Categoría: Expertos

Autor: Ramses Pech – Grupo Caraiva – León & Pech

El precio del barril depende de la producción menos la demanda obtenemos el volumen de mercado a comercializar y a donde el valor tangible en dinero para cada barril, es potencializado en función del balance y los mercados de compra-venta.

A= Producción de OPEP + OCDE B= Demanda de OECD + OCDE C= Mercado + Balance
D = Precio Spot

A – B = DC

El día de hoy y ayer los países de la OPEP y OCDE quedaran en un acuerdo de estrategia mundial principalmente en:

•  No dejar solo a CHINA en función del crecimiento económico al salir primero de la pandemia del COVID-19, recuperando la actividad económica.
•  Resolver el problema de almacenamiento a nivel mundial que puede llegar a ocasionar un problemas más profundo en el precio del barril, ante una mayor cantidad de descuentos a ofrecer y tener una guerra comercial sin precedente, dando como resultado un beneficio aquel país que no presente afectación del COVID19 y regrese su población económicamente activa para poder ser parte del PIB.
•  Tener un control del mercado mundial respecto a la demanda a nivel mundial en función que las refinerías regresen al nivel hasta antes de la pandemia. Esto indica que el mundo sea afectado hasta el 2022. Lo anterior deriva de las declaraciones de Mohammad Sanusi Barkindo, secretario general de la OPEP índico que:

•  El crecimiento esperado del PIB mundial en 2020 fue del 2,4%. Hoy es un 1.1% negativo.
•  Hay una desequilibrio de oferta y demanda sin precedentes, podría haber un colosal exceso de volumen de 14.7 Millones de barriles diarios en el segundo trimestre del 2020 (2T-20).
•  Demanda contraída de alrededor de 12 MBD y expandiéndose.
•  Actual desequilibrio de oferta y demanda sin precedentes, podría haber un colosal exceso de volumen de 14.7 MBD en el 2T-20. Este exceso de oferta agregaría otros 1,300 millones de barriles a las existencias mundiales de petróleo crudo y, por lo tanto, agotaría la capacidad de almacenamiento mundial de crudo disponible en el mes de mayo. ACUERDO DE LA OPEP Y QUE PUEDE PERMEAR A LA OCDE.
  • Ajustar a la baja su producción total de petróleo crudo en 10 MBD a partir del 1 de mayo de 2020, durante un período inicial de dos meses que concluye el 30 de junio de 2020.
  •  Un período posterior de 6 meses. 1 de julio de 2020 al 31 de diciembre de 2020 por 8.0 MBD.
  •  Ultimo a seguir un ajuste de 6.0 MBD durante un período de 16 meses, del 1 de enero de 2021 al 30 de abril de 2022.
  •  La OCDE recorte 5 MBD y deberá tener la mismas fechas que la OPEP de objetivos de producción. ACLARACIÓN Reducir producción no es lo mismo que dejar de enviar crudo a comercializar en el mercado mundial (exportar). El objetivo de bajar la producción: Tener una igualdad comercial ante todos los productores. En el mundo de acuerdo a informacion de la OPEP y Agencia de Energía EIA en el mundo hay alrededor de capacidad de almacenamiento de líquidos máxima de 4,600 Millones de Barriles (acuerdo al pico máximo del 2016 y 2017). El 65% corresponde a la parte de inventario operativo (comercializador) y 35% a reserva estratégica de petróleo (SPR). Al dia de hoy hay alrededor de 2,942 Millones de Barriles en comercial y 1, 525 MB en SPR dando a un total de 94 días en función de la demanda.

ESTRATEGIA MUNDIAL

Mantener el nivel de almacenamiento actual con una reducción de producción ante la caída de la demanda. No hay límite del volumen de exportación, dependerá de cada país el trato que tenga con su cliente o donde venda en el mercado.

Ante lo anterior ejemplificamos el acuerdo que podría ejecutarse en el Mundo de OPEP + OCDE. Tiempos y Reducción propuesta:

Microsoft Word – OPEP+ + OCDE QUE TRATA LA ESTRATEGIA

• Tabla observamos que en el 4T del 2019 había un déficit de 460 mil barriles y ante la baja de actividad de China ocasiono tener una sobre oferta por 2.85 Millones.
• Continuar incrementando la producción o mantener los niveles del 1T-2020 para el resto del año ocasionaría un problema de saturación de almacenamiento
• Acuerdo a la proyección actual hay una sobre oferta de 15.25 millones de barriles diarios y mantenerlos al mes de Mayo, tendríamos un problema debido a que habría un déficit de 327 millones de barriles; debido a esto la OPEP + OCDE han decidido recortar la producción en función de la demanda proyectada del 2T -2020 al 4T- 2022.
• Acuerdo quiere mantener el nivel actual de almacenamiento disponible.
• El efecto del acuerdo durara hasta el 2022 a donde podrá haber un control del COVID19 con vacuna, entendimiento del virus y haber medido la consecuencia en el ser humano pos alivio.
• La demanda iniciaría de 85 MBD y llegar al mismo nivel del 1T-2020. Grafica siguiente aplicación del acuerdo.

ACUERDO NO PUBLICADO ENTRE ARABIA SAUDITA, EUA Y RUSIA

1. Acuerdo de la OPEP+ + OCDE, todo refiera a bajar producción y no limitar tu exportación, será la decisión al libre albedrío si la utilizaras para exportar o enviar a tus refinerías. Dependerá de ti cuanto quieres ganar o perder en el mercado mundial.
2. EUA Estados Unidos volverá a ser un importador neto de petróleo crudo y productos derivados del petróleo en el tercer trimestre de 2020 y seguirá siendo un importador neto en la mayoría de los meses hasta el final del 2021 ante la contracción de refinerías en la utilización y consumo de combustibles. Reducirá la exportación y en forma natural reducirá la producción (Recordad que EUA no puede obligar a productores a disminuir al tener un mercado libre y cada productor depende del mercado mundial). Adicionalmente ha colocado la SPR con un almacenamiento alternativo de crudo de productoras pudiendo admitir en forma diaria alrededor de 685 mil barriles por dia.
3. Arabia Saudita exporta a EUA en enero del 2019 711 Mil barriles diarios y en 2020 del mismo mes de referencia fue 401 Mil barriles una contracción de 311 Mil. Rusia 106 mil en enero del 2019 y enero de 2020 fue de 95 mil, contracción de 11 mil barriles. Indica que hay un acuerdo de compra de Crudo de EUA a estos países volviendo a regresar Arabia saudita al nivel del 2019 y Rusia incrementar al menos 200 a 300 mil barriles y ante la contracción de la demanda en el mercado en los próximos meses para tener asegurado esa cantidad.
4. Mexico exporto en enero del 2019 546 mil barriles y en enero del 2020 720 mil, incremento de 174 mil barriles, a lo cual el recorte de producción de México de 100 mil obedece que no sean competencia para Arabia saudita y Rusia poder vender a EUA, no pueda haber un cuestionamiento de la compra.

RESUMEN

•   Acuerdo de OPEP+ + OCDE tiene un fin, no dejar a CHINA solo en el crecimiento y recuperación económico.
•   Mantener el inventario de almacenamiento de crudo por medio del recorte de producción y el objetivo no llegar a una guerra comercial de descuentos agresiva que deteriore el precio del barril y no exista un control adecuado en los mercados.
•   El recorte de producción está en función de tener piso parejo entre todos los productores mundiales para no tener una ventaja competitiva de tener crudo al momento que inicié a incrementar la demanda.
•   No hay limitación a lo que exporte cada país productor, será una decisión de cada uno el cómo utilizarlo o comercializar dentó o fuera de cada nación. El riego correrá por parte tuya y el mercado spot se asentara en un valor no mayor a 40 dólares y dependerá de la calidad del crudo que ofrezcan en el mercado.
•   El COVID19 afectara la económica mundial hasta el 2022.

Por: Arturo Carranza Guereca

La muerte del general iraní Qasem Soleimani el 3 de enero de 2020 sacudió al mundo. Tras el ataque aéreo estadounidense, Medio Oriente se convirtió nuevamente en un foco de incertidumbre internacional. Aunque los efectos de la globalización explican mucha de la atención a este suceso, hay al mismo tiempo una preocupación legítima por lo que pasa en una región que tiene una gran importancia en términos energéticos.

Aunque la incertidumbre internacional ha disminuido en las últimas semanas, al día de hoy aún existen incógnitas en torno al conflicto en Medio Oriente. La mayoría de ellas están asociadas con el comportamiento de los precios del petróleo. Vale la pena recordar que después de que el 7 de enero el ejército iraní atacará dos bases militares en Irak como respuesta a la muerte de Soleimani, los precios del crudo de referencia Brent rebasaron los 71 dólares por barril, un máximo que no se había observado en los últimos nueve meses. Para el asombro de muchos analistas, el alza en el valor del petróleo cedió rápidamente: diez días después de la muerte del general Qasem Soleimani el precio del Brent regresó a 64.14 dólares por barril (https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_d.htm).

“El comportamiento de los mercados energéticos, que asimilaron los vaivenes geopolíticos en un tiempo muy corto, es el resultado de una nueva realidad energética que se ha venido construyendo en los últimos años“, la cual está relacionada con el auge del petróleo de esquisto en Estados Unidos y el subsecuente aumento de su producción petrolera. 

Este auge inició en la primera década del Siglo XXI gracias a los avances en las técnicas de extracción de hidrocarburos y al acceso a créditos financieros. La dinámica entre estos dos factores permitió que en pocos años se desarrollara una industria – compuesta en su mayoría operadores independientes – que ha impulsado de manera dramática la producción de petróleo en vecino del Norte. 

Según datos de la Reseña Estadística de la Energía Mundial 2019 de BP, la producción promedio de Estados Unidos pasó de 6 millones 873 mil barriles diarios de petróleo en 2008, a 15 millones 311 mil barriles diarios en 2018, lo que significa un incremento de 122.77% en diez años. Con base en información de la Administración de Información Energética de Estados Unidos (EIA), en 2018 la Unión Americana produjo alrededor de 6 millones 500 mil barriles diarios de petróleo de esquistos. Esto representó el 59% de la producción total de petróleo crudo de ese país en 2018. 

La boyante producción petrolera estadounidense ha permitido satisfacer de manera óptima la demanda energética global, reduciendo con ello la incertidumbre con respecto al impacto que una afectación en el suministro petrolero en Medio Oriente pudiera tener en el mundo. Esta aseveración explica mucho del comportamiento que se presentó en los mercados petroleros durante la segunda quincena de septiembre de 2019, cuando rebeldes armados vinculados a Irán atacaron con drones y misiles instalaciones energéticas estratégicas en Arabia Saudita. 

En aquella ocasión, desencadenada el 14 de septiembre de 2019 con los ataques a las refinerías de Abqaiq y Khurais, el valor del petróleo Brent alcanzó los 68.42 dólares por barril. Aun cuando las agresiones afectaron la producción de 5 millones 700 mil barriles diarios de petróleo en Arabia Saudita – alrededor del 5% de la producción mundial – una semana después el precio del Brent retrocedió a 65.23 dólares por barril. El impacto en el agregado mensual resultó prácticamente nulo: durante todo el mes de septiembre el Brent promedió 62.83 dólares por barril (https://www.eia.gov/dnav/pet/pet_pri_spt_s1_d.htm). 

Para entender mejor los efectos que el conflicto entre Estados Unidos e Irán tienen en los mercados petroleros es necesario agregar que el incremento de la oferta petrolera mundial no es el único factor que ha mantenido los precios del petróleo estables. Otro elemento importante que se debe incorporar al análisis es el desempeño de la economía global. 

De acuerdo con la actualización de octubre de 2019 de la Perspectivas de la Economía Mundial del Fondo Monetario Internacional (FMI), las crecientes tensiones comerciales han agudizado la incertidumbre y debilitado las perspectivas de crecimiento económico en todo el mundo. Este debilitamiento, explica el organismo internacional, ha generado una reducción en los precios del petróleo[1] desde abril de 2019. 

Para este año, el FMI observa algunos factores que podrían incidir para que los precios del petróleo continúen su tendencia a la baja. Entre estos están el aumento de la producción y las exportaciones de petróleo estadounidenses gracias a la entrada en servicio de nuevos oleoductos en la Cuenca Pérmica, el incumplimiento del recorte de la producción petrolera que la OPEP anunció en diciembre pasado y un período contractivo de la demanda petroquímica. A estos factores habría que incorporar los efectos del coronavirus sobre el crecimiento del consumo en China y el mundo.

Como se ha expuesto en estas líneas, la incertidumbre que se generó en Medio Oriente a raíz del conflicto entre Estados Unidos e Irán ha tenido un efecto limitado en los precios del petróleo. El entorno económico global, marcado por las perspectivas de un crecimiento moderado, refuerza la idea de que existe poca probabilidad de que los precios del petróleo aumenten durante 2020. En este escenario, ¿qué podríamos esperar en México para este año?

Por principio de cuentas, los precios bajos del petróleo representan un riesgo para la economía del país si consideramos que las finanzas públicas están petrolizadas. En la medida en que la plataforma de producción de petróleo y las ventas de Pemex no aumenten, los ingresos presupuestarios del sector público se verán limitados. Esto, junto a las expectativas de una menor recaudación tributaria como resultado de una caída en la actividad económica, se constituirá en una camisa de fuerza para el crecimiento. 

En segundo lugar, la recesión económica por la que atraviesa México será difícil de superar si no se toman medidas para mejorar la confianza de los inversionistas. Después del primer año de gobierno, queda claro que la actual administración todavía no encuentra la fórmula para hacerlo. Con decisiones controversiales en sectores clave, como el energético, los empresarios – principalmente nacionales – han decidido guardar su dinero hasta que exista la certeza de que sus inversiones serán respetadas. Mientras esto no suceda, el país perderá la oportunidad de crecer de acuerdo con su potencial. 

Dados los pronósticos para los precios del petróleo y las perspectivas económicas, sería oportuno que el gobierno mexicano abriera el abanico de opciones – vigentes en el marco jurídico – para que el sector privado complemente los trabajos que Pemex está realizando en materia de exploración y producción de hidrocarburos. Lo que se plantea es que esta empresa petrolera utilice esquemas contractuales adicionales a los Contratos de Servicios Integrales de Exploración y Extracción (CSIEE´s) para desarrollar los campos petroleros. No es una sugerencia absurda. Basta recordar que Pemex incluye en su Plan de Negocios 2019-2023 la posibilidad de utilizar los convenios de inversión y “distintas formas de asociaciones con privados”.

Estos esquemas, más flexibles en términos operativos y más atractivos en términos financieros, podrían contribuir a aumentar la producción de petróleo en el país y a incrementar los ingresos petroleros. Por otro lado, la posibilidad de una mayor participación en la industria petrolera generaría mayor confianza entre los privados. Con estos dos elementos, México tendría más herramientas para sortear los horizontes catastróficos que se vislumbran en el horizonte.

---

[1]  Para el FMI el precio del petróleo se refiere al precio medio de entrega inmediata del petróleo calculado por el FMI, que se basa en las variedades Brent del Reino Unido, Dubai y West Texas Intermediate, con idéntica ponderación.

Por: Erick U. Sánchez Salas

El objetivo de esta columna es hacer un acercamiento al actual paradigma de la industria de la refinación de combustibles, con base en hidrocarburos; para llegar a una mejor idea de qué podríamos o deberíamos ver en México, de acuerdo por un lado a los planes de la actual administración federal, su estrategia energética y el plan de negocios de PEMEX.

1. El mercado, ayer y hoy

El primer elemento que definirá el marco de estas notas sería entender las paradigmáticas diferencias, que el tiempo ha traído en el mercado y negocio de refinación.

Los orígenes. Si bien, como en casi todo gran invento de la humanidad, no existe un consenso uniforme al respecto de cuál fue la primera refinería. Podemos trazar los inicios de esta actividad industrial en lugares y tiempos, entre 1853 a 1860 en; Pittsburgh, Estados Unidos; Ploiești, Rumania o Salzbergen en Alemania. Hoy ya hace cerca, de 170 años.

Partiendo de ahí, en términos de modelos de negocio y mercado, en realidad, podríamos saltar hasta 1911, la época de John D. Rockefeller, y el caso del monopolio de la Standard Oil Company y sin mucho riesgo decir, que el modelo de negocios era “muy simple” (toda proporción guardada). Considerando la integración en la cadena de valor que la mayoría de las primeras petroleras presentaban, la ecuación en los siglos XIX, hacia entrado el siglo XX era “a mayor producción, mayor refinación”. Sencillo, ¿no?

Al margen de lo anterior, la comercialización funcionaba medianamente similar en una cadena de valor escalonada. Los pequeños productores de petróleo vendían crudo a los grandes refinadores, como insumo. Mientras los grandes refinadores de esos tiempos muy seguramente tendrían también grandes campos productores, lo mismo que vías de tren, trenes y vagones, que evolucionarían posteriormente a ductos; a través de los que distribuirían sus productos refinados. Suena incluso lógico, ¿no? Una industria de activos. Quien tuviera más infraestructura y mayor producción; tendría mayor peso y poder en la industria.

Refinación en el siglo XXI. El primer gran paradigma de la refinación, es hoy un anacronismo. La refinación, y con ella la industria petrolera, no son más industrias de activos. Hoy no gana más, quien más crudo produce o quien más refina. Las ventajas están en la tecnología, optimización de procesos y gestión de márgenes y costos.

La forma más actual de entender este negocio, en el siglo XXI, la era de las industrias sin chimeneas; sería como una Fintech. La refinación hoy, podría ser definido, como un negocio estrictamente de corte financiero y trading de plataformas digitales; que coexiste en la relación entre dos commodities, en un mercado de futuros. El petróleo crudo, y los refinados.

Modelo de negocios:

Trading de crudo. Para la empresa X, la cual posee una refinería, su equipo de trading diariamente monitorea a través de plataformas digitales de información y precios, las variaciones del precio del barril de petróleo y a través de contratos de futuros, se realizan adquisiciones de producción existente «o no» a un precio asegurado.

Transporte y logística. Hoy día, considerando lo anterior y la adopción de las tecnologías financieras el transporte es también servitizado y se maneja a través de trading. Lo que nos permite ver casos emblemáticos de estos tiempos, como las refinerías Chinas que operan procesando crudo norteamericano, o el de Japón que prácticamente sin producción petrolera alimenta gran parte de la demanda de refinados de Asia.

Procesamiento y Refinación. Para establecer el contraste iremos directo al estado del arte. En los albores del siglo XXI, en este año 2020; para hablar de los referentes en procesamiento y tecnología, en la industria de refinación tendríamos que considerar las unidades modulares de refinación, en Estados Unidos, capaces de procesar entre 100 a 120,000 barriles diarios operadas por cuadrillas de menos de 10 personas. Y por supuesto del complejo procesador de Jamnagar, en la India. Cuya última unidad de expansión inaugurada en diciembre de 2008, tras 9 años de ingeniería y construcción, le da la capacidad de procesar 1,240,000 barriles diarios, con una plantilla de menos de 2,500 personas diarias considerando procesamiento y todos los servicios que pueda uno imaginar alrededor de sus 50 plantas de proceso y más de 3,000 hectáreas de extensión.

Para ponerlo en dimensión, la refinería Francisco I. Madero, en el sur de Tamaulipas, fundada en 1914 y con una capacidad de procesamiento, de 190,000 barriles de crudo diarios tiene una plantilla actual de más de 2,200 personas. Mientras Salina Cruz con capacidad de procesamiento de 330,000 barriles opera con más de 4,000 empleados.

Es decir, tomando estos dos ejemplos, capaces de producir en una cuarta parte del potencial de Jamnagar ocupan casi 3 veces el personal necesario para operar los sistemas de procesamiento. Más allá de entrar en temas de productividad y rentabilidad, esto se debe en gran medida al avance tecnológico en esta industria.

Comercialización de combustibles refinados. Como funciona con el crudo, para el caso de los combustibles refinados de petróleo; de acuerdo con movimientos de oferta demanda y stocks el precio variará y traders buscarán asegurar el mejor precio disponible en la jornada de operación.

En resumidas cuentas, estos 4 anteriores puntos resumen las actuales condiciones que establecen el marco del mercado de refinación. ¿Simple? Ya no tanto.

1. Actualidad y Tendencias Globales de Refinación

Motivado principalmente por los cambios en la oferta mundial de petróleo, misma que ha transitado de la abundancia de crudos pesados a hoy de ligeros, tras los cambios en la producción en el mercado global de petróleo a raíz del boom del shale americano, forjado en la obligación de innovar tecnológicamente y reducir costos, en el ambiente que creo la gran crisis de los precios del petróleo en el 2014 (Y la decreciente tendencia en la reducción de consumo de combustibles con base en hidrocarburos, sobre todo por avances tecnológicos en motores y transporte que han aumentado la eficiencia y con ello reducido el consumo, no me atrevería a decir que desplazados por otras opciones de movilidad —aún—). Da lugar a que, Estados Unidos, obligado referente de la industria petrolera global y la refinación (de acuerdo con datos de la EIA, Agencia de Información de Energía, por sus siglas en inglés) no se haya construido una nueva refinería, desde la última inaugurada en 1977.

Después de esta fecha hemos visto expansiones y reconfiguraciones, para adaptarse a la nueva oferta disponible, pero no nuevos proyectos. En el entorno mundial, la tendencia es muy similar, salvo las muy relevantes excepciones como la ya citada Jamnagar en un entorno particular, con la economía de India creciendo aceleradamente y con ello su demanda energética.

1. México. Estrategia de Refinación 2018 – 2022

Para poder ponderar la estrategia y planes alrededor del sistema de refinación, hay que conocer sus antecedentes y contexto histórico. México ha tenido en su haber un total de 8 complejos de refinación, considerando entre ellas a Deer Park, en Texas, Estados Unidos, operada por Petróleos Mexicanos en asociación con Shell. Y la refinería de la compañía petrolera “El Águila” en Azcapotzalco, Ciudad de México; hoy Parque Bicentenario. Las cuales, de acuerdo con su capacidad de procesamiento, ordenaríamos, como sigue:

Complejo	Ubicación	Capacidad de Procesamiento (barriles por día)	Inauguración
El Águila	Azcapotzalco, Ciudad de México	105,000	1946
Francisco I. Madero	Ciudad Madero, Tamaulipas	190,000	1914
Ing. Antonio M. Amor	Salamanca, Guanajuato	245,000	1950
General Lázaro Cárdenas	Minatitlán, Veracruz	285,000	1956
Miguel Hidalgo	Tula, Hidalgo	315,000	1977
Antonio Dovalí Jaime	Salina Cruz, Oaxaca	330,000	1979
		1,470,000

En la suma, de la actual capacidad del sistema nacional de refinación, de 1,365,000 el Sistema Nacional de Refinación, SNR opera en promedio debajo del 40% habiendo producido en 2019: 720,200, una de las cifras más bajas de los recientes años. Siendo este el escenario actual del Sistema Nacional de Refinación.

Con lo anterior formando parte del contexto, como parte de sus metas de campaña, el hoy gobierno de México prometió la construcción de una nueva refinería, en Dos Bocas, Tabasco.

Ahora, bien, si tomáramos en cuenta las tendencias mundiales, o las condiciones del actual Sistema Nacional de Refinación, ¿podríamos considerarlo una iniciativa o inversiones contracíclicas? Quizá.

Sin embargo, no es la posición del autor, ni de este texto analizar este punto, sino llegar a, ¿qué podemos esperar a ver como pasos siguientes y en particular en éste 2020?

Los siguientes pasos en realidad, serán más en el plano administrativo, que de lo físico. Considerando las fechas que han sido públicas, hacia mediados de éste año estarían las empresas contratadas, para realizar los trabajos de ingeniería los resultados de este esfuerzo, que consistirán en planos, y documentos los cuales darán la más aterrizada perspectiva sobre los tiempos, y costos del proyecto, hasta ahora estimado por el gobierno en un plazo que continúa acortándose al haber establecido previo a la recepción de estos insumos la meta de arranque, para Junio de 2022.

 En un proceso regular, ¿qué seguiría? Revisar las ingenierías, con esta los presupuestos en virtud de los costos de construcción, gestión del proyecto y rentabilidad de acuerdo con la producción estimada sobre los insumos y costos operativos. Un proceso similar esto podría demorar, quizá un par de meses.

De ahí seguiría entonces ya con la ingeniería y presupuesto en mano, licitar los paquetes de plantas de proceso. No siendo nada cercano a una tarea sencilla, podríamos estimar que el proceso, para ser adecuado a los potenciales proveedores no menos de 3 meses. Sumando ya 5, teóricamente hacia el último cuarto del 2020.

Para llegar a la fabricación de equipos, proceso no dentro del abanico de las directas responsabilidades del administrador del proyecto, pero de crítica importancia. Pues proyectos de estas dimensiones pueden demorar 18 – 20 meses como un plazo aceptable para la construcción de equipos. Lo que nos situaría entre 23 a 25 meses, ya por encima de la meta de Junio 2022.

Sin embargo, esto no daría ya una refinería operando. Teniendo todos los equipos, módulos y plantas fabricados, comenzarían periodos de pruebas, primero desagregados y en sus propias plantas de fabricación, para posteriormente en el sitio de nuevo, desagregadas y después como todo como un sistema. Lo cual podría extenderse hacia otros 12 o hasta 18 meses más dadas las dimensiones del proyecto. Que permitirían entonces preparar el arranque. Aunque es norma que los proyectos, y más de esta envergadura tengan modificaciones en su tiempo y alcances en el plano de lo virtual, podríamos hablar de un arranque hacia finales del 2024 o quizá extenderse hacia entrado el 2025.

Habría sin embargo, no dejar de tomar en cuenta que este breve y superficial repaso de lo que podrían ser los siguientes pasos, no consideran algunas necesidades que al día de hoy no ha sido claramente comunicado, como la obligada necesidad de una planta de generación eléctrica o ductos de gas (y gas) que alimenten a esta misma.

Es entonces un reto mayor, que el gobierno tendrá que evaluar, medir capacidades para financiamiento, ejecución y sobre todo sus propias metas. Realizable, sin duda, complejo, definitivamente.

Avances- Al día de hoy tras un año y múltiples cambios en su modelo de ejecución y administración como proyecto, de acuerdo a declaraciones públicas, estos son los avances:

Por: Ramses Pech

La proyección del precio del barril promedio anual para el 2020 de acuerdo a las últimas proyecciones para el precio del Brent estaría 65 dólares y West Texas Intermediate (WTI) en 59 dólares, dando a lugar que la mezcla mexicana se encuentre en los 55 dólares. 

El pronóstico: Los precios del crudo se mantendrán elevados en los primeros meses de 2020, lo que refleja un flujo de efectivo adicional al mundo derivado de los eventos geopolíticos recientes. Sin embargo, este estímulo de precios podría disminuir en la primera mitad de 2020. El ritmo del crecimiento económico mundial y los cambios resultantes en el consumo de petróleo siguen siendo inciertos. La restricción de la producción por parte de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y varios países no miembros (OPEP +), especialmente Rusia, y la aceleración del crecimiento de la demanda mundial se verán más que compensados ​​por la producción no perteneciente a la OPEP, principalmente en los Estados Unidos, Noruega, Brasil y Canadá. El mundo incrementará el consumo mundial de combustibles líquidos aumentará en 1.3 millones de barriles diarios en 2020.

El crecimiento económico en el mundo provendrá de: “El estímulo al precio del petróleo crudo también está impulsado por un pronóstico de que el crecimiento económico mundial será más alto en 2020 que en 2019“, en función de una mayor exportación por parte de EUA y un flujo adicional en países de la OPEP y del impulso realizado fue el acuerdo comercial firmado el día 15 de enero por EUA y China, en el cual han acordado en aumentar las importaciones de energía (por parte del país asiático de alrededor de 52.4 mil millones de dólares en los próximos dos años. Principalmente en petróleo las compras durante dos años incluirán gas natural licuado, petróleo crudo, productos refinados y carbón.  Actualmente algunos tienen un porcentaje de cobro de aranceles (5%) sobre el crudo estadounidense), el cual tendrá que ser absorbido por la empresa importadora o transferido al consumidor incrementando el costo dentro del mercado, el gran reto de China de cumplir.

China, el comprador de combustible (GNL) para calefacción y centrales eléctricas de más rápido crecimiento en el mundo, no ha importado ninguna carga estadounidense desde febrero de 2019 de y el nuevo trato ayudara a exportar el excedente producido en Shale desde las terminales de exportación estadounidenses que se completaron en los últimos tres años. Estados Unidos en uno de los principales proveedores del mundo, algunos proyectos más nuevos se han estancado sin compradores chinos. La lucha por firmar contratos de venta a largo plazo ha socavado los esfuerzos para asegurar la financiación de las instalaciones multimillonarias y ahora tendrá la forma de cómo asegurar cada proyecto.

“En enero quedó demostrado que el crecimiento económico dependerá de EUA-CHINA“, debido a que han preferido ponerse de acuerdo en circular el dinero entre ellos para no tener un estancamiento económico y de crecimiento que pudieran colapsar el mercado interno de cada país. El dinero circulará en el mundo, pero solo en aquellos países que tenga el cómo intercambiar algo; energía, tecnología o dinero para invertir, todo aquella nación que no tenga lo anterior quedará expedita a depender de la forma como relacione en el mundo y las facilidades que dé para poder llegar a ser parte del mundo geopolítico.

La nueva palabra en cada mesa de negociación que estará a partir del 2020 será “MERCADO ENERGETICO”, derivado que la OPEP no determinará el precio del petróleo, el intercambio comercial fundamentado en materia prima como los hidrocarburos entre países en desarrollo; dando a lugar a la movilidad del dinero para incrementar el flujo de efectivo para invertir en tecnología para una transición energética del futuro con el fin de obtener energía finita con materias primas de alto rendimiento y bajo costo.

México con el TMEC un acuerdo comercial que dependerá de que podremos intercambiar que genere un interés, actualmente importamos gran cantidad de energía de EUA ante una baja cantidad en volumen en dinero de exportación por parte de nosotros. México requiere tomar el mismo ejemplo del acuerdo de las dos potencias, pero en el sentido de permitir inversión directa extranjera lo más ligado a tener autosuficiencia energética y tecnológica en el futuro, aprovechando que el riesgo financiero lo asuman privados y la nación tenga recursos adicionales por medio de impuestos y derechos que deriven de cada proyecto ejecutable en el mundo. El dinero que solo provenga del presupuesto de cada año para energía, nos dará como resultado una ECONOMÍA CÍCLICA ESTACIONARIA, teniendo como consecuencia no ser atractivos y quedando aislados para el mundo por un tiempo indeterminado.

El petróleo

El botón apretado en enero por EUA, ha dictaminado la evaluación para el mundo de la importancia del mercado de la venta de petróleo crudo para tener flujo de efectivo adicional para el crecimiento.

Los países desarrollados económicamente – energéticamente – tecnológicamente; han dictaminado que para poder obtener flujo de efectivo deben de incrementar el precio de barril en el primer semestre (Brent entre 64 a 65 dólares) debido a que mucho del precio colocado por empresas nacionales o privadas colocaron precio promedio entre 58 a 60 dólares, el precio promedio de la cotización diaria para el 2020.

No perdamos el piso en 2020, “EUA controla el precio del barril derivado de haber llegado a los 13 millones de barriles diarios a final del 2019” (71% proviene de formación de Shale) y crear una economía creciente de circular dinero al desarrollar la actividad en tierra y no en mar. Un precio del WTI por arriba entre 63 a 65 dólares en promedio ayudaría a las empresas a poder tener flujo de efectivo positivo y pagar deuda; dando un mantenimiento de la producción e incrementar al mismo ritmo que el año pasado. Actualmente las empresas privadas en la industria de perforación han alcanzado un punto de equilibrio al reducir costos que pueden ayudar a mantener un campo a un precio de 40 dólares por barril y con ello lleve a una mayor exportación. 

El mundo no dejará de invertir en el petróleo; suministra alrededor del 33% de la energía global y las proyecciones de una demanda absolutamente decreciente no hay indicios de corto plazo, ya que el petróleo actualmente no tiene un sustituto material. El gasto total de capital (CAPEX) de CNOOC Limited para 2020 para la parte de exploración y producción está presupuestado en 13.76 mil millones de dólares (la exploración representará aproximadamente el 20 por ciento del gasto total y perforarán 227 pozos de exploración). El Ministro de Energía de Arabia Saudita dijo que la OPEP y sus aliados siguen centrados en usar los recortes de producción para reducir los inventarios de petróleo a niveles normales, sin inmutarse por el estallido de las tensiones políticas en el Medio Oriente. 

La realidad del petróleo con la argumentación anterior; dictaminará la economía para tener el flujo de efectivo adicional requerido para no tener una contracción económica mundial. Los países que han entendido este concepto están teniendo el dinero necesario para poder desarrollar tecnología, infraestructura y cambio de cultura para la utilización de materia prima que tenga una vida útil mayor y de bajo costo, comparada con la actual para tener energía infinita. El concepto mundial de transición energética provendrá de entender un mix balanceado de generación de energía como la electricidad, un ejemplo de corto plazo para el 2020: EUA (no asegún alineado al cambio climático) el incremento de generación de electricidad provendría de 44% de eólica, 32% solar y 22% con gas natural. 

El mundo ya entendió que la OPEP no tiene el control del dinero al no influir por medio del recorte de la producción, debido a que ante la falta de la misma EUA puede compensar al ser el mayor productor actualmente y este ha entendido que puede beneficiar a su mercado interno de la industria de hidrocarburos al apretar el botón cuando lo necesite, debido a que países que ahora invierten en exploración, producción y exportación de crudo benefician, no se opondrán al tener flujo de efectivo adicional.

Ante el escenario anterior México tiene los siguientes beneficios y consideraciones a realizar.

1. Incremento en flujo de efectivo por parte de la venta de crudo de exportación, derivado de un precio colocado en la ley de ingresos de 49 dólares por barril y de acuerdo a proyecciones realizadas podríamos tener un precio promedio anual de las cotizaciones diarias de 53, dando a favor una diferencia de 4 dólares (2019 ley de ingresos 55 y promedio anual real 57). 
2. A partir del 2020, México tendrá un dilema ante un precio de Barril en promedio alto en decidir en forma diaria si exporta o manda crudo a refinería. Recordemos que la venta de crudo al mundo conviene a la nación y la refinación a PEMEX. 
3. Realizar la decisión de realizar una conversión en la explotación de yacimientos en agua somera a terrestre basado en la información de reservas prospectivas y información de correlación con campos, principalmente en campos con formaciones de baja permeabilidad como lo realizado por EUA.
4. El crudo o gas en nuestros yacimientos tienen un valor alto en la próxima década debido que después del 2040 podría valer a la mitad. 

El mundo tiene un nuevo administrador del botón de la económica: EUA.

Por: Raúl Cedeño, Director Editorial

El mundo es un ente complejo sin duda, y quien le da forma- nos guste o no- es la naturaleza. Hoy claramente, y a pesar de las teorías, las cadenas de whatsapp, los tweets o los posts en diversas redes, el tema del COVID-19 solo tiene una conclusión: es un virus, un ente que enferma a las personas, y esa es su naturaleza.

Ante este hecho contundente, este pequeño ejemplar, no ha provocado nada grato. Dicen por ahí “el aleteo de una mariposa puede provocar un huracán”, aquí un microorganismo circular ha puesto en jaque al mundo. El tema con el COVID-19, que si bien no es letal, más si peligroso con falta de cuidados adecuados, nos ha puesto contra la pared en varios sentidos y reflexionando con respecto a qué tanto ha sido nuestra culpa.

Son tiempos para reflexionar, estar en casa y replantearnos lo importante. Por otra parte también es vital hacer nuestra parte, la responsabilidad no está más que en nosotros, es momento de actuar, y la actuación hoy es muy simple. Quédate en casa. Pero… no malentendamos este mensaje, quedarnos implica continuar la cotidianidad dentro de lo posible, es momento de romper paradigmas y replantear estrategias. La automatización será un tema crucial una vez que pase la crisis, y también el reestructurar quienes somos como profesionales.

Como aprendizaje personal en el transcurso de estas dos semanas que están por concluir como las primeras de nuestra iniciativa en Petróleo&energía, hemos aprendido la importancia de crear un nuevo entorno colaborativo basado en la eficiencia, la certeza, la creatividad y la innovación. Es hora de romper los paradigmas, y demostrar que el quehacer de nuestro trabajo es mayor al estar 8 horas en un espacio físico. El nuevo esquema son resultados y resolución de problemas.

En nuestra publicación estoy orgulloso de lo que ha acontecido, y de lo que vendrá gracias a la adaptación y maleabilidad que hemos tenido gracias a la amplia gama de soluciones tecnológicas, hoy más que nunca como medio de comunicación estamos priorizando nuestra labor con nuestros clientes, lectores, aliados y expertos, para construir una comunidad que transciende la realidad física.

Esto NO ES UNA PAUSA, es una nueva realidad que estaremos construyendo y que representa la oportunidad más grande para la disrupción y la creatividad. NO SOMOS AJENOS A LA ADVERSIDAD, pero tampoco es el momento de derrotarnos, el tiempo y su aprovechamiento lo hacemos nosotros. En Petróleo&Energía estamos comprometidos con esta nueva fase, y los invitamos a continuar viviendo la disrupción con nosotros.

Unidos hoy significa más que el tacto, las fronteras de la comunicación se están rompiendo y el límite cada vez más se siente muy lejano, aprovechar esto es vital.

Por: Paolo Salerno

Hace poco más de un año, en esta época había iniciado la carrera sin frenos hacía el cumplimiento del Código de Red.

Las empresas y los agentes del sector buscaban cursos, manuales, especialistas o cualquier información que les permitiera darle una guía para poder implementar y cumplir con los lineamientos técnicos y jurídicos establecidos en esta norma.

Para poder dimensionar de forma oportuna este problema, es necesario, en primer lugar, contextualizar de qué estamos hablando.

“El 8 de abril de 2016, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) expedía una normativa técnica llamada Código de Red, en la cual se fijó que todos los participantes del mercado, es decir, generadores, transportistas, distribuidores y consumidores en media y alta tensión, tenían que cumplir con nuevos parámetros técnicos en lo que era calidad y eficiencia de la energía”.

Para implementar esta regulación se previó un periodo de gracia de tres años (hasta el famoso 9 de abril de 2019).

En el caso de la generación, por temas técnicos y de mercado, el cumplimiento ha sido casi automático, ya que para interconectarse y para medir la energía que se inyecta a la red, el Centro Nacional de Control de la Energía (CENACE), en sus manuales, ya incluía de base estos requerimientos para permitir a las plantas de generación de interconectarse y operar.

En lo que corresponde a las actividades de transmisión y distribución, siendo estas áreas exclusivas del Estado y operadas por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en calidad de Empresas Productivas del Estado, se han establecido (actividad que se sigue haciendo) programas de modernización de las redes, aunque de forma muy paulatina con respecto a las reales necesidades del sector en estas áreas.

De último, pero no por esto menos importantes, quedan los centros de carga, es decir, los usuarios que consuman energía en media y alta tensión.

Estos han tenido un acercamiento muy variado a este tema, en el sentido que los centros en alta tensión y los participantes del mercado en media tensión, por su estructura y funcionamiento, han tenido que ir adecuando sus instalaciones al Código de Red de forma automática, para cumplir con su operación diaria.

A diferencia de éstas, las instalaciones en media tensión que cuentan todavía con un suministro básico, es decir, su suministro de energía sigue siendo con tarifa regulada y operado por la CFE Suministro Básico, son las que más retraso han tenido en implementar el Código de Red, y especialmente de éstas trata este artículo.

La situación anteriormente descrita es fruto de varias problemáticas que se han presentado desde el periodo de gracia, hasta la efectiva entrada en vigor del Código de Red:

La primera ha sido el casi total desconocimiento por parte de las empresas de esta normativa. 

En este sentido, aunque la CRE haya difundido de alguna forma información al respecto, el sector entero no ha dado la importancia que hubiera merecido al asunto. 

Los jefes de mantenimiento, los encargados de energía de las plantas y los mismos dueños, al igual que muchas asociaciones de categoría, no tenían en el radar esta normativa, lo cual ha provocado que, al momento de acercarse la fecha fatídica del 9 de abril del 2019, las empresas estaban totalmente impreparadas para la implementación de la regulación.

La segunda ha sido la falta de conocimiento de este tema por parte de los agentes del sector, especialmente en la parte técnica, lo cual ha conllevado consecuencias negativas muy importantes, como, por ejemplo, no dimensionar correctamente el problema, tanto a nivel temporal como económico. 

Es decir, no han informado a las empresas del tiempo que realmente se hubiera necesitado para realizar correctamente los estudios y, a la par, de los costos en los cuales hubieran tenido que incurrir, tanto para hacer los estudios, como para la implementación de las correcciones necesarias en las plantas.

La tercera, que va de la mano con las otras dos, ha sido no presentar a los participantes del mercado de la forma oportuna esta importante y muy bien estructurada regulación. 

Esto es de fundamental importancia, ya que permitiría a todo el sector de producción mexicano generar una cultura de eficiencia, ahorro y calidad de energía en las instalaciones, que les permitiría trabajar de una forma mucho más en línea con los estándares y modelos internacionales.

La situación actual, fruto de todo lo anteriormente descrito, ha tenido algunas consecuencias muy relevantes.

La primera ha sido que muchas empresas, especialmente de ingeniería, sin tener el conocimiento y aprovechando la situación, han empezado a venderse como “especialistas de Código de Red” realizando estudios y análisis que no son conformes con la regulación, sin dejar de lado lo que han cobrado para estos servicios.

En segundo lugar, existen muchas empresas que, a pesar de las importantes sanciones previstas y de la importancia que esta normativa tiene para la mejora también de su proceso productivo, después de un primer momento de pánico, han decidido de no hacer nada por el momento, debido a que la autoridad, en este caso la CRE, no tenía ni las capacidades ni los recursos tanto para analizar y dictaminar los planes de trabajos, buenos o malos que fueran y, menos, para iniciar los controles en los centros de carga. 

En efecto, a la fecha no se conoce prácticamente de ningún control y menos de alguna sanción en este tema, lo cual provoca una situación paradójica y un juego de equilibrios muy peligroso. 

Es decir, la no intervención del regulador en este asunto provoca que muchas empresas, corporativos y marcas importantes, no hagan nada para cumplir con el Código de Red, ya que no sienten que haya una “amenaza real” fruto del control que la autoridad debería de hacer. 

Esto provoca, por otro lado, que en el momento en el cual caiga la primera revisión y/o sanción, todas las empresas que no han tomado carta en el asunto empiecen, una vez más, a buscar cómo solucionar el problema, provocando una subida de los precios para estos estudios y una sustancial bajada de la calidad de los servicios propuesto. 

Esta situación, realmente no ayudará a nadie.

Además, se tiene que tener en cuenta que ya existe una versión actualizada del Código de Red, la cual no ha sido todavía publicada, ya que la autoridad todavía está en proceso de análisis y contestación de lo que son las preguntas fruto de la consulta pública que terminó el pasado mes de septiembre. 

También en este caso resulta de fundamental importancia evidenciar cómo es urgente avanzar y publicar esta normativa para dar certeza jurídica a todo el sector.

En definitiva, el Código de Red es una normativa de absoluto valor que puede permitir a todo el sector eléctrico mexicano mejorar en lo que corresponde calidad, eficiencia y ahorro energético. 

En muchas partes del mundo ya se han implementado normativas similares que han llevado muchos beneficios, sobre todo a la producción industrial. 

En el caso de México, es importante que las empresas vean esta regulación como una gran oportunidad para mejorar sus instalaciones y procesos productivos. 

Al mismo tiempo resulta de fundamental importancia que el organismo regulador, la CRE, que está encargado de este asunto, tome cartas y empiece a hacer su labor de revisión normativa con la aprobación de nuevo Código, y sobre todo que inicie a inspeccionar a los obligados para ver si realmente cumplen o no. 

Esto no con el afán de sancionarlos, sino más bien con la preocupación de empujarlos a que se involucren activamente en el asunto, y empiecen realmente a implementar esta gran transformación en el sector eléctrico mexicano en lo que es calidad, eficiencia y ahorro energético de acuerdo a lo previsto en el Código de Red.  

Por: Fluvio Ruíz Alarcón

Conforme a lo planteado en la campaña electoral de 2018, el decidido apoyo a Petróleos Mexicanos, es uno de las componentes fundamentales de la política económica del actual gobierno. Esta postura ha provocado fricciones con la dinámica sectorial forjada por la implementación de la reforma energética y heredada de la administración anterior.

Particularmente, tras la decisión presidencial de suspender las rondas licitatorias de contratos de exploración y producción, así como los llamados farm outs de Pemex; tal y como se plasmó en la plataforma electoral de la Coalición Juntos Haremos Historia. 

En respuesta, diversos actores han planteado que el Ejecutivo Federal abandone lo que no son solo propuestas de campaña, sino el reflejo de principios muy enraizados en el imaginario colectivo de quienes conforman la base social de la nueva clase política gobernante. A despecho de ello, en distintos foros y medios se insiste en la reanudación de las licitaciones y los farm outs, sin que se propongan cambios ni en el marco jurídico ni en lo esencial de los procedimientos utilizados en las rondas efectuadas durante el gobierno de Enrique Peña Nieto. Como si estos meses de la nueva administración, hubieran sido solo una pausa en el ineludible sendero de la reforma….

El gobierno necesita hacer una evaluación profunda e integral de lo que ha representado la implementación de la reforma energética; e implica ir más allá del propio discurso gubernamental que da a entender que los criterios casi únicos de evaluación serían los niveles de producción alcanzados y el monto de las inversiones realizadas por los operadores. Sin duda que son factores muy relevantes; pero una evaluación integral requiere tomar en cuenta una gran variedad de elementos para obtener una visión global del proceso de apertura del sector petrolero en términos institucionales, económicos, fiscales, sociales, educativos, tecnológicos, ambientales y procedimentales. Sería un gravísimo error histórico, analizar los resultados de las licitaciones únicamente desde la estrecha perspectiva del extractivismo rentista o aún desarrollista.

Incluso, para obtener el panorama general de las licitaciones sería importante recapitular las etapas previas a la realización de las mismas. En este sentido, se debe esclarecer el hecho de que, en contra de lo expresamente señalado en la propia reforma, no se le hayan entregado a Pemex todos los campos en producción, ni se le haya reconocido el justo valor económico de sus inversiones hechas en las áreas que no retuvo, tras la Ronda Cero. Después, habría que revisar el proceso de otorgamiento y el contenido de los diversos tipos de contratos licitados en todas las convocatorias. En particular, se debe analizar el caso de los 65 contratos de licencia otorgados por el gobierno anterior y en los cuales no se estableció el pago de un bono a la firma, a pesar de ser una contraprestación obligatoria para este tipo de contratos, conforme a la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos. También sería importante conocer la evaluación de ciertas cláusulas contractuales específicas, como la que otorga un 25% de valor recuperable adicional al contratista, en la inversión en exploración. Un subsidio que ni de lejos tiene Petróleos Mexicanos, al cual solo se le permite deducir estos costos. Este punto es muy relevante porque una de las variables que determinará el reparto real de la renta y las utilidades, de los proyectos donde aplica, es la recuperación de costos. Conforme se vaya obteniendo la información, se podrán hacer comparaciones entre los beneficios esperados para el Estado de acuerdo a los modelos fiscales de los contratos y los realmente obtenidos.

Ahora bien, aunque la eventual evaluación pudiera no ser tan negativa y la falta de crecimiento económico se esgrimiera como argumento pragmático frente a la firmeza ideológica del gobierno; sería muy difícil convencer a quienes se movilizaron contra la reforma energética y forman parte del núcleo duro y mayoritario del respaldo social del actual gobierno, que la reanudación de las licitaciones no sería una grave claudicación política y de principios. Esto descartaría la realización de rondas en lo que resta del sexenio y, de acuerdo a la plataforma electoral de 2018, condicionaría los farm outs a la realización de cambios en “su esquema”. Un cambio de esquema significativo, sería darle a Pemex la capacidad de establecer alianzas por sí mismo, lo que requiere modificaciones en la legislación secundaria de la reforma energética.

Por otro lado, las contradicciones que existen hoy en día, entre diversos instrumentos normativos y la orientación general del gobierno en materia petrolera; provocan una gran incertidumbre, porque los ajustes que se realizan a dichos instrumentos, son casuísticos e imprevisibles. En sentido contrario, decisiones políticas y modificaciones reglamentarias que podrían esperarse de un gobierno de izquierda, simplemente no han ocurrido, al no hacerse un análisis de conjunto del diseño sectorial heredado. 

Un lustro de implementación de la Reforma, ha hecho difícilmente reversible la apertura al capital privado en ciertos eslabones de la cadena productiva de los hidrocarburos. Esto plantea la necesidad de revisar y fortalecer los instrumentos del Estado para consolidar y garantizar la preeminencia del interés público sobre el privado. 

“Modificar la reforma heredada del pasado gobierno, con el mayor consenso social y político posibles, daría claridad y estabilidad a una nueva dinámica sectorial, al tiempo que permitiría hacer coherente la orientación y objetivos de las políticas públicas“, con el diseño institucional, el marco jurídico, las medidas regulatorias y demás instrumentos derivados. Todo esto reduciría la incertidumbre que termina frenando las inversiones privadas cuya importancia es indiscutible en ciertas áreas. Los operadores petroleros se adaptan a los arreglos institucionales de cada país, a condición de obtener ciertas garantías sobre la estabilidad y predictibilidad de las nuevas reglas del juego.

Asimismo, debemos recordar que la reforma fue omisa en materia de investigación, desarrollo, innovación y asimilación tecnológica. Incluso, en la parte meramente presupuestal de esta materia, el monto de la inversión estatal obligatoria se redujo. De ser el 0.65% del valor de la producción, a partir de la reforma de 2008, hoy se destina el mismo 0.65% pero de la renta petrolera. Más allá de lo presupuestal, “necesitamos desarrollar una industria y una empresa petrolera nacional competitivas, apoyadas en una sólida base científica y tecnológica”, en cuya construcción juegue un papel de primer orden el Instituto Mexicano del Petróleo. 

Reivindicar la soberanía nacional sobre los recursos petroleros, consolidar la rectoría estatal del sector, fortalecer a Pemex como empresa pública, sentar las bases de un sistema sectorial de innovación y dar certeza a la inversión privada complementaria; bien merecen un esfuerzo legislativo serio y profundo.

Por: Dra. Flory Anette Dieck Assad

El domingo 10 de noviembre del 2019 fue estremecedor para Pemex quien sufrió ataques cibernéticos afectando, según datos oficiales, a cerca del 5% de los equipos personales de cómputo, lo que nos invita a reflexionar más seriamente sobre la ciberseguridad.   

Pemex como la mayoría de las empresas, confían en que las innovaciones tecnológicas podrían incrementar la productividad de los negocios, optimizar procesos productivos, beneficiar el emprendimiento, apoyar a las Pequeñas y Medianas Empresas (PYMES), acercar zonas marginadas y rezagadas al desarrollo económico, mejorar los servicios gubernamentales, incrementar la competitividad e incrementar el bienestar del consumidor a través de mejores y más variados bienes y servicios, entre otros. Sin embargo, esta innovación que contribuye al bienestar de la humanidad, podría también herir y hacer daño, por lo que sería importante dirigir la fuerza disruptiva de la innovación hacia la mejora continua de la ciberseguridad. 

Un rescate desorbitante- De acuerdo a Bloomberg los secuestradores de las computadoras de Pemex solicitaban un rescate por 565 bitcoins que equivalen aproximadamente a 5 millones de dólares. 

Ante un ecosistema de innovaciones que aparecen vertiginosamente en este siglo, la “seguridad tecnológica” está también convirtiéndose en un concepto sofisticado gracias a la Inteligencia Artificial (IA) y el aprendizaje automático de las máquinas (machine learning).  Sin embargo, se debe estar consciente que en la medida de que el mundo cibernético innova, el ecosistema criminal cibernético le sigue muy de cerca sus pasos. 

Los “hackers” que se definen como “ciberpiratas”, “secuestradores digitales”  o “intrusos de la informática” también se están innovando y perfeccionando continuamente. Hemos sido testigos de las noticias falsas que se han generado con el uso de la  IA, el robo de criptomonedas, ataques con robo de información a las nubes electrónicas donde las empresas guardan los datos de sus clientes. Entramos a la era de la “guerra cibernética”, que será sin duda, el mayor dolor de cabeza del siglo XXI. 

Así como la innovación está en un proceso cambiante, también lo están aquellos que se dedican a atacar sistemas digitales. La intención de este artículo es la de cuestionar si estamos seriamente considerando este problema, tomando las acciones adecuadas y revisando si estamos en realidad adelantándonos a los posibles ataques perpetrados por mentes criminales. 

Nueva estrategia de hackers 

Recientemente los usuarios de sistemas computacionales han reconocido que una simple contraseña es un candado que ofrece seguridad de muy bajo nivel, por lo que los expertos sugieren incluir un mensaje de texto o llamada al teléfono móvil del usuario, si se sospecha que pudiera existir un ataque cibernético. 

Ante esta acción de autenticación de seguridad de dos pasos, las mentes criminales creativamente diseñaron la estrategia de ataque conocida como “SIM swapping” o “SIM duplicada” o “Intercambio de SIM” (Subscriber Identity Module, que es el chip donde está almacenado el número telefónico del cliente). 

Cuando un cliente se identifica con su compañía telefónica diciendo que ha perdido su SIM o que se lo han robado, o en el caso de que deseara cambiar ese SIM a un nuevo teléfono celular, su prestador de servicio telefónico le otorga un nuevo SIM. Y ahí se encuentra la vulnerabilidad del cliente.

Según los expertos, el proceso criminal se realiza de la siguiente forma:  

1. El hacker recauda fraudulentamente información personal de la víctima a través de diferentes medios (correo electrónico, llamadas telefónicas, redes sociales, etc.).
2. El hacker contacta a la compañía proveedora de servicios telefónicos de la víctima y usa técnicas para convencer a la compañía telefónica que tuvo que cambiar el teléfono y necesita un nuevo SIM, que en este caso sería el SIM fraudulento. Esto lo pueden hacer mediante suplantación de identidad utilizando datos personales de la víctima y asegurándole a la compañía telefónica que perdió su teléfono celular. 
3. El teléfono de la víctima pierde contacto con la red telefónica y el hacker es el que recibe todos los mensajes SMS (Short Messages Services o Servicios de mensajes cortos) y las llamadas telefónicas dirigidas a la víctima. Así el hacker intercepta todas las contraseñas que le envíen ya sea por textos, o por llamadas telefónicas, incluyendo contraseñas bancarias así como contraseñas de sus cuentas de redes sociales (Instagram, facebook, etc. ), y de todas aquellas cuentas o aplicaciones que se basen para su funcionamiento en un mensaje de texto o en una llamada telefónica para verificar la autenticidad del usuario. 
4. La velocidad de este proceso es impresionantemente rápida.

Una de las más famosas víctimas de este método de fraude fue el cofundador y CEO de Twitter, Jack Dorsey. El hacker logró obtener un duplicado de la SIM de Jack Dorsey, por lo que pudo tener acceso a su cuenta de twitter. En este caso el ataque criminal se manifestó con en el envío de mensajes ofensivos y racistas a través de su cuenta de Twitter (@jack).

Uno de los casos más conocidos de vulnerabilidad son las cuentas de correo electrónico Gmail. El hacker dice que “olvidó su contraseña”, entonces Google permite restablecer la contraseña si se asocia a un número telefónico a donde le manda nuevamente la contraseña mediante un mensaje de texto (SMS) que es recibido por el hacker que le permite entrar a la cuenta de correo electrónico de la víctima. Una vez adentro de una cuenta de correo Gmail, el hacker bloquea la entrada a su correo electrónico del dueño real de la cuenta; mientras que la víctima reporta que no puede entrar a su cuenta creyendo que su teléfono móvil perdió señal y busca como solucionar el problema, el hacker ya está navegando en la cuenta de la víctima buscando evidencia de cuentas bancarias, financieras, criptomonedas (digital wallet), etc. 

Las empresas deben incrementar su ciberseguridad, pero también están involucrados en este proceso las operadoras telefónicas y los bancos. 

Una operadora telefónica debe incrementar los requerimientos de los usuarios que soliciten un duplicado de su tarjeta SIM, exigiendo varias pruebas de la identidad del usuario. Por su parte las entidades financieras, bancos y cualquier plataforma que busque utilizar el sistema de mensajes SMS para verificación de seguridad de un usuario, debe estar alerta y conocer  su vulnerabilidad. 

La IA en la ciberseguridad  

El Instituto de Tecnología de Massachusetts (MIT, por sus iniciales en inglés) en sociedad con Hewlett Packard, realizaron una investigación para identificar la línea de pensamiento de las empresas respecto a la utilidad de la IA para reinventar su ciberseguridad. 

Los resultados de este estudio realizado en el 2019 y publicados en el MIT Technology Review Insights, aseguran que el “69% de las 303 organizaciones entrevistadas, están seguras de que solo podrán responder a las amenazas criminales cibernéticas mediante la IA“. Ellos consideran que la IA ofrece las herramientas para analizar grandes cantidades de información a través de algoritmos derivados del aprendizaje automático de las máquinas (machine learning). De esta manera se apoyarían para encontrar patrones e identificar posibles caminos por donde un ciberataque podría surgir. Asimismo, la IA podría sugerir a los tomadores de decisiones el cómo anticiparse a un posible ataque para responder de inmediato y causar el menor daño posible. 

Reto en las empresas

Debemos estar conscientes que en la ola de “innovación tecnológica” navegan tanto hackers éticos como los no éticos. Se esperaría que el software para asegurar la información y comunicación en una empresa se mejore y sea sofisticado, utilizando la IA con el fin de apoyar a eliminar amenazas. Sin embargo, no podemos olvidar que los cibercriminales también se están reinventando con nuevas herramientas para encontrar la mejor manera de infiltrarse y derribar los escudos protectores que hayan construido las empresas contra los ciberataques.

“Las empresas deben mantener en su mira el panorama de las amenazas cibernéticas que están evolucionando con la innovación tecnológica“. Para ello deben adelantarse, estar siempre al tanto de los últimos avances tecnológicos y tener una línea de pensamiento creativo que se mantenga en una “constante reinvención” de las metodologías y prácticas de la ciberseguridad.  

1. ¿Cómo están respondiendo las empresas?
   • 68%—están evaluando diferentes proveedores y nuevas tecnologías 
   • 52%—están optando por entrenar a su personal en cuestiones de ciberseguridad y están en la búsqueda de diseños organizacionales que les permitan ejercer un liderazgo efectivo para obligar a todo el personal en el uso de la ciberseguridad en todos los niveles
   • 44%—están desarrollando sistemas de ciberseguridad internos mediante la contratación de hackers éticos, expertos en seguridad informática, que dediquen su talento a realizar pruebas de penetración y a diseñar protocolos para detectar la vulnerabilidad de sus sistemas de comunicación e información dentro de la misma empresa
   • 37%—están desarrollando una nueva estrategia organizacional de ciberseguridad

Por: Daniel Salomón Sotomayor

En septiembre de 2019 se importaron a México 5,988 millones de pies cúbicos diarios de gas natural (MMpcd), mientras que únicamente 2,666 MMpcd son producidos en México. De acuerdo con el prontuario estadístico de diciembre de 2019 publicado por la Secretaría de Energía (SENER) “las importaciones de gas natural de 2019 (desde Estados Unidos) han permitido compensar la disminución de la producción nacional”.

México atraviesa por un momento donde la producción nacional de gas natural está lejos de cumplir con las necesidades de suministro nacional, y la producción esperada no parece revertir esa balanza en el futuro cercano. Esta situación ha propiciado el desarrollo de infraestructura de gas natural que permite contar con fuentes alternativas de suministro como nuevos sistemas de transporte por medios de ducto y desarrollo de negocios de importación de gas natural por medios distintos a ductos con infraestructura de almacenamiento de gas natural licuado (GNL) y transporte por medio de buque tanques o autotanques. “La conclusión es clara, no contamos con suficiente gas natural y los participantes del mercado se han acercado al mercado productor más competitivo del momento: Estados Unidos”. 

Estados Unidos ha alcanzado niveles históricos de producción de gas natural superando las necesidades de la demanda local. Se estima que en 2020, la producción de gas natural en los Estados Unidos promediará 94.7 billones de pies cúbicos diarios (Bcf/d), mientras que la demanda promedio se calcula en 85.3 Bcf/d. Lo anterior, ha repercutido en que el precio del gas natural se mantenga por debajo de los 2 dólares, por lo tanto, resulta atractivo buscar nuevos mercados para colocar dichos excedentes a precios que garanticen mayor rentabilidad.  

“Aparentemente resulta una locura permitir el desarrollo de proyectos de exportación de gas natural en México con destino a otros países. Pareciera como si quisiéramos dar agua a otros cuando nos estamos muriendo de sed“. Sin embargo, “dar para recibir” tiene sentido desde una perspectiva regulatoria y comercial para el mercado de gas natural en México. 

Exportación de GNL  

Públicamente existen dos proyectos que cuentan con permisos de licuefacción otorgados por la Comisión Reguladora de Energía. El primer caso, es la terminal de almacenamiento de GNL ubicada en Ensenada Baja California, en la que Energía Costa Azul pretende incluir una instalación de licuefacción que permita transformar el gas natural para su exportación en estado líquido. El segundo caso, se trata de la nueva instalación a ubicarse en Puerto Libertad, Sonora, a cargo de Mexico Pacific Land Holdings que contará con 4 trenes de licuefacción con una capacidad nominal de 11.4 millones de toneladas por año. De manera general, ambos proyectos buscarán importar gas natural de Estados Unidos para licuarlo, cargarlo en buque tanques y suministrar mercados asiáticos u otros. 

Este tipo de proyectos requieren de un gran número de autorizaciones gubernamentales, donde destacan dos permisos de alta importancia: licuefacción y exportación. El primero, permite someter al gas natural a un proceso físico para cambiar la fase gaseosa a líquida con objeto de reducir el volumen conservando su poder calorífico, y el segundo autoriza el envío de dicho producto a otro país. 

A causa de la situación de abasto de gas natural en México, el permiso más polémico es el de exportación. El financiamiento de dichos proyectos normalmente está apalancado o garantizado con contratos de suministro de largo plazo, lo que conlleva la necesidad de asegurar la exportación de dicho producto por un plazo equivalente. Los permisos de corto plazo no dan certeza a usuarios o inversionistas y representan una importante contingencia que puede ser decisiva para el financiamiento de dichas instalaciones.

Beneficios de los proyectos de exportación 

Además de los beneficios generales de todo proyecto de infraestructura, un esquema de re-exportación tiene impactos benéficos en un sector energético como el nuestro. Las plantas de licuefacción para exportación se convierten en un usuario ancla para el desarrollo de infraestructura de transporte; los compromisos asumidos a largo plazo les permiten ser agentes esenciales en el desarrollo de nuevos ductos o para el mejoramiento de los existentes aumentando su capacidad; y, a su vez, el desarrollo de infraestructura de transporte por ductos sirve para el desarrollo de redes locales de distribución por medios de ductos o redes virtuales (autotanques) que fomentan el uso comercial, doméstico e industrial del combustible fósil más limpio.

SENER tiene una importante oportunidad para aumentar el suministro de gas natural impulsando la exportación de GNL desde nuestro país. Desde la regulación del otorgamiento de los permisos puede propiciar a que la cantidad de producto importado sea mayor a la cantidad de gas natural exportado, detonando el suministro de gas natural en toda la costa oeste de nuestro país. 

“Los proyectos de exportación de GNL tienen beneficios directos en el sector energético ya que aumentan el desarrollo de nueva infraestructura o permiten lograr su máxima eficiencia“. En este sentido, los proyectos de exportación representan para México una oportunidad regulatoria para incluir condiciones que fomenten el suministro de gas natural en zonas específicas del país. Para esto, las autoridades deben ofrecer certidumbre a las inversiones mediante el otorgamiento de permisos de largo plazo siempre que el gas exportado provenga directamente de la importación garantizando que no se afecte la balanza energética de nuestro país. 

Por: Juan Pablo Robert Sañudo

Muchos hemos escuchado acerca del Doomesday Clock –Reloj del Apocalipsis-. Es un reloj simbólico que la junta directiva del Bullet of the Atomic Scientists ha mantenido por más de 70 años para mostrar qué tan cerca o lejos estamos de que las manecillas de este reloj den las doce, representando la destrucción total y catastrófica de la humanidad.

Las manecillas del reloj del juicio final pueden retroceder o avanzar según las acciones de la humanidad en el planeta, como el cambio climático.

En el 2020 el Doomsday Clock advierte que la humanidad nunca había estado tan cercana de la media noche. No debería sorprendernos. Hemos normalizado el cambio climático y sus repercusiones. Siempre pensamos que el responsable es alguien más, nunca nosotros.

Granizadas sin precedente en Jalisco, cantidades alarmantes de sargazo en la Riviera Maya, inundaciones severas en Tamaulipas, contingencia ambiental en la Ciudad de México, incendios históricos en Australia o derretimiento de la mitad de la capa glaciar en Groenlandia en tan solo tres semanas. El reloj está corriendo.

¿La principal causa? Nosotros, los seres humanos y nuestro consumo de combustibles fósiles. Tan solo 20 empresas en el mundo son responsables de una tercera parte de todas las emisiones de carbono en el planeta.

En México contamos con las condiciones naturales y regulaciones necesarias para aprovechar las energías renovables como una solución ecológica y económica.

Por un lado, están los parques de energías renovables, como los eólicos o solares. Esta energía eventualmente llega a nosotros a través de los cables de luz, sin embargo, menos del 20% de la energía que consumimos de la red es energía limpia y, a pesar de que su generación es más económica, no se ha adoptado con suficiente velocidad.

Por otro lado -y más prometedor- está la generación distribuida, donde un inmueble puede generar y consumir su propia energía. La generación distribuida representará casi el 50% de la capacidad solar instalada en el mundo en los próximos cinco años.

Si bien en México se espera que la adopción de los techos solares crezca siete veces para 2023, no es suficiente. La base actual apenas rebasa los 100 mil techos solares en el país, pero existen más de 43 millones de usuarios de la red eléctrica; con ese crecimiento estaríamos viendo una penetración de apenas 1.5% de esta base.

El sector industrial puede verse inmensamente beneficiado al adoptar a la energía solar como su fuente primaria de electricidad. Los ahorros que representa para sus empresas abrirán la puerta a nuevas oportunidades al reducir sus gastos operativos.

La tecnología solar es más asequible que nunca y las tarifas eléctricas siguen teniendo importantes incrementos, en algunos casos de más del doble en los últimos 24 meses. Pocas veces las empresas se encuentran con soluciones ganar-ganar con un impacto tan grande en sus operaciones: una solución más económica que generará importantes ahorros y al mismo tiempo les permitirá regalarle más segundos al Reloj del Apocalipsis. 

En los próximos 10 años veremos fuertes incrementos en el precio de las fuentes fósiles como el cabrón, diésel, combustóleo y gas. Mientras tanto, el costo de la energía solar permitirá retornos de inversión a muy corto plazo con una vida útil de más de tres décadas de ahorro constante.

Todavía falta mucho por hacer en el marco regulatorio y los incentivos que pueden crearse para acelerar la adopción solar en el país, pero las bases son suficientes para ver un repunte importante en los próximos años.

Si bien la regulación actual en términos de generación distribuida con energía renovable es sólida, necesitamos impulsar desde el sector industrial la erradicación de la barrera que permite instalar un techo solar de hasta 500 kWp, una barrera sin bases técnicas que ha sobrevivido a lo largo de estos años y no tiene beneficio alguno ni para el sistema eléctrico nacional ni para el usuario.

Esta barrera no debe ser pretexto para detener la adopción de fuentes renovables en una estrategia de auto-abasto de energía. Para aquellos que requieran mayor demanda energética, es una realidad que no podrán cubrir el 100% de sus consumos eléctricos en una primera fase, pero no dejará de ser un salto enorme e indispensable dar para iniciar el camino al ahorro y a la sustentabilidad, con ahorros tangibles al reducir su dependencia de las tarifas eléctricas industriales.

El sol sale todos los días para todos nosotros. La mayor fuente de energía en el planeta es limpia e ilimitada. Solo nos falta contar con la tecnología para captarla y usarla a nuestro favor. Nuestro planeta y nuestra propia supervivencia nos lo está demandando a gritos. No permitamos que se normalice un mundo en constante caos ambiental.

Es momento de tomar el control de nuestra necesidad energética, hacerlo traerá ahorros importantes para las empresas. Es momento de regalarle unos segundos, unos minutos y hasta unas horas a este Doomsday Clock. 

Tú tienes el poder, tú decides.