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III. POL?TICA ENERG?TICA Instalan Consejo de Administración de lanueva empresa productiva subsidiaria PemexCogeneración y Servicios (Pemex)El 30 de junio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que en la sesión de instalación del Consejo de Administración de la nueva empresa productiva subsidiaria (EPS) Pemex Cogeneración y Servicios quedó aprobado el estatuto orgánico que contiene su organización y funciones, mismo que entrará en vigor una vez que haya sido publicado en el Diario Oficial de la Federación.Se trata de una de las primeras estructuras aprobadas para las nuevas empresas productivas subsidiarias de Pemex que se establecieron como líneas de negocio con el propósito de generar valor económico.En días previos, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos había aprobado el nombramiento de Eleazar Gómez Zapata como director general de Pemex Cogeneración y Servicios, la cual se encargará de explotar el potencial de cogeneración de la empresa con el propósito de incrementar la eficiencia y confiabilidad operacional de sus procesos productivos y aprovechar los beneficios económicos, energéticos y ambientales del nuevo mercado eléctrico derivado de la Reforma Energética.35045659243939F1 P-07-02 Rev.004000020000F1 P-07-02 Rev.00Asimismo, el Consejo de Pemex Cogeneración y Servicios aprobó los nombramientos de los titulares de las áreas de esta nueva EPS: Raquel Buenrostro Sánchez, en Planeación y Desarrollo; Alberto Elizalde Baltierra, en Ejecución de Proyectos; Roberto Osegueda Maga?a, en Operaciones, y Rodrigo Sánchez Revilla, en Comercialización.En esta materia, se ha identificado un potencial de cogeneración en las diversas áreas de Pemex cercano a los 5 mil megawatts. Actualmente se están desarrollando proyectos en el Complejo Procesador Gas Cactus; las refinerías de Tula, Cadereyta, Salina Cruz y Minatitlán, así como en los complejos petroquímicos de Cangrejera y Morelos en Coatzacoalcos, con una inversión total estimada de 6 mil millones de dólares.Los proyectos de cogeneración forman parte de la estrategia de negocios de Petróleos Mexicanos orientada a la mitigación de gases de efecto invernadero. Con la entrada en operación de los proyectos referidos, se estima una reducción anual de 15 millones de toneladas de CO2 a nivel nacional.Fuente de información: Aprueba Consejo de Administración de Pemex Exploración yProducción nombramientos de su nueva estructura (Pemex)El 3 de julio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que el Consejo de Administración de la Empresa Productiva Subsidiaria (EPS) Pemex Exploración y Producción (PEP), el cual preside el Director General de Petmex aprobó el nuevo Estatuto Orgánico de PEP, así como los nombramientos de ocho subdirectores de la Dirección de Desarrollo y Producción.Los funcionarios nombrados son:Ricardo Villegas Vázquez, Subdirector de Producción de Aguas Someras.Félix Alvarado Arellano, Subdirector de Producción de Campos Terrestres.José Luis Fong Aguilar, Subdirector de Producción de Campos No Convencionales.Plácido Gerardo Reyes Reza, Subdirector de Producción de Campos de Gas No Asociado.Eduardo Zavala Nácer, Subdirector de Desarrollo Sustentable, Seguridad Industrial, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental.José Guadalupe de la Garza Saldívar, Subdirector de Confiabilidad.Primo Luis Velazco Paz, Subdirector de Acondicionamiento y Distribución de Hidrocarburos.Luis Ramos Martínez, Subdirector de Administración del Portafolio.La evaluación del desempe?o de los funcionarios que conformarán la nueva estructura de PEP incluirá parámetros tanto para medir la generación de valor como indicadores para evaluar la contribución a la seguridad industrial, desarrollo sustentable y protección ambiental.Con la expedición del estatuto se evita la duplicidad de funciones y se asegura su alineación y congruencia con la nueva organización y objetivos de Pemex.El nuevo Consejo de Administración de la EPS Pemex Exploración y Producción está conformado por:El Director Corporativo de Finanzas.El Director Corporativo de Planeación, Coordinación y Desempe?o.El Director Corporativo de Procura y Abastecimiento.El Director Ejecutivo del Comité de Dirección de Pemex Exploración y Producción.El Titular de la Subsecretaría de Ingresos de la SHCP.El Titular de la Unidad de Políticas de Transformación Industrial de la SENER.Asimismo, fueron designados el Secretario y Prosecretario del Consejo.Fuente de información: Petróleo crudo de exportación (Pemex)El 26 de junio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) informó que durante el período enero-mayo del a?o 2015, el precio promedio de la mezcla de petróleo crudo de exportación fue de 48.12 dólares por barril (d/b), lo que significó una reducción de 48.78%, con relación al mismo período de 2014 (93.94 d/b).Cabe destacar que en mayo de 2015, el precio promedio de la mezcla de petróleo crudo de exportación fue de 55.30 d/b, cifra 10.20% mayor con respecto al mes inmediato anterior, 5.61% mayor con relación a diciembre pasado (52.36 d/b) y 42.87% menor si se le compara con el quinto mes de 2014.Durante los cinco primeros meses de 2015, se obtuvieron ingresos por 8 mil 628 millones de dólares por concepto de exportación de petróleo crudo mexicano en sus tres tipos, cantidad que representó una disminución de 46.95% respecto al mismo período de 2014 (16 mil 265 millones de dólares). Del tipo Maya se reportaron ingresos por 5 mil 936 millones de dólares (68.80%), del tipo Olmeca se obtuvieron 1 mil 79 millones de dólares (12.51%) y del tipo Istmo se percibió un ingreso de 1 mil 613 millones de dólares (18.69%).VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PETR?LEO CRUDO-Millones de dólares-TotalIstmoMayaa/OlmecaPor regiónAméricaEuropaLejanoOrienteb/200316 67625514 1132 30814 6221 495560200421 25838117 6893 18819 0031 886369200528 3291 57022 5134 24624 8562 969504200634 7071 42827 8355 44330 9593 174574200737 9371 05032 4194 46933 2363 858843200843 34268337 9464 71238 1874 3198362009 25 60532721 8333 44522 4362 400769201035 9852 14927 6876 14931 1013 4091 476201149 3803 84937 3988 13341 7454 8882 747201246 8523 90435 1947 75437 0516 6113 190201342 7113 92634 9023 88432 1256 4724 114201435 8564 56428 1683 12426 1886 7372 931Enero3 2925422 4423082 69455443Febrero3 3244982 5542722 417529378Marzo3 2834902 5202742 109735439Abril3 0173752 4162261 926684407Mayo3 3493912 6523062 388735225Junio3 1872362 5523992 335657195Julio2 9933172 4941812 249558186Agosto3 1362512 6232612 385526225Septiembre2 9803722 3952142 246436298Octubre2 6534641 9862042 123357174Noviembre2 6344291 9382681 956532147Diciembre2 0081991 5972121 36043321520158 6281 6135 9361 0795 3221 9481 357Enero1 6302691 211150993369269Febrero1 7272921 1892461 022465239MarzoR/1 804301R/1 233269968R/464R/372AbrilR/1 558323R/1 0771581 188R/247123Mayo1 9094271 2252571 151403355a/ Incluye Crudo Altamira y Talam.b/ Incluye otras regiones.R/ Cifra revisada.FUENTE: Pemex.Fuente de información: Volumen de exportación de petróleo (Pemex)De conformidad con información de Pemex, durante el período enero-mayo de 2015 se exportaron a los diferentes destinos un volumen promedio de 1.187 millones de barriles diarios (mb/d), cantidad 3.31% mayor a la reportada en el mismo lapso de 2014 (1.149 mb/d).En mayo de 2015, el volumen promedio de exportación fue de 1.114 mb/d, lo que significó un aumento de 7.63% respecto al mes inmediato anterior (1.035 mb/b), menor en 9.94% con relación a diciembre de 2014 (1.237 mb/d) y 0.18% inferior si se le compara con mayo del a?o anterior (1.116 mb/d).Los destinos de las exportaciones de petróleos crudos mexicanos, durante el período enero-mayo de 2015, fueron los siguientes: al Continente Americano (61.16%) a Europa (22.41%) y al Lejano Oriente (16.43%). LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\5.- GR?FICAS DE PETR?LEOII.pptx!257" "" \a \p Fuente de información: El gran avance energético de México (WSJ)El 13 de julio de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota “El gran avance energético de México”. A continuación se presenta la información.México subastará los derechos para explorar en busca de petróleo en 14 bloques de aguas poco profundas en el Golfo de México. Los ganadores de la licitación firmarán contratos para compartir la producción con el gobierno. Subastas subsecuentes este a?o y el próximo ofrecerán oportunidades en reservas comprobadas y probables de petróleo, gas natural, yacimientos de crudo extra pesado, esquisto y exploración en aguas profundas.?ste es el momento económico más importante para México desde que en 1993 firmó el Tratado de Libre Comercio de América del Norte (NAFTA, por sus siglas en inglés). Permitir que las empresas adquieran la propiedad y accedan a las ganancias de su producción de petróleo y gas rompe con una prohibición de 55 a?os en México sobre la participación privada en el sector energético, y un tabú cultural. Nuevos capitales impulsarán la producción de petróleo y gas, generarán riqueza e incrementarán la competitividad, todos desarrollos bienvenidos para la economía de lento crecimiento.La liberalización también podría llevar a un mercado energético continental integrado capaz de “desatar beneficios mutuos económicos, de empleo y geopolíticos; una colaboración al estilo de NAFTA”, como se?aló Mark Millen, investigador adjunto del Manhattan Institute, en un informe de 2012.Sin embargo, quedan abundantes dificultades en el camino. La tendencia bajista en los precios del petróleo ha planteado preguntas sobre si el nivel de interés de los inversionistas será suficiente como para que la primera rueda de ofertas tenga éxito. Los términos ya tuvieron que ser endulzados una vez luego de que contratos borrador divulgados en diciembre generaron poco entusiasmo.Los mayores riesgos son el débil imperio de la ley en México y la incertidumbre en torno a los derechos de propiedad. El Presidente de México, del Partido Revolucionario Institucional (PRI), ha gastado un importante capital político en reformar la Constitución para terminar con el monopolio estatal del gobierno. No obstante, deberá seguir gastándolo para asegurarse de que su principal logro tenga éxito.Incluso hace 10 a?os, sugerir que las empresas privadas —y extranjeras— pudieran sacar ganancias de la perforación petrolera era un suicidio político. El presidente Lázaro Cárdenas expropió los activos de petroleras extranjeras en 1938 y nacionalizó la industria. En 1960, el presidente Adolfo López Mateos fue más allá y prohibió la participación del sector privado en la producción petrolera. Eso le dio al monopolio estatal, Petróleos Mexicanos (Pemex), un enorme peso político y económico.México llegó a depender fuertemente de los ingresos de Pemex, desviando las ganancias para expandir programas sociales y financiar una burocracia federal que no dejaba de expandirse. Sin poder realizar las reinversiones necesarias, la producción de Pemex bajó de forma constante. Los pasivos de pensiones sin fondos crecieron a 100 mil millones de dólares y la corrupción se propagó ampliamente. Para cuando Pe?a Nieto fue electo en 2012, México, en su momento entre los principales actores del mundo petrolero, se encaminaba a la irrelevancia en los mercados de crudo.Esto presentó una oportunidad para el joven y pragmático presidente, ansioso de ganarse un nombre. Encontró aliados reformistas en su rival orientado al mercado Partido Acción Nacional (PAN) en el Congreso. La Ley de Hidrocarburos, que permite compartir la producción y las ganancias del petróleo y el gas, nació el 11 de agosto de 2014.En una publicación en el sitio web de Energy Intelligence Group este mes, Jason Fargo informó que se prevé que las principales petroleras estén más interesadas en los bloques de aguas profundas “debido a su alto potencial de descubrimientos significativos”. Con acceso a “infraestructura existente” y más cerca de casa y en un “lugar mucho más estable y agradable para hacer negocios” que Medio Oriente, México es atractivo para estas empresas.“Es más”, dice Fargo, “fuentes en las principales empresas se?alan que básicamente no hay ningún otro lugar en el mundo donde un potencial de recursos tan alto esté disponible a través de una subasta competitiva”.Quedarse aguas adentro podría ser otra motivación. El a?o pasado, una empresa propiedad de Altos Hornos de México (AHMSA), la mayor siderúrgica del país, desafió el plan del gobierno para subastar los derechos de contratos de gas natural sobre tierras donde la empresa tiene una concesión de minería de carbón.En noviembre, un juez federal concedió el pedido de AHMSA de una orden judicial. Y el mes pasado, la Comisión Nacional de Hidrocarburos quitó al campo Anáhuac, en el estado de Coahuila, de la lista de propiedades en la subasta de gas natural.Cualquiera que sea la decisión sobre el caso es probable que sea apelada y con el tiempo podría llegar a la Corte Suprema. Aún si se impone el gobierno, podría llevar a?os. Sin embargo, como escribieron en un informe del 20 de junio consultores de Mexico Energy Intelligente, con sede en Houston, “si se permite que la orden judicial quede firme, el desarrollo de los recursos de esquisto del norte de México probablemente esté en riesgo”. Podría surgir más incertidumbre en zonas con tierras comunales administradas por tribunales agrarios.AMHSA también ganó en junio un caso antidumping contra China y está presionando con énfasis para lograr un nuevo arancel de 15% sobre todo el acero que llegue del gigante asiático. Esto presente otra amenaza para la liberalización energética. Un mayor proteccionismo dificultará la construcción de oleoductos, elevará los costos de otros proyectos energéticos y socavará la competitividad mexicana.El legado de Pe?a Nieto como reformista que abre caminos está en juego si no puede superar los obstáculos de intereses especiales a la modernización energética.Fuente de información: México inicia su histórica apertura delsector energético con una subasta (WSJ)El 14 de julio de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota “México inicia su histórica apertura del sector energético con una subasta”, a continuación se presenta la información.México pone en marcha la primera fase de su histórica apertura energética a firmas privadas con una subasta de bloques petroleros en el Golfo de México, en medio de bajos precios de los hidrocarburos y bajas expectativas que amenazan con desalentar el entusiasmo por la reforma económica clave del Presidente de México.El Presidente de México logró lo que analistas consideran un logro impresionante al convencer a los combativos partidos políticos mexicanos de terminar con el monopolio estatal petrolero a fines de 2013, antes de que los precios de crudo se tambalearan cuando un importante nuevo regulador petrolero preparaba un conjunto de cinco subastas para este a?o y el próximo.El Ministro de Energía ha indicado que adjudicar sólo un tercio de los 14 bloques petroleros ofrecidos esta semana sería un desenlace exitoso, aunque el gobierno está centrado en los resultados combinados de las cinco licitaciones que incluyen subastas muy atractivas el a?o próximo de campos en aguas profundas y de crudo pesado.“El otorgamiento de bloques petroleros a través de licitaciones no es algo 100% seguro”, dijo el Ministro de Energía la semana pasada.Más de 30 firmas han cumplido los requisitos para presentar ofertas por los 14 bloques exploratorios, que involucran acuerdos para compartir la producción con el gobierno. Funcionarios han estimado que la inversión en los 14 bloques, si todos son adjudicados, podría representar 17 mil millones de dólares en cinco a?os.El Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos dijo que la gran cantidad de firmas petroleras que pagaron por tener acceso a información sísmica era una se?al de un fuerte interés en la riqueza petrolera de México.Entre los potenciales interesados hay grandes petroleras como Chevron Corp. y Exxon Mobil Corp., junto con empresas de tama?o mediano como la británica BG Group y firmas nuevas mexicanas como Sierra Oil & Gas y Petrobal, que se asociaron con experimentadas petroleras extranjeras.La apertura del petróleo a empresas privadas y extranjeras es un tema muy politizado en un país que nacionalizó la industria en 1938 con el eslogan “el petróleo es nuestro”. La reforma encontró resistencia de partidos políticos de izquierda y la mayoría de los mexicanos, según encuestas de opinión.Los cambios buscan revertir una caída de 10 a?os en la producción petrolera que ha llevado a una disminución de la producción de Petróleos Mexicanos o Pemex a 2.3 millones de barriles diarios desde un máximo de 3.4 millones en 2004. El Presidente de México ha hecho del crecimiento del sector energético una piedra fundacional de su programa económico, al prometer aumentar la producción a 3 millones de barriles diarios para 2018, algo que los analistas petroleros consideran demasiado optimista.La primera subasta —aunque modesta— será un indicador temprano de si el gobierno ha encontrado la fórmula correcta para atraer inversión privada al sector petrolero en las próximas décadas, afirman analistas.“?ste es un paso muy peque?o, pero es el primer paso peque?o y uno de importancia histórica y simbólica”, dijo Tim Samples, profesor de la Universidad de Georgia que investiga la ley energética mexicana. “Veo por qué el gobierno quiere reducir las expectativas, por supuesto, pero si el gobierno recibe menos de 50% y quiere llamarlo un éxito, entonces buena suerte”.En la etapa previa a la subasta, las petroleras se quejaron ante la Comisión Nacional de Hidrocarburos por los requisitos financieros demasiado estrictos, lo que llevó al regulador a realizar cambios. El Ministerio de Finanzas ha mantenido en secreto la oferta mínima, lo que significa que las firmas tendrán que adivinar cuánto petróleo necesitarán compartir con el gobierno para recibir la adjudicación de un bloque.Los 14 bloques exploratorios se encuentran en zonas del sur del Golfo donde Pemex tiene la mayor parte de su producción.En un anuncio sorpresa la semana pasada, el Ministro de Energía dijo que Pemex no participaría de la primera subasta ya que los menores precios del petróleo la han obligado a centrarse en zonas que recibió antes de que se planearan las subastas. El Ministro de Energía, quien además encabeza el directorio de Pemex, dijo que la decisión fue prudente.Pemex aún podría realizar una oferta en las próximas subastas, que incluirán campos en aguas de poca profundidad en septiembre y bloques en tierra firme en diciembre.Algunos ven la ausencia de Pemex en la primera subasta como una decisión política para aumentar las posibilidades de éxito de las ofertas privadas.La calidad de los primeros 14 bloques es discutible, según analistas. Por un lado, Pemex decidió no desarrollar esas áreas luego de perforar 11 pozos exploratorios, lo que sugiere que no eran una prioridad. Pero la mayor parte de la producción de Pemex proviene de zonas cercanas que han resultado muy productivas.“De nuestras conversaciones con la industria, hemos escuchado toda clase de comentarios, algunos más positivos, otros menos optimistas” sobre los potenciales recursos, dijo Pablo Medina, un analista petrolero para América Latina de la consultora Wood Mackenzie.Pero la comisión de hidrocarburos mejoró significativamente los términos financieros a favor de la industria y flexibilizó los requisitos técnicos para alentar postores.“Fue un cambio positivo de realidad”, dijo Medina. “Una primera ronda a 100 dólares por barril es muy distinto a una primera ronda a 60 dólares por barril. Así que fue darse cuenta de que la industria ha cambiado su perspectiva”.Sólo llegar al día en que México realiza una subasta de bloques de petróleo y gas ante la industria privada es todo un logro para el Presidente de México, su Partido Revolucionario Institucional y los conservadores del Partido Acción Nacional, que votaron a favor, se?alan analistas.La nacionalización de la industria petrolera fue un evento formativo en la historia mexicana, justificado para terminar con el abuso de los trabajadores principalmente por empresas de Estados Unidos de Norteamérica y el Reino Unido hace casi 80 a?os. Cuando Pemex descubrió uno de los mayores pozos petroleros del mundo —Cantarell— en los a?os 70, el gobierno mexicano rápidamente comenzó a depender de los ingresos petroleros para financiar gran parte del presupuesto federal.La caída de Cantarell que comenzó a mediados de los a?os 90 llevó a políticos cercanos a los intereses del mundo empresarial a proponer una reforma petrolera para permitir el regreso de los actores privados. Una ley petrolera de 2008 que intentó atraer al sector privado sin terminar con el monopolio de Pemex no logró generar mucho interés.El Presidente de México, cuya campa?a de 2012 incluyó promesas de reformar el sector energético, promulgó la ley el a?o pasado en momentos en que México se convertía en importador neto de petróleo por primera vez en décadas, con crecientes importaciones de gasolina y otros productos refinados que superaron los ingresos por ventas de crudo en el exterior.Fuente de información: La inversión privada ingresa al sectorpetrolero de México a paso lento (WSJ)El 16 de julio de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) publicó la nota “La inversión privada ingresa al sector petrolero de México a paso lento” a continuación se presenta la información.El ex secretario de Hacienda, Pedro Aspe tiene una extra?a colección en las paredes de sus oficinas en esta ciudad: certificados de acciones y bonos de algunas de las compa?ías que existían en el país antes de que la industria petrolera fuera nacionalizada en 1938, cuando se creó el monopolio Petróleos Mexicanos, o Pemex.Las más de 170 firmas de aquel entonces tenían nombres tales como Compa?ía Lluvia de Oro.“Muchas de esas empresas eran filiales de capital extranjero, pero también había una industria petrolera mexicana, y eso es lo que queremos recrear”, dijo Aspe, Director gerente sénior de la firma estadounidense de asesoría para la banca de inversión Evercore Partners Inc. y jefe de la unidad mexicana de la misma.En momentos en que México abre su sector petrolero a la competencia por primera vez en casi 80 a?os, Aspe es uno de varios empresarios que han ayudado a crear o financiar empresas petroleras de cosecha propia.Las nuevas compa?ías esperan competir no sólo con Pemex, sino también con gigantes globales como Exxon Mobil Corp., y Royal Dutch Shell PLC.La primera de las tres subastas de bloques petroleros previstas para este a?o, llevada a cabo el miércoles, estuvo lejos de las expectativas del gobierno.Con 14 bloques de exploración en el Golfo de México abiertos a la entrada de los inversionistas, la Comisión Nacional de Hidrocarburos esperaba adjudicar al menos cuatro o cinco bloques. Siete empresas presentaron ofertas por uno o más bloques, pero el gobierno concedió sólo dos de los 14, ambos al consorcio formado por la mexicana Sierra Oil & Gas, la estadounidense Talos Energy LLC y la británica Premier Oil PLC.Las otras propuestas no llegaron al mínimo requerido por el gobierno, que es una participación en las ganancias operativas de 25% en algunos bloques y de 40% en otros. La subasta inaugural era de una gran importancia simbólica porque se esperaba que indicara hasta qué punto las compa?ías y el gobierno estaban en sintonía respecto del valor de los bloques. Sierra Oil & Gas y sus socios internacionales ofrecieron 55.99% de la ganancia operativa del primer bloque (gas y petróleo ligero, costa afuera del estado de Veracruz) y 68.99% del segundo (crudo ligero, en la costa de Tabasco), con una inversión 10% mayor a la mínima requerida.Las flamantes petroleras locales, entre ellas una controlada por el multimillonario Carlos Slim, necesitarán por ahora la ayuda de socios extranjeros en áreas como exploración y producción marina, actividades más complejas que la perforación en tierra.En unos a?os, sin embargo, estas compa?ías podrían convertirse en actores tan importantes como las de hace un siglo, cuando firmas mexicanas y extranjeras se concentraban en diferentes segmentos del mercado. “El pueblo mexicano tiene el capital y la experiencia necesarios como para empezar en el sector de petróleo y gas”, dice Pablo Medina, analista de la consultora Wood Mackenzie.Antes de lanzarse por su cuenta, muchas de las firmas nacionales trabajaban para Pemex como contratistas de servicios en yacimientos. La subasta de bloques petroleros en tierra firme, que tendrá lugar en diciembre, resulta particularmente atractiva para ellas, agrega Medina, dada la relativa facilidad de la perforación en tierra.Evercore tiene una participación de 20% en Grupo Diavaz, una proveedora de servicios de Pemex que se convirtió en petrolera por derecho propio cuando la estatal terminó con su monopolio de 77 a?os en exploración y producción de crudo y gas.Para participar en las subastas, las empresas se han aliado con socios internacionales. Diavaz es parte de un consorcio con Woodside Energy Mediterranean Pty. Ltd. de Australia, según la Comisión Nacional de Hidrocarburos de México. Petrobal, cuyo presidente ejecutivo, Carlos Morales, fue un alto directivo de Pemex hasta el a?o pasado, se ha unido a la británica Tullow Oil PLC.“Poco a poco, vamos a hacer la transición a ser un productor petrolero, no de los más grandes, pero productor de una cantidad considerable de petróleo para México”, dice Xavier García de Quevedo, quien dirige la filial de infraestructura del operador de minería y ferrocarriles Grupo México, otra de las empresas nacionales que quieren incursionar en el sector.García de Quevedo dice que la empresa está interesada en los yacimientos petroleros que serán subastados en septiembre en aguas poco profundas del Golfo de México, para los que está buscando un socio de nivel mundial. Su unidad de petróleo, Controladora de Infraestructura Petrolera México SA, también está interesada en zonas en tierra firme como las que serán subastadas en diciembre.Grupo México ha proporcionado a Pemex servicios de perforación offshore y onshore durante 56 a?os, dice García de Quevedo. Comenzó como una empresa de construcción, y luego se trasladó a la minería y los ferrocarriles. La compa?ía es ahora el mayor operador ferroviario de México y un productor mundial de cobre.“Vamos a seguir el mismo modelo que seguimos con los ferrocarriles”, a?ade. En otras palabras, van a comenzar con un socio extranjero y se concentrarán en el crecimiento orgánico en lugar de realizar adquisiciones.Diavaz empezó como una compa?ía de buceo que ayudaba a Pemex en el mar, pero ahora opera yacimientos en tierra en el estado de Tamaulipas como contratista, proporcionando una variedad de servicios al gigante petrolero.Carso Oil & Gas SA, de Slim, tiene en la mira la subasta en tierra de diciembre, junto con Grupo R Exploración & Producción SA, otro proveedor de servicios de Pemex. El conglomerado mexicano Alfa SAB formó parte de una oferta de compra por la petrolera canadiense Pacific Rubiales Energy Corp., pero retiró su propuesta la semana pasada.Aunque no hay garantía de que las compa?ías locales lograran consolidar un punto de apoyo en la primera ronda de las subastas —que se extenderá hasta el próximo a?o—, los reguladores han armado las bases de estas licitaciones con las empresas mexicanas en mente. En algunas de las subastas, el capital mexicano puede ser utilizado para financiar proyectos a cargo de operadores extranjeros con experiencia. En otros, como los de bloques en tierra, los oferentes mexicanos pueden presentarse solos.La apertura cambiará enormemente el panorama energético del país, al proporcionar nuevas oportunidades para los empresarios, los ingenieros de petróleo recién graduados y las compa?ías locales que han estado limitadas por décadas de monopolio estatal, dijo Juan Carlos Zepeda, comisionado Presidente de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, que supervisa las subastas. “Lo que esta reforma está haciendo es darle a México una nueva industria mexicana”, afirmó.Fuente de información: Firman acuerdo de conciliación (Pemex)El 20 de julio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) y el consorcio Conproca, S.A. de C.V, con la participación de sus accionistas, las empresas SK Engineering & Construction Co. Ltd. y Siemens, A.G., llegaron a un acuerdo de conciliación para resolver las controversias derivadas de la reconfiguración de la refinería “Héctor R. Lara Sosa”, en Cadereyta, Nuevo León, iniciada en 1997.Una vez obtenidas las autorizaciones de sus correspondientes instancias competentes, las partes formalizaron el acuerdo y con ello resolvieron, con estricto apego al marco legal, todas las disputas legales existentes entre ellas desde hace más de 14 a?os.Este acuerdo de conciliación fue resultado de los esfuerzos realizados por todas las empresas participantes para alcanzar una solución final y definitiva a sus diferencias, logrando un resultado justo para todas ellas.Asimismo, permitirá materializar el convenio celebrado entre Pemex y Siemens en marzo de este a?o, donde ambas compa?ías acordaron terminar conflictos pasados y enfocarse en oportunidades de proyectos futuros para beneficio de la economía y la sociedad mexicana.En el mismo documento, ambas compa?ías acordaron destinar los recursos que Siemens reciba de Conproca a un fideicomiso para realizar proyectos de combate a la corrupción, protección al medio ambiente, desarrollo social, fomento de la transparencia, cultura energética, mercado justo y otras que determine el Comité Técnico del propio fideicomiso, el cual estará integrado por representantes de Pemex y de Siemens.Fuente de información: Ronda Uno: una probadita (amarga) parala reforma energética (Forbes México)El 20 de julio de 2015, la edición online de la revista de negocios Forbes México se?aló que todo indica que la incertidumbre provocada por los precios del petróleo en el mercado internacional seguirá incidiendo negativamente en las posturas de las empresas licitantes de la Ronda Uno.Los resultados de la primera licitación de la Ronda Uno, en que la empresa mexicana Sierra Oil & Gas con Talos Energy y Premier Oil, tendrán acceso la exploración de campos en aguas someras de Veracruz y Tabasco, fueron positivos para algunos, y negativos para otros. Los optimistas vieron este ejercicio de licitación transparente como una experiencia única y digna de continuar, mientras que otros han dicho que el magro número de adjudicaciones no mostró el empuje esperado.En la histórica subasta se asignaron los bloques cuatro y siete a Sierra Oil & Gas, que presuntamente tiene como socio capitalista al hermano de la actual esposa del ex presidente Carlos Salinas de Gortari.De acuerdo con versiones periodísticas, el empresario invirtió en 2014 alrededor de 75 millones de dólares en esa firma a través de la empresa Infraestructura Institucional, que es de su propiedad, y otro familiar de la esposa del ex presidente, es otro de los accionistas de Sierra Oil & Gas.Dejando de lado ese aspecto —que una vez más deja en claro el poder del ex mandatario—, el proceso para la adjudicación de los bloques se realizó con la claridad y limpieza que ofreció la Comisión Nacional de Hidrocarburos encabezada por el comisionado presidente.El presidente de la República Mexicana aplaudió el proceso y dijo que éste forma parte de las reformas que en el sector energético constituyen el cambio paradigmático más emblemático de los últimos 60 a?os, para que “el Estado mexicano siga siendo due?o de su riqueza nacional, pero posibilitando la participación del sector privado”.Dentro del grupo de los optimistas, el dirigente de la Asociación Mexicana de Empresas de Hidrocarburos, aseguró que a pesar de los resultados que tuvo la primera licitación, el proceso es “un avance importante” dentro de la reforma energética.Sin embargo, de 14 bloques subastados sólo dos se adjudicaron (y al mismo consorcio), lo cual refleja que no existe el apetito por los campos petroleros que anunciaron. Hasta Petróleos Mexicanos declinó participar, a pesar de que es experto en la operación y manejo de los campos en aguas someras que se licitaron.Toda la parafernalia que se armó no checa con los resultados, ya que de 42 empresas que pagaron para tener acceso al “cuarto de datos”, es decir, a la información geológica de los campos, 25 calificaron y al final sólo nueve empresas y consorcios se presentaron a la subasta en que la Secretaría de Hacienda estableció los límites mínimos de las utilidades antes de impuestos que estaría dispuesta a recibir en cada bloque. Cuatro campos se declararon desiertos porque las posturas quedaron por debajo del mínimo establecido por Hacienda.Pero no se puede evaluar el escaso interés del sector privado en los campos petroleros mexicanos sólo por la utilidad que exige el gobierno mexicano; también se tendrán que evaluar qué tanto inciden otros aspectos que los inversionistas prevén antes de tomar decisiones, como el riesgo social y climático; la rentabilidad, la suficiencia y calidad de la información geológica, y el costo de financiamiento.Los primeros pasos ya fueron dados. Ahora hay que esperar a ver el comportamiento de los principales interesados, o sea los empresarios nacionales y extranjeros. Ellos analizarán, en este proceso de aprendizaje, los pro y los contra de las subastas.Este proceso fue una probadita y seguramente ya estarán listos para participar en la segunda convocatoria, en la que destacan cinco contratos que integran nueve campos con reservas certificadas 2P, y que representan menor riesgo de inversión.El próximo 30 de septiembre se abrirán las ofertas económicas de los participantes de la segunda licitación de la Ronda Uno, y todo indica que la incertidumbre sobre los precios del petróleo en el mercado internacional seguirá incidiendo negativamente en la postura de las empresas.Fuente de información: energética: camina con paso firme (CCE)El 20 de julio de 2015, el Consejo Coordinador Empresarial (CCE) publicó el mensaje que ofreció el Presidente de dicho organismo empresarial. A continuación se presenta su contenido.El Presidente del Consejo Coordinador Empresarial:“Aunque los resultados de la primera subasta de la Ronda 1 quedaron por debajo de las expectativas iniciales en términos de adjudicaciones, con dos campos de los 14 ofertados, una valoración global y objetiva da cuenta de su trascendencia y arroja se?ales muy positivas.La experiencia es un hito en un proceso fundamental del México del Siglo XXI, al simbolizar la superación exitosa de paradigmas que se remontan a más de 75 a?os de monopolio estatal en los hidrocarburos.Con este trasfondo —los ojos del sector energía mundial, puestos en cómo México iniciaría esta nueva fase— la subasta se desarrolló con fluidez, profesionalismo y transparencia. Mejor aún, se logró colocar dos bloques que implican inversiones frescas por más de 1 mil 300 millones de dólares, en muy buenas condiciones para el país en términos de la renta comprometida para el Estado nacional.Más aún, el resultado resalta en el contexto de precios deprimidos, a un día de que el acuerdo de las potencias nucleares con Irán abriera la perspectiva de una todavía mayor oferta de crudo en el mercado, por más de 2.5 millones de barriles diarios.Se confirmó que, a pesar de esta situación, subsiste un gran interés por el potencial de inversión en México. Participaron empresas petroleras de primer nivel de varios países, jugadores de importancia global que pujaron con ofertas muy puntuales, de miles de millones de dólares.Basta comparar con antecedentes como los de la reforma de 2008 y la figura de los contratos incentivados, que no lograron ni el interés de este tipo de empresas, ni mucho menos los resultados ya concretos que ahora se obtuvieron.Igualmente es alentador que en el consorcio que obtuvo las adjudicaciones haya capital mexicano, en el objetivo estratégico de generar y desarrollar talento y una industria privada nacional en el sector energético.Es de reconocer el enorme esfuerzo que se hizo para llegar a este punto en términos de reglamentación, dise?o e implementación del andamiaje institucional. La organización fue ejemplar, apegada a las mejores prácticas internacionales, e inclusive con innovaciones muy importantes para reforzar la transparencia a lo largo de todo el proceso, desde televisarlo para que esté abierto al 100% y en línea para el escrutinio público y de los postores.Tomando en cuenta los retos que tenemos en México en este tema, y la percepción al respecto dentro y fuera del país, el énfasis puesto en la transparencia dará una gran certidumbre a todos los interesados. Es un acierto que brinda solidez y legitimidad al desarrollo de la reforma energética, y desde luego, una ventaja comparativa adicional para las próximas subastas.Iniciar así, inclusive con una nueva forma de hacer las cosas, con pocos precedentes a nivel internacional, y superar la prueba con eficiencia, implica un banderazo de salida prometedor. Se cumplió con los tiempos y los métodos fijados; se muestra seriedad, y que hay reglas claras y capacidad institucional para que se apliquen.De cualquier modo, si bien es muy temprano para pretender calificar los efectos de una reforma de tan amplios alcances, también hay que tomar esta primera experiencia como una fuente valiosa de información y aprendizajes, que no debe ser tomado a la ligera.Hay que revisar con objetividad el proceso, para evaluar todas las áreas de oportunidad que existan, dentro del objetivo de incentivar más la participación y las ofertas de las empresas en las subsiguientes licitaciones, valorando en sus justas dimensiones la situación vigente, y sobre todo, las tendencias del mercado internacional.Hay tiempo y elementos para el análisis, además de margen de maniobra para los ajustes que procedan, lo mismo en materia regulatoria que en cuanto a los pisos mínimos de renta fiscal exigidos.Estamos seguros de que así se hará, y que las próximas licitaciones tendrán resultados aún más importantes, tanto por la amplitud y características que presentan, como por las mejoras que se realicen.La flexibilidad en función del pulso del mercado es clave.Debemos tomar en cuenta que la ronda 1 es un proceso extenso, que implica cuatro etapas más de ofertas de campos y oportunidades de inversión y negocios.?sta era una de las más complejas, en las que se esperaba menor participación, debido al riesgo inherente a bloques con reservas probables, para fines de exploración.El 30 de septiembre se verificará la licitación de cinco áreas con reservas probadas, listas para la extracción; el 15 de diciembre, 26 campos terrestres, también para explotación. Posteriormente, vendrán los bloques de aguas profundas y de crudos extra pesados, así como campos de Chicontepec y no convencionales, como las reservas de petróleo y gas shale.En estas secciones, el potencial de inversión es muy superior, al igual que en todo el espectro de asociaciones con Pemex, aún por definirse. Lo subastado la semana pasada representa menos del 2% de todo lo que se tiene previsto colocar en menos de cinco a?os, con más de 900 licitaciones por venir.Apenas es el inicio de esta nueva historia, y lo mejor está por venir.Nos consta el interés que existe en el sector y entre las grandes compa?ías nacionales e internacionales por las próximas subastas, y sobre todo por la reforma energética en su conjunto, en la cual el componente de exploración y perforación petrolera es esencial, pero no exclusivo.Para México, debe venir una gran tendencia de inversión asociada a la reforma energética en logística, ductos, puertos, instalaciones de almacenamiento, así como gran actividad en materia de energías renovables y ventas al por menor de combustibles.Destacan las inversiones esperadas en refinación, petroquímica y procesamiento de gas; transmisión, distribución y comercialización de electricidad, y la más amplia gama de proveeduría y servicios asociados.Si se incluyen las asociaciones que PEMEX podría realizar, en el mediano y largo plazo pueden darse inversiones anuales cercanas a los 12 mil millones de dólares por a?o; pero por ejemplo, tan solo en electricidad, en los proyectos de generación, se esperan, por parte de particulares, más de 43 mil 500 millones y arriba de 5 mil 700 millones en modalidad de Productos Independientes de Energía.En el sector empresarial no hay duda de los alcances de la reforma energética y de los mejores horizontes que esta abre, si hacemos las cosas bien, y más aún si trabajamos en los grandes retos del país, para asegurar el éxito de las reformas, como es el desarrollo de las instituciones de la gobernabilidad democrática, la justicia, la seguridad, y el estado”.Fuente de información:óleo crudo de exportación (Pemex)De acuerdo con cifras disponibles de Petróleos Mexicanos (Pemex) y de la Secretaría de Energía (Sener), el precio promedio de la mezcla mexicana de exportación del 1? al 17 de julio de 2015, fue de 51.57 d/b, cotización 8.32% menor a la registrada en junio pasado (56.25 d/b), 1.51% inferior a diciembre de 2014 (52.36 d/b), y menor en 45.52% si se le compara con el promedio de julio de 2014 (94.65 d/b). LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\5.- GR?FICAS DE PETR?LEOII.pptx!260" "" \a \p Por su parte, el precio promedio del crudo West Texas Intermediate (WTI) en los primeros 17 días de julio registró un promedio de 53.01 d/b, lo que significó una reducción de 11.31% con relación al mes inmediato anterior (59.77d/b), menor en 9.82% con respecto a diciembre de 2014 (58.78 d/b), e inferior en 48.75% si se le compara con el promedio de julio de 2014 (103.44 d/b).Asimismo, durante los primeros 17 días de julio del presente a?o, la cotización promedio del crudo Brent del Mar del Norte fue de 57.38 d/b, precio que significó una disminución de 5.19% con relación a junio pasado (60.52 d/b), inferior en 7.65% respecto a diciembre anterior (62.13 d/b), y 43.03% menos si se le compara con el promedio de julio de 2014 (100.72 d/b). LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\5.- GR?FICAS DE PETR?LEOII.pptx!259" "" \a \p PRECIOS INTERNACIONALES DEL PETR?LEO-Dólares por barril-FechaCrudo APIPrecio promedio spot1/Precio promedio de exportación del crudo mexicano2/FechaCrudo APIPrecio spot1/Precio promedio de exportación del crudo mexicano2/Brent(38)West Texas Intermediate(44)Brent(38)West Texas Intermediate(44)Diciembre 200974.4674.0169.66Febrero 2014110.15100.8193.09Diciembre 201091.2288.3682.19Marzo 2014108.29100.8793.48Diciembre 2011108.9098.54106.33Abril 2014108.12101.9495.68Diciembre 2012109.1187.4396.67Mayo 2014110.36102.5396.79Enero 2013113.3694.65100.60Junio 2014112.26105.7098.79Febrero 2013116.9594.87105.43Julio 2014106.72103.4494.65Marzo 2013109.2493.13102.98Agosto 2014101.5596.4690.80Abril 2013103.0991.7599.12Septiembre 201497.0593.0785.82Mayo 2013103.0294.6398.67Octubre 201490.8488.6675.23Junio 2013103.1495.7697.86Noviembre 201479.2175.2171.39Julio 2013108.26104.88101.00Diciembre 201462.1358.7852.36Agosto 2013112.21106.20100.84Enero 201547.8447.1441.70Septiembre 2013113.38106.3399.74Febrero 201557.9550.5347.26Octubre 2013109.81100.5094.95Marzo 201556.2947.7746.47Noviembre 2013108.0893.8189.54Abril 2015 59.3154.3949.99Diciembre 2013110.6397.2091.65Mayo 201563.7559.2257.17Enero 2014109.3494.6290.65Junio 201560.5259.7756.251/VI/201562.5660.19n.c.1/VII/201560.1956.8955.322/VI/201562.8361.2558.192/VII/201560.2756.8855.353/VI/201562.3259.6256.553/VII/201558.6555.47n.c.4/VI/201559.8357.9554.784/VII/201556.7852.4350.745/VI/201559.9559.0655.155/VII/201554.3152.2850.118/VI/201560.9258.1055.148/VII/201555.2951.5649.959/VI/201562.8760.1056.999/VI/I201557.4252.7151.5810/VI/201564.3261.3158.0410/VII/201557.3152.6951.3711/VI/201563.4060.6957.4713/VII/201557.5252.1451.1212/VI/201562.8359.9156.8114/VII/201557.0953.0051.1515/VI/201559.9359.4856.0715/VII/201557.3851.3550.4616/VI/201559.2959.9656.2116/VII/201557.3550.8550.1217/VI/201559.2959.8456.3217/VII/201556.4250.83n.c.18/VI/201559.9160.3656.8519/VI/201557.9559.5755.9822/VI/201559.0859.9655.8523/VI/201560.2161.0056.8924/VI/201560.1759.9856.4125/VI/201558.78595455.5826/VI/201558.6859.3655.6029/VI/201557.5758.2954.6330/VI/201558.8559.4355.68Promedio de junio de 201560.5259.7756.25Promedio de julio de 2015*57.3853.0151.57Desviación estándar de junio de 20151.930.900.97Desviación estándar de julio de 2015*1.662.091.941/ Petróleos Mexicanos y Secretaría de Energía.2/ Precio informativo proporcionado por Petróleos Mexicanos Internacional (PMI) y Secretaría de Energía.* Cálculos de las cotizaciones promedio del 1 al 17.n.c. = no cotizó.Nota: PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. surgió en 1989, producto de la estrategia comercial de Pemex para competir en el mercado internacional de petróleo y productos derivados; con autonomía patrimonial, técnica y administrativa. Es una Entidad constituida bajo el régimen de empresa de participación estatal mayoritaria, de control presupuestario indirecto que opera a través de recursos propios, estableciendo dentro de sus objetivos y metas el asegurar la colocación en el mercado exterior de las exportaciones de petróleo crudo de Pemex, así como proporcionar servicios comerciales y administrativos a empresas del Grupo Pemex que realizan actividades relacionadas con el comercio de hidrocarburos.FUENTE: Secretaría de Energía con información del PMI Internacional.Fuente de información: Adjudica Pemex su póliza integral deseguros a Mapfre Tepeyac (Pemex)El 23 de junio de 2015, mediante licitación pública nacional, Petróleos Mexicanos (Pemex) adjudicó a la aseguradora Mapfre Tepeyac S. A. su póliza integral que cubre el da?o físico directo a todos sus bienes en tierra y mar, así como la responsabilidad civil general derivada del desarrollo de sus operaciones. La vigencia de la póliza será del 30 de junio de 2015 al 30 de junio de 2017.De este modo, quedan aseguradas todas las plataformas, refinerías, complejos petroquímicos, centros procesadores de gas, ductos y demás instalaciones de Pemex.Desde el inicio de la presente administración Pemex ha optimizado su estrategia de aseguramiento, promoviendo una cultura de transparencia y de apertura hacia las diferentes opciones que ofrece el mercado asegurador e intensificado la promoción del riesgo Pemex tanto a nivel nacional como internacional, en busca de mayor competencia de los programas de aseguramiento.En este sentido, la estrategia internacional de Pemex en materia de administración de riesgos asegurables ha sido con base en una proximidad directa con los mercados internacionales de reaseguro, la cual ha sido complementada a nivel nacional con acercamientos con el sector asegurador, en coordinación con la Comisión Nacional de Seguros y Fianzas (CNSF) y con el apoyo de la Asociación Mexicana de Instituciones de Seguro (AMIS).Esta licitación bianual contó con la participación del mayor número de aseguradoras que se haya presentado para la póliza integral, con un total de ocho: Seguros Atlas, AIG Seguros México, Seguros Banorte, Grupo Mexicano de Seguros, Seguros Inbursa, Grupo Nacional Provincial, Mapfre Tepeyac y Zurich Compa?ía de Seguros.De estas aseguradoras, tres presentaron posiciones técnicas económicas en la partida de la póliza integral: Seguros Inbursa por 427.2 millones de dólares; Grupo Nacional Provincial por 425.8 millones de dólares, y Mapfre Tepeyac por 423.3 millones de dólares.Adicionalmente, para la partida de Responsabilidad Civil de Consejeros, Directores y Funcionarios, sólo Seguros Inbursa presentó proposición técnica económica por 4.3 millones de dólares.La prima total que Pemex pagará por ambas partidas pasará de 426.3 millones de dólares, en el bienio 2013-2015, a 427.9 millones de dólares en el bienio 2015-2017.Cabe resaltar que durante todo el proceso de licitación se contó con la participación del testigo social asignado por la Secretaría de la Función Pública.El costo por la administración de estas pólizas disminuirá de 2.78 a 2.41%, pasando de 11.5 millones de dólares, en la vigencia 2013-2015, a menos de 10.5 millones de dólares en la vigencia 2015-2017.Fuente de información: Segunda Reunión de Trabajo en materia decomercio y transporte de gas natural entrey México Centroamérica (SENER)El 12 de julio de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) informó que la Subsecretaria de Hidrocarburos de esa dependencia presidió la Segunda Reunión de Trabajo en materia de comercio y transporte de gas natural entre México, Guatemala, El Salvador y Honduras donde los gobiernos de la región acordaron que la transparencia, libre competencia y certidumbre jurídica sean los principios rectores de la ejecución del proyecto.Durante el encuentro, se habló de la importancia de que el desarrollo del gasoducto centroamericano se lleve a cabo mediante un proceso de licitación pública internacional, que asegure un proceso eficiente que garantice precios competitivos para los usuarios finales. Además, se estableció una ruta crítica que permita presentar las prebases de licitación del proyecto este a?o.En materia normativa, se definió el calendario de trabajo para el dise?o de la regulación para el transporte de gas natural en el Triángulo Norte de Centroamérica, con el objetivo de contar con una propuesta de legislación regional en el mes de septiembre. Para ello, se cuenta con la asistencia técnica del Gobierno de México, a través de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), así como del Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y el Departamento de Estado de Estados Unidos de Norteamérica.Por otra parte, se aprobó en lo general el apoyo que brindará el BID mediante un mecanismo de cooperación técnica a los países de la región para el desarrollo del proyecto. La propuesta incluye la realización de estudios técnicos, financieros, ambientales y sociales e iniciará su ejecución en el mes de agosto.Este esfuerzo a nivel regional responde a las aspiraciones históricas de Centroamérica para fomentar el desarrollo sostenible y económico a través del acceso al gas natural, un combustible más limpio que permitiría impulsar la competitividad de la región. Este proyecto se inscribe dentro de las prioridades de México para fortalecer los vínculos de cooperación con los países centroamericanos.La reunión contó con la participación del Ministro de Energía y Minas de Guatemala, del Secretario Ejecutivo del Consejo Nacional de Energía de El Salvador, del Presidente de la Comisión Reguladora de Energía Eléctrica de Honduras; y como asesor, el Director de la Oficina de Programas Energéticos del Bureau of Energy Resources, adscrito al Departamento de Estado de los Estados Unidos de Norteamérica.Por parte de México participaron representantes de las Secretarías de Energía, de Relaciones Exteriores, de Hacienda y Crédito Público y de Medio Ambiente y Recursos Naturales, así como el Centro Nacional de Control de Gas Natural y las Comisiones Reguladora de Energía y Nacional de Hidrocarburos. Por parte de Guatemala participó el Ministerio de Energía y Minas, la Agencia Nacional de Alianzas para el Desarrollo de Infraestructura Económica y el Instituto Nacional de Electrificación.Fuente de información: dos a?os se triplicaron los empleos temporalesen proyectos de energías renovables (SENER)El 18 de junio de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) dio a conocer que en la Reunión del Consejo Consultivo de Energías Renovables, en donde se informó que los empleos temporales en proyectos de energías renovables pasaron de 3 mil 85 en 2012 a 11 mil 182 en 2014. A continuación se presenta la información.El Secretario de Energía encabezó los trabajos de la Primera Sesión Ordinaria 2015 del Consejo Consultivo de Energías Renovables, reunión en la que se destacó el crecimiento en los empleos temporales en proyectos de energías renovables, principalmente eólicos, al pasar de 3 mil 85 en el a?o base (2012) a 11 mil 182 en 2014.En esta reunión, el Consejo conoció el informe de Avances de la instrumentación de la Ventanilla de Energías Renovables, armonizado con la Estrategia Digital Nacional, a través del cual se busca reducir entre 25 y 45% los tiempos de trámites para proyectos de energías renovables al permitir su realización de forma electrónica y sincronizada, lo que fortalece la transparencia y la certidumbre para la inversión.Asimismo, se presentaron los informes de Avances del Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables (PEAER) y sobre la Participación de las Energías Renovables en la Generación de Energía Eléctrica en México, en donde se se?aló que al cierre de 2014 la capacidad instalada de energías renovables alcanzó el 24.8%, y la generación por energías renovables y cogeneración eficiente representó el 18.2% del total.También se aprobó la reorganización de los grupos de trabajo para dar seguimiento al PEAER, los cuales quedaron conformados en cinco temas: Sistema Eléctrico y Regulación, Inversiones y Cadenas de Valor, Bioenergéticos, Democratización de las Energías Renovables y Generación distribuida. Adicionalmente, el Consejo tomó conocimiento de dos proyectos: el PROSOLAR 2.0 presentado por la Cooperación Alemana y el de Generación Distribuida solar propuesto por la Iniciativa Regional Latinoamericana para el Clima.El Consejo está conformado por representantes de las Secretarías de Hacienda y Crédito Público (SHCP), de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), de Economía (SE), de Salud (SSA) y de Agricultura, Ganadería, Desarrollo Rural, Pesca y Alimentación (SAGARPA), así como por la Comisión Reguladora de Energía, la Comisión para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE), la Comisión Federal de Electricidad (CFE), el Instituto de Energías Renovables de la Universidad Nacional Autónoma de México (INER), las asociaciones Nacional de Energía Solar (ANES) y Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), así como por la Iniciativa Mexicana para las Energías Renovables, el Consejo Mundial de Energía y la Red Mexicana de Bioenergéticos.El encuentro contó con la participación de más de 70 asistentes de 50 instituciones, entre ellos el Subsecretario de Planeación y Transición Energética de la SENER, el Director General de Energías Limpias, el Director General del Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología, el presidente de la Asociación Mexicana de Energía Eólica, el Presidente de la Asociación Nacional de Energía Solar y el Presidente del Instituto de Energías Renovables de la Universidad Nacional Autónoma de México.Fuente de información: Instalan mesa de negociación para la revisión delContrato colectivo de trabajo 2015-2017 (Pemex)El 16 de junio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) instalaron la mesa de negociación para la revisión del “Contrato colectivo de trabajo 2015-2017”, el cual deberá entrar en vigor el próximo 1? de agosto.En el acto, en el que se instaló la Comisión Mixta revisora para tal fin, el Director General de Pemex manifestó que la mayor riqueza de la empresa son sus trabajadores, quienes, afirmó, se han destacado por su entrega, profesionalismo y compromiso.Precisó que ésta es la primera revisión del Contrato después de la aprobación de la reforma constitucional que ha transformado la estructura de la industria petrolera mexicana. En este sentido, puntualizó que el reto es ajustar las relaciones laborales a la nueva realidad.El desafío al que hoy hacemos frente es transformar a Pemex en la empresa más competitiva del sector y en un referente a nivel internacional y para ello, aseveró, contaremos con la participación activa de los trabajadores.Luego de indicar que a través del diálogo institucional y responsable en este proceso de revisión contractual Pemex saldrá fortalecido, el Director General de Pemex aseguró que los derechos laborales de los trabajadores serán plenamente respetados.A su vez, el Secretario General del STPRM reiteró la abierta disposición de los trabajadores petroleros por apoyar la transformación de Pemex y subrayó que se encuentran preparados para enfrentar el reto de la competencia en un mercado abierto.Acudimos, dijo, con plena disposición, ánimo constructivo y el interés de siempre por el buen desempe?o de Pemex y que hoy, como empresa productiva del Estado, se consolide como una entidad altamente competitiva. “Estamos convencidos de que el mayor potencial con que cuenta para conseguirlo es la calidad de su capital humano”.Afirmó que ante los intereses que han pretendido demeritar la respuesta responsable de los trabajadores petroleros en esta etapa de transición, el sindicato reitera su disposición al diálogo franco y propositivo. Sabemos, enfatizó, que hay otros a los que le gustaría observar en nosotros la estridencia de quienes, incapaces de acuerdos, optan por el escándalo.Asimismo, sostuvo que el sindicato petrolero ha sido un factor de estabilidad laboral y será ahora un apoyo esencial en esta nueva etapa que vive Pemex en la que seguirá siendo pilar del desarrollo.Ambos manifestaron su confianza en que empresa y sindicato llevarán a buen término esta revisión para mejorar las condiciones laborales de los trabajadores.El Contrato Colectivo de Trabajo que rige en Pemex se suscribió por primera vez en 1942 y ha sido revisado en 34 ocasiones.Fuente de información: Califican Emisiones de CertificadosBursátiles de Pemex (Fitch)El 29 de junio de 2015, la casa calificadora Fitch Ratings asignó las calificaciones a las siguientes Emisiones de Certificados Bursátiles de Petróleos Mexicanos (Pemex):Calificación en escala nacional de “AAA(mex)” a los certificados bursátiles adicionales de la segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14, por un monto en conjunto, con los certificados bursátiles adicionales de la segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14-2 y con los certificados bursátiles adicionales de la quinta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14U, de hasta 15 mil millones de pesos, con vencimiento hasta 2020, a tasa variable.Calificación en escala nacional de “AAA(mex)” a los certificados bursátiles adicionales de la segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14-2, por un monto en conjunto, con los certificados bursátiles adicionales de la segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14 y con los certificados bursátiles adicionales de la quinta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14U, de hasta 15 mil millones de pesos, con vencimiento hasta 2026, a tasa fija.Calificación en escala nacional de “AAA(mex)” a los certificados bursátiles adicionales de la quinta reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14U, por un monto en conjunto, con los certificados bursátiles adicionales de la segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14 y con los certificados bursátiles adicionales de la segunda reapertura de la emisión con clave de pizarra PEMEX 14-2, de hasta 15 mil millones de pesos, o su equivalente en unidades de inversión (UDIs), con vencimiento el 15 de enero de 2026, a tasa fija real.Los recursos de dichas emisiones serán destinados a proyectos diversos dentro de las diferentes áreas de Pemex, como son: Pemex Exploración y Producción, Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, Pemex-Petroquímica, entre otras.Los certificados bursátiles cuentan con la garantía solidaria, incondicional e irrevocable de Pemex Exploración y Producción; Pemex Cogeneración y Servicios; Pemex-Refinación; y Pemex-Gas y Petroquímica Básica, así como sus sucesores y/o cesionarios respectivos en términos del Convenio de Responsabilidad Solidaria y del Certificado de Designación correspondiente. Anteriormente, los certificados bursátiles mencionados contaban con la garantía solidaria, incondicional e irrevocable de Pemex-Exploración y Producción; Pemex-Refinación; y Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Dicha garantía fue sustituida por la garantía solidaria, incondicional e irrevocable de Pemex Exploración y Producción; Pemex Cogeneración y Servicios; Pemex-Refinación; y Pemex-Gas y Petroquímica Básica, una vez que el Consejo de Administración de Pemex aprobó la transformación del organismo subsidiario Pemex-Exploración y Producción en la empresa productiva subsidiaria denominada Pemex Exploración y Producción así como la creación de la empresa productiva subsidiaria Pemex Cogeneración y Servicios.El monto de las tres emisiones, las cuales se realizarán bajo la modalidad de vasos comunicantes, no podrá exceder 15 mil millones de pesos en conjunto al momento de las disposiciones.Factores clave de las calificacionesLas calificaciones de Pemex reflejan el vínculo con el gobierno federal y su importancia fiscal al riesgo soberano de México. También consideran su utilidad sólida antes de impuestos y derechos, perfil orientado al mercado nacional y al de exportación, reservas importantes de hidrocarburos y posición de mercado en México. Por otra parte, las calificaciones toman en cuenta los niveles significativos de deuda ajustada de la compa?ía al incluir sus obligaciones de pensiones sin fondear, carga fiscal importante, requerimientos altos de inversión, capital contable negativo y riesgo de interferencia política.Vínculo firme con el gobierno federalPemex es la compa?ía más grande de la nación y una de las fuentes de recursos mayores del país. Durante los últimos 5 a?os, sus transferencias al gobierno federal han promediado 52.6% sobre ventas o 109.1% sobre el resultado operativo. Estas contribuciones a través de regalías, aprovechamiento, impuestos y derechos representan un promedio de entre 30 y 40% de los ingresos del gobierno federal. Como resultado, a partir del cierre de 2009, el balance general de Pemex se ha debilitado y se refleja en un capital contable negativo. A pesar del tratamiento pari-passu con la deuda soberana en el pasado, la deuda financiera de Pemex no cuentan con una garantía explícita del gobierno.Disminución de producción de petróleo mitigadaActualmente, a un nivel aproximado de 2.3 millones de barriles por día (bpd), la producción de petróleo crudo ha disminuido marginalmente en los a?os recientes; sin embargo, no a la misma velocidad como ocurrió durante una caída notable en 2008-2009. La producción de gas natural ha permanecido relativamente estable durante los a?os recientes, en un nivel aproximado de 5 mil 700 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd). Pemex ha sido capaz de mitigar la disminución en la producción de petróleo a través del uso intensivo de tecnología en la zona de Cantarell, mejoras en las operaciones e incremento de producción en un número diversificado de campos.La diversificación de activos petroleros productivos reduce el riesgo de caídas grandes de producción en el futuro; Cantarell representa menos de 20% de la producción petrolera. El objetivo de Pemex es incrementar la producción de petróleo crudo a 3.0 millones de bpd en el mediano a largo plazo. Lo anterior constituye un desafío dado que la capacidad de la compa?ía de inversión en activos está limitada por una carga impositiva alta, obligaciones de pensiones y el ambiente actual de precio bajo del petróleo.Reforma energética; beneficios para Pemex en el largo plazoAun y cuando la calificación de Pemex continuará ligada altamente al riesgo soberano, la reforma pudiera dar a la compa?ía flexibilidad financiera a través de independencia del presupuesto. Hasta antes de la implementación de la reforma energética, la empresa tenía que obtener la aprobación de un presupuesto anual por parte del Congreso, el cual, junto con una carga fiscal importante, restringía la flexibilidad de inversión de Pemex. La compa?ía también se beneficiaría al ser capaz de asociarse con empresas de petróleo y gas con el fin de compartir los riesgos de exploración.El impacto total de la reforma será positivo para Pemex pero de manera gradual y la empresa continuará enfrentando la carga tributaria pesada en el mediano plazo. La reforma energética también beneficiará la estructura de capital de la compa?ía si se realiza con éxito la reestructura de las obligaciones laborales altas de Pemex, las cuales impactan el perfil financiero ya que éstas equivalen aproximadamente a 98.6 mil millones de dólares, es decir que aproximadamente representan 54% de la deuda total ajustada a finales de marzo de 2015.Flujo libre negativo por inversiones en activosFitch prevé que Pemex presentará un flujo libre de efectivo negativo durante los próximos dos a tres a?os, considerando el precio de petróleo utilizado por Fitch. Esto, por los niveles altos de inversiones necesarias para mantener y potencialmente incrementar los volúmenes de producción, así como la continua carga fiscal alta. La carga fiscal histórica de la compa?ía ha limitado la generación interna de flujo de efectivo lo que ha forzado a una dependencia creciente al financiamiento. Por los últimos 12 meses (UDM) terminados en marzo de 2015, los fondos generados por la operación (FGO), calculados por Fitch, fueron aproximadamente 2.7 mil millones de dólares estadounidenses y el flujo neto de caja operativo (FCO) de 2.9 mil millones de dólares, comparado a inversiones en activos de 17.2 mil millones de dólares que resultó en un flujo de efectivo libre negativo de 14.3 mil millones de dólares.Métricas crediticias sólidas antes de impuestosPara los UDM terminados el 31 de marzo de 2015, Pemex registró un EBITDA (utilidad de operación más depreciación más otros ingresos) de aproximadamente 45.7 mil millones de dólares. El apalancamiento, medido como Deuda total a EBITDA, fue de 1.8 veces y la razón de deuda ajustada por pasivos laborales no fondeados a EBITDAP (utilidad de operación más depreciación más otros ingresos más gasto de pensiones) se ubicó en 3.4 veces. Pemex cuenta con indicadores de flujo de efectivo débiles debido a los montos elevados transferidos al gobierno mexicano por derechos e impuestos. La Deuda total ajustada/FGO ha promediado, en los últimos 4 a?os, 9.7 veces y al cierre de marzo 2015 se ubicó aproximadamente en 13.0 veces.La deuda total a marzo de 2015 fue de 84.4 mil millones de dólares, la cual se incrementa más del doble a 183.1 mil millones de dólares cuando se ajusta por los pasivos laborales no fondeados. Pemex cuenta con una liquidez adecuada de 8.5 mil millones de dólares fortalecida además por líneas de crédito comprometidas por 4.5 mil millones de dólares y 23.5 mil millones de pesos. Al cierre de abril de 2015, 1.55 mil millones de dólares y 3.5 mil millones de pesos estaban disponibles. Los vencimientos de deuda se encuentran distribuidos en el largo plazo, con vencimientos manejables de corto plazo.Supuestos clave:Precios promedio del petróleo WTI de 50 dólares por barril en 2015, incrementando a 75 dólares por barril para 2017.La compa?ía continúa enfrentando dificultades para incrementar su producción en los siguientes 4 a?os.Las transferencias hacia el gobierno continúan altas a un nivel aproximado de 100% de la utilidad antes de impuestos.Sensibilidad de las calificacionesUna acción de calificación positiva podría resultar de un incremento en la calificación soberana de México junto con un desempe?o operativo y financiero sólido y/o una reducción importante en la carga impositiva de la empresa. Una acción de calificación negativa podría resultar de una disminución en la calificación soberana de México, la percepción de un deterioro en el vínculo entre Pemex y el soberano y/o un deterioro substancial en los indicadores crediticios de Pemex.Las calificaciones actuales de Pemex son las siguientes:Calificación en escala internacional moneda extranjera “BBB+”;Calificación en escala internacional moneda local “A”-;Calificación en escala nacional de largo plazo “AAA(mex)”;Calificación en escala nacional de corto plazo “F1+(mex)”;Calificación de emisiones de bonos internacionales en moneda extranjera “BBB+”;Calificación de emisiones de bonos internacionales en moneda local “A-”;Calificación de emisiones de certificados bursátiles denominadas PEMEX 11-3, PEMEX 12, PEMEX 12U, PEMEX 13, PEMEX 13-2, PEMEX 14U, PEMEX 14, PEMEX 14-2 “AAA(mex)”.La perspectiva de las calificaciones es “estable”.Fuente de información: oferta pública de cebures por7 mil 600 millones de pesos (Pemex)El 9 de julio de 2015, Petróleos Mexicanos (Pemex) comunicó que como parte del programa de financiamientos 2015 y de conformidad con su calendario de colocaciones en mercado local, Pemex realizó una oferta pública de certificados bursátiles (cebures) por un monto aproximado de 7 mil 600 millones de pesos. Esta cifra se podrá modificar en caso de que Pemex ejerza la opción de sobre colocación prevista en los documentos de la oferta respectiva.Se trató de tres reaperturas de las emisiones con claves de pizarra PEMEX 14 a tasa flotante con vencimiento en 2020, PEMEX 14-2 a tasa fija con vencimiento en 2026 y PEMEX 14U con vencimiento en 2026. En esta ocasión, se observó una demanda de aproximadamente 12 mil 800 millones de pesos.El monto colocado fue dividido en tres tramos:650 millones de pesos a tasa flotante de TIIE más 25 puntos base.6 mil millones de pesos a tasa fija con rendimiento de 8.07%, lo que representa un diferencial de 190 puntos base sobre la referencia utilizada de Bonos M.Aproximadamente 970 millones de pesos, que equivalen a 184 millones en Unidades de Inversión (“UDIs”), con un rendimiento de 4.09 por ciento.La base inversionista fue local y se compuso principalmente por sociedades de inversión, afores, tesorerías bancarias, banca privada y aseguradoras.Los intermediarios colocadores fueron seleccionados por su desempe?o como formadores de mercado de bonos de Pemex: Banamex, Bank of América, BBVA Bancomer y Scotiabank.Los recursos que se obtengan por estas emisiones se destinarán principalmente al financiamiento de proyectos de inversión de Pemex.Fuente de información: Acuerdo por el que se emiten los Lineamientos aque se refiere el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (SHCP)El 6 de julio de 2015, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el “Acuerdo por el que se emiten los Lineamientos a que se refiere el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos”, el cual se presenta a continuación.ACUERDO 06/2015ACUERDO POR EL QUE SE EMITEN LOS LINEAMIENTOS A QUE SE REFIERE EL ART?CULO 62 DE LA LEY DE INGRESOS SOBRE HIDROCARBUROSLUIS VIDEGARAY CASO, Secretario de Hacienda y Crédito Público, con fundamento en los artículos 31, fracción XXV, de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal; 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, 6, fracción XXXIV del Reglamento Interior de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, yCONSIDERANDOQue el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos establece que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público emitirá los lineamientos para el otorgamiento de seguros, fianzas o cauciones, que cubran el monto de la indemnización por los da?os que cause la actuación en el ejercicio de sus atribuciones de los servidores públicos de las Secretarías de Hacienda y Crédito Público y de Energía o bien, seguros para asumir los servicios de defensa y asistencia legal de dichos servidores públicos;Que conforme al artículo antes mencionado, los seguros, fianzas o cauciones pueden cubrir la indemnización que corresponda por los da?os que se causen o los servicios de defensa de los servidores públicos, resultando que la Ley sobre el Contrato de Seguro dispone que los seguros correspondientes a la cobertura de indemnizaciones, denominados de responsabilidad, incluyen la cobertura de los servicios de defensa, por lo que lo dispuesto por el legislador se entiende como un parámetro de protección que puede otorgarse a los servidores públicos, puesto que conforme a la ley de la materia, las opciones de protección previstas no son excluyentes sino que son complementarias;Que es pertinente establecer las pautas y regular los seguros, fianzas o cauciones que cubran las posibles responsabilidades que pudieran derivar de la actuación de los servidores públicos en el ejercicio de sus facultades; además, es necesario establecer de manera clara quiénes contarán con las coberturas se?aladas en el artículo citado, así como normar la devolución de los apoyos en caso de que aquéllos actúen con dolo o mala fe, yQue una adecuada regulación sobre la contratación de los mecanismos e instrumentos se?alados coadyuvará para incentivar la toma de decisiones por parte de los servidores públicos antes referidos, he tenido a bien expedir el siguienteACUERDO?NICO. Se expiden los Lineamientos que deberán observarse para el otorgamiento de seguros, fianzas o cauciones, que cubran el monto de la indemnización por los da?os que, en su caso, cause la actuación, en el ejercicio de sus atribuciones, de los servidores públicos de las secretarías de Hacienda y Crédito Público y de Energía o bien, seguros para asumir los servicios de defensa y asistencia legal de dichos servidores públicos, a que se refiere el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, al tenor de las siguientes disposiciones:1. ObjetoLos presentes Lineamientos regulan y establecen las modalidades, términos y condiciones para la contratación de seguros, fianzas o cauciones, que cubran el monto de la indemnización por los da?os que, en su caso, cause la actuación de los servidores públicos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, responsables de determinar y verificar las condiciones económicas relativas a los términos fiscales de los Contratos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos; y de los servidores públicos de la Secretaría de Energía responsables de adjudicar las Asignaciones o del dise?o técnico de los Contratos en el ejercicio de sus atribuciones; así como la contratación de los seguros para asumir los servicios de defensa y asistencia legal de dichos servidores públicos.2. PresupuestoPara la contratación de los seguros, fianzas o cauciones materia de los presentes Lineamientos, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y la Secretaría de Energía incluirán anualmente las provisiones presupuestarias correspondientes en su respectivo presupuesto de gasto de operación.3. ContrataciónLa contratación de los seguros, fianzas o cauciones regulados en los presentes Lineamientos se coordinará por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, de conformidad con las disposiciones de la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y su Reglamento.4. Forma de pagoLos pagos de las primas de seguros, fianzas o cauciones regulados en los presentes Lineamientos, se efectuarán directamente por parte de la Secretaría a la cual los servidores públicos asegurados se encuentren adscritos.Los seguros, fianzas o cauciones antes referidos no formarán parte de las prestaciones de los servidores públicos mencionados en los presentes Lineamientos.5. Sujetos de aplicaciónLos seguros, fianzas o cauciones a que se refieren los presentes Lineamientos podrán otorgarse únicamente a los servidores públicos que realicen las funciones a que se refiere el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y que además ocupen un puesto comprendido en los Grupos H, J, K y L, M, N del Tabulador de Percepciones Ordinarias del Manual de Percepciones de la Administración Pública Federal vigente.6. Cobertura6.1Las pólizas de seguro que se contraten en favor de los servidores públicos referidos en el punto 5 de los presentes Lineamientos deberán cubrir las responsabilidades, ya sean de naturaleza administrativa, civil o penal, en que pudieran incurrir, siempre que deriven del ejercicio de las atribuciones a que hace referencia el artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos y, en su caso, causen un da?o patrimonial a la Hacienda Pública, al ente público en el cual laboren o a particulares, por hechos ocurridos durante la vigencia de las respectivas pólizas.6.2La cobertura contemplará el pago de los gastos de defensa, asistencia legal y, en su caso, la indemnización por los da?os y perjuicios que cause su actuación en el ejercicio de sus atribuciones, con límite de la suma asegurada contratada.6.3En caso de que el o los servidores públicos asegurados dejen de ocupar los cargos referidos en el punto 5, contarán con la cobertura del seguro por un período de hasta cinco a?os, contados a partir de la fecha de conclusión del cargo.6.4 En caso de que concluya la cobertura del seguro a que se refiere el numeral 6.3, se podrán contemplar opciones que permitan incluir en las pólizas de seguro la posibilidad de continuar con la cobertura, siempre que se realice a petición expresa del interesado, y que el mismo cubra el pago correspondiente.7. Reintegro de primasPara efectos de lo dispuesto en el tercer párrafo del artículo 62 de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos, se deberá proceder conforme a las disposiciones jurídicas aplicables para exigir el reintegro al erario de las primas que se hubieran pagado.TRANSITORIOSPRIMERO. El presente Acuerdo entrará en vigor al día siguiente de su publicación en el Diario Oficial de la Federación.SEGUNDO. La contratación de los seguros, fianzas o cauciones a que se refieren los presentes lineamientos podrá realizarse con vigencia retroactiva al 1? de octubre de 2014.Fuente de información: calificaciones de la ComisiónFederal de Electricidad (S&P)El 19 de junio de 2015, la casa calificadora Standard and Poor’s (S&P) confirmó las calificaciones en moneda extranjera de “BBB+” y en moneda local de “A” y “mxAAA” de la Comisión Federal de Electricidad (CFE); la perspectiva para la empresa productiva del Estado se mantiene “estable”. A continuación se presenta la información.Acción de calificaciónEl 19 de junio, Standard & Poor’s confirmó sus calificaciones en escala global de largo plazo en moneda extranjera de “BBB+” y en moneda local de “A” de la CFE. También confirmó la calificación de riesgo crediticio en escala nacional –CaVal– de “mxAAA” de la empresa. Al mismo tiempo, confirmó la calificación de deuda de “BBB+” de las notas senior no garantizadas de la empresa con vencimientos en 2021, 2024, 2042 y 2015, y se confirman las calificaciones de deuda en escala nacional –CaVal– y global de “mxAAA” y de “A” de las emisiones de certificados bursátiles en moneda local.FundamentoLas calificaciones de la CFE reflejan la opinión de que existe una probabilidad “casi cierta” de que el gobierno de México (moneda extranjera: BBB+/Estable/A-2; moneda local: A/Estable/A-1) brinde apoyo extraordinario oportuno y suficiente a la empresa en caso de estrés financiero. De acuerdo con los criterios para calificar entidades relacionadas con el gobierno (ERGs), se basa la evaluación en la función “crítica” de la CFE como el único proveedor de electricidad en México y su posición de monopolio en los segmentos de transmisión y distribución y en la planeación y operación del sistema eléctrico mexicano. Esto brinda un fuerte incentivo económico para que el soberano respalde al emisor durante períodos de estrés financiero. En la evaluación, también se incorporó el vínculo ‘integral’ de la CFE con el gobierno de México, dada su propiedad total y estable de la compa?ía, y su función en la designación de los directivos, así como en la definición de su estrategia.Se evaluó el perfil crediticio individual (SACP, por sus siglas en idioma inglés para stand-alone credit profile) de la CFE en “bb-”, lo que refleja nuestras evaluaciones sobre su perfil de negocio como “satisfactorio” y su perfil de riesgo financiero como “agresivo”.Durante 2014, el Congreso mexicano concluyó la aprobación de la legislación secundaria posterior a la reforma energética de 2013, que abrió el sector a la inversión privada. La reforma podría crear varias subsidiarias semiindependientes para cada segmento (generación, transmisión, distribución, y comercialización) con el fin de nivelar el campo para las empresas privadas interesadas en el sector.La CFE sería propietaria exclusiva de los activos de transmisión y distribución. La potencial inversión privada en la generación de energía estará dirigida principalmente a satisfacer las necesidades industriales y de otros usuarios grandes y para reducir sus costos de energía. También debería permitir a la CFE continuar con la reducción de los costos al cambiar a generación a base de gas natural en lugar de a base de combustóleo e impulsar los esfuerzos para disminuir las pérdidas mediante la mejora de sus segmentos de transmisión y distribución.S&P no considera que el estatus de la CFE como ERG cambie en los próximos a?os, ya que la empresa seguirá siendo el único proveedor de electricidad en la mayor parte del mercado mexicano.Para los últimos 12 meses que concluyeron el 31 de marzo de 2015, la empresa reportó una disminución en ventas de 3.2%, un aumento de 18.1% en su EBITDA y un aumento de 21.3% en el margen de EBITDA. El menor volumen de ventas se debe principalmente a la reducción en las tarifas consecuencia de los menores costos del combustible. Además, los márgenes más altos, resultado de los menores costos de generación, aumentaron el EBITDA. Los fondos operativos (FFO, por sus siglas en inglés) a deuda ajustada de la CFE fueron de 7.0%, comparable con el 7.3% del a?o anterior. Consideramos que la calidad de su estructura de capital es negativa dado que 30% de su deuda está denominada en moneda extranjera y su índice de deuda a EBITDA es de más de 3.0 veces. Por consiguiente, fluctuaciones adversas en el tipo de cambio podrían debilitar sus índices financieros clave.Nuestro escenario base para los próximos dos a?os considera lo siguiente:Crecimiento del PIB real en México de 3.0% para 2015 y de 3.5% para 2016.La empresa seguirá necesitando financiamiento externo para fondear sus gastos de capital (capex), además de sus propios recursos de capital y otros mecanismos de inversión privada.Una perdida por 20 mil millones de pesos en flujo de efectivo operativo libre (FOCF, por sus siglas en inglés) para 2015 y 2016.Apoyo del gobierno para cualquier gasto extraordinario no previsto.La relación con el gobierno no cambiará.Capex proyectado por 48 mil 500 millones de pesos en 2015 y por 50 mil millones de pesos en 2016.Lo anterior da como resultado los siguientes indicadores crediticios para 2015-2016:Un margen de EBITDA de 21 por ciento;Deuda ajustada a EBITDA de 7.5 y 6.9 veces, respectivamente;EBITDA a intereses de 2.0 y 2.1 veces, yFFO a deuda ajustada de 10.2 y 11.3 por cientoLiquidezEvaluamos la liquidez de la CFE como “adecuada”. La opinión de S&P refleja el amplio acceso al financiamiento bancario y a los mercados locales e internacionales de capitales debido a su tama?o y a su relación con el gobierno. Al 31 de diciembre de 2014, la CFE tenía balances de efectivo por 36 mil 300 millones de dólares estadounidenses, en comparación con sus vencimientos de deuda por 30 mil 800 millones de dólares para los próximos 12 meses. La empresa presentó un déficit de FOCF en los últimos a?os y se espera que esta tendencia se mantenga dada su elevada necesidad de capex.Principales fuentes de liquidez:Efectivo por 36 mil 300 millones de pesos al 31 de diciembre de 2014.Emisión de deuda por 10 mil millones de pesos en junio.Generación de FFO de 82 mil 700 millones de pesos en 2015.Principales usos de liquidez:Vencimientos de deuda por 30 mil 800 millones de pesos en 2015.Capex de 48 mil millones de pesos en 2015.PerspectivaLa perspectiva estable de la CFE refleja la de las calificaciones soberanas de México y la expectativa de que el vínculo entre el gobierno y la empresa de servicios de electricidad no cambiará en los próximos a?os.Escenario negativoLas calificaciones de la CFE se mueven en línea con las calificaciones del soberano. S&P podría bajar las calificaciones de la CFE en un nivel (notch) si se revisara la opinión de la casa calificadora (S&P) de la probabilidad de apoyo extraordinario del gobierno a “extremadamente elevada” de “casi cierta”, de acuerdo con la definición de los criterios de la firma calificadora.Escenario positivoSi se suben las calificaciones del soberano, se tomaría la misma acción sobre las de la CFE.Resumen de las calificacionesCalificación de riesgo crediticio:Moneda extranjera: BBB+/Estable/--;Moneda local: A/Estable/--Escala Nacional: mxAAA/Estable/--Riesgo del negocio: SatisfactorioRiesgo país: Moderadamente elevado.Riesgo de la industria: Muy bajo.Posición competitiva: SatisfactoriaRiesgo financiero: AgresivoFlujo de efectivo / Apalancamiento: Agresivo.Ancla: bbModificadoresEfecto de diversificación/cartera: Neutral (sin impacto).Estructura de capital: Negativo (-1 nivel).Política financiera: Neutral (sin impacto).Liquidez: Adecuada (sin impacto).Administración y gobierno corporativo: Razonable (sin impacto).Análisis comparativo de calificación: Neutral (sin impacto).Perfil crediticio individual: bb-Calificación soberana: Moneda extranjera: BBB+/Estable/A-2; Moneda local: A/Estable/A-1.Probabilidad de apoyo extraordinario del gobierno: Casi ciertaFuente de información: Crece el saldo de la cartera para el sector deenergías renovables de 2010 a 2015 (Bancomext)El 19 de julio de 2015, el Banco Nacional de Comercio Exterior (Bancomext) comunicó que de 2010 a 2015 el financiamiento para proyectos de energías limpias supera los 5 400 millones de pesos; los proyectos en etapa de análisis rebasan los 10 mil millones de pesos, en este a?o. A continuación se presentan los detalles.De enero de 2010 a junio de 2015, el saldo de la cartera del Bancomext para el sector de energías renovables registró un crecimiento de 1 mil 461%, al alcanzar un monto superior a los 5 mil 400 millones de pesos, destinados a proyectos de energías limpias, lo que muestra el gran dinamismo de esta industria.De acuerdo con datos de la institución, en los últimos cinco a?os el saldo de la cartera de las energías limpias presenta crecimientos anualizados, en promedio, de 73%, además de que Bancomext ha participado con la banca comercial y otras instituciones de la banca de desarrollo en proyectos que mitigan más de dos millones de toneladas de CO2 (dióxido de carbono) anuales a la atmósfera, contribuyendo así a la protección del medio ambiente y desarrollo sustentable del país.Bancomext ha sido una institución muy activa en el sector de energías limpias a partir del a?o 2010, cuando el banco participó en un crédito sindicado de la empresa EURUS, la cual desarrolló un parque eólico en el estado de Oaxaca.El Parque Eólico Eurus genera actualmente 250 MW (Megawatts) de capacidad instalada con 167 aerogeneradores y suministra energía a 25 plantas cementeras de la empresa CEMEX, además de mitigar más de 599 mil 571 toneladas de CO2 anuales a la atmósfera.Las cifras del banco de desarrollo se?alan que en 2011 el saldo de la cartera de energías renovables tuvo un incremento de 111%; en 2012 aumentó 34%; para 2013 creció 50%; en 2014 se elevó a 135% y de enero a junio de este a?o registra ya un aumento de 57 por ciento.De acuerdo con estimaciones de la institución, los proyectos de energías limpias en etapa de análisis superan los 10 mil millones de pesos.La participación de Bancomext en el financiamiento e impulso de las energías limpias ha ido en aumento en los últimos cinco a?os. El portafolio del banco da cuenta del apoyo, en 2011, para la construcción del Parque Eólico Piedra Larga I, en Oaxaca, con 45 aerogeneradores que producen 90 MW, dan suministro de energía a 14 filiales de Grupo Bimbo, y reduce 200 mil toneladas de CO2 al a?o.En 2012 y 2013, Bancomext financió dos proyectos de energías limpias: Eólica Santa Catarina, en Nuevo León, que genera 22 MW, con ocho aerogeneradores y mitiga 30 mil 250 toneladas de CO2 anuales, y Desarrolladores Eólicos Mexicanos de Oaxaca II, que genera 137 MW, con 69 aerogeneradores y mitiga 328 mil 571 toneladas de CO2 al a?o.Para 2014, la participación del banco en este sector creció notablemente al financiar cuatro grandes proyectos de energías limpias: Ventika I y Ventika II, ambos ubicados en el municipio de General Bravo, estado de Nuevo León, los cuales están en etapa de construcción y generarán, por separado, 126 MW de energía limpia, además de que aminorarán 150 mil toneladas de CO2 a la atmósfera cada uno.El a?o pasado Bancomext también respaldó proyectos de energías limpias como el de P.E. Ingenio, un parque eólico que genera 50 MW, en Santo Domingo Ingenio, en el estado de Oaxaca, con el cual se reducirán 200 mil toneladas de CO2 a la atmósfera cada a?o.Otro proyecto relevante financiado en 2014 por Bancomext es el de Abengoa Cogeneración Tabasco, ubicado en la entidad del mismo nombre, el cual opera a base de gas natural y vapor. Esta planta atiende la demanda de suministro de energía de 190 centros de trabajo de Pemex y representa ahorros por más de 100 millones de dólares al a?o.En lo que va de 2015, Bancomext ha financiado la construcción de tres proyectos de energías limpias. El primero en Ciudad Juárez, Chihuahua, apoya el proyecto Abeinsa Juárez N III, una planta de ciclo combinado que generará 799 MW, energía suficiente para abastecer a más de 500 mil hogares al a?o.El segundo, en Jalisco, donde el banco financia la construcción de dos Mini Hidroeléctricas de Tacotán y Trigomil, ambas de 15 MW, las cuales suministrarán energía a la CFE y al mercado eléctrico mayorista. Este proyecto será un participante del nuevo mercado eléctrico ya sea en subasta o en venta spot.Finalmente, destaca el financiamiento del proyecto solar fotovoltaico, que generará 62 MW, y que construye en Honduras la empresa mexicana Corporación Aura Solar, el cual suministrará energía a la Empresa Nacional de Energía Eléctrica en ese país centroamericano.De esta manera, al apoyar y financiar proyectos de energías limpias, Bancomext se ha convertido en un banco de desarrollo que impulsa la reforma energética y con ello la generación de empleos en el país.Fuente de información: México participó en la Conferencia Regional en lasAméricas de la Iniciativa para la Transparencia delas Industrias Extractivas (SENER)El 25 de junio de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) informó que México participó en la Tercera Conferencia Regional en las Américas de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI). A continuación se presenta la información.La Subsecretaria de Hidrocarburos encabezó la visita de trabajo de una delegación del gobierno de México a Lima, Perú, en atención a la invitación de la Iniciativa para la Transparencia de las Industrias Extractivas (EITI, por sus siglas en idioma inglés) para participar en su Tercera Conferencia Regional en las Américas 2015, y en su Taller Técnico Regional, los cuales tuvieron verificativo del 22 al 25 de junio de 2015.La Delegación de México estuvo integrada por funcionarios de las secretarías de Energía (SENER) y de Economía (SE), representada por la Coordinación General de Minería. Asimismo, asistieron representantes de organizaciones de la sociedad civil como Fundar, A.C. y Transparencia Mexicana A.C.La Subsecretaria de Hidrocarburos participó en el panel “Transparencia y rendición de cuentas en el sector extractivo”, durante el cual subrayó que la Reforma Energética de México otorga una alta prioridad a la transparencia y rendición de cuentas, destacó las disposiciones del nuevo marco jurídico relacionadas con los procesos de licitación, la asignación y seguimiento de contratos, la conducción de los órganos reguladores y el desempe?o de las Empresas Productivas del Estado.El panel contó con las intervenciones de los viceministros de Minas de Colombia, de Finanzas de Guatemala, así como del Presidente del Consejo Directivo de Transparencia Internacional, del Presidente de la Sociedad Nacional de Minería, Petróleo y Energía del Perú y del Jefe del Secretariado Internacional de EITI.Por su parte, el Taller Técnico Regional consistió en un entrenamiento a países implementadores del EITI e invitados especiales, como fue el caso de México, con el objeto de desarrollar las mejores experiencias y prácticas en la aplicación del Estándar EITI.La Subsecretaria de Hidrocarburos y la Ministra de Energía y Minas del Perú sostuvieron un encuentro durante el cual dialogaron sobre la experiencia peruana en la implementación del estándar EITI, así como en los procesos de consultas indígenas relacionados con las rondas de licitación de exploración y extracción de hidrocarburos. Asimismo, la Subsecretaria de Hidrocarburos participó en una reunión con los Viceministros de Minas de Colombia y Perú, el Viceministro de Finanzas de Guatemala y el Administrador Independiente del último Informe del Estándar EITI del Perú.La Subsecretaria de Hidrocarburos encabeza los esfuerzos en pro de la implementación del estándar EITI en México, a partir de la reciente conformación del Grupo de Trabajo Intersecretarial para lograr la adhesiónn de México a dicha Iniciativa. El Grupo de Trabajo está conformado por la SENER, la SE y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP).Las actividades desarrolladas durante esta visita de trabajo representan acciones congruentes con los principios de la Reforma Energética en materia de transparencia y rendición de cuentas, elementos fundamentales para la construcción de una industria extractiva sustentable, eficiente y competitiva en México.Fuente de información: Suscriben Carta de entendimiento a favorde la eficiencia energética (SENER)El 23 de junio de 2015, la Secretaría de Energía (SENER) y la Corporación Andina de Fomento (CAF Banco de Desarrollo de América Latina) suscribieron una Carta de Entendimiento para el dise?o e implementación de un mecanismo sectorial que contribuya a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero (GEI) a través de un mejor desempe?o energético.El Mecanismo Sectorial de Mitigación (MSM) consiste en un esquema que incluye el otorgamiento de recursos financieros para desarrollar un proyecto demostrativo que incentive a la industria a reducir sus emisiones de GEI para lo cual se le otorgarán estímulos financieros a los seleccionados.Los recursos que serán aportados por CAF provienen de la Unión Europea a través de lineamientos para financiar inversiones orientadas a la protección del medio ambiente y en este caso, en el sector industrial mexicano, principalmente con medidas como la cogeneración.Durante la firma, el Subsecretario de Planeación y Transición Energética de la SENER indicó que la firma del instrumento es la materialización del trabajo conjunto y que México está dispuesto para sumarse a los esfuerzos a favor de la sustentabilidad energética.Por su parte, el Presidente Ejecutivo de CAF manifestó que este Acuerdo será una base importante para que en el futuro se desarrollen actividades de interés para México y la CAF.CAF es un banco de desarrollo constituido en 1970 y conformado por 19 países —17 de América Latina y el Caribe, Espa?a y Portugal— y 14 bancos privados de la región y tiene como misión apoyar la integración regional y el desarrollo sostenible de sus países accionistas.Fuente de información: Previsión del precio del petróleo (BCE)El 18 de junio de 2015, el Banco Central Europeo (BCE) publicó en Fráncfort, Alemania, su Boletín Mensual sobre la Evolución Económica y Monetaria de la zona del euro. A continuación se presenta el artículo: “Previsión del precio del petróleo”.Las previsiones del precio del petróleo constituyen un parámetro fundamental para las proyecciones macroeconómicas, especialmente debido al impacto que tienen estos precios en la inflación y en el crecimiento y, por tanto, en la política monetaria. La utilización de contratos a futuro para elaborar las previsiones de los precios del crudo proporciona una herramienta simple y transparente, fácil de comunicar. Sin embargo, los contratos a futuro son un reflejo imperfecto de las expectativas de los mercados y han contribuido a que en el pasado se hayan cometido importantes errores de predicción de la inflación medida por el ?ndice Armonizado de Precios al Consumidor (IAPC). Este artículo presenta un enfoque que permite analizar los riesgos asociados a las previsiones establecidas a partir de los precios de contratos a futuro con una combinación de modelos que produce menos errores de predicción y es más sólida ante cambios en la evolución de los precios del petróleo.IntroducciónLa evolución de los precios del petróleo tiende a ser un importante factor determinante de las proyecciones macroeconómicas sobre el crecimiento y la inflación. Por lo que respecta a la inflación, la evolución de los precios del petróleo ejerce a la vez un efecto directo a través de los precios de los productos energéticos que los hogares consumen directamente, como los combustibles para transporte, y un efecto indirecto vía los costos de producción de los bienes y servicios finales. Históricamente, la volatilidad de la inflación medida por el IAPC de la zona del euro resulta en gran parte de las variaciones del componente energético. En cuanto al crecimiento, el impacto de la evolución de los precios del petróleo procede principalmente de las variaciones asociadas al ingreso real disponible de los hogares y las empresas y de sus efectos secundarios en los gastos en consumo e inversión. LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\6.- GR?FICAS DEL BCE PETR?LEO [Autoguardado].pptx!257" "" \a \p La evolución reciente de los precios del petróleo ha puesto de manifiesto la dificultad de pronosticar dicha evolución. Aunque los precios del petróleo se mantuvieron prácticamente estables entre 2011 y mediados de 2014, disminuyeron más del 50% entre finales de junio de 2014 y mediados de enero de 2015, debido al exceso de oferta en el mercado de petróleo, acompa?ada de un aumento sostenido de la producción de petróleo shiste en América del Norte y de lento crecimiento de la demanda de petróleo. Desde entonces, los precios del petróleo han incrementado alrededor del 40%, principalmente como consecuencia de algunos signos de una posible disminución de la oferta de petróleo de Estados Unidos de Norteamérica y de expectativas de aumento de la demanda de petróleo. No obstante, las perspectivas a corto plazo siguen estando sujetas a una gran incertidumbre.La calidad de las proyecciones en términos de precisión de sesgos se basa en su capacidad de anticipar la evolución de los precios del petróleo. En las proyecciones macroeconómicas elaboradas por los expertos del Eurosistema del BCE, como en las de muchos otros bancos centrales y organizaciones internacionales, los precios en los mercados de futuros sobre el petróleo se utilizan como supuestos técnicos para reflejar las expectativas de evolución futura de los precios petróleo. Sin embargo, estas hipótesis llevaron a graves errores de predicción. Las revisiones de las proyecciones elaboradas por los expertos del Eurosistema del BCE demostraron que el sesgo en las proyecciones relativas al IAPC en el período transcurrido desde 1999 habría disminuido de manera significativa si las variaciones de los precios del petróleo se hubiesen anticipado mejor. En efecto eso explica, en gran parte la baja estimación de la inflación medida por el IAPC de la zona del euro durante este período.En este contexto, el articulo analiza las dificultades generales asociadas a las previsiones de los precios del petróleo (apartado 2), describe las capacidades predictivas de los contratos a futuro sobre el petróleo (apartado 3), proporciona una descripción de métodos de predicción alternativos (apartado 4) y presenta un nuevo método de combinación de previsiones para los precios del Brent (apartado 5).Dificultad para prever los precios del petróleoAunque el precio del petróleo sea, hasta cierto punto previsible, es difícil hacer una previsión exacta. El precio del petróleo es previsible porque es una materia prima física, cuyo precio se determina en gran medida por los fundamentos del mercado del petróleo y en particular, por la actividad económica mundial. Sin embargo, la dinámica del mercado petrolero tiende a variar fuertemente con el tiempo, es difícil encontrar una herramienta precisa para este ejercicio. En este apartado se analizan los factores que determinan la evolución del precio del petróleo y explica las dificultades que presentan para el ejercicio de previsión, la variación de los precios en el tiempo de su perfil de evolución. LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\6.- GR?FICAS DEL BCE PETR?LEO [Autoguardado].pptx!258" "" \a \p Dependiendo del factor determinante, el precio del petróleo puede evolucionar de manera muy diferente en el tiempo. El precio del petróleo ha experimentado tendencias muy diferentes, unas veces estable, otras veces con una tendencia orientada hacia el alza o una fuerte caída. Las grandes variaciones que ha registrado pueden explicarse en gran medida por la evolución de la oferta y la demanda y por las existencias del petróleo. Desde un punto de vista histórico, los grandes choques petroleros de los a?os setenta y ochenta fueron causados por graves dificultades de abastecimiento. Después de permanecer prácticamente estable durante la mayor parte de los a?os noventa, el precio del petróleo aumentó considerablemente a partir de 2003, debido al fuerte crecimiento de la actividad económica mundial atribuible a las economías de mercado emergentes, especialmente a China. Este aumento en los precios del petróleo impulsado por la demanda en 2008, fue interrumpido por la crisis financiera mundial, que llevó a una caída aproximadamente del 70% del precio del petróleo en unos pocos meses, bajo el efecto de una contracción de la actividad económica mundial, que generó una importante desaceleración en el crecimiento de la demanda de petróleo, principalmente en las economías avanzadas. Después de una rápida recuperación a partir de 2009, el precio del petróleo ha permanecido prácticamente estable durante más o menos cuatro a?os, debido a un menor aumento de la demanda de petróleo y al aumento de la producción de petróleo shiste en América del Norte, los cambios han sido contrarrestados por preocupaciones sobre los suministros relacionados con las tensiones geopolíticas en Medio Oriente y en cierta medida, en Rusia. Al mismo tiempo, el constante beneficio de la eficiencia en el dominio energético y el aumento de la sustitución de otras fuentes de energía han contribuido a frenar el aumento de la demanda de petróleo. Más recientemente, los precios del petróleo disminuyeron fuertemente, ya que, el aumento sostenido de la producción de petróleo de shiste en América del Norte, combinado con un aumento moderado de la demanda de petróleo, especialmente en China, siendo el origen de un el exceso de oferta en el mercado. Los mercados han revaluado sus perspectivas para el mercado petrolero con el fin de aliviar los riesgos geopolíticos, recuperando la incertidumbre en los principales países productores de petróleo que no han tenido ningún impacto en la oferta mundial de petróleo. A pesar de un exceso de oferta en el mercado, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) decidió no disminuir la producción de petróleo en su reunión de noviembre de 2014. Históricamente, Arabia Saudita ha tendido a desempe?ar el papel de productor de ajuste en el mercado petrolero, la estabilización de los precios del petróleo a través de una disminución de su producción en períodos de caída de los precios y un aumento en períodos de aumento de los precios. El cambio de estrategia en noviembre acentuó la caída de los precios del petróleo, su decisión de no responder se han interpretado como un deseo de preservar su parte del mercado frente al aumento de la producción de petróleo shiste en América del Norte. En resumen, es evidente que la dinámica del mercado petrolero puede variar de forma significativa en función del factor que determina los cambios del precio del petróleo. Además, de las variaciones de la oferta y la demanda de petróleo, el nivel de existencias y la variación de este nivel son también un factor determinante de la evolución de los precios del petróleo.Por otra parte, la volatilidad de los precios del petróleo parece haber aumentado con el tiempo (véase gráfica anterior). Los datos empíricos muestran que los cambios en la elasticidad precio de la demanda y la oferta de petróleo se le atribuye a los períodos de alta volatilidad en sus precios. Otros estudios relacionan esta mayor volatilidad del precio del petróleo con el aumento de su uso como un activo financiero. La gestión activa de los activos relacionados con los precios del petróleo en los mercados a futuro desde principios del 2000, también conocido por el término “financiarización” del mercado petrolero, ha llevado probablemente a una reacción más rápida de los precios del petróleo en los datos macroeconómicos que en el caso de los precios de activos como las acciones y los tipos de cambio.La dinámica cambiante del mercado petrolero y el aumento de la volatilidad en el precio del petróleo tienen varios efectos sobre el ejercicio de la previsión de los precios del petróleo. En primer lugar, dado que, el petróleo es una materia prima física cuyo precio se determina en gran medida por los fundamentos económicos, el hecho de incluir datos sobre estos determinantes económicos permiten prever con mayor exactitud los precios del petróleo. Debido a la escasez de datos, en particular con respecto a las fluctuaciones en las reservas de petróleo, sin embargo, se hace más difícil de capturar con precisión los movimientos fundamentales del mercado petrolero. Además, el petróleo también es cada vez más utilizado como un activo financiero, el precio spot tiende a reflejar más rápidamente los cambios en el entorno macroeconómico. Esto puede dar lugar a una mayor volatilidad en el precio del petróleo a corto plazo, y por lo tanto una mayor dificultad de pronosticar en este panorama. En segundo lugar, en la medida en que la dinámica del mercado petrolero tiende a presentar fuertes variaciones con el tiempo (dependiendo del factor determinante), el resultado de un método de previsión dado que sólo reporta un comportamiento específico de los precios del petróleo puede mostrarse muy inestable. Por consecuencia, la combinación de diferentes previsiones, mostrando un comportamiento específico de los precios del petróleo, puede ayudar a resolver los problemas de inestabilidad en el tiempo de los resultados de modelos predictivos considerados individualmente, que resultan de un cambio en la dinámica del mercado petrolero. Los apartados siguientes estudian los límites de las previsiones de los precios del petróleo establecidas a partir de los contratos a futuro y ofrecen otros enfoques para el ejercicio de previsión del precio del petróleo. El apartado 5 describe con más detalle un enfoque basado en una combinación de la previsión del precio del Brent.Los contratos a futuro como reflejo de los cambios esperados en el precio del petróleoLos precios de los contratos a futuro del petróleo frecuentemente se utilizan como referencia para las hipótesis relativas al precio del petróleo en las proyecciones económicas. Se utilizan, por ejemplo, en las proyecciones macroeconómicas de los especialistas del Eurosistema del BCE y en muchos otros bancos centrales e instituciones internacionales. La principal razón de la utilización de contratos a futuro como referencia para las hipótesis relativas a los precios del petróleo es que proporcionan un método sencillo y transparente, fácil de comunicar.Sin embargo, las hipótesis relativas a los precios del petróleo sobre la base de contratos a futuro generan importantes errores de previsión. El siguiente cuadro muestra el error medio absoluto (mean absolute error–MAE)) y la raíz cuadrada del error cuadrático medio (root mean squared error–RMSE) de las hipótesis de la proyección del Eurosistema del BCE para el precio nominal del petróleo en un perspectiva de cuatro y ocho trimestres, para un período de 2005-2014. El MAE indica que durante este período, las proyecciones con un panorama de cuatro a ocho trimestres se desviaron en promedio 16.9 y 19.9%, respectivamente. Los valores más altos de la RMSE muestran que el error medio absoluto enmascara las variaciones significativas de la calidad de las proyecciones en el tiempo. Estos errores tienen un impacto significativo en las proyecciones de inflación. Aunque las estimaciones de la incidencia de un aumento del 10% en los precios del petróleo sobre la inflación medida por el IAPC están marcadas por la incertidumbre, tienden a situarse entre 0.2 y 0.3 puntos porcentuales durante el primer a?o después del choque, con 0.1 a 0.2 punto porcentuales adicionales en el segundo a?o. Se observó que este efecto depende del nivel de precios del petróleo, una mayor incidencia es medida cuando esta última es superior. Además, los contratos a futuro presentaron un sesgo de previsión negativo (véase la tercera columna del cuadro), lo que indican que los precio del petróleo tienen una tendencia aumentar al pronosticar los precios de estos contratos.ERROR MEDIO DE PROYECCI?N PARA LOS PRECIOS DEL PETR?LEO-Primer trimestre de 2005-cuarto trimestre de 2014-PeríodoError medio absolutoRaíz cuadrada del error cuadrático medioSesgoPanorama de cuatro trimestres16.924.3-1.6Panorama de ocho trimestres19.924.4-6.9FUENTE: Cálculos del BCE.Los errores de previsión significativos de los contratos a futuro se explican principalmente por el hecho de que la curva de estos contratos es generalmente plana y orientada a la baja debido a la naturaleza específica del petróleo como materia prima física y de almacenaje. En consecuencia, la diferencia entre los precios a futuro y los precios spot, que define la pendiente de la curva de contratos a futuro, aumenta con la tasa de interés sin riesgo, la prima de riesgo y los costos de almacenamiento disminuyen con el rendimiento de oportunidad. Mientras que los dos primeros factores están presentes para cualquier activo negociado en los mercados spot y de futuros, los dos últimos son característicos del petróleo como materia prima de almacenaje con inventarios limitados. El rendimiento de oportunidad corresponde a la ventaja que se tiene al mantener las existencias y una tendencia a que sean más importantes que los otros componentes que determinan la diferencia entre los precios a futuro y los precios sopt.En consecuencia, los precios al contado son generalmente más altos que los precios a futuro, definen una curva descendente también conocida bajo el nombre de margen de cobertura (backwardation). Esta situación resulta del hecho de que cuando los mercados petroleros están presionados, la demanda de existencias a precios spot es alta, lo que resulta en un aumento del precio en relación con el precio a futuro. Sin embargo, la curva de contratos a futuro puede también estar orientada al alza, una situación también llamado contango. Este caso ya ha sucedido en el pasado reciente debido a una oferta de petróleo abundante aunado a altos niveles de existencias, así como antes y después de la recesión mundial. Sin embargo, desde 1999, la curva de contratos a futuro ha estado orientada a la baja alrededor del 70%, del tiempo. LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\6.- GR?FICAS DEL BCE PETR?LEO [Autoguardado].pptx!261" "" \a \p Además de seguir una tendencia general a la baja, las curvas de contratos a futuro son por regla general relativamente planas debido al arbitraje entre el precio spot y el precio a futuro. Por tanto, los contratos de futuros tienden a predecir el precio del petróleo de manera satisfactoria en el período de estabilidad de precios, mientras que los errores de pronóstico son importantes cuando los precios son volátiles. La siguiente gráfica muestra que para 2012 y 2013, los contratos a futuro con un panorama de cuatro a ocho trimestres proporcionaron un pronóstico bastante exacto, el precio del petróleo se mantuvo relativamente estable. Sin embargo, los errores de previsión han sido importantes durante los períodos de fluctuaciones a la alza y a la baja del precio del petróleo, por ejemplo, en la época de la crisis financiera mundial y durante el más reciente incidente de disminución de los precios del petróleo. En general, los precios de los contratos a futuro sobre el petróleo reflejan de manera imperfecta las expectativas del mercado, las oportunidades de arbitraje dan a la curva de contratos a futuro un perfil relativamente plano y el rendimiento por lo general tiene como resultado una curva orientada a la baja. Ninguna de estas características está directamente relacionada con las expectativas del mercado sobre la evolución futura de los precios del petróleo. LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\6.- GR?FICAS DEL BCE PETR?LEO [Autoguardado].pptx!265" "" \a \p Aunque los cambios en la pendiente de la curva de contratos a futuro pueden proporcionar información sobre las expectativas del mercado con respecto a los fundamentos de la oferta y la demanda de los precios actuales y esperados del petróleo, en general, esta curva no se justifica como una buena herramienta para predecir el precio del petróleo.Otros enfoques para predecir los precios del petróleoLa literatura sobre la previsión del precio del petróleo se ha desarrollado rápidamente en los últimos a?os, en parte como respuesta a la falta predicciones basadas en contratos a futuro.Estos métodos de previsión alternativos pueden dividirse en tres grandes categorías: a) los enfoques estadísticos y basados en el mercado, b) los enfoques que se apoyan en la teoría económica, y c) las combinaciones de modelos de previsión. Este apartado analiza brevemente una selección de modelos en cada una de las categorías.En primer lugar, los índices basados en el mercado o los métodos estadísticos tienen la ventaja de ser herramientas de previsión simple y transparente, pero en general no logran sistemáticamente mejores resultados que otros métodos. En lo que respecta a las previsiones basadas en el mercado, una alternativa de los contratos a futuro se constituye de los contratos “ajustados al riesgo”, que tratan de corregir el sesgo negativo de la previsión sobre la base de contratos a futuro ajustándose a la prima de riesgo.Esta última, que ejerce un impacto en el diferencial entre los contratos a futuro sobre el petróleo y el precio spot varía con el tiempo y se relaciona con la actividad. Cabe se?alar, que los contratos a futuro ajustados al riesgo tienen mejores resultados que los contratos incluidos en un panorama superior a seis meses. En cuanto a otros métodos estadísticos, métodos alternativos de previsión de los precios del petróleo incluyen el movimiento aleatorio (que supone que el precio futuro es igual al precio actual), el movimiento aleatorio con desviación (que supone que los precios del petróleo suben a un ritmo específico) y los modelos autorregresivos a media móvil simple. Sin embargo, ninguno de estos enfoques simples tiende a mostrar mejores resultados que otros métodos, tales como el ejercicio de pronóstico basado en los contratos a futuro, de forma fuerte, en los diferentes panoramas de previsión y en el tiempo. En segundo lugar, las previsiones de los modelos incluyen los datos sobre los determinantes económicos que tienden a ser más precisas que las de los enfoques simples. Estos modelos se apoyan en la observación según la cual los precios del petróleo están en gran medida determinados por los cambios de las variables económicas, tales como la oferta y la demanda de petróleo, el crecimiento económico mundial y las tasas de interés.Así, en la medida en que estas variables económicas contienen información acerca de la evolución futura de los precios del petróleo, el hecho de incluir en los modelos de prevención tiende a mejorar la predicción del precio. Existen muchos métodos posibles de previsión que se basan en la teoría económica, que incluyen desde modelos de regresión simples hasta modelos múltiples de variables más complejas.Por ejemplo, el hecho de incluir los datos sobre los productos básicos no petroleros en la oferta de petróleo y la actividad económica mundial ayuda a pronosticar el precio del petróleo de forma más precisa en un panorama y períodos específicos. Basado en la idea de que las variaciones de las materias primas no petroleras reflejan las de la demanda mundial de materias primas, las previsiones de los precios del petróleo utilizan la tasa de crecimiento reciente de los precios de las materias primas no petroleras parecen predecir con éxito, el precio del petróleo a corto plazo. Las regresiones simples que establecen un vínculo entre la previsión del precio del petróleo y las variaciones en las tasas de interés sin riego y las tasas de cambio de los principales países exportadores de materias primas también han sido estudiadas entre muchos otros enfoques. Incluso si son más altamente parametrizados, los modelos vectoriales autorregresivos (VAR), que incluyen datos sobre la producción de petróleo, las existencias y la actividad económica mundial han demostrado que permiten predecir el precio del petróleo de forma más precisa que en el movimiento aleatorio o de contratos a futuro en períodos específicos, principalmente a corto plazo. El uso de técnicas bayesianas para estimar el modelo VAR puede mejorar aún más la exactitud resultante de las proyecciones de estos modelos VAR. Por último, los modelos estructurales del mercado petrolero también pueden ser útiles para predecir el precio del petróleo. Por ejemplo, se ha demostrado que un modelo de equilibrio general compuesto de las regiones exportadoras e importadoras de petróleo que establezca la dinámica a largo plazo del precio del petróleo puede permitir mejorar la previsión con respecto a los contratos a futuro durante los períodos de aumento de los precios, principalmente, gracias a la inclusión en el modelo de una estructura detallada del componente de la oferta del mercado petrolero y de la hipótesis según la cual el precio del petróleo sigue una tendencia.Sin embargo, el problema general identificado con los métodos de previsión individuales se ci?e al hecho de que sus resultados tienen una tendencia a ser muy inestables en el tiempo, debido a los frecuentes cambios en la dinámica del mercado petrolero. Como ya se indicó en el apartado: la dificultad de prever el precio del petróleo, se debe al hecho de que muchos modelos no reflejan un comportamiento específico del precio del petróleo en un panorama dado y la dinámica del precio tiende a variar considerablemente en el tiempo en función del factor determinante. Por ejemplo, los modelos VAR, que incluyen datos sobre la actividad económica y los fundamentos del mercado del petróleo tienden a proporcionar los pronósticos exactos de las fluctuaciones a corto plazo de los precios del petróleo, que están determinados por la evolución de la actividad económica mundial. Sin embargo, pierden rápidamente su precisión cuando otros factores juegan un papel más importante en el panorama de previsión a más largo plazo.Mediante la agrupación de los resultados de las proyecciones de diferentes métodos, las combinaciones de modelos de previsión permiten obtener una predicción más exacta, que es también más estable en el tiempo. Estos tipos de modelos de previsión se basan en el reconocimiento de la inestabilidad del funcionamiento de los métodos individuales. Está bien establecido en la literatura relativa a la combinación de las previsiones que es útil combinar las previsiones individuales que tienen diferentes propiedades con el fin de obtener una mejor proyección en relación con los cambios estructurales de la variable por pronosticar. Teniendo en cuenta las variaciones frecuentes de la dinámica del mercado petrolero, una combinación de los modelos de previsión ha dado buenos resultados en la predicción de los precios del petróleo.Una combinación de previsiones para los precios de BrentEn esta apartado se presenta una combinación de los pronósticos que recientemente han sido desarrollados por el BCE para pronosticar los precios del Brent y el análisis de los resultados en el contexto de las proyecciones macroeconómicas de los especialistas del Eurosistema y del BCE.Esta combinación de modelos se construye como un promedio uniformemente ponderado de las diferentes proyecciones producidas por (a) los contratos a futuro, que proporcionan el escenario de referencia actual de las proyecciones macroeconómicas del Eurosistema y el BCE; (B) los contratos a futuro “corrección de riesgo”, que proporcionan un modelo estadístico para corregir el error de predicción de contratos a futuro mediante el ajuste de la previsión de una prima de riesgo variable en el tiempo vinculada a la actividad económica de Estados Unidos de Norteamérica; (C) un modelo vectorial autorregresivo bayesiano (BVAR), que es un modelo empírico basado en los datos relacionados con el petróleo (la producción y las existencias de petróleo) y de la actividad económica mundial; y (d) un modelo de equilibrio general dinámico estocástico (DSGE por sus siglas en inglés), que es un modelo teórico de la evolución a largo plazo en el mercado petrolero (la integración de datos sobre la producción de petróleo mundial y la de Arabia Saudita y la actividad económica global) en el cual se supone los precios del petróleo siguen una tendencia.Las ventajas de utilizar esta combinación específica se presentan en un ejercicio en tiempo real y fuera de la muestra que sigue la configuración de las proyecciones macroeconómicas del Eurosistema y de BCE (véase el recuadro siguiente para precisar la configuración del ejercicio de evaluación). Los resultados muestran que también cuando esta configuración se ajusta a las proyecciones, la combinación de los cuatro modelos de previsión permite mejorar en promedio la precisión de las previsiones en relación con los contratos a futuro, para disminuir el sesgo de toda previsión negativa procurando una mejor predicción en el tiempo, lo que justifica el uso de una combinación de modelos como una alternativa para las previsiones de los precios del petróleo que se basan en los contratos a futuro. Por otra parte, como se observó en el apartado anterior, los resultados de los diferentes modelos pueden ser de calidad muy variable en función del comportamiento de los precios del petróleo, lo que explica porque los resultados de cada modelo no sólo se analizan en conjunto en el período 1995-2014, sino también para los períodos anteriores.ERROR CUADR?TICO MEDIO DE LAS PREVISIONES DE LOS PRECIOS DEL PETR?LEO EN T?RMINOS REALES EN RELACI?N CON LOS CONTRATOS FUTURO-Primer trimestre de 2005-cuarto trimestre de 2014-Panel A1995-20141995-2001Panorama aceptado (Trimestres)Contratos a futuro ajustadosBVARDSGECombinación de los cuatro modelosContratos a futuro ajustadosBVARDSGECombinación de los cuatro modelos11.011.191.88*1.180.990.941.371.0221.031.061.331.041.070.821.470.9640.950.920.930.89*1.110.88*1.630.8780.780.980.950.76*1.271.083.27*0.84110.900.900.780.69*1.260.763.880.58*Panel B2002-20072008-2014Panorama aceptado (Trimestres)Contratos a futuro ajustadosBVARDSGECombinación de los cuatro modelosContratos a futuro ajustadosBVARDSGECombinación de los cuatro modelos11.021.001.190.991.001.272.15*1.26*20.940.940.830.87*1.041.111.431.09*40.810.82*0.76*0.82*1.020.990.950.9480.880.73*0.49*0.72*0.501.36*1.15*0.82*111.110.66*0.33*0.70*0.251.58*1.110.69Nota: El cuadro muestra los errores cuadráticos medios de previsión en comparación con los contratos a futuro para otros modelos: contratos a futuro ajustados al riesgo (contratos a futuro ajustados), BVAR y DSGE y combinación de previsiones de los cuatro modelos (en azul para este último). Un valor inferior a 1 significa que el método da mejores resultados que los contratos a futuro en promedio durante el período, el muestreo se indica en la parte superior del cuadro. Los valores en negrita representan una mejora con respecto a los contratos a futuro. El asterisco (*) indica que los resultados son estadísticamente significativos al menos en una de las siguientes pruebas: Diebold Mariano, White et Hansen.FUENTE: Cálculos del BCE.Aplicación del ejercicio de evaluación de las previsionesEste recuadro ofrece una visión general de cómo se evalúa la capacidad predictiva de diferentes modelos y como la combinación de modelos es evaluada1.Esta evaluación se refiere a los precios reales del petróleo en dólares y se realiza en tiempo real y fuera de la muestra, las fechas límite para las proyecciones utilizan los datos del primer trimestre de 1995, al cuarto trimestre de 20142. Los datos que se remontan a enero 1973, son utilizados para la estimación de los parámetros del modelo BVAR. Cuando los datos mensuales no están disponibles para toda la muestra utilizada para la estimación o sólo están disponibles con un desajuste, las series son retroactivas o estimados de forma rápida muy similar al enfoque Baumeister y Kilian3. Para los contratos a futuro corregidos de riesgo, son los datos mensuales desde enero de 1990, los que son utilizados4. Todos los modelos son reestimados por cada fecha dada del ejercicio de evaluación a excepción del modelo DSGE cuyos parámetros son calibrados5. La evaluación de las predicciones corresponde a las previsiones trimestrales (durante un período de hasta 11 trimestres), que se obtienen agregando las previsiones mensuales. Los precios reales del petróleo se utilizan de preferencia en precios nominales por dos razones. En primer lugar, dos de los modelos incluidos en la combinación, es decir, el BVAR y DSGE ya proporcionan previsiones de los precios reales del petróleo6. En segundo lugar, en la práctica, dada la volatilidad de los precios del petróleo en comparación con la volatilidad de la inflación, no debería haber una gran diferencia entre el análisis de los precios reales y el análisis de los precios nominales7. Dos criterios se utilizan por la evaluación como cuantificadores: el error cuadrático medio de previsión (MSPE) y el sesgo que afecta a la previsión; y la evaluación es aplicada a diferentes sub-muestras de manera que la estabilidad de rendimiento en el tiempo también pueda ser evaluada. El MSPE es una medida comúnmente utilizada de la capacidad predictiva. Además, es esencial que las autoridades sean conscientes de la amplitud del sesgo inherente a las proyecciones y la probabilidad de significativos errores de predicción.1/ La combinación de modelos y los diferentes modelos incluidos en la combinación son aquellos propuestos por C. Manescu y I. Van Robays, Forecasting the Brent oil price: addressing time?variation in forecast performance, Working Paper Series, N ° 1735 BCE, 2014.2/ Antes de noviembre 1998, las fechas de corte son creadas artificialmente según el perfil de fechas de corte anteriores.3/ C. Baumeister et L. Kilian, Real?Time Forecasts of the Real Price of Oil, Journal of Business & Economic Statistics, Vol. 30(2), abril 2012, p. 326?336.4/ Para los contratos a futuro con vencimientos más largos, la muestra es aún más limitada, dependiendo de la disponibilidad de datos. Siempre que sea posible, las series de datos fueron reconstruidas para los períodos anteriores en base a las tasas de crecimiento de los contratos a futuro sobre el petróleo del WTI vencimientos correspondientes.5/ Los parámetros DSGE se calibran utilizando los datos disponibles para el período de 1973 a 2009. Los parámetros calibrados se relacionan con las tendencias y las relaciones a largo plazo basadas en la teoría económica, que se supone no varían con frecuencia en el tiempo.6/ La previsión de los precios nominales del petróleo a?adiría más incertidumbre a los parámetros y degradaría probablemente la calidad de estos dos modelos. Como modelos de contratos a futuro y contratos a futuro ajustados al riesgo recuperan las previsiones de los precios nominales del petróleo, el acercamiento elegido para el ejercicio de evaluación consiste en deflactar estas proyecciones del IPC de Estados Unidos de Norteamérica anticipado, cuya previsión utiliza un procedimiento de media móvil en tres meses.7/ Cuando la evaluación de las previsiones se lleva a cabo de nuevo utilizando el precio nominal del petróleo, la capacidad predictiva de la combinación de cuatro modelos es casi idéntica.La calidad del modelo BVAR aparece claramente en los períodos de estabilidad o de aumento moderado en los precios del petróleo. Durante el período 1995-2001, cuando los precios del petróleo primero eran prácticamente estables antes de aumentar entre 1999 y 2001, el modelo BVAR es más preciso que los contratos a futuro para los períodos de corto plazo como para los de largo plazo, mientras que otros modelos no son más precisos que los contratos a futuro. Salvo en raras ocasiones las mejoras con respecto al modelo basado en los contratos a futuro aumentaron 24%, pero no siempre son estadísticamente significativas.Entre los modelos incluidos en la combinación, los resultados del modelo DSGE son muy buenos durante los períodos de aumento de los precios del petróleo. Por ejemplo, durante el período de 2002-2007, los otros tres modelos utilizados en la combinación generalmente superan a los contratos a futuro sobre la base del criterio el error cuadrático medio de predicción destacando las previsiones de desventaja basadas en los contratos a futuro en relación con la pendiente generalmente descendente de su curva. Sin embargo, entre los tres es el modelo DSGE quién da los mejores resultados con una mejora de 24%, en un período de cuatro trimestres, 51% para ocho trimestres y del 67% en once trimestres (ver cuadro 2, panel B). Todas estas mejoras son estadísticamente significativas. Los buenos resultados del modelo DSGE durante este período se deben en parte a la hipótesis de que los precios del petróleo siguen una tendencia. Sin embargo, esto compensa los malos resultados del modelo DSGE en otras sub-muestras.Durante el período más reciente 2008-2014, cuando los precios del petróleo eran inicialmente muy volátiles antes de estabilizarse, el modelo basado en los contratos a futuro ajustado al riesgo es muy eficaz para las previsiones a largo plazo mientras que los contratos a futuro dan buenos resultados para las previsiones a corto plazo. A partir del segundo a?o, el modelo basado en los contratos a futuro ajustado al riesgo supera claramente al de los contratos a futuro. Por otra parte, la mejora del MSPE es muy grande: 50% en un panorama de ocho trimestres y de 75% para un panorama de once trimestres.Los contratos a futuro parecen dar buenos resultados durante este período para un panorama de corto plazo, como lo muestran los valores de la MSPE (ver del cuadro anterior, panel B). Este análisis también es apoyado por el bajo sesgo de las previsiones cercanas a cero para ese período y estos panoramas particulares. Todos los modelos incluidos en la combinación logran mejorar el importante sesgo de previsiones negativas de los contratos a futuro, principalmente atribuibles al margen de cobertura característico de la curva de contratos de futuros sobre el petróleo. Esto parece particularmente cierto para el modelo DSGE, cuyo sesgo de previsión medio es de cero para todo el período de evaluación. Sin embargo, este resultado debe interpretarse con prudencia, este bajo valor enmascara un sesgo positivo alto en el período 1995-2001, que se equilibra con un sesgo negativo significativo en los períodos siguientes. Sin embargo, durante los períodos de aumento de los precios del petróleo, es decir, de 2002 a 2007, el modelo DSGE es el que presenta el sesgo más débil. Como se propone también por el MSPE, el modelo BVAR tiene el sesgo más débil en un período de estabilidad o aumento localizado de los precios del petróleo, mientras que el modelo basado en los contratos a futuro ajustados al riesgo presenta un sesgo más bajo o de estabilidad de los precios del petróleo, pero únicamente para los panoramas de largo plazo, es decir, aquellos de siete a once trimestres. LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\6.- GR?FICAS DEL BCE PETR?LEO [Autoguardado].pptx!263" "" \a \p LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\6.- GR?FICAS DEL BCE PETR?LEO [Autoguardado].pptx!264" "" \a \p Por tanto, es claro que los diferentes modelos dan buenos resultados para los períodos o panoramas específicos. Así, debido a estas diferencias de dominio en las predicciones, la combinación de modelos proporciona ventajas significativas en cuanto a la exactitud de la previsión, ya sea en tiempo o en diferentes panoramas de previsión. Durante todo el período 1995-2014, la previsión que combina cuatro modelos es en promedio más precisa que los contratos a futuro en 11, 24 y 31%, en un panorama de previsión de cuatro, ocho y once trimestres, respectivamente (véase anterior). Al mismo tiempo, se reduce el sesgo de previsión negativo en los contratos a futuro de 46, 43 y 42% en promedio en un período de previsión de cuatro, ocho y once trimestres respectivamente. Todas las diferencias son estadísticamente significativas, lo que demuestra que esta combinación da mucho mejor resultado que los contratos a futuro en un panorama a largo plazo, que son también más relevantes para la política monetaria. De hecho, los únicos panoramas para los cuales los resultados de la combinación no son mejores que los contratos a futuro son los de uno y dos trimestres. Cabe se?alar, que la previsión de la combinación de los cuatro modelos no sólo da mejores resultados que los contratos a futuro a partir del tercer trimestre, sino que también supera a otros modelos que incluye.Por otra parte, los resultados de la combinación de cuatro modelos son muy estables en el tiempo. Por ejemplo, en todas las sub-muestras evaluadas esta combinación sobrepasa los contratos a futuro más allá de uno o dos trimestres. Además, también supera a los otros tres modelos en la mayoría de los casos, con dos excepciones notables: en primer lugar, el modelo DSGE cuando los precios del petróleo están orientados al alza y en segundo lugar, en un período de volatilidad de los precios del petróleo, el modelo basado en los contratos ajustados al riesgo, a partir de un panorama de seis trimestres. Sin embargo, los logros alcanzados por este último no son estadísticamente significativos. En general, la combinación de proyecciones individuales presenta muchas ventajas para la previsión de los precios del petróleo en relación con los contratos a futuro. La previsión que combina los cuatro modelos produce una previsión del precio del petróleo con más precisión que los contratos a futuro, en particular, en panoramas a largo plazo convenientes para la política monetaria y ayuda a evitar grandes errores de pronóstico en promedio. Sin embargo, la previsión que combina los cuatro modelos presenta el inconveniente de ser mucho más compleja que los contratos a futuro como una herramienta de previsión. LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\6.- GR?FICAS DEL BCE PETR?LEO [Autoguardado].pptx!266" "" \a \p En general, la combinación de los cuatro modelos es una herramienta útil para predecir el precio del petróleo. Esta combinación consta de modelos que contienen datos relacionados con los fundamentos del petróleo, le ayuda a protegerse contra los riesgos asociados a las fluctuaciones significativas en los precios del petróleo que resultan de estos fundamentos, de forma análoga a la protección que ofrece la diversificación de carteras frente a los riesgos presentados por cada inversionista. Estas importantes fluctuaciones generalmente son más difíciles de medir por los contratos a futuro teniendo en cuenta su perfil de evolución relativamente plano.ConclusiónDado que los precios del petróleo han experimentado cambios muy diferentes a través del tiempo, es difícil predecirlos con exactitud a partir de emplear un método de predicción específico. Los precios de los contratos a futuro sobre el petróleo, que utilizan muchas instituciones, entre ellas el BCE, para prever el precio del petróleo, tienen la ventaja de ser una herramienta de previsión simple y transparente. Sin embargo, contrariamente a la opinión general, los contratos a futuro solo son un reflejo imperfecto de las expectativas del mercado y de la evolución de su perfil generalmente plano y con una tendencia a la baja da lugar a importantes errores de previsión para los períodos dónde los precios del petróleo son volátiles o de aumento sostenido. Esto puede generar graves errores de previsión de la inflación.Los modelos de previsión que incluyen datos de variables económicas fundamentales pronostican generalmente los precios del petróleo con más precisión que procedimientos sencillos, aunque su funcionamiento tiende a ser muy inestable en el tiempo. Dado que las variaciones de los precios del petróleo pueden deberse en gran medida a cambios en las variables fundamentales del petróleo y en la actividad económica mundial, se demostró que la integración de la información sobre estas variables puede mejorar las previsiones de precios del petróleo en períodos dónde los contratos a futuro no funcionan adecuadamente. Sin embargo, un problema que se plantea en casi todos los métodos de previsión es que solo consigue capturar un comportamiento particular de los precios del petróleo en panoramas temporales específicos. Por tanto, su precisión podría ser muy inestable en el tiempo o en diferentes panoramas de previsión.Mediante la agrupación de proyecciones individuales con diferentes capacidades de previsión, una combinación de previsiones puede mejorar su precisión en comparación con un método de previsión determinado y al mismo tiempo generar una proyección con un comportamiento más estable en el tiempo. Este artículo muestra que la combinación de cuatro modelos recientemente elaborada por el BCE mejora la precisión de las previsiones de los precios del petróleo en comparación con las basadas en los contratos a futuro y con otras proyecciones individuales y parece proporcionar una mejor protección frente a la posibilidad de que se cometan errores de previsión importantes, en promedio, en caso de que se modifique la dinámica de los precios del petróleo. Sin embargo, la utilización de los precios de los contratos a futuro como referencia tiene la ventaja de proporcionar una herramienta de previsión transparente y simple que es fácilmente utilizable para informarle al público.Por consecuencia, es útil hacer coincidir la previsión de los precios de los contratos a futuro con las proyecciones obtenidas de esta combinación de los cuatro modelos para valorar los riesgos en torno al valor de referencia del precio del petróleo basado en los contratos a futuro en el contexto del ejercicio de las proyecciones macroeconómicas elaboradas por los expertos del Eurosistema y del BCE.Fuente de información: exceso de crudo pone freno a la producción (WSJ)El 14 de julio de 2015, el periódico The Wall Street Journal (WSJ) presentó la nota “El exceso de crudo pone freno a la producción”, a continuación se presenta la información.Estados Unidos de Norteamérica y la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) han inundado el mundo de crudo y han hecho colapsar los precios. No obstante, la abundancia ha eclipsado la menguante producción en zonas que los expertos consideran vitales para el crecimiento del suministro a largo plazo, desde Colombia a Noruega y el norte de China.El derrumbe de los precios hace que las energéticas aplacen o cancelen proyectos en esas regiones. En todo el mundo, apenas seis grandes proyectos petroleros recibieron el visto bueno en 2014 frente a un promedio de más de 20 al a?o desde 2002 a 2013, según Deutsche Bank. La Agencia Internacional de la Energía (AIE) indicó el viernes que el crecimiento de la oferta de los países que no pertenecen a la OPEP “se frenará” en 2016 y que la producción caerá en México, Rusia, Europa y otras partes. El lunes, la OPEP rebajó las proyecciones de producción del cartel para 2015 en unos 100 mil barriles diarios, para llegar a un recorte de 2.2 millones de barriles diarios respecto de los envíos de sus 12 países miembros el mes pasado.Las petroleras necesitan hoy reemplazar entre 5 y 8% de la producción de crudo cada a?o para compensar la menor extracción de pozos viejos, estiman analistas. Eso equivale a al menos 5 millones de barriles de producción diaria. El descenso de la extracción en áreas que no han estado en el centro de la atención en los últimos meses podría hacer disparar los precios en los próximos a?os, lo que perjudicaría a los consumidores y socavaría el crecimiento económico, una vez que el mercado distribuya el actual exceso, dicen inversionistas y ejecutivos.“Cuando empiezas a recortar los presupuestos de exploración y dejas de desarrollar la próxima frontera (...) se han sembrado las semillas para el próximo mercado alcista”, dice Virendra Chauhan, analista de la consultora Energy Assets, en Londres.La producción global creció 5.5%, o 4.9 millones de barriles al día, desde 2011 a 2014, según la AIE. La mayor parte de ese aumento provino de los yacimientos de esquisto de Estados Unidos de Norteamérica. En gran parte del resto del mundo, la producción bajó o se mantuvo estable, pese a que en el período los precios promedio fueron de cerca de 100 dólares por barril. Las estadísticas sobre el suministro incluyen crudo, líquidos de gas natural y biocombustibles como el etanol.Con las cotizaciones del petróleo por debajo de 60 dólares, el panorama para proyectos de gran escala y la exploración de nuevos yacimientos es sombrío, en especial fuera de Estados Unidos de Norteamérica y Medio Oriente. Las empresas han recortado 130 mil millones de dólares en exploración y perforación alrededor del mundo en 2015, según la consultora Wood Mackenzie.Royal Dutch Shell PLC, Chevron Corp. y otras grandes petroleras han pospuesto o suspendido proyectos en Nigeria, Noruega y el ?rtico canadiense. Petróleo Brasileiro SA, o Petrobras, redujo en junio su meta de producción nacional para 2020 en 33%, a 2.8 millones de barriles diarios, y la estatal colombiana Ecopetrol SA rebajó su objetivo para ese mismo a?o de 1.3 millones de barriles equivalentes de petróleo al día a 870 mil.“Los ciclos de inversión fuera de Estados Unidos de Norteamérica son mucho más largos. Cuando empieza a haber recortes inicialmente es muy difícil revertir esas decisiones rápidamente”, se?ala Poppy Allonby, gestora de portafolio de BlackRock Inc., que supervisa 4.8 billones de dólares en activos. “Está claro que los precios son demasiado bajos para alentar una inversión significativa”.La AIE proyectó que la producción de los países que no integran la OPEP, sin contar Estados Unidos de Norteamérica, baje en 300 mil barriles diarios el próximo a?o. El mercado global probablemente seguirá con un exceso de suministro en 2016 debido a la robusta producción de la OPEP, agregó el organismo. El cartel está produciendo más que su meta de 30 millones de barriles al día.Otros analistas dicen que la demanda podría ponerse al día con la oferta antes. “Si vas de país en país, no es difícil recortar 2.5 millones de barriles (al día) de producción” en los próximos 12 a 15 meses, dice Steven Kopits, presidente de la consultora Princeton Energy Advisors.Los inversionistas no quieren verse sorprendidos nuevamente, después de que muchos no previeron la caída de casi 50% en los precios el a?o pasado. Los futuros de petróleo en Estados Unidos de Norteamérica han repuntado desde sus mínimos de seis a?os en marzo, pero la recuperación perdió fuerza la semana pasada debido a preocupaciones sobre el continuo crecimiento del suministro en Estados Unidos de Norteamérica y la OPEP.La dirección que tome el mercado en los próximos cinco a?os podría depender del 47% de la oferta global que proviene de fuera de Estados Unidos de Norteamérica y la OPEP. Sin embargo, no es sencillo obtener cifras de producción precisas de algunos de esos países, lo que aumenta la incertidumbre. “Simplemente no sé cómo ganar confianza” de todos los datos de oferta y demanda, dice John Dowd, gestor del Fidelity Select Energy Portfolio, que administra 2 mil 200 millones de dólares en activos. “Todo esto está extraordinariamente sujeto a revisión o es extraordinariamente volátil”.Un gran interrogante es la perspectiva a largo plazo de la producción de crudo de esquisto de Estados Unidos de Norteamérica. No todos observadores consideran que sean necesarias grandes inversiones en las arenas bituminosas canadienses o la perforación en el ?rtico. En un informe en mayo, Goldman Sachs Group Inc. rebajó su pronóstico de los precios del crudo Brent a 55 dólares el barril en 2020 y agregó que el incremento de la producción de Estados Unidos de Norteamérica y la OPEP sería suficiente para satisfacer la demanda en los próximos cinco a?os, y posiblemente en los próximos 10 a?os si la productividad mejora.Fuente de información: Repercusiones mundiales delabaratamiento del petróleo (FMI)El 14 de julio de 2015, el Fondo Monetario Internacional (FMI) publicó la nota “Repercusiones mundiales del abaratamiento del petróleo” a continuación se presenta la información.Según un nuevo informe publicado por el personal técnico del FMI, un aumento del gasto de consumo tendrá, en definitiva, efectos positivos para el crecimiento mundial.En una entrevista con el Boletín del FMI, Aasim Husain, coautor y Director Adjunto en el Departamento del Oriente Medio y Asia Central, examina el impacto de la caída de los precios del petróleo en la economía mundial.Boletín del FMI: ?Se ha trasladado la caída de los precios del petróleo a la población en general? ?Están sintiendo los hogares todos los efectos del abaratamiento del petróleo, y cuál es su impacto en la economía?Husain: La disminución de los precios del petróleo sin duda está beneficiando a los consumidores, pero no tanto como pensábamos. Aunque entre junio y el final del a?o pasado, los precios del crudo se redujeron en alrededor de un 50%, a nivel mundial los precios minoristas del combustible se han reducido, en promedio, en la mitad, es decir, en aproximadamente un 25 por ciento.La caída de los precios minoristas ha variado mucho según el país y la región del mundo. Y ello se debe a que en muchos países los precios minoristas están regulados y, de hecho, en muchos casos, son fijos. Por lo tanto, no varían cuando varían los precios mundiales del petróleo. Por ejemplo, en Europa el efecto de traspaso, es decir como solemos llamar al grado en que los precios minoristas del petróleo varían en respuesta a las variaciones de los precios internacionales del petróleo crudo, ha sido en promedio de alrededor del 80%. En las Américas —en América del Norte y del Sur— y en Asia, fue de alrededor del 50%. Por lo tanto, cuanto mayor sea el efecto de traspaso, mayores serán los beneficios para el consumidor.Lo que el consumidor haga con este beneficio, depende de lo que piense, según si le parece que la caída será permanente o temporal. Si le parece que será un episodio temporal, lo más probable es que no cambie mucho sus hábitos de gasto. Pero si considera que será permanente, entonces lo más probable es que gaste más en otras cosas porque, de hecho, tendrá más dinero.Con respecto a la reacción del consumidor, otro factor importante son las condiciones iniciales en las que se encuentra, o su nivel de deuda. Por ejemplo, si un consumidor que está muy endeudado (en su tarjeta de crédito, en su hipoteca, etcétera.) ve que su ingreso aumenta inesperadamente, puede aprovechar este aumento para pagar algunas de sus deudas.Boletín del FMI: ?A qué se debe esta impresionante caída del petróleo en el último a?o? ?Se trata realmente de un aumento repentino de la oferta, o más bien de un cambio en el mercado de consumo?Husain: Se debe más a la oferta que a la demanda. En otras palabras, la revolución del petróleo de esquisto, la aparición de tecnologías más eficaces y la expansión de estas tecnologías, que permiten extraer petróleo de manera más barata que antes, ha sido realmente importante. Por lo tanto, ahora es más barato producir ese petróleo y, según nuestras estimaciones, este abaratamiento explica más de la mitad de la caída del precio del petróleo en el último a?o.Otro factor ha sido la demanda, especialmente en el segundo semestre de 2014. En muchas regiones del mundo, los indicadores económicos mundiales eran mucho más débiles de lo que se esperaba y esto también tuvo un impacto en los precios del petróleo.Estos dos aspectos tienen un impacto muy diferente en la actividad. En cuanto a los shocks que han afectado a la oferta, el descubrimiento de nuevas tecnologías y de nuevas fuentes de petróleo, como el esquisto, permanecerá para siempre. Pero del lado de la demanda, el debilitamiento observado en 2014 ya está comenzando en parte a desaparecer, y con el tiempo la situación sin duda mejorará.Boletín del FMI: Si los precios del petróleo se mantienen bajos, ?cómo podrán los países exportadores compensar esta pérdida de ingresos a largo plazo?Husain: Los países productores de petróleo deben adaptarse a esta nueva realidad. Afortunadamente, muchos de ellos aprovecharon el boom petrolero de los últimos diez a?os para acumular sustanciales reservas. Por lo tanto, esto les da tiempo para adaptarse, y no tienen otra opción.?Qué pueden hacer? En primer lugar, gran parte de sus ingresos provienen de las industrias del petróleo o relacionadas con el petróleo. Deberían tratar de diversificar sus fuentes de ingreso. Muchos de ellos están considerando la aplicación de algún tipo de impuesto sobre la renta de las sociedades o sobre el valor agregado, dado que en muchos casos estos impuestos no existen o se aplican a niveles muy bajos.Otra posibilidad sería el gasto. Muchos de estos países gastan enormemente, por ejemplo, en infraestructura; quizás haya margen de maniobra para efectuar recortes en este ámbito, especialmente a medida que se completan algunos proyectos. Pero existe otro ámbito muy interesante en el que muchos de ellos podrían ahorrar: los subsidios a la energía o la tarifación de la energía. Muchos países en todo el mundo, no solo los países productores de petróleo, subsidian la energía. Y, de hecho, los países no productores de petróleo subsidian la energía directamente puesto que venden a los consumidores productos petroleros a precios más bajos de lo que cuesta importarlos o producirlos. Esta diferencia corre a cargo del presupuesto del gobierno. Muchos países productores de petróleo, por otro lado, no venden productos petroleros por debajo del costo, sino a precios más bajos de los que obtendrían si vendieran el petróleo en los mercados internacionales. En algunos países, este costo de oportunidad es considerable, y la situación beneficia principalmente a los ricos quienes consumen más petróleo que los pobres.Boletín del FMI: ?Se concluye en su informe que en definitiva los efectos del abaratamiento del petróleo son positivos para la economía mundial?Husain: Considero que la caída de los precios del petróleo tiene un efecto positivo en la economía mundial. Observamos que los efectos positivos que estábamos esperando están tardando más en llegar. Esto se debe en parte a que entretanto se han producido otros shocks que han tenido un efecto inverso. Pero también creo que se debe en parte a que el ahorro se utiliza para reducir el endeudamiento excesivo, tanto en los hogares como en las empresas. Los beneficios de la caída de los precios del petróleo podrían tardar en llegar, una vez se hayan reparado los balances, pero el proceso de reparación está avanzando más rápidamente de lo previsto gracias a los precios más bajos del petróleo.Fuente de información: Colombia y la crisis petrolera (RIE)El 20 de julio de 2015, el Real Instituto Elcano (RIE) publicó el artículo “Colombia y la crisis petrolera”, elaborado por Andrés Cala Campo. A continuación se incluye el contenido.TemaLa caída del precio de las materias primas obliga a Colombia a redise?ar su aparato productivo para enfrentarse a una nueva realidad en vez de limitarse a medidas de contingencia.ResumenColombia está más expuesta que muchos países a la caída de los precios del petróleo. El sector minero-energético ha sido el motor de una década de prosperidad y crecimiento, pero se aprovechó ineficientemente. Ahora las medidas adoptadas para mitigar la crisis serán dolorosas, pero el gobierno se empe?a en una estrategia paliativa. La crisis no es coyuntural y el país, desde el gobierno hasta su población, necesita asumir un cambio de paradigma para adaptar su economía a una nueva realidad y así poder proteger el bienestar al que se ha acostumbrado toda una generación, priorizando la inversión en educación e infraestructura.AnálisisDesde el cambio de siglo, Colombia se ha convertido en la cenicienta de América Latina. Más seguridad, instituciones estables y, sobre todo, los marcos regulatorios introducidos en 2003, que volvieron atractiva la inversión en el sector extractivo, volcaron el horizonte de un país que estuvo al borde del colapso. El aumento en la producción de materias primas se tradujo en más empleo a lo largo de la cadena productiva, en más gasto público, en más inversión social y, en general, en un mayor bienestar. Y gran parte de esa reconversión se pagó con los frutos de la industria minero-energética, sobre todo el petróleo, pero también el carbón.La mitad de la inversión extranjera se ha dirigido a los sectores extractivos. Si hasta 2003 la Inversión Directa Extranjera (IED) promediaba cerca de 2 mil millones de dólares al a?o, entre 2004 y 2014 el promedio alcanzó los 10 mil 500 millones anuales, según el Banco de la República. La producción petrolera casi se duplicó en la última década hasta superar en la actualidad un millón de barriles diarios, gran parte por la empresa estatal Ecopetrol. En el carbón, las exportaciones aumentaron casi un 75%, de 51 millones de toneladas métricas en 2004 a 89 millones 2014 en un sector controlado por empresas extranjeras, convirtiendo al país en el quinto mayor exportador de carbón térmico del mundo.Actualmente, la mayor parte del crudo y derivados se vende a Estados Unidos de Norteamérica (un 30%), seguido de China, la India y Espa?a. La cuota de Estados Unidos de Norteamérica en 2010 era del 70%, una cifra que ha caído por el aumento de producción en ese país. La mayor parte del carbón lo compra Europa, siendo Espa?a uno de los mayores clientes.Ecopetrol todavía espera un crecimiento de su producción anual hasta 2020, a pesar de una significativa reducción en la inversión en exploración. Sin embargo, su optimismo contrasta con las previsiones de la Agencia Internacional de la Energía, que en febrero de este a?o echó un jarro de agua fría al revisar sus previsiones para el resto de la década. Si antes esperaba un leve crecimiento de la producción hasta 1.1 millones de barriles diarios, ahora anticipa que caerá hasta los 840 mil, lo cual se justifica en los problemas de seguridad y recortes de inversión tanto en exploración como en infraestructuras.Respecto al carbón, la capacidad de exportación podría fácilmente superar los 110 millones de toneladas para 2020, pero los bajos precios actuales han llevado a las empresas a infrautilizar su infraestructura. Además existen cuellos de botella en el transporte. En ambos casos, y a pesar del impresionante crecimiento, las empresas se han visto gravemente limitadas por barreras regulatorias en relación con las licencias y permisos, además de problemas sindicales permanentes. Los problemas ambientales y accidentes también han sido recurrentes. Pero nada se asemeja al escenario incierto al que se enfrentan ahora.Colombia, como otros países, no anticipó el desplome de los precios del petróleo. Los del carbón empezaron a caer desde 2011, por lo que el acomodamiento ha sido más paulatino. Pero al país lo diferencian dos cosas de otros productores. Lo primero es que se enfrenta a esta nueva coyuntura mal preparado. La bonanza no se aprovechó de la mejor manera, sobre todo en lo que concierne al petróleo. Si bien alimentó el gasto público, no se corrigieron los problemas más graves: los cuellos de botella en infraestructuras y la regulación que ha retrasado la exploración para aumentar las reservas. El país, gobernantes y población por igual, se creyó que las vacas gordas serían eternas en vez de arar el terreno para sostener una riqueza a largo plazo.Segundo, ante la perspectiva de precios moderados del petróleo en lo que queda de la década, Colombia es de los países menos atractivos para invertir, y por tanto para aumentar la producción. Por un lado, las reservas de petróleo son mucho más peque?as que las de otros países en la región. Sus costos de producción actuales son más altos que los de sus competidores directos: Venezuela, México, y Brasil, y para colmo lo que queda por explotar es poco y más costoso de extraer. En suma, las petroleras simplemente prefieren arriesgarse en mercados más prometedores. El caso es aún más complicado considerando que Colombia apuesta por el desarrollo de yacimientos más costosos, como esquistos y offshore. A esto se suma la falta de infraestructuras, que eleva el costo de exportación, persisten los problemas regulatorios, de seguridad pública y financiamiento.Esta realidad se manifiesta en el desplome de la inversión de exploración y perforación, que hasta mayo de 2015 disminuyó en más del 80%, comparado con el mismo período de 2014. Los estudios sísmicos también se han desplomado, augurando poco bueno en la meta principal, que es aumentar las reservas probadas. En este momento, con poco más de 2 mil millones de barriles de reservas, sólo hay petróleo para menos de siete a?os. México tiene más de 10 mil millones y Ecuador 7 mil millones, como punto de comparación, por no hablar de Brasil y Venezuela.El país se verá afectado, incapaz de sostener su auge económico. Y si bien se están implementando reformas de choque, son insuficientes y además llegan tarde. Pero lo peor está por llegar. En la capital pareciera como si fuera una crisis pasajera. Pero la industria extractiva, y sobre todo las regiones donde opera, está alarmada porque sí está sintiendo de lleno la gravedad de la situación. El ba?o de realidad vendrá el próximo a?o cuando los presupuestos reflejen completamente la caída de precios.Coyuntura o nuevo cicloLos precios bajos del petróleo no sólo tienen un impacto en la inversión y en la producción, sino también a lo largo de la cadena productiva y en los recursos estatales. Ahora bien, lo primero es diferenciar una crisis coyuntural de una nueva realidad y, por tanto, hay que entender qué se puede esperar de los precios del petróleo a mediano y largo plazo, especialmente en el contexto colombiano.El desplome de los precios, que conlleva una reorganización de los mercados internacionales como mínimo hasta finales de la década, se debe a que la producción de petróleo aumenta más rápido que la demanda, y por tanto el mercado está sobre-abastecido. Arabia Saudita decidió explotar su capacidad casi al máximo, como otros grandes exportadores fuera de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP). Pretende proteger su cuota de mercado, amenazada por el mayor suministro de otros países, sobre todo Estados Unidos de Norteamérica. Muchos miran a la OPEP, pero por primera vez no será ésta la que decida. Arabia Saudita es el único productor capaz de afectar el suministro abriendo y cerrando el grifo.El mercado encontrará su equilibrio, pero la corrección vendrá por el lado de la demanda y del suministro fuera de la OPEP. A medida que baja el precio se consumirá más y se invertirá menos. Como pretende Arabia Saudita, los precios sacarán del mercado la producción más cara. ?Qué países ganan? Los que ofrezcan la mejor relación entre volumen y costo, donde los saudíes tienen una clara ventaja.No se puede excluir el riesgo geopolítico, sobre todo en Oriente Medio, incluyendo la industria petrolera saudita, cada vez más al alcance del yihadismo. Hay amenazas al suministro en todo el mundo, desde Venezuela hasta ?frica, y la caída de precios en países productores incrementa los riesgos geopolíticos. También se avecina más presión a la baja para los precios a medida que Irán, Irak y Libia recuperen su producción, junto con la fortaleza del dólar.?Qué se puede esperar de los precios a mediano plazo? Según numerosos informes de gobiernos y organismos internacionales, así como de consultorías y bancos de inversión, el reajuste será paulatino. La oferta y demanda del mercado se empezará a nivelar a lo largo de 2015. El precio promedio para el a?o estará entre 50 y 60 dólares/barril. En 2016 se empezarán a sentir más fuertemente los efectos de una menor inversión y los precios seguirán aumentando para quedar entre 60 y 80 dólares. En este momento, y con gran incertidumbre, se prevé que hasta 2020 los precios suban lentamente para oscilar entre los 80 y 100 dólares/barril. Dependerá más de la economía china y la de otros países emergentes que del suministro.El peso del petróleo y la mineríaLos ingresos fiscales de Colombia en 2015 y los a?os próximos disminuirán significativamente a raíz de la caída de los precios de las materias primas. Mientras la falta de inversión impedirá al país capturar los beneficios aun con el leve repunte de los precios, a diferencia de países como México y Argentina, que aprovechan la coyuntura para aumentar exploración y producción.La renta petrolera en 2015 será un 60% menor a la de 2013 y en los próximos a?os seguirá cayendo, hasta ser un 75% menor que la de 2013, según el ministro de Hacienda. Pero, como dicen la Contraloría colombiana y otras agencias internacionales, no hay suficiente información que analice las consecuencias en su conjunto, incluyendo la deuda externa, la deuda interna, la devaluación e inflación, o las correcciones salariales e impositivas. El gobierno ha defendido que la devaluación compensará la caída de la renta petrolera, lo cual es cierto, pero eso también supondría además una elevada inflación. En todo caso, el impacto se sentirá en toda la economía.Más de un 21% de los ingresos fiscales del gobierno central y la mitad de las exportaciones nacionales vienen del sector minero energético, y su caída disminuye considerablemente la entrada de divisas, lo que explica la devaluación de un 40% desde la caída de los precios del petróleo. A eso hay que sumar los ingresos municipales, ya que aunque no sea a través de regalías, la descentralización fiscal nutre a Bogotá y otras grandes ciudades que cobran impuestos sobre la gasolina y diesel en torno al 7%, y la caída de precios las afecta directamente. Además, alimenta la cadena productiva del sector servicios, desde hoteles al transporte.El Ministerio de Trabajo estimó a principios de a?o que se podrían perder hasta el 30% de los 110 mil empleos que genera el sector petrolero, entre 20 mil y 25 mil puestos. Aunque el sector minero-energético no contribuye significativamente al empleo, el efecto dominó elevará la tasa de desempleo del 9 al 11%, según el PNUD. Los beneficios de las empresas han caído casi un 50%, mientras su endeudamiento en los últimos a?os ha aumentado un 25 por ciento.El PNUD sostiene que a largo plazo “la economía retornaría a su crecimiento potencial pero con una pérdida irrecuperable de ingreso durante el período de transición”. Pero no es sólo una cuestión macroeconómica. Más de dos terceras partes de los proyectos de inversión social se han pagado con las regalías del sector minero-energético, según el Plan de Desarrollo Nacional (PND): salud, educación, agua potable y alcantarillado. La otra tercera parte se ahorra en el Fondo de Ahorro y Estabilización Petrolera, dise?ado como mecanismo contracíclico en caso de caída del precio del petróleo y otras materias primas.Parte del problema es que el PND proyectó en su plan hasta 2018 un precio promedio del petróleo de 85 dólares/barril y en torno a 75 dólares la tonelada de carbón, ambos ilusorios. Igualmente irreales son las proyecciones de producción hasta 2018, con un aumento superior a los 1.1 millones de barriles, cuando sería milagroso que se mantuvieran cerca del millón.Citando escenarios pesimistas desarrollados por la Agencia Nacional de Minería de Hidrocarburos y la Asociación Colombiana de Petróleo, asumiendo precios en torno a 70 dólares/ barril y una producción menor (850 mil barriles diarios), hasta 2021 se daría una pérdida acumulada del Producto Interno Bruto (PIB) de un 13%. Se perderían tres a?os de crecimiento económico. El sector de la construcción, el segundo motor económico gracias a un aumento en el crédito permitido por la entrada de divisas, crecería un 4.3%, comparado con un 7.4% estimado en un escenario de precios altos del petróleo y el carbón. Aumentará la pobreza, un revés después de varios a?os de mejoras, y se retrasaría otros cuatro a?os la meta de aumentar las clases medias al 31% de la población.La respuesta desatinada del gobiernoEl gobierno se ha limitado a poner un parche. Sobre el PND se han anunciado recortes al presupuesto inicial hasta 2018 de más de un 11%, sobre todo en inversiones en infraestructuras. Aunque el gobierno ha dicho que la inversión social no se recortará, las críticas han sido unánimes, ya que los ajustes no compensarán la caída de los ingresos y además frenarán el desarrollo tanto de los productos tradicionales como de los no tradicionales.Adicionalmente, la reforma tributaria aprobada por el gobierno en 2014 pretende aumentar los ingresos a través de la extensión de los impuestos a transacciones financieras y patrimonio; es decir, a las rentas altas. Se impone una sobretasa al impuesto a las rentas de sociedades y se imponen nuevas sanciones a la evasión fiscal. En principio, estas reformas compensarán aproximadamente la mitad de la caída de ingresos, mientras que la otra mitad se cubrirá con mayor endeudamiento y mayor déficit, utilizando la flexibilidad que permite la regla fiscal ante choques cíclicos. Pero los cambios fiscales afectarán sobre todo a las empresas, y por descontado disminuirán el capital privado de inversión. Un informe de la OCDE apunta que “una reforma tan poco sistemática como ésta podría generar incertidumbre en relación con las futuras políticas tributarias y probablemente no derive en un sistema fiscal que sea especialmente eficiente, equitativo o recaude más”.?Qué camino debe buscar Colombia? Lo primero, hablar claro y reconocer que ésta no es una crisis coyuntural. Segundo, fomentar las inversiones en sectores distintos al minero-energético, lo cual incluye reformas de las políticas laborales. Tercero, mejorar el marco regulatorio para fomentar las inversiones de exploración petrolera. Y cuarto, construir infraestructuras para rebajar los altos costos de los exportadores. Y todo con menos recursos.Lo primero es reformar el sistema tributario. El impuesto de sociedades es de los más altos de América Latina y el gobierno ha admitido que no se puede aumentar. “Desalienta la inversión, especialmente fuera del sector del petróleo y la minería”, según la OCDE, lo cual va en contra del objetivo gubernamental de gestionar la crisis. La evasión fiscal es alta, y según la OCDE genera ineficiencia y desigualdad, lo cual nos lleva al tema laboral. Sus costos son altos en comparación con otros países de la región, y no por los salarios sino porque el sistema es ineficiente. La tasa de informalidad laboral es de las más elevadas del continente, entre un 50 y un 70% “por encima de lo que cabría esperar dado el desarrollo económico del país”. La alarmante desigualdad tiene que ver con esto. El sector tributario, ante la falta de recaudación debe concentrar los impuestos sobre los sectores productivos.Es preocupante el plan de recortar el gasto en infraestructuras, que sin despreciar los avances de los últimos a?os, siguen siendo deficientes. Nada preocupa tanto como el sector transporte. Menos del 20% de las carreteras están asfaltadas, un impedimento grave al desarrollo. Exportar un contenedor, por ejemplo, cuesta el doble que en otras economías de la OCDE. Si bien las inversiones en este sector aumentaron a casi un 2.5% del PIB en 2011, la OCDE estima que deberían hacerlo a un 6.5% hasta 2020.La eficiencia es clave en este cambio de paradigma. El país, tanto gobierno como sector privado, deben concienciarse ante la urgencia. Se requiere una nueva mentalidad. Si acometer los cambios necesarios con menos recursos requiere aumentar el nivel de deuda y el déficit público, hay margen suficiente. La corrupción sigue siendo prioritaria, pero se exigen más controles para mejorar la eficiencia y rebajar costos.Una última reflexión, que aunque parezca un cliché, hay que subrayar: la educación es clave. Colombia sigue estando muy rezagada. Es cierto que ha mejorado mucho y se siguen aumentando las partidas de presupuesto, pero sigue siendo insuficiente. Aunque la tasa bruta de educación terciaria se ha triplicado en las últimas dos décadas y se encuentra en torno al 45%, está “muy por debajo del promedio OCDE (70%) u otros países latinoamericanos (Argentina 78% o Chile 74%)”.Sin olvidar que el país está sumido en un proceso de paz. Aunque se trate de otro tema, la relación es evidente. La desaceleración económica juega contra del proceso de paz, vaya bien o mal. Si se cierra la negociación se necesitará inyectar enormes recursos, no sólo para cumplir con los acuerdos específicos sino también para incorporar económicamente a grandes sectores rezagados, sobre todo en las zonas rurales. Eso se traduce en infraestructuras y programas de reinserción de los guerrilleros, especialmente en el sector agrícola, con un 1% del PIB anual entre 2015 y 2018. Si las negociaciones no terminan bien, los grupos armados dirigirán el conflicto directamente contra la industria minero-energética, algo que preocupa al sector petrolero tanto como la caída de precios.ConclusionesEs urgente que Colombia, el Estado en su conjunto, aborde la caída de los precios de las materias primas como una amenaza estructural para su economía, y no como una crisis pasajera. Aunque los precios se recuperarán paulatinamente, las medidas que se están adoptando son en el mejor de los casos transitorias y no permitirán a la economía del país retomar la senda del crecimiento que gozó en los últimos 10 a?os.Aunque hasta ahora se ha tratado como un período contracíclico con menores ingresos fiscales, lo cierto es que ha expuesto carencias profundas en el modelo productivo, sobre todo en lo que se refiere al desarrollo de infraestructuras y mejoras del sistema educativo, que deben corregirse para dotar a los exportadores, tanto minero-energéticos como no tradicionales, de las herramientas para ganar competitividad y volver a atraer inversiones. Sólo así podrá aumentar sosteniblemente el ingreso fiscal, mejorar la calidad de la vida de los colombianos y desarrollarse los sectores mejor situados para satisfacer la creciente demanda de la población durante los próximos a?os.Es una tarea no sólo de gobierno. El cambio de paradigma requiere que los sectores productivos y los sindicales unan esfuerzos para trazar una senda de crecimiento coherente con sus intereses, que en este caso coinciden en necesitar una visión a largo plazo. Se requerirán sacrificios de todos, gremios y obreros, y un liderazgo político que involucre a los partidos de oposición para agilizar reformas tributarias, regulatorias y laborales urgentes. Las decisiones durante los próximos dos a?os determinarán el futuro de las próximas generaciones, desde el orden público hasta el desarrollo humano.?Qué le queda entonces a Colombia? Un cambio de mentalidad urgente acompa?ado de un paquete de estímulo bien dise?ado y eficiente. Hay que aumentar la deuda y déficit, pero dirigiendo los recursos a preparar un nuevo modelo productivo, no a capear una crisis coyuntural. Debe además incluir al sector minero-energético. Más ferrocarriles, transporte fluvial, oleoductos, refinerías y carreteras, pero también más inversión en salud y educación, todo acompa?ado de reformas tributarias y regulatorias que ayuden a los exportadores, no sólo del sector minero-energético sino también de los de productos no tradicionales.Son tiempos de vacas flacas y hay pocas alternativas, pero el gobierno debe demostrar liderazgo. Serán dos o tres a?os difíciles, y dependiendo de la eficiencia y liderazgo que demuestre el gobierno, pueden ser “menos malos” o desastrosos. Más eficiencia y menos corrupción, que no es lo mismo que más austeridad. El gobierno debe de ser valiente y eficaz, aunque duela. No hay tiempo que perder. Porque peor será postergar la crisis y que el país en unos a?os se enfrente a un conflicto armado más intenso con unas arcas públicas diezmadas.Fuente de información: de crudos de la OPEPLa Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que se integra por los siguientes países: Angola, Arabia Saudita, Argelia, Ecuador, Emiratos ?rabes Unidos, Libia, Nigeria, Irán, Iraq, Kuwait, Qatar y Venezuela, informó el 12 de marzo de 2014 que la nueva canasta de crudos de referencia de la OPEP, que se integra regularmente por los crudos de exportación de los principales países miembros de la Organización, de acuerdo con su producción y exportación a los principales mercados; y refleja, además, la calidad media de los crudos de exportación del cártel. Así, en términos generales, se incluyeron los siguientes tipos de crudos: Saharan Blend (Argelia), Girassol (Angola), Oriente (Ecuador), Iran Heavy (República Islámica de Irán), Basra Light (Iraq), Kuwait Export (Kuwait), Es Sider (Libia), Bonny Light (Nigeria), Qatar Marine (Qatar), Arab Light (Arabia Saudita), Murban (Emiratos Arabes Unidos) y Merey (Venezuela).Cabe destacar que el Girasol (Angola) y el Oriente (Ecuador) se incluyen en la canasta a partir de enero y de octubre de 2007, respectivamente. Además, en enero de 2009 se excluyó del precio de la canasta el crudo Minas (Indonesia); en tanto que el venzolano BCF-17 fue sustituido por el Merey.En este marco, durante los primeros 20 días de julio de 2014, la canasta de crudos de la OPEP registró una cotización promedio de 55.68 dólares por barril (d/b), cifra 7.52% inferior con relación al mes inmediato anterior (60.21 d/b), menor en 6.36% respecto al promedio de diciembre de 2014 (59.46 d/b), y 47.28% menos si se le compara con el promedio de julio de 2014 (105.61 d/b). LINK PowerPoint.Slide.8 "D:\\2015\\JULIO 2015\\GR?FICAS POWER\\32.- GR?FICA DE LA OPEC.pptx!262" "" \a \p Fuente de información: ................
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