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III. POLÍTICA ENERGÉTICA

Hecho en México: Cómo la reforma delsector energético puede estimular elcrecimiento (FMI)

El 6 de abril de 2015, el Fondo Monetario Internacional (FMI) publicó la nota “Hecho

en México: Cómo la reforma del sector energético puede estimular el crecimiento”. A

continuación se presenta la información.

En diciembre de 2013, México aprobó una ambiciosa y controversial reforma del

sector energético, que transformará profundamente los sectores del petróleo, el gas y

la electricidad, antes controlados por el estado. En resumen, la reforma abre estos

sectores a inversionistas privados, mientras el gobierno retiene el control de los

medios de transmisión y distribución a través de organismos de regulación

independientes.

El principal objetivo de la reforma es atraer inversiones necesarias para financiar la

exploración y explotación de las reservas de petróleo y gas, la ampliación de la

capacidad de generación y las redes de transmisión de electricidad, y la

modernización de la infraestructura del petróleo, el gas y la electricidad.

En nuestro reciente trabajo se examinan los efectos de esta reforma energética en la

economía de México y se concluye que la disminución de los precios de la

electricidad podría aumentar la producción del sector manufacturero en hasta 3.6%, y

el Producto Interno Bruto (PIB) global en hasta 0.6 por ciento.

La electricidad a precios más bajos

896 Comisión Nacional de los Salarios Mínimos

Se espera que la reforma reduzca los precios de la electricidad para el sector industrial

en México, que aproximadamente duplican los precios estadounidenses. En México,

la generación de electricidad depende mucho más de los derivados del petróleo

(aproximadamente una quinta parte de la capacidad instalada de generación) que en

Estados Unidos de Norteamérica, donde son más abundantes otras fuentes de energía

menos costosas, como el gas natural y el carbón.

PRECIO MINORISTA PROMEDIO DE LA ELECTRICIDAD PARA CLIENTES INDUSTRIALES Y COMERCIALES

-Centavos de dólar por kilovatio/hora-

Industrial (México)Industrial (Estados Unidos de Norteamérica)Comercial (México)Comercial (Estados Unidos de Norteamérica)

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

40

35

30

25

20

15

10

5

0

FUENTE: Secretaría de Energía de México, Administración de Información Energética de Estados Unidos de Norteamérica y cálculos del personal técnico del FMI.

La reforma puede ayudar a cambiar la estructura de la generación de electricidad en

México al permitir una mayor inversión en gasoductos para importar un mayor

volumen de gas natural de Estados Unidos de Norteamérica y en plantas con menores

costos de generación. Estimamos que la sustitución total de los derivados del petróleo

por gas natural en la generación de electricidad podría significar una reducción del

13% de los precios de la electricidad para el usuario industrial promedio.

F1 P-07-02 Rev.00

Política Energética 897

Mayor producción manufacturera y mayor PIB

¿Qué tan susceptible es la producción manufacturera a cambios en el precio de la

electricidad? Nuestro análisis empírico indica que una reducción del 1% en el precio

de la electricidad podría llevar a un aumento de hasta 0.28% en la producción. La

respuesta varía ampliamente entre los diferentes subsectores manufactureros, con una

elasticidad mucho mayor en el caso de los metales y los equipos de transporte (lo que

incluye la industria automotriz).

Un descenso del 13% del precio de la electricidad para el sector industrial podría dar

lugar a un aumento de la producción manufacturera de hasta 3.6%, y un aumento del

PIB de aproximadamente 0.2 a 0.6 puntos porcentuales.

REPERCUSIÓN ECONÓMICA DE LA REDUCCIÓN DEL PRECIO DE LA ELECTRICIDAD

-Porcentaje-Inferior Superior

Elasticidades -0.11 -0.28Hipótesis 1: Sustitución de los derivados del petróleo por gas naturalAumento de la producción manufacturera 1.4 3.6Aumento del PIB global 0.2 0.6Hipótesis 2: Convergencia con los niveles de Estados Unidos de NorteaméricaAumento de la producción manufacturera 5.5 14.0Aumento del PIB global 0.9 2.2Nota: La hipótesis 1 supone una reducción del 13% de los precios de la energía, que corresponde a la

sustitución de los derivados del petróleo por gas natural en la generación de electricidad. La hipótesis 2 supone la convergencia de los precios de la electricidad para los usuarios industriales y comerciales de México con los niveles de Estados Unidos de Norteamérica.

FUENTE: Autoridades nacionales y cálculos del personal técnico del FMI.

Los beneficios totales generados por la reforma podrían ser aún mayores. Los precios

de la electricidad en México podrían finalmente bajar al nivel de los de Estados

Unidos de Norteamérica, impulsando aún más la producción manufacturera. Esto se

podría lograr si la estructura de generación de energía en México convergiera a la


observada en Estados Unidos de Norteamérica, y las mejoras en la infraestructura

eléctrica permitieran reducir las grandes pérdidas de electricidad, que

aproximadamente triplican las observadas en Estados Unidos de Norteamérica. Un

beneficio adicional podría surgir en el sector de servicios, que también es sensible a

los precios de la electricidad, aunque en menor medida que el manufacturero.

¿Cómo afecta el descenso reciente del precio del petróleo a esta evaluación? No de

forma significativa. Los beneficios estimados provienen de la diferencia del costo de

usar gas natural en lugar de derivados del petróleo en la generación de electricidad.

Como el precio del gas natural también bajó, su precio en relación con el precio de los

derivados del petróleo para la generación de electricidad no ha cambiado

sustancialmente en los últimos meses.

Consecuencias en materia de políticas

México se encuentra en una buena situación para continuar ampliando su sector

manufacturero. La reforma del sector energético recientemente promulgada tiene

capacidad para disminuir los costos de la electricidad y mejorar la infraestructura del

sector energético. No obstante, para obtener todos los beneficios potenciales, es

esencial que la reforma se ejecute a cabalidad, entre otras cosas, asegurando el

funcionamiento eficaz de los nuevos organismos de regulación.

Fuente de información:http://blog-dialogoafondo.org/?p=5088

Petróleo crudo de exportación (Pemex)

El 27 de marzo de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que durante el

período enero-febrero del año 2015, el precio promedio de la mezcla de petróleo


crudo de exportación fue de 43.67 dólares por barril (d/b), lo que significó una

reducción de 52.47% con relación al mismo período de 2014 (91.87 d/b).

Cabe destacar que en febrero de 2015, el precio promedio de la mezcla de petróleo

crudo de exportación fue de 46.88 d/b, cifra 15.30% mayor con respecto al mes

inmediato anterior, 10.47% menor con relación a diciembre pasado (52.36 d/b) y

49.64% menor si se le compara con el segundo mes de 2014.

Durante los dos primeros meses de 2015 se obtuvieron ingresos por 3 mil 303

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

tres tipos, cantidad que representó una disminución de 50.08% respecto al mismo

período de 2014 (6 mil 616 millones de dólares). Del tipo Maya se reportaron

ingresos por 2 mil 347 millones de dólares (71.06%), del tipo Olmeca se obtuvieron

395 millones de dólares (11.96%) y del tipo Istmo se percibió un ingreso de 561

millones de dólares (16.98%).


VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO-Millones de dólares-

Total Istmo Mayaa/ OlmecaPor región

América Europa LejanoOrienteb/

2003 16 676 255 14 113 2 308 14 622 1 495 5602004 21 258 381 17 689 3 188 19 003 1 886 3692005 28 329 1 570 22 513 4 246 24 856 2 969 5042006 34 707 1 428 27 835 5 443 30 959 3 174 5742007 37 937 1 050 32 419 4 469 33 236 3 858 8432008 43 342 683 37 946 4 712 38 187 4 319 8362009 25 605 327 21 833 3 445 22 436 2 400 7692010 35 985 2 149 27 687 6 149 31 101 3 409 1 4762011 49 380 3 849 37 398 8 133 41 745 4 888 2 7472012 46 852 3 904 35 194 7 754 37 051 6 611 3 1902013 42 711 3 926 34 902 3 884 32 125 6 472 4 1142014 35 856 4 564 28 168 3 124 26 188 6 737 2 931Enero 3 292 542 2 442 308 2 694 554 43Febrero 3 324 498 2 554 272 2 417 529 378Marzo 3 283 490 2 520 274 2 109 735 439Abril 3 017 375 2 416 226 1 926 684 407Mayo 3 349 391 2 652 306 2 388 735 225Junio 3 187 236 2 552 399 2 335 657 195Julio 2 993 317 2 494 181 2 249 558 186Agosto 3 136 251 2 623 261 2 385 526 225Septiembre

2 980 372 2 395 214 2 246 436 298

Octubre 2 653 464 1 986 204 2 123 357 174Noviembre 2 634 429 1 938 268 1 956 532 147Diciembre 2 008 199 1 597 212 1 360 433 2152015 3 303 561 2 347 395 2 016 775 513Enero R/1 590 R/269 R/1 171 150 993 R/327 R/270Febrero 1 713 292 1 176 246 1 023 448 243a/ Incluye Crudo Altamira y Talam.b/ Incluye otras regiones.R/ Cifra revisada.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)

De conformidad con información de Pemex, durante el período enero-febrero de

2015, se exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.282 millones


de barriles diarios (mb/d), cantidad 4.82% mayor a la reportada en el mismo lapso de

2014 (1.223 mb/d).

En febrero de 2015, el volumen promedio de exportación fue de 1.305 mb/d, lo que

significó un aumento de 3.49% respecto al mes inmediato anterior (1.261 mb/b),

mayor en 5.50% con relación a diciembre de 2014 (1.237 mb/d) y 2.35% superior si

se le compara con febrero del año anterior (1.275 mb/d).

Los destinos de las exportaciones de petróleos crudos mexicanos, durante el período

enero-febrero de 2015, fueron los siguientes: al Continente Americano (60.14%) a

Europa (24.10%) y al Lejano Oriente (15.83%).

1 000

1 100

1 200

1 300

1 400

1 500

1 600

1 700

EFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEFMAMJ JASONDEF

EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO MEXICANO-Miles de barriles diarios-

2010 2011 2012 2013 2014 2015

FUENTE: Petróleos Mexicanos.

1 305

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

Inició Petróleos Mexicanos la restitución de laproducción en el Centro de Proceso Abkatun (Pemex)

El 5 de abril de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) inició la restitución de la

producción en el Centro de Proceso Askatun, con la puesta en operación de las


plataformas Abkatun D y Abkatun Perforación, que incorporará la producción de los

campos Ixtal, Manik y Onel.

De este modo, será posible alcanzar la segunda semana de abril 80% de la producción

que se registraba hasta antes del accidente en la plataforma Abkatun A-Permanente el

pasado 1° de abril. Con excepción de esta última, el Centro de Proceso se encuentra

estructuralmente en condiciones adecuadas para restablecer su operación.

Así lo señaló el Director General de Pemex Exploración y Producción (PEP), durante

una rueda de prensa efectuada en Ciudad del Carmen, Campeche.

Asimismo, precisó que en una segunda fase se pondrá en operación en la tercera

semana de este mes la plataforma Abkatun Temporal, con lo que se estará así en

condiciones de realizar la segregación de corrientes de crudo, lo que permitirá

fortalecer el proceso de mezclas de exportación.

Pemex alcanzará la meta original de producción de la Región Marina Suroeste para

2015, de 646 mil barriles diarios de crudo y 1 mil 442 millones de pies cúbicos de

gas, aseveró.

Al afirmar que en la plataforma Abkatun A-Permanente se habían cumplido

estrictamente con los programas de mantenimiento establecidos, enfatizó que en todo

el complejo se han realizado sin contratiempos los procesos de auditoría ambiental y

de seguridad, incluyendo el seguimiento de la auditoría especial de seguridad, el cual

se efectuó el año pasado.

Por otro lado, el Titular de PEP resaltó que los protocolos internos en la plataforma

funcionaron de manera adecuada, lo que permitió el oportuno y rápido desalojo de

301 trabajadores con el apoyo de 10 embarcaciones y 28 helicópteros, evitándose una

tragedia de mayores proporciones.


Reiteró que lamentablemente cuatro trabajadores fallecieron (uno de Pemex y tres de

la empresa Cotemar) en tanto 45 recibieron algún tipo de atención médica, de los que

dos permanecen hospitalizados en Ciudad del Carmen y dos, en estado delicado de

salud, en la Ciudad de México ya que requerían atención especializada. Informó

también que continua la búsqueda de las tres personas que aún no han sido

localizadas.

De igual modo, puntualizó que desde el pasado 2 de abril, en la noche, Pemex puso a

disposición de la Procuraduría General de la República (PGR) las instalaciones de la

plataforma A-Permanente. La Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de

Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos realizará, con apoyo de

técnicos de Pemex, las investigaciones correspondientes para determinar las causas

del accidente.

Fuente de información:http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-034-nacional.aspx

Modifican disposiciones administrativas paraautorizaciones para reconocimiento y exploraciónsuperficial de hidrocarburos (CNH)

El 15 de abril de 2015, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) publicó en el

Diario Oficial de la Federación (DOF) las “Modificaciones a diversos artículos de las

Disposiciones administrativas de carácter general, en materia de autorizaciones para

el reconocimiento y exploración superficial de hidrocarburos”, las cuales se presentan

a continuación.

JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, EDGAR RENÉ RANGEL GERMÁN, ALMA

AMÉRICA PORRES LUNA, SERGIO HENRIVIER PIMENTEL VARGAS y

HÉCTOR ALBERTO ACOSTA FÉLIX, Comisionado Presidente y Comisionados,

respectivamente, integrantes del Órgano de Gobierno de la Comisión Nacional de


Hidrocarburos, con fundamento en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución

Política de los Estados Unidos Mexicanos; 4, fracción XXXII, 5, segundo párrafo, 32,

33, 34, 35, 37, 43 fracción I, inciso a, 47, fracción II, 131 de la Ley de

Hidrocarburos;1, 2, fracción I, 3, 4, 5, 22, fracciones II, III, IV, VIII, X y XI, 27, 38,

fracción I, 39, fracciones I, V y VI, 40, de la Ley de los Órganos Reguladores

Coordinados en Materia Energética; 1, 2, fracción I y 43 de la Ley Orgánica de la

Administración Pública Federal; 6 y 7 del Reglamento de la Ley de Hidrocarburos, así

como 1, 10, fracción I, 11, 13, fracción IV, inciso a, del Reglamento Interno de la

Comisión Nacional de Hidrocarburos, y

CONSIDERANDO

PRIMERO. Que el artículo 5 de la Ley de Hidrocarburos establece entre las

actividades reguladas las actividades de reconocimiento y exploración superficial las

cuales podrán ser llevadas a cabo por Petróleos Mexicanos, cualquier otra empresa

productiva del Estado o entidad paraestatal, así como por cualquier persona, previa

autorización en los términos de la Ley de Hidrocarburos, y de las disposiciones

reglamentarias, técnicas y de cualquier otra regulación que se expida.

SEGUNDO. Que conforme al artículo 37 de la Ley de Hidrocarburos, la Comisión

Nacional de Hidrocarburos, en adelante Comisión, podrá emitir autorizaciones para

llevar a cabo actividades relativas al reconocimiento y exploración superficial en

términos de la Ley de Hidrocarburos, su Reglamento, así como de la regulación que

para tal efecto emita.

TERCERO. Que corresponde a la Comisión regular y supervisar las actividades de

reconocimiento y exploración superficial realizadas por los asignatarios, contratistas y

autorizados, de conformidad con los artículos 43, fracción I, inciso a, de la Ley de

Hidrocarburos, 22, fracción II, 38, fracción I y 40 de la Ley de los Órganos


Reguladores Coordinados en Materia Energética, en adelante Ley de los Órganos

Reguladores.

CUARTO. Que en virtud de lo anterior, el Órgano de Gobierno de la Comisión, por

Acuerdo CNH.01.001/15, emitió las Disposiciones administrativas de carácter

general, en materia de autorizaciones para el reconocimiento y exploración superficial

de hidrocarburos, en adelante Disposiciones, las cuales fueron publicadas en el Diario

Oficial de la Federación el 26 de enero de 2015.

QUINTO. Que el Órgano de Gobierno de la Comisión tiene la facultad de emitir y

modificar la regulación, lineamientos, disposiciones técnicas y administrativa, en las

materias competencia de la Comisión previstas en la Ley de Hidrocarburos, su

Reglamento y demás normativa aplicables, conforme al artículo 13, fracción, IV,

inciso a, del Reglamento Interno de la Comisión.

SEXTO. Que conforme a los artículos 4 y 39 de la Ley de los Órganos Reguladores,

la Comisión deberá ejercer sus funciones procurando el desarrollo eficiente del sector

energético del Estado Mexicano, así como procurando acelerar el desarrollo del

conocimiento del potencial petrolero del país.

SÉPTIMO. Que para dar cumplimiento a lo previsto en el considerando anterior y con

el objeto de otorgar mayor certeza jurídica a los sujetos regulados en términos de lo

dispuesto en las Disposiciones, resulta necesario precisar y modificar diversos

artículos de las mismas.

OCTAVO. Que en razón a lo anterior, resulta pertinente que la Comisión lleve a cabo

modificaciones a los artículos 24, 28, 29, 39, 43, 46, así como del Transitorio

Segundo de las Disposiciones.


Dichas modificaciones otorgarán una mayor certeza jurídica a los interesados en

obtener una autorización, respecto de los criterios para su otorgamiento; del

pronunciamiento de la Comisión en relación con los avisos de los asignatarios y

contratistas; de los alcances, derechos y obligaciones relacionados con la

comercialización; de la supervisión del cumplimiento de las Disposiciones, así como

de la entrega de reportes y, en su caso, de la información de reconocimiento y

exploración superficial.

Que en virtud de lo expuesto y con base en el mandato legal conferido a este Órgano

Regulador Coordinado, el Órgano de Gobierno de esta Comisión emitió el Acuerdo

CNH.E.08.001/15, mediante el cual aprobó las siguientes:

MODIFICACIONES A DIVERSOS ARTÍCULOS DE LAS DISPOSICIONES ADMINISTRATIVAS DE CARÁCTER GENERAL, EN MATERIA DE AUTORIZACIONES PARA EL RECONOCIMIENTO Y EXPLORACIÓN SUPERFICIAL DE HIDROCARBUROS.

PRIMERO. Se modifican los artículos 24, 28, 29, 39, 43, 46 y Transitorio Segundo de

las Disposiciones, de conformidad con lo siguiente:

Artículo 24. De los criterios para el otorgamiento de una Autorización. (…)

I. (…)

II. Historial de cumplimiento por parte de Asignatarios, Contratistas y Autorizados

respecto de obligaciones establecidas en las Disposiciones y demás legislación

aplicable;

III. (…)

IV. (…)


En caso de que se presenten diversas solicitudes de Autorización sobre una misma

área, el orden de prelación para su otorgamiento responderá a los términos del

presente artículo y conforme al Plan de trabajo y cronogramas propuestos.

Artículo 28. De la opinión al plan de trabajo. (…)

Lo anterior, con el objeto de que los asignatarios y contratistas puedan realizar las

adecuaciones correspondientes a dicho plan o, en su caso, exponer las razones para no

adoptar las mismas.

En caso de no tener observaciones, únicamente se tomará conocimiento del aviso

respectivo.

Artículo 29. De los alcances de los derechos del Autorizado. (…)

Únicamente los Asignatarios, Contratistas o Autorizados tendrán el derecho al

aprovechamiento comercial en los términos de las presentes Disposiciones.

Artículo 39. Del pago de contribuciones y aprovechamientos. Los solicitantes,

Asignatarios, Contratistas y Autorizados deberán pagar las contribuciones y

aprovechamientos que en términos de la legislación fiscal correspondiente se

establezcan.

Artículo 43. De las reglas de la comercialización de datos e interpretaciones. (…)

Para llevar a cabo la comercialización de los resultados del Reconocimiento y

Exploración Superficial, durante el plazo que subsista el derecho a su

aprovechamiento, los Asignatarios, Contratistas y Autorizados deberán ser residentes

en México para efectos fiscales o, en caso de que se trate de residentes en el

extranjero, deberán tener un establecimiento permanente en el país, de conformidad


con las leyes de la materia o los tratados internacionales de los que México sea parte y

que dichas transacciones las lleve a cabo en el citado establecimiento permanente.

Artículo 46. De la supervisión del cumplimiento de las Disposiciones. (…)

(…)

(…)

Para efectos de supervisión del cumplimiento así como cualquier comunicación

posterior a la emisión de la autorización respectiva, la Comisión notificará sus actos

en el establecimiento permanente del Asignatario, Contratista o Autorizado, en

términos del artículo 43 de las presentes Disposiciones.

SEGUNDO. (…)

Asimismo, en términos del artículo 32 de la Ley de Hidrocarburos, todo particular o

cualquier persona que tenga en su poder información derivada de actividades de

Reconocimiento y Exploración Superficial, deberá reportar dichos datos y, en su caso,

entregarlos sin costo alguno a la Comisión, durante el año 2015. Lo anterior, mediante

los formatos ARES A, ARES B o ARES C, así como en los términos de la regulación

relativa al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.

(…)

(…)

TRANSITORIOS

PRIMERO. Las presentes modificaciones entrarán en vigor al día siguiente de su

publicación en el Diario Oficial de la Federación.


SEGUNDO. La Comisión hará públicas las presentes modificaciones a través del

Registro Público y de su página de internet www.cnh.gob.mx. Asimismo, integrará las

presentes modificaciones a efecto de contar con una versión integral de las mismas.

Fuente de información:http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5388909&fecha=15/04/2015

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 del 1º al 13 de abril de 2015, fue de 49.05 d/b, cotización 5.96% mayor a

la registrada en marzo pasado (46.29 d/b), 6.32% menor a diciembre de 2014 (52.36

d/b), e inferior en 48.74% si se le compara con el promedio de abril de 2014 (95.68

d/b).

30

60

90

120

E FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMA*2010 2011 2012 2013 2014 2015

* Promedio al día 13.FUENTE: Petróleos Mexicanos.

Mezcla49.05

West 51.21

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DE LA MEZCLA DE PETRÓLEO MEXICANO DE EXPORTACIÓN Y WEST TEXAS INTERMEDIATE

-Dólares por barril-

Por su parte, el precio promedio del crudo West Texas Intermediate (WTI) en los

primeros 13 días de abril registró un promedio de 51.21 d/b, lo que significó un


incremento de 7.20% con relación al mes inmediato anterior (47.77%), pero menor en

12.88% con respecto a diciembre de 2014 (58.78 d/b), e inferior en 49.76% si se le

compara con el promedio de abril de 2014 (101.94 d/b).

Asimismo, durante los primeros 13 días de abril del presente año, la cotización

promedio del crudo Brent del Mar del Norte fue de 56.09 d/b, precio que significó una

reducción de 0.36% con relación a marzo pasado (56.29 d/b), menor en 9.72%

respecto a diciembre anterior (62.13 d/b), e inferior en 48.12% si se le compara con el

promedio de abril de 2014 (108.12 d/b).

30

60

90

120

150

E FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMAMJ J ASONDE FMA*

56.09

2010 2011 2012 2013 2014 2015

* Promedio al día 13.FUENTE: Petróleos Mexicanos.

PRECIO PROMEDIO MENSUAL DEL BRENT-Dólares por barril-


PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETRÓLEO-Dólares por barril-

Fecha

Crudo APIPrecio promedio spot1/

Precio promedio de exportación

del crudo mexicano2/

Fecha

Crudo APIPrecio spot1/

Precio promedio de exportación

del crudo mexicano2/

Brent(38)

West Texas Intermediate

(44)

Brent(38)

West Texas Intermediate

(44)Diciembre 2009 74.46 74.01 69.66 Enero 2014 109.34 94.62 90.65Diciembre 2010 91.22 88.36 82.19 Febrero 2014 110.15 100.81 93.09Diciembre 2011 108.90 98.54 106.33 Marzo 2014 108.29 100.87 93.48Diciembre 2012 109.11 87.43 96.67 Abril 2014 108.12 101.94 95.68Enero 2013 113.36 94.65 100.60 Mayo 2014 110.36 102.53 96.79Febrero 2013 116.95 94.87 105.43 Junio 2014 112.26 105.70 98.79Marzo 2013 109.24 93.13 102.98 Julio 2014 106.72 103.44 94.65Abril 2013 103.09 91.75 99.12 Agosto 2014 101.55 96.46 90.80Mayo 2013 103.02 94.63 98.67 Septiembre 2014 97.05 93.07 85.82Junio 2013 103.14 95.76 97.86 Octubre 2014 90.84 88.66 75.23Julio 2013 108.26 104.88 101.00 Noviembre 2014 79.21 75.21 71.39Agosto 2013 112.21 106.20 100.84 Diciembre 2014 62.13 58.78 52.36Septiembre 2013 113.38 106.33 99.74 Enero 2015 47.84 47.14 40.66Octubre 2013 109.81 100.50 94.95 Febrero 2015 57.95 50.53 46.88Noviembre 2013 108.08 93.81 89.54 Marzo 2015 56.29 47.77 46.29Diciembre 2013 110.63 97.20 91.65

2/III/2015 61.39 49.54 49.42 1/IV/2015 55.47 50.07 48.063/III/2015 61.82 50.38 50.02 2/IV/2015 53.70 49.08 47.364/III/2015 59.82 51.48 49.41 3/IV/2015 n.c. n.c. n.c.5/III/2015 60.97 50.71 49.40 6/IV/2015 56.65 52.03 n.c.6/III/2015 59.79 49.56 48.56 7/IV/2015 57.29 53.90 50.679/III/2015 59.31 49.90 47.95 8/IV/2015 56.21 50.39 48.6410/III/2015 56.59 48.37 45.96 9/IV/2015 55.78 50.74 48.7611/III/2015 57.10 48.01 46.47 10/IV/2015 56.66 51.58 49.6912/III/2015 57.30 47.07 46.44 13/IV/2015 56.98 51.90 50.1813/III/2015 55.44 44.83 44.3116/III/2015 52.64 43.88 42.8417/III/2015 52.81 43.34 42.4518/III/2015 53.23 44.58 43.8419/III/2015 53.60 43.97 43.8720/III/2015 54.52 45.95 44.4623/III/2015 53.91 47.35 45.2424/III/2015 53.70 46.98 45.2325/III/2015 54.27 48.67 45.7726/III/2015 56.91 51.36 48.7627/III/2015 56.33 48.78 46.9130/III/2015 53.63 48.61 45.9431/III/2015 53.28 47.67 45.15

Promedio de marzo de 2015 56.29 47.77 46.29 Promedio de abril

de 2015* 56.09 51.21 49.05

Desviación estándar de marzo de 2015

3.03 2.47 2.26Desviación estándar de abril de 2015*

1.14 1.48 1.18

1/ Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía.2/ Precio informativo proporcionado por Petróleos Mexicano Internacional (PMI) y Secretaría de Energía.* Cálculos de las cotizaciones promedio del 1 al 13.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


La Reforma energética a 15 meses de aprobada (KPMG)

El 17 de marzo de 2015, la casa consultora KPMG en México publicó el artículo de

opinión del Director de Energía y Recursos Naturales de KPMG en México. A

continuación se presentan los detalles.

Además de estratégica, la Reforma energética es representativa de una nueva cultura

de negocios que está siendo adoptada por todos los actores y jugadores involucrados:

autoridades y reguladores, empresas de petróleo internacionales, empresas de petróleo

nacionales, contratistas de la cadena productiva (ingeniería, procura y construcción), y

empresas suministradoras de servicios asociadas al sector. Es probablemente la

reforma que tendrá mayor impacto económico de las 11 promulgadas por el gobierno.

Se estima y de acuerdo al Plan Nacional de Infraestructura, la necesidad de llevar a

cabo proyectos por unos 500 mil millones de dólares estadounidenses al 2018, de los

cuales, la mitad estarían dirigidos al sector de Energía.

El modelo de la reforma, en sí, ya es conocido en el contexto mundial, si hablamos de

permitir que el capital privado participe de manera limitada en las compañías ahora

denominadas empresas productivas del Estado (Pemex y CFE). En países como

Colombia, Brasil y Noruega, se han llevado a cabo reformas similares de manera

exitosa.

Grande fue el esfuerzo de las autoridades mexicanas por investigar, diagnosticar y

adoptar las mejores prácticas internacionales en la materia, cubriendo un abanico

amplio en hidrocarburos, electricidad, fuentes de energía renovables y fuentes de

energía no convencionales.

La Reforma energética con sus 21 leyes secundarias fueron necesarias a raíz de una

nueva realidad mundial y local. Las variables son múltiples entre las cuales destacan:


a) Mundial: en lo que respecta principalmente a un mercado de oferta y demanda

cada vez más interrelacionado, por regiones y bloques productivos caracterizados

por diversificación económica.

b) Local: en función del decline de las reservas pertenecientes al yacimiento de

Cantarell, y de la realidad operativa económica del régimen de empresas

paraestatales.

Todo lo anterior, estrechamente relacionado a una mayor demanda industrial en

México, provocada, entre otros, por niveles de producción jamás antes vistos en el

sector automotriz y por el regreso de algunas plantas de manufactura de China a

México a raíz de una mayor competitividad local, así como un decline de crecimiento

en ese país.

Las rondas Cero y Uno

Ambos procesos de licitaciones fueron alineados como mecanismos de ejecución

transparentes para promover, divulgar y asignar los primeros grandes bloques de

producción en aguas someras y profundas principalmente.

Las dos rondas han sido recibidas con gran interés por parte de participantes

internacionales y nacionales. Ambas se han ejecutado en tiempo y forma, a pesar de la

caída en el precio del barril de crudo de más de 50% en los últimos meses.

Recientemente, en visita a Japón, se sostuvieron encuentros con diversas empresas

que expresaron su interés por participar en la Ronda Uno, bajo distintos posibles

esquemas. Fue patente el interés de los inversionistas extranjeros por un país atractivo

como México.


El papel de los reguladores

La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) ha demostrado sofisticación en la

elaboración, divulgación y expedición de toda la plataforma de entregables a los

interesados, mismos que han hecho comentarios positivos en cuanto al manejo de

temas críticos, como la transparencia y la certidumbre jurídica. Por lo pronto, son más

de 30 las empresas precalificadas y autorizadas a entrar a las bases de datos de la

CNH (data room).

En cuanto al sector eléctrico, la Secretaría de Energía (SENER) y la Comisión

Reguladora de Energía publicaron el documento que rige las reglas de operación para

el mercado mayorista1. Estas sientan principios como los rangos de precios, las

obligaciones para uso de servicios conexos de la red del Centro Nacional de Control

de Energía (CENACE), la capacidad que podrán reservar los usuarios en la red y los

derechos financieros para la transmisión.

Se espera que las nuevas reglas de porteo o entrega de la energía a los centros de

consumo estén listas antes de que arranque la operación del mercado el 31 de

diciembre de 20152. Esto implica una ambiciosa iniciativa conformada por unos 17

mil Megawatts (MW) adicionales de capacidad instalada para 2020, requeridas en las

distintas modalidades de generación, entre las que destaca la continua tendencia de

centrales de ciclo combinado con poco más de 12 mil MW.

¿Cómo afecta el bajo precio del petróleo?

Aunque la caída del precio del crudo no llega en el mejor momento para la Reforma

energética, la consolidación de la misma 15 meses después pese a ajustes y recortes

necesarios y anunciados recientemente, así como la incertidumbre económica que

genera la baja en los precios, México sigue generando interés estratégico.1 Secretaría de Energía, febrero 24 de 2015.2 “Prospectiva del Sector Eléctrico 2013-2027”, Secretaría de Energía, 150.


El escenario geopolítico internacional favorece a México como un gran destino de

inversión. La cautela por parte de algunas empresas, sigue y seguirá, en función de

que existan interferencias, demoras, aclaraciones, modificaciones o ajustes a los

modelos de contrato relacionados con el proceso de licitación.

Por lo pronto, el paquete de aguas someras se reactivará “muy pronto”, de acuerdo

con fuentes de la SENER, y su retraso en sí es bienvenido por parte de algunos

inversionistas, dado que los interesados con escasa experiencia en México tendrán la

oportunidad de reevaluar su plan de negocios y su planeación estratégica para lograr

una rentabilidad económica ajustada, con mayor viabilidad.

La oportunidad está puesta y los interesados siguen llegando. Ahora hay que concluir

exitosamente el proceso de licitación y contar con un plan de implementación y

ejecución operativa poslicitación, para tener una exitosa plataforma de despegue.

Fuente de información:http://www.kpmg.com/MX/es/IssuesAndInsights/ArticlesPublications/Paginas/AO--Reforma-Energetica-15-meses-aprobada.aspx

Petróleos Mexicanos firma acuerdo con BlackRock y First Reserve (Pemex)

El 26 de marzo de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex), a través de su filial PMI,

firmó un acuerdo con BlackRock, la mayor gestora de activos del mundo, y con First

Reserve, la mayor firma de inversión de capital privado en el sector de energía,

mediante el cual adquieren una participación combinada de 45% (equivalente a

aproximadamente 900 millones de dólares) en la construcción del gasoducto Los

Ramones II, que, con una extensión de 744 kilómetros, garantizará el suministro de

gas natural en beneficio de la industria nacional.


Ambos proyectos se beneficiarán de un acuerdo de servicios de transporte (TSA) por

25 años con Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Los Ramones I, que va desde Eagle Ford en Texas hasta Los Ramones, Nuevo León,

fue inaugurado el pasado 2 de diciembre por el Presidente de la República. La fase II

llegará hasta Guanajuato para abastecer la zona centro y occidente del país.

Para BlackRock, que gestiona más de 4.6 billones de dólares de activos de forma

global, ésta es la primera inversión en infraestructura en México. La firma tiene la

intención de establecer una mayor presencia en México.

Por su parte First Reserve, que gestiona 30 mil millones de dólares de activos

exclusivamente en el sector energético, ampliará su ya existente participación en

infraestructura mexicana.

En el acto de firma del acuerdo, el Director General de Pemex señaló que con esta

inversión por parte de ambas compañías de gran solidez financiera, la Reforma

Energética da otro paso para materializarse en derrama económica en nuestro país.

Apuntó que este proyecto muestra la confianza de los inversionistas internacionales

en que los cambios impulsados por el Presidente de la República avanzan en sentido

correcto en beneficio de los mexicanos.

“La participación del sector privado en la infraestructura será muy importante en

México, como en todo el mundo. La asociación con Pemex en estos proyectos

iniciales es de gran relevancia para nosotros”, declaró Jim Barry, Director General del

Grupo de Inversión en Infraestructura de BlackRock. “Dadas las recientes reformas, el

crecimiento en México y la estabilidad económica, las oportunidades de inversión en

infraestructura mexicana definitivamente han llamado nuestra atención y esperamos

explorar otras oportunidades en un futuro próximo”.


Por su parte, William Macaulay, Presidente y Co-CEO de First Reserve, enfatizó que

esta primera alianza con Petróleos Mexicanos será una piedra angular en los esfuerzos

por alcanzar asociaciones, que irán en beneficio tanto de la infraestructura energética

de México, como en toda su cadena de valor. “Anticipamos una relación fructífera

con Pemex y esperamos continuar ampliando nuestra participación en el mercado

energético mexicano, con beneficios sustanciales para la economía mexicana”,

concluyó.

“Está habiendo cambios económicos y sociales importantes en México, los cuales lo

impulsarán hacia un crecimiento económico fuerte y de largo plazo; estamos por tanto

muy satisfechos de incrementar nuestra presencia en el país”, indicó Armando Senra,

Director General de Latinoamérica e Iberia para BlackRock. “Basados en la

importante presencia de nuestro negocio en México, estamos convencidos de que la

expansión en infraestructura en el país ofrecerá a nuestros clientes locales e

internacionales acceso a nuevas oportunidades de inversión.”

En su oportunidad, el Director General de Fondos de Infraestructura de First Reserve,

afirmó que esta inversión es una continuación del modelo de trabajo de la firma con

homólogos fuertes, a través de contratos de capacidad a largo plazo. Valoramos

nuestra relación directa con Pemex y nos complace asociarnos para contribuir a la

expansión de la infraestructura energética mexicana, que deberá traer beneficios

sustanciales a la economía del país, puntualizó.

Mediante esta participación en asociación con capital extranjero, Los Ramones II se

convertirá en uno de los primeros proyectos que materializará el potencial de la

Reforma Energética, permitiendo suministrar energía a bajo costo y generar empleos.

Fuente de información:


http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-027-nacional.aspx

Pemex tiene primeros socios: BlackRock, First Reserve en gasoducto Ramones II (Sentido Común)

El 26 de marzo de 2015, el sitio electrónico Sentido Común publicó un artículo de

Lawrence Iliff titulado “Pemex tiene primeros socios: BlackRock, First Reserve en

gasoducto Ramones II”, el cual se presenta a continuación.

Petróleos Mexicanos (Pemex), la compañía petrolera estatal, logró concretar su

primera asociación importante con las empresas estadounidenses BalckRock y First

Reserve desde la aprobación de la reforma energética el año pasado y que abre el

sector energético a los capitales privados.

La asociación consiste en la compra por 900 millones de dólares por parte de esas dos

empresas de un interés de 45% en un proyecto para edificar dos gasoductos que

permitirán llevar gas natural desde Texas hasta el centro de México, dijeron las tres

compañías.

La asociación, y otras similares que la compañía está negociando, ayudarán a Pemex a

aliviar los efectos negativos de un recorte presupuestal de 62 mil millones de pesos

(4 mil millones de dólares) que la empresa planea realizar a lo largo de este año por el

desplome de los precios del petróleo, dijeron funcionarios de la petrolera.

También marca el comienzo de una nueva era para la compañía después de casi ocho

décadas como un monopolio gubernamental a cargo de todo, desde la exploración de

petróleo en alta mar hasta la venta de gasolina.

“Éste es sin duda un hito”, dijo el Director de PMI, Comercio Internacional S.A. de

C.V. la filial internacional de Pemex. “Es la primera aplicación material de la reforma

http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-027-nacional.aspx


energética en México. Éste es el comienzo de lo que creemos que va a ser una larga

serie de inversiones por parte de éstos y otros inversionistas podrían seguir”.

El proyecto de los gasoductos Ramones es crucial para la industria manufacturera de

México, su sector económico más dinámico. Con la importación de gas más barato

desde Estados Unidos de Norteamérica, México busca reducir los costos de

fabricación, así como de electricidad a base de gas natural, para aumentar la

competitividad de las exportaciones mexicanas contra rivales globales que carecen de

acceso a ese combustible a esos precios.

México es el cuarto mayor exportador del mundo de autos, después de Alemania,

Japón y Corea del Sur.

BlackRock, el mayor administrador de fondos en el mundo, es el principal

inversionista en la transacción que anunciaron las tres compañías. Bajo el acuerdo de

inversión, BlackRock y First Reserve tendrán los derechos de transportación del gas

durante los siguientes 25 años a través del gasoducto Los Ramones II, que se

extenderá 680 kilómetros y que tiene dos secciones (Los Ramones Fase II Norte y los

Ramones Fase II Sur), que corren del norte del país hasta el centro de México.

El gasoducto, que está en construcción, tendrá una capacidad para transportar

un mil 400 millones de pies cúbicos de gas por día, principalmente para los

fabricantes de automóviles que estarán en su recorrido, así como para plantas de

generación eléctrica de ciclo combinado.

La construcción de Los Ramones II está prevista que termine a finales del próximo

año.

El proyecto fue resultado directo de años de escasez crítica de gas natural en el norte y

centro del país, combinado con una deficiente capacidad de transportación del gas


desde Estados Unidos de Norteamérica para satisfacer la creciente demanda del

combustible de la industria mexicana. A su vez, Pemex se concentró principalmente

en la producción de petróleo, que es una actividad más rentable, pero que generó

enormes dolores de cabeza a las industrias que necesitaban gas.

Pemex ya ha inaugurado secciones separadas del gasoducto, que no están incluidas en

el acuerdo de inversión con BlackRock y First Reserve. Esas secciones llevar el gas

natural desde el sur de Texas al norte de México. Pemex administra hasta ahora toda

la red de gasoductos en el país, lo que ya está cambiando con la apertura, y ha

contratado ya toda la capacidad de transporte de Los Ramones II.

El acuerdo Pemex es el primer proyecto de infraestructura de BlackRock en México,

que busca hacer crecer su negocio de capital de infraestructura a nivel mundial,

dijeron ejecutivos de la compañía.

“Cuando observas las principales necesidades de nuestros clientes a nivel mundial

-incluyendo los fondos de pensiones, las compañías de seguros y los fondos de

riqueza soberana- ellos están buscando inversiones a largo plazo”, dijo el Jefe de

BlackRock Latin America & Iberia. “Así que la construcción de nuestra plataforma de

infraestructura es una prioridad".

La reforma energética de México, que implicó reformas a la Constitución aprobadas

en 2013 para abrir los sectores del petróleo y la electricidad, administrados hasta

ahora por el gobierno, ha acelerado el interés en proyectos de infraestructura

energética en México, dijo el Jefe Global de grupo de la inversión en infraestructura

de BlackRock.

“México, tras la reforma constitucional, se ha puesto en el mapa mundial de manera

sustancial”, dijo el funcionario.


La empresa de inversión está interesada en proyectos de agua y aguas residuales,

carreteras de peaje, hospitales y de gas natural licuado, posiblemente. Contar con

activos de infraestructura es una actividad menos riesgosa que invertir en activos

privados, en general, agregó, y el proyecto de Los Ramones II ofrece rendimientos a

largo plazo.

El Presidente y Co-director General de First Reserve dijo que la compañía ya cuenta

con una instalación de energía eólica en el sur de México y está mirando otros

proyectos de generación de energía eléctrica en la zona norte del país.

La reforma energética de México ha abierto enormes oportunidades, dijo en una

entrevista. “Sólo si tomas los gasoductos, por ejemplo, México tiene sólo 10% de los

gasoductos que tiene el estado de Texas”.

El funcionario también ve oportunidades en proyectos de petróleo, desde extracción

hasta transformación.

Para Pemex, el acuerdo proporciona un alivio financiero en un momento en que los

precios del petróleo se deslizan y que su producción también baja.

La compañía dijo que la producción de crudo podría caer en 100 mil barriles por día

este año en comparación con 2014. La producción diaria estimada podría ser de

2.3 millones de barriles este año a causa de los recortes presupuestarios.

Sin embargo, las alianzas con empresas privadas podrían evitar esa caída, ya que

podrían amortiguar el golpe a su presupuesto de inversión, dijeron las autoridades.

Pemex ya cuenta con socio privados para la co-generación de electricidad a partir del

calor y el vapor que producen sus refinerías y otros procesos industriales.


Sin embargo, tuvo que cancelar las inversiones que planeaba llevar a cabo para

transformar sus refinerías y con lo que buscaba producir combustibles bajos en azufre

por los recortes presupuestarios.

Si Pemex encuentra más socios como BlackRock y First Reserve eso podría cambiar,

dijeron los funcionarios de la compañía estatal.

Fuente de información:http://www.sentidocomun.com.mx/articulo.phtml?id=18835

Tres mitos sobre la reforma energética en México (Forbes México)

El 7 de abril de 2015, la edición online de la revista de negocios Forbes México dio a

conocer que las reformas generarán oportunidades de negocio para compañías

nacionales y extranjeras con interés por participar en la industria energética en

México; sin embargo, la reciente caída en el precio del petróleo y la tensión

sociopolítica en el país pondrán a prueba la convicción de inversionistas, reguladores

y operadores.

Después de décadas en que México operó en uno de los marcos regulatorios más

restrictivos para las industrias petrolera y eléctrica, las reformas aprobadas generarán

nuevas oportunidades, no sólo para México y sus 123 millones de habitantes, sino

también para compañías del sector privado, nacionales y extranjeras, que ahora

podrán aportar su capacidad, tecnología y capital al sector energético.

Las reformas podrían ayudar a liberar reservas de más de 100 mil millones de barriles

de petróleo equivalente —una cifra similar a las reservas del Mar del Norte, cuyo

desarrollo transformó las economías de la región. La producción en México podría

incrementarse de 2.5 millones de barriles de petróleo diario a 3-4 millones para el


2025—, lo que además significaría un incremento de 2% del Producto Interno Bruto

(PIB) para el año 2025.

Tras una serie de análisis y conversaciones con ejecutivos y reguladores del sector

energético, creemos que existe un gran potencial en la industria, siempre y cuando los

ejecutivos e inversionistas tengan un claro entendimiento sobre el panorama de

inversión y sean capaces de definir una estrategia de entrada que asegure un balance

entre la oportunidad y el riesgo. La industria energética, dada su escala y complejidad,

presenta oportunidades de participación a través de toda su cadena de valor, desde la

exploración y producción hasta la distribución y refinación, de igual manera que en el

desarrollo de infraestructura para la generación y transmisión de energía.

Con la apertura del sector se espera que la inversión en los recursos sin explotar, así

como la aplicación de nuevas tecnologías y prácticas de gestión más competitivas,

conduzcan a un crecimiento acelerado del volumen de producción, el nivel de

actividad y la creación de valor en toda la industria. Esto es lo que hemos visto en

países como Colombia y Noruega, donde la apertura del sector energético incrementó

la actividad —aunque al mismo tiempo generó presión en el sector y en su cadena de

suministro para servir a la industria.

Considerando la gran cantidad de oportunidades desaprovechadas, promesas

incumplidas y buenas ideas mal ejecutadas en la historia de nuestro país, es entendible

que la opinión pública se muestre escéptica sobre el verdadero valor de las reformas.

Sin embargo, mientras que algunas de las preocupaciones en torno de la transparencia

en la asignación de contratos y el respeto al Estado de derecho están fundamentadas,

consideramos que otras de las preocupaciones reflejan una falta de entendimiento

sobre la evolución del panorama competitivo y la realidad de México.


Algunas de las percepciones negativas más comunes son:

1. Sólo unos pocos se beneficiarán con las reformas. Creemos que los beneficios de

las reformas tienen el potencial de impactar a un número importante de

participantes. Ejemplo: el gobierno, como propietario de los recursos, tiene la

capacidad de generar competencia en las licitaciones. Procesos recientes en

Brasil y Mozambique han confirmado una tendencia de muchos años en el

sector energético, en el cual cada vez hay mayor cantidad de jugadores —

compañías petroleras internacionales, nacionales y privadas, así como de

servicios petroleros— que tienen la capacidad financiera, las habilidades y el

hambre por competir. Claramente, el impacto real de las reformas está sujeto a

que los procesos de licitación y contratación cumplan con las expectativas de

mayor transparencia y competencia. La participación de la ciudadanía y los

medios de comunicación será determinante para ayudar a reducir la influencia de

la corrupción.

2. Las empresas mexicanas no tendrán la capacidad de competir y serán sustituidas

por competidores extranjeros. Por el contrario, experiencias en países como

Brasil, Noruega y Qatar muestran que la desregulación se convierte en un

estímulo para las empresas energéticas nacionales, que se ven obligadas a

reforzar sus capacidades y mejorar su desempeño. Petróleos Mexicanos (Pemex)

y Comisión Federal de Electricidad (CFE) tienen evidentes ventajas técnicas y

operacionales, como la experiencia de Pemex en aguas someras. Algunas de

estas ventajas, incluyendo el conocimiento local, la escala y el acceso a la

información, serán difíciles de replicar para los competidores internacionales, y

en otros países han sido la plataforma para emerger de esta transición con mayor

fortaleza y como verdaderas empresas productivas de Estado.


3. Ya es demasiado tarde para involucrarse. Los cambios propuestos por las

reformas energéticas de México se desarrollarán e implementarán durante los

próximos 10 a 15 años, un período lo suficientemente largo para que las

compañías de energía e inversionistas puedan analizar a detalle el entorno y

elegir el mejor curso de acción. Apresurarse a entrar en el juego, sin antes tener

un total entendimiento sobre las reglas del mismo, no será el camino adecuado

para nadie.

Las reformas energéticas en México representan un parteaguas para el país y para su

sector energético. Somos optimistas sobre la oportunidad única que se generará para

la economía del país; incluso a pesar de la reciente tensión sociopolítica y la caída del

precio del petróleo, que sin duda pondrán a prueba la convicción y confianza de todos

los participantes. Irónicamente, el ambiente actual puede ser benéfico para la

industria, ya que puede evitar un posible sobrecalentamiento del sector, como ha

pasado en otros países. Las compañías energéticas e inversionistas que tienen

planeado entrar al mercado deberán seguir de cerca el progreso de las reformas, que

pueden generar gran valor para la industria energética de México y en beneficio de la

economía nacional.

Fuente de información:http://www.forbes.com.mx/3-mitos-sobre-la-reforma-energetica-en-mexico/

Los ingresos del país disminuirían si disminuyeproducción petrolera (Cámara de Diputados)

El 26 de marzo de 2015, los diputados de la Comisión de Hacienda y Crédito Público

consultaron al Director General del Centro de Estudios de la Finanzas Públicas

(CEFP) sobre el incierto escenario económico internacional y la posición de la

economía de México ante la caída de los precios del petróleo y la baja en la

plataforma de producción de hidrocarburos.


Durante una reunión de trabajo en donde analizaron el estudio del CEFP sobre la

evolución económica de México y Estados Unidos de Norteamérica, los legisladores

plantearon la posibilidad de reducir el precio de la gasolina en el mercado nacional,

para alentar el consumo interno y, por ende, reactivar la economía.

Integrantes de la instancia legislativa preguntaron si cambiarán los porcentajes de

captación de los ingresos públicos, 70% proveniente de la recaudación de impuestos y

30% por ventas petroleras.

El diputado del Partido Acción Nacional (PAN), Glafiro Salinas Mendiola, consideró

que el futuro es incierto por la caída del precio del petróleo, afectando a la economía y

la generación de fuentes de trabajo. Ante ese escenario, destacó la importancia de la

inversión extranjera en maquiladoras.

Explicó que este sector ha crecido en México, pero no al ritmo en que lo ha hecho la

economía de Estados Unidos de Norteamérica. “Eso nos preocupa aún más, porque

podríamos mejorar la economía si se supliera esta falta de ingresos petroleros con la

captación de inversión extranjera directa; sin embargo, tampoco el futuro del ingreso

de capitales externos es prometedor”.

La diputada María de Lourdes Medina Valdes (PAN) cuestionó sobre el modelo de

desarrollo para establecer 14 zonas económicas en el sureste del país, a fin de atraer

inversión extranjera y pasar de una economía subdesarrollada a emergente.

También interrogó acerca de la posibilidad de bajar el precio de la gasolina como

parte de una política económica que ayude a superar la coyuntura económica y detone

el desarrollo mediante la mejora del ingreso de las familias.

Por el Partido Revolucionario Institucional (PRI), el diputado Antonio Francisco

Astiazarán Gutiérrez apuntó que para enfrentar el reto por la caída en los ingresos


petroleros y evitar que repercuta en una mayor inflación o desórdenes

macroeconómicos, el gobierno federal ha actuado con responsabilidad y no ha

adoptado medidas populistas ni ha endeudado al país.

Preguntó si cambiaría el futuro de los ingresos del país, conformados en un 70% por

captación tributaria y el 30% restante por ventas petroleras.

Asimismo, ¿cuáles son los aspectos que han ayudado para lograr una inflación

controlada de 3% anual? El impacto de los precios de los servicios de las

telecomunicaciones y el fin de los gasolinazos, y si no se ha considerado la reducción

de las tarifas eléctricas en la industria, el comercio y los hogares.

El diputado Ricardo Flores Suárez (PAN) solicitó al CEFP un estudio con respuestas

sencillas que clarifique por qué son diferentes los precios de la gasolina en México y

Estados Unidos de Norteamérica, si la materia prima para producirla es la misma.

Por el Partido Nueva Alianza, la diputada María Sanjuana Cerda Franco pidió opinión

sobre el impacto de la recaudación, a través del impuesto a bebidas endulzadas, a fin

de compensar la reducción en los ingresos públicos. Refirió que en el 2014, se

tributaron por ese concepto 18 mil millones de pesos, y sólo en enero del presente año

llegó a casi mil 600 millones de pesos de acuerdo con la Secretaría de Hacienda y

Crédito Público.

Ronda 1 no aportará ingresos a corto plazo

Al responder, el Director General del Centro de Estudios de la Finanzas Públicas

(CEFP) afirmó que todos los involucrados en la elaboración de la Ley de Ingresos y el

Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) deben prepararse para un período

relativamente largo de precios bajos del petróleo, antes de regresar a los 100 dólares

por barril.


Advirtió que también se debe estar preparado para una baja en la plataforma de

producción petrolera a corto plazo, pues las contrataciones de la Ronda 1 para

explotar crudo en aguas profundas, no tendrán efecto inmediato. “Mientras más

pronto se realicen, se tendrá un alza en la plataforma de producción, pero es un

terreno muy incierto al tratarse de inversiones de largo plazo que no darán

rendimientos en meses”.

Indicó que puede darse un escenario optimista para 2015 donde no hagan falta

recursos derivados de la producción petrolera, gracias a estabilizadores como el ajuste

anunciado por Hacienda en enero pasado; las coberturas que garantizan caída de

precios del crudo; la compensación del tipo de cambio, y un IEPS positivo por

concepto de gasolinas y combustibles.

Sin embargo, precisó que entre los elementos que podrían afectar los ingresos de este

año se encuentran la posible continuidad en la baja de 200 mil barriles de producción

petrolera y la caída del producto interno bruto en 0.5%, como estimó Banco de

México, lo cual implicará una falta de más de 10 mil millones de pesos.

Por otra parte, y aunque la economía de Estados Unidos de Norteamérica crece de

manera acelerada, dijo, esto no ocurre de la misma manera en otros países, como

China y el nuestro. Señaló que también podrían impactar los ingresos de 2015 el

inminente aumento de las tasas de interés en la Unión Americana, previsto para junio

o septiembre, según especialistas.

“No necesariamente a México le va bien si a Estados Unidos de Norteamérica le va

bien. Ya está bajando el desempleo en ese país y su economía tiene buen ritmo, por lo

que entrará en operación la Reserva Federal. Esto nos impactará a nosotros por el

costo del servicio de deuda”, abundó.


El funcionario del CEFP refirió que, derivado de una “confusión de prensa”, se

entendió que Pemex hizo un ajuste a la baja en sus estimados de exportación; empero,

aclaró que la paraestatal rectificó que, si bien esto es previsible con el actual ritmo de

inversión, se espera establecer alianzas con empresas para mantener su meta original

de producción de 2 millones 400 mil barriles de crudo diarios.

Por otra parte, señaló que por ley se debe esperar el corte del primer trimestre de

2015, que llegará a finales de abril, además de los datos de recaudación del mismo

período, para ejercer la facultad de ajustar las estimaciones de la Ley de Ingresos,

donde el Congreso de la Unión aprobó un tipo de cambio de 13.14 pesos y el precio

del petróleo en 79 dólares por barril.

Esto, subrayó, es relevante “porque una cosa es el debate público o de medios y otra

es lo que oficialmente se tiene y, cuando menos, el CEFP tiene la responsabilidad de

subrayar estos datos. Lo demás pueden ser predicciones, pero no son los datos

oficiales, porque aún no hay información para hacer un ajuste de las estimaciones”.

Destacó que, por el lazo de la economía mexicana con la estadounidense, es seguro

que “cuando les va mal a ellos nos va mal a nosotros”. Pese a esto, explicó que desde

el año pasado ese país ha experimentado un repunte destacable desde que su

economía cayó 2.1% en 2013, para cerrar 2014 con 2.7 por ciento.

“La economía de Estados Unidos de Norteamérica es una enorme maquinaria,

representa el 20% del PIB mundial y es 13 veces más grande que la de nosotros. Si

sigue repuntando, podría tener un efecto positivo en la economía mexicana”, abundó.

Fuente de información:http://www5.diputados.gob.mx/index.php/esl/Comunicacion/Boletines/2015/Marzo/26/5338-Ingresos-del-pais-disminuirian-10-mil-mdp-este-ano-si-bajan-produccion-petrolera-y-PIB-Contreras-Lopez


Coloca Petróleos Mexicanos CertificadosBursátiles a corto plazo por 2 mil 500millones de pesos (Pemex)

El 25 de marzo de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) realizó una oferta de

Certificados Bursátiles a corto plazo por un monto de 2 mil 500 millones de pesos, a

un plazo de 28 días y una tasa de rendimiento ponderada de 3.13%, lo que representa

un diferencial contra TIIE 28 días de menos 18 puntos base.

La colocación, que forma parte del programa de financiamientos 2015 autorizado por

el H. Congreso de la Unión y por el Consejo de Administración de Petróleos

Mexicanos, se realizó bajo el programa de colocación de Certificados Bursátiles a

corto plazo con carácter de revolvente por 100 mil millones de pesos, autorizado por

la Comisión Nacional Bancaria y de Valores.

Se trató de la primera emisión de este tipo desde 2009 y se recibió una demanda total

de aproximadamente 8 mil 110 millones de pesos.

Por medio de este tipo de emisiones, Pemex busca atender la demanda de una nueva

base de inversionistas como son bancas privadas, tesorerías, instituciones financieras

y sociedades de inversión, entre otras, así como aprovechar la eficiencia en costos a la

que se tiene acceso a través de este tipo de instrumentos.

El intermediario colocador fue Scotiabank Inverlat y los miembros del sindicato

colocador fueron Banamex, Bank of América, BBVA Bancomer, Banorte-IXE y

HSBC, mismos que fueron seleccionados por su desempeño como formadores de

mercado de bonos de Pemex.


Fuente de información:http://www.pemex.com/prensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-026-nacional.aspx

Petróleos Mexicanos emite bono por2 mil 250 millones de euros (Pemex)

El 14 de abril de 2015, Petróleos Mexicanos como parte de su programa de

financiamientos aprobado para 2015, realizó una colocación de deuda en los mercados

internacionales por un monto total de 2 mil 250 millones de euros en dos tramos: 1

mil millones de euros con vencimiento en abril de 2022 y un cupón de 1.875%, y 1

mil 250 millones de euros con vencimiento en abril de 2027 y un cupón de 2.75 por

ciento.

Se trata de la emisión denominada en euros de mayor monto y de menor costo

respecto de esta divisa que ha realizado la empresa. La demanda de la emisión

alcanzó tres veces el monto anunciado.

Entre los principales inversionistas que participaron en esta colocación se encuentran

fondos de pensiones, aseguradoras, administradores de portafolios e instituciones

financieras principalmente en Europa, Asia y Medio Oriente.

Los agentes colocadores fueron Barclays, BNP Paribas, Deutsche Bank y Santander.

Los recursos provenientes de esta emisión se utilizarán para el financiamiento de

proyectos de inversión de Petróleos Mexicanos.

Fuente de información:http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-038-nacional.aspx

Requisitos para la adquisición de Certificadosde Energías Limpias en 2018 (SENER)


El 31 de marzo de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) publicó en el Diario

Oficial de la Federación (DOF) el “Aviso por el que se da a conocer el requisito para

la adquisición de Certificados de Energías Limpias en 2018”. A continuación los

detalles.

La Secretaría de Energía, por conducto de la Dirección General de Generación y

Transmisión de Energía Eléctrica, con fundamento en los artículos 33, fracciones V,

XXIX y XXXI de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 11, fracción

IX, 124 y 126, fracción I de la Ley de la Industria Eléctrica; 14, fracción XII, del

Reglamento Interior de la Secretaría de Energía, y 21, y en la Disposición Transitoria

Segunda de los Lineamientos que establecen los Criterios para el Otorgamiento de

Certificados de Energías Limpias y los Requisitos para su Adquisición, 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 de las mejores prácticas

internacionales en la materia;

Que los Certificados de Energías Limpias son un instrumento para promover nuevas

inversiones en energías limpias y permiten transformar en obligaciones individuales

las metas nacionales de generación limpia de electricidad, de forma eficaz y al menor

costo para el país;

Que el requisito de Certificados de Energías Limpias para el período comprendido

entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 2018, calculado de conformidad con los

numerales 17, 18, 19 y 20 de los Lineamientos que establecen los Criterios para el


Otorgamiento de Certificados de Energías Limpias y los Requisitos para su

Adquisición, considerando las metas nacionales de generación limpia, tomando en

cuenta las centrales eléctricas existentes, las que se encuentran en desarrollo, recursos

disponibles y las estimaciones de consumo de energía eléctrica para un período de

planeación de 15 años;

Que el ejercicio de planeación, se refiere a la solución matemática de un problema de

optimización en nuevas inversiones de generación y transmisión que minimiza el

valor presente neto de los costos totales del Sistema Eléctrico Nacional conforme a la

siguiente formulación:

Minimización de costos del sistema

Sujeto a: Balance de energíaRestricciones de servicios conexosBalance hidráulico por cada embalseRestricciones de los sistemas hidráulicosLímites de recursos, combustibles y de transmisiónMargen de reservaRestricciones técnicasMetas de energías limpias

Donde:CI: Costo de inversión, corresponde al costo de construcción de una central generadoracandidata0&M: Costo de operación de una central existenteCO: Costo operacional de una central generadora candidata o existenteCR: Costo de retirar una central generadora existentei: Centrales eléctricas candidatasJ: Centrales eléctricas existentes

Que el porcentaje definido se obtiene a partir de un cociente, donde el numerador

corresponde a la estimación de la generación limpia de: a) las centrales eléctricas

limpias en operación posterior al 11 de agosto de 2014, b) las centrales eléctricas

legadas en operación previa al 11 de agosto de 2014 (siempre y cuando hayan

realizado un proyecto para aumentar su producción de energía limpia) y c) las


centrales eléctricas limpias que cuenten con capacidad que se haya excluido de un

Contrato de Interconexión Legado a fin de incluirse en un Contrato de Interconexión

en los términos de la Ley de la Industria Eléctrica, y el denominador corresponde a la

estimación del consumo de energía eléctrica descontándole el consumo de energía

limpia que proviene de las centrales eléctricas legadas que no operen en los términos

de la Ley de la Industria Eléctrica, se expide el siguiente:

AVISO POR EL QUE SE DA A CONOCER EL REQUISITO PARA LA

ADQUISICIÓN DE CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS EN 2018

Artículo Único.- El Requisito de Certificados de Energías Limpias correspondiente al

periodo de obligación 2018 será de 5%.

Fuente de información:http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5387314&fecha=31/03/2015

Volatilidad geopolítica (RIE)

El 22 de marzo de 2015, el Real Instituto Elcano (RIE) señaló que el descenso del

precio del petróleo en un 50% desde junio supone, dado su peso en el comercio

mundial, una gran redistribución de renta entre exportadores e importadores que altera

los equilibrios geopolíticos globales, regionales y locales. La volatilidad de precios

tiene reverberaciones geopolíticas asimétricas: para los importadores supone un

impulso económico, pero para los mono-exportadores está en juego la viabilidad o el

colapso de sus regímenes. Los países importadores calculan puntos porcentuales de

Producto Interno Bruto (PIB) y desempleo, mientras que muchos exportadores

afrontan escenarios de inestabilidad interna y debilitamiento estratégico en las zonas

más inestables del planeta.


La primera víctima ha sido la OPEP (Organización de Países Exportadores de

Petróleo), reducida a mito racional incapaz de influir en los mercados. Arabia Saudita

ha apostado por mantener su cuota de mercado a expensas de una caída de precios e

ingresos que espera recuperar a mediano plazo. Los saudíes tienen las mayores

reservas de petróleo convencional y las terceras de divisas del mundo, y el tiempo

juega a su favor; Kuwait, Qatar y Emiratos Árabes disfrutan incluso de más holgura

presupuestaria y financiera. Casi todos los demás miembros de la organización se

enfrentan a problemas fiscales y financieros tras años de precios altos que ha

disparado su gasto público sin diversificar ingresos. El argumento saudí de que los

productores de altos costos ajusten el mercado es económicamente impecable, y

promete una pugna interesante con la industria del fracking y su capacidad para

reducir costos.

Estados Unidos de Norteamérica puede ser el nuevo productor responsable de ajustar

el mercado (swing producer), aumentando la producción con los precios y

reduciéndola al caer estos. Ese nuevo papel, jugado hasta ahora por Arabia Saudita,

daría un protagonismo geopolítico diferente a Estados Unidos de Norteamérica hasta

que su producción empiece a declinar dentro de una década según las proyecciones.

La caída de precios afecta más a otros productores, como los de aguas profundas que

ya han reducido la inversión para 2015. El entusiasmo por el Ártico ha desaparecido,

y un escenario de menores precios podría afectar negativamente a las arenas

bituminosas canadienses y crudos ultra-pesados venezolanos, a las regiones petroleras

y gasistas africanas emergentes o a la reforma petrolera mexicana. Irán, Argelia,

Venezuela y Nigeria necesitan precios de 120-130 dólares el barril para mantener la

estabilidad interna y equilibrar su presupuesto. Irán, con las segundas reservas

probadas de petróleo convencional del mundo, produce la tercera parte que Arabia

Saudita, y está sometida a sanciones que le impiden desarrollar sus recursos. Los

bajos precios podrían minorar sus variadas rivalidades regionales: elevando el costo

de no cerrar el acuerdo nuclear y prolongar o agravar las sanciones. Pero sobre todo,


le debilita frente a Arabia Saudita. Aunque las motivaciones saudíes sean económicas,

ésta es sin duda la consecuencia geopolítica más dulce para el reino.

En Argelia, como en toda la región, la primavera árabe desvió la gestión económica

de la prudencia. Aunque tiene margen financiero por sus reservas de divisas, no atrae

inversiones para revertir el declive de su producción de petróleo y gas. Las últimas

rondas de licencias han recibido escaso interés, dado lo poco atractivo de las

condiciones y, salvo Repsol y Cepsa, pocas compañías internacionales han acudido.

Los bajos precios del petróleo, y del gas por la indexación de este al primero,

confluyen con un fuerte crecimiento del consumo energético interno y la debilidad de

la demanda europea. La inestabilidad en Libia y el Sahel añaden costos geopolíticos,

y aunque Argelia es un Estado fuerte necesita recursos para afrontar una situación de

seguridad muy complicada en sus fronteras meridionales.

La coyuntura de otros miembros de la OPEP es más dramática. En Venezuela se

conjuga con el deterioro de la capacidad de la petrolera nacional, PDVSA, para

gestionar sus recursos. El petróleo ligero estadounidense del fracking ha desplazado al

crudo pesado venezolano y ligado el destino del país a la demanda asiática y a los

préstamos que le proporciona China a cambio de petróleo. La caída de precios

también dinamita Petrocaribe, como acaba de mostrar República Dominicana

recomprando su deuda petrolera con Venezuela a mitad de precio. Hay evidencias de

un ciclo político en que los precios altos favorecen la nacionalización y su

disminución la liberalización, pudiendo propiciar una regresión del atractivo de los

modelos de algunos países de la alianza bolivariana (ALBA), y en general de las

políticas nacionalistas en los demás productores. Precios bajos significan aquí una

amenaza existencial para el presidente venezolano y el legado chavista en América

Latina.


Nigeria asiste al derrumbe de precios con unas elecciones presidenciales y legislativas

atrasadas al 28 de marzo por la ofensiva de Boko Haram. Ambos elementos suponen

una fuerte presión económica y de seguridad para Nigeria, pero también enfrían las

expectativas de desarrollo de otros productores de la región. Libia e Irak presentan las

situaciones más extremas. Sus Gobiernos ni siquiera controlan sus recursos, sea el

petróleo rebelde libio, el crudo kurdo iraquí o los pocos campos en manos del Estado

Islámico. En Libia, el conflicto interno ha desembocado en dos ministros del petróleo,

dos gobiernos, dos parlamentos y ningún interlocutor. Una propuesta europea de

embargo a Libia fue descartada por su impacto cierto y desastroso sobre la economía

del país, pero dudoso sobre su pacificación.

El gran perdedor fuera de la OPEP es una Rusia sancionada y en recesión. El impacto

de sus dificultades económicas beneficia a Europa y China, exponiendo a Moscú a

una rivalidad simultánea que siempre quiso evitar. Asia será la región

económicamente más beneficiada, pues no en vano la guerra de precios se ha desatado

por su mercado, pero China mejora igualmente sus expectativas geopolíticas en Asia

Central. Estados Unidos de Norteamérica sale reforzado como eventual nuevo

regulador del mercado, además de como gran productor camino a la autosuficiencia.

Europa también puede conseguir el dividendo económico de la moderación de precios

y el geopolítico de la moderación de Rusia. En todo caso, sería bueno que la flamante

Unión de la Energía esté preparada para gestionar la volatilidad geopolítica que

prometen los bajos precios del petróleo: no se tratará solo de Rusia.

Fuente de información:http://www.realinstitutoelcano.org/wps/wcm/connect/c458310047bf9a818f3ebf72bea93c13/Escribano-volatilidad-geopolitica.pdf?MOD=AJPERES&CACHEID=c458310047bf9a818f3ebf72bea93c13

¿Qué podemos esperar por los bajos precios del petróleo? (Forbes México)


El 6 de abril de 2015, la edición online de la revista de negocios Forbes México

indicó que fue fácil predecir el impacto por los bajos precios del petróleo en los

ingresos, pero parece más difícil anticipar lo que podrían significar para las

transacciones en el área energética.

Han transcurrido cinco meses desde que los precios del petróleo Brent bajaron por

primera vez de los 90 dólares por barril a mediados de octubre, y cerca de seis

semanas desde que comenzó a encontrar base superando los 48 dólares por barril.

Mientras que dicho rebote técnicamente significaría que nos encontramos en un

mercado al alza, refiriéndose al petróleo crudo, difícilmente se consideraría como una

buena temporada para los productores de petróleo, quienes han tomado turnos durante

esta temporada de ganancias, anunciando cómo sus ingresos y ganancias han sido

adversamente impactadas por la disminución de los precios del petróleo.

Fue fácil predecir el impacto de la disminución de los precios del petróleo en los

ingresos, pero parece más difícil anticipar exactamente lo que los precios bajos

podrían significar para las transacciones en el área energética. Lo que sí nos resulta

claro es que los precios del petróleo crudo a futuro se muestran al alza. Sin embargo,

muchas compañías de producción en este momento estarán trabajando arduamente

para encontrar liquidez con el propósito de sostener sus operaciones clave. Ello

requerirá que los ejecutivos exploren vigorosamente todas las oportunidades a su

alcance, lo cual seguramente incrementará el número y diversidad de las transacciones

realizadas por compañías productoras.

Las fuentes de solvencia tradicionales están limitadas

Los productores independientes cuyos ingresos se han visto afectados por los precios

de los productos básicos pueden encontrase en extrema necesidad de recibir entradas

rápidas de efectivo y menos oportunidades para elevar la solvencia que se encontró

disponible recientemente.


El primer paso que hemos visto en prácticamente todas las empresas de producción,

es la eliminación de los programas de perforación, lo que ha reducido el número de

equipos e impactado negativamente a las compañías de servicios petroleros. No

obstante, dichas medidas difícilmente son suficientes para empresas cuyos acuerdos

financieros en instituciones de crédito están siendo evaluados. En ese sentido, la

deuda adicional puede no estar disponible en lo absoluto o disponible a un costo que

sea aceptable.

De hecho, muchas compañías se enfocarán en la reestructuración de la deuda pública

y privada existente, lo cual resulta demasiado restrictiva para el entorno actual. Los

precios menores de las acciones propician que las ofertas de acciones sean de igual

modo una mala elección, por lo menos en ofertas de acciones a los inversionistas a

causa de las perspectivas de inversión a muy largo plazo.

Otras fuentes de solvencia deben buscarse

En lugar de buscar las fuentes tradicionales de solvencia, esperamos que los

productores busquen diferentes métodos para levantar dinero; por ejemplo, la

monetización de activos ascendentes, que suponen las ventas directas a compradores

financieros o estratégicos (esperamos que el ritmo de dichas ventas, que ha sido fuerte

en los últimos años, continúe, si no es que incluso se intensifican en el próximo año).

Algunos expertos creen que el actual precio del petróleo estimulará de manera

agresiva una reestructuración de la cartera y una “fiebre de oro virtual de fusiones y

adquisiciones”. Mientras que los precios de los productos básicos generan un mal

momento para utilizar la venta de activos minerales, especialmente de los no

productores, esperamos ver algunas transacciones en las cuales los compradores

tengan la capacidad de pagar precios aceptables a los vendedores, pues ellos tienen

acceso a capital más barato que pueden sustentar una visión de inversión a largo

plazo.


Asimismo, en lugar de ventas directas con el valor de los activos disminuidos,

esperamos que los vendedores vean otro tipo de estructuras como monetización de

activos. Los joint venture pueden desempeñar una gran oportunidad para que los

vendedores se den cuenta del valor inmediato de los activos y mantengan un interés

económico en los mismos hasta un futuro, cuando dichos activos puedan recibir una

valuación más alta.

Las emisiones de acciones y deudas, y probables deudas con características de capital,

también pueden ser fuentes potenciales de solvencia. Tomando en consideración los

disminuidos valores de las acciones que cotizan en bolsa y las deudas de las empresas

del sector, es probable que los administradores de activos alternativos vean una

posibilidad de arbitraje a largo plazo, de manera que sean probables inversionistas

para dichos instrumentos.

Fuente de información:http://www.forbes.com.mx/que-podemos-esperar-por-los-bajos-precios-del-petroleo/

La caída del crudo da a los países petroleros laoportunidad de frenar su consumo interno (WSJ)

El 5 de abril de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota “La

caída del crudo da a los países petroleros la oportunidad de frenar su consumo

interno”. A continuación se presenta la nota.

La brusca caída en los precios del petróleo no ha sido muy beneficiosa para las

finanzas de los llamados petroestados, pero les ha creado una oportunidad para

abordar uno de sus problemas económicos más apremiantes: el crecimiento de la

demanda interna de energía.

Uno de los factores que impulsa el crecimiento de las economías de Medio Oriente es

la expansión de la población, además de la decisión deliberada de industrias que


utilizan grandes cantidades de energía, como la producción de aluminio y

petroquímicos. No obstante, buena parte del crecimiento interno de la energía se debe

a los subsidios de energía de la región.

El voraz uso de la energía en países como Arabia Saudita e Irán amenaza las

exportaciones de la región con mayor abundancia de petróleo en el mundo. Si estos

países no logran controlar el crecimiento de la demanda interna, los mercados

globales podrían volverse más volátiles, ejercer presión sobre las finanzas de estos

países y, a la larga, impulsar los precios del crudo.

Los doce integrantes de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)

han multiplicado por diez su consumo doméstico de energía en las últimas cuatro

décadas, un período el uso de la energía en el resto del mundo se ha más que

duplicado. Arabia Saudita ha multiplicado por más de 60 su consumo de energía en

ese período.

Los miembros de la OPEP, en su mayoría países de Medio Oriente y África a los que

se suman Venezuela y Ecuador, consumen casi la misma cantidad de energía que

China, aunque tienen menos de la mitad de los habitantes del gigante asiático. Se

prevé que Medio Oriente, en particular, represente una buena parte del crecimiento de

la demanda. El uso de la energía en Arabia Saudita, por ejemplo, crecerá 3.8% al año

hasta 2020, según las proyecciones de la Agencia Internacional de Energía. La cifra es

inferior al crecimiento anual de la población de 5.7% en los últimos seis años, pero

muy por encima del crecimiento global de energía previsto de 1.2 por ciento.


800

600

400

200

0

SED DE ENERGÍAEl consumo de petróleo y gas entre los 12 países miembros de la OPEP ha provocado llamados para que se recorten los subsidios

-Porcentaje-

1971 1980 1990 2000 2010

FUENTE: Agencia Internacional de la Energía.

Consumo 636 millones

788%

Producción1 mil 782 millones

43%

Variación acumulada desde 1971en la producción y el consumo deenergía, en millones de toneladasequivalentes de petróleo

El consumo “está fuera de control”, advierte el Director Ejecutivo de Masdar

Institute, un centro de estudios de Abu Dhabi.

Casi todos los países de Medio Oriente adoptaron hace mucho tiempo la idea de que

el petróleo barato era un derecho que sus habitantes adquirían de nacimiento. El

resultado es que la energía es prácticamente gratis en algunos lugares como Arabia

Saudita, donde un galón de gasolina (aproximadamente 3.8 litros) cuesta 45 centavos

de dólar.

La mayoría de los países se ha dado cuenta que la situación es insostenible. Algunos,

como Irán, Nigeria y Venezuela, ya han chocado contra la pared: son incapaces de

mantener sus gastos en importaciones para satisfacer la demanda o equilibrar sus

presupuestos cuando no cuentan con los ingresos por exportaciones a las que

renuncian para saciar el creciente apetito de los consumidores por energía. Irán ha


logrado algunos avances titubeantes en su esfuerzo por elevar los precios y dejarlos

más cercanos al nivel del mercado. Nigeria y Venezuela no han podido hacer lo

mismo.

Reducir subsidios nunca ha sido una tarea fácil y acarrea el riesgo de turbulencias

sociales y ciudadanos descontentos. La buena noticia, en opinión de economistas y

autoridades, es que el derrumbe en los precios del petróleo constituye una oportunidad

histórica para reducir los subsidios con ajustes mínimos y sin impacto inmediato sobre

lo que pagan los consumidores.

Los gobiernos podrían aprovechar la ocasión para diseñar políticas que construyan

una red de seguridad social más sólida y focalizar el gasto en quienes más lo necesitan

una vez que suban los precios, en lugar de otorgar subsidios en forma generalizada.

Enfrentado a un gasto sin control para importar gasolina, Irán ha reducido los

subsidios, y por ende subido el precio que los automovilistas pagan por la gasolina,

dos veces en los últimos cinco años. Indonesia e India han anunciado medidas

similares.

Pero el progreso ha sido escaso en otras partes del Golfo Pérsico. En Arabia Saudita,

por ejemplo, el problema se ha vuelto agudo. El costo de mantener los precios

artificialmente bajos se ha disparado de 5 mil millones de dólares en 2004 a 32 mil

millones de dólares el año pasado. El crecimiento persistente del consumo de energía

en el país podría transformar a uno de los mayores exportadores de crudo en la

actualidad en un importador hacia 2038, según el centro de estudios británico

Chatham House.

Mucho antes de que eso ocurra, el poder de Arabia Saudita de retener o inyectar su

petróleo al mercado —conocida como capacidad de reserva— desaparecería mientras

por efecto del crecimiento de la demanda interna. Esa capacidad ha sido crítica para el


rol de los saudíes como reyes del mercado mundial de petróleo y para su poder de

moderar lo que de otro modo se hubiera traducido en grandes oscilaciones del

mercado.

Eso podría parecer irrelevante en este momento, cuando el petróleo sobra en el

mundo. No obstante, a medida que el suministro se ajuste a la demanda, el mercado

global se puede volver mucho más volátil, señala el catedrático del Instituto Baker de

Políticas Públicas, de la Universidad de Rice.

Algunos grandes importadores de energía, como Egipto, Indonesia e India, han

podido reducir los subsidios de energía en forma significativa para impedir un

descalabro fiscal. Sin embargo, los petro-estados más importantes, más allá de Irán y

Venezuela, no afrontan presiones presupuestarias que obliguen a sus autoridades a

pensar en reformas.

Países como Arabia Saudita, temerosos del surgimiento de conflictos sociales, pueden

acudir a sus enormes reservas para mantener los subsidios y cubrir la caída de los

ingresos por concepto de exportaciones. Ahora, están abocados a mejorar la eficiencia

de la energía y expandir el suministro interno de energía mediante el uso de plantas

nucleares.

Eso significa, de todos modos, que el uso doméstico de energía seguirá en aumento.

“Arabia Saudita no es un pequeño consumidor de energía”, recalca la investigadora

del Instituto Oxford de Estudios de Energía. “La evolución de la demanda allí es

importante para el cuadro global de la demanda”.

Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB12226391649406613544504580562702297062936?tesla=y

Los ‘nueve jinetes del Apocalipsis’ quedestaparon la corrupción en Petrobras


en Brasil (WSJ)

El 6 de abril de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota

“Los ‘nueve jinetes del Apocalipsis’ que destaparon la corrupción en Petrobras en

Brasil”. A continuación se presenta la información.

A mediados del año pasado, un demacrado ex ejecutivo petrolero miraba fijamente a

seis fiscales federales poco expresivos sentados al otro lado de la mesa en una

pequeña oficina en el sur de Brasil.

Durante semanas, había prometido contar lo que sabía sobre un supuesto complot de

lavado de dinero, pero seguía sin abrir la boca, según investigadores. Entonces, se

enteró que los fiscales también investigaban a su familia por posible manipulación de

evidencia. Luego de esto, Paulo Roberto Costa comenzó a hablar.

Durante sus casi 10 años como alto ejecutivo de Petróleo Brasileiro SA, conocida

como Petrobras, aceptó sobornos de las mayores constructoras del país, a las que

permitió defraudar a la petrolera controlada por el Estado en cientos de miles de

millones de dólares a través de contratos inflados, según un relato que hizo Costa ante

los fiscales y más tarde ante el Congreso brasileño. Otros ejecutivos y políticos

brasileños recibieron una parte del dinero, aseguró, mientras que una red de personas

que lavaban dinero les ayudó a esconder parte del botín en otros países.

La policía allanó decenas de casas y encontró elegantes autos deportivos y cajas

fuertes llenas de dinero y joyas. Confiscaron tantas pinturas de valor supuestamente

compradas con dinero de los sobornos, incluida una de Salvador Dalí, que permitieron

que un museo exhibiera algunas de las obras.

El relato de Costa hizo estallar un escándalo que ha sacudido a Brasil, desatando una

conmoción política y económica en la séptima economía del mundo. Apodada


“Operación lava autos”, la investigación ha causado la renuncia de altos directivos de

Petrobras, ha golpeado las acciones de la compañía y la ha obligado a cancelar

proyectos y realizar miles de despidos. También se suma a los factores que tienen a la

economía brasileña al borde de la recesión. Casi 50 legisladores y ex legisladores

federales están siendo investigados.

CÓMO FUNCIONABA LA SUPUESTA MORDIDA

Las compañías constructorasacordaban cuánto ofrecer enlas licitaciones por loscontratos de Petrobras ydecidían qué empresas habríade ganar cada proyecto.

FUENTE: Fiscales federales de Brasil.

Los ejecutivos de Petrobrasfirmaban contratos consobreprecios acordados conlas constructoras, paraquedarse luego conalrededor de 3% del valorde las obras.

3%

Un pequeño grupo de ejecutivos dePetrobras daba luz verde a grandesproyectos tales como refinerías y acordabahacer negocios sólo con el grupo decompañías de construcción queconformaban el cartel creado parapresentarse a la licitación.

Las constructorascontrataban firmasfachada relacionadas conlavadores de dinero, lascuales usaban para pagarlos sobornos en Brasil yen el exterior.

El dinero de las mordidasera compartido entre losejecutivos de Petrobras yde las constructoras, asícomo políticos.

Costa está bajo arresto domiciliario y coopera con los fiscales. Decidió hacerlo para

proteger a su familia, dijo su abogado, así como para “redimirse”. El abogado indicó

que en un acuerdo de conciliación que busca una sentencia menos severa, Costa

admitió los hechos de corrupción y haber enviado dinero al extranjero, que desde

entonces ha devuelto.

La onda expansiva del escándalo ha llegado a la Presidenta brasileña, quien era

Presidenta de la junta directiva de Petrobras durante gran parte de los supuestos

hechos de corrupción. La Presidenta de Brasil ha negado tener conocimiento de la

situación y no ha sido implicada, pero sus índices de aprobación se han derrumbado.

El 15 de marzo, más de un millón de personas protestaron en ciudades en todo el país,

muchos de ellos pidiendo su renuncia.

En medio de la indignación pública y la reflexión sobre el potencial desaprovechado,

es fácil pasar por alto otro ángulo del escándalo: los organismos jurídicos y


encargados de hacer cumplir la ley han comenzado a surgir como instituciones

independientes.

El caso saltó a la esfera nacional bajo la dirección de nueve fiscales poco conocidos

que están enfrentándose a algunas de las fuerzas más poderosas del país. Muchos

estudiaron en el exterior y están usando estrategias relativamente nuevas en Brasil,

como rebaja de penas a cambio de información. Los medios locales los llaman “los

nueve jinetes del apocalipsis”.

Su éxito o fracaso en el prominente caso tendrá un gran impacto a la hora de

determinar si Brasil puede romper con una larga historia de corrupción e impunidad,

un legado que muchos dicen ha perjudicado la economía y la confianza en el

gobierno. Brasil se ubica en el puesto 135 entre 144 países en un ranking de uso

debido de fondos públicos, según un informe reciente del Foro Económico Mundial,

con sede en Suiza.

Ejecutivos de empresas de construcción han sido esposados y enviados a la cárcel

frente a las cámaras de televisión, un espectáculo que ha dejado boquiabiertos a los

ciudadanos de un país donde los ricos y poderosos son acusados de recibir un trato

privilegiado.

“El temor a la ley era algo que no existía en Brasil para los delincuentes de cuello

blanco y los políticos”, dijo Paulo Roberto Galvão de Carvalho, uno de los nueve

fiscales. “Esto debe cambiar y está cambiando”.

Cuatro ex ejecutivos de Petrobras y al menos 23 ejecutivos de empresas de

construcción han sido acusados de delitos como corrupción y lavado de dinero.

Algunos han admitido la culpa a cambio de una rebaja de pena, afirman los fiscales,

mientras otros han negado los cargos e irán a juicio. Abogados que representan a las

empresas y a sus ejecutivos o bien negaron estar implicados, o dijeron que estaban


cooperando, o no respondieron a pedidos de comentarios. Hasta ahora, no se han

realizado juicios ni emitido condenas.

Investigación de congresistas

Ahora, el caso está ingresando en su fase más importante y potencialmente explosiva.

En marzo, la Corte Suprema les dio a los fiscales luz verde para investigar a

48 miembros o ex miembros del Congreso.

La lista incluye al ex Presidente brasileño Fernando Collor de Mello, quien enfrentó

un juicio político en 1992 y tuvo prohibido participar en la vida pública durante casi

una década. En 2006 ganó una banca en el Senado. El ex mandatario ha negado

cualquier irregularidad. El año pasado, dos décadas después de su juicio político por

cargos de corrupción, la Corte Suprema lo declaró no culpable.

De cierto modo, el escándalo de corrupción es un derivado de una cultura política que

alienta el regateo de influencias, señalan analistas aquí. Muchos altos cargos en

Petrobras son nombramientos políticos. El Congreso brasileño incluye legisladores de

múltiples partidos pequeños —a veces llamados “partidos de alquiler”— que

sobreviven formando coaliciones con los partidos más grandes a cambio de cargos

públicos y otros beneficios.

Un partido pequeño, el Progresista, tiene 21 legisladores que están siendo

investigados. La colectividad afirmó que “confía en que la pesquisa llevará a la

verdad sobre la Operación lava autos”.

Según la ley brasileña, los funcionarios elegidos por voto popular deben ser juzgados

por la Corte Suprema, donde las condenas a políticos han sido poco frecuentes. La

Corte actualmente tiene 10 jueces, siete de ellos nombrados por la Presidenta de

Brasil o su antecesor y aliado, Luiz Inácio Lula da Silva.


Los fiscales afirman que los sobornos parecen haber comenzado en 1997. Las firmas

de construcción que querían hacer negocios con Petrobras acordaban pagar coimas a

ejecutivos de la petrolera, que inflaban los costos de los contratos. Las mordidas

ascendían a alrededor de 3% de los contratos inflados, según el testimonio de Costa

ante el Congreso y de otro ex gerente que llegó a un acuerdo para declararse culpable,

Pedro Barusco. Ambos indicaron que los funcionarios de Petrobras que actuaban de

facilitadores de los negocios se quedaban con una parte del efectivo de los contratos

inflados y destinaban el resto a un fondo para legisladores y partidos políticos.

Los fiscales afirman que unas 230 empresas están bajo investigación y que el dinero

defraudado podría ascender a más de 700 millones de dólares. Un ex Presidente

ejecutivo de Petrobras dijo este año que los cargos contables por los valores inflados

probablemente ascenderían a por lo menos 1 mil 200 millones de dólares, quizás

mucho más.

Petrobras no ha realizado una estimación pública. La empresa se considera una

víctima del supuesto plan y dice que colabora con la investigación.

Barusco —quien, según los fiscales, ha llevado de vuelta a Brasil 44.6 millones de

dólares que estaban en cuentas bancarias suizas— afirmó en marzo en una

comparecencia ante el Congreso que el Partido de los Trabajadores (PT), que está al

frente del gobierno, recibió el doble de dinero de sobornos que él, a través del tesorero

de la agrupación. El tesorero acusado de corrupción y lavado de dinero ha negado

haber actuado ilegalmente, al igual que el PT. Un abogado de Barusco no respondió a

solicitudes de comentarios.

La Operación lava autos —bautizada así porque un avance en el caso tuvo lugar en la

estación de gasolina de un sospechoso— empezó casi por accidente.


Mientras investigadores en el estado sureño de Paraná rastreaban las actividades de un

confeso lavador de dinero llamado Alberto Youssef, descubrieron que en 2013 había

regalado una camioneta Land Rover Evoque de 78 mil dólares a Costa, el ex ejecutivo

de Petrobras.

Eso llamó la atención de Deltan Dallagnol, un fiscal federal en Curitiba graduado de

la Escuela de Derecho de Harvard. Órdenes de allanamiento revelaron suficientes

pruebas para acusar a Costa y los fiscales obtuvieron pistas sobre otros ejecutivos de

Petrobras que parecían hacer negocios con Youssef.

El individuo aceptó cooperar a cambio de una sentencia reducida por lavado de

dinero, según los fiscales. Su abogado dijo que Youssef niega otros cargos, como

corrupción. El confeso lavador, quien se encuentra en la cárcel, no quiso ser

entrevistado.

Presintiendo que estaban ante algo de grandes dimensiones, Dallagnol, de 34 años, y

su colega Carlos Fernando dos Santos Lima, un graduado de la Universidad de

Cornell de 50 años, formaron un equipo para investigar sus pistas. El par eligió otros

fiscales que consideraban de confianza y que estaban dispuestos a mudarse a Curitiba.

Los fiscales han intentado mantener la investigación en esa ciudad de dos millones de

habitantes en el sur del país, lejos de los centros de atención de São Paulo y Rio de

Janeiro. Allí han recibido la ayuda del juez federal Sergio Moro, quien ha emitido

muchas de las órdenes de allanamiento en el caso, y de la división local de la policía

federal, que ayudó a recabar evidencia. Los fiscales han luchado contra varios intentos

de los abogados defensores de dividir el caso entre diferentes jurisdicciones.

La mayoría de los miembros del equipo, cuya edad media es de 36 años, estudiaron en

prestigiosas escuelas de derecho de Estados Unidos de Norteamérica, Europa y Brasil,

pero no son ampliamente conocidos en los círculos jurídicos del país.


Dallagnol lo considera una fortaleza. “Confiamos el uno al otro. Todos quieren hacer

el trabajo técnico”, dice. “Y hemos alcanzado suficiente madurez como para no desear

los 15 minutos de fama. Nuestro enfoque no es aparecer en televisión, sino realizar un

buen trabajo”.

Un equipo unido

El grupo se ha organizado más como una firma de abogados que un típico equipo de

fiscales. Cada uno tiene una especialidad, como lavado de dinero o fraude electrónico.

Los fiscales suelen cenar juntos y socializar como una unidad, y mantienen sus

comunicaciones en privado al evitar los e-mails y utilizar la aplicación de mensajería

cifrada Telegram. En lugar de usar el teléfono o enviar documentos legales por

correo, se reúnen en persona con sospechosos y testigos siempre que pueden. Uno de

los motivos es realzar la importancia del caso.

Los fiscales recurren mucho a acuerdos de culpabilidad con los acusados, una técnica

que no había sido utilizada con frecuencia en Brasil. Hasta ahora han alcanzado

12 conciliaciones de este tipo, muchas de las cuales involucran el lavado de dinero, y

esperan llevar a cabo otras.

“Están tratando de traer algunas cosas del sistema jurídico estadounidense al sistema

jurídico brasileño”, señala Vicente Mendonça, un abogado estatal de Rio de Janeiro y

ex compañero en Harvard de Dallagnol. “Es parte de un cambio general de la

mentalidad en Brasil. Éste es un punto de inflexión en el sistema jurídico brasileño”.

Su principal testigo, Costa, trabajó en Petrobras por 35 años, según sus declaraciones,

ascendiendo a un nivel en el que supervisaba proyectos de refinería de miles de

millones de dólares antes de retirarse en 2012. Los fiscales dijeron que en varias horas

de interrogatorios, Costa detalló cómo y cuándo recibió sobornos y de quiénes.


Costa está bajo arresto domiciliario en un barrio de clase alta de Rio de Janeiro.

Cuando los fiscales necesitan que aclare algo, hacen una llamada a través de Skype

desde una computadora en su oficina. Parte del acuerdo con los fiscales lo obliga a

contestar sus llamadas, día o noche.

Lo que generó la investigación de miembros de la familia Costa fueron imágenes

captadas por una cámara de seguridad cuando retiraban documentos y dinero de la

firma de consultoría de Costa después de su arresto en marzo de 2014, según

documentos judiciales. Uno de los abogados de los familiares no quiso hablar sobre la

culpabilidad o inocencia de sus clientes y dijo que los detalles del acuerdo entre los

fiscales y Costa son confidenciales.

El efecto último de la Operación lava autos tal vez no se sepa por años. Las firmas de

los abogados defensores están intentando desacreditar el trabajo de los fiscales. Uno

ha pedido el retiro del juez Moro del caso. Otro busca que se descarte toda la

evidencia de mensajes instantáneos de BlackBerry.

Algunos en Brasil temen que la política se imponga sobre la justicia. En febrero, el

ministro de Justicia, José Eduardo Cardozo, se reunió en privado con abogados de la

mayor constructora de Brasil, Odebrecht SA, que se encuentra entre las firmas bajo

investigación, según la policía federal. Cardozo dijo entonces que los funcionarios

tenían el deber de reunirse con los abogados y que Odebrecht no pidió un trato

especial. La empresa negó haber participado en sobornos y dijo que había solicitado la

reunión para quejarse sobre filtraciones a los medios de comunicación.

La presión está creciendo para que se alcancen acuerdos con las empresas de

construcción paralizadas por el escándalo, para proteger la economía. Los fiscales se

oponen enfáticamente, ya que recuerdan que en el pasado las compañías alcanzaron

acuerdos bajo los cuales se desestimaron las acusaciones contra sus gerentes. Hasta


ahora, se han alcanzado dos conciliaciones con empresas de construcción, en las que

admitieron culpa y acordaron proveer información adicional.

Los fiscales tienen ambiciones que van más allá de la Operación lava autos. Quieren

reescribir secciones del código penal de Brasil que, según afirman, facilita que los

ricos y poderosos escapen con castigos leves. A través del fiscal general, enviaron

hace poco al Congreso una lista de propuestas de reformas.

“Creo que Brasil será un país diferente después de la conclusión de este proceso”,

confía Antonio Augusto de Queiroz, Director de DIAP, un organismo regulador del

Congreso. “Si las personas (de altos ingresos) van a la cárcel, con sus activos

confiscados, quien considere hacer lo mismo tendrá que pensar acerca de la relación

costo-beneficio”.

Fuente de información:http://lat.wsj.com/articles/SB11340654013753224549404580564901267124166?tesla=y

Canasta de crudos de la OPEP

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se integra por los

siguientes países: Angola, Arabia Saudita, Argelia, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos,

Libia, Nigeria, Irán, Iraq, Kuwait, Qatar y Venezuela, informó el 12 de marzo de 2014

que la nueva canasta de crudos de referencia de la OPEP, que se integra regularmente por

los crudos de exportación de los principales países miembros de la Organización, de

acuerdo con su producción y exportación a los principales mercados; y refleja, además, la

calidad media de los crudos de exportación del cártel. Así, en términos generales, se

incluyeron los siguientes tipos de crudos: Saharan Blend (Argelia), Girassol (Angola),

Oriente (Ecuador), Iran Heavy (República Islámica de Irán), Basra Light (Iraq), Kuwait

Export (Kuwait), Es Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab

Light (Arabia Saudita), Murban (Emiratos Arabes Unidos) y Merey (Venezuela).


Cabe destacar que el Girasol (Angola) y el Oriente (Ecuador) se incluyen en la canasta a

partir de enero y de octubre de 2007, respectivamente. Además, en enero de 2009 se

excluyó del precio de la canasta el crudo Minas (Indonesia); en tanto que el venzolano

BCF-17 fue sustituido por el Merey.

En este marco, durante los primeros 21 días de abril de 2014, la canasta de crudos de la

OPEP registró una cotización promedio de 55.76 dólares por barril (d/b), cifra 6.29%

superior con relación al mes inmediato anterior (52.46 d/b), menor en 6.22% respecto al

promedio de diciembre de 2014 (59.46 d/b), y 46.52% inferior si se le compara con el

promedio de abril de 2014 (104.27 d/b).

109.

2811

2.75

106.

4410

1.05

100.

6510

1.03

104.

4510

7.52

108.

7310

6.69

104.

9710

7.67

104.

7110

5.38

104.

1510

4.27

105.

4410

7.89

105.

6110

0.75

95.9

885

.06

75.5

759

.46

44.3

8 54.0

652

.46

55.7

652

.48

52.9

353

.20

54.6

154

.28

53.5

254

.04

55.8

655

.91

57.0

158

.88

59.5

259

.50

58.8

4

20

40

60

80

100

120

140

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D E F M A* 1 2 6 7 8 9 10 13 14 15 16 17 20 21

* Promedio al día 21 de abril.FUENTE: OPEP.

PRECIO DE LA CANASTA DE CRUDOS DE LA OPEP-Dólares por barril-

2013 Abril 20152014 2015

Fuente de información:http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm

http://www.opec.org/opec_web/en/data_graphs/40.htm

i - comisión nacional de los salarios mínimos | gobierno ... · web viewdurante sus casi 10 años...

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