gobierno mexicano. Lo anterior, ya que el gobierno busca
mantener niveles constantes de ingresos provenientes del petróleo y gas en 4.7% del
PIB. Para los últimos 12 meses (UDM) terminados el 30 de junio de 2014, los fondos
generados por la operación (FGO), calculados por Fitch, ascendieron
aproximadamente a 5.8 mil millones de dólares y el flujo de caja operativo (FCO) a
5.0 mil millones de dólares, comparado a inversiones de 32.5 mil millones de dólares
lo que resultó en un flujo de efectivo libre negativo.
Métricas crediticias solidas antes de impuestos
Para los UDM terminados el 30 de junio de 2014, Pemex registró un EBITDA
(utilidad de operación más depreciación más otros ingresos) de aproximadamente
72.7 mil millones de dólares. Las medidas crediticias fueron sólidas con una relación
de EBITDAP (EBITDA más costo de pensiones) a cargos fijos (intereses más costo
de pensiones) de 5.6 veces. El apalancamiento, medido como Deuda Total a EBITDA,
fue de 1.0 veces y la razón de deuda ajustada por los pasivos laborales no fondeados a
EBITDAP se ubicó en 2.2 veces.
624 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Pemex cuenta con indicadores del flujo de efectivo débiles debido a los elevados
montos transferidos al gobierno mexicano por regalías e impuestos. La Deuda Total
Ajustada/FGO ha promediado 5.6 veces en los últimos 5 años y al cierre de año 2013
se encontraba en 8.9 veces. La alta carga fiscal compuesta por regalías e impuestos,
ha resultado en una utilidad neta aproximada de 6 mil millones de dólares por los
últimos 5 años y ha limitado los niveles de inversión de capital de Pemex.
La deuda total a junio de 2014, fue de 70.9 mil millones de dólares la cual se
incrementa más del doble a 159.4 mil millones de dólares al ajustarse por los pasivos
laborales no fondeados. Pemex cuenta con una liquidez adecuada de 6.8 mil millones
de dólares fortalecida adicionalmente por líneas de crédito comprometidas por 2.5 mil
millones de dólares y 10 mil millones de pesos. Los vencimientos de deuda se
encuentran distribuidos en el largo plazo, con vencimientos manejables de corto
plazo.
Pemex, la compañía paraestatal de petróleo y gas en México, es la más grande de la
nación y se encuentra entre las petroleras integradas verticalmente más grandes en el
mundo. A diciembre de 2013 reportó una producción de petróleo de 2.5 millones de
barriles diarios y una capacidad de refinación de 1.69 millones de bpd. La compañía
registró reservas probadas de hidrocarburos de 13.4 mil millones de barriles de
petróleo equivalentes (bpe) al 1 de enero del 2014. Las reservas de hidrocarburo
cuentan con una vida promedio de 10 años y su tasa de reemplazo disminuyó a 67.8%
al 1 de enero de 2014 desde 104.3% al 1 de enero de 2013, debido principalmente a
una importante disminución en la cantidad de reservas probadas que fueron
incorporadas en 2013 en comparación a 2012, específicamente, por menores niveles
de actividades de desarrollo de campos en Chicontepec.
Sensibilidad de las calificaciones
Política Energética 625
Una acción de calificación positiva podría resultar de un incremento en la calificación
soberana de México junto con un fuerte desempeño operativo y financiero y/o una
reducción importante en la carga impositiva de la empresa. Una acción de calificación
negativa podría resultar de una disminución en la calificación soberana de México, la
percepción de un deterioro en el vínculo entre Pemex y el soberano y/o un deterioro
substancial en los indicadores crediticios a niveles de apalancamiento medidos en
deuda total ajustada/EBITDAP mayores a 4.5 veces.
Las calificaciones actuales de Pemex son las siguientes:
Calificación en Escala Internacional Moneda Extranjera “BBB+”;
Calificación en Escala Internacional Moneda Local “A-”;
Calificación en Escala Nacional de Largo Plazo “AAA(mex)”;
Calificación de emisiones de bonos internacionales en Moneda Extranjera
“BBB+”;
Calificación de emisiones de bonos internacionales en Moneda Local “A-”;
Calificación de emisiones de Certificados Bursátiles “AAA(mex)”.
La Perspectiva de las Calificaciones es Estable.
Fuente de información:http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/Com_13139.pdf
Análisis de sensibilidad para CFEdada la Reforma Energética (Fitch)
626 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
El 22 de agosto de 2014, la casa calificadora Fitch Ratings publicó que la Reforma
Energética es positiva para México en el largo plazo, aunque es posible que la
Comisión Federal de Electricidad (CFE) enfrente ciertas presiones en sus márgenes,
de acuerdo con su informe de análisis de sensibilidad.
La CFE seguirá siendo estratégicamente importante para el país, y su vinculación con
el gobierno seguirá soportando sus calificaciones. Los retos para CFE, una vez
aprobada la Reforma Energética, incluirán una mejora en la competitividad a través
de una reducción en los costos de generación y en las pérdidas de electricidad. Esto,
con el fin de poder ofrecer tarifas más competitivas a los usuarios industriales y así
evitar una migración de la demanda del sector industrial hacia nuevos participantes de
mercado.
Fitch considera que el escenario más probable para la CFE durante los próximos dos a
tres años será una cierta pérdida en la demanda del sector industrial, particularmente
en el segmento de alta tensión, mitigado por un mayor uso de gas natural en vez de
combustóleo para generar electricidad. La empresa también podría reducir sus
pérdidas técnicas y no técnicas de electricidad con el fin de mejorar su
competitividad. Es probable que estos factores resulten en una menor capacidad de
generación de flujo de caja. Consecuentemente, la compañía continuará fuertemente
vinculada al Gobierno Federal ante la ausencia de cambios en la estructura de tarifas y
medidas más estrictas para desincentivar pérdidas no técnicas de electricidad.
En general, la Reforma Energética es positiva para la competitividad de México.
Usuarios industriales y comerciales con demandas suficientemente grandes para
obtener contratos bilaterales con productores independientes de energía verán una
mejora en sus tarifas de electricidad como resultado de la Reforma Energética.
Comisión Federal de Electricidad: Análisis de Sensibilidad
Política Energética 627
1. La transición de la CFE presenta retos competitivos
Difícil transición al mercado competitivo: La Reforma Energética presenta un reto
tanto para la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como para el Gobierno
Mexicano, debido a que crea un mercado de electricidad abierto y competitivo. Una
mayor competencia podría obligar a CFE a bajar sus precios de electricidad a clientes
industriales o a ceder demanda industrial a los nuevos inversionistas privados (NIP),
lo que podría presionar su generación de flujo de caja. Los usuarios industriales
generan los márgenes más elevados dado el alto nivel de subsidios cruzados
implícitos en la estructura de precios de CFE.
Mejora en competitividad será clave: la CFE debe mejorar su competitividad para
poder competir en un mercado abierto y no depender del soporte directo del Gobierno
Federal, lo cual es un escenario incierto. CFE puede mejorar su posición competitiva
bajando costos y reduciendo pérdidas de electricidad. Fitch ve poco probable que la
empresa obtenga una mejor estructura de tarifas con precios residenciales y agrícolas
más altos, dado el costo político asociado a este cambio. Ante una ausencia de
importantes ahorros en costos, la generación de flujo de caja de CFE se pudiera
deteriorar.
Demanda industrial de CFE en riesgo: CFE puede perder volumen de ventas con
clientes industriales si no baja sus precios en este segmento, particularmente en alta
tensión. Durante 2013, la demanda industrial representó 58.5% de la demanda total de
CFE con una precio promedio de 12.1centavos de dólares estadounidense por
kilowatt-hora (c/KWh). La demanda residencial representó 18.6% de los ingresos y
cobró en promedio 8.8 c/KWh, lo cual es inferior al costo de generación promedio de
CFE, incluyendo pérdidas totales de electricidad.
Subsidios en efectivo del gobierno inciertos: El soporte del Gobierno Federal
mediante inyecciones en efectivo y/o garantías explícitas es incierto y va en contra del
628 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
espíritu de las reformas, las cuales buscan convertir a la compañía en una empresa del
estado productiva. El Gobierno Federal actualmente no le entrega efectivo a CFE,
pero cancela los subsidios residenciales y agrícolas contra impuestos, aranceles, y
derechos adeudados al gobierno. El gobierno podría verse obligado a transferir
efectivo si la empresa no fuese capaz de mantener su demanda industrial y reducir sus
costos.
Análisis de sensibilidad: Fitch cree que el escenario más probable para CFE durante
los próximos dos a tres años consistirá en una cierta pérdida de demanda industrial en
alta tensión junto a un mayor uso de gas natural en lugar de combustóleo para la
generación de electricidad, así como menores pérdidas de electricidad. Es probable
que estos factores pudieran resultar en una reducción en la capacidad de generación
de efectivo de la empresa. De ser este el caso, la empresa seguirá necesitando soporte
del Gobierno Federal ante la ausencia de cambios en la estructura de precios y leyes
de energía más estrictas para desincentivar el robo y mejorar las pérdidas técnicas de
electricidad.
Calificaciones
En moneda extranjeraIDR* de Largo Plazo BBB+Deuda Senior Sin Garantías BBB+
En moneda localIDR de Largo Plazo A–Calificación Nacional de Largo Plazo AAA(mex)
Política Energética 629
Calificación Nacional de Corto Plazo F1+(mex)Emisiones de Certificados Bursátiles AAA(mex)Programa de Corto Plazo de Certificados Bursátiles F1+(mex)
* IDR – Issuer Default Rating (Calificación de Incumplimiento del Emisor).FUENTE: Fitch.
Perspectivas de calificación
IDR de Largo Plazo en ME Estable
IDR de Largo Plazo en ML Estable
Calificación Nacional de Largo Plazo Estable
FUENTE: Fitch.
Información financiera
COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD-Millones de dólares estadounidenses-
31 de marzo de 2014
31 de diciembre de 2013
Ingresos 25 098 24 939
630 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
EBITDA 2 586 1 778Margen de EBITDA (%) 10 7Flujo Generado por las Operaciones
3 246 2 727
Flujo de Caja Libre (FCL) -1 050 -1 491Efectivo e Inversiones Corrientes 5 109 2 716Deuda Total Ajustada 67 504 65 223Deuda Total Ajustada/ EBITDAR 10.3 14.0FLO Apalancamiento Ajustado 9.8 10.2
FUENTE: Fitch.
SUBSIDIOS CRUZADOS EN MÉXICO-En centavos de dólar estadounidense/KWh-
Fitch, con base en los estados financieros de CFE. La tarifa es el promedioponderado basado en ingresos y volúmenes vendidos.
25Costo generación
0
20
5
10
15
Costo generación + pérdidasTarifas
Otorgantes de subsidios
Comercial DomésticoIndustriaAlumbradoPúblico
Agrícola
Pérdidas
Subsidiados
FUENTE:
Política Energética 631
CAPACIDAD* INSTALADA EFECTIVA DE CFE A DICIEMBRE DE 2013-En porcentaje-
* Aproximadamente la mitad de la capacidad térmica usa.FUENTE: Fitch.
Nuclear, 3Geo, 3
Hidro, 21
Termo, 73
Renovables, 0
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DEL EBITDA DE LA CFE-En millones de dólares-
Pérdidas de electricidad(%) 19% 14% 9% 5%
Pérdida de demanda industrial
0 1 778 2 905 4 032 4 933
20 473 1 613 2 739 3 64140 -1 953 -814 313 1 21460 -4 215 -3 076 -1 950 -1 04880 -5 364 -4 226 -3 099 -2 198
100 -5 503 -4 364 -3 238 -2 336
FUENTE: Fitch.
2. Análisis de Sensibilidad de CFE
Supuestos
Este informe presenta diferentes escenarios de mejora en la competitividad, pérdida
de demanda industrial y ciertas eficiencias a través de una mayor disponibilidad de
gas natural y menores pérdidas de electricidad. También destaca la necesidad
632 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
potencial de soporte explícito del Gobierno mediante inyecciones en efectivo o
garantías.
El análisis de sensibilidad de Fitch consiste en escenarios bajo presión con base en los
estados financieros de 2013 de la CFE y supone ciertos porcentajes de demanda
industrial perdida y absorbida por los NIP; menores costos de generación en la
medida en que los volúmenes de generación disminuyan, así como un mayor uso de
gas natural a costa del combustóleo como resultado de los proyectos de expansión de
infraestructura de transporte de gas natural; menores pérdidas técnicas y no técnicas
debido a mejoras en la red de transmisión y distribución gracias a asociaciones con
inversionistas privados; y la presencia y ausencia de subsidios sobre precios
residenciales y agrícolas. Fitch no asume cambios en los precios de los usuarios
finales para este análisis de sensibilidad.
Este análisis de escenario excluye el beneficio potencial que la CFE obtendría al
vender gas natural a terceros así como la compensación que obtendría por darle a los
NIP acceso a su red de transmisión y distribución. Para este ejercicio, CFE también
mantiene sus obligaciones laborales dentro de su balance. En 2008, la compañía
cambió su plan de beneficios definidos por uno de contribuciones definidas para sus
nuevos empleados. Sin tomar en cuenta el beneficio de que el Gobierno Federal
absorba una parte de los pasivos laborales, CFE espera que sus obligaciones por
pensiones comiencen a disminuir a partir de 2018.
Mejora en competitividad
CFE necesita mejorar su estructura de costos con el fin de mantenerse viable
financieramente y no necesitar de inyecciones en efectivo o soporte del Gobierno
Federal. La empresa podría lograr mayores eficiencias operativas al sustituir el uso de
combustóleo por gas natural y reducir las pérdidas técnicas y no técnicas,
especialmente en el área metropolitana del Distrito Federal. La alta dependencia de
Política Energética 633
hidrocarburos para generar electricidad en México expone a la compañía a cambios en
los precios de hidrocarburos. Aproximadamente el 73% de la capacidad instalada de
generación de electricidad es termoeléctrica con base en gas natural, combustóleo y
carbón. La rentabilidad también se ve afectada por la prioridad que le da el Gobierno
Federal al suministro de gas para consumo industrial, lo cual obliga en algunas
circunstancias a CFE a aumentar el uso de hidrocarburos más costosos para generar
electricidad.
CFE se beneficiará de los proyectos actuales de expansión en infraestructura de
transporte de gas natural. De hecho, ya tiene acuerdos por 25 años para cinco
oleoductos en el norte del país que le permitirán importar y transportar gas natural a
sus propias plantas, así como para vender gas natural a terceras partes. Con los nuevos
oleoductos del noreste y los cinco oleoductos en el norte del país, la capacidad de
oleoductos aumentará en 45%. La participación en la comercialización del gas natural
no solamente representará una fuente adicional de ingresos, sino que también será una
herramienta fundamental para reducir los costos de generación eléctrica.
CONSUMO DE COMBUSTIBLE DEL SECTOR ELÉCTRICO EN MÉXICO-En porcentaje-
FUENTE: SENER.
Carbón, 31
Diesel, 2
Combustóleo, 6
Gas natural, 41
634 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
PRECIOS DE HIDROCARBUROS
* Mbtu: Millones de unidades térmicas británicas (million British thermal unit). Bbl:Barril.
FUENTE: U.S. Energy Information Administration.
12
(USD/bbl)
0
20181614
(USD/MBtu)
Precio Spot WTI (RHS)
Exportación por Oleoducto de Gas Natural (LHS)
Exportación de gas natural licuado
2
108
46
140160
120
0
80100
4060
20
Nov
-200
8
May
-200
8M
az-2
008
Ene
-200
8
Sep-
2008
Jul-2
008
Nov
-201
0
May
-201
0M
az-2
010
Ene
-201
0
Sep-
2010
Jul-2
010
Nov
-200
9
May
-200
9M
az-2
009
Ene
-200
9
Sep-
2009
Jul-2
009
Nov
-201
2
May
-201
2M
az-2
012
Ene
-201
2
Sep-
2012
Jul-2
012
Nov
-201
1
May
-201
1M
az-2
011
Ene
-201
1
Sep-
2011
Jul-2
011
Nov
-201
3
May
-201
3M
az-2
013
Ene
-201
3
Sep-
2013
Jul-2
013
Maz
-201
4E
ne-2
014
DESGLOSE DE COSTOS Y GASTOS DE CFE-En porcentaje-
Costos de operación 57Aprovechamiento 11Costos labores estimados 11Cancelación de la insuficiencia tarifaria 9Depreciación 8Gastos administrativos 2Otros ingresos 1Activos ociosos improductivos 0
FUENTE: CFE.
Una alta dependencia de la capacidad de generación termoeléctrica, junto con una
flexibilidad parcial para traspasar los aumentos en los costos del combustible exponen
la rentabilidad de la CFE a cambios en los precios de hidrocarburos.
Aproximadamente el 73% de la capacidad de generación proviene de plantas de
generación termoeléctrica, las cuales representaron 82% de la generación eléctrica
total del país en 2013. La proporción de generación hidroeléctrica ha disminuido
durante los últimos tres años y fue compensada, en su mayor parte, con una mayor
generación termoeléctrica usando combustóleo.
Política Energética 635
La CFE podría mejorar su rentabilidad reduciendo sus pérdidas de electricidad,
principalmente en el área metropolitana del Distrito Federal, la cual en el pasado fue
atendida por Luz y Fuerza del Centro. Las pérdidas totales de electricidad de CFE en
2013 fueron cerca de 19%, debido principalmente a las altas pérdidas en el área
metropolitana, las cuales alcanzaron más de 30%. Excluyendo el área metropolitana,
las pérdidas alcanzaron cerca de 10%. Fitch cree que una reducción en las pérdidas
totales de electricidad a aproximadamente 15% sería un escenario realista si CFE
invierte en bajar las pérdidas en el área metropolitana, y si esto se ve reforzado por
políticas gubernamentales que incentiven a los usuarios a pagar por la electricidad que
consumen.
La CFE también puede mejorar su eficiencia en costos reduciendo el tamaño de su
nómina de sueldos. Al 31 de diciembre de 2013, la compañía tenía 95 mil 594
empleados, 79% de los cuales pertenecían a un sindicato. El costo laboral es el
segundo gasto operativo más grande de CFE, después del costo del combustible. El
análisis de sensibilidad de Fitch no incorpora el beneficio que obtendría la empresa al
bajar sus costos laborales.
OFERTA/DEMANDA DE GAS NATURAL-Millones de pies cúbicos al día-
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Producción Total 3 654 3 629 3 717 3 898 4 071 4 244 4 685 4 967 4 920 4 971 5 004 4 813 4 603 4 492
Consumo
Sector Petróleo 1 778 1 832 1 872 1 998 2 053 2 030 2 160 2 125 2 175 2 149 2 237 2 186 2 273 2 272
Industrial 1 019 838 966 924 957 935 1 014 1 040 1 027 913 1 054 1 129 1 181 1 240
Electricidad 1 011 1 157 1 501 1 835 2 050 2 013 2 389 2 646 2 794 2 933 2 936 3 088 3 111 3 454
Residencial y Transporte 80 86 95 102 108 109 110 115 114 109 114 108 113 118
Consumo Total 3 889 3 913 4 434 4 859 5 167 5 087 5 673 5 926 6 110 6 104 6 341 6 512 6 678 7 084
Superávit (déficit) de Gas Natural
-235 -284 -718 -961 -1 097 -844 -988 -959 -1 190 -1 133 -1 337 -1 699 -2 075 -2 591
Importaciones Netas 257 355 725 996 1 124 882 986 965 1 229 1 191 1 376 1 725 2 122 2 636
FUENTE: IMP, BANCIVO, CFE, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, IEA, INEGI, Pemex y SENER.
636 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
GENERACIÓN DE MÉXICO POR FUENTE-En porcentaje-
FUENTE: SENER.
100
PIE — Gas
0
20
40
60
80
Petróleo
Hidro
CFE — GasOtras
Carbón
2012 2013201120102002 20092008200720062003 2004 2005
CRECIMIENTO CONSUMO DE HIDROCARBUROS DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE MÉXICO*
-En porcentajes-
* Cambio en la participación en el consumo total de energía hidrocarbónica de CFE.FUENTE: SENER.
100
Carbón
020406080
Gas NaturalDieselCombustóleo
2012 2013201120102002 20092008200720062003 2004 2005
-20-40-60
DESGLOSE DE INGRESOS DE CFE, A DICIEMBRE DE 2013)-En porcentaje-
FUENTE: CFE.
Residencial, 25
Comercial, 7
Agro, 5
Industrial, 58
Otros, 5
Política Energética 637
Cediendo demanda industrial a nuevos inversionistas privados (NIP)
Es probable que la CFE pierda demanda industrial, debido a que el país tiene uno de
los más altos niveles de precios con subsidios cruzados entre usuarios
industriales/comerciales y consumidores residenciales/agrícolas de la región, tal como
ya fue ilustrado. Después de que la Reforma Energética haya sido aprobada, los
grandes usuarios industriales podrán contratar directamente con los NIP a precios
inferiores a los actuales. Esto se ha observado en países como Perú y Chile, donde la
demanda industrial es capaz de obtener electricidad a un costo menor que los usuarios
residenciales. Esto se debe a la importante demanda industrial, la cual le permite a
estos usuarios asegurar el suministro de electricidad con contratos de largo plazo a
precios competitivos. Los usuarios industriales a veces también son capaces de eludir
a las empresas de distribución y conectarse directamente a las líneas de transmisión.
Fitch cree poco probable que el 100% de la demanda migre de CFE hacia contratos
bilaterales con NIP, dado que no todos los usuarios industriales tienen una demanda
suficientemente grande para asegurarse este tipo de contrato. Sin embargo, la empresa
se verá obligada a ofrecer precios más competitivos a los usuarios industriales para
retenerlos como clientes. El análisis de sensibilidad incorpora el supuesto de precios
más bajos para la demanda industrial, debido a los costos más bajos al usar gas natural
en vez de combustóleo en la generación de electricidad.
Hasta ahora, los usuarios industriales han tenido una capacidad limitada para eludir a
CFE y adquirir electricidad directamente de productores de energía independientes,
debido a que el Gobierno Mexicano controla los permisos de suministro propio y de
cogeneración a través del regulador de energía CRE (Comisión Reguladora de
Energía). La CRE ha otorgado permisos para que usuarios industriales se
autosuministren y cogeneren electricidad por una capacidad instalada agregada de
aproximadamente 12.5 gigavatios (GW), de los cuales 8.9 GW estuvieron en
638 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
operación a noviembre de 2013. Esto representa aproximadamente 13.8% de la
capacidad instalada total del país, de 64.8GW, comparado con una demanda industrial
de 9.7 teravatios-hora (TWh), o aproximadamente 59% del volumen vendido en el
país.
Probable necesidad de soporte del gobierno
TARIFAS ELÉCTRICAS EN LATINOAMÉRICA
Entidades Regulatorias Regionales y Compañías de Distribución. Tarifas sonpromedios simples. El costo de servir a clientes industriales grandes es menorque el costo de servir a clientes residenciales pequeños.
Residencial < 300 KWh
0
20
10
30Industrial
ColombiaChileBrasilArgentina México Perú Venezuela
Las flechas indican subsidios cruzados entre usuarios industriales y usuarios residenciales
FUENTE:
La CFE podría necesitar inyecciones en efectivo o soporte del Gobierno Central, ya
que Fitch cree que los subsidios preferenciales para los clientes residenciales y
agrícolas continuarán debido a su componente social y el costo político de
eliminarlos. El soporte directo o en efectivo no ha sido una práctica en México, en vez
de ello, las tarifas residenciales y agrícolas preferenciales, las cuales son inferiores a
los costos, se cancelan contra los impuestos por pagar. Actualmente, el sector
residencial tiene tarifas subsidiadas hasta un cierto nivel de consumo de energía al
mes, el cual varía dependiendo de la región y temporada. México tiene las sextas
tarifas residenciales más bajas de la región.
3. Reforma energética y CFE
La actual posición monopólica de la CFE y la importancia estratégica que tiene la
empresa para México soportan el fuerte vínculo que existe entre la calidad crediticia
Política Energética 639
de la compañía y la del soberano. La Reforma energética, la cual acaba de aprobarse
las leyes secundarias, puede cambiar significativamente la estructura de la CFE. Fitch
revisará las calificaciones de CFE una vez que las leyes secundarias y regulaciones
adicionales se encuentren aprobadas, con el fin de evaluar el impacto sobre su calidad
crediticia. Fitch centrará su análisis en la estructura de capital resultante, perfil de
negocios y el grado de vinculación con el Gobierno Mexicano toda vez que la
Reforma energética esté lista para ser aplicada.
Entre los principales temas incluidos en las leyes secundarias enviada por el
Presidente de México al Congreso de la Unión, se encuentra el cambio en la
estructura legal de CFE hacia una empresa productiva del Estado propiedad del
Gobierno Federal. De acuerdo con esto, CFE tendrá independencia presupuestaria del
Congreso, con un Consejo de Administración liderado por el Secretario de Energía y
contará con el Secretario de Hacienda y Crédito Público y otros consejeros
gubernamentales, así como cuatro consejeros independientes. Se elimina el actual 9%
de impuesto sobre los activos fijos netos o aprovechamiento para ser sustituido por
pago de impuestos sobre la renta y que la distribución de recursos hacia el Gobierno
se efectúe en forma de dividendos. Sin embargo, las leyes secundarias no mencionan
lo que sucederá con las tarifas de clientes residenciales y agrícolas. Es probable que
este tema se trate una vez que las regulaciones adicionales sean establecidas y donde
también incluyan la regulación de tarifas.
Es probable que un mercado eléctrico abierto atraiga la entrada de nuevos
participantes para servir a los clientes industriales. La nueva ley establece que CFE
seguirá estando a cargo de la red de distribución y transmisión, y el Centro Nacional
de Control de Energía (CENACE), un organismo público descentralizado, estará a
cargo de la planeación y control del sistema eléctrico nacional, incluyendo el mercado
mayorista. Fitch considera que después de que ser aprobadas las leyes secundarias, se
deberá de agregar una regulación adicional para dar más detalle sobre qué activos y
640 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
pasivos serán transferidos al CENACE. Fitch espera que la regulación adicional
también dé más detalles sobre los subsidios.
La reforma creará incentivos para que CFE mejore sus eficiencias y se convierta en
una empresa productiva. La Reforma energética cambiará la razón social de Pemex y
CFE desde Organismos Públicos Descentralizados hacia Empresas Productivas del
Estado con Propiedad del Gobierno Federal, con el objetivo de crear valor económico
para el gobierno. Esto presentará un desafío significativo, especialmente para CFE,
debido al débil desempeño financiero que la empresa ha mostrado históricamente y su
dependencia de subsidios gubernamentales a los sectores residencial y agrícola
mediante transferencias no monetarias, las cuales se cancelan contra los impuestos,
aranceles y derechos que éstos adeuden al gobierno. A fines de 2013, CFE reportó un
EBITDAP (EBITDA antes de pensiones) de aproximadamente 3.8 mil millones de
dólares estadounidenses, un margen de EBITDAP de 15.1% y un índice de deuda
total ajusta/EBITDAP de 17.3 veces. Este nivel de apalancamiento es considerado
extremadamente alto para su categoría de calificación, la cual está vinculada a la del
soberano.
Política Energética 641
RESUMEN FINANCIERO: COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD-En miles de dólares, años terminados al 31 de diciembre-
UDM*31 mar 2014 2013 2012 2011 2010
Rentabilidad
EBITDA 2 586 358 1 778 430 2 155 047 84 864 (643 572)
EBITDAR 4 570 915 3 770 860 3 909 741 2 730 899 2 228 841
Margen de EBITDA (%) 10.3 7.1 9.1 0.4 (3.2)
Margen de EBITDAR (%) 18.2 15.1 16.5 11.6 11.1
Retorno del FGO/Capitalización Ajustada (%) 8.4 7.9 9.3 8.8 8.7
Margen del Flujo de Fondos Libre (%) (4.2) (6.0) (8.0) (5.1) (14.7)
Retorno sobre el Patrimonio Promedio (%) (26.0) (26.9) (9.5) (5.4) 0.2
Coberturas (x)
FGO/Intereses Financieros Brutos 3.0 2.6 2.8 2.7 5.2
EBITDA/Intereses Financieros Brutos 1.6 1.1 1.3 0.1 (1.0)
EBITDAR/(Intereses Financieros + Alquileres) 1.3 1.0 1.2 0.7 0.6
EBITDA/Servicio de Deuda 0.4 0.3 0.5 0.0 (0.3)
EBITDAR/Servicio de Deuda 0.6 0.5 0.7 0.5 0.4
FGO/Cargos Fijos 1.9 1.7 1.8 1.6 1.8
FFL/Servicio de Deuda 0.1 — (0.1) 0.1 (0.9)
(FFL + Caja e Inversiones Corrientes)/Servicio de Deuda 0.9 0.5 0.6 1.2 (0.1)
FGO/Inversiones de Capital 0.7 0.5 0.6 0.6 0.2
Estructura de Capital y Endeudamiento (x)
Deuda Total Ajustada/FGO 9.8 10.2 9.5 6.7 7.1
Deuda Total con Asimilable al Patrimonio/EBITDA 10.3 14.0 10.7 164.3 (18.0)
Deuda Neta Total con Deuda Asimilable al Patrimonio/EBITDA 8.3 12.5 9.4 123.3 (14.8)
Deuda Total Ajustada/EBITDAR 14.8 17.3 15.2 16.6 19.7
Deuda Total Ajustada Neta/EBITDAR 13.7 16.6 14.5 15.3 18.8
Costo de Financiamiento Implícito (%) 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1
Deuda Garantizada/Deuda Total — — — — —
Deuda Corto Plazo/Deuda Total 20.0% 10.0% 10.1% 12.7% 16.3%
Balance
Total Activos 88 514 146 86 041 244 76 088 895 64 842 336 68 109 684
Caja e Inversiones Corrientes 5 109 245 2 715 983 2 764 650 3 478 123 2 025 791
Deuda Corto Plazo 4 514 132 3 707 758 2 343 276 1 767 442 1 884 160
Deuda Largo Plazo 22 117 043 21 173 271 20 766 302 12 174 801 9 674 297
Continúa …
642 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
RESUMEN FINANCIERO – COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD (CFE)-USD miles, años terminados al 31 de diciembre-
UDM*31 mar 2014
2013 2012 2011 2010
Deuda Total 26 631 175 24 881 029 23 109 578 13 942 243 11 558 457
Deuda Asimilable al Patrimonio — — — — —
Deuda Total con Deuda Asimilable al Patrimonio 26 631 175 24 881 029 23 109 578 13 942 243 11 558 457
Deuda Fuera de Balance 40 873 097 40 341 758 36 253 603 31 367 587 32 384 810
Deuda Total Ajustada con Deuda Asimilable al Patrimonio
67 504 272 65 222 787 59 363 181 45 309 830 43 943 267
Total Patrimonio 12 986 559 13 457 541 8 389 191 22 404 356 28 553 585
Total Capital Ajustado 80 490 831 78 680 328 67 752 372 67 714 186 72 496 852
Flujo de Caja
Flujo Generado por las Operaciones (FGO) 3 246 360 2 727 116 2 865 153 2 550 643 2 663 769
Variación del Capital de Trabajo (1 293 074) (1 291 537) (132 877) (333 228) (1 749 657)
Flujo de Caja Operativo (FCO) 1 953 286 1 435 579 2 732 276 2 217 415 914 112
Flujo de Caja No Operativo/No Recurrente Total — — — — —
Inversiones de Capital (3 003 322) (2 926 986) (4 620 915) (3 420 714) (3 877 646)
Dividendos — — — — —
Flujo de Fondos Libre (FFL) (1 050 035) (1 491 407) (1 888 639) (1 203 299) (2 963 534)
Adquisiciones y Ventas de Activos Fijos, Neto — — — — —
Otras Inversiones, Neto (127 856) 2 452 (32 088) (431 049) (256 911)
Variación Neta de Deuda 4 199 292 1 857 794 1 663 432 2 930 274 1 833 740
Variación Neta del Capital — — — 586 499 —
Otros (Inversión y Financiación) (426 052) (404 305) (464 042) 16 595 714 698
Variación de Caja 2 595 349 (35 467) (721 337) 1 899 021 (672 007)
Estado de Resultados
Ventas Netas 25 098 118 24 939 072 23 651 958 23 491 758 20 145 486
Variación de Ventas (%) (92.1) 5.4 0.7 16.6 20.0
EBIT (309 628) (1 059 677) (510 020) (2 198 316) (2 798 086)
Intereses Financieros Brutos 1 644 704 1 681 062 1 631 780 1 528 306 630,715
Alquileres 1 984 556 1 992 429 1 754 694 2 646 035 2 872 414
Resultado Neto (2 764 095) (2 941 246) (1 461 275) (1 381 512) 64 064
* UDM = últimos 12 meses.FUENTE: Información financiera de la compañía.
4. Anexo: Diferentes escenarios alternativos
El siguiente cuadro muestra seis escenarios diferentes para los cuales Fitch estimó la
generación de EBITDA de la CFE. El primer escenario considera que un cierto
porcentaje de demanda industrial migrará desde CFE hacia los NIP, debido a la
Política Energética 643
apertura y mayor competitividad en el mercado de electricidad. En ese caso, Fitch
considera una pérdida de 15, 30 y 50% de los clientes industriales de CFE.
Segundo, los subsidios a las tarifas residenciales y agrícolas seguirán siendo
absorbidos por CFE mediante los mismos mecanismos de transferencias no
monetarias que existen en la actualidad. CFE recibe soporte explícito del gobierno en
forma de inyecciones en efectivo, lo cual se ve reflejado en la desaparición del
aprovechamiento y cancelación de la insuficiencia tarifaria no cubierta por el
aprovechamiento.
Esta situación ocurrió en 2010 y 2011, cuando CFE recibió 459 millones y USD 385
millones de dólares, respectivamente. Sin embargo, el gobierno ya no transfiere
efectivo a CFE, sino que cancela los subsidios residenciales y agrícolas contra
impuestos, aranceles y derechos que la empresa adeuda al gobierno.
El soporte por parte del Gobierno Federal mediante inyecciones en efectivo es incierto
y va en contra del espíritu de la Reforma energética, la cual intenta convertir a la
compañía en una empresa productiva con propiedad del gobierno. Fitch decidió
considerar el soporte del gobierno en algunos escenarios para ver el comportamiento
financiero de CFE.
El tercer escenario involucra un mayor uso de gas natural en la generación de
electricidad, y una reducción consecuente en el consumo de combustóleo, debido a los
proyectos de expansión en la infraestructura de transporte de gas natural. Para esta
variable, Fitch consideró que aproximadamente el 50% de la electricidad generada en
sus plantas termoeléctricas proviene de combustóleo y el resto de gas natural. Los
porcentajes que se manejan en estos escenarios corresponden a que, si el total de
energía generada mediante el consumo de combustóleo dentro de las plantas
termoeléctricas se transforma en consumo de gas natural, entonces el 100% de la
generación termoeléctrica se realiza mediante gas natural.
644 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Fitch asume que el 35% de la electricidad generada actualmente mediante el consumo
de combustóleo será reemplazada con electricidad generada mediante el consumo de
gas natural. Para estos escenarios se toma como supuesto que los precios del gas
natural y combustóleo permanecen constantes en el promedio de estos durante 2013.
El cuarto escenario incluye ciertos porcentajes de pérdidas de electricidad, en donde
una evolución positiva se debe a mejoras en la red de transmisión y distribución
mediante asociaciones con inversionistas privados.
ESCENARIOS ALTERNATIVOS
Supuestos Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3A B A B A B
Pérdida de Clientes Industriales (%) 15 15 30 30 50 50
Absorción de Subsidios por CFE Gobierno CFE Gobierno CFE Gobierno
Uso de Gas Natural en lugar de Combustóleo (%) 100 100 70 70 50 50
Pérdidas Totales de Electricidad (%) 15 15 17 17 19 19
FUENTE: Fitch.
Estos escenarios también consideran que CFE seguirá a cargo de la red de transmisión
y distribución del país y que las obligaciones laborales seguirán registrándose en su
balance general.
Para este ejercicio, Fitch no asume un cambio en las tarifas a los usuarios finales en su
análisis, ni considera el potencial beneficio obtenido por la venta de gas natural a
terceras personas. Los escenarios también excluyen cualquier compensación que la
empresa recibiría al permitirle acceso a los NIP a su red de transmisión y distribución.
Política Energética 645
RESULTADOS
2013 Escenario 1 Escenario 2 Escenario 3(Millones de pesos, con base en los
resultados de 2013) Actual A B A B A B
VentasResidencial 59 383 62 394 62 394 60 926 60 926 59 383 59 383Comercial 39 286 41 278 41 278 40 307 40 307 39 286 39 286Servicios de Alumbrado Público 18 586 19 528 19 528 19 069 19 069 18 586 18 586Agricultura 5 466 5 743 5 743 5 608 5 608 5 466 5 466Industria 186 183 166 280 166 280 133 715 133 715 93 092 93 092Bloque para la Reventa 963 963 963 963 963 963 963Otros 5 621 5 621 5 621 5 621 5 621 5 621 5 621Otros Productos de Explotación 2 920 2 920 2 920 2 920 2 920 2 920 2 920
Ventas Netas 318 410 304 729 304 729 269 129 269 129 225 318 225 318Subsidio 85 770 85 770 85 770 85 770 85 770 85 770 85 770Ventas Totales 404 180 390 499 390 499 354 900 354 900 311 088 311 088
Costo de Operación -243 673 -194 550 -194 550 -196 523 -196 523 -189 860 -189 860Costos Laborales -42 696 -42 696 -42 696 -42 696 -42 696 -42 696 -42 696Combustible -169 089 -119 967 -119 967 -121 940 -121 940 -115 277 -115 277Mantenimiento y Servicios -16 969 -16 969 -16 969 -16 969 -16 969 -16 969 -16 969Materiales de Mantenimiento -9 520 -9 520 -9 520 -9 520 -9 520 -9 520 -9 520Impuestos y Derechos -5 843 -5 843 -5 843 -5 843 -5 843 -5 843 -5 843Otros -10 086 -10 086 -10 086 -10 086 -10 086 -10 086 -10 086Cuenta Complementaria 3 056 3 056 3 056 3 056 3 056 3 056 3 056Transferencias para Cubrir Costos de Combustibles 7 474 7 474 7 474 7 474 7 474 7 474 7 474
Aprovechamiento -46 013 -46 013 0 -46 013 0 -46 013 0Cancelación del Subsidio No Cubierta por el Aprovechamiento -39 758 -39 758 0 -39 758 0 -39 758 0
Depreciación -36 236 -36 236 -36 236 -36 236 -36 236 -36 236 -36 236Deterioro Activos Fuera de Uso -1 636 -1 636 -1 636 -1 636 -1 636 -1 636 -1 636Gastos Administrativos -6 904 -6 904 -6 904 -6 904 -6 904 -6 904 -6 904Costo Estimado Actuarial del Período por Obligaciones Laborales -48 689 -48 689 -48 689 -48 689 -48 689 -48 689 -48 689
Otros Ingresos 5 199 5 199 5 199 5 199 5 199 5 199 5 199Utilidad de Operación -13 529 21 912 107 683 -15 660 70 110 -52 809 32 962EBITDA 22 706 58 148 143 918 20 575 106 346 -16 573 69 197Efectivo 35 516 35 516 35 516 35 516 35 516 35 516 35 516Deuda de Corto Plazo 48 484 48 484 48 484 48 484 48 484 48 484 48 484Deuda de Largo Plazo 276 872 276 872 276 872 276 872 276 872 276 872 276 872Deuda Total 325 357 325 357 325 357 325 357 325 357 325 357 325 357Obligaciones Laborales sin Fondear 527 529 527 529 527 529 527 529 527 529 527 529 527 529Deuda Ajustada 852 886 852 886 852 886 852 886 852 886 852 886 852 886Margen de Operación (%) (3.3) 5.6 27.6 (4.4) 19.8 (17.0) 10.6Margen EBITDA (%) 5.6 14.9 36.9 5.8 30.0 (5.3) 22.2Margen EBITDAP (%) 11.9 21.4 43.4 13.0 37.1 2.8 30.4Deuda Total/EBITDA (x) 14.3 5.6 2.3 15.8 3.1 (19.6) 4.7Deuda Ajustada/EBITDAP (x) 17.7 10.2 5.0 18.5 6.5 96.2 9.0
FUENTE: FITCH y CFE.
Resultados de los escenarios
La capacidad de generación de flujo de caja de CFE disminuirá si no es capaz de
aumentar el uso de gas natural, registra una pérdida significativa en su demanda
646 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
industrial o no puede reducir sus pérdidas totales de electricidad. Bajo ese escenario,
la compañía requerirá soporte tangible y explícito del Gobierno Central.
Por otro lado, CFE podría mitigar las presiones sobre su generación de efectivo
mediante la introducción de ciertas medidas. Estas incluyen ofreciendo tarifas más
competitivas a sus clientes industriales, agregando más gas natural mediante la
construcción de infraestructura de transporte de gas natural o reduciendo sus pérdidas
técnicas y no técnicas.
Los posibles resultados mencionados arriba se encuentran en los extremos del rango
de posibilidades. Fitch cree que el escenario más probable para CFE en los próximos
dos a tres años consiste en una cierta pérdida de demanda industrial junto con un
mayor uso de gas natural versus petróleo combustible y menores pérdidas de
electricidad. Esto resultaría en una reducción en la capacidad de generación de
efectivo de la empresa, llevándola a necesitar soporte tangible y explícito del gobierno
ante la ausencia de cambios en la estructura de tarifas.
Fuente de información:http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/Coment_13096.PDF http://www.fitchratings.mx/ArchivosHTML/RepCal_13097.pdf
Reforma Energética: la danza de los 3 billones de dólares (Forbes México)
El 26 de agosto de 2014, la edición online de la revista de negocios Forbes México
publicó que la historia, suele decirse, siempre ayuda a entender el presente. Durante
su mandato, el ex Presidente Vicente Fox envió al Congreso, sin éxito, una propuesta
de reforma sólo para el sector eléctrico, a fin de permitir la entrada de capital privado.
Un sexenio más tarde, Enrique Peña Nieto superó ese reto, y por primera vez desde la
década de 1930, el sector de hidrocarburos está abierto a la inversión extranjera.
Política Energética 647
México posee reservas probadas de petróleo por 14 mil millones de barriles. En
hidrocarburos, la existencia de crudo en México asciende a 13 mil millones de barriles
adicionales, y las de gas natural a 545 billones de pies cúbicos. Esas reservas, en
conjunto, significan una renta potencial de 3 billones de dólares.
Es decir, ése es el tamaño del negocio por el que pelearán las empresas nacionales y
extranjeras, y el mismo Estado mexicano a través de Petróleos Mexicanos (Pemex),
además del cobro de regalías e impuestos que aplicará el gobierno a las compañías
que exploten los recursos energéticos nacionales.
En los últimos dos sexenios, las empresas multinacionales que trabajaron para Pemex
ejecutaron contratos por 200 mil millones de dólares en proyectos para extraer crudo.
“Con la reforma energética, multiplicarán sus ganancias por un factor de cinco”,
calcula el experto en industria energética de Deloitte México.
¿Y el monto de regalías?
Desde que se presentó el primer borrador de la reforma energética se han dado a
conocer cifras relacionadas con los beneficios que traerán los cambios estructurales.
Según el gobierno, la reforma podría crear 2.5 millones de empleos de aquí a 2025,
mientras que BBVA Research estima que el Producto Interno Bruto (PIB) de México
a largo plazo podría incrementarse entre 1 y 1.5 por ciento.
Pero el director en Fitch Ratings considera que todavía hay mucha incertidumbre,
sobre todo en el tema de regalías. “Habrá que ver qué tan generoso es el gobierno.”
Aún se avizoran varios desafíos. Entre éstos, ver cuál será la redacción de los
contratos y la definición del monto de regalías a pagar y el régimen fiscal aplicable,
dice el socio en la oficina de Houston y codirector de la práctica de Petróleo de la
firma Mayer Brown LLP. Bajo qué condiciones se otorgarán las licencias ambientales
648 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
y los acuerdos sociales; cuáles serán las condiciones de seguridad en las zonas de
operación, y ver si la infraestructura de transporte de energéticos será la idónea (desde
ductos hasta carreteras).
De inicio surgen algunas sospechas. “Un aspecto que se observa al leer la reforma es
que el Estado está tomando una posición rentista, tratando de maximizar los ingresos
a nivel exploración y producción”, opina el directivo de Mayer Brown.
Pemex es el séptimo mayor productor de petróleo del mundo y financia un tercio del
presupuesto del gobierno. En consecuencia, la empresa ha estado limitada para
invertir, lo que se tradujo en una disminución de la producción de petróleo, que pasó
de 3.4 millones de barriles en su pico más alto hace 10 años, a menos de 2.5
millones en 2014.
Esa dependencia enciende la alarma de analistas y empresas porque no queda claro
cómo se sustituirán esos ingresos para dar mayor libertad a Pemex y hacer contratos
con renta atractiva para las empresas por parte de la Secretaría de Hacienda.
“Si queremos inversión debemos ser tan atractivos como en Estados Unidos de
Norteamérica, donde el retorno para los inversionistas es de hasta 60% en proyectos
de alto riesgo, como los de shale gas”, dice el socio del fondo EIM Capital, con el que
Fox quiso colaborar.
Los contratos bajo los cuales podrán trabajar las empresas privadas son licencias de
producción y utilidad compartida, y de servicios. Sin embargo, en la Ley de Ingresos
se estableció que el titular de las licencias deberá compartir con el Estado una utilidad
operativa, lo que en la práctica lo convierte en uno de utilidad compartida. La
diferencia es que en las licencias la ganancia se paga en efectivo y en los contratos de
utilidad compartida con barriles de petróleo.
Política Energética 649
“No es malo de por sí, pero hubiera preferido un contrato tradicional en el que se le
pagan al Estado regalías e Impuesto Sobre la Renta (ISR). La fiscalización de los
contratos de utilidad compartida es costosa, demora mucho tiempo y habría
duplicación operativa al determinar el ISR, ya que se consideran los mismos criterios,
ingresos y gastos”, dice el directivo de Mayer Brown.
Desde el punto de vista del socio del despacho Marcos & Asociados, un buen régimen
fiscal en el sector petrolero tiene que optimizar el valor presente de los yacimientos y
atender a que el Estado obtenga el mayor valor, pero al mismo tiempo ser atractivo
para las empresas.
Entre 50 y 70% del valor del barril suele ser recaudado por el Estado, según
experiencias internacionales.
“Otro aspecto que puede inhibir la inversión —explica— es la prohibición de
consolidar los campos de explotación petrolera, es decir, cada campo deberá reportar
utilidades y pagar regalías, lo cual rompe con el principio de la industria petrolera, de
diversificar su riesgo.”
Las empresas que quieran invertir en México evaluarán, además, la disponibilidad de
agua para la exploración de gas de lutitas, la accesibilidad a los pozos de gas vía
carretera o si hay gasoductos. Por ejemplo, “en Coatzacoalcos hay un gran número de
empresas privadas, además de Pemex Petroquímica, que pueden crecer con la apertura
del sector energético, pero la insuficiente infraestructura juega en contra”, dice el
experto de Deloitte México.
El tema de la seguridad es otro gran pendiente. En octubre del año pasado se
registraron ataques de grupos delictivos, presuntamente narcotraficantes, en contra de
subestaciones de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y gasolineras de Pemex
en Michoacán. En respuesta, instalaciones de seis estados (Jalisco, Guanajuato,
650 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
Hidalgo, Michoacán, Querétaro y el Estado de México) fueron resguardadas por el
ejército.
El gobierno debe redoblar esfuerzos en materia de seguridad, “ya que si bien no ha
inhibido las inversiones, sí afecta la competitividad”, dice el director ejecutivo de
Cuentas Globales–Pemex de GE Oil & Gas. “¿Quién va a proteger las instalaciones:
las empresas, el Estado, ambos?”, cuestiona el consejero independiente de Pemex,
quien se sorprende de que el tema de seguridad nacional no estuviera presente en la
reforma energética.
Las pistas del dinero
Las empresas extranjeras y nacionales quieren aprovechar las oportunidades de
negocio que detonará la reforma energética a través de buscar los proyectos más
rentables. Pero las dudas aún prevalecen en los gigantes del petróleo como Exxon,
British Petroleum o Chevron.
Los servicios de consultoría han sido los primeros en capitalizar las bondades que
vienen con la reforma energética. Mexenergy, una empresa que ofrece soluciones de
energía solar, asesora compañías sobre los cambios legales que se discutieron en el
Congreso.
Para llevar a cabo proyectos de inversión, GE Oil & Gas, por ejemplo, considera la
congruencia de los proyectos o negocios con la estrategia de la compañía, la
estabilidad política y económica del país, su certeza jurídica, así como las ventajas
estratégicas de la inversión.
En principio se verán empresas nacionales e internacionales asociadas con Pemex u
otras petroleras, dice la representante de Standard & Poor’s.
Política Energética 651
Un caso es el de Grupo México, que planea seguir en alianza con Pemex en proyectos
de generación eléctrica y servicios vinculados con la explotación petrolera, dijo el
director de Finanzas, en conferencia con analistas.
Incluso, compañías que ya realizan trabajos en México mantienen su distancia de los
reflectores al estilo de las grandes petroleras. Es el caso de la mexicana Idesa y su
socia Braskem, una empresa propiedad de la brasileña Odebrecht y con participación
de Petrobras, que en 2010 firmaron un contrato para realizar el proyecto Etileno XXI,
a concluirse en 2015 y que permitirá sustituir la importación de polietileno.
Al menos 10 empresas con experiencia internacional, dice el experto de Deloitte
México, podrían interesarse en generar petroquímicos, para un mercado de 34 mil
millones de pesos.
Los mercados de bonos locales también se contagiaron del entusiasmo por la reforma
energética. Las empresas mexicanas especializadas en la exploración y producción y
servicios ya comenzaron a recaudar dinero en los mercados internacionales. Por
ejemplo, la contratista de perforación en aguas profundas, Grupo R, vendió 950
millones de dólares de bonos de Estados Unidos de Norteamérica el año pasado.
Empresas como Constructora Latina, Tradeco, Grupo Diavaz, Oro Negro y Arendal,
Newpek, de Alfa, y Servicios GSM, de Carso, son potenciales candidatas a
aprovechar el mercado de capitales para obtener recursos. Varias ya están ganando a
partir sólo de expectativas. El potencial que los inversionistas ven en Sempra Energy,
a partir de la reforma energética, hizo que esta compañía fuera la emisora del sector
con mayor rendimiento en América Latina, comenta el especialista de Deloitte
México.
Otras avanzan a través de alianzas. El conglomerado Alfa elevó su participación
mediante su filial Newpek en Pacific Rubiales. También podrían verse alianzas
estratégicas entre Ienova (subsidiaria de Sempra Energy) y Mexichem, para
652 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
exploración y cogeneración de energía, considera Ana Sepúlveda, analista de Invex.
La especulación por la reforma energética, por lo pronto, ya hizo ganar a Ienova: el
precio de su acción pasó de 58 pesos en diciembre pasado a casi 75 actualmente.
Las inversiones que realiza Pemex (por 25 mil millones de dólares) podrían triplicarse
si se incluyen los nuevos proyectos de empresas privadas, pero dependerá del ritmo al
que se saquen las licitaciones, calcula el socio líder del Sector Energético y Recursos
Naturales de KPMG México.
GE Oil & Gas se visualiza con una fuerte participación en producción de equipo para
aguas subyacentes; productos y soluciones en áreas consolidadas y en áreas no
convencionales como el gas lutita; soluciones de energía y compresión, y equipos de
procesos. “Las inversiones pueden alcanzar los miles de millones de dólares —
asegura el directivo de Cuentas Globales-Pemex— si se justifican plenamente.”
EIM Capital misma tiene en el horno dos proyectos relacionados con el sector
eléctrico, que se beneficiarán con una inversión de 1 millón de dólares cada uno, y
otro de 300 millones de dólares, en el que contribuirán con 90 millones de
dólares. ¿Cuándo estarán listos? “Una vez que se den a conocer los nuevos
reglamentos”, aclara el socio de la firma.
Mientras tanto, Vicente Fox sigue con su cortejo “desinteresado” a inversionistas
internacionales para formar una bolsa de 500 millones de dólares que se canalizarán a
10 proyectos en el mediano plazo.
Fuente de información:http://www.forbes.com.mx/reforma-energetica-la-danza-de-los-3-billones-de-dolares/
Política Energética 653
El negocio en el Golfo de México tras la reforma energética (Forbes México)
El 27 de agosto de 2014, la edición online de la revista de negocios Forbes México
publicó que los derechos para perforar pozos los puede obtener cualquier petrolera,
pero los altos costos de exploración son una barrera de entrada para las pequeñas o
nuevas compañías. El costo inicial a pagar por una licitación de derechos de
exploración puede superar los 20 millones de dólares, y perforar un pozo seco puede
costar más de 100 millones de dólares. Las compañías más activas en exploración en
el Golfo de México habían sido las grandes petroleras como Exxon, Shell, BP,
etcétera, pero eso ha cambiado en los últimos años.
Compañías independientes aumentaron su participación en el número de pozos
perforados gracias a su capacidad para desarrollar campos de petróleo muy pequeños.
Las grandes compañías van por los mayores proyectos, que a la vez requieren las
mayores inversiones y tienen más riesgos y mejores retornos.
El hecho de que estos dos tipos de compañías operen distinto, que afronten diferentes
riesgos y vayan por utilidades distintas debe ser tomado en cuenta por los gobiernos (a
la hora diseñar los contratos). Una vez con la licencia, verificar la presencia de
petróleo mediante sondeo sísmico y perforación de pozos exploratorios puede costar
más de 700 millones de dólares.
Los contratos
Al ser la petrolera una industria enorme, hay gran variedad de contratos de
perforación y producción.
654 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
En los mayores proyectos las grandes petroleras hacen equipo con las independientes.
Por ejemplo, en el desastre de Deepwater Horizon —explosión en una plataforma
ocurrida en 2010 en el Golfo de México, que mató a 11 personas y derramó en el mar
4.9 millones de barriles de crudo—, ocurrido mientras se perforaba un pozo de
exploración en el campo Macondo, se vieron involucradas tres compañías: los
derechos de exploración los tenía BP, pero el prospecto le pertenecía sólo en 65%,
pues Andako tenía 25% y MOEX Offshore 10%. Otro ejemplo es la alianza entre BP
y Shell en Na Kika, un proyecto de 1 mil 500 millones de dólares, en el que estas dos
grandes petroleras compartieron una plataforma semisumergible para desarrollar un
grupo de campos pequeños y medianos.
Otra característica de esta industria es que muchas de las compañías que hacen
exploraciones offshore también producen gas y petróleo. Las ganancias que obtienen
de producir y vender productos refinados les ayudan a soportar las altas inversiones
antes de que un pozo llegue a su etapa productiva y a diversificar riesgos.
Perforación
Las grandes petroleras son consideradas compañías de exploración y producción
(EyP), pero lo cierto es que para la perforación de pozos de ambos tipos contratan a
empresas especializadas. Por lo general, las compañías de perforación son dueñas de
las plataformas de perforación y las arriendan a las grandes compañías de EyP durante
el tiempo que dura el proyecto.
En muchos de los proyectos en el mar (offshore), lo más común es que las empresas
especializadas en perforación provean la plataforma y el personal, y cobren por ambas
cosas por día, aunque también se puede establecer un pago por lo que dure el
proyecto.
Política Energética 655
El precio por día puede ir de 100 mil dólares en el caso de aguas superficiales a 350
mil dólares en aguas profundas. Aunque menos frecuentes, también hay contratos
llave en mano, en los que la compañía especializada en perforación recibe una suma
total por desarrollar cierto número de pozos y de cierta profundidad.
La industria global dedicada a las perforaciones petroleras, formada por empresas con
ingresos de miles de millones de dólares, incluye a jugadores como TransOcean,
Diamond Offshore, Ensco y Noble.
De las 27 compañías de perforación que operaban a finales de 2010 en el Golfo de
México, las tres más grandes eran: Nabors Offshore (49 plataformas), Hércules
Offshore (42) y Seahawk Drilling (20). Sólo 10 compañías poseían 79% de las
plataformas que operan en el Golfo de México, lo que indica la alta concentración que
hay en esta industria.
Producción
El puñado de operadores de petróleo y gas más alejado de los campos (OCS, Outer
Continental Shelf) es del interés tanto de las grandes petroleras como de las
independientes. En el grupo de las grandes están Eni Petroleum, Statoil y Petrobras.
Son compañías verticalmente muy integradas e involucradas directamente en
actividades upstream (EyP) y downstream (refinación).
Las independientes, por su parte, son por lo general compañías especializadas en
exploración, perforación o producción, pero a pesar de que son los mayores
participantes en los contratos para producción en el Golfo de México (con 81% de
participación, de lo cual 46% es en aguas profundas), las grandes producen más del
doble del petróleo que las top 20 de estas independientes, con 65% del total.
656 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
BP, Shell y Chevron son las tres mayores operadoras en la región, con cerca de 60%
de la producción total. Les siguen los cinco mayores operadores independientes, con
una producción de petróleo conjunta de 19%: BHP Billington, Anadarko, Apache,
Murphy y Hess.
En gas natural es distinto. Los 20 mayores productores independientes representan
47% de la producción, cerca de 11.7% más que la producción combinada de las
grandes. La líder en este terreno es Anadarko, con 10.14% de la extracción total. Las
independientes extraen cerca de 50% del gas que se obtiene en el Golfo de México.
En adición a los costos fijos, en el período 2006-2009, el promedio de costos variables
de una plataforma de 12 posiciones en aguas con profundidad de 300 pies (91.4
metros) fue de 8.8 millones de dólares, mientras que una de 18 posiciones para 600
pies (182.8 m) promedió 11 millones de dólares.
La variable clave en los costos relacionados con la producción de hidrocarburos en el
mar son los trabajos de reparación de pozos, la fuerza laboral en el sitio y el
transporte.
Las reparaciones de pozos significan aproximadamente 30% de los costos variables,
mientras que los laborales en el sitio y el transporte representan alrededor de 12.3% y
30.5%, respectivamente.
De acuerdo con la Agencia Internacional de Energía (AIE), los costos de las
actividades upstream (EyP) en exploración y producción en el mar aumentaron 18% a
73.47 dólares por barril de petróleo equivalente (boe) entre los períodos de 2005-2007
y 2006-2008. Eso sugiere que si los precios del petróleo y el gas se derrumban, la
producción de plataformas puede suspenderse por un tiempo, con un mayor impacto
en las compañías pequeñas independientes.
Política Energética 657
El costo de desarrollar un pozo de producción cuesta unos cinco mil millones de
dóares. Este costo es adicional a los costos de arrendamiento y exploración, que se
pueden acercar a los un mil millones de dólares.
Transporte a las refnerias
El petróleo y gas extraído de las aguas del Golfo de México se transporta a refinerías
en tierra, plantas procesadoras de gas o tanques de almacenamiento a través de
buques-tanque o de tubería submarina.
Las más grandes petroleras como BP y Chevron tienen sus propias subsidiarias para
operar los busques-tanque. Dada la posición estratégica de los campos en el Golfo de
México y el tamaño de las refinerías, la región es muy activa en la entrega de petróleo
en tanques petroleros de distintas partes del mundo.
Un costo clave en el transporte marino es la tarifa que cobran los buques. En abril de
2010, la tarifa de un buque-tanque de una gran transportista de crudo fluctuó entre 50
mil y 60 mil dólares al día en el mercado internacional.
Refinación
Después de que el petróleo es extraído del fondo marino, es enviado a las refinerías
para ser procesado y transformado en productos petrolíferos, como gasolina, diésel,
asfalto, queroseno, gasóleo (combustible para calderas) y gas licuado de petróleo.
De acuerdo con la AIE, 43% de la capacidad instalada de refinación de Estados
Unidos de Norteamérica está ubicada en los estados costeros del Golfo de México.
Todas las grandes petroleras tienen sus propias refinerías en la zona. Éstas controlan
658 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
51.7% de la capacidad después de tomar en cuenta su participación accionaria en las
compañías en que tienen socios. ExxonMobil es la más grande refinería en la región,
con casi 20% de la capacidad, seguida de ConocoPhillips, con 9.7%, y Shell, con 8.9
por ciento.
Las mayores refinerías independientes en la región son Valero y Marathon, con 8.2 y
6.8% de la capacidad, respectivamente.
En la zona del Golfo de México también hay 82 plantas procesadoras de gas. Y
también en este caso la propiedad de las plantas es tanto de las grandes petroleras
como de compañías independientes. En la región está 30% de la capacidad de
procesamiento de todo Estados Unidos de Norteamérica y la capacidad utilizada es de
55%, un poco menos que el 60% a escala nacional.
La refinación es una actividad intensiva en uso de capital, que requiere altos montos
de inversión inicial, al igual que para mantenimiento. Los márgenes de las refinerías
dependen de varios factores, pero el elemento clave es la calidad de crudo refinado.
Por ejemplo, un barril de crudo pesado y “amargo” es más costoso de refinar que uno
ligero y “dulce”. El petróleo del Golfo de México es considerado crudo y ligeramente
“amargo”, lo que hace que los márgenes sean menores.
Aunque las refinerías que están a lo largo de la costa del Golfo de México han
invertido para actualizar sus unidades de refinación de petróleo pesado, los esfuerzos
actualmente (2010) se dirigen a traer crudo de Canadá para refinar e incrementar los
márgenes.
Los márgenes débiles sugieren que un aumento en los costos de refinación, incluidos
los costos asociados a los seguros o regulación adicional, pueden conducir a una
salida del mercado por los escasos márgenes, o a una concentración en esta industria.
Política Energética 659
En cuanto al impacto para los consumidores, los costos de refinación sólo significan
aproximadamente 6% del gasto total en consumo de gasolina en todo Estados Unidos
de Norteamérica. El costo para una refinería de adquirir un barril de crudo de lejos es
el más importante componente de los costos, representando aproximadamente 67%
del costo total del precio del galón en la bomba.
Transporte al usuario final
Una vez que el petróleo es refinado, es transportado en barcaza, tubería y camión al
usuario final. En el caso de los productos refinados del Golfo de México es
transportado por tubería a los mercados domésticos de las regiones noreste y este del
país.
De acuerdo con la AIE, los costos de distribución y mercadeo sólo representan 12%
del precio promedio de 2.73 del galón de gasolina (2010). Aunque es más alto que el
costo de refinación, es débil en comparación con el costo de encontrar y extraer
petróleo crudo.
Fuente de información:http://www.forbes.com.mx/el-negocio-en-el-golfo-de-mexico-tras-la-reforma-energetica/
Canasta de crudos de la OPEP
La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se integra por los
siguientes países: Angola, Arabia Saudita, Argelia, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos,
Libia, Nigeria, Irán, Iraq, Kuwait, Qatar y Venezuela, informó el 12 de marzo de 2014
que la nueva canasta de crudos de referencia de la OPEP, que se integra regularmente por
660 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos
los crudos de exportación de los principales países miembros de la Organización, de
acuerdo con su producción y exportación a los principales mercados; y refleja, además, la
calidad media de los crudos de exportación del cártel. Así, en términos generales, se
incluyeron los siguientes tipos de crudos: Saharan Blend (Argelia), Girassol (Angola),
Oriente (Ecuador), Iran Heavy (República Islámica de Irán), Basra Light (Iraq), Kuwait
Export (Kuwait), Es Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab
Light (Arabia Saudita), Murban (Emiratos Arabes Unidos) y Merey (Venezuela).
Cabe destacar que el Girasol (Angola) y el Oriente (Ecuador) se incluyen en la canasta a
partir de enero y de octubre de 2007, respectivamente. Además, en enero de 2009 se
excluyó del precio de la canasta el crudo Minas (Indonesia); en tanto que el venzolano
BCF-17 fue sustituido por el Merey.
En este sentido, al 16 de septiembre de 2014, la canasta de crudos de la OPEP registró
una cotización promedio en el mes de 97.18 dólares por barril (d/b), cifra 3.54% inferior
con relación al mes inmediato anterior (100.75 d/b), menor en 9.74% con respecto a la de
diciembre pasado (107.67 d/b), y 10.62% menos si se le compara con el promedio de
septiembre de 2013 (108.73 d/b).
Política Energética 661
111.
76 117.
48 122.
9711
8.18
108.
0793
.98 99
.55
109.
5211
0.67
108.
3610
6.86
106.
5510
9.28 112.
7510
6.44
101.
0510
0.65
101.
03 104.
45 107.
5210
8.73
106.
6910
4.97
107.
6710
4.71
105.
3810
4.15
104.
2710
5.44
107.
8910
5.61
100.
7597
.18
100.
1098
.95
98.6
699
.15
98.3
897
.00
96.9
995
.93
95.3
595
.68
94.6
895
.30
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 A S* 1 2 3 4 5 8 9 10111215162012 2013 Septiembre 2014
* Promedio al día 16 de septiembre.FUENTE: OPEP.
PRECIO DE LA CANASTA DE CRUDOS DE LA OPEP-Dólares por barril-
2014
Fuente de información:http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm
