volumen 2 - edición 2 noviembre 2019 / november 2019

Combustibles en México Fuels in Mexico

Volumen 2 - Edición 2Volume 2 - Issue 2

Noviembre 2019 / November 2019

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La montaña rusa de los precios de la gasolina en California: Abróchense el cinturón

The California Gasoline Price Roller-Coaster: Buckle Up

30 minutos con Luis Martínez

30 Minutes With Luis Martinez

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IMO 2020 Los desafíos del mercado y MéxicoIMO 2020 Market Challenges and Mexico

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Combustibles en México / Fuels in Mexico 1

Estimados lectores,

Bienvenido a 'Combustibles en México', la publicación de OPIS diseñada para analizar, informar y educar a nuestros apreciados lectores acerca de los cambios en marcha en la industria de combustibles en México en la medida que la reforma energética sigue desarrollándose y cambiando.Una vez más, hemos reunido una colección excepcional de contribuciones de reconocidos expertos y luminarias de la industria, además de las presentaciones de nuestro galardonado equipo de editores aquí en OPIS.Cubriendo una amplia gama de temas, desde el transporte hasta el gas LP, del etanol al IMO 2020, este número de Combustibles en México refleja la amplia gama de cambios por los que la industria misma está pasando conforme busca definir las reglas, las regulaciones y el panorama competitivo en uno de los mercados más grandes del mundo de consumo de productos refinados.De primero, el reconocido experto petrolero Andy Lipow analiza las próximas regulaciones IMO 2020 y el enorme impacto que esto tendrá en la industria de los combustibles en México. También en este número, Bill Hyde de IHS Markit y Stephen Wittig del U.S. Grains Council nos darán perspectivas nuevas del debate del etanol vs. MTBE y los pros y contras de cada uno.Es también un placer contar con Ronald Sass de Tax Advisory Group, quien nos da su opinión sobre las consideraciones a tomar en cuenta respecto al impuesto sobre las ventas y las regulaciones en México, así como con el Analista Petrolero en jefe de OPIS, Denton Cinquegrana, quien analiza la montaña rusa de cambios de precios en California y cómo se relaciona con las fluctuaciones que vemos en México.Además, el editor invitado Mario Guido hablo “30 Minutos con” Luis Martínez, el CEO de LM Transport, quien nos brinda una mirada detallada de las realidades de la importación del combustible físico a México y su óptica de los abundantes desafíos y oportunidades de este período transformador de la reforma energética.Los artículos anteriores y varios más hacen que este sea uno de los números más integrales de Combustibles en México publicados hasta el día de hoy. Esperamos que esté de acuerdo.Como siempre, le agradecemos por dedicar parte de su día en leer nuestra publicación. Siempre esperamos que la información de cada número de Combustibles en México sea relevante y útil en sus actividades diarias relacionadas con los combustibles en México.

Atentamente, David CoatesOPIS by IHS Markit

De parte del Editor

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EditorDavid Coates: [email protected]

Editora AdjuntaBrit Elizalde-Kern: [email protected]

Editores ContribuyentesDenton Cinquegrana: [email protected] Heinsohn: [email protected]

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Combustibles en México ContenidoTransparencia de precios:

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convertirán en factores importantes. Fije los precios estratégicamente y manténgase

a la vanguardia de la competencia.

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4 IMO 2020 Los desafíos del mercado y México

Por Andrew Lipow

12 La montaña rusa de los precios de la gasolina en California: Abróchense el cinturón

Por Denton Cinquegrana

16 30 minutos con Luis Martínez Por Mario Guido

18 MTBE como componente de mezcla para la gasolina

Por Bill Hyde

22 Etanol: Desarrollo integral para el país Por Stephan Wittig

26 Gas LP en México: La transformación de un mercado

Por Adrián Calcáneo

30 Solicitudes de reembolsos del Impuesto Federal sobre las Ventas del Servicio de Impuestos Internos (IRS) de los EE.UU. a las exportaciones de combustible a México

Por Ronald Sass

34 30 minutos con Manuel Rodríguez de la Cámara de Representantes de México

Por Mario Guido

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4 Combustibles en México / Fuels in Mexico Combustibles en México / Fuels in Mexico 5

En octubre de 2016, la Organización Marítima Internacional, una agencia de las Naciones Unidas, acordó implementar nuevas regulaciones que reducen las emisiones de azufre de las embarcaciones. Esto culmina un esfuerzo que comenzó en 2005, que desde hace mucho ha tenido poco impacto en la industria del petróleo, pero que durante su implementación puede ocasionar una interrupción mayor para los productores de petróleo crudo, los refinadores de petróleo y el consumidor.

La nueva regulación aumentará la demanda de nuevos combustibles de bajo contenido de azufre para barcos, en perjuicio de los combustibles de alto contenido de azufre para barcos.

Para México, los problemas son dobles. En primer lugar, la producción de petróleo crudo mexicano generalmente es petróleo pesado con alto contenido de azufre y su precio puede verse presionado en el 2020. En segundo lugar, el sistema mexicano de refinación produce un gran porcentaje de combustóleo que anteriormente se vendía en el mercado de combustible de alto contenido de azufre para barcos, mercado donde la demanda futura se está reduciendo a la mitad, lo que hará que su disposición cause dolores de cabeza.

En última instancia las preguntas para industria del petróleo son ¿de dónde provendrá el nuevo combustible de bajo contenido de azufre? y ¿a dónde irá el combustible de alto contenido de azufre?, además de ¿qué va a hacer la industria?

Reducción de las emisiones de azufreLa mayoría de las embarcaciones queman combustible de alto contenido de azufre para barcos que por su naturaleza misma llevan a la emisión de óxidos de azufre. Reducir las emisiones de azufre reduce la contaminación atmosférica, reduce la lluvia ácida y disminuye la cantidad de partículas que entran en la atmósfera al quemar combustible pesado. Los estudios han encontrado que estas emisiones llevan a una muerte prematura y asma infantil. El propósito de las regulaciones es reducir estos peligros ambientales y para la salud.

De conformidad con el sitio Web de la Organización Marítima Internacional (IMO, en inglés), “las regulaciones de la IMO para reducir la emisión de óxidos de azufre (SOx) en barcos entraron en vigor en 2005, bajo el Anexo VI de la 'Convención internacional para la prevención de la contaminación por embarcaciones' (Conocida como la Convención MARPOL).”

En 2005, la IMO exigió que el contenido máximo de azufre de cualquier combustible marino tendría un máximo de 4.50%. Anterior a ello no había límites para el contenido de azufre. Ya que la mayoría del combustóleo consumido por embarcaciones estaba debajo de este nivel, el impacto en el mercado fue pequeño.

Entonces, en 2008 la IMO revisó el límite de azufre a 3.5%, vigente a partir del 2012 con una reducción posterior de 0.5%, vigente en el 2020. Al mismo tiempo, la IMO estableció áreas de control de emisiones (áreas

IMO 2020 Los desafíos del mercado y MéxicoPor Andrew LipowPresidente de Lipow Oil Associates

ECA) con especificaciones más estrictas de azufre, para el azufre quemado en aguas territoriales. Las ECA abarcaban más o menos parte del noroeste de Europa y Norteamérica. Antes de julio de 2010, el contenido de azufre de las áreas ECA era de 1.5%. De julio de 2010 a julio de 2015, el límite de azufre se redujo a 1.0% y de julio de 2015 la norma se redujo a 0.1%.

Debido a los volúmenes limitados de combustible para barcos que se quema en aguas territoriales de Norteamérica y el Noroeste de Europa, no hubo una gran interrupción en los mercados de buques antes de julio del 2015. Sin embargo, ya que la mayoría del combustible residual que se produce en las refinerías tiene un contenido de azufre mayor del 0.1%, los propietarios de embarcaciones comenzaron a quemar más combustible destilado, en vez de combustible para barcos en base a residuos a fin de cumplir con las regulaciones ECA.

El pequeño cambio de demanda, de combustible residual a combustible destilado, que se sintió en 2015, estuvo limitado a ciertas áreas geográficas. Hoy, las regulaciones IMO 2020 están teniendo un impacto mundial, lo que resulta en una cantidad significativa de migraciones de combustible en base a residuos y de alto contenido de azufre a un combustible destilado que cumpla con un contenido del 0.5% de azufre.

Qué están haciendo los propietarios de embarcacionesHay una amplia gama de estimados para el volumen de demanda de combustible de alto contenido de azufre para barcos, desde 3.2 millones de barriles diarios hasta

más de 4.0 millones de barriles diarios. Para fines de esta discusión, yo utilizo una demanda de 3.5 millones de barriles diarios.

Las regulaciones IMO 2020 requieren que los propietarios de las embarcaciones reduzcan las emisiones de azufre. Pueden lograr esto de dos maneras. La primera manera es instalar un depurador que elimine las emisiones de azufre de los gases de escape provenientes de la quema del combustible. La segunda es quemar combustibles de bajo contenido de azufre, que cumplan, con un contenido de azufre máximo de 0.5%.

Cada propietario de embarcación debe decidir si realiza una inversión de capital de $1 millón a $4 millones para instalar el depurador. La inversión del depurador le permite al propietario de la embarcación quemar el combustible de alto contenido de azufre, que es más barato, en vez de un combustible más caro que cumpla con los límites de azufre. Uno puede ver que la mayor diferencia de precio entre los dos tipos de combustibles es el mayor incentivo para que un propietario de embarcación invierta en un depurador.

Hay un gran debate entre los propietarios de embarcaciones sobre si deben invertir o no. Necesitan tomar una decisión de mercado sobre cuál va a ser la diferencia de precios entre los dos tipos de combustible y por cuánto tiempo va a durar dicha diferencia hasta que algo cambie en el mercado del petróleo.

También hay una amplia gama de estimados en el número de embarcaciones en servicio en todo

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el mundo, y cuántas son aptas para instalarles un depurador. Los depuradores ocupan espacio y no son adecuados para miles de las embarcaciones muy pequeñas. Por otro lado, las embarcaciones de 20 años o más, que se aproximan al final de su vida de servicio, no son buenos candidatos para la inversión adicional.

De las más de 40,000 embarcaciones que pueden ser adecuadas para la instalación de un depurador, tan solo un poco más de 2,000 tendrán instalado un depurador para el 1 de enero de 2020. Esas 2,000 embarcaciones consumirán alrededor de 650,000 barriles diarios de combustóleo de alto contenido de azufre.

A partir del 1 de enero las embarcaciones sin depuradores deberán quemar combustible que cumpla con el reglamento y aún más, a partir del 1 de marzo de 2020 no tendrán permitido llevar en sus tanques combustibles de alto contenido de azufre. Esto significa que ahora se debe considerar cuándo será el momento para las embarcaciones de empezar a cambiar a combustible que cumpla con la normativa. Como ningún propietario de embarcación quiere estar en la incómoda posición de usar combustibles de alto contenido de azufre después del 1o de enero, por lo tanto deben deshacerse del combustible de barco para liquidar su inventario abordo; es probable que estas embarcaciones sin depurador entren en el mercado del combustible que cumpla con la normativa para octubre de 2019 y de esa forma asegurarse de consumir su inventario de combustible de alto contenido de azufre para el 1o de enero de 2020.

El resultado esperado es que en octubre crezca la diferencia de precio entre los combustibles que cumplen con la norma de azufre y los combustibles de alto contenido de azufre para barcos. Cuando la demanda de combustibles cambie, de alto contenido de azufre a bajo contenido de azufre el mercado se verá materialmente afectado.

Qué están haciendo los refinadoresLas regulaciones IMO 2020 no les exigen nada a los refinadores. Al igual que los propietarios de embarcaciones, los refinadores necesitan tomar una decisión de si hacer o no una inversión de capital en sus refinarías a fin de reducir la producción de combustible de alto contenido de azufre para barcos, cuya demanda está bajando, y repotenciarse para producir combustible que cumpla con la normativa y cuya demanda va en aumento.

A diferencia de la inversión en los depuradores, las inversiones de las refinerías requieren mucho más capital y la construcción de unidades de procesamiento nuevas puede tardar cuatro o cinco

años en entrar en servicio. Hay tres tecnologías para que las refinerías mejoren este residuo del fondo del barril. Podrían construirse las unidades de coquización, con un costo de capital que va de US$800 millones a US$1 mil millones y con un plazo de construcción de cuatro años. Valero está construyendo una unidad en Port Arthur, Texas (se espera que arranque en 2022), mientras que Marathon Petroleum acaba de cancelar su proyecto de Garyville, La. En México, la unidad de coquización de Tula, que comenzará su construcción en 2014, ahora está corta de fondos para continuar y puede que no entre en línea hasta 2021 o después.

La segunda tecnología es la desulfuración de combustible residual. En Corea, SK Innovation está construyendo una unidad de 30,000 b/d, con un costo de casi US$900 millones. Por último, las unidades de desasfaltación con solventes son una inversión menos costosa; reducen el volumen de combustible de alto contenido de azufre para barcos, pero lo que queda es muy difícil de mezclar, debido a su naturaleza asfáltica.

Al ver todas las inversiones de refinerías que van a entrar en servicio antes de enero de 2020 me lleva a concluir que los refinadores mejorarán 700,000 bbl de residuos. Mientras otras inversiones vienen en camino, no entrarán en línea a inicios del 2020, lo que desequilibrará el suministro de combustóleo con alto contenido de azufre y su demanda.

De la demanda total de combustible de alto contenido de azufre para barcos, que son 3.5 millones de b/d, solo se han identificado 1.35 millones b/d. ¿Y ahora qué? ¿De dónde va a venir el combustible que cumpla con la normativa? Y, ¿dónde queda México en esto?

Disposición del combustible de alto contenido de azufre para barcosConforme se aproxima la fecha de implementación del 1 de enero de 2020, el mercado tiene buena información sobre la instalación de depuradores en embarcaciones y sobre los proyectos de refinación. Lo que es menos claro es cómo y dónde se manejarán los 2.15 millones b/d restantes. IMO 2020 es una regulación mundial y hacerla cumplir depende de cada país. Se espera algo de incumplimiento ya que los propietarios pueden optar por quemar combustóleo con alto contenido de azufre para ahorrar dinero pero sin invertir en depuradores. Ya que la mayoría del combustible para buques se vende en media docena de puertos del mundo y los grandes propietarios de embarcaciones constituyen la mayor parte de esa flotilla, se anticipa que el cumplimiento será bastante alto, de alrededor del 85%. Esto deja 15%, o 525,000 b/d, de combustible de alto contenido de azufre para barcos disponible para aquellos que no cumplen con la regulación.

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De manera fortuita, mientras la IMO actualmente ha limitado a 3.5% el contenido de azufre en los combustibles de alto contenido de azufre, el contenido promedio real de azufre de los combustibles para barcos es más cercano a 2.6%, lo que significa que algo de este material alto en azufre puede mezclarse con el nuevo combustible que sí cumple. Se estima que el mezclado represente 300,000 b/d adicionales. Cuando Pemex produce combustóleo alto en azufre para el mercadeo, el contenido de azufre es generalmente de más de 4.1% porque el producto se produce principalmente a partir de petróleo crudo Maya. Uno puede ver que la mezcla de este combustible con combustible que cumple con la normativa requiere de una cantidad significativa de dilución. De hecho un cargamento de 300.000 bbl necesitaría mezclarse con más de 2 millones de bbl con un contenido de azufre prácticamente de cero, el diésel de ultra bajo contenido de azufre, para producir combustible 0.5% que cumpla con la normativa. La solución mediante la dilución no es una respuesta práctica para la disposición del combustible de Pemex; el combustible necesita venderse a embarcaciones equipadas con depuradores. Por último, se pueden desviar cantidades adicionales de combustible de alto contenido de azufre al mercado de servicios, especialmente en el Medio Oriente, mientras las sanciones a Irán limitan la cantidad de combustóleo de alto contenido de azufre que puede llegar a otros mercados. Este tipo de efectos se estima que sean de 500,000 b/d. A fin de cuentas, de los 3.5 millones b/d de combustóleo de alto contenido de azufre actualmente consumido por la industria marina, 2.7 millones b/d parecen ser vendibles, lo que deja 800,000 b/d sin posible salida al mercado. Eso significa que el precio de combustible de alto contenido de azufre bajará y conforme el precio baje, los refinadores estarán dispuestos a pagar menos por el petróleo crudo pesado, del cual se produce el combustible para barcos.

Esto son malas noticias para México dado que el país desde hace mucho produce combustibles de alto contenido de azufre para barcos y petróleo crudo Maya de alto contenido de azufre. Lo irónico es que entre más se eleva la utilización de las refinerías mexicanas, más combustóleo se producirá. De hecho, según las estadísticas petroleras de Pemex, en 2018 el combustóleo representó el 25% de la mezcla de productos refinados. Comparemos eso con las refinerías en los EE.UU., donde según la Administración de Información de Energía, el combustóleo residual producido en 2018 fue de menos del 2.5%.

Suministro de combustible de bajo contenido de azufre, que cumple.La baja de la demanda de combustóleo de alto contenido de azufre debe compensarse con un aumento en la demanda del combustible que cumple con la normativa. De los 3.5 millones de b/d de demanda de combustible para barcos, la demanda de depuradores, de combustibles que no cumplen con la normativa y de mezclas de combustibles de alto contenido de azufre equivale a 1.475 millones b/d, lo que deja a que sea el mercado el que produzca casi 2 millones b/d de combustible que sí cumple con la normativa.

Algo de esa carencia vendrá de las repotenciaciones de las refinerías que convertirán el fondo del barril en otros combustibles. Sin embargo, el mercado cree que la mayoría del nuevo combustible que cumpla con la normativa en el corto plazo se basará en destilados. Algunos suministros provendrán de refinadores que desviarán al mercado marítimo otras materias primas de bajo contenido de azufre, como el gasóleo de vacío. Otros suministros provendrán de refinerías recientemente puestas en servicio en Asia.

Conforme aumenta la demanda de destilados en el mercado marino, también aumenta su precio. Esto ocurre al mismo tiempo que las operaciones de refinería en México necesitan mejorarse. Conforme a las estadísticas de Pemex, la producción de destilados en 2014 fue de 286,000 b/d, y eso cayó a 119,000 b/d durante los primeros tres meses de 2019. La carencia se ha resuelto con importaciones cada vez mayores.

Logística y distribuciónEntre el refinador y el propietario de la embarcación se encuentra el sistema de distribución de terminales. Esas empresas tendrán que decidir cuanta de su capacidad de almacenamiento asignarán a los combustibles tanto de alto como de bajo contenido de azufre ya que habrá demanda para ambos.

Las ubicaciones principales de combustible para embarcaciones como Singapur, Rotterdam y Houston contarán con instalaciones de almacenamiento adecuadas. Muchos puertos tendrán que decidir cómo disponer de su capacidad de almacenamiento y podrían solo tener suficiente almacenamiento para manejar un solo grado de combustible pesado.

Si una cantidad significativa de puertos decide tener solo combustible de bajo contenido de azufre que cumple con la normativa, el resultado sería un mayor deterioro de la demanda de combustible de alto contenido de azufre para barcos.

IMO 2020 y MéxicoLa regulación IMO 2020 tendrá un impacto considerable en la industria mexicana del petróleo. Conforme el mundo busca fabricar cantidades adicionales de combustible de bajo contenido de

azufre que cumpla con la normativa, la demanda de petróleo crudo de bajo contenido de azufre aumentará a costa del petróleo crudo de alto contenido de azufre. Eso presionará el precio del petróleo crudo Maya, con relación al precio de petróleos crudos dulces ligeros como el Brent o el West Texas Intermediate.

Por otro lado, la demanda de combustibles de alto contenido de azufre paras barcos se desplomará y las refinerías mexicanas producen mucho de este tipo de combustible. El mayor problema al que se enfrentan estas refinerías es encontrar un mercado para sus productos.

Por último, el nuevo combustible que cumpla con la normativa y que los mercados marinos demanden se basará en destilados. Mientras la utilización de las refinerías mexicanas oscila entre el 30% y el 40%, la producción de diésel ha declinado mientras las importaciones se han disparado, lo que ha afectado la balanza comercial del país. Para México, la solución a largo plazo está en mejorar la tasa de utilización de las refinerías e invertir en la repotenciación de los equipos a fin de minimizar la producción de un combustible que el mundo está abandonando.

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La montaña rusa de los precios de la gasolina en California: Abróchense el cinturónPor Denton CinquegranaEditor contribuyente

Los precios de la gasolina al menudeo en las ciudades fronterizas de Tijuana y San Diego a menudo varían. Los promedios de los precios en ambas ciudades (puestos sobre la misma base de dólares de EE.UU. por galón) pueden a veces seguir un diferencial predecible, pero también pueden divergir de manera descontrolada.

¿Es la diferencia de precio lo suficientemente atractiva para que los consumidores crucen la frontera para llenar sus tanques? Quizás a veces, pero la mayoría de las veces la diferencia de precios no lo justifica. Quizás lo más importante para los comercializadores de combustible en México es enfrentarse a los extremos

de los precios de la gasolina que son posibles en un mercado libre como en el sur de California.

La gráfica a continuación muestra ambas diferencias de precio transfronterizas, tanto las grandes como las impredecibles, y las disparidades estacionales que son más estrechas.

Si profundizamos en los datos de precios al menudeo de OPIS, veremos que en 2018 la diferencia entre los precios al menudeo de la gasolina en San Diego y en Tijuana en promedio fue de 9.73 cts./gal. más alto en la ciudad mexicana. Mientras tanto, durante los primeros 5 meses de 2019 los precios de la gasolina en las gasolineras

en Tijuana se mantuvieron en promedio y de manera notablemente similar a 9.74 cts./gal. más alto que el promedio de San Diego.

El tema común en los aproximadamente 18 meses de datos que va surgiendo son los periodos cuando los precios de San Diego son más altos que los precios de Tijuana. San Diego durante 2018, así como en 2019, adelantó a Tijuana en abril, lo que muy probablemente coincida con la transición en primavera a la gasolina con menor presión de vapor Reid (RVP) en los mercados de menudeo de California. La gasolina de combustión más limpia (requerida durante los meses más cálidos) es más cara de producir, así que tiene un costo mayor.

El año pasado San Diego empezó a ver cómo sus precios al menudeo superaron a los de México el 23 de abril, y esa diferencia duró hasta el 5 de julio. Mientras los precios de Tijuana volvieron a subir por encima de los vistos en el Sur de California, por algunos días los números en las ciudades se voltearon.

De manera similar, en 2019 San Diego comenzó a cotizar más caro que el lado mexicano el 4 de abril. Un vistazo a los datos de precios hasta fines de mayo revela que los precios promedio de gasolina al menudeo en San Diego fueron mayores que en Tijuana.

Pero la comparación de San Diego y Tijuana en 2019 también incluye algunas diferencias curiosas contra el año anterior.

En 2018, el precio de San Diego superó al de Tijuana en su punto máximo el 14 de junio con una diferencia

un poco mayor de 42 cts./gal. Pero este año ese pico ocurrió mucho antes, el 2 de mayo. Además, en 2019 la diferencia de precio entre San Diego y Tijuana alcanzó tan solo 39.89 cts./gal., a pesar de que los precios de gasolina al menudeo de este año en el sur de California se elevaron muy por arriba de los $4/gal.

Dicho de otro modo, durante aproximadamente seis semanas a fines de la primavera de 2019, cuando el precio al menudeo en San Diego promediaba por encima de los $4/gal, la diferencia de precio con respecto a Tijuana era unos centavos menor que la diferencia del año pasado.

Para fines de mayo, la diferencia de precio de la gasolina al menudeo de San Diego con respecto a Tijuana se había reducido aún más, a tan solo 30 cts./gal. más cara que la de la ciudad mexicana.

El pico de precios de California y su explicaciónUna posible razón de por qué la diferencia de precio no llegó a algunos de los niveles logrados el año pasado fue el súbito pico y la caída precipitosa de precios del mercado al mayoreo del sur de California.

Durante el fin del invierno y el principio de la primavera, el mantenimiento rutinario de las refinerías junto con las paradas no programadas restringió los suministros, lo que envió la gasolina CARBOB de Los Ángeles a una diferencia de 60 ct/gal con respecto a los

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Precios de gasolina al por menor: San Diego vs Tijuana


precios a futuro de la gasolina en el NYMEX. Otro factor que afectó al Sur de California fue que las entregas de etanol (para su mezcla con CARBOB) de destinadas al Oeste de los EE.UU. se complicaron.

El problema de entrega se originó con la inundación en el corazón de la zona productora de etanol de los EE.UU. (el Medio Oeste), lo que a mediados de marzo ralentizó las entregas de etanol por ferrocarril de manera significativa. Ya que la gasolina mexicana no está mezclada con tanto etanol como en los EE.UU., los problemas de logística del etanol no tuvieron mucho efecto al sur de la frontera con los EE.UU. La mayor parte de la gasolina vendida en los EE.UU. tiene una mezcla de etanol al 10% mientras que en México el máximo es del 5.7%, y hay varias ciudades que tienen prohibido el oxigenante.

El alto precio de la gasolina en los mercados de California atrajo un enorme ejército de barcos que llevaban tanto gasolina terminada como sus componentes. Según los últimos datos federales de EE.UU., durante un periodo pico de dos semanas entre el 10 y el 24 de mayo, llegaron a las terminales de la Costa Oeste más de 4.5 millones de barriles de gasolina y sus componentes.

Dicho de otro modo, ese influjo fue equiparable a que la Costa Oeste añadiera una refinería (por dos semanas) que produjera más de 320,000 b/d de gasolina.

La tasa reciente de importaciones de gasolina y sus componentes a California también representó un máximo histórico que, junto con las operaciones de refinería que salieron de su fase de mantenimiento para surtir la alta demanda de la temporada de conducción de verano, redujeron la diferencia de precio base de la gasolina en California con respecto a los precios a futuro de la gasolina en el NYMEX.

Las mayores diferencias de precio prevalecen en el inviernoLos datos de precio al menudeo de OPIS muestran que las diferencias entre los precios de gasolina al menudeo entre San Diego y Tijuana se incrementan durante el invierno, es decir en el primero y cuarto trimestres del año.

Ya que la gasolina en México no tiene tantas fluctuaciones en la RVP como ocurre en algunos de los mercados de EE.UU., la diferencia entre las especificaciones de combustible de los dos países puede variar en gran medida y llevar a amplias diferencias a finales del año o principios del año siguiente.

En los últimos días de 2018, el precio promedio de la gasolina al menudeo en Tijuana ($3.8527/gal) era más de 50 ct/gal mayor al precio promedio de San

Diego ($3.341/gal). Esa amplia diferencia puede ser que no se repita este año, ya que el cuarto trimestre de 2018 presenció un colapso de los precios del petróleo que se puede argumentar tuvo un impacto más profundo en los precios de los productos refinados de los EE.UU.

Mientras tanto, el precio promedio de la gasolina en San Diego fue aproximadamente 44 ct/gal menor al precio promedio en Tijuana a mediados de enero, antes de que la diferencia comenzara a estrecharse.

Ahora que los últimos meses de 2019 ya están a la vista, la mayoría de los analistas cree que el forcejeo por el combustible marino que cumpla con las especificaciones de la Organización Marítima Internacional que entrarán en vigor el 1 de enero de 2020 debería (cuando menos) dar soporte a los precios del petróleo.

Una cosa es segura: las variaciones del precio de la gasolina en México no han sido tan drásticas como pueden llegar a serlo en los EE.UU.

Por ejemplo, durante 2018 en Tijuana, la diferencia entre el precio al menudeo más alto y el más bajo fue de solo 22.5 cts./gal. Sin embargo, el gobierno mexicano tiene una especie de comodín bajo la manga. Puede utilizar el Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS) para ajustar los precios del combustible y aislarlos de las condiciones del mercado.

Mientras tanto, tan solo en San Diego la diferencia entre el precio más bajo y el más alto fue aproximadamente cuatro veces mayor que la mexicana, de 88.52 cts./gal.

El mercado de combustibles al menudeo en México solo ha comenzado a liberalizar y flotar los precios del mercado internacional desde inicios de 2018, pero en ese breve periodo ya han comenzado a surgir algunas tendencias confiables.

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30 minutos con Luis MartínezPor Mario GuidoEditor invitado

Los combustibles en México: ¿Cómo ha cambiado la reforma energética a las empresas de camiones de transporte o las ha forzado a evolucionar?

Luis Martínez: Hasta la reforma energética, las empresas de camiones de transporte de hidrocarburos en México principalmente participaban en el transporte primario. Tras la apertura de este sector y la llegada de nuevos participantes (importadores, empresas de almacenamiento y comercializadores), muchas empresas de transporte han dejado su zona cómoda y han ampliado sus servicios para meterse al negocio del transporte internacional y de la distribución final, así como la entrega directa a las estaciones de servicio.

CEM: ¿De qué manera ha afectado al sector el nuevo plan del gobierno para combatir el robo de combustible (el; "huachicol")?

LM: A principios de 2019, con el plan antirrobos, la industria del transporte terrestre ha adquirido relevancia porque la logística del suministro así como las fuentes de suministro ha cambiado para muchos de los grupos gasolineros.

Algunos de ellos se han independizado por completo del suministro de Pemex, lo que ha disparado la contratación directa con las empresas de transporte y el incremento en el transporte de combustible

a lo largo de distancias mayores. Por otro lado, ha detonado la compra de equipos de transporte para cubrir la demanda de los productos que los ductos ya no transportaban y como efecto colateral hubo un aumento de los salarios de los choferes dada la mayor demanda de estos.

CEM: Desde un punto de vista comercial, ¿cambiar de un solo cliente (Pemex) a varios clientes ha sido más rentable?

LM: Definitivamente que sí, ya que los nuevos participantes tienen un alto sentido de productividad, eficiencia y estrategias de ganar-ganar. Desafortunadamente la capacidad instalada de Pemex es muy limitada y sus modelos logísticos no dan prioridad a la eficiencia.

CEM: ¿Cómo ha cambiado LM Transport en años recientes a partir de la reforma energética?

LM: Hemos desarrollado nuevas unidades de negocio, como la distribución final con entregas directas a estaciones de servicio y hemos abierto nuevas sucursales en distintas regiones estratégicas, aumentando así nuestra flotilla y contratando más personal.

CEM: ¿Puede definir el crecimiento de LM Transport desde la reforma energética?

LM: Respecto a las unidades, duplicamos el tamaño de nuestra flotilla [de camiones cisterna de combustible]

y duplicamos el tamaño actual de nuestros patios de transporte de Reynosa, Nuevo Laredo y Monterrey. Así mismo, hemos abierto patios nuevos en Juárez, San Luis y Querétaro.

Estamos creciendo nuestras operaciones internacionales con la construcción de un nuevo patio en el Sur de Texas (en Pharr).

CEM: ¿Han evolucionado los reglamentos y requisitos de seguridad para los materiales peligroso junto con la reforma energética en México? Y de ser así, ¿cómo los compararía con los de Estados Unidos?

LM: Desde la reforma, ha habido una necesidad de procesar permisos y solicitar resoluciones, las que, entre otras cosas, son para cumplir con los nuevos requisitos de la CRE y ASEA.

Esto aumenta nuestros costos de gestión y cumplimiento. En los EE.UU. la tramitación de permisos es fácil y de bajo costo. También preparamos los informes trimestrales de volumen transportado, pero de una manera simple, sin tener que pagar por una resolución.

CEM: Hay controversia sobre la reciente compra de camiones cisterna por parte del gobierno, que se hizo para fortalecer el transporte de combustible en México. La adquisición no se hizo a través de una licitación y los camiones cisterna se compraron de un proveedor único que ellos eligieron. No solo eso, el gobierno adquirió camiones cisterna de rueda sencilla, en vez de los camiones cisterna de doble rueda requeridos por la ley en México. ¿Cuál es su punto de vista sobre este asunto?

LM: Se dijo en público que la compra de camiones tanque fue parte de una estrategia para abordar contingencias en caso de escasez. Sin embargo, con base en nuestra experiencia, la configuración de los camiones cisterna que se compraron no cumple con el diseño ni con las mejores prácticas de la industria en México.

Además, el tiempo récord en el que el equipo se puso en servicio (compra, importación, matrículas, permisos de la SCT, calibración, etc.) demuestra que no solo hubo amiguismo en el proceso, sino que también el equipo podría haber sido comprado de un lote de camiones cisterna diseñados para operar en otros países con retos logísticos y normativos distintos de los de nuestro país. Los tiempos de fabricación y entrega de los camiones cisterna (además del proceso de matriculación, permisos y demás trámites) toma tres a cuatro meses para las empresas privadas.

CEM: En su plan de combatir el robo de combustible, el nuevo gobierno ha ofrecido sueldos muy buenos a los conductores de transporte de materiales peligrosos. ¿Ha

impactado esto en el costo de hacer negocios en el sector de los camiones de transporte en México?

LM: Sin duda alguna, el anuncio público del gobierno federal respecto a los salarios garantizados para choferes que van a prestar sus servicios en el sector del transporte de combustibles ha creado mucho descontento en la industria.

Además de que ese salario es más alto que lo que el mercado ofrece, México actualmente está experimentando una marcada escasez de choferes. Dicha estrategia del gobierno (lejos de resolver un problema de escasez) aumentó el costo de los servicios de transporte porque muchas empresas fueron forzadas a aumentar sus sueldos para retener a sus choferes.

CEM: Mientras la reforma energética sigue desplegándose, hemos visto camioneros de los EE.UU. cruzar a México para entregar combustible, algo que antes era impensable. ¿Creen ustedes que las empresas de camiones de transporte estadounidenses pueden volverse competitivas en México? Y desde su perspectiva, ¿creen que los veremos adentrarse más en México y con mayor frecuencia?

LM: La mayoría de las empresas de los EE.UU. cumplen perfectamente con las mejores prácticas del transporte de hidrocarburos. No obstante, las leyes mexicanas prohíben que capitales extranjeros participen en actividades de transporte en el territorio nacional.

No es nada fácil operar en nuestro país en un momento en el que el mercado está en proceso de evolución y transformación. También está la necesidad de enfrentar desafíos que no existen en los EE.UU., como el robo de camiones cisterna de combustible, la falta de conductores, carreteras de mala calidad y las leyes y regulaciones de México (CRE y ASEA), entre otras cosas.

En México hay muchas empresas de transporte con altos estándares de calidad y seguridad que participan en sectores especializados como el de la industria de los hidrocarburos, con experiencia en operaciones internacionales para negocios entre EE.UU. y México, y cuentan con la infraestructura y el capital humano para prestar servicios confiables y competitivos.

La clave para participantes en la industria de los combustibles en nuestro país es seleccionar de manera eficaz a los proveedores, otorgar contratos y dar certidumbre, para que puedan invertir, adaptarse y crecer juntos.

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El éter metil tert-butílico (MTBE, en inglés) es un componente común de la gasolina en muchos países. Ha sido por muchos años un componente significativo de la gasolina en México. El MTBE normalmente se mezcla con la gasolina por dos razones: aumentar el octanaje y suministrar un oxigenante. La mezcla de MTBE ha estado presionada en todo el mundo durante años. Los EE.UU., que fue el consumidor de MTBE dominante del mundo en la década de los 90 y a principios de la década de 2000, retiró de manera efectiva el MTBE de sus gasolinas en 2006. Más recientemente, China ha anunciado una transición para aumentar la mezcla directa de etanol en su gasolina, como parte de un esfuerzo por reducir el envejecimiento de los inventarios de maíz. Con la mayor atención a la mezcla de etanol en México, sirve de ayuda considerar también los beneficios del MTBE como componente de mezcla para la gasolina

Fundamentos de la mezcla de gasolinasLa gasolina para motores no es un solo material homogéneo, sino una mezcla de distintos componentes. La mezcla general debe cumplir con muchas especificaciones, incluyendo los requisitos de presión de vapor y del índice de octanaje. En México hay tres grados de gasolina. Sus especificaciones para la presión de vapor van desde 7.8 a 11.5 psi, lo que puede variar de manera estacional. El requisito mínimo

MTBE como componente de mezcla para la gasolina

de índice de octanaje para gasolina regular en todos estos grados es de 87.

Las propiedades físicas de una selección de componentes de mezcla oxigenantes para la gasolina

Presión de vapor Reid

PSI

Índice de octanaje (R+M)/2

MTBE 8.2 110

TAME 1.5 104.5

ETBE 4 110

Etanol 18 109

La tabla cercana contiene las propiedades de mezcla de varios componentes de mezcla oxigenantes para la gasolina, incluyendo el MTBE y el etanol. Advierta que todas estas materias primas aumentan el octanaje y el contenido de oxigenante. Sin embargo, las presiones de vapor son significativamente diferentes. Aumentar el contenido de etanol en la gasolina ciertamente es manejable. Sin embargo, sería necesario quitar del grupo de gasolinas componentes de mezcla para la gasolina más volátiles, algunos de las cuales son de relativamente bajo costo, para cumplir con la especificación de gasolina en general.

Bill HydeEditor Invitado

Ventajas de la mezcla de MTBEAdemás del contenido de oxígeno y el aumento del octanaje antes mencionado, la mezcla de MTBE conlleva muchos otros beneficios a las gasolinas. Estos incluyen:

• Bajo costo MTBE se produce a partir del metanol y del Isobutileno. Los precios del metanol están ligados a los precios del gas natural, que en Norteamérica son muy bajos. Los precios de MTBE son consistentemente muy inferiores a los del etanol. Se espera que esto continúe a medida que se siga poniendo en marcha producción adicional de metanol de bajo costo en los Estados Unidos.

• Eficiencia logística. El MTBE puede ser mezclado en la gasolina en la refinería y transportado por el método de menor costo, a menudo por ducto. El etanol es muy higroscópico. Esto significa que atrae a la gasolina cualquier cantidad de agua a la que se exponga. La infraestructura de distribución de la gasolina tiene muchos lugares donde el agua se puede acumular, incluyendo puntos bajos en los ductos y en las bases de los tanques. El resultado es que el etanol se debe mezclar en la terminal de distribución, no en la refinería, para evitar que la gasolina se contamine con agua. Esto añade un significativo costo logístico. Esta ventaja logística se amplía también a los materiales importados. El MTBE se importa a México desde los Estados Unidos como componente de la gasolina y también solo.

En ambos casos, los costos de distribución son notablemente menores que los del etanol puro.

• Volumen adicional de octanaje. El contenido de oxigenante en la gasolina se monitorea como el contenido total de oxígeno en la gasolina. En México esta especificación actualmente es de 1.0-2.7 % por peso máx., aunque hay una iniciativa en marcha para aumentar la especificación al 10% de etanol. El oxígeno es una parte menor de la molécula de MTBE que está en la molécula de etanol. El resultado es que con un contenido constante de oxígeno la mezcla de MTBE proporciona un aumento mucho mayor de octanaje que el etanol.

• La cadena de valor está desconectada del suministro de alimentos. El suministro y la demanda de MTBE no se relacionan en nada con la cadena de alimentos. El etanol obviamente sí lo está. Cuando aumenta la demanda del maíz, también aumenta su precio. Cuando los Estados Unidos aumentó la mezcla de etanol, los aumentos del precio del maíz eran un factor significativo que impulsaba el aumento de los precios de los alimentos. El maíz está muy insertado en la cadena de los alimentos, así que los precios más altos impulsarán los precios al consumidor para alimentos tan variados como el puerco y las tortillas.

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Desventajas de las mezclas de MTBEEl MTBE es una componente de mezcla para la gasolina por las razones antes descritas, pero no es perfecto. Las desventajas de las mezclas de MTBE incluyen lo siguiente:

• No es renovable. Si bien es técnicamente posible producir MTBE a partir de materias primas renovables como el metanol con base biológica, el volumen disponible es bajo y el costo es alto. En el entorno de mercado actual, los consumidores dicen que valoran lo renovable o lo sustentable aunque a menudo no quieren pagar más por ello.

• Los interesados no simpatizan. En muchos países, el grupo de presión política de los granjeros es muy poderoso mientras que los sectores energético y químico son mal comprendidos y a menudo vilipendiados. El resultado es que la opinión pública mal informada a menudo favorece a los granjeros. Se ha dicho con verdad muchas veces que la única ciencia asociada al retiro del MTBE de la gasolina en los Estados Unidos es la ciencia política. Esta tendencia también se ha difundido a muchos otros países.

• Percepción pública de los problemas de contaminación del agua subterránea. La razón principal por la que el MTBE se ha vuelto impopular en los Estados Unidos son las inquietudes por la contaminación de las aguas subterráneas. Esto fue injusto porque la causa raíz fue la fuga desde tanques de almacenamiento, y no por algún tipo de deficiencia del MTBE. El MTBE tiene un umbral muy bajo de olor y de gusto. De tal manera que es un indicador temprano de la fuga de gasolina al agua subterránea. Muchos otros componentes de la gasolina tienen riesgos de salud que son mucho peores que los que se

asocian al MTBE. Las propiedades físicas del MTBE no tuvieron nada que ver con que la gasolina llegara al agua en los EE.UU. Cuando el MTBE se retiró como componente de mezcla para la gasolina, la gasolina siguió fugándose a las aguas subterráneas hasta que se repararon todos los tanques de almacenamiento con fugas. Retirar el MTBE simplemente aseguró que los niveles de contaminación fueran más altos antes de ser descubiertos. Sin embargo, la percepción pública, alentada por los activistas ambientales sigue siendo que la mezcla de MTBE en gasolina provoca la contaminación de las aguas subterráneas.

ETBE: ¿es lo mejor de ambos mundos?Teniendo en cuenta las propiedades físicas del ETBE junto con las desventajas de las mezclas tanto con etanol como con MTBE, uno podría preguntar ¿por qué no producir ETBE a partir de etanol renovable y tener lo mejor de ambos mundos? El ETBE se puede producir en las actuales unidades de MTBE con una mínima inversión de capital. Tiene un alto índice de octanaje, una baja presión de vapor y la mayoría de las ventajas de la mezcla de MTBE. Es un poco más caro que el MTBE porque el etanol cuesta más que el metanol. Sin embargo, si el objetivo es lograr que un haya contenido renovable en el grupo de gasolinas de la manera más eficiente, el ETBE parecería la respuesta correcta. Como con tantos otros aspectos de las mezclas de gasolinas, la respuesta una vez más está en la política. Los gobiernos en todo el mundo, incluyendo los de los mercados de gasolina más grandes de los Estados Unidos y de Europa Occidental han puesto tantos obstáculos que la respuesta obvia es que no funcionará.

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Mucho se ha dicho acerca del etanol en los últimos 3 años: el 'Estándar de combustibles' permitió por primera vez su mezcla en 2016, la mezcla se elevó en junio de 2017 al 10% para igualar las mejores prácticas del mundo y su uso generalizado como agente oxigenante a nivel nacional es previsible en los próximos meses.

De la misma manera en que se llevó a cabo una transición a gasolina sin plomo en la década de los 90, el uso de la gasolina con 10% de etanol ha estado remplazando a otros oxigenantes y actualmente hay 65 países que lo usan y lo promueven de manera activa.

En tiempos recientes en nuestro país, el etanol ha atraído mucha atención por el gran potencial que tiene de reducir el costo de la gasolina, y la necesidad inherente de desarrollar áreas rurales del país. Es una oportunidad de diversificar el uso de la caña de azúcar, ya que este endulzante está sobreofertado, no solo en México sino en todo el mundo. El año pasado el azúcar de más de 10 millones de toneladas de caña de azúcar tuvo que ser subastado en los mercados internacionales a un precio una tercera parte de su valor en México. Esta caída en la demanda del azúcar ha dañado los ingresos de las casi 160 mil familias de cultivadores de caña de azúcar. Usar estos 10 millones de toneladas de caña de azúcar para producir etanol en vez de azúcar para los mercados internacionales aumentará el ingreso de los cultivadores de caña. Su producción estimada es de 800 millones de litros de etanol, suficiente para oxigenar la gasolina consumida

Etanol: Desarrollo integral para el país

en el área metropolitana del Valle de México por un año. Los ingresos adicionales superarían los 1.15 mil millones de pesos mexicanos por año.

Parte de las conversaciones sobre el etanol también han causado cierta incomodidad ya que es un sustituto directo de otros oxigenantes. Los intereses comerciales de parte de los productores de MTBE y de la protección de su mercado, hasta ahora exclusivo, ha generado un buen número de mitos.

Vehículos compatiblesTodos los vehículos que circulan en México pueden usar gasolina con 10% de etanol, sin excepciones. Algunos de los vehículos más viejos que circulan a diario en el país, los llamados “chocolates” ya han estado usando 10% de etanol durante una buena parte de sus vidas. De la misma manera, la única opción para todos los vehículos mexicanos que cruzan la frontera y cargan gasolina en Estados Unidos es la .gasolina con 10% de etanol. El 'Estatuto mundial de combustibles', documento publicado por toda la industria automotriz mundial, confirma esto: las 5 categorías de combustibles recomendados en todo el mundo contienen hasta 10% de etanol.

Reducción de emisionesVarios estudios en México durante los últimos 20 años han demostrado las ventajas de reducir las emisiones valiéndose de mezclas de etanol. La mayoría las ha

Stephan WittigEditor Invitado

hecho el Instituto Mexicano del Petróleo. La más reciente, publicada en enero del 2018 y elaborada para la Secretaría de Energía y para la Comisión Reguladora de Energía de México (CRE), rechaza enérgicamente las afirmaciones que llevaron a limitar el uso de etanol en las áreas metropolitanas de Monterrey, Guadalajara y la Ciudad de México. Usar etanol no aumenta el potencial de formación de ozono, ni siquiera en el caso más extremo debido a la elevación (la Ciudad de México, 2,240 msnm).

Combustibles y alimentosLa producción de etanol de primera generación depende directamente de materias primas como la caña de azúcar, el maíz amarillo, el sorgo o el betabel dulce. La producción de etanol con estas materias primas y el aumento de la demanda generó las grandes inversiones en investigación y desarrollo para producir más con menos recursos. De manera inevitable esto ha reducido el precio de estos alimentos, utilizando menos tierra, menos fertilizante y menos agua.

El combate contra el cambio climáticoDe acuerdo con el 'Informe de energía renovable' de la Agencia Internacional de Energía, en 2017 la mitad de las energías renovables utilizadas en el mundo correspondieron a la bioenergía, donde el principal componente fue etanol mezclado con gasolinas. Esto significa que la bioenergía corresponde en la

misma proporción que todas las demás energías renovables sumadas, incluyendo la solar, la eólica, la hidroeléctrica y la geotérmica. Esto lo confirma el Estado de California: el programa estatal más exitoso para reducir los gases de invernadero sigue siendo la mezcla de gasolina con 10% de etanol en todos los vehículos en circulación.

La mezcla de gasolina con 10% de etanol se regula por medio de las “Pautas para establecer las especificaciones de calidad y características del etanol anhídrido [...]," (SENER, DOF 22/10/2018) por la parte de etanol que se usará y NOM-016-CRE-2016 (CRE, DOF 06/26/2017) con respecto al porcentaje en la mezcla del 10%.

Hoy en día, fuera de las tres áreas metropolitanas del país no hay excusas para no disfrutar de sus beneficios. El uso de la mezcla de gasolina con 10% de etanol hoy en día permite reducir el costo de cada litro de gasolina hasta en dos pesos mexicanos. Como cualquier cambio, la incorporación del uso de etanol plantea problemas logísticos, pero cuando estos sean rebasados la recompensa será una mayor competitividad, un mayor margen que se puede traducir en un beneficio directo para el cliente y en una mejora de la calidad del aire de las ciudades en donde vivimos, de la misma manera que ha ocurrido en todas las ciudades donde el etanol ha sido usado.

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IHS Markit Midstream EssentialsUna herramienta de búsqueda de datos y mapeo en línea integrada a nivel mundial

Con una cobertura de todos los elementos de la cadena energética, desde la boca de pozo hasta los mercados, facilita la evaluación de instalaciones y oportunidades en los sectores upstream y downstream, para activos o nuevos proyectos.

Cómo se resuelve el suministro de etileno en las terminales mexicanasLas exportaciones de GNL desde EE.UU. impactan la selección de materias primas y las decisiones económicas en plantas en todo el mundo. Cuando Etileno XXI, un proyecto conjunto entre Braskem y Grupo Idesa, arrancó en junio de 2016, el suministro garantizado de etano no tuvo éxito debido a la caída de la producción de gas asociado en México. El país se vio ante la escasez de un suministro adecuado de GNL/GLP para abastecer las plantas locales de etileno. Como resultado, en Pajaritos, las terminales están siendo ampliadas para recibir importaciones de GNL desde EE.UU., con la ventaja de que estas contienen líquidos de gas. Ahora el sector del upstream se ha abierto a la inversión externa, con el objetivo de revertir la caída en la producción de petróleo y gas.

Numerosos bloques en la cuenca Sureste, adyacente al complejo petroquímico Pajaritos, han sido otorgado a compañías petroleras internacionales

IHS Markit realiza un seguimiento de las novedades en energía y petróleo y en el sector del midstream, además de evaluar cuándo una planta entrará en producción, o cuándo y dónde se podrá acceder a un ducto o una planta de gas.

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3663

5755

0-08

19-J

L

Plantas de Syn-Biofuel

2,071

Plantas eléctricas

45,600Plantas de metanol

451Plantas de oleofinas

388Plantas de amoniaco

592

Plantas procesadoras de gas

2,013

Licuefacción de GNL

568

Regasificación de GNL

640

Ductos

+3.6 millones de km

Puertos

2,447

FPSOs

464

Terminales de almacenamiento

9,667

Refinerías

1,494Más de

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La desregulación mexicana de los precios de gas LP y las restricciones a las importaciones han efectivamente transformado al mercado doméstico con consecuencias tanto intencionales como no intencionales. Conforme la producción doméstica de gas LP sigue bajando, se han creado oportunidades para que los distribuidores privados expandan sus operaciones, diversifiquen sus fuentes de suministro y compitan con la empresa petrolera estatal del país. Las importaciones de gas LP, donde se favorece mucho al propano, provienen de los Estados Unidos y Canadá para su consumo. Conforme el mercado se estabilice, se espera que ocurra una consolidación de los distribuidores que actualmente compiten en el mercado, y que continuarán los gastos de capital adicionales para establecer la infraestructura necesaria para mejorar la distribución de gas LP en el país. Con el aumento de la demanda de propano, una proporción del butano producido localmente y que antes se usaba en los mercados residenciales y comerciales, está siendo exportada al extranjero.

Desde 1938 el gobierno mexicano ha tenido el control de todos los activos de petróleo y gas extranjeros a través de su empresa petrolera estatal Petróleos Mexicanos, también conocida como Pemex. La empresa petrolera estatal tuvo el monopolio de todas las operaciones de petróleo y gas del país, incluyendo la producción y distribución de gas LP. Los distribuidores privados estaban obligados por ley a

comprar el gas LP directamente a Pemex a un precio de mayoreo prestablecido. El precio al menudeo regulado se fijó con base en una fórmula creada por el Ministerio de Finanzas, que solo respondía en parte a los precios internacionales de referencia.

En 2014, el gobierno mexicano anunció una serie de reformas estructurales diseñadas para alinear mejor la industria energética mexicana con el resto del mundo y constituir un cambio de paradigma en la política. Pemex ya no sería el participante único y responsable de la exploración, producción y comercialización de hidrocarburos en el país. Las reformas aprobadas permitieron la participación de empresas privadas en todos los aspectos de la industria y liberalizaron los precios de los derivados del petróleo como el gas LP y la gasolina. El objetivo fue crear un entorno de negocios con los incentivos necesarios que llevaran a aumentar la muy necesaria inversión en el sector mexicano de la energía.

Previo a la reforma del 2014, el control total de Pemex de la industria, como productor único de petroquímica básica resultó en una competencia limitada y una falta de empuje hacia la eficiencia en las operaciones. Sin embargo, a pasar de sus ventajas, Pemex también estaba legalmente obligada a abastecer la demanda nacional sin importar la rentabilidad ni el costo logístico. Como resultado, la empresa petrolera estatal operó en áreas donde, con la actual estructura de precios, era imposible. obtener ganancias.

Gas LP en México: La transformación de un mercadoPor Adrián CalcáneoEditor Invitado

Una consecuencia inmediata de la desregulación fue la escalada de las importaciones privadas y una actividad más intensa de los distribuidores. Al permitir la participación de empresas privadas en la industria del gas LP, Pemex ya no tuvo el mandato de suministro, y ahora existían oportunidades para que las empresas privadas invirtieran y operaran de manera rentable en todos los sectores de la industria de la energía.

Cuando llegó el 1 de enero de 2016, el precio de referencia internacional para el gas LP en Mont Belvieu era considerablemente menor que el precio de mayoreo regulado de Pemex, lo que resultó en una oportunidad económica más ventajosa de abastecerse de gas LP proveniente de Mont Belvieu.

Los precios al menudeo permanecieron fijos durante todo el 2016 y las perspectivas para los distribuidores con acceso al gas LP proveniente de los EE.UU. fueron estupendas. Muchos se dieron cuenta de que podrían aumentar sus márgenes de utilidades a costa de Pemex y rápidamente tomaron la oportunidad. El resultado fue que las importaciones privadas crecieron rápidamente en 2016. Desde cero importaciones a principios del año, estas crecieron hasta 288,000 toneladas métricas para junio de 2016. Para diciembre de 2016, las importaciones privadas del año promediaron 255,000 toneladas métricas por mes. En consecuencia, las importaciones de Pemex se desplomaron de 356,000 toneladas métricas al inicio de 2016 a tan solo 7,800 toneladas métricas en junio, y promediaron 128,000 toneladas métricas

por mes para fines de 2016. En respuesta al 67% de pérdida del mercado, Pemex redujo los precios para parar la masacre, pero el daño ya estaba hecho. La batalla continuó con furia durante todo el 2017 y las importaciones privadas fácilmente se apoderaron del campo de juego, llegando a representar el 74% de todas las importaciones a México. La tendencia parece haberse establecido ya que los factores económicos resultantes de democratizar el proceso de importaciones favorecen con mucho a los importadores privados. Los primeros cinco meses de 2018 parecen haber seguido la nueva normalidad, ya que Pemex hasta ahora, solo había suministrado solo 37% de las importaciones de gas LP a México.

Los distribuidores de gas LP que contaban con la infraestructura necesaria para importar gas LP aprovecharon el diferencial de precios entre el precio de Mont Belvieu y el de menudeo. Los distribuidores con acceso a infraestructura por vía acuática fueron los primeros en beneficiarse. De manera histórica, el puerto de Pajaritos en Coatzacoalcos, propiedad de Pemex y operada por esta, había sido el principal punto de entrada de gas LP a México. Conforme se ha venido estabilizando el nuevo paradigma de las importaciones privadas, las importaciones por vía acuática a la terminal en Tuxpan, propiedad de distribuidores privados, se han convertido en el principal puerto de entrada de gas LP a México. Además, las empresas privadas también poseen y

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Combustibles en México / Fuels in Mexico 2928 Combustibles en México / Fuels in Mexico

operan puertos en Manzanillo y Ensenada que les permiten competir con la empresa petrolera estatal en diferentes puntos geográficos.

Aún más, los importadores sin acceso a terminales acuáticas han tenido que buscar otros métodos de entrada a México. A pesar de los desafíos que involucran navegar tanto las fronteras montañosas de México como la infraestructura hasta el centro del país, hay un interés significativo en capitalizar el arbitraje favorable. Se han hecho inversiones sustanciales en la infraestructura de vías férreas y de almacenamiento para hacer llegar el producto al norte y al centro del país. Como consecuencia, los precios en algunas de las regiones del norte, como Tamaulipas y Nuevo León, son unos más competitivos del país, a pesar de lo alejadas que están de la infraestructura de Pemex.

Si bien las importaciones van al alza, la producción local de gas LP continúa a la baja. México ha experimentado un déficit de aproximadamente 2 millones de toneladas métricas de gas LP suministrado por Pemex, y desde 2015, el país ha tenido que soportar un déficit de más de 3 millones de toneladas métricas de gas LP. Este déficit está proyectado que crecerá hasta aproximadamente 5 millones de toneladas métricas para 2025. El suministro es aumentado por las importaciones desde la costa del Golfo de EE.UU. y Canadá, lo que ayuda a México a satisfacer una demanda anual promedio estable

de más de 8 millones de toneladas métricas. Así pues, existen las oportunidades para que los importadores privados con el capital y la estrategia correcta puedan operar de manera rentable.

Históricamente, la producción de gas LP en México consistía en una mezcla sesenta-cuarenta donde se favorecía al propano. Con el paso de los años, México se ha desplazado al consumo de una mezcla noventa-diez a favor del propano. La demanda promedio de propano en México se ha más que duplicado desde 1.5 millones de toneladas métricas de 2000-2014 hasta 3.5 millones de toneladas métricas de 2015-2018. A pesar de la ardua logística necesaria para mover el gas LP canadiense al mercado mexicano por ferrocarril, existe un entorno de precios favorable para ambas partes, lo que impulsa y liberaliza el comercio. La importación de gas LP canadiense es esencialmente propano.

La demanda de butano mexicano ha caído significativamente y casi todo el butano producido a nivel doméstico está siendo exportado a los mercados internacionales con un descuento. El butano mexicano está encontrando clientes en el extranjero en Sudamérica, Europa y África. Marruecos se ha convertido en un cliente repetitivo de Butano proveniente de México y existen oportunidades para operar en esta plaza comercial.

Resumiendo, la reforma energética en México fue un paso decidido en la dirección correcta. Eliminar las barreras al comercio y comprometerse con dar el mejor servicio a los consumidores de gas LP a un precio accesible es una hazaña difícil pero necesaria. Actualmente hay más de 300 distribuidores de gas LP en México. Este es un número insostenible de distribuidores para el mercado. Con este intenso nivel de competencia anticipamos una consolidación en el corto plazo. Para que un distribuidor importante tenga éxito en el mercado, se requiere capital para las mejoras de infraestructura. Una infraestructura moderna proporcionará muchas más opciones de almacenamiento para el gas LP y mejorará el transporte de gas LP para acceder de manera rápida a todo el país. Conforme la industria madura y con el gas LP fácilmente disponible y a bajo costo, eventualmente esperamos que haya más usos para el gas LP además de la generación de energía y el uso residencial y comercial. Las oportunidades abundan, pero solo las empresas que comprendan por completo el paradigma en constante cambio serán capaces de aprovecharlas al máximo.


La creciente demanda de combustibles de México, crean oportunidades a los refinadores y a los distribuidores de petróleo de los EE.UU. Según export.gov, las exportaciones de los Estados Unidos en 2017 superaron 194 millones de barriles de productos refinados derivados del petróleo. La Administración de Información de Energía (EIA, en inglés) de los EE.UU. informa que más de la mitad de todas las exportaciones de gasolina para motores de los EE.UU. han ido a México, aumentando a 821,000 barriles de gasolina por día en 2017.

Los combustibles que se exportan desde los EE.UU. no están sujetos a un impuesto federal sobre las ventas, pero eso no significa que el impuesto no sea un factor en estas transacciones. Dependiendo del modo de transporte, es posible que el impuesto pueda ser considerable para un exportador.

Conforme al Código Interno de Ingresos (IRC, en inglés), Sección 4081, se impone un impuesto federal al retirar combustible gravable de cualquier refinería o terminal. Hay una exención fiscal para las transacciones de combustible a granel (por ducto o barco) entre instalaciones y personas registradas, pero las salidas que no son a granel (o sea, por camión o ferrocarril) de una refinería o de una terminal aprobada por el IRS causarán un impuesto federal sobre las ventas.

Según IRC 4083, el código IRC define a la gasolina, el diésel y el keroseno como combustibles gravables. La

tasa actual del impuesto federal sobre las ventas es de 18.4 centavos por galón para la gasolina y 24.4 centavos por galón para el diésel y el keroseno. El refinador o quien tenga la posición de la terminal (el tenedor del inventario) es responsable del pago del impuesto sobre las ventas para los retiros que no sean a granel.

Se podrá reclamar el reembolso del impuesto federal sobre las ventas para el combustible exportado cuando se haya aplicado un impuesto a la salida de la refinería o la terminal. Las leyes para presentar un reclamo de reembolso son diferentes dependiendo del tipo de combustible.

Se puede presentar un reclamo de reembolso para la gasolina bajo el código IRC Sección 6416(a). Esta sección del código permite un reembolso o crédito a la persona que pagó el impuesto. Esta sería la persona que presentó el Formulario 720 del IRS, la declaración trimestral del impuesto federal sobre las ventas. Los reclamos de reembolso para el diésel y el keroseno se pueden presentar bajo el código IRC Sección 6427(I) y permiten un reembolso o devolución al comprador final. La sección del código no da una definición específica de qué es un comprador final, pero para fines de un reclamo de reembolso por exportación, un exportador es tratado como tal.

Una diferencia material entre las secciones del código es que el refinador o quien tenga la posición de la terminal puede vender gasolina sin trasladar el impuesto federal sobre las ventas al comprador que exporta el producto.

Solicitudes de reembolsos del Impuesto Federal sobre las Ventas del Servicio de Impuestos Internos (IRS) de los EE.UU. a las exportaciones de combustible a MéxicoRonald SassEditor Invitado

El refinador o el tenedor de la posición de la terminal no puede hacer lo mismo para las ventas de diésel y keroseno cuando el producto se exporta.

Si bien la distinción en la ley parece inofensiva y que solo es cosa de un proceso de reclamo poco convencional, las acciones de la autoridad fiscal, el IRS, se han vuelto todo un problema de competitividad en el sector. Por medio de las revisiones de reclamos de reembolso y orientación guía verbal, el IRS ha permitido que las ventas que no son a granel de diésel y keroseno por parte de los refinadores y los tenedores de la posición de la terminal se traten como si las transacciones quedaran dentro de las disposiciones para la gasolina.

Los compradores naturalmente que elegirán a proveedores dispuestos a excluir el impuesto federal sobre las ventas de su factura. Los refinadores y los tenedores de la terminal que cumplen la ley están en una enorme desventaja. Como una nota al margen, los refinadores y los tenedores de posición de terminal no deberían creer que están protegidos del riesgo fiscal solo basados en una auditoría o la orientación de un agente de la autoridad fiscal o un representante que llamó por teléfono. Cuando se identifica un error, el IRS tiene la autoridad de revertir el curso y gravar impuestos, penalizaciones e intereses.

Nadie va a inconformarse con una determinación favorable tras una revisión (p. ej., una aprobación de un reclamo de reembolso de una exportación), y es natural creer que una revisión tiene la autoridad

oficial del IRS y que un contribuyente puede confiar en esa decisión. Desafortunadamente, la mayoría de las veces esto no es así. El informe de un agente, aunque se considere la posición del gobierno, también es una interpretación que puede ser corregida o modificada posteriormente. Generalmente no libera a una persona de su responsabilidad fiscal.

El IRS tiene la autoridad para impugnar las conclusiones de la revisión del agente del ente fiscal. Hay procedimientos de reapertura para cuando se encuentra un error. Por ejemplo, si el IRS repasase la revisión de un agente fiscal y encuentra que la exportación de diésel se permitió bajo la disposición de la gasolina, podrían iniciar procedimientos de reapertura del caso. El agente asignado al caso reabierto no solo volvería a aplicar la ley a las transacciones, sino que donde se determina el adeudo de un impuesto, también abordaría las penalizaciones por reclamos de reembolso excesivos bajo el código IRC Sección 6675. Esta penalización es del 200% de la cantidad en exceso, cuando el reclamante no ofrece una razón razonable y adecuada. Como las revisiones ocurren uno o dos años después de presentarse los reclamos de reembolso, no se puede descartar la posibilidad de que falle la memoria o los registros se pierdan. Este riesgo es real y se debe considerar con cuidado.

Se puede interponer un reclamo reembolso por exportación de gasolina al amparo del código IRC 6416(b)(2)(A). El reclamante correcto es la persona que pagó el impuesto con el Formulario 720, la declaración trimestral del impuesto federal sobre las ventas. Conforme el

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Reglamento de la Tesorería 48.6416(b)(2)-1 la persona que pagó el impuesto puede presentar un reclamo de reembolso por sobrepago, o puede reclamar un crédito fiscal por el sobrepago en cualquier declaración de impuestos posterior. La exportación debe ocurrir antes de que se haga cualquier otro uso de la gasolina y el impuesto federal sobre las ventas no puede incluirse en ninguna venta. La regulación de la tesorería 48.6416(b)(2)-2(a)(3) prohíbe específicamente el reclamo de reembolsos para el diésel o el keroseno. Y por último, la gasolina puede exportarla cualquier persona; sin embargo el reclamante debe demostrar que el producto se exportó y debe acompañar la documentación asociada en el registro del reclamo de reembolso.

IRC 6416(c) permite un reembolso al exportador o al transportista cuando se cobraron impuestos por error o de manera ilegal con respecto de la exportación de gasolina, pero solo si la persona que pagó dicho impuesto renuncia al reclamo de dicha cantidad.

Un reclamo de reembolso por exportación de diésel se puede hacer bajo el código IRC Sección 6427(I), 'Usos no gravables del diésel y el keroseno'. El Secretario pagará (sin intereses) al comprador final, el impuesto gravado por el combustible exportado. La Regulación de la Tesorería 48.6427-8(b) describe el requisito para el reclamo de reembolsos:

i. Se gravó un impuesto conforme a la sección 4081 sobre el diésel o keroseno relacionado con el reclamo de reembolso;

ii. El reclamante produjo o compró el diésel o el keroseno y no lo vendió en los Estados Unidos;

iii. El reclamante ha presentado un reclamo oportuno para un crédito o pago que contiene la información requerida bajo el párrafo (d) de esta sección;

iv. El diésel o keroseno no se compró al amparo del certificado descrito en la Sección 48.6427-9(e)(2) (relacionada con el 'Certificado de uso agrícola o de uso estatal');

v. El diésel o keroseno no se usó en una granja ni para fines agrícolas (como se define en la Sección 48.6420-4), ni por un Estado;

vi. Con respecto al keroseno, este no se vendió desde una bomba bloqueada ni se vendió para ser mezclado con diésel bajo las condiciones descritas en la Sección 48.6427-11; y

vii. (B) El diésel o keroseno se exportó;

La partida (ii) es la distinción clave entre la exportación de gasolina vs. la exportación de diésel y keroseno. La gasolina puede cambiar de título dentro de los EE.UU. y el reclamo de reembolso seguir siendo válido. Este no es el caso para el diésel y el queroseno. Un reclamante debe asegurarse de mantener toda la evidencia que tenga de que el título se transfirió después de haber salido de la geografía de los EE.UU. Tenga cuidado con las transacciones transfronterizas realizadas dentro de los EE.UU. y las zonas de comercio extranjero que invalidarían un reclamo.

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Los combustibles en México: Un año después del histórico triunfo en las urnas el 1 de julio de 2018, Andrés Manuel López Obrador (AMLO) fue elegido presidente, y su partido político Morena, tiene la mayoría tanto en la Cámara de diputados como del Senado. ¿Cuáles son las responsabilidades de la Comisión de Energía en la Cámara de Diputados y las responsabilidades específicas que le corresponden a usted como presidente de dicha comisión?

Manuel Rodríguez: Los asuntos que quedan dentro de la responsabilidad de la Comisión de Energía en la Cámara son básicamente recibir todas las iniciativas, las propuestas de leyes y las reformas a las leyes existentes o incluso a la Constitución, con relación a la energía. Esto significa que la comisión tiene la vigilancia de los hidrocarburos, la electricidad y la energía renovable. Esta es la responsabilidad más importante de la comisión.

La comisión también tiene la tarea de revisar los informes trimestrales, semestrales y anuales de los distintos cuerpos reguladores del gobierno que se ocupan del sector energético. También revisamos, analizamos y aprobamos las propuestas de presupuesto entregadas por el presidente hacia finales de año, alrededor de octubre. Esta también es una de las responsabilidades más cruciales de la Comisión.

Las responsabilidades del presidente de la Comisión de Energía son conducir todas las actividades que

recaen bajo la responsabilidad de la Comisión. En otras palabras, esa persona es el motor que impulsa a la Comisión y la hace trabajar. El presidente da la agenda para las reuniones y la estructura al flujo de trabajo. La actual comisión está integrada por 37 representantes, donde mi partido, Morena, no solo tiene la presidencia sino también la mayoría de sus miembros (19 en total).

CEM: ¿Cuál es la nueva visión de la administración para el sector energético respecto al robo de combustible? A decir de Octavio Romero, Director Ejecutivo de Pemex, el robo se ha reducido en 93% lo que ha representado un ahorro estimado de 32.617 millardos de pesos (o aproximadamente $1.7 millardos de dólares). ¿Cuál es el objetivo final?

MR: El objetivo es eliminar el robo de combustible en México. Ese es el compromiso. En tan solo unos meses, hemos dado grandes pasos y hemos reducido el robo de combustible en un 93%, y estoy seguro de que para el final del periodo de la nueva administración, no solo habremos alcanzado una reducción completa del 100% sino que habremos logrado esto por un periodo de tiempo que será sostenible.

Esto generará certeza y demostrará que ya no tenemos este problema. Esto, obviamente traerá un beneficio para la empresa, Pemex, porque ya no tendremos la pérdida de activos estimados en millones de galones por día, que se tuvo durante mucho tiempo. Las pérdidas no solo impactaron a la compañía petrolera sino a todos los mexicanos.

30 minutos con Manuel Rodríguez de la Cámara de Representantes de MéxicoPor Mario GuidoEditor Invitado

CEM: Hay daños colaterales por la guerra contra el robo de combustible, uno de los cuales es que al reducir drásticamente los volúmenes robados, han aumentado otros crímenes como el robo y el asalto. ¿Cuál es el plan para eliminar estos daños colaterales?

MR: La estrategia del nuevo gobierno federal es enfocar este asunto de manera horizontal a través de múltiples vías. Una manera es a través de la ruta técnica y operativa a través de Pemex, y la otra es abordar el tema desde un punto de vista legal. Nosotros, los representantes federales, participamos de esta manera mediante la implementación de una serie de reformas que le permiten al presidente utilizar la Secretaría de Seguridad Pública para crear y usar a la Guardia Nacional, cuyo propósito es garantizar la seguridad de todos los ciudadanos y las propiedades dentro de nuestro país. Aunque nuestro trabajo ha tomado varios meses, la Guardia Nacional ya es una realidad.

De manera paralela, se están desarrollando programas sociales que darán oportunidades a aquellos que antes no las tenían y se veían forzados a participar en esta actividad ilegal, ya sea en el robo o en la venta de combustible robado.

Estos programas aportarán oportunidades muy necesarias, de tal modo que no solo puedan iniciar sus propios micronegocios, sino también recibir capacitación en áreas que les puedan permitir iniciar sus propios negocios legales. Claramente al inicio de

la lucha contra el robo de combustible, las tasas de criminalidad comenzaron a aumentar en áreas donde el robo de combustible se concentraba mucho, ya que estos programas aún no se habían implementado. Pero la estrategia se ha implementado y estructurado de tal modo que tenga el mayor impacto positivo y los crímenes han disminuido. Estoy seguro de que para fines del primer año en el poder (para fin de 2019) todos los indicadores sobre el crimen habrán disminuido sustancialmente, no solo en el robo de combustible sino todos aquellos que impactan a la sociedad en general.

CEM: La CNH, el ente regulador del sector de exploración y producción, en junio canceló una licitación de asociación empresarial para Pemex en siete áreas terrestres. Las agencias calificadoras internacionales así como los expertos internacionales han alzado la voz en contra de esta decisión, declarando que sin los contratos de subcontratación para la prospección, exploración y extracción, Pemex tendría muchas dificultades para llegar a la meta de producción de 2.4 millones de barriles por día que prometió AMLO para 2024. ¿Cuál es su opinión sobre la cancelación de los contratos de subcontratación para la prospección, exploración y extracción, y la cuota que esto pueda tener en el logro de dicha meta?

MR: El motivo detrás de la cancelación no fue dejar fuera al sector privado. Lo que se busca son mecanismos que la reforma de energía permita para

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que Pemex pueda ser capaz de ofrecer al sector privado mecanismos que garanticen una situación de ganar-ganar para todos los involucrados. Esto es decir que México gana (y con ello los ciudadanos mexicanos) y el sector privado también gana.

Esta fórmula estipula que el riesgo se adjudicará al sector privado, aunque una vez iniciada la producción, habrá una distribución justa de las recompensas con el gobierno mexicano. Pemex ya ha formulado una propuesta, misma que actualmente se está promoviendo dentro del sector de la energía. Está claro que a quienes hicieron sus cuentas con base en escenarios anteriores no les gustó este cambio.

Es tiempo de asumir esto y comprender que hay una nueva estrategia para el sector privado. Desde luego que, nosotros no solo vamos a lograr la meta de producción, sino que con la colaboración del sector privado (específicamente quienes ganen las licitaciones que permita la reforma energética y junto con Pemex) esta nueva propuesta superará la meta. De esto estoy completamente convencido.

CEM: En Julio, la CNH aprobó el plan de E y P de Pemex para un campo no convencional localizado en el yacimiento de Tampico-Misantla, en los estados de Puebla y Veracruz, un proyecto llamado Humapa. Sin embargo, un día después, en su conferencia de prensa mañanera, el presidente declaró que había suspendido la aprobación de la CNH, diciendo “No vamos a usar el fracking en la exploración de crudo”. ¿Cuál es su opinión?

MR: Por un lado, esto demuestra que el presidente es congruente con la posición que siempre ha tenido, especialmente en sus promesas de campaña del año pasado, donde declaró que es un ambientalista y que tiene un profundo compromiso con el medio ambiente. Cualquier tecnología o actividad humana que pueda tener un impacto negativo en el medio ambiente no será tolerada por este gobierno. Lo que él hizo en esta situación en particular no fue vetar el permiso; eso no queda dentro de sus facultades. Sin embargo, él sí instruyó a Pemex para que no usara el permiso, a pesar del hecho de que lo tienen.

Puedo añadir que hay un gran número de investigadores y especialistas que presentan nuevas tecnologías que son fundamentalmente similares a las usadas en el fracking hidráulico, pero que han demostrado que no tienen ningún impacto ambiental. Esto significa que en un futuro no muy distante, se podrán emprender más investigaciones para conocer estas tecnologías, para poder aprovechar todas las riquezas que México tiene en su subsuelo en yacimientos no convencionales para extraer gas y petróleo crudo. El presidente está abierto a revisar estas nuevas tecnologías en caso de que puedan

garantizar que tendrán un mínimo impacto ambiental y que producirán resultados similares al fracking.

CEM: Hemos visto que ciertos sectores han expresado su rechazo a las limitaciones de acceso al gas natural. Por ejemplo, CFE y su petición de usar el arbitraje en su acuerdo con las firmas que construyeron el ducto marino. Es difícil de creer que con reservas tan amplias de gas natural en este país estemos importando y batallando para acceder al gas. ¿Cuál es su opinión?

MR: Esta es precisamente la herencia que tenemos de una política energética que no solo es errática, sino que allanaba el camino para el cierre de Pemex y la CFE y la privatización del sector energético. Evidentemente, esto es algo con lo que el presidente y todos los que forman parte de Morena no están de acuerdo. Tenemos una visión distinta para el país y de aquí que hayamos implementado una nueva estrategia para la producción de crudo y la operación de Pemex y CFE. Resolver nuestra independencia en lo que respecta al suministro de gas extranjero y hasta de combustibles líquidos va a tomar algo de tiempo, pero estamos trabajando de manera diligente en esto.

Con respecto al tema de los ductos, quiero declarar que el abastecimiento en México está garantizado. Contamos con múltiples vías para traer gas natural desde los EE.UU. para el suministro, distintas de las que utiliza la CFE para la generación de energía. Estos ductos se concibieron para ser usados solo por CFE y no para suministrar al resto de la industria.

El uso del arbitraje está dirigido hacia renegociar un acuerdo establecido por CFE y las empresas que los construyeron. Las empresas contratadas construyeron ductos con un excedente de capacidad para transportar más gas natural y eso no se estipula en el contrato original. Ellos están vendiendo el excedente de gas y no comparten las ganancias de esta actividad con CFE.

No nos oponemos, pero simplemente pedimos que si se obtiene una ganancia del uso que los constructores hagan de la infraestructura pagada por México, tenemos derecho a una parte de dicha ganancia. Así mismo, tenemos el derecho de usarlos para dar mantenimiento a la infraestructura, para nuevos negocios y para los costos operacionales que se deben emprender. Es bien sabido que no hay abundancia en las arcas de México. Por lo tanto, cualquier ingreso adicional es algo positivo para México.

CEM: Mucho se ha dicho del proyecto de la refinería de Dos Bocas. Un estudio ambiental emprendido por el IMP (Instituto Mexicano del Petróleo), especifica los impactos potenciales a la calidad del aire, el agua

Monitoree los precios clave de los combustibles para buques y los mercados navieros mundiales

Las regulaciones IMO 2020 hacen que sea más difícil que nunca navegar los mercados petroleros alrededor del mundo.

Manténgase al día con las noticias de los mercados, tenga una percepción clara de estos y rastree fácilmente los precios de los combustibles a granel y de carga - entre ellos un precio calculado para el nuevo fueloil de muy bajo contenido de azufre (0.5 %) (VLSFO) - para Asia, el Oriente Medio, Europa y las Américas con el Informe Mundial de Combustibles Marinos de OPIS.

Energy Futures

US Fuel Oil Stocks Down 900,000 Bbl Week on Week

U.S. residual fuel oil stocks fell 900,000 bbl, or 3%, to 29.4 million bbl for the week ending Feb. 15

amid lower imports and higher domestic demand, according to data released Thursday by the U.S.

Energy Information Administration (EIA) in its weekly petroleum report.

The year-ago stock level was 31.3 million bbl, 6.1% above the current level. For the most part HSFO

bunker fuel remains tight on the lower stock levels. On Thursday, Houston 380 CST was assessed at

$432.50 per metric ton ex-wharf; New York was $446/mtw; and Los Angeles was $443/mtw.

U.S. East Coast (PADD1) stocks fell by 800,000 bbl, or 11.4%, to 6.2 million bbl. The U.S. Gulf Coast

(PADD3) was down by 400,000 bbl, or 2.4%, to 16.4 million bbl. The U.S. Midwest (PADD2) dropped

by 100,000 bbl, or 7.1%, to 1.3 million bbl.

The U.S. West Coast (PADD5) saw a stock increase of 500,000 bbl, or 10.4%, to 5.3 million bbl.

Imports of fuel oil were down sharply, falling by 176,000 b/d, or 66.2%, to 90,000 b/d. No fuel oil

was imported to the East Coast last week; the previous week was at 71,000 b/d. Gulf Coast imports

fell by 91,000 b/d, or 70%, to 39,000 b/d, and West Coast imports dropped by 23,000 b/d, or 35.9%,

to 41,000 b/d.

The small Midwest market showed an increase in imports to 10,000 b/d, up from 1,000 b/d a week

ago.

Total U.S. exports of fuel oil increased by 7,000 b/d, or 3.3%, to 220,000 b/d.

Products supplied to the market, or implied demand, rose by 130,000 b/d, 88.4%, to 277,000 b/d.

Production was lower, falling by 31,000 b/d, or 10%, to 279,000 b/d. Gulf Coast production fell by

23,000 b/d, or 18.7%, to 100,000 b/d; East Coast production dropped by 3,000 b/d, or 10.3%, to

26,000 b/d; and Midwest production was off by 11,000 b/d, or 22.4%, to 38,000 b/d. West Coast

production rose by 5,000 b/d, or 5.2%, to 102,000 b/d.

ICE BRENT SETTLE ($/bbl)

MONTH PRICE CHANGE

April 67.07 -0.01

May 67.19 0.06

June 67.12 0.07

ICE LS GASOIL SETTLE ($/mt)

MONTH PRICE CHANGE

March 621.00 4.50

April 619.50 4.00

May 618.25 3.50

TABLE OF CONTENTS

Energy Futures ................................. Asia Barge/Bunkers .........................

Asia News ......................................... Europe Barge/Bunkers ....................

Europe News .................................... Americas Barge/Bunkers .................

Americas News ................................

ICE BRENT 16:30 UK MARKER ($/bbl)

MONTH PRICE CHANGE

April 67.08 0.14

NATURAL GAS ($/mmBtu)

MONTH PRICE CHANGE

March 2.697 0.061

April 2.724 0.055

May 2.744 0.051

NYMEX WTI CRUDE OIL ($/bbl)

MONTH PRICE CHANGE

April 56.9600 -0.2000

May 57.4600 -0.1800

June 57.9800 -0.1500

NYMEX ULSD (cts/gal)

MONTH PRICE CHANGE

March 203.6300 1.8000

April 203.4700 1.6600

May 203.2000 1.5300

0.5% Very Low Sulfur Bulk Fuel Oil ($/mt)

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21 February 2019

OPIS Global Marine FuelsKey Marine Fuel Prices, News & Commentary for Asia, Mideast, Europe and the Americas

FOB SINGAPORE

470.161

FOB FUJAIRAH

459.161

FOB ROTTERDAM

449.350DEL NEW YORK

572.782FOB HOUSTON

574.279

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4

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y la vida silvestre del área. Además, un profesor de la UNESCO ha advertido de los riesgos potenciales de poner una refinería en la ubicación seleccionada, porque es propensa a inundaciones, lo que puede tener graves impactos en el futuro. Hace referencia a un evento en 2007, cuando 70% de la tierra que ocupaba la refinería se inundó y quedó bajo el agua. ¿Cuál es su perspectiva en este tema?

MR: Como ya lo mencioné antes, el presidente es un ambientalista comprometido. Esto significa que el cuidado del medio ambiente está garantizado. También significa que todos los permisos requeridos para emprender el proyecto estarán en orden y dentro del cronograma necesario, y que el primero será el Manifiesto de Impacto Ambiental.

No podemos negar que cualquiera en cualquier parte del mundo, que cualquier actividad humana o construcción tendrá un impacto en el medio ambiente. Lo que normalmente se hace es que, con unas cuantas acciones, se mitiga ese impacto ambiental.

Acerca de la refinería de Dos Bocas, garantizamos que cumpliremos con el Manifiesto de Impacto Ambiental y todas las acciones que estipule se mantendrán. Vale la pena mencionar que Holanda ha expandido su territorio y ganado terreno en el mar. El área de Paraíso, Tabasco, que el especialista dice que es propensa a inundaciones, pasará por un proceso de relleno de tierra y preparación para garantizar que no tengamos ese riesgo. Esta refinería es estratégica y por lo tanto debemos garantizar no solo la inversión en ella, sino su funcionalidad.

Debemos recordar que la refinería de Dos Bocas, más que buscar rentabilidad, pretende garantizar la seguridad energética de México. Esto será junto con las otras seis refinerías que están pasando por un proceso de renovación para volver a recuperar sus niveles de producción originales. La capacidad total combinada de estas seis instalaciones existentes, más la nueva refinería, garantizarán nuestra autosuficiencia en no más de cuatro años. Volver a ser autosuficientes en la producción de combustibles significa ser capaces de producir lo que consumimos. Hoy importamos alrededor del 80% de nuestro combustible (gasolina y diésel) de los EE.UU., lo que, como nación soberana, coloca a nuestro país en un riesgo de seguridad energética.

CEM: En muchos informes de los medios, los expertos en refinerías declaran que el plazo y el costo propuesto por el gobierno mexicano no son realistas. La licitación en mayo para la construcción de la refinería de Dos Bocas se declaró desierta, porque ninguna de las

empresas presentó una oferta. Según el presidente López Obrador, la licitación se hizo por invitación directa porque el gobierno prefirió que los participantes solo fueran empresas expertas. En consecuencia, el IMCO (Instituto Mexicano de la Competitividad) declaró que la nueva refinería, tal como se propone, solo tiene un 2% de probabilidad de éxito. ¿Qué opina de la construcción de la nueva refinería en Paraíso, Tabasco?

MR: Como ya dije antes, el propósito de la refinería no necesariamente es la rentabilidad; su enfoque es más hacia la seguridad energética. Vamos a ser capaces de producir nuestro propio combustible, evidentemente con mayor eficiencia y buscando que sea un emprendimiento rentable.

Por otro lado y como en todo asunto donde participan especialistas y técnicos, hay puntos de vista opuestos. He escuchado todos los argumentos que dicen que la refinería no se construirá en tres años, y tampoco por la cantidad que presupuestó el gobierno.

Sin embargo, también he escuchado a quienes dicen que sí es posible. Hay especialistas dentro de Pemex, por todo el mundo y en México que declaran que si hay eficacia en la gerencia de proyecto, en la planeación y en la ejecución, sí es muy posible lograrlo. Debemos tener en cuenta el hecho de que la refinería inicialmente se concibió como una instalación de 360,000 b/d, y la que ya se ha puesto en marcha es de 170,000 b/d. Esto significa que la primera etapa del proyecto tomará menos tiempo, ya que hay mucho menos trabajo que hacer.

CEM: ¿Tiene un último comentario para nuestros lectores?

MR: Estoy de un ánimo muy positivo, lleno de esperanza y sé que lo que la nueva administración propone es correcto y dará resultados positivos. Como en cualquier momento de cambios, al principio la gente tiende a resistirse al cambio. No saben si saldrá bien o no, pero una vez que empieza a ver los resultados, la gente acepta y comprende las razones del cambio.

La reforma energética de México, como lo ha declarado el presidente, es firme y más fuerte que nunca. Dentro del campo de acción que permite la reforma, buscamos fortalecer a Pemex, así como la participación de la CFE, y también dejamos espacio para la participación del sector privado de manera que sea ganar-ganar para todos los involucrados.

Esa es una situación que no necesariamente ocurría en el pasado y es nuestro deber asegurarnos de que las ganancias generadas por lo activos que pertenecen a todos los mexicanos sí lleguen a la tesorería, para que los fondos se puedan utilizar para apoyar el desarrollo de nuestro país.

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Dear Reader,

Welcome to Fuels in Mexico – OPIS’ publication designed to discuss, inform and educate our valued readers about the ongoing changes to the fuels industry in Mexico as the energy reform continues to develop and change.

Once again, we’ve put together an exceptional collection of guest contributions from recognized industry experts and luminaries in addition to submissions from our award-winning team of editors here at OPIS.

Covering a wide range of subjects from transportation to LPG, ethanol to IMO 2020, this issue of Fuels in Mexico reflects the broad range of changes that the industry itself is undergoing as it seeks to define rules, regulations and the competitive landscape in one of the largest consumer markets for refined products in the world.

Leading off, recognized oil expert Andy Lipow analyzes the upcoming IMO 2020 regulations and the massive impact this will have on the fuels industry in Mexico. Also in the issue, Bill Hyde from IHS Markit and Stephen Wittig from the U.S. Grains Council provide us with fresh perspectives on the ethanol-versus-MTBE debate and the pros/cons of each.

We’re also pleased to have Ronald Sass from Tax Advisory Group weighing in on excise tax considerations and regulations in Mexico and OPIS Chief Oil Analyst Denton Cinquegrana discussing the roller coaster of pricing changes in California and how they relate to price fluctuations in Mexico.

Additionally, guest editor Mario Guido spends “30 Minutes With” Luis Martinez, the CEO of LM Transport as he provides us with a detailed look at the realities of physically importing fuel into Mexico and his views on the challenges and opportunities that abound during this transformative period of energy reform.

The above articles, plus several more, make this one of the most comprehensive issues of Fuels in Mexico we’ve published to date – we hope that you agree.

As always, thank you for spending part of your day with our publication. It’s our continued hope that the information contained inside every issue of Fuels in Mexico is both relevant to and helpful in your daily fuels related activities inside Mexico.

Sincerely, David Coates

OPIS by IHS Markit

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Price transparency: The key to success in Mexico’s emerging fuel market.

OPIS calculates an implied wholesale price daily at Mexico’s terminals, using both retail and spot values. Toggle between English/Spanish, pesos/liter and dollars/gallon. As infrastructure evolves and international refiners develop wholesale markets in Mexico with sales across the rack to independent retailers, the OPIS platform will capture and display posted rack prices for multiple suppliers.

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Spot pricing.

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OPIS collects and provides station-level retail data for all active gasoline and diesel sites in the country. As Mexico transitions from government-subsidized pricing to a free market and new brands come on line, consumer choice and price sensitivity will become factors. Price strategically and stay ahead of your competitors.

PublisherDavid Coates: [email protected]

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Contributing EditorsDenton Cinquegrana: [email protected]

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Fuels in MexicoContentsLEER EN ESPAÑOL

44 IMO 2020 Market Challenges and Mexico

By Andrew Lipow

52 The California Gasoline Price Roller-Coaster: Buckle Up

By Denton Cinquegrana

56 30 Minutes With Luis MartÍnez, LM Transport

By Mario Guido

58 MTBE as a Gasoline Blendstock Bill Hyde

62 Ethanol: Integral Development for the Country

Stephan Wittig

66 LPG in Mexico: The Transformation of a Market

y Adrián Calcáneo

70 IRS Excise Tax Claims on Fuel Exports to Mexico

Ronald Sass

74 30 Minutes With Manuel RodrÍguez of Mexico House of Representatives

By Mario Guido

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In October 2016, the International Maritime Organization, an agency of the United Nations, agreed to implement new regulations that reduce sulfur emissions from vessels. This is the culmination of an effort that began in 2005, which has long had a small impact on the oil industry, but may cause a major disruption for crude oil producers, oil refiners and the consumer during its implementation.

The new regulation will increase the demand for new low-sulfur bunker fuels at the expense of high-sulfur bunker fuels.

For Mexico, the problems are twofold. First, Mexican crude oil production is generally a heavy grade of crude oil that is high in sulfur content and its price may come under pressure in 2020. Second, the Mexican refining system produces a large percentage of fuel oil that previously was sold into a high-sulfur bunker market where future demand is being cut in half, which will cause disposition headaches.

Ultimately, the questions for the oil industry are where the new low-sulfur fuel will come from,

where will the high-sulfur fuel go, and what is the industry going to do about it?

Reducing Sulfur EmissionsMost vessels burn high-sulfur bunker fuels which by their very nature lead to sulfur oxide emissions. Reducing sulfur emissions reduces air pollution, reduces acid rain, and lowers the amount of particulates that enter the atmosphere when this heavy fuel is burned. Studies have found that these emissions lead to premature deaths and child asthma. The purpose of the regulations is to reduce these environmental and health hazards.

According to the International Maritime Organization (IMO) website, “IMO regulations to reduce sulphur oxides (SOx) emissions from ships first came into force in 2005, under Annex VI of the International Convention for the Prevention of Pollution from Ships (known as the MARPOL Convention).”

In 2005, IMO required that the maximum sulfur content of any marine fuel would be capped at 4.50%. Previously there had been no cap on the sulfur content. Since most of the fuel oil consumed by vessels was below this level, the market impact was small.

IMO 2020 Market Challenges and MexicoBy Andrew LipowPresident, Lipow Oil Associates

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Then in 2008, IMO revised the sulfur cap to 3.5% effective 2012 with a further reduction to 0.5% effective 2020. At the same time, IMO established emission control areas (ECAs) with more-stringent sulfur specifications for fuel burned in these territorial waters. The ECAs more or less encompassed parts of Northwest Europe and North America. Prior to July 2010, the sulfur content in the ECAs was set at 1.5%. From July 2010 to July 2015, the sulfur cap was reduced to 1.0% and from July 2015, the standard was then reduced to 0.1%.

Due to the limited volumes of bunker fuels burned in the North American and Northwest Europe territorial waters, there was no great disruption in the bunker markets prior to July 2015. However, since the majority of residual fuel produced at refineries has sulfur content greater than 0.1%, vessel owners began burning more distillate fuel rather than the residuum-based bunker fuel in order to meet the ECA regulations.

The small demand change from residual fuel to distillate fuel that was felt in 2015 was limited in geographic area. Today, the IMO 2020 regulations are seen making a worldwide impact, resulting in a significant amount of switching from high-sulfur

residuum-based fuel to a distillate-based 0.5% sulfur-compliant fuel.

What Vessel Owners Are DoingThere is a wide range in the estimates for the volume of high-sulfur bunker fuel demand, from as low as 3.2 million b/d to over 4.0 million b/d. For purposes of this discussion, I use 3.5 million b/d for demand.

IMO 2020 regulations require vessel owners to reduce sulfur emissions. They can accomplish this in two ways. The first way is to install a scrubber which removes sulfur emissions from the exhaust gases resulting from the fuel burn. The second is to burn compliant low-sulfur fuels with a maximum sulfur content of 0.5%.

Each vessel owner must decide whether or not to make the $1 million to $4 million capital investment to install a scrubber. The scrubber investment allows the ship owner to burn the cheaper high-sulfur fuel rather than the more expensive low-sulfur compliant fuel. One can see that the larger the price difference between the two fuels, the greater the incentive for a ship owner to invest in a scrubber.


There is much debate among ship owners as to whether they should invest or not. They need to make a market call on what the price difference between the two fuels will be and how long that difference may last until something changes in the oil market.

There is also a wide range in estimates of the number of vessels that are in service around the world, and how many are suitable for a scrubber installation. Scrubbers take up space so are not suitable for the thousands of very small vessels. On the other hand, vessels that are 20 years old that are reaching the end of their useful life are not good candidates for additional investment.

Of the more than 40,000 vessels that may be suitable candidates for scrubber installation, just over 2,000 will have scrubbers installed by Jan. 1, 2020. Those 2,000 vessels will consume about 650,000 b/d of high-sulfur fuel oil.

Vessels with no scrubbers must burn compliant fuel beginning Jan. 1 and furthermore are not allowed to carry high-sulfur bunkers in their fuel tanks beginning March 1, 2020. This means that vessels must now consider when their transition to compliant fuel must begin. Since no ship owner wants to be in the position of carrying high sulfur fuels after Jan. 1 and must then debunker to liquidate that onboard inventory, it is likely that these scrubber-less vessels will enter into the compliant fuel market in October 2019 to ensure that they fully consume their high-sulfur fuel inventory by Jan. 1, 2020.

As a result, the spread between low-sulfur complaint fuels and high-sulfur bunker fuels is expected to react and widen in October as the demand switch to low-sulfur from high-sulfur fuels materially impacts the market.

What Refiners Are DoingThe IMO 2020 regulation does not require refiners to do anything. Refiners need to make a decision, like vessel owners, as to whether or not they should make a capital investment in their refineries in order to reduce the production

of high-sulfur bunker fuels, demand for which is dropping, and instead upgrade it into compliant fuel, demand for which is increasing.

Unlike the scrubber investment, refinery investments are far more capital intensive and construction of grass roots processing units can take four or five years to commission. There are three technologies for refiners to upgrade this bottom-of-the-barrel residuum. Cokers, at a capital cost of $800 million to $1 billion with a four-year construction timeline, may be built. Valero is constructing a unit in Port Arthur, Texas (expected to start up in 2022), while Marathon Petroleum just canceled its project in Garyville, La. In Mexico, the Tula coker, which began construction in 2014, is now short of funds to continue and may not be on line until 2021 or later.

The second technology is residual fuel desulfurization. In Korea, SK Innovation is constructing a 30,000-b/d unit at a cost of nearly $900 million. Finally, solvent deasphalting units are a less-expensive investment; they reduce the volume of high-sulfur bunker fuels, but what remains is a material that is quite difficult to blend due to its asphaltic nature.

Looking at all the refinery investments that are to be commissioned prior to January 2020 leads me to conclude that refiners will upgrade 700,000 bbl of residuum. While other investments are underway, they will not be on line at the start of 2020, which will lead to an imbalance of high-sulfur fuel oil supply and its demand.

Of the 3.5 million b/d of high-sulfur bunker fuel demand, only 1.35 million b/d has been accounted for. Now what? Where will the compliant fuel come from? And where does that leave Mexico?

High-Sulfur Bunker Fuel DispositionAs the Jan. 1, 2020 implementation date nears, the market has good information regarding vessel scrubber installation and refinery projects. What is less clear is how and where the remaining 2.15 million b/d will be handled.

IMO 2020 is a worldwide regulation, and enforcement is left up to individual countries. Some amount

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of non-compliance is expected as vessel owners may opt to burn high-sulfur fuel oil to save money while not investing in scrubbers. Because the majority of bunker fuel is sold in a half-dozen ports around the world and large-vessel owners make up most of the fleet, it is anticipated that compliance will be rather high – 85%. This leaves 15%, or 525,000 b/d, of high-sulfur bunkers consumed by those who don’t comply with the regulation.

Fortuitously, while the IMO has currently capped the sulfur content of high-sulfur fuels at 3.5%, the actual average sulfur content of marine bunker fuels is closer to 2.6%, which means that some of this high-sulfur material may be blended into the new compliant fuel. Blending is estimated to account for an additional 300,000 b/d. When Pemex produces high-sulfur fuel oil for the market, the sulfur content is generally over 4.1% because the product is made predominantly from Maya crude oil.

One can see that blending this fuel oil into compliant fuel requires a significant amount of dilution. In fact, one 300,000-bbl cargo would need to be blended with over 2 million bbl of virtually zero-sulfur-content, ultra-low-sulfur diesel to produce 0.5% compliant fuel. Solution by dilution is not a practical answer for Pemex fuel disposition; the fuel needs to be sold to scrubber-equipped vessels.

Finally, additional quantities of high-sulfur fuel may be diverted to the utility market, especially in the Middle East, while sanctions on Iran limit the amount of high-sulfur fuel oil that is able to reach other markets. These types of effects are estimated at 500,000 b/d.

The bottom line is that of the 3.5 million b/d of high-sulfur fuel oil currently consumed by the marine industry, 2.7 million b/d appears to have a disposition, leaving 800,000 b/d seeking an outlet. That means the high-sulfur price will go down and as the price falls, refiners are willing to pay less for the heavy crude oil that the bunker fuel is produced from.

This is bad news for Mexico because the country is long high-sulfur bunkers and high-sulfur Maya crude oil. Ironically, the higher Mexican refinery utilization goes, the more fuel oil that is produced. In fact, according to monthly Pemex petroleum statistics, in 2018, fuel oil accounted for 25% of the refinery product mix. Contrast that to refineries in the U.S., where according to the Energy Information Administration residual fuel oil yield in 2018 was less than 2.5%.

Low-Sulfur Compliant Fuel SupplyThe decline in demand of high-sulfur fuel oil must be made up with an increase in demand for compliant fuel. Of the 3.5 million b/d of bunker demand, scrubber demand, non-compliance and blending of high-sulfur fuels amount to 1.475 million b/d, leaving the market to come up with nearly 2 million b/d of compliant fuel.

Some of that shortfall will come from the refinery upgrades that convert the bottom of the barrel into other fuels. However, the market believes that the majority of the new compliant fuel in the near term

will be distillate based. Some supplies will come from refiners diverting other low-sulfur feedstocks such as vacuum gasoil into the marine market. Other supplies will come from newly commissioned refineries in Asia.

As the marine market’s demand for distillate increases, so too does its price. This is happening at the same time that refinery operations in Mexico need to improve. According to Pemex statistics, distillate production in 2014 was 286,000 b/d, and that fell to 119,000 b/d during the first three months of 2019. The shortfall has been met with ever-increasing imports.

Logistics and DistributionIn between the refiner and vessel owner sits the terminal distribution system. Those companies will need to decide how much tankage to allocate for both low- and high-sulfur fuels as there will be demand for both.

Major bunker locations such as Singapore, Rotterdam and Houston will have adequate storage facilities. Many ports will have to decide how to arrange their tankage and may only have enough storage to handle one grade of heavy fuel.

If a significant number of ports decide to carry only low-sulfur compliant fuel, the result would be further deterioration in high-sulfur bunker demand.

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Source: SIEProduction Exports

IMO 2020 and MexicoThe IMO 2020 regulation will have a considerable impact on the Mexican oil industry. As the world looks to manufacture additional quantities of low-sulfur compliant fuel, the demand for low-sulfur crude oil at the expense of high-sulfur crude will increase. That will put pressure on the price of Maya crude oil relative to the price of light sweet crude oils such as Brent or West Texas Intermediate.

On the other hand, the demand for high-sulfur bunkers will decline precipitously and Mexican refineries produce a lot of it. The biggest issue facing these refineries is finding a sales outlet.

Finally, the new compliant fuel that the marine markets demand will be distillate-based. With Mexican refinery utilization hovering between 30% and 40%, diesel production has declined while imports have soared, impacting the country’s trade balance. For Mexico, the long-term solution lies in improving refinery utilization and investing in upgrading equipment to minimize production of a fuel that the world is moving away from.

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The California Gasoline Price Roller-Coaster: Buckle UpBy Denton CinquegranaContributing Editor

Retail gasoline prices in the border cities of Tijuana and San Diego often vary. Price averages in the two cities (put on the same U.S. dollars per gallon basis) can track at a predictable gap at times, but they can also diverge wildly.

Is the price difference enticing enough for consumers to cross the border to fill up? Maybe sometimes, but more times than not the differential may not be worth the trouble. Perhaps more critical for fuel marketers in Mexico is coming to grips with

the gasoline price extremes that are possible in a free market such as Southern California.

The graph below illustrates both wide and unpredictable cross-border price differences and narrower, more seasonal gaps.

A deep dive into OPIS retail price data shows that in 2018 the difference between retail gasoline prices in San Diego and in Tijuana averaged a premium of 9.73cts/gal for the Mexican city. Meanwhile, over the

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first five months of 2019 gasoline prices at the pump in Tijuana on average stood at a remarkably similar 9.74cts/gal higher than the average in San Diego.

The common theme in the roughly 18 months of data to emerge are the periods when San Diego prices are running higher than Tijuana prices. San Diego during 2018, as well as in 2019, moved ahead of Tijuana in April, which more than likely coincides with the springtime transition to gasoline with lower Reid Vapor Pressure (RVP) in California retail markets. The cleaner-burning gasoline – required during hotter months – is more expensive to produce so comes at a higher cost.

Last year San Diego started to see its retail prices top Mexico’s on April 23, and that premium lasted until July 5. While Tijuana prices moved back above those seen in Southern California, there were a few days when the numbers in the cities flip-flopped.

Similarly, in 2019 San Diego started to price at a cross-border premium on April 4. A look at the price data through the end of May reveals that average retail gasoline prices in San Diego were higher than they were in Tijuana.

But the San Diego-Tijuana 2019 comparison of retail pricing also includes some puzzling differences versus last year.

In 2018, the San Diego price premium to Tijuana was at its widest on June 14, at a little more than 42cts/gal. But this year that peak took place much earlier, on May 2. In addition, the 2019 San Diego-Tijuana price premium reached only 39.89cts/gal, despite this year’s retail gasoline prices in Southern California rising to well over $4/gal.

Put another way, during the roughly six weeks in late spring 2019 when San Diego retail price averages were north of $4/gal, the price premium to Tijuana was a few pennies lower than last year.

By the end of May, San Diego retail gasoline’s premium to Tijuana had narrowed even further, to just 30cts/gal more than the Mexican city.

California Price Spike and RetracementOne possible reason why the premium did not reach some of the levels achieved last year was the sudden spike and precipitous drop in Southern California wholesale market pricing.

Through the late winter and early spring, routine refinery maintenance along with unplanned shutdowns squeezed supplies, which sent Los Angeles CARBOB gasoline to a 60ct/gal premium


to NYMEX gasoline futures. Another factor that impacted Southern California was snarled deliveries of ethanol (for blending with CARBOB) to destinations in the U.S. West.

The delivery problem originated with flooding in the ethanol heartland of the U.S. – the Midwest – which slowed rail deliveries of ethanol significantly in mid-March. Because Mexican gasoline is not blended with as much ethanol as in the U.S., the ethanol logistics issues did not have much effect south of the U.S. border. Most gasoline sold in the United States is blended with 10% ethanol while the maximum in Mexico is 5.7%, with several cities banning the oxygenate.

The high price of gasoline in the California markets attracted an armada of ships carrying both finished gasoline and components. According to recent U.S. federal data, during a two-week period between May 10 and May 24, more than 4.5 million bbl of gasoline and components arrived at West Coast terminals.

Put another way, that inflow was the equivalent of the West Coast adding a refinery (for two weeks) that made more than 320,000 b/d of gasoline.

The recent import rate for gasoline and components into California also represented an all-time high which, along with refinery operations emerging from maintenance to produce for the high-demand summer driving season, reduced the California gasoline basis premium versus NYMEX gasoline futures.

Largest Price Differences Prevail in WinterOPIS retail price data show that the difference between San Diego and Tijuana retail gasoline prices becomes the widest in the wintertime, namely in the first and fourth quarters.

Because gasoline in Mexico does not have as many RVP shifts as some U.S. markets do, the difference between the countries’ fuel specifications can vary greatly and lead to wide differentials late in a year and early in the new year.

On the last few days of 2018, the average retail gasoline price in Tijuana ($3.8527/gal) was running more than 50cts/gal higher than the average price in San Diego ($3.341/gal). That wide difference may not be repeatable this year as the fourth quarter of 2018

saw a collapse in oil prices which arguably had a more profound impact on U.S. refined product pricing.

Meanwhile, the San Diego average gasoline price was some 44cts/gal cheaper than the average price in Tijuana in mid-January before the difference began to narrow.

When the final months of 2019 are within sight, most analysts believe the scramble for marine shipping fuel which meets the International Maritime Organization specifications starting on Jan. 1, 2020 should – at the very least – keep oil prices supported.

One thing is for sure: gasoline price variations in Mexico have not been as drastic as they can be in the United States.

For example, during 2018 in Tijuana, only 22.5cts/gal separated the high and low retail price. However, the Mexican government has something of a wild card up its sleeve. It can use the Impuesto Especial sobre Produccion y Servicios (IEPS) taxes to make adjustments that insulate fuel prices based on market conditions.

Meanwhile, in San Diego alone the spread between the high price and the low price was roughly four times that, at 88.52cts/gal.

The Mexican retail fuel market has only started to liberalize and float with prices in the international market since the beginning of 2018, but in that short period of time, some dependable trends have started to emerge.

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30 Minutes With Luis MartÍnez, LM TransportBy Mario GuidoGuest Editor

Combustibles en MexÍco: How has the energy reform changed or forced trucking companies to evolve?

Luis Martinez: Up until the energy reform, trucking companies for hydrocarbons in Mexico mainly participated in primary transportation. After the opening of this sector and the arrival of new players (importers, storage companies and marketers), many transportation companies have left their comfort zone, broadening their services and entering into the business of international transportation and last-mile distribution, as well as direct delivery to service stations.

CEM: How has the new government’s plan to fight fuel theft (huachicol) impacted the sector?

LM: In early 2019, with the anti-theft plan, the ground transportation industry became very relevant because supply logistics changed as well as the supply sources for many of the gasoline groups.

Some of them became completely independent from Pemex supply, which triggered a direct contract with transportation companies and an increase in fuel transportation over longer

distances. On the other hand, it triggered the purchase of transportation equipment to cover demand for the product that the pipelines were no longer transporting, and as a collateral effect there was an increase in the salaries of the drivers given higher demand for them.

CEM: From a commercial standpoint, has moving from a single client (Pemex) to multiple clients been more profitable?

LM: Definitely yes, given that the new players have a high sense of productivity, efficiency and win-win strategies. Unfortunately, the installed Pemex capacity is very limited, and its logistical models do not prioritize efficiency.

CEM: How has LM Transport changed in the recent years since the energy reform?

LM: We have developed new business units, such as last mile with direct delivery to service stations, and we have opened new branches in different strategic regions, increasing our fleet and hiring more staff.

CEM: Can you define LM Transport’s growth since the energy reform?

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LM: Regarding units, we doubled the size of our fleet [of fuel tanker trucks], and we doubled the size of our current transportation yards in Reynosa, Nuevo Laredo and Monterrey. Also, we have opened new yards in Juárez, San Luis and Queretaro.

We are growing our international operations with the construction of a new yard in the south of Texas (Pharr).

CEM: Have hazmat safety regulations and requirements evolved with the energy reform in Mexico? And if so, how would you compare them to those in the United States?

LM: Since the reform, there has been a need to process permits and request rulings, which, among other things, is in order to comply with the new requirements of CRE and ASEA.

This is increasing our management and compliance costs. In the USA, the processing of permits is easy and low cost. We also complete quarterly reports for the transported volume, but in a simple way, without having to pay for a ruling.

CEM: There is controversy around the government’s recent purchase of tanker trucks made to strengthen fuel hauling in Mexico. The acquisition was not placed as a tender, and the tankers were purchased from a single supplier of its choosing. Not only that, the government acquired single-tire tankers instead of the double-tire tankers as required by the law in Mexico. What is your point of view on the matter?

LM: It was publicly said that the buying of the fuel tanker trucks was part of a strategy to address contingencies in the case of shortage. Nevertheless, according to our experience, the configuration of the tankers that were bought does not comply with the design and best practices for the industry in Mexico.

Additionally, the record time in which this equipment was put into service (purchase, import, license plates, SCT permit, calibration, etc.) shows that there was not only cronyism in the process, but also that the equipment might have been bought from a lot of fuel tanker trucks designed to operate in other countries with logistical and normative challenges that are different from the ones we face in our country. The manufacture and delivery times of fuel tanker trucks -- on top of the process for license plates, permits and other paperwork -- takes three to four months for private companies.

CEM: The new government has offered very well-paying jobs to hazmat drivers in its plan to fight fuel

theft. Has this impacted the cost of doing business in the trucking sector in Mexico?

LM: Without a doubt, the public announcement of the federal government in regard to the guaranteed salaries for drivers who would be rendering service in the fuel transportation sector caused a lot of discontent in the industry.

On top of that salary being higher than what the market pays, Mexico is currently experiencing a significant shortage of drivers. Such a government strategy – far from solving a shortage problem – increased the cost of transportation services because many companies were forced to raise salaries in order to retain their drivers.

CEM: As the energy reform continues to unfold, we have seen U.S. truckers crossing into Mexico to deliver fuel, something that used to be unheard of. Do you believe that U.S. trucking companies may become competitive in Mexico? And, from your perspective, should we expect to see them come further and more frequently into Mexico?

LM: Most of the U.S. companies comply perfectly with best practices for hydrocarbons transportation. Nevertheless, Mexican laws prevent foreign capital from participating in transportation activities in national territory.

Operating in our country during a time when the market is in the process of evolution and transformation is not easy at all. There is also the need to face challenges that the U.S. doesn’t have, such as fuel tanker theft, a driver shortage, poor-quality highways, and Mexico’s laws and regulation (CRE and ASEA), among others.

In Mexico, there are many transportation companies with high standards for quality and safety that participate in specialized industries such as the hydrocarbons industry, which have experience in international operations for U.S.-Mexico business, and the infrastructure and human capital to provide competitive and reliable services.

The key for players who participate in our country’s fuel industry is to make an effective selection of the providers, granting contracts and providing certainty, so they can invest, adapt and grow together.


Methyl tertiary-butyl ether (MTBE) is a common component of gasoline in many countries. It has been a significant component of gasoline in Mexico for many years. MTBE is typically blended into gasoline for two reasons: octane enhancement and oxygenate supply. MTBE blending has been under pressure throughout the world for many years. The United States, which was the dominant global MTBE consumer in the 1990s and early 2000s, effectively removed MTBE from its gasoline pool in 2006. More recently, China has announced a move to increase direct blending of ethanol in its gasoline as part of an effort to reduce aging corn inventories. With the increased attention on ethanol blending in Mexico, it is helpful to also consider the benefits of MTBE as a gasoline blendstock.

Gasoline Blending BasicsMotor gasoline is not a single material, but a mixture or blend of different components or blendstocks. The overall mixture must meet many specifications, including vapor pressure and octane index requirements. In Mexico, there are three grades of gasoline. Their vapor pressure specifications range from 7.8 to 11.5 psi, which can vary seasonally.

MTBE as a Gasoline Blendstock

The minimum octane index requirements for regular gasoline in these grades are all 87.

Physical Properties of Select Oxygenate Blendstocks

Reid Vapor Pressure PSI

Octane Index (R+M)/2

MTBE 8.2 110

TAME 1.5 104.5

ETBE 4 110

Ethanol 18 109

The nearby table contains the blending properties of several common oxygenate blendstocks including MTBE and ethanol. Note that all of these commodities provide octane enhancement and oxygenate content. However, the vapor pressures are significantly different. Increasing ethanol content in gasoline is certainly manageable. However, it would require removing lighter blendstocks from the gasoline pool, some of which are relatively inexpensive, to meet the overall gasoline specification.

Bill HydeGuest Editor

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Advantages of MTBE BlendingIn addition to oxygen content and octane enhancement noted previously, MTBE blending brings many other benefits to the gasoline pool. They include:

• Low cost. MTBE is produced from methanol and isobutylene. Methanol prices are tied to natural gas prices, which are very low in North America. MTBE prices are consistently well below that of ethanol. This is expected to continue as additional low-cost methanol production starts up in the United States.

• Logistical efficiency. MTBE can be blended into gasoline at the refinery and shipped by the lowest cost method, often pipeline. Ethanol is high hydroscopic. This means that it pulls any water that it is exposed to into the gasoline. Gasoline distribution infrastructure has many places where water can accumulate, including low spots in pipelines and tank heels. As a result, ethanol must be blended at the distribution terminal, not the refinery, to avoid water contamination in the gasoline. This adds significant logistics costs. This logistical advantage extends to imported materials as well. MTBE is imported to Mexico from

the United States as a component of gasoline and on a stand-alone basis. In both cases, the distribution costs are significantly lower than for pure ethanol.

• Additional octane volume. Oxygenate content in gasoline is monitored as the overall oxygen content in the gasoline. In Mexico, this specification is currently 1.0-2.7 wt% max, though a move to increase the specification to 10% ethanol is underway. Oxygen is a smaller part of the MTBE molecule than it is the ethanol molecule. As a result, at constant oxygen content MTBE blending delivers significantly more octane boost than ethanol.

• Value chain disconnected from the food supply. MTBE supply and demand are in no way connected to the food chain. Ethanol obviously is. When corn demand increases, so does its price. When the United States increased ethanol blending, corn price increases were a significant factor driving food prices higher. Corn is well entrenched in the food chain, so higher prices will push consumer prices for foodstuff as diverse as pork and tortillas higher.


Disadvantages of MTBE BlendingMTBE is a valuable gasoline blendstock for the reasons described above, but it is not perfect. Disadvantages of MTBE blending include:

• It is not renewable. While it is technically possible to produce MTBE from renewable feedstocks such as bio-based methanol, the available volume is low and the cost is high. In today’s market environment, consumers say they value renewable, or sustainable, content though they are often unwilling to pay extra for it.

• Unsympathetic stakeholders. In many countries, the farm lobby is very powerful while the energy and chemicals industries are misunderstood and even vilified. As a result, poorly informed public opinion favors farmers. It has been truthfully said many times that the only science associated with the U.S. removal of MTBE from the gasoline pool was political science. This trend has spread to many other countries as well.

• Public perception of groundwater-contamination issues. The highest profile reason MTBE became unpopular in the U.S. was groundwater-contamination concerns. This was unjust as the root cause was leaking storage tanks, not any sort of MTBE deficiency. MTBE has a very low odor and taste threshold. As such, it is an early indicator of gasoline leakage into groundwater. Many other gasoline components

have health risks that are far worse than those linked to MTBE. The physical properties of MTBE had nothing to do with gasoline getting into the water in the U.S. When MTBE was removed as a blendstock, gasoline continued to leak into the groundwater until the leaking storage tanks were repaired. Removing MTBE simply assured that the contamination levels would be higher before being discovered. However, public perception, encouraged by environmentalist activists, remains that MTBE blending in gasoline leads to groundwater contamination.

ETBE – the best of both worlds?Considering the physical properties of ETBE along with the disadvantages of both ethanol and MTBE blending, one might ask, why not produce ETBE from renewable ethanol and have the best of both worlds? ETBE can be produced in existing MTBE units with minimal capital investment. It has a high octane index, a low vapor pressure and most of the advantages of MTBE blending. It is somewhat more expensive than MTBE, as ethanol costs more than methanol. However, if the goal is to get renewable content into gasoline pool in the most efficient manner, ETBE would seem to be the answer. As with so many aspects of the gasoline blend pool, the answer again is politics. Governments around the world, including the large gasoline markets of the United States and west Europe, have put so many barriers in place that the obvious answer is unworkable.

• Obtaining your Importers Registry with the Treasury Department.

• What to do when your import permit is about to expire.

• Price setting. • Monitoring and reporting important

movements in the industry.

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• Reporting on official publications and changes from the regulating bodies.

• Courses and workshops to keep you updated.

• Discounts via our alliances. • Lobbying with Mexican authorities.

How we can help:


Much has been said about ethanol in the past 3 years: the Fuels Standard allowed its mixture for the first time in 2016, the mixture was raised in June 2017 to 10% to match the best world practices, and its generalized use as an oxygenating agent at the national level is foreseen to happen in the coming months.

In the same manner that a transition to unleaded gasoline was carried out in the 90s, the use of gasoline with 10% ethanol has been replacing other oxygenates, and there are currently 65 countries that use and actively promote it.

In recent times in our country, ethanol has generated a lot of attention by the great potential it has to reduce the cost of gasoline, and the inherent need to develop rural areas in the country. It is an opportunity to diversify the use of sugarcane, since there is an oversupply of this sweetener, not only in Mexico, but also worldwide. Last year, sugar from more than 10 million tons of cane had to be auctioned off in international markets at a price of one third of its value in Mexico. This fall in the demand for sugar has harmed the income of the almost 160 thousand families of sugarcane growers. Using these 10 million tons of sugarcane to produce ethanol, instead of sugar for the international markets, will increase the income of cane growers. Its estimated production is 800 million liters of

Ethanol: Integral Development for the Country

ethanol, enough to oxygenate the gasoline consumed in the Metropolitan Zone of the Valley of Mexico for one year. The additional revenues would exceed 1.15 billion Mexican pesos per year.

Part of the conversations about ethanol have also aroused some discomfort, since it is a direct substitute for other oxygenates. The commercial interests on the part of MTBE producers and the protection of their, until now exclusive, market has generated a good number of myths.

Compatible VehiclesAll vehicles circulating in Mexico can use gasoline with 10% ethanol, without exception. Some of the oldest vehicles that circulate daily in the country, the so-called "chocolates", have already been using 10% ethanol for a good part of their lives. In the same way, the only option for all Mexican vehicles that cross the border and load gasoline in the United States is gasoline with 10% ethanol. The World Fuels Charter, a document published by the entire world automotive industry, confirms this: The 5 categories of fuels recommended worldwide, contain up to 10% ethanol.

Emissions ReductionSeveral studies in Mexico during the past 20 years have shown the advantages in reducing emissions using

Stephan WittigGuest Editor

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ethanol mixtures. Most of them have been carried out by the Mexican Petroleum Institute. The most recent one, published in January 2018 and prepared for the Energy Secretariat and Mexico's Energy Regulatory Commission (CRE), strongly refutes the assertions that led to limit the use of ethanol in the Metropolitan Areas of Monterrey, Guadalajara, and Mexico City. Using ethanol does not increase the potential for ozone formation, not even in the most extreme case due to elevation (Mexico City, 2,240 mamsl).

Fuel and FoodThe production of first-generation ethanol depends directly on raw materials such as sugar cane, yellow cattle corn, sorghum or sugar beet. The production of ethanol with these raw materials and the increase in demand generated large investments in Research and Development to produce more with less resources. Inevitably, this has lowered the prices of these foods, using less land, less fertilizer and less water.

Fight against Climate ChangeAccording to the Renewable Energy Report of the International Energy Agency, in 2017 half of the renewable energies used in the world correspond to Bioenergy, where the main component is ethanol mixed with gasolines. This means that Bioenergy corresponds to the same proportion as all other

renewable energies added together, including solar, wind, hydroelectric, and geothermal energies. This is confirmed by the State of California: the most successful state program to reduce Greenhouse Gases continues to be the mixture of gasoline with 10% ethanol in all vehicles in circulation.

The mixture of gasoline with 10% ethanol is regulated by the "Guidelines for establishing the specifications of quality and characteristics for anhydrous ethanol [...]," (SENER, DOF 10/22/2018) by the portion of ethanol to be used and NOM-016-CRE-2016 (CRE, DOF 06/26/2017) with respect to the percentage in the 10% mixture.

As of today, outside the country's three Metropolitan Areas, there are no excuses for not enjoying its benefits. The use of the mixture of gasoline with 10% ethanol nowadays allows reducing the cost of each liter of gasoline by up to two Mexican pesos. Like any change, incorporating the use of ethanol presents logistical challenges, but surpassing them will provide such rewards as greater competitiveness, greater margin that can be translated into a direct benefit for the client, and an improvement in the air quality of the cities where we live, in the same manner it has happened in all cities where ethanol has been used.

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How Mexico Terminals Enable Ethylene SuppliesNGL export from the US is impacting feedstock selection and plant economic decisions internationally. When Etileno XXI, a joint venture between Braskem and Grupo Idesa, came online in June 2016, guaranteed ethane supplies failed because of declining associated gas production in Mexico. The country fell short of adequate NGL/LPG supplies to feed local ethylene plants. As a result, in Pajaritos, terminals are expanding to accommodate NGL imports, of advantaged US gas liquids. Now the upstream sector has opened to foreign investment, to reverse the decline in oil and gas production. Numerous blocks in the Sureste basin, adjacent to the Pajaritos petrochemical complex, have been awarded to international oil companies.

IHS Markit tracks E&P and Midstream developments in tandem, to assess when fields will come into production, plus when and where pipeline and gas plant access will become available. This impacts availability of domestic natural gas and gas liquids to the petrochemical sector.

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3663

5755

0-06

19-C

U

Syn-Biofuel Plants

2,071

Electric Plants

45,600Methanol Plants

451Olefin Plants

388Ammonia Plants

592

Gas Processing Plants

2,013LNG Liquefaction

568LNG Regasification

640

Pipelines

+3.6 Million km

Ports

2,447

FPSOs

464

Storage Terminals

9,667

Refineries

1,494

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Mexican deregulation of LPG prices and import restrictions has effectively transformed the domestic market with both intended and unintended consequences. As domestic LPG production continues to fall, it has created opportunities for private distributors to expand operations, diversify sources of supply and compete with the country’s national oil company (NOC). Imports of LPG, with propane heavily favored, are sourced from the United States and Canada for consumption. As the market settles, consolidation of competing distributors is expected, and further capital expenditures to establish infrastructure to enhance LPG distribution in the country will continue. With demand for propane increasing, a proportion of the locally produced butane, previously used in the residential/commercial markets, is being exported abroad.

Since 1938, the Mexican government had control over all foreign oil and gas assets through its NOC Petróleos Mexicanos, or Pemex. The NOC had the monopoly across all oil and gas operations in the country, including the production and distribution of LPG. Private distributors were legally required to purchase LPG directly from Pemex at a pre-established wholesale price. The regulated retail

price was set according to a formula created by the Ministry of Finance that only partially responded to international reference prices.

In 2014, the Mexican government announced a series of structural reforms designed to bring the Mexican energy industry more in line with the rest of the world and constitute a paradigm shift in policy. No longer would Pemex be the sole participant in and responsible for the exploration, production and commercialization of hydrocarbons in the country. The approved reforms allowed for the participation of private companies in all aspects of the industry and liberalized the prices of oil derivatives like LPG and gasoline. The goal was to create a business environment with the necessary incentives that would lead to further, and much needed, investment in the Mexican energy sector.

Prior to the 2014 reform, Pemex’s total control of the industry as the sole producer of basic petrochemicals resulted in limited competition and a lack of push for efficiency in operations. However, despite its advantages, Pemex was also legally obligated to supply the national demand regardless of profitability and logistic cost. As a result, the NOC operated in

LPG in Mexico: The Transformation of a Market

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By Adrián CalcáneoGuest Editor

areas where, with the current pricing structure, profits were impossible to attain.

An immediate consequence of deregulation was the escalation of private imports and intensified activity from distributors. By allowing the participation of private companies in the LPG industry, Pemex no longer has the supply mandate, and opportunities now existed for private entities to invest and operate profitably in all sectors of the energy industry.

When Jan. 1, 2016 arrived, the international reference price of LPG in Mont Belvieu was considerably lower than the Pemex regulated wholesale price resulting in a more advantageous economic opportunity in sourcing LPG from Mont Belvieu.

Retail prices remained set for the duration of 2016, and the prospects for distributors with access to U.S. LPG were great. Many realized that they could increase their profit margins at Pemex’s expense and quickly seized the opportunity. As a result, private imports rose rapidly in 2016. From zero imports at the beginning of the year, they rose to 288,000 metric tons by June 2016. By December 2016, private imports for the year averaged 255,000 metric tons per month. Consequently, Pemex imports plummeted

from 356,000 metric tons at the beginning of 2016 to a mere 7,800 metric tons in June and averaged 128,000 metric tons per month by the end of 2016. In response to the 67% loss in market share, Pemex lowered prices to stop the onslaught, but the damage was done. The battle raged on throughout 2017, and private imports easily dominated the playing field, accounting for 74% of all imports into Mexico. The trend appears to be set as the economics of democratizing the import process heavily favor the private importers. The first five months of 2018 appear to have followed the new normal as Pemex had thus far only supplied 37% of Mexican LPG imports.

LPG distributors with the necessary infrastructure to import LPG capitalized on the differential between Mont Belvieu and the retail price. Distributors with access to waterborne infrastructure were the first to benefit. Historically, the port of Pajaritos in Coatzacoalcos, owned and operated by Pemex, had been the main point of entry for LPG into Mexico. As the new paradigm of private imports settled in, waterborne imports to the terminal in Tuxpan, owned by private distributors, have become the main port of entry for LPG into Mexico. Furthermore,


private companies also own and operate ports in Manzanillo and Ensenada allowing them to compete with the NOC in different geographies.

Furthermore, importers without access to waterborne terminals have had to seek other methods of entry into Mexico. Despite the challenges involved in navigating both Mexico’s mountainous borders and infrastructure into the heart of the country, significant interest exists to capitalize on the favorable arbitrage. Substantial investments have been made on rail and storage infrastructure to bring the product to the north and center of the country. As a consequence, prices in some northern regions such as Tamaulipas and Nuevo Leon are one of the most competitive in the country despite their distance to Pemex infrastructure.

While imports are on the rise, local LPG production continues to decline. Mexico has experienced an approximately 2-million-metric-ton deficit in LPG supplied by Pemex, and since 2015, the country has sustained an average annual deficit of more than 3 million metric tons of LPG. This deficit is projected to grow to approximately 5 million metric tons by 2025. Supply is augmented by imports from the U.S. Gulf Coast and Canada, which helps Mexico satisfy a stable average annual demand of over 8 million metric tons.

Thus, opportunities exist for private importers with the capital and the right strategy to operate profitably.

Historically, the production of LPG in Mexico was a sixty-forty blend with propane favored. Over the years, Mexico has moved to a ninety-ten consumption blend in favor of propane. The average Mexican propane demand has more than doubled from 1.5 million metric tons over the years 2000-2014 to 3.5 million metric tons from 2015-2018. Despite the arduous logistics involved in moving Canadian LPG to the Mexican market by rail, a favorable pricing environment exists for both parties, propelling and liberalizing trade. Canadian LPG imports are essentially all propane.

Demand for Mexican butane has fallen significantly, and nearly all domestically produced butane is being exported to international markets at a discount. Mexican butane is finding customers abroad in South America, Europe and Africa. Morocco has become a repeat customer of Butane sourced from Mexico and opportunities exist to operate in this arena.

In short, energy reform in Mexico was a bold step in the right direction. Breaking down barriers to trade and committing to provide the best service for LPG consumers at an affordable price is a difficult but necessary feat. Currently, there are over 300 distributors of LPG in Mexico. This is an unsustainable number of distributors for the market. With this intense level of competition, we anticipate consolidation in the short term. For a major distributor to be successful in the market, capital is required for infrastructure improvements. Modern infrastructure will provide much more storage options for LPG as well as enhance transportation of LPG to access the entire country easily. As the industry matures and with easy and low-cost LPG available, we expect to eventually observe wider uses of LPG besides power generation and residential and commercial use. Opportunities abound, but only the companies with full understanding of the constantly changing paradigm will be able to take full advantage of them.


Mexico’s rising fuel demands provide opportunities for U.S. refiners and petroleum distributors. According to export.gov, United States exports to Mexico in 2017 exceeded 194 million barrels of refined petroleum products. The U.S. Energy Information Administration (EIA) reports that more than half of all U.S. motor gasoline exports have been to Mexico, increasing to 821,000 barrels of gasoline per day in 2017.

Fuels that are exported from the U.S. are not subject to federal excise tax but, that doesn’t mean the tax is not a factor in these transactions. Depending on the mode of transport, it’s possible that the tax can be a significant consideration to an exporter.

Per Internal Revenue Code (IRC) Section 4081, federal excise tax is imposed on the removal of taxable fuel from a refinery or terminal. A tax exemption exists for bulk (pipeline and vessel) fuel movement transactions between registered facilities and parties, but nonbulk (i.e., truck or rail) disbursements from a refinery or IRS-approved terminal will trigger federal excise tax.

IRC defines taxable fuel as gasoline, diesel fuel and kerosene, per IRC 4083. The current federal excise

tax rate is 18.4 cents per gallon for gasoline and 24.4 cents per gallon for diesel fuel and kerosene. The refiner or terminal position holder (inventory holder) is liable for the excise tax on nonbulk removals.

A federal excise tax claim may be requested for exported fuel where tax has been imposed on the removal at a refinery or terminal. The laws for filing a claim are different depending on the fuel type.

A gasoline claim may be submitted under IRC Section 6416(a). This code section allows a refund or credit to the person who paid the tax. This would be the person who filed an IRS Form 720, Quarterly Federal Excise Tax Return. Diesel fuel and kerosene claims may be submitted under IRC Section 6427(l) and allow a refund or credit to the ultimate purchaser. The code section doesn’t provide a specific definition of an ultimate purchaser, but an exporter is treated as such for purposes of an export claim.

A material difference between the code sections is that a refiner or terminal position holder may sell gasoline without passing federal excise tax to the buyer who exports the product. The refiner or terminal position holder can’t do the same for diesel fuel and kerosene sales where the product is exported.

IRS Excise Tax Claims on Fuel Exports to Mexico

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Ronald SassGuest Editor

While the distinction in the law appears harmless, and merely a quirky claim process, an industry competition issue has developed from IRS actions. Through export claim exams and verbal guidance, the IRS has allowed refiner and terminal position holder nonbulk sales of diesel fuel and kerosene sales to be treated as if the transactions fall under the gasoline provisions.

Buyers will naturally choose suppliers who are willing to exclude federal excise tax from an invoice. Refiners and terminal position holders follow the law are at a huge disadvantage. As a side note, refiners and terminal position holders should not believe they are protected from tax risk based on an audit or guidance from a revenue agent or phone representative. The IRS has the authority to reverse course and assess tax, penalties and interest when a mistake is identified.

No one is going to challenge a favorable exam determination (e.g., an export claim approval), and it’s natural to believe that an exam carries official IRS authority and that a taxpayer may rely upon that determination. Unfortunately, this is not the case most of the time. An agent’s report, while considered the government’s position, is also an

interpretation that can be incorrect and modified later. It generally does not relieve a person from tax liability.

The IRS has the authority to challenge revenue agent exam findings. There are reopening procedures for when an error is found. As an example, if the IRS reviewed a revenue agent exam case and found that diesel fuel exports were allowed under the gasoline provision, they could initiate reopening procedures. The agent assigned to the reopened case would not only reapply the law to the transactions, but where tax is assessed would also address the excessive claim penalties under IRC Section 6675. This penalty is 200% of the excessive amount when a claimant does not provide adequate reasonable cause. As exams takes place a year or two after claims have been filed, it is not out of the realm of possibility that memory and records fade. This is a real risk and should be carefully considered.

A claim for gasoline exports may be made under IRC 6416(b)(2)(A). The proper claimant is the person who paid the tax with Form 720, Quarterly Federal Excise Tax Return. Per Treasury Regulations 48.6416(b)(2)-1 the person who paid the tax may file a claim for refund of the overpayment or may claim credit for the overpayment on any subsequent return filed. The export must occur before any other use


of the gasoline, and federal excise tax cannot be included in any sale. Treasury Regulation 48.6416(b)(2)-2(a)(3) specifically prohibits diesel fuel or kerosene from a claim under this provision. And finally, the gasoline may be exported by any person; however, the claimant must prove that the product was exported and should associate the documentation with the claim records.

IRC 6416(c) allows a refund to the exporter or shipper where tax was erroneously or illegally collected in respect to the export of gasoline, but only if the person who paid such tax waives the claim to such amount.

A claim for diesel fuel exports may be made under IRC Section 6427(l), nontaxable uses of diesel fuel and kerosene. The Secretary shall pay (without interest) to the ultimate purchaser, the tax imposed on exported fuel. Treasury Regulations 48.6427-8(b) describes the claim requirement:

• (i) Tax was imposed by section 4081 on the diesel fuel or kerosene to which the claim relates;

• (ii) The claimant produced or bought the diesel fuel or kerosene and did not sell it in the United States;

• (iii) The claimant has filed a timely claim for a credit or payment that contains the information required under paragraph (d) of this section;

• (iv) The diesel fuel or kerosene was not bought under a certificate described in Section 48.6427-9(e)(2) (relating to Certificate of Farming Use or State Use);

• (v) The diesel fuel or kerosene was not used on a farm for farming purposes (as defined in Section 48.6420-4) or by a State;

• (vi) With respect to kerosene, the kerosene was not sold from a blocked pump or sold for blending with diesel fuel under the conditions described in Section 48.6427-11; and

• (vii) (B) The diesel fuel or kerosene was Exported;

Item (ii) is the key distinction between gasoline exports vs. diesel fuel and kerosene export. Gasoline can change title within the U.S. and a claim is still valid. This is not the case for diesel fuel and kerosene. A claimant will want to make sure to maintain as much available evidence that the title transferred after exiting U.S. geography. Be careful around transactions within U.S. border crossings and foreign trade zones as that would invalidate a claim.

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Combustibles en MexÍco: One year after the historic win in the polls on July 1, 2018, Andres Manuel Lopez Obrador (AMLO) was elected president and his political party, Morena, holds majority in both the Chamber of Deputies as well as the Senate. What are the responsibilities of the Energy Commission in the Chamber of Deputies and your specific responsibilities as the president of said commission?

Manuel RodrÍguez: The matters which fall under the responsibility of the Energy Commission in the Chamber are basically to receive all initiatives, law propositions and reforms to existing laws or even the constitution, which pertain to energy. This means that the commission has oversight of hydrocarbons, electricity and renewable energy. This is the commission’s most important responsibility.

The commission also has the task of reviewing quarterly, biquarterly and annual reports from the different regulating bodies from the government that tend to the energy sector. We also review, analyze and approve the budget proposal submitted by the president towards the end of the year, around October. This also is one of the most crucial responsibilities of the Commission.

The responsibilities of the Energy Commission’s president are to lead in all activities which fall under the responsibility of the Commission. In

other words, that person is the motor which powers the Commission and makes it work. The president provides the agenda for the meetings and structure to the work flow. The current commission is made up of 37 representatives, where my party, Morena, holds not only the presidency, but also the majority of its members – 19 in total.

CEM: What is the new administration’s vision for the energy sector regarding fuel theft? According to Octavio Romero, Pemex CEO, there has been a 93% reduction in theft with an estimated savings of 32.617 billion pesos (or about $1.7 billion). What is the ultimate goal?

MR: The goal is to eliminate fuel theft in Mexico. That is the commitment. In just a few months, we have made great strides and have reduced fuel theft by 93% and I’m certain that by the end of the new administration’s term, not only will we reach the complete reduction, 100%, but will have achieved this for a sustained period of time.

This will generate certainty and show that we no longer have this problem. This obviously will yield a benefit for the company, Pemex, because it will no longer have asset losses in the millions of gallons per day, which it sustained for a long period of time. Those losses not only impacted the oil company but also all Mexican citizens.

30 Minutes With Manuel RodrÍguez of Mexico House of Representatives

LEER EN ESPAÑOL

By Mario GuidoGuest Editor

CEM: There are collateral damages from the war on fuel theft, one of which is that by drastically reducing the stolen volumes, there have been increases in other crimes such as robbery and assault. What is the plan to eliminate these collateral damages?

MR: The strategy of the new federal government is to approach this matter horizontally or via multiple avenues. One way is via the technical and operational route by Pemex, and the other is to address it from a legal standpoint. We, the federal representatives, participate in this way by implementing a series of reforms which allow the president to use the public safety secretariat to create and use the National Guard, whose purpose is to guarantee safety for all citizens and property within our country. Although our efforts have taken several months, the National Guard is now a reality.

Running in parallel, social programs are being developed which will provide opportunities for those who previously did not have them and were forced to partake in this illegal activity, either in the theft or the sale of stolen fuel.

These programs will provide much-needed opportunities so that they may not only start their own micro business but also receive training in areas which may allow them to start their own legal businesses. Clearly at the beginning of the fight

against fuel theft, crime rates began to rise in areas where fuel theft was heavily concentrated, since these programs had not been implemented. But the strategy has been implemented and structured so that it has the highest positive impact and crimes have diminished. I’m certain that by the end of the first year in power – by the end of 2019 – all the indicators which track crimes will have diminished substantially, not only in fuel theft but all those which impact society in general.

CEM: Upstream regulator CNH, in June, canceled a joint-venture tender for Pemex in seven onshore areas. International rating agencies as well as international experts have spoken out against this decision, stating that without the farmouts, Pemex would have a very difficult time reaching the 2.4-million-b/d crude production goal promised by AMLO by 2024. What is your opinion about the cancellation of future farmouts and the toll this might take on achieving that goal?

MR: The motive behind the cancellation was not to leave the private sector out. What is being sought are mechanisms which the energy reform allows so that Pemex may be able to offer the private sector mechanisms that guarantee a win-win situation for everybody involved. That is to say, Mexico wins – and hence Mexican citizens – and the private sector also wins.


This formula stipulates that the risk will be allotted to the private sector, yet once production begins, there is a fair distribution of the rewards with the Mexican government. Pemex has already formulated a proposal, and it is currently being lobbied within the energy sector. Clearly, those who had run their numbers based on previous scenarios did not like this change.

It’s time to take this in and understand that there is a new strategy involving the private sector. Of course, we are not only going to achieve the production goal, but with the collaboration of the private sector – specifically those who won tenders made possible by the energy reform and alongside Pemex – this new proposal will surpass the goal. Of this I’m completely convinced.

CEM: In July, CNH approved Pemex’s E&P plan to use fracking for a nonconventional field located in the Tampico-Misantla Basin, in the states of Puebla and Veracruz, a project named Humapa. However, a day later, in his morning press conference, the president stated he had suspended CNH’s approval, saying “We will not use fracking in the exploration of crude.” What is your opinion?

MR: On the one hand, this shows that the president is congruent with the position he has always held, especially in his campaign promises last year, where he stated he is an environmentalist and has a deep commitment to the environment. Any technology or human activity which may have a negative impact on the environment will not be tolerated in his government. What he did in this particular situation was not veto the permit; that does not fall under his powers. He did, however, instruct Pemex not to use the permit, despite the fact that they have it.

I can add that there are a great number of researchers and specialists who put forward new technologies which are fundamentally similar to those used in hydraulic fracking, but whose environmental impacts have been proven to be nonexistent. This means that in the not-so-distant future, further research may be undertaken to further investigate these technologies in order to be able to take advantage of all the richness that Mexico has in the ground in non-conventional basins to extract both gas and crude. The president is open to reviewing these new technologies in case they can guarantee minimal environmental impact and produce similar results to fracking.

CEM: We have seen that certain sectors have spoken against restricted access to natural gas. For example,

CFE and their petition to use arbitration in their agreement with the firms who built the marine pipeline. It’s hard to believe that with such ample reserves of natural gas in this country, we should be importing and having trouble gaining access to the commodity. What is your opinion?

MR: That is precisely the inheritance we have from an energy policy which is not only erratic, but which was paving the way to shutting down Pemex and CFE and privatizing the energy sector. This is evidently something the president and all those who are part of Morena do not agree with. We have a different vision for the country and hence have implemented a new strategy for crude production and operation of Pemex and CFE. Solving our dependency on foreign supply of gas and even liquid fuels is going to take some time, but we are diligently working on this.

With respect to the subject of the pipelines, I want to state that supply in Mexico is guaranteed. We have multiple avenues to bring in natural gas from the U.S. for supply, different than those utilized by CFE for power generation. These pipelines were envisioned to be used only by CFE and not for supply to the rest of the industry.

The use of arbitration is geared towards renegotiating an agreement established by CFE and the companies who built them. The contracted companies built pipelines with excess capacity to transport more natural gas, and that is not stipulated in the original contract. They are selling the excess gas and do not share the profits of this activity with CFE.

We are not opposed, but simply ask that if profit is obtained by the pipeline builders’ use of infrastructure paid for by Mexico, we have a right to seek a part of the profit. Also, we have a right to use them to provide maintenance to the infrastructure, new ventures and for operational costs which must be undertaken. It is well known that there is no abundance in Mexico’s treasury. Therefore, any additional income is positive for Mexico.

CEM: Much has been said about the Dos Bocas refinery project. An environmental study undertaken by the IMP (Mexican Petroleum Institute), specifies potential impacts to the quality of air, water and wildlife in the area. In addition, a professor from UNESCO has warned about the potential risks of placing the refinery in the selected

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Energy Futures

US Fuel Oil Stocks Down 900,000 Bbl Week on Week

U.S. residual fuel oil stocks fell 900,000 bbl, or 3%, to 29.4 million bbl for the week ending Feb. 15

amid lower imports and higher domestic demand, according to data released Thursday by the U.S.

Energy Information Administration (EIA) in its weekly petroleum report.

The year-ago stock level was 31.3 million bbl, 6.1% above the current level. For the most part HSFO

bunker fuel remains tight on the lower stock levels. On Thursday, Houston 380 CST was assessed at

$432.50 per metric ton ex-wharf; New York was $446/mtw; and Los Angeles was $443/mtw.

U.S. East Coast (PADD1) stocks fell by 800,000 bbl, or 11.4%, to 6.2 million bbl. The U.S. Gulf Coast

(PADD3) was down by 400,000 bbl, or 2.4%, to 16.4 million bbl. The U.S. Midwest (PADD2) dropped

by 100,000 bbl, or 7.1%, to 1.3 million bbl.

The U.S. West Coast (PADD5) saw a stock increase of 500,000 bbl, or 10.4%, to 5.3 million bbl.

Imports of fuel oil were down sharply, falling by 176,000 b/d, or 66.2%, to 90,000 b/d. No fuel oil

was imported to the East Coast last week; the previous week was at 71,000 b/d. Gulf Coast imports

fell by 91,000 b/d, or 70%, to 39,000 b/d, and West Coast imports dropped by 23,000 b/d, or 35.9%,

to 41,000 b/d.

The small Midwest market showed an increase in imports to 10,000 b/d, up from 1,000 b/d a week

ago.

Total U.S. exports of fuel oil increased by 7,000 b/d, or 3.3%, to 220,000 b/d.

Products supplied to the market, or implied demand, rose by 130,000 b/d, 88.4%, to 277,000 b/d.

Production was lower, falling by 31,000 b/d, or 10%, to 279,000 b/d. Gulf Coast production fell by

23,000 b/d, or 18.7%, to 100,000 b/d; East Coast production dropped by 3,000 b/d, or 10.3%, to

26,000 b/d; and Midwest production was off by 11,000 b/d, or 22.4%, to 38,000 b/d. West Coast

production rose by 5,000 b/d, or 5.2%, to 102,000 b/d.

ICE BRENT SETTLE ($/bbl)

MONTH PRICE CHANGE

April 67.07 -0.01

May 67.19 0.06

June 67.12 0.07

ICE LS GASOIL SETTLE ($/mt)

MONTH PRICE CHANGE

March 621.00 4.50

April 619.50 4.00

May 618.25 3.50

TABLE OF CONTENTS

Energy Futures ................................. Asia Barge/Bunkers .........................

Asia News ......................................... Europe Barge/Bunkers ....................

Europe News .................................... Americas Barge/Bunkers .................

Americas News ................................

ICE BRENT 16:30 UK MARKER ($/bbl)

MONTH PRICE CHANGE

April 67.08 0.14

NATURAL GAS ($/mmBtu)

MONTH PRICE CHANGE

March 2.697 0.061

April 2.724 0.055

May 2.744 0.051

NYMEX WTI CRUDE OIL ($/bbl)

MONTH PRICE CHANGE

April 56.9600 -0.2000

May 57.4600 -0.1800

June 57.9800 -0.1500

NYMEX ULSD (cts/gal)

MONTH PRICE CHANGE

March 203.6300 1.8000

April 203.4700 1.6600

May 203.2000 1.5300

0.5% Very Low Sulfur Bulk Fuel Oil ($/mt)

© Copyright by Oil Price Information Service (OPIS), an IHS Markit company, 2099 Gaither Road, 5th Floor, Rockville, MD 20850-4000. OPIS Global Marine Fuels is published each business day.

OPIS does not guarantee the accuracy of these prices. Reproduction of this report without permission is prohibited. To order copies or a limited copyright waiver, contact OPIS Customer

Service at 888.301.2645 (U.S. only), +1 301.284.2000 or [email protected].

21 February 2019

OPIS Global Marine FuelsKey Marine Fuel Prices, News & Commentary for Asia, Mideast, Europe and the Americas

FOB SINGAPORE

470.161

FOB FUJAIRAH

459.161

FOB ROTTERDAM

449.350DEL NEW YORK

572.782FOB HOUSTON

574.279

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location because it is prone to flooding, which may cause severe impacts in the future. He references an event in 2007 when 70% of the land that the refinery will occupy was flooded and underwater. What is your perspective on this subject?

MR: As I previously mentioned, the president is a committed environmentalist. This means that taking care of the environment is guaranteed. It also means that all permits required to undertake the project will be in order and in the necessary timeline, and the first will be the Environmental Impact Manifest.

We can’t deny that anybody in any part of the world, that any human activity or construction, will have an impact on the environment. What is normally done is, with a few actions, to mitigate that environmental impact.

Regarding the Dos Bocas refinery, we guarantee that we will comply with the Environmental Impact Manifest, and all actions it stipulates will be upheld. It’s worth mentioning that the Netherlands has expanded its territory and gained ground in the sea. The area of Paraiso, Tabasco, which the specialist says is prone to flooding, will undergo a process of land filling and preparation to guarantee that we do not have that risk. This refinery is strategic, and therefore we must guarantee not only the investment in it but its functionality.

We must remember that the Dos Bocas refinery – more than seeking profitability – seeks to guarantee Mexico’s energy security. This will be alongside the other six refineries which are undergoing a retooling process to regain their original production levels. The total combined capacity of these existing six facilities plus the new refinery will guarantee our self-sufficiency in no more than four years. To be self-sufficient once again in the production of fuels means being able to produce what we consume. Today, we import around 80% of our fuel – gasoline and diesel – from the U.S., which, as a sovereign nation, places our country at risk with regard to energy security.

CEM: In many media reports, refinery experts state that the timeline and cost proposed by the Mexican government are not realistic. The tender in May for the construction of the Dos Bocas refinery was declared null, because none of the companies placed a bid. According to President Lopez Obrador, the tender was done on an invitation-only basis because the government preferred only expert

companies as participants. Accordingly, the IMCO (Mexican Institute for Competitiveness) stated that the new refinery as proposed has merely a 2% chance for success. What is your opinion on the construction of the new refinery in Paraiso, Tabasco?

MR: As I previously stated, the purpose of the refinery is not necessarily profitability; it’s focused more on energy security. We will be able to produce our own fuel, evidently with more efficiency and seeking to have it be a profitable venture.

On the flip side, just as in everything where specialists and technicians are involved, there are opposing views. I have listened to all the arguments which say that the refinery will not be built in three years, nor for the amount budgeted by the government.

However, I have also heard those who say that it is possible. There are specialists within Pemex, around the world and in Mexico who state that if there is effective project management, planning and execution, it is very possible. We must also take into account the fact that the refinery was initially envisioned as a 360,000-b/d facility, and the one which has already been set in motion is 170,000 b/d. This means that the first stage of the project will take less time, since there is much less work to be done.

CEM: Is there a final comment you wish to make to our readers?

MR: I find myself in a very positive state, full of hope and I know that what the new administration is proposing is right and will yield positive results. As in any moment where there is change, in the beginning, people have a tendency to resist the change. They do not know how it will pan out, yet once they begin to see the results, they accept and understand the reasons for the change.

Energy reform in Mexico, as it has been stated by the president, is firm – stronger than ever. Within the field of action allowed by the reform, we seek to strengthen Pemex as well as CFE’s participation and also provide room for the private sector’s participation in a way that is a win-win for all those involved.

That is a situation which did not necessarily happen in the past, and it is our duty to ensure that the profits generated from the assets which belong to all Mexicans find their way into the treasury so that the funds may be utilized to provide leverage for the development of our country.

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volumen 2 - edición 2 noviembre 2019 / november 2019

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