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Busca Hacienda reducir la carga fiscal de Pemex

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La Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHyCP) pondrá en marcha una serie de medidas para atender a Petróleos Méxicanos (Pemex) que tiene tres retos estructurales: una alta carga fiscal, muy superior a la de cualquier empresa petrolera en el mundo; un alto nivel de deuda financiera y altos requerimientos de flujo para cubrir el costo financiero; y falta de recursos para ejecutar las inversiones de capital necesarias para mantener los niveles de producción requeridos.

Para enfrentar estos retos, la SHyCP busca lograr los siguientes objetivos: reducir la carga fiscal de la Empresa, en específico el Derecho de Utilidad Compartida (DUC) para reducirlo de 52% a 40%, en contraste con otras compañías petroleras con menores cargas impositivas; reducir la deuda de la Empresa a través de aportaciones patrimoniales del Gobierno Federal, utilizando excedentes de liquidez.

Finalmente, Hacienda pretende reducir el riesgo de refinanciamiento de la Empresa con el uso y potenciación de aportaciones patrimoniales del Gobierno Federal para operaciones de manejo de pasivos.

En este contexto, el día de hoy PEMEX anuncia una operación de recompra y manejo de pasivos principalmente enfocado en la parte corta y media de la curva de rendimientos de la Empresa, con los objetivos de reducir el riesgo de refinanciamiento y el monto de la deuda.

En esta operación, PEMEX brinda a los tenedores de bonos en dólares la opción de intercambiar bonos con vencimiento entre 2024 y 2030 por una combinación de un nuevo bono a 10 años y efectivo, y ofrece recomprar bonos con vencimiento entre 2044 y 2060.  En línea con lo anterior, el Gobierno Federal estaría llevando a cabo una aportación patrimonial hasta por 3,500 millones de dólares.

Con esta operación, la SHCP y PEMEX lograrán: reducir el monto de la deuda externa de mercado de PEMEX; mejorar el perfil de vencimiento de la empresa mediante la extensión de sus amortizaciones de corto y mediano plazo; y recomprar ciertos bonos de la Empresa por debajo de par, con la finalidad de disminuir el costo financiero de la empresa para los siguientes años. La operación no contempla refinanciar los vencimientos de 2022 y 2023, dado el compromiso por parte de la SHCP para asegurar el presupuesto de apoyo a PEMEX con las aportaciones patrimoniales necesarias para cubrirlas.

De camino a la segunda mitad de la administración, se intensificará la coordinación entre SHCP y PEMEX con el objetivo de mejorar la posición financiera de la Empresa. Adicionalmente, se han implementado y/o se implementarán las siguientes medidas a ejecutarse durante los próximos meses:

Finalmente, Hacienda anunció que se busca fortalecer la posición financiera de PEMEX en el mediano y largo plazo, así como preparar a la Empresa para los retos que enfrentará el sector en los siguientes años.

CFE firma contrato para modernizar nueve centrales hidroeléctricas

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El 30 de noviembre la Comisión Federal de Electricidad (CFE) formalizó un contrato con el consorcio encabezado por Andritz para la modernización de 9 hidroeléctricas

El 14 de julio de 2021, se aprobó el Plan Integral de Modernización de Centrales Hidroeléctricas, con el cual se ejecuta la instrucción presidencial de rescatar estas plantas generadoras.

Con el Plan Integral se pretende que aquellas centrales hidroeléctricas que han disminuido su confiabilidad y la vida útil de sus equipos principales, se les incremente por 50 años más su vida útil, aprovechando su infraestructura civil existente; con lo que se logra mayor generación de energía limpia y confiable para fortalecer al Sistema Eléctrico Nacional.

El 30 de julio de 2021 la CFE publicó el concurso CFE-0001-CASAA-0008-2021 referente a la Modernización en las primeras centrales hidroeléctricas del Plan Integral: Belisario Domínguez (“Angostura”), Humaya, Infiernillo, Mazatepec, Malpaso, Ángel Albino Corzo (“Peñitas”), Ing. Carlos Ramírez Ulloa (“El Caracol”), Ing. Fernando Hiriart Balderrama (“Zimapán”) y La Villita.

Con la modernización de estas centrales se incrementará la capacidad en 248 MW y la generación anual estimada de 1,754 GWh adicionales; lo cual equivale a la generación de energía de 5 parques eólicos o de 7 parques fotovoltaicos de 100 MW.

Nueva filial de Pemex representa un riesgo para la transparencia, advierte el IMCO

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El 29 de noviembre de 2021 el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos (Pemex) aprobó la creación de una empresa filial encargada de comercializar petrolíferos (gasolinas, diésel, combustóleo, entre otros), gas y petroquímicos en el país con el objetivo de “fortalecer e incrementar la participación de Pemex en el mercado nacional”.

La nueva empresa concentrará algunas de las actividades que actualmente son responsabilidad de Pemex Transformación Industrial (PTI), una empresa productiva subsidiaria, cuyo marco legal en materia de transparencia la obliga a reportar sus hojas de balance y sus estados financieros en la Cuenta Pública, así como a licitar sus contratos de adquisiciones de bienes y servicios.

De acuerdo con el Instituto Mexicano para la Competitividad (IMCO), la creación de esta empresa filial abre un margen para la discrecionalidad y la opacidad pues las empresas filiales, a diferencia de las empresas subsidiarias, no están sujetas a las obligaciones de transparencia de las empresas productivas del Estado de acuerdo con el artículo 61 de la Ley de Petróleos Mexicanos. Por ejemplo, sus estados financieros no tienen la obligación de ser públicos ni tienen tampoco las mismas obligaciones en materia de adquisiciones, arrendamientos, obras y servicios.

“Esto no significa que las empresas filiales sean un problema en sí mismas, pues el espíritu de su diseño fue permitir a las empresas del Estado incursionar en ciertas actividades que no son centrales en su modelo de negocio, pero que pueden representar negocios atractivos con la posibilidad de hacer alianzas o joint ventures con empresas privadas. Existen casos exitosos de filiales tanto en términos de sus modelos de negocio como en materia de transparencia”, señala el Instituto en un comunicado.

Según el IMCO, la filial deberá operar bajo condiciones de mercado, respetando la regulación asimétrica de la que está sujeta Pemex en el mercado de gasolinas (prohibición de ventas atadas y contratos exclusivos, obligación de reportar a la CRE su esquema de costos, entre otras) para dar cumplimiento a las disposiciones establecidas en el Tratado entre México, Estados Unidos y Canadá (T-MEC).

El Instituto considera que una buena práctica sería que la filial publique de manera proactiva sus hojas de balance y sus estados financieros, como parcialmente lo hicieron CFEnergía y CFE Internacional durante 2017 y 2018, aunque no tenga la obligación legal de hacerlo e implemente prácticas que garanticen una mayor rendición de cuentas a la ciudadanía. De otra forma no será posible evaluar los resultados de este ajuste en la estructura de Pemex en la rentabilidad de la empresa productiva del Estado.

Iberdrola vende su negocio de almacenamiento de gas en Canadá a ATCO

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Tras dos décadas liderando la transición energética, actuando como agente tractor clave en la transformación del tejido industrial y la recuperación verde de la economía y el empleo, Iberdrola sigue dando pasos agigantados hacia la descarbonización, en línea con su compromiso de ser neutro en carbono en 2030 en Europa.

Por este motivo, la compañía, a través de su filial Scottish Power Overseas Limited, cerró la venta del negocio de almacenamiento de gas de Alberta Hub Gas Storage, en Canadá, Grupo ATCO.

El activo cuenta con una capacidad total de almacenamiento de 41,5 Bcf – miles de millones de pies cúbicos- (23,6 Bcf netos según participación Iberdrola).

Con esta operación, Iberdrola continúa su plan de desinversión en activos no estratégicos, en la línea de la acción por el clima, la transición energética y salida del negocio de gas iniciada en 2001.

De esta forma, la compañía daría prácticamente por cerrado el negocio de almacenamiento de gas, ya que sólo le quedaría un activo residual en Reino Unido, Hatfield Gas Storage de 4,1 bcf.

Bolivia impulsa su transformación energética para sustituir importaciones de gasolina con biocombustibles

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El presidente Luis Arce, el ministro de Hidrocarburos y Energías, Franklin Molina y el vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización de YPFB, Armin Dorgathen y autoridades de Estado inauguraron este viernes 3 de diciembre el “Foro de Biocombustibles. Camino a la Soberanía Energética” que impulsa la transformación de la matriz energética del país para sustituir las importaciones de gasolina y diésel mediante la producción de carburantes amigables con el medio ambiente.

“El desafío es generar energía limpia que sea amigable con el medio ambiente y con la madre tierra. La implementación de los proyectos de diésel ecológico y renovable coadyuvará en la reducción de costos de subvención del Tesoro General del Estado contribuirá a mejorar la balanza comercial e incrementará el Producto Interno Bruto en nuestro país”, manifestó el Primer Mandatario.

En ese sentido, Arce destacó que el diálogo entre expertos representantes de las empresas, instituciones y universidades nacionales e internacionales es el mejor modo de intercambiar experiencias sobre la aplicación de este tipo de tecnologías y de buenas prácticas, que permitan recoger recomendaciones que mitiguen riesgos en la ejecución del Programa de Sustitución de Importaciones de Diésel Oil en Bolivia, que contempla los proyectos de Biodiésel con tecnologías FAME y Diésel Renovable (HVO).

Por su parte, el ministro Molina indicó que el objetivo de este foro es conversar con los sectores agropecuarios e industrial, ya que son la pieza fundamental para desarrollar las materias primas que requiere la producción de los biocombustibles.

“Entendemos que la hoja de ruta con los biocombustibles va más allá. Cuando nos vemos en un momento de inflexión en el mundo a causa del cambio climático surge la necesidad de contrarrestar este fenómeno mediante la transformación y diversificación de una matriz energética más limpia. Es por eso que este programa es un proceso sostenible que impulsa el Gobierno para transformar la matriz energética, generar empleos y reactivar la economía”, expresó el titular de esta cartera estatal.

En esa línea, el ministro indicó que en el primer cuatrimestre de este año se realizó un estudio de ingeniería conceptual para analizar la construcción de una planta de HVO, que tendrá capacidad de producir aproximadamente 9.000 barriles por día (bpd) de diésel renovable. Por ello, actualmente hay tres procesos de licitación vigentes que permitirán realizar los estudios pre-feed para encaminar la implementación de dicha planta.

“Esta biorefinería va a requerir 450.000 toneladas de materias primas por año como son la jatropha, el totaí, el cusi y otros cultivos de los cuales se obtienen aceites vegetales de segunda generación que no son para el consumo humano. Es por ello que se necesita el apoyo de los ministerios de Desarrollo Rural y Tierras, de Desarrollo Productivo y Economía Plural y de Medio Ambiente y Agua, y de los productores agrícolas”, señaló Molina.

Por su parte, Armin Dorghaten, Vicepresidente de Administración, Contratos y Fiscalización (VPACF) de YPFB señaló que para este 2022 la estatal petrolera pretende duplicar su producción de crudo nacional y generar mayor inversión en el país con el agresivo plan de desarrollo que pretende encarar.

“Para sustituir la importación de combustibles tenemos seis proyectos exploratorios. Ese es uno de los caminos que estamos recorriendo. El otro es a través de los biocombustibles y combustibles renovables”, puntualizó el ejecutivo.

Adquiere Trafigura acciones de la plataforma de comercio de energía Energy Renaissance LLC

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Trafigura US Holdings, una subsidiaria indirecta estadounidense de propiedad total de Trafigura Group, adquirió una participación mayoritaria en la plataforma de comercio de energía Energy Renaissance LLC, establecida por Denver Energy Group LLC (DEG), una empresa pivada de comercio de energía impulsada por la tecnología.

El equipo de DEG de personal comercial altamente calificado utiliza un conjunto de tecnología patentada para enfocarse en los mercados de energía de Estados Unidos (EE. UU.) a corto plazo. La participación de Trafigura Group en la plataforma Energy Renaissance avanza las capacidades comerciales actuales con la adición de tecnología predictiva, aplicaciones personalizadas especializadas y procesos patentados refinados para recopilar datos, analizar información, identificar estrategias comerciales y ejecutar operaciones.

La nueva empresa conjunta acelerará la entrada de Trafigura en los mercados norteamericanos de ISO (operador de sistema independiente) y contribuirá al crecimiento de la división de energía y energías renovables del Grupo, complementando las capacidades comerciales existentes en los mercados de EE. UU. y Europa. La empresa está desarrollando servicios que ayudarán al mercado de la electricidad a medida que pasa rápidamente de la dependencia de los combustibles fósiles a las fuentes de energía renovable como la eólica y la solar. La experiencia de Trafigura en la gestión de riesgos y precios ayudará a las empresas de servicios públicos y a los productores de energía renovable a adaptarse a un nuevo mundo de suministro fluctuante.

Omicrón pondría en riesgo 2.9 millones de bdp en el primer trimestre de 2022

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La nueva variante Omicron de Covid-19 podría costarle al mercado mundial del petróleo hasta 2.9 millones de barriles por día (bpd) de demanda en el primer trimestre de 2022, lo que reduciría la demanda total esperada de 98.6 millones de bpd a 95.7 millones de bpd, si desencadena más bloqueos o restricciones, proyectos de Rystad Energy.

Si la variante se propaga rápidamente, provocando un aumento en los casos de Covid y la reintroducción de bloqueos, Rystad Energy predice que la demanda de petróleo podría caer de un esperado 99,1 millones de bpd a 97,8 millones de bpd solo en diciembre de 2021, una caída de 1,3 millones de bpd. La demanda podría caer aún más en enero de 2022, cayendo 4,2 millones de bpd a un nivel de 94,2 millones de bpd.

A medida que los países y los gobiernos aprendan a vivir con Omicron, o los fabricantes de vacunas adapten las vacunas existentes para contrarrestar la variante, es probable que el impacto de todo el año sea menos severo. La demanda promedio de 2022 caería a 98 millones de bpd, una caída de 2.1 millones de bpd en comparación con nuestro escenario base actual, o escenario “medio”.

A fines de noviembre, el crecimiento de la demanda de petróleo fue tan fuerte que incluso una liberación de reservas de petróleo estratégicas coordinadas de los principales países importadores de petróleo no hizo nada para sofocar el optimismo en torno a los precios del petróleo. Sin embargo, después de que los gobiernos se pusieron en alerta máxima, el precio del petróleo se derrumbó más del 10% debido a que la caída de la demanda es muy diferente.

“La probabilidad de que aumenten los bloqueos en los próximos meses ha aumentado drásticamente debido a la nueva variante de Omicron, y esto sin duda tendrá un impacto en la demanda mundial de petróleo. Dada la etapa inicial del brote variante y las incógnitas relacionadas con el contagio y la eficacia de la vacuna, solo podemos esperar que este escenario resulte ser una falsa alarma. Aún así, si el riesgo es real, el mercado del petróleo deberá recalibrarse en consecuencia”, dijo Claudio Galimberti, vicepresidente senior de análisis de Rystad Energy.

Armando Guadiana presenta iniciativa para que la CRE pueda establecer precios máximos del gas lp

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Más allá de coyunturas políticas, el Estado debe contar con mecanismos legales ágiles para garantizar el suministro y abasto de gas LP a precios accesibles para la población, consideró el senador Armando Guadiana Tijerina, quien presentó una iniciativa para que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) pueda establecer los precios máximos de gas licuado de petróleo y propano, cuando ésta determine que la evolución de los precios al consumidor, no corresponden con la de los precios internacionales de referencia, establecidos en Mont Belvieu, Texas.

Guadiana explicó que actualmente para fijar precios máximos en estos productos, la Secretaría de Energía o la CRE le solicitan a la Comisión Federal de Competencia Económica que “evalúe la existencia de condiciones de competencia efectiva y, en su caso, que emita la declaratoria correspondiente”; después se sigue lo establecido en el artículo 9 de la Ley Federal de Competencia Económica. 

Es decir, la Cofece declara que no hay condiciones de competencia económica y en función de ello, la Secretaría de Economía fija los precios máximos, con el apoyo técnico de la CRE y la Procuraduría Federal del Consumidor verifica que se cumplan. 

Pero, dijo, ese procedimiento es lento y requiere la intervención de órganos autónomos, cuyas prioridades no necesariamente son las de apoyar a los sectores populares de nuestra población. 

“Así, el camino para regular a los oligopolios gaseros es demasiado lento y farragoso. De hecho, a pesar de las diversas ocasiones en las que la Cofece ha iniciado ese procedimiento en el mercado del gas LP, la declaratoria nunca se ha concretado, pese a las evidencias del carácter oligopólico de este mercado”. 

Por ello, acotó el legislador, el Estado debe contar con mecanismos de respuesta ágiles, suficientes y adecuados, los cuales están ausentes en la legislación vigente. “Este pareciera ser un buen momento para llenar esos vacíos, producto de la confianza ciega en las bondades del “libre mercado”.

En la iniciativa, que fue turnada a las comisiones unidas de Energía y Estudios Legislativos, Segunda, destacó que los precios del gas LP se han disparado por la evolución de los precios de referencia internacionales, ya que importamos más del 70 por ciento de este combustible; así como por una estructura del mercado nacional con fuertes rasgos oligopólicos.  Esto último, acotó Guadiana Tijerina, ha propiciado que los márgenes de comercialización en el sector del gas LP sean mucho mayores que los observados para los combustibles automotrices.

Proyecto de rehabilitación urbana sostenible, liderado por Acciona, recibirá financiamiento de la Comisión Europea

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El proyecto de innovación PROBONO, liderado por ACCIONA y en el que participan 47 socios de 13 nacionalidades, ha sido seleccionado por la Comisión Europea para recibir financiación del programa Horizonte 2020 por un total de 20 millones de euros.

Su objetivo es diseñar e implementar soluciones para la regeneración urbana que sean escalables y que contemplen los estándares de sostenibilidad que marca el Pacto Verde Europeo, para lo cual se desarrollarán metodologías innovadoras que permitirán implantar soluciones válidas tanto para edificios individuales como para crear distritos verdes, que no sólo sean cero emisiones de CO2, sino que arrojen un balance positivo de energía (más generación que consumo).

Además, el proyecto,  que incluye un enfoque social, primando la co-creación de soluciones mediante la implicación de los diversos agentes sociales, tiene una visión integral y contempla diversos factores que inciden en la sostenibilidad de un área urbana:

  • Construcción: se evaluarán y propondrán materiales sostenibles e inteligentes para la rehabilitación y construcción. A la hora de validar la sostenibilidad de estos materiales se tendrá en cuenta el análisis de todo su ciclo de vida (desde la extracción hasta su reutilización una vez terminada la vida útil)

  • Eficiencia energética: las decisiones constructivas y de diseño incorporarán la perspectiva del ahorro energético como uno de los aspectos claves tanto para contribuir a la descarbonización como para mejorar el confort interior de los edificios.

  • Suministro energético: el objetivo es llegar a emplear energía 100% renovable, para lo que se evaluarán en cada caso las soluciones óptimas, que pasan por contar con sistemas de almacenamiento energético por distrito, la creación de comunidades energéticas y las “smart grids”, entre otras.

  • Uso de las Nuevas Tecnologías de la Información: se desarrollará una plataforma digital integrada (Digital Twin) para facilitar la toma de decisiones desde el diseño hasta la operación y mantenimiento.

  • Colaboración público-privada: de la mano de las administraciones locales, como el consistorio madrileño, se promoverá la co-creación de marcos regulatorios que favorezcan una planificación urbana donde primen los distritos cero emisiones.

  • Impacto social: se promoverá la participación vecinal en los procesos de regeneración creando grupos de innovación abiertos y participativos.

Para testar la viabilidad del proyecto PROBONO, se han seleccionado seis distritos de ciudades emplazamientos europeas: Madrid (España), Dublín (Irlanda), Oporto (Portugal), Bruselas (Bélgica), Aarhus (Dinamarca) y Praga (República Checa). Los seis distritos, llamados Living LABs, se convertirán en edificios y distritos con balance de energía positiva y cero emisiones de carbono.

En Madrid el proyecto se testará en la zona conocida como Madrid Nuevo Norte, donde se implantarán redes distritales de frío y calor basadas en energías renovables, con instalaciones urbanas de pequeñas dimensiones que aprovechen la coexistencia de edificios residenciales y terciarios con el objetivo.

Además, como parte de la propuesta presentada por ACCIONA y sus socios, el proyecto incluye el diseño y construcción de un piloto (30.000m2) del que será el futuro sistema energético de Madrid Nuevo Norte, mediante tecnologías District Heating basada en geotermia, así como en tecnologías basadas en economía circular y energías renovables. Todas estas tecnologías serán controladas y gestionadas bajo un modelo digital que permitirá su máximo rendimiento, involucración de interesados, escalado y replicación.

La duración total del proyecto PROBONO será aproximadamente de cinco años, finalizando el último trimestre de 2026. Entre los socios del proyecto figuran empresas tecnológicas, ingenierías, constructoras y administraciones locales.

Con este contrato, ACCIONA se posiciona como referente europeo en el diseño, planificación y rehabilitación urbana sostenible, junto con los principales diseñadores urbanos europeos como Cowi, Mott MacDonald, Idom y el Green Building Council.

Concluye Agencia de Energía del Estado de Puebla el «Foro Energético Poblano 2021»

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La Agencia de Energía del Estado de Puebla concluyó el «Foro Energético Poblano 2021: Visión de innovación y financiamiento», evento realizado el 1 y 2 de diciembre de forma híbrida, en el cual se llevaron a cabo conferencias magistrales y paneles de especialistas, quienes hablaron de las tendencias de la innovación en el sector energético, así como los proyectos más atractivos para recibir financiamiento. También abordaron la innovación desde una perspectiva tanto social como tecnológica, para entender los proyectos que, hoy, guían el camino hacia un sector más sostenible e inclusivo.

Asimismo, la Agencia de Energía realizó talleres para pequeñas y medianas empresas (PyMes) y estudiantes universitarios en el Centro de Innovación, Emprendimiento y Negocios (CIEN) de la Secretaría de Economía, impartidos por personal del Instituto de Diseño e Innovación Tecnológica (IDIT) de la Universidad Iberoamericana de Puebla.

En el evento de clausura, el subsecretario de Innovación, Competitividad y Emprendimiento de la Secretaría de Economía, Salvador Orozco, destacó la importancia de la innovación en el sector energético, y al CIEN como un espacio para impulsarla. Por su parte, Ermilo Barrera, encargado de la Dirección General de la Agencia de Energía, anunció el inicio de un nuevo capítulo en las actividades del organismo, donde impulsará este tipo de proyectos. 

En su segunda edición, El Foro Energético es un esfuerzo que suma al ambiente de impulso a la innovación por parte del gobierno de Puebla para lograr una reactivación económica y apoyar las buenas ideas que atenderán los retos de hoy y del mañana.