5 DIRECTORIO
Gabriel Becerra Chávez-
Hita
DIRECTOR GENERAL
Eduardo García
EDITOR
Daniela Loredo,
Depositphotos,
Pemex y SECTUR
FOTOGRAFÍAS
César Bolaños
CORRECTOR DE ESTILO
Andrea Honorato
DISEÑO
Gabriel Becerra
MERCADOTECNIA
Daniel González
FINANZAS
Fernando Dingler
TECNOLOGÍAS DE
LA INFORMACIÓN
Editorial BECGON
WEB, COMUNITY
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COLABORADORES:
Marcial Díaz,
Ramsés Pech,
René Ocampo,
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Ana Suárez,
Ramón López,
Rafael Díaz,
César Rangel y
Alejandro Baizabal.
LAS PUBLICACIONES DE
LOS COLABORADORES
SON RESPONSABILIDAD
DE LOS AUTORES Y NO
NECESARIAMENTE
REFLEJAN EL PUNTO
DE VISTA DE OIL & GAS
MAGAZINE.
Oil & Gas Magazine es propiedad de Mercadotecnia y Negocios Aplicados BECGON SA de CV la
cual es marca registrada ante el Instituto Mexicano de la Propiedad Industrial (IMPI) Registro No.
1379127. Año 4 No.53 Fecha de publicación 15 de agosto de 2017. Revista digital mensual, editada
y publicada en México por Editorial BECGON, Av. Cuauhtémoc 45 Int 22 Col. Amatitlán Cuernavaca,
Morelos CP. 62410. Número de certificado de Reserva de derechos exclusivos del titulo “Oil & Gas
Magazine “ 04-2014-121713413300-23 de fecha 17 de diciembre de 2014 ante el Instituto Nacional
del Derecho de Autor (INDAUTOR). Certificados de Licitud de Titulo y Contenido en tramite, Revista
digital mensual, editada y publicada en México por Mercadotecnia y Negocios BECGON S.A de C.V.
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JULIO 2017
AGOSTO 2017
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EMILIO LOZOYA AUSTIN… ¿CULPABLE O INOCENTE?
OIL & GAS MAGAZINE REVISTA OFICIAL
DE OIL & GAS ALLIANCE
RECONOCIDO POR FEED SPOT COMO EL NOVENO SITIO DE
NOTICIAS DEL SECTOR OIL & GAS A NIVEL MUNDIAL

76
Se estima que nuestro país necesita
formar un mínimo de 135,000 expertos
de alto nivel, profesionales y técnicos
en distintas especialidades en los
próximos cuatro años para cubrir la
demanda directa del sector, así como
nuevos mecanismos que contribuyan a
conectar adecuadamente la oferta y la
demanda de recursos humanos, misma
que se convierte en un desafío para
la educación, la ciencia y la tecnología
mexicanas y para sus instituciones.
La complejidad tecnológica de la
producción, transporte y transformación
dehidrocarburos,lametadealcanzaruna
matriz energética diversificada con una
mayor proporción de energías limpias
y renovables, el recambio generacional
en las Empresas Productivas del Estado
y un sector con una nueva dinámica de
crecimiento generan nuevas demandas
de talento y conocimiento.
Es por ello que México requiere
aprovechar y potenciar la formación
de talento para apoyar el desarrollo
de un sector de energía más atractivo,
dinámico y competitivo.
Bajo este escenario, la Secretaría de
Energía ha implementado diversos
programas para la juventud interesada
en el sector energético.
Como objetivo general de que México
aproveche y potencie la formación de
talento para apoyar el desarrollo de un
sector energía más atractivo, dinámico y
competitivo, las becas están enfocadas
a profesionistas mexicanos que sean
trabajadores en activo y a la comunidad
en general, que estén interesados en
realizar estudios de posgrado en México
o en el extranjero, en alguna de las áreas
de interés para el sector.
Hasta el momento se han otorgado
1,903 becas para Doctorado, Maestría,
Especialidad y Diplomados, con una
inversión de 1,695 millones de pesos.
Pero es necesario que más jóvenes se
acerquen al sector energético mexicano,
si bien es cierto, que la actual crisis en
los precios del crudo de algún modo
frenaron el impulso que se tenía tras la
aprobación de la reforma energética, se
debe de considerar que en los próximos
años la demanda de mano de obra
calificada no se podrá cumplir, por lo
que es necesario desarrollar más capital
humano en el sector.
EDITORIAL

98
15.
16.
60.
64.
74.
88.
98.
102.
112.
DATA
PERFILES
LA CANTINA DEL CHARRO
ACTUALIDAD
REPORTAJES A PROFUNDIDAD
EVENTOS
DESTINOS
ESTILO DE VIDA
AGENDA
ÍNDICE

10
Ingeniero con maestría en
administración por el ITESM,
Catedrático en la UNAM e
RAMSÉS PECH
Abogado consultor del Sector
Energía, con estudios en
Administración Pública.
MARCIAL DÍAZ IBARRA
RENÉ OCAMPO
Especialista y consultor en
seguridad.Lic.enAdmón.Militar,
Maestro en Administración y
Doctor en Administración.
Actualmente es Directora
General de NRGI Broker,
empresa que ha asegurado a
varios ganadores de las rondas
de licitación de la Reforma
Energética.
GRACIELA ÁLVAREZ
COLABORADORES

13
COLUMNISTAS
RAFAEL DÍAZ REAL
Ingeniero químico y de sistemas
con maestría en tratamiento de
petróleo pesado y doctorado
en catálisis de la Universidad de
Ottawa, en Canadá.
Geólogo licenciado por la
Universidad Complutense
de Madrid (España), realiza
un master en Querétaro,
México (Centro de Geociencias
de la UNAM) en el área de
yacimientos minerales.
RAMÓN LÓPEZ JIMÉNEZ
Politólogo por la UNAM,
colaborador en investigación del
Centro de Estudios Políticos de
la misma institución.
CÉSAR AUGUSTO
RANGEL GARCÍA
Ingeniero Petrolero, egresado
de la Facultad de Ingeniería
UNAM.
ALEJANDRO BAIZABAL GONZÁLEZ
Maestra en Psicología Social y
Cultural de la London School of
Economics and Political Science.
ANA E. SUÁREZ ZAMUDIO

15
DATADATA

1716
PERFILES
DR. JOSÉ RAMON
MONTIEL LÓPEZ
TRANSFORMACIÓN: EL VERDADERO
VALOR DE LOS HIDROCARBUROS
Desde la perspectiva del
Presidente Nacional del Instituto
Mexicano de Ingenieros Químicos,
nuestro país debe dejar de
vender materias primas y ser
autosuficiente energéticamente
hablando.
Para todos es bien sabido
lo relevante que representa
la industria química para
México; todo lo que tenemos
está vinculado con ella,
desde alimentos, fertilizantes,
detergentes, plásticos, medicinas,
vestido, etc.
Es tan fundamental para el
desarrollo de diversas cadenas
productoras que su inclusión
en la Reforma Energética era
incuestionable y más si vivimos en
un mundo globalizado en el que
lo que sucede en otros países nos
repercute.

1918
PERFILES
Así lo comentó en entrevista para Oil & Gas Magazine, el Dr. José Ramón Montiel
López, actual Presidente Nacional del Instituto Mexicano de Ingenieros Químicos
quien además habló sobre la gran oportunidad que contrajo la Reforma.
“Nos planeta la oportunidad para competir, ser mejores y salir adelante con
nuevos proyectos. No está siendo fácil, tal vez acelerado, pero la industria y
los profesionales tienen que reaccionar rápido para que se saque el mayor
beneficio”.
“México es un país que tiene los recursos y tenemos de aprovecharlos. Si bien
somos ricos en hidrocarburos, debemos empujar y mostrar dónde está el
verdadero valor de los hidrocarburos, es decir, en su transformación”, aseveró.
ROL DE LA IMIQ
Ante un panorama adverso y de múltiples áreas para crecer, el Instituto Mexicano
de Ingenieros Químicos vincula a los recién egresados con la industria.
“Les enseñamos a unir la experiencia con las áreas donde se puede aplicar (…) el
IMIQ tiene 60 años pero no es un instituto vejo, es un instituto con experiencia”,
recalcó el Dr. Montiel.
La llegada de un presidente como Donald
Trump a Estados Unidos, aunada a la
‘rasposa’ relación que mantiene con el
territorio nacional también da la pauta para
‘cerrar filas’ y unirnos, “en estos momentos
debemos no depender; en el momento
en el que nosotros nos demos cuenta
que podemos ser autosuficientes y que
al igual que ellos podemos generar valor,
ahí verdaderamente habrá un cambio
importante”, subrayó.
LVIII CONVENCIÓN
Con el afán de reforzar conocimiento en
temasfundamentales,elIMIQllevaráacabo
del 23 al 27 de octubre su
LVII Convención Nacional
en la Ciudad de Puebla al
tiempo de efectuar la XXV
Expo IMIQ Internacional;
ambos llevarán este año
el lema “La Ingeniería
Química, clave para generar
valor”.
En este marco se buscará
reunir a Directores de
Escuelas y Facultades
de Ingeniería Química mediante pre
congresos, sesiones plenarias, sesiones
técnicas y eventos sociales que también
enmarcarán los primeros 50 años de la
Sección Puebla del IMIQ.
“Es una excelente oportunidad para que
podamos encontrar en un mismo sitio
tanto profesionales como estudiantes y
discutamos varios temas; la idea es que
en todos los eventos haya esa figura de
un gran conferencista, tales como Dr.
Fernando Fernández Font, S.J., Director del
Instituto Mexicano del Petróleo, el Rector
de la Universidad de las Américas Puebla,
altos directivos de las empresas, Grupo Bal
por ejemplo”, indicó el Dr. José Ramón.
Adicionalmente, el Presidente de la
IMIQ nos reveló el interés de Pemex
Transformación Industrial por organizar un
foro en enero de 2018 denominada Expo
Pemex Transformación Industrial.
Será así como esta Convención abordará
temas relacionados con la industria y la
educación marcando así la diferencia en
encuentros similares, todo con el apoyo de
4 centros:
1. Universidad Iberoamericana-Puebla
2. Universidad Popular Autó-
noma del Estado de Puebla
3. Benemérita Universidad
Autónoma de Puebla
4. Universidad de las Améri-
cas Puebla
Desde el lunes 23, las
actividades arrancarán con
Cursos Preconvención en los
que se hablará sobre Bombas Centrífugas,
Plásticos, Biorrefinería de Microalgas,
Cromatografía, Simulación dinámica
de procesos en DYNSIM, Simulación
Aspen, Análisis de Riesgo e Instalaciones
Industriales así como la Metodología
de Administración de Proyectos para
contribuir en los factores de éxito en un
proyecto.
La ceremonia inaugural se efectuará el
miércoles 25 dando paso oficialmente
al resto del programa de actividades
integrado por Sesiones técnicas y nueve
Foros cuyos temas son:
DR. JOSÉ RAMON MONTIEL LÓPEZ
EL DR. JOSÉ RAMÓN
MONTIEL LÓPEZ, ACTUAL
PRESIDENTE NACIONAL
DEL INSTITUTO
MEXICANO DE
INGENIEROS QUÍMICOS
INICIÓ SU GESTIÓN EN
FEBRERO DEL AÑO EN
CURSO.

20
DR. JOSÉ RAMON MONTIEL LÓPEZ
Galería
SESIONES TÉCNICAS
• Transformación Industrial
• Educación en Ingeniería Química
• Ingeniería de Procesos
• Sustentabilidad
• Ingeniería de Proyectos
• Industria Minera
• Industria Automotriz
• Industria de Alimentos
• Industria Farmacéutica
• Agroindustria
• Biotecnología
• Investigación y Desarrollo Tecnológico
• Tratamiento de Aguas
• Pinturas, Esmaltes y Pigmentos
IMIQ cuenta con 22 secciones distribuidas en las
principales zonas industriales: Monterrey, Puebla,
Guanajuato, Villahermosa, por mencionar algunas.
RICARDO ORTEGA LÓPEZ
FOROS
1. Desarrollo Tecnológico
2. Prospectivas de la Educación en Ingeniería
Química
3. La Influencia de la I. Q. en el Continuo
Desarrollo de la Industria Automotriz
4. Innovación en Especialidades Químicas
5. Seguridad Química en México y la Trasición
al GHS
6. Industria de los Plásticos
7. Tecnologías Emergentes para la Industria
Alimentaria
8. Energías Alternas
9. Industria Automotriz II
*entrada libre para los socios

2322
DESDELAPERSPECTIVA
Abogado consultor
del Sector Energía,
con estudios en
Administración Pública.
Colaboró en la Dirección
Jurídica de Pemex por
mas de 10 años, siendo
Subgerente Jurídico
en Pemex Refinación,
en Pemex Gas y
Petroquímica Básica y
en Pemex Exploración y
Producción, atendiendo
asuntos contenciosos
y consultivos, así como
Asesor en los Comités
de Contratación bajo
el Nuevo Régimen al
Amparo de la Ley de
Pemex y las DACS como
son: Adquisiciones,
Obra Pública, CAAOS,
Subcaaos y el Consejo de
Administración.
Como consultor ha
colaborado en algunos
proyectos como son:
Seguridad en ductos;
Desarrollo del marco
jurídico para nuevos
esquemas de negocios;
Acompañamiento
a empresas en la
implementación de la
Reforma Energética
y también es
articulista en medios
especializados del sector
y conferencista.
MARCIAL DÍAZ IBARRA
¿QUÉ ESTÁ PASANDO
CON LA FLEXIBILIZACIÓN
DE LOS MERCADOS DE
COMBUSTIBLES?
Este 12 de agosto se cumplieron los primeros tres años de que
se publicaron las leyes secundarias que dieron inicio a un nuevo
tiempo energético que se vive en México; una de estas leyes dio
mayores facultades a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), al
encargarle:
• regular de manera transparente, imparcial y eficiente las
actividades de la industria energética,
• fomentar la inversión productiva,
• promover la competencia en el sector,
• proteger los intereses de los usuarios y
• propiciar una adecuada cobertura nacional.
En este proceso se han tenido que adelantar los tiempos
establecidos para ser acordes con las necesidades que demanda
el sector; si bien es cierto que el proceso de implementación no ha
sido tan sencillo, hemos visto despertar a un sector que sólo sabía
vivir al amparo de Pemex y hoy está comenzando a entender: ¿qué
se puede hacer? y ¿cómo es más eficiente para hacerlo con alguien
distinto?
Han trascurrido los primeros meses desde que dio inicio el proceso
de flexibilización en las primeras dos regiones del país y lo que se
percibe en el sector respecto de la asignación de capacidad en el
almacenamiento que oferto Pemex, es que el modelo quedo muy
ajustado, toda vez que ahora un solo importador podrá competir
en ese mercado y la molécula distinta a Pemex que se ofertará,
realmente estará comprometida a un solo grupo gasolinero, por
lo que se seguirá privilegiando la importación en pequeña escala
por medio de auto tanques, mientras se logran concretar otros
proyectos de infraestructura en la región.
Dentro de la fórmula del precio un factor
que es importante siempre considerar
es el costo del medio de transporte que
se utilice para traer la molécula, ya que
el precio puede llegar a ser más rentable
cuando se privilegia usar el ducto, para el
buque tanque se debe considerar el doble,
para el carro tanque se considera unas
seis veces más, mientras que para el auto
tanque se puede llegar a estimar un costo
de más de quince veces.
Lo que ha venido pasando respecto a
los precios, es que existe una pequeña
distorsión del mercado, sobre todo en la
zona fronteriza como ejemplo: Mexicali,
Tijuana y San Luis Rio Colorado, lugares
donde se vende gasolina barata respecto
otras zonas del estado, pero sigue siendo
muy poco competitiva contra los precios
del lado americano, lo cual genera que ante
estos precios los consumidores logren
hacer una práctica de compra silenciosa
del otro lado de la frontera, trayendo como
consecuencia una afectación al sector,
respecto de los volúmenes históricos que
se venían manejando en la zona.
MAGNA 15.40
PREMIUM 17.14
NORMAL 13.19
SUPER 13.65
PLUS 14.12
Mientras esto sucede en el norte del país,
en regiones que están a unos meses de dar
inicio al proceso de liberación, como Jalisco,
se están dando las condiciones para la
creación de dos proyectos de terminales
privadas de almacenamiento:
• El Salto con una capacidad para 10,000
barriles diarios
• Lagos de Moreno con una capacidad de
40,000 barriles diarios
Estos dos proyectos de terminales buscan
ser detonadores de la libre competencia
ante las ya existentes, cuya capacidad será
abierta en un porcentaje, actualmente
Pemex cuenta con dos terminales de
almacenamiento en la entidad:
a) El Castillo con capacidad de 280 mil
barriles.
b) Zapopan con capacidad de 300 mil
barriles.
Si bien México era el último país de la
región para que se diera un mercado libre
de combustibles y estamos aún en la etapa
de arranque, parece que la Secretaria de
Energía vislumbra que el mercado será
muy maduro en el mediano plazo, pues
la Política Publica de Almacenamiento
Mínimo de Petrolíferos, contempla que
se podrán adquirir derechos financieros
sobre inventarios que no dispongan en
terminales de almacenamiento u otros
medios.
¿QUÉ VIENE EN EL CORTO PLAZO?
a) En el segundo trimestre del 2018 se
prevé que los inventarios se reporten
semanalmente.
b) En el 2019 la CRE notificara a los
permisionarios sobre los volúmenes
mínimos que están obligados a tener
asegurados para el siguiente año.
c) Esta obligación es pareja ya que aplica
para las terminales que ya existen y son
de Pemex, como para aquellos proyectos
privados que se están gestando.

2524
MARCIAL DÍAZ IBARRA
NUMERALIA
EnEstadosUnidostambiénexistemercadoilícitodecombustible,
la diferencia es que no se la roban, sino que la compran en
estaciones de servicio usando tarjetas de crédito clonadas y
luego la revenden.
• Texas, California y Florida son los estados
con mayor incidencia.
• Desde 2006 se tienen registros de esta actividad.
• Se le considera delitos sin víctimas.
• En 2016 se robaron en L.A. 80 millones de litros
de diésel.
• Las pandillas han pasado de delitos callejeros
a financieros por ser más rentables.
Fuentes
http://www.cre.gob.mx/ConsultaPrecios/GasolinasyDiesel/GasolinasyDiesel.html
DESDELAPERSPECTIVA
d) Existirá un mercado de tickets muy si-
milar a los certificados de energías limpias,
el cual estará en función del volumen y la
tarifa por barril que se determine por los
permisionarios.
e) A partir del 2020 será obligatorio para
los permisionarios de refinación, almace-
namiento, comercialización, distribución y
expendio al público, a almacenar cuando
menos el 5 % de sus volúmenes, mediante
el uso de tickets.
Capacidad de almacenamiento actualmente:
74 terminales Terrestres con una capaci-
dad de 17.45 millones de barriles.
5 terminales Marítimas con una capaci-
dad de 9.2 millones de barriles.
60 estaciones en Aeropuertos con una
capacidad de 733 mil barriles.
El escenario cada día se pone más intere-
sante para los que están, los que piensan
estar y los que se van a salir del mercado
de combustibles en México; sólo espero
que se aplique una premisa que contem-
pla el Ex Ministro de la Corte Miguel Mon-
tes: “La sencillez de un sistema jurídico facilita
su cumpli¬miento, la complejidad lo pervier-
te”.

2726
DESDELAPERSPECTIVA
AUTOR: MBA. RAMSES PECH
ANÁLISIS EN ENERGÍA Y
ECONOMÍA.
pech.ramses@yahoo.com.mx
Twitter @economiaoil
Facebook: Energía Nuevo
Mercado de Inversión
https://www.facebook.com/
groups/937565212961042/
Ingeniero con maestría
en administración por
el Instituto Tecnológico
de Estudios Superiores
de Monterrey (ITESM),
actualmente es consultor
en temas energéticos y es
catedrático en la UNAM e
ITESM, trabajó Halliburton
y Weatherford en las
áreas de desarrollo de
negocios, mercadotecnia
y análisis económico.
Cuenta con más de 20
años de experiencia en
servicios de perforación,
fracturación, fluidos y
sistemas de producción,
desarrollo de negocios,
mercadotecnia y
economía.
RAMSÉS PECH
MÉXICO, SIN NADA QUE
OFRECER EN EL TLC EN
MATERIA ENERGÉTICA
El mundo ha cambiado a un ritmo acelerado a cuanto las confor-
maciones de políticas-económicas, creando relaciones basadas
en intercambio comerciales directos y de corto plazo. El trata-
do del libre comercio en vías de negociación y actualización en-
tre EUA-Canadá-México; es un ejemplo claro de una negociación
abierta directa del cómo se negocia y clara por parte de los paí-
ses. EUA es el primero en determinar sus objetivos principales y
es secundándolo por Canadá con el capítulo 19, referente a las
controversias, pero nuestro país está la espera de sentarse en la
mesa de negociaciones para posicionar sus objetivos, la pregunta
que negociaremos o que tenemos para ofrecer de propiedad, in-
telecto, creación e influencia para estos dos países.
Recordemos que somos un país que exporta tecnología ensam-
blada de empresas; cuya tecnología esta patentada en otro país
y estas podrían salir de nuestro país ante mejores garantías en
otras latitudes del mundo.
México debe asegurar en el TLC una estrategia energética de lar-
go plazo ante las licitudes que tenemos actualmente, en fase de
construcción en mercados que no se invierto por muchos años.
Es importante aclarar para que un país hoy día puede crecer,
debe tener una base energética sólida, autosuficiente y con re-
cursos asegurados de largo plazo, ligado a una baja dependencia
de otros.
EUA ha logrado alcanzar esto en 2015 con Canadá un intercam-
bio comercial equilibrado y México está dependiendo en el tras-
curso del tiempo de EUA del cómo será su relación con nosotros.
El TLC se resumirá en negociar en abrir las fronteras en un libre
acceso comercial de lo que cada quien cree conveniente inter-
cambiar uno de los otros que no tengan en su país. EUA-Canadá
en la parte energética no han comentado
nada al respecto, el primero solo ha resu-
mido en un párrafo sus objetivos:
Preservar y fortalecer las inversiones, el ac-
ceso a los mercados y las disciplinas de las
empresas estatales que beneficien a la pro-
ducción y transmisión de energía y apoyen
la seguridad e independencia energéticas
de América del Norte, al tiempo que pro-
mueven reformas continuas de apertu-
ra del mercado de la energía.
El mercado interno de México abierto está
en vía de desarrollo, siendo su maduración
de toda la cadena energética probable-
mente en 2023 a 2025, a donde las regula-
ciones, normativas y leyes sean adaptadas,
modificadas y mejoradas.
EUA ha comentado que tiene un déficit co-
mercial en el TLC y principalmente con Mé-
xico, pero recordemos que el actual acuer-
do no contemplaba la energía, ahora que
estará en la mesa de discusión podrá ser
usada como parte de presión para nues-
tro país, ante el incremento de importación
de materia prima, productos y energía, de-
rivado de las desinversiones en la cadena
energética de nuestro país por varias dé-
cadas.
En la gráfica siguiente de EIA de EUA, pue-
de observar el déficit comercial directo
entre el principal intercambio que se tie-
ne ente EUA-México, siendo nuestro país
el que tiene el mayor déficit comercial no
por desventajas o controversias, sino ante
la falta una estrategia real de largo plazo en
décadas pasadas, estamos a una relación
1:2 actualmente.
Podemos observar en la gráfica que ha dis-
minuido la exportación de crudo y deriva-
dos del petróleo hacia y para EUA.
En un acuerdo comercial al negociarlo, de-
berás tener algún factor, ventaja o estrate-

2928
DESDELAPERSPECTIVA
RAMSÉS PECH
gia que te permita equilibrar las ganancias
entre las partes involucradas. EUA-Canadá
tienen asegurado entre ambos una rela-
ción comercial energética de largo plazo,
consolidando su posición en 2017 ante el
intercambio comercial continuo y libre.
Ahora México tiene que realizar una estra-
tegia rápida en los próximos meses que
nos ayude a tener materias primas, pro-
ductos y energía a bajo costo, para poder
ser introducido al país sin restricción algu-
na para compensar lo que no tenemos ac-
tualmente para el consumo interno. 2017
y 2018, serán desgastantes ante la confor-
mación de mercados abiertos energéticos
en nuestro país; con una polarización eco-
nómica y la falta de certeza de quien reali-
zara la inversión si la nación o los privados,
donde ambos actualmente están merma-
dos ante la falta de flujos de efectivo para
apalancar el crecimiento y con el sentido
de reducir la contratación de deuda.
De acuerdo a información presentada por
la Secretaria de energía en la presentación
de la ronda dos, licitación cuatro, presento
la siguiente gráfica de la agencia de admi-
nistración de información de Energía de
EUA:
Muestra que en 2020 estaremos produciendo 2.2 millones de barriles diarios
de crudo y será en 2030 donde alcanzaremos la producción de 3 millones de
barriles diarios, siempre cuando los proyectos de las rondas licitadas y veni-
deras alcancen los objetivos de producción establecidos en los programas en
tiempo y forma.
Esto lo podemos transpolar a el gas natural; en donde en el mes de abril de
2017, último dato disponible, se importó el 81% del gas natural consumido a
nivel nacional. El consumo nacional, ascendió a 5,810 millones de pies cúbicos
diarios (sin el consumo de Pemex) y se registraron importaciones por 4,683
MMpcd. A inicios de 2015 las importaciones significaban el 59% del consumo
de gas natural; en lo que va de 2017 este porcentaje se disparó por encima de
80%.
Ambas materias primas son importantes para México para la generación de
energía. El crudo está procesando de los 2 millones de barriles actuales entre
el 40 a 50% para refinar y respecto al gas; el incremento de importación se de-
riva de la mayor utilización por parte de la comisión federal de electricidad para
producir electricidad.
Recordemos que la base de la producción de materias primas para ser transfor-
madas en energía es PEMEX; siendo pilar del futuro energético de México, pero
actualmente tiene resultados desde un punto de vista financiero estables, pero
los operativos que son los que deberían de interesarnos y revisar cómo ayudar
a quitar carga de costos innecesarios a la empresa. El ultimo estado de resul-
tados las actividades principales para poder tener hidrocarburo en superficie
de PEMEX; están contraídas como: la perforación exploratoria, nuevos pozos
de desarrollo e inversiones en infraestructura. Estrategia ante un presupuesto
contraído de inversión, es la producción en la reparación y mantenimiento de
pozos, siendo ineficiente ante la contracción y en caída suave de las mismas,
por el cierre de pozos de acuerdo con información del primer trimestre.

3130
RAMSÉS PECH
DESDELAPERSPECTIVA
Esto que nos indica, debemos de replantar la pregunta:
¿Quién tiene el déficit comercial en la negociación del nuevo TLC ahora?
En la gráfica anterior se muestra el intercambio comercial entre los
países en miles de millones de dólares al cierre del 2016 entre las
principales materias, productos y energía.
RESUMEN
1. EUA – Canadá tienen problemas de intercambio de energía. NO
2. El déficit comercial en el TLC es agrícola o tecnológico; NO
La tecnología requiere energía para ser usada.
3. El déficit energético afectara el crecimiento de México, SÍ al ser co
dependientes.
4. México deberá eliminar impuestos a las materias, productos o tec-
nologías relacionadas a la energía. SÍ
5. El flujo entre EUA – Canadá hacia México de productos energéticos
deberá ser libre. SÍ, para reducir precios al consumidor final.
6. México deberá realizar una estrategia del gasto de la nación en el
siguiente presupuesto aprobar para el 2018 y 2019, ante los nuevos
cambios y acuerdos en el TLC. SI. Dejar de invertir en áreas que no
tienen un retorno de la inversión o crecimiento individual. SÍ
7. México en 2018 a 2024, deberá realizar una nueva reforma hacen-
daria, disminuyendo la carga fiscal a la sociedad. SÍ
La administración no deberá de controlar el flujo de efectivo circulante
por la nación y dejándolo a la sociedad este para poder tener movilidad
con un mayor poder adquisitivo.
8. La administración 2018 a 2024 administrara riqueza. NO
Deberá ser su principal objetivo asentar las bases administrativas de un
mercado abierto interno, internacional en el TLC e incrementar el flujo de
efectivo a la población.
9. En 2024 al 2030, el administrador en turno de la nación, deberá te-
ner crecimiento económico ante una madurez total de los mercados
y el equilibrio energético en vías de crecimiento. SÍ
10. El poder adquisitivo de la sociedad incrementara hasta el 2025
ante la reactivación económica total. SÍ
Siempre y cuando se logren los objetivos en la industria de hidrocar-
buros, eléctrico y los acuerdos del TLC que beneficien a México para
asegurar una estabilidad energética de largo plazo.
Recordemos que el mundo está cambiando y un TLC, no es la solu-
ción a los problemas de México. La respuesta está en cuáles son las
necesidades de mediano a largo plazo, mediante el aseguramiento de
mercados abiertos internos que generen la reducción de la exposi-
ción del dinero de la nación e incrementando el flujo de efectivo circu-
lante de la gente. Debido a que el hidrocarburo será en 2040 menos
del 50% de la materia prima para generar electricidad.
Fuente: Periódico 24 horas con información de la oficina de censo de EUA.
Fuente:
EIA – Agencia de Información de Energía (EIA)
SHCP – Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
PEMEX – Petróleos Mexicanos.
SENER – Secretaria de Energía.

3332
DESDELAPERSPECTIVA
Especialista y consultor
en seguridad, con
amplia preparación en
los ejércitos de Estados
Unidos de Norteamerica,
Belice, y Venezuela.
Lic. En Admón.
Militar, Maestro en
Administración y Doctor
en Administración. Cap.
1/o. de Inf. D.E.M. Ret.
Con 21 años de servicio.
@Dr_ReneOcampo
“DESBASTANDO
EL ESQUISTO”
Venezuela es uno de los seis países en condiciones de proporcio-
nar al mundo con casi la mitad de sus necesidades de petróleo
para el año 2020; estos seis países son Arabia Saudita, Irak, los
EUA, Kuwait, Irán y Venezuela. Muchos países productores de pe-
tróleo que empiezan a agotar sus reservas naturales empiezan a
ser incapaces de seguir el ritmo de la creciente demanda mundial
de petróleo.
Venezuela ocupa un estado distinto dentro de la OPEP, que está
en posesión de las reservas probadas de petróleo en el final de
2001 de unos 78 mil millones de barriles, o el equivalente al 7.4%
de las reservas mundiales. Por lo tanto, ocupa el sexto lugar des-
pués de Arabia Saudita, Irak, los EUA, Kuwait e Irán. Además, Ve-
nezuela tiene enormes reservas de petróleo extra pesado con
menos de 10° API, que existe en el cinturón de la Faja del Orinoco
y las reservas estimadas estimado de 270 mil millones de barriles
(recordemos que en México existen tres clases de petróleo, Ol-
meca, extra ligero con 39° API, el del Istmo con 36.3° API y el pe-
sado con 22° API, hago referencia a nuestro petróleo para tener
una perspectiva), aunque la economía no permite actualmente la
extracción de más del 7% de ellos a un alto costo. Por lo tanto, se
decidió excluir de la OPEP con la cuota de producción de crudo
extra pesado aprobado para Venezuela.
En 2001 la producción de petróleo de Venezuela ascendió a al-
rededor de 3.42 millones de barriles por día, con lo que califica-
ba como el tercero en clasificación dentro de la OPEP después
de Arabia Saudita (9.1 millones de barriles) e Irán (3.77 millones
de barriles). Venezuela también quedó en tercer lugar dentro del
marco de las cuotas adoptada por la OPEP el 12 de diciembre
2001 y de 2002, cuota de 2.65 millones de barriles después de
Arabia Saudita con 7.4 e Irán con 3.78.
La crisis en Venezuela.
El petróleo, ¿CULPABLE?
Tomo datos estadísticos de Venezuela
del año 2001 porque es la época más re-
presentativa en el sentido de bonanza en
este país en relación con el hidrocarburo,
pero en la actualidad en Venezuela, nada
es normal. En mayo, el presidente Nicolás
Maduro anunció un aumento en el salario
mínimo en un 60%, debido a este aumento
las tasas de inflación se elevaron en varios
cientos por ciento.
La tragedia humana en el país con las ma-
yores reservas de petróleo del mundo se
puede resumir en los números. La “Dieta
Maduro” como cínicamente le llaman en
Venezuela ya que tres cuartas partes de
los venezolanos han perdido un promedio
de ocho kilos de peso porque tienen dema-
siado poco para comer, la gente se muere
de hambre del Estado. El propio país pe-
trolero no produce suficiente comida, y
los barridos de gobierno a lo largo de las
importaciones para ahorrar divisas. El país
depende en gran medida de las importa-
ciones de alimentos y medicamentos, pero
muchos no lo pueden pagar. El saqueo y
el mercado negro están aumentando en
todas partes, la tasa de mortalidad infan-
til ha tenido un grado dramático y lo peor
es que esta tragedia no es ocasionada por
sequías, guerra, sanciones o un desastre
ambiental.
La economía de Venezuela tiene como
base principal el petróleo, alrededor del
90% de las exportaciones van a la cuenta
del oro negro, el petróleo se observa en
todas partes y se financia el presupuesto.
En 1998, el comunista Hugo Chávez fue
elegido presidente quien acuña el término
“socialismo del siglo 21”, expandiendo la
economía del país radicalmente. Naciona-
lizó miles de empresas y la economía no
tomó una base de producción distinta a
los hidrocarburos adquiriendo una terrible
enfermedad holandesa y el papel higiéni-
co, los alimentos básicos etc. tienen que
ser importado excepto el aceite.
DR. JESÚS RENÉ
OCAMPO HERNÁNDEZ

3534
RENÉ OCAMPO HERNÁNDEZ
CUALQUIER COSA MENOS LO
CORRECTO
A medida que el precio del petróleo estaba
llegando cada vez a nuevas alturas en la úl-
tima década, la estrategia de los socialistas
parecía estar funcionando. El país estaba
inundado de petrodólares pero en 2014 el
boom terminó abruptamente, de repente,
la moneda estaba desaparecida y el nuevo
régimen de Nicolás Maduro, quien se hizo
cargo de la dirección del país después de la
muerte de Chávez, se enfrentó a una deci-
sión desagradable, dejar el Bolívar en ma-
nos de las fuerzas del mercado lo que ha-
bría significado una devaluación masiva de
la moneda local, provocando que muchos
productos importados fueran más caros.
Por otra parte, Maduro decidió temiendo
por su popularidad, fijó el tipo de cambio
y el control de cambios introducidos. Las
empresas que querían importar algo te-
nían que demostrar que querían producir
algo de valor, pero los controles no actua-
ron formándose un mercado negro instan-
táneo. El gobierno respondió con un ma-
yor ajuste y con racionamiento.
La política económica de Maduro tuvo
consecuencias fatales. Por la falta de ma-
terias primas, la producción disminuyó rá-
pidamente en el país, la caída del precio
del petróleo y la mala comercialización en
curso ejerció presión sobre el presupuesto
del Estado. Maduro respondió a la falta de
ingresos y encendió las máquinas de im-
presión, por tanto, la inflación se disparó
en el mercado negro, hubo racionamiento,
el empleo de tarjetas se hace solo en días
designados en los supermercados, en los
hospitales se incrementa el desabasto en
medicinas, inclusive existe una gran falta
de oxígeno para los respiradores.
El petróleo es responsable de la tragedia.
Con el aumento de los precios y un número
correspondiente de petrodólares, las subi-
das de los tipos de cambio (en condiciones
normales) perjudicando a las industrias de
exportación debido a que sus productos
en el extranjero son más caros careciendo
del efecto de equilibrio.
¿Y LAS RESERVAS?
Normalmente, el mecanismo de reservas
es un común denominador de los países
exportadores de petróleo quienes tratan
de calmar este riesgo mediante la forma-
ción de reservas durante años con unas al-
tas reservas de petróleo y de divisas. Estos
bonos de reservas pueden ser operados y
son las que pagan por las importaciones
en los malos tiempos. Arabia Saudita, por
ejemplo, tiene cientos de miles de reservas
de dólares, otros países, como Noruega
toman el exceso de dinero para un fondo
estatal, gracias a los ingresos del fondo, el
riesgo originado por el petróleo puede ser
aminorado. Este fondo noruego tiene un
capital del equivalente de más de 900 mil
millones de francos
En Venezuela, sin embargo, el dinero gas-
tado por el chavismo se realizó con las dos
manos, de tal forma que del año 2000 al
año 2013, la proporción del gasto del esta-
do pasó del 28% al 40% del PIB de tal forma
que no existió acumulación de reservas.
Este aumento en el gasto del gobierno es
único en todo el mundo, el elevado gasto
tienen un precio, en lugar de aumentar las
reservas, según datos del FMI, las reservas
de 13 meses cayeron a menos de 3 meses.
Pero el gobierno perdió no sólo para acu-
mular reservas, las políticas económicas fa-
llidas y el miedo a sus oponentes provocó
que Maduro destruyera casi todo el sector
privado y que las empresas extranjeras
fueran expulsadas junto con el know-how
a través de la nacionalización. Hoy en día,
Venezuela produce menos y menos petró-
leo a pesar de las grandes reservas, pero al
final no sufre el gobierno, que sólo puede
mantenerse gracias a los militares en el po-
der, los que sufren son los venezolanos, la
gente.
Amables lectores que podemos decir so-
bre si el petróleo es o no culpable de la
situación que esta aconteciendo en Vene-
zuela. El nuevo socialismo que no es otra
cosa que tiranía al mando de un dictador
con claras enfermedades psicológicas y
psiquiátricas, es el común denominador
de estos países donde lo que menos im-
porta es el bienestar de la población y lo
principal es el chauvinismo ante el mundo
disfrazado de un estúpido sentimiento na-
cionalista. Un país con una gran riqueza,
con sentimiento nacionalista al mando de
un tirano, no puede caer en otra cosa más
que en la decadencia que lo va a llevar a
la quiebra, lo único que puede hacer, es
ser invadido con el pretexto de derrocar
al gobierno tirano pero lo que en realidad
sucede es que es un robo de los recursos
de este país disfrazado con la bandera de
libertad.
El petróleo provocó en Venezuela una clara
enfermedad holandés, descuidando todos
los sectores de la producción y enfocán-
dose únicamente en la industria petrolera,
sumando a esta enfermedad la decadencia
de la ignorancia y el sentimiento
absurdo de la clase política, está
provocando la muerte lenta pero
segura de esa gran nación.
Como siempre mis queridos lec-
tores, ustedes saquen sus pro-
pias conclusiones, pero demos un
pensamiento positivo para los ve-
nezolanos con un deseo de pron-
ta recuperación, paz y libertad.
DESDELAPERSPECTIVA

3736
DESDELAPERSPECTIVA
Es reconocida como una
de las más importantes
empresarias que se
desempeñan en el
ámbito del petróleo y
gas. Cuenta con treinta
años de experiencia en
seguros y fianzas para
el sector marítimo y de
energía. Actualmente
es Directora General de
NRGI Broker, empresa
que ha asegurado a varios
ganadores de las rondas
de licitación de la Reforma
Energética. Fue nombrada
consultora de la Agencia
de Seguridad, Energía
y Ambiente (ASEA) en
materia de aseguramiento
de responsabilidad
civil y responsabilidad
ambiental para el sector
hidrocarburos.
Actualmente es la asesora
de seguros del Comité de
Hidrocarburos del Consejo
Mexicano de Energía
(COMENER).
GRACIELA ÁLVAREZ
DAÑOS A LAS EMBARCACIONES
La contaminación ambiental es un problema muy complejo, por
Más del 80 % del transporte de mercancías se realiza por mar1
,
por eso el transporte marítimo es de fundamental importancia
para el comercio internacional. Según datos de la Conferencia de
Naciones Unidas sobre Comercio y Desarrollo (UNCTAD), la flo-
ta comercial mundial está compuesta por 89,464 buques, de los
cuales un 28.71% transporta petróleo y gas; 31.61% mineral de
hierro, cereales, carbón y 39.65% carga contenerizada2
.
Todas las embarcaciones están expuestas a diversos riesgos, de-
bido a las largas distancias que recorren, el tipo y volumen de la
carga transportada, los fenómenos naturales, la piratería, robo,
incendio, explosión, colisión, abordaje o varadura, negligencia del
capitán o tripulantes, entre otros.
Dichos riesgos pueden afectar la estructura de la embarcación (el
casco) o su maquinaria y equipo, como son motores principales,
calderos, compresores o bombas, cuya reparación puede resultar
muy costosa, considerando que se trata de grandes construccio-
nes, con maquinaria y equipo que puede ser de alta especialidad,
de acuerdo con la actividad que realizan.
Por ejemplo, un barco que realiza trabajos de exploración y ex-
tracción de petróleo cuenta con maquinaria y equipos con tecno-
logía especializada que son costosos y, por lo tanto, su reparación
o sustitución puede significar un importante desembolso econó-
mico.
Para evitar que ese costo deba ser absorbido completamente por
el armador u operador de la embarcación, es necesario contratar
un seguro de casco y maquinaria que es un instrumento financie-
ro muy eficaz para proporcionar cobertura en caso de sufrir un
siniestro durante la actividad marítima que cause daños al casco,
a la maquinaria o los equipos.
Entre las ventajas de este seguro se encuentran: 1) cubre aspec-
tos de gran riesgo en el transporte marítimo: varadura, abordaje,
incendio, echazón, baratería del capitán y en general todos los
accidentes en el mar, salvo las exclusiones; 2) el valor de la embar-
cación se conviene entre el asegurado y el asegurador, por lo que
se evita que las indemnizaciones en caso de siniestro se realicen
con base en un valor depreciado; 3) cubre avería gruesa, es decir
cuando se tengan que realizar gastos extraordinarios en un mo-
mento de peligro, con el fin de preservar la propiedad expuesta
en la aventura marítima.
En NRGI Broker, somos expertos en seguros de Casco y Maqui-
naria. Acércate a nosotros, con gusto te atenderemos.
1. http://www.imo.org/es/About/Paginas/Default.aspx; existen otras estimaciones que señalan que el porcentaje es de 90%. Ver Enriquez, José David. Trans-
portes y seguros para el comercio internacional, México, Porrúa, 2002, p. 3.
2. Informe sobre el Transporte Marítimo2015, disponible en http://unctad.org/es/Paginas/Publications/Review-of-Maritime-Transport-(Series).aspx

3938
DESDELAPERSPECTIVA
Maestra en Psicología
Social y Cultural de
la London School of
Economics and Political
Science. Con diez años
de experiencia en la
investigación social
del ámbito político
y comunitario. Socia
fundadora de Zsea
Investigación, miembro
de la International
Association for Impact
Assessment. Trabajó
como Directora de
Estudios Cualitativos
en la Oficina de
Presidencia de la
República (2013-2014),
como Consultora Sr. de
Relaciones Corporativas
y ha colaborado con
Organizaciones de la
Sociedad Civil como
Oxfam International.
ANA E. SUÁREZ
ZAMUDIO
IMPACTOS PSICOSOCIALES
DE PROYECTOS DE
INFRAESTRUCTURA
Las Evaluaciones de Impacto Social tienden a centrarse en los im-
pactos potenciales físicos que puedan generar los proyectos de
infraestructura. Por ejemplo, es común identificar daños a la salud
generados por el exceso de polvo que pueda generarse durante
la etapa de construcción o daños a infraestructura urbana que
pueda repercutir en la calidad de vida de los habitantes de comu-
nidades dentro de las áreas de influencia.
En pocas ocasiones consideramos aquellos impactos que es-
tán más relacionados a dimensiones de la vida que no son ob-
servables o cuantificables en primera instancia. Los impactos de
proyectos de infraestructura en la dimensión psicosocial son in-
cuestionables, pues todos tenemos claro que son características
valoradas en nuestra vida, pero es difícil considerarlas al tratarse
de la vida de otros, especialmente cuando estos otros son ajenos
o distantes a nuestro ámbito cotidiano.
El bienestar psicosocial es aplicado tanto en términos individuales
como colectivos. El concepto se centra en: “las formas de afrontar
los retos vitales y en el esfuerzo de las personas por conseguir sus
metas, así como también en las valoraciones que hacen de sus cir-
cunstancias y de su funcionamiento dentro de la sociedad. Incluye la
percepción de sí mismo; la capacidad de manejar el medio y la propia
vida de forma efectiva; la calidad de los vínculos; la creencia de que
la vida tiene sentido y significado a través del proyecto vital. De esta
manera, el bienestar implica necesariamente la valoración que los in-
dividuos hacen de las circunstancias y el funcionamiento dentro de la
sociedad”1
.
Si bien es cierto que no sólo los proyec-
tos de infraestructura alteran o impactan
el ámbito psicosocial, es importante mirar
más allá de los impactos físicos que se ge-
neran en las distintas etapas de los proyec-
tos. El cambio es permanente y general, y
no estamos preparados y adaptados para
ello; un ejemplo de este tipo de situación
es el incremento de casos de diabetes en
Chiapas atribuido a la construcción de ca-
rreteras en zonas tradicionalmente rura-
les.2
En la dimensión física la infraestructura
genera muchos impactos positivos, sin
embargo, la falta de entendimiento del fe-
nómeno en general y la dinámica bio-psi-
co-social que altera, puede desencadenar
situaciones ni siquiera vislumbradas antes
del diseño del proyecto.
Algunas preguntas que podemos plantear-
nos al diseñar un proyecto y desarrollar
una Evaluación de Impacto que considere
la dimensión psicosocial son:
- ¿Cómo vamos a afectar la calidad de vida
de la comunidad y de grupos vulnerables
en el corto, mediano y largo plazo?
- ¿Qué opinión prevalece y se predice so-
bre la autopercepción colectiva? ¿Vulnera a
la comunidad en cuanto a la posición que
ocupan frente a sus autoridades o dentro
del plan de desarrollo del país?
- ¿La comunidad se siente escuchada, to-
mada en cuenta, partícipe de la toma de
decisiones y en control de su entorno?
- ¿Los habitantes pueden seguir disfrutan-
do de sus casas, propiedades, medio am-
biente y relaciones sociales?
- ¿Se agudiza la débil relación de confianza
entre los habitantes y sus autoridades?
- ¿Atentamos contra el sentido de seguri-
dad y control que tienen los habitantes so-
bre su presente o su futuro?
- Tengan o no fundamento, ¿generamos
que los habitantes sientan preocupación o
angustia por las implicaciones que tendrá
el proyecto en su salud o medio ambiente?
- Como empresa desarrolladora ¿genera-
mos un ambiente que fortalezca la credibi-
lidad y confianza?
- Ante un pronóstico poco alentador para
los planes del desarrollador, ¿se estigma-
tiza a los opositores o individuos de la co-
munidad que no accedan a las propuestas
del desarrollador?
Si bien en los proyectos se incluye también
la visión de impactos positivos, estos de-
ben derivar siempre de las necesidades y
carencias comunitarias, tratando de abor-
dar los beneficios o perjuicios desde la mi-
rada de los impactados y no desde la con-
cepción de bienestar de los consultores o
desarrolladores. Mientras más dimensio-
nes de análisis sean incorporadas en las
evaluaciones, más sólida será la estrategia
para el manejo óptimo de riesgos sociales
y se incrementará con ello el potencial del
estudio para abonar a la “salud” integral del
proyecto y sus implicados.
1. “Los casos de diabetes se triplican en Chiapas durante los últimos 23 años.” http://www.animalpolitico.com/2017/08/chiapas-crisis-diabetes/1. Zubieta, E., Muratori, M., Fernández, O. (2012) Bienestar subjetivo y psicosocial: explorando diferencias de género.
http://pepsic.bvsalud.org/pdf/salsoc/v3n1/a05.pdf

Figura 1.0
Figura 1.2
4140
DESDELAPERSPECTIVA
Director de la unidad de
Inversión en Mercados
Energéticos Globales
(GEM) responsable del
desarrollo del portafolio
de servicios integrados
para brindar asesoría a
segmento Institucional,
Fondos de Inversión,
Soberanos y Privados.
Se enfoca en servir a las
empresas Canadienses
e Internacionales en los
sectores Energéticos
e Infraestructura las
cuales estén interesadas
en explorar las
oportunidades dentro de
la Reforma Energética en
México y Latino América.
Actualmente GEM se
especializa en asesorar a
las empresas Mexicanas
interesadas en obtener
financiamiento bursátil
en Canadá.
EDUARDO RODRÍGUEZ
LOS POCOS HOMBRES
CALIFICADOS (EXPERTOS
EN E&P)
Aun cuando hay muchas personas trabajando para el sector pe-
trolero O & G en México, los verdaderos expertos en Exploración
y Producción (E&P por siglas en Ingles) son animales raros. Los
mejores equipos de E & P salieron hace tiempo de la compañía
nacional de petróleo (NOC por sus siglas en ingles) para laborar
con las compañías internacionales o se han unido recientemente
a las nuevas privadas como Sierra Oil & Gas. Habiendo estableci-
do esto, existen una gran cantidad de expertos en E & P residien-
do en México, la mayoría de estos son de Argentina, Colombia y
Venezuela entre los países de América Latina con las mayor ex-
periencia en el sector. Desafortunadamente, estos expertos son
totalmente ignorados por los mexicanos porque muchos de ellos
“carecen de la experiencia mexicana” ... siendo esto una aberra-
ción.
NO TODOS LOS RIESGOS SON IGUALES EN E & P
Otra aberración en el mercado es que el riesgo es igual a través
del ciclo de valor de los hidrocarburos. Está bien documentado
que el riesgo de E & P se mitiga regularmente hasta el 75% entre
el primer descubrimiento y la evaluación de las reservas, durante
un ciclo de mercado regular, Fig. 1.0
Sin embargo, durante un ciclo a la baja en el mercado del crudo
forzado por la estrategia defensiva de mercado por el cartel mo-
nopolista de la OPEP, el eje X se desplaza hacia arriba creando un
escenario donde el riesgo se reduce a cero en el presente valor.
Lo que resulta en un escenario de ganancia en el fenómeno de
mercado conocido como Contango un fenómeno donde los fu-
turos tienen un precio más alto que los precios cotizados diaria-
mente en el mercado (spot) del crudo. Figura 1.2

4342
SECTOR PETROLERO DE MÉXICO
AMÉRICA LATINA ¿SÓLO PARA
BILLONARIOS?
Los requisitos de capitales presentados
dentro de la Ronda 1.1. Fueron de USD$
1 mil millones de capital, presentando una
imagen errónea para los inversionistas.
De hecho los inversionistas pueden partici-
par con fondos de capital privado como es
FEP para adquirir y desarrollar proyectos
de E & P en América Latina con un perfil de
bajo riesgo (brownfield) donde las valuacio-
nes exceden los NPV USD $ 300mm con
una aportación nominal de USD $ 1mm. En
el caso de FEP tenemos acceso a oportuni-
dades de adquisición con CAPEX menor a
los USD $ 100mm, estos activos son capa-
ces de generar rendimientos significativos
incluso a un precio de USD $ 35 / barril. El
costo promedio de producir en estos cam-
pos es USD $ 10 / barril y la valuación NPV
en un escenario negativo exceden los USD
$ 300mm.
Adicionalmente FEP tiene acceso a un di-
verso portafolio de oportunidades de in-
versión en empresas Canadienses de ser-
vicios petroleros como son perforación,
fracturación, bombeo, y tratamientos de
aguas residuales entre otras. Dichas com-
pañías pueden ser adquiridas en valores
menores a los de su liquidación y actual-
mente ofrecen exposición a los contratos
de exploración y producción dentro del
sector norte americano sin el riesgo de los
contratos de exploración en México.
Las valuaciones de las mismas exceden
los USD$100 mm pudiendo ser adquiri-
dustria ahora disponibles en otros países
América Latina (LatAm por sus siglas en In-
gles).
Para atraer a los socios adecuados y abrir
el flujo de capital intelectual necesario para
empujar nuestra industria al siguiente ni-
vel, debemos ser humildes, honestos y
abrir nuestras mentes al concepto de cola-
boración inclusiva.
LAS MEJORES MENTES FINANCIERAS
A LA TAREA
Durante las reuniones sostenidas con in-
versionistas institucionales, tuve el privile-
gio de dialogar con algunos de los profesio-
nistas más inteligentes y mejor preparados
de México todos CFA’s y MBA’s de las me-
jores escuelas de negocios alrededor del
mundo. Todos estos profesionales de las
finanzas contaban con vasta experiencia
en la gestión de activos para una diversi-
dad de sectores, desde el comercio mi-
norista hasta la alta tecnología, pero sólo
unos cuantos tenían experiencia en temas
relacionados con las infraestructuras ener-
géticas y muy contadas ocasiones estaban
familiarizado con la Exploración y Produc-
ción.
La mayoría de los ejecutivos eran gente
muy grata, educada y refinada, verdaderos
profesionales en todos los sentidos de la
palabra. La gran mayoría demostró gran
humildad y fortaleza intelectual al recono-
cer su falta de conocimiento del sector de
energía e infraestructura.
Curiosamente, un pequeño grupo entre los
menos experimentados y calificados en el
das actualmente entre USD$20mm y US-
D$50mm. Dichas operaciones cuentan con
capacidad de repago en un plazo de entre
24 y 36 meses a través de generar flujos
excediendo un TIR 20% anualizado y ge-
nerar ganancias de capital en múltiplos de
10X a 20X del valor inicial en un periodo de
5 a 7 años.
¿Se preguntarán si hay oportunidades simila-
res en México? ¿Quieren apostar?
METODOLOGÍA DE RIESGO-RIESGO # 1
SELECTIVIDAD
Al enfocarnos en la selectividad de acti-
vos y/o proyectos en lugar de en expandir
imperios podemos generar mejores ren-
dimientos ajustados al riesgo y con una
mayor sostenibilidad en el largo plazo. El
marco de gestión del riesgo de FEP invierte
el proceso de cabeza aplicando metodolo-
gías comprobadas en la práctica desde el
proceso operativo y financiero. Referencia
y liga al artículo de PwC sobre CAPEX Selec-
tividad.
LOS INGREDIENTES ADECUADOS NO
SON SUFICIENTE...
Aun cuando México tiene todos los ingre-
dientes requeridos para convertirse en
una superpotencia energética, incluyendo
ejércitos de mano de obra barata, cuencas
prolíficas capaces de producir al menor
costo y grandes cantidades de capital para
financiar proyectos. Para que México se
convierta en una superpotencia energéti-
ca necesitamos superar el paradigma del
cambio y atraer a talento experimentado
que aporte las mejores prácticas de la in-
manejo de activos demostró la mayor arro-
gancia de todos. Sus egos sobredimensio-
nados sólo coincidían con el tamaño de las
carteras de activos de sus firmas, lo que les
hacía sentir como expertos en todos los
sectores. Una mentalidad desconcertante
durante una época en la que incluso los
mejores expertos del mundo está tratando
descifrar el rompecabezas de las supues-
tas oportunidades dentro de los sectores
de energía e infraestructura de México.
¿Arrogancia un pecado capital o un pecado
al capital?
Por lo tanto, desde el punto de vista de la
administración de inversiones, uno de los
principales desafíos para impulsar el gran
auge esperado dentro del sector energéti-
co mexicano es no sólo la falta de conoci-
miento de los operadores, sino también la
arrogancia de un puñado de líderes dentro
del sector financiero quienes forjaron sus
fortunas dentro de los sectores (protegi-
dos) como son el inmobiliario de viviendas
de interés social.
Estos arrogantes personajes representan
el mayor peligro, no sólo para sus organiza-
ciones e inversionistas, sino también para
el sector energético mexicano y el siste-
ma del ahorro nacional y las pensiones de
los trabajadores. ¿Por qué? Debido a que
sólo tomaría algunas perdidas en inversio-
nes mayores para dañar la reputación del
nuevo sector con el público inversionistas,
al demostrar el mayor pecado al Capital, la
arrogancia.
DESDELAPERSPECTIVA
EDUARDO RODRÍGUEZ

4544
DESDELAPERSPECTIVA
Ingeniero químico y de
sistemas con maestría
en tratamiento de
petróleo pesado y
doctorado en catálisis
de la Universidad de
Ottawa, en Canadá.
Certificado en Dirección
de Proyectos, Gestión
de Riesgos en Proyectos
y Administración Ágil de
Proyectos. Evaluador
de proyectos del Fondo
de Innovación del
CONACyT. Profesor
de la cátedra virtual
de Administración
de Proyectos en
la Industria de los
Hidrocarburos de la
Universidad de Viña
del Mar, Chile. Ha
desarrollado proyectos
de implementación
de la oficina de
administración
de proyectos en
la Subdirección
de Distribución y
Comercialización de
Pemex Exploración
y Producción, y de
Dirección del Portafolio
de Proyectos en la
Subdirección de
Desarrollo de Campos
de la misma empresa.
DR. RAFAEL ALFREDO
DÍAZ REAL, PMP, PMI-
RMP, CSM
ECOPETROL, UN
SOCIO ESPERADO
Una de las petroleras que se esperaba también participara en
la Reforma Energética, era Ecopetrol; sin embargo, es hasta esta
ronda, la 2.1, que hizo sentir su presencia. Es un socio potencial
largamente esperado, dado su carácter latinoamericano, y que
evolución en un esquema que en un momento debería haber sido
el de PEMEX, pero que por muchas causas, principalmente políti-
cas, no se hizo.
La petrolera colombiana Ecopetrol anunció este Julio pasado que
abrirá una filial en México – aún sin fecha pre-establecida- para
llevar a cabo labores de exploración y extracción de crudo tras
lograr la adjudicación de contratos en el país.
Ecopetrol, controlada en su mayoría por el Gobierno, dijo en mayo
pasado que enfocará sus esfuerzos de los próximos 18 meses
en buscar oportunidades de compra de reservas de crudo livia-
no en el continente americano, aprovechando una caja de casi
$6,000,000,000 US con la que cerró el primer trimestre.
“Esta nueva subsidiaria, cuyo objeto social exclusivo será la explo-
ración y extracción de hidrocarburos, tendrá a su cargo la suscrip-
ción y ejecución de los contratos petroleros en los que Ecopetrol
participe en México, empezando por los recientemente adjudica-
dos para los Bloques 6 y 8 de la Ronda 2.1″, precisó la petrolera
en un comunicado en julio de 2017.
Después de un año en el que los precios del petróleo registraron
los índices más bajos de las dos últimas décadas y en el que el
principal gestor de los ingresos económicos del país es el crudo, la
empresa estatal Ecopetrol logró una utilidad neta de $536,777,656
US. Cifra positiva si se compara con las pérdidas de $1,308,395538
US que registró la entidad en 2015.
El reporte de los estados operacionales de la compañía petrolera
entregados este lunes por su presidente, Juan Carlos Echeverry,
significarán para el Estado $1,845,173,194 US en impuestos y divi-
dendos. Esta cantidad equivale a casi lo que proyecta recaudar la
Reforma Tributaria y 0,6% del Producto Interno Bruto (PIB).
El Gobierno Nacional de Colombia resaltó
las cifras e invitó a un gasto público más
eficiente, entendiendo que la mayoría de
los programas sociales se financian con
los tributos del petróleo. El presidente de
Colombia, Juan Manuel Santos, destacó
las ganancias de la compañía por más de
$503,229,053 US desde su cuenta de twi-
tter.
El ministro de Hacienda, Mauricio Cárdenas
y miembro de la junta de Ecopetrol, precisó
que los dividendos serán de $280,801,811
US. “Volvemos a tener una empresa que
entrega utilidades cuando el año pasado
no hubo e invertirá el doble del presupues-
to del año pasado en exploración y pro-
ducción de petróleo”.
La compañía invirtió $2,500,000,000 US y
enfocó sus esfuerzos en reducir costos,
producir barriles rentables y alcanzaron los
3,000 barriles de petróleo equivalentes por
día, ubicándose en 718,000 barriles. Ade-
más, la empresa priorizará inversiones.
Este año tendrán 17 exploraciones, de las
cuales cinco serán en la Costa Caribe y en
“próximas semanas se precisará en qué lu-
gares”, explicó Echeverry.
“Las cifras del año 2016 total muestran que
Ecopetrol tuvo una rentabilidad y utilidad
frente a 2015, pero cuando uno mira los
resultados del cuarto trimestre hubo una
baja del 40% del EBITDA”, analiza el geren-
te de Equity Research de Credicorp Capital,
Juan Camilo Dauder.
Esta reducción son correcciones contables
que no significan ajustes de caja. No tie-
nen efecto en el Ebitda, pero sí efectos en
la utilidad neta del año, explicó Dauder. “Si
la compañía encuentra este año un mejor
entorno petrolero, parte de esta reducción
podrían devolverse como algunos efectos
de la valoración petrolera”.
Germán Espinosa, presidente de la Cáma-
ra Colombiana de Bienes y Servicios Pe-
troleros (Campetrol), destacó que hay una
profunda transformación de Ecopetrol por
sus resultados operacionales. “Se está re-
virtiendo la tendencia financiera en esce-
narios con precios bajos”.
Sobre las exploraciones ‘offshore’, que ha-
cen parte de las inversiones de la compañía
en 2017, Germán Espinosa afirma que son
del más alto costo y riesgo en la industria
de hidrocarburos. “Ecopetrol cuenta con la
experiencia y empresas operadoras y de
servicios que seguro serán exitosas dentro
de la nueva economía del petróleo”.
La Junta Directiva de la compañía anunció
que propuso a sus socios
en la Asamblea de Accionistas, el pasado
31 de marzo, entregar dividendos ordina-
rios por cada acción de $23 COP (menos
de 5¢ US), gracias a las utilidades netas. Re-
cordemos que Ecopetrol tiene un esque-
ma mixto, donde los accionistas -incluido
el gobierno- realmente reciben dividendos
por la buena ejecución de la empresa, y el
esquema impositivo, le permite crecer sin
ahogarla.
Analistas consideran que es una buena
noticia para el inversionista de corto plazo
en medio de un panorama que sigue sien-
do incierto, porque el entorno no es claro
si las metas de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) se cum-
plirán en noviembre y si se mantendrán el
repunte del ‘fracking’ en EE.UU.

4746
RAFAEL DÍAZ
DESDELAPERSPECTIVA
La meta fiscal del Gobierno Colombiano
para los próximos años ha hecho pronós-
ticos como el de sostener una producción
de crudo superior a 900,000 barriles por
día (bpd) en los próximos 6 años y los pre-
cios internacionales se irán incrementando
desde $ 47 US por barril en 2017 hasta $
70 US por barril a finales de esta década.
LA HISTORIA DE ECOPETROL1
La reversión al Estado Colombiano de la
Concesión De Mares, el 25 de agosto de
1951, dio origen a la Empresa Colombiana
de Petróleos.
La naciente empresa asumió los activos re-
vertidos de la Tropical Oil Company que en
1921 inició la actividad petrolera en Colom-
bia con la puesta en producción del Campo
La Cira-Infantas en el Valle Medio del Río
Magdalena, localizado a unos 300 kilóme-
tros al nororiente de Bogotá.
Ecopetrol emprendió actividades en la ca-
dena del petróleo como una Empresa In-
dustrial y Comercial del Estado, encargada
de administrar el recurso hidrocarburífero
de la nación, y creció en la medida en que
otras concesiones revirtieron e incorporó
su operación.
En 1961 asumió el manejo directo de la
refinería de Barrancabermeja. Trece años
después compró la Refinería de Cartagena,
construida por Intercol en 1956.
En 1970 adoptó su primer estatuto orgá-
nico que ratificó su naturaleza de empresa
industrial y comercial del Estado, vinculada
al Ministerio de Minas y Energía, cuya vigi-
lancia fiscal es ejercida por la Contraloría
General de la República de Colombia.
la Escritura Pública número 5773 del 23 de
diciembre de 2005.
Con la transformación de la Empresa Co-
lombiana de Petróleos en la nueva Ecope-
trol S.A., la Compañía se liberó de las fun-
ciones de Estado como administrador del
recurso petrolero y para realizar esta fun-
ción fue creada La ANH (Agencia Nacional
de Hidrocarburos).
A partir de 2003, Ecopetrol S.A. inició una
era en la que, con mayor autonomía, ha
acelerado sus actividades de exploración,
su capacidad de obtener resultados con
visión empresarial y comercial y el interés
por mejorar su competitividad en el mer-
cado petrolero mundial.
Actualmente, Ecopetrol S.A. es la empresa
más grande del país y la principal compa-
ñía petrolera en Colombia. Por su tamaño,
pertenece al grupo de las 40 petroleras
más grandes del mundo y es una de las
cuatro principales de Latinoamérica – ac-
tualmente considerada la tercera petrolera
atrás de Petrobras y de PEMEX.
LOS OBJETIVOS ESTRATÉGICOS DE
ECOPETROL2
De acuerdo con los Estatutos Sociales, el
objeto social de Ecopetrol S.A.”es el de-
sarrollo, en Colombia o en el exterior, de
actividades comerciales o industriales co-
rrespondientes o relacionadas con la ex-
ploración, explotación, refinación, trans-
porte, almacenamiento, distribución y
comercialización de hidrocarburos, sus de-
rivados y productos.
Adicionalmente, forman parte del objeto
social de Ecopetrol S.A.
La empresa funciona como sociedad de
naturaleza mercantil, dedicada al ejercicio
de las actividades propias de la industria y
el comercio del petróleo y sus afines, con-
forme a las reglas del derecho privado y a
las normas contenidas en sus estatutos,
salvo excepciones consagradas en la ley
(Decreto 1209 de 1994).
En septiembre de 1983 se produjo la mejor
noticia para la historia de Ecopetrol y una
de las mejores para Colombia: el descubri-
miento del Campo Caño Limón, en asocia-
ción con OXY, un yacimiento con reservas
estimadas en 1,100 millones de millones
de barriles. Gracias a este campo, la Em-
presa inició una nueva era y en el año de
1986 Colombia volvió a ser en un país ex-
portador de petróleo.
En los años noventa Colombia prolongó su
autosuficiencia petrolera, con el descubri-
miento de los gigantes Cusiana y Cupiagua,
en el Piedemonte Llanero, en asociación
con la British Petroleum Company.
En 2003 el gobierno colombiano reestruc-
turó la Empresa Colombiana de Petróleos,
con el objetivo de internacionalizarla y ha-
cerla más competitiva en el marco de la in-
dustria mundial de hidrocarburos.
Con la expedición del Decreto 1760 del
26 de Junio de 2003 modificó la estructu-
ra orgánica de la Empresa Colombiana de
Petróleos y la convirtió en Ecopetrol S.A.,
una sociedad pública por acciones, ciento
por ciento estatal, vinculada al Ministerio
de Minas y Energía y regida por sus esta-
tutos protocolizados en la Escritura Pública
número 4832 del 31 de octubre de 2005,
otorgada en la Notaría Segunda del Circui-
to Notarial de Bogotá D.C., y aclarada por
1. La administración y manejo de todos los
bienes muebles e inmuebles que revirtie-
ron al Estado a la terminación de la antigua
Concesión De Mares. Sobre tales bienes
tendrá, además, las facultades dispositivas
previstas en la ley.
2. La exploración y explotación de hidro-
carburos en áreas o campos petroleros
que, antes del 1º de enero de 2004:
a) se encontraban vinculadas a contratos
ya suscritos o,
b) estaban siendo operadas directamente
por Ecopetrol S.A.
3. La exploración y explotación de las áreas
o campos petroleros que le sean asignadas
por la Agencia Nacional de Hidrocarburos -
ANH-.
4. Exploración y explotación de hidrocar-
buros en el exterior, directamente o a tra-
vés de contratos celebrados con terceros.
5. Refinación, procesamiento y cualquier
otro proceso industrial o petroquímico de
los hidrocarburos, sus derivados, produc-
tos o afines, en instalaciones propias o de
terceros, en el territorio nacional y en el ex-
terior.
6. Compra, venta, importación, exporta-
ción, procesamiento, almacenamiento,
mezcla, distribución, comercialización, in-
dustrialización, y/o venta de hidrocarbu-
ros, sus derivados, productos y afines, en
Colombia y en el exterior.
7. Transporte y almacenamiento de hidro-
carburos, sus derivados, productos y afi-
nes, a través de sistemas de transporte o
1. http://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/es/ecopetrol-web/nuestra-empresa/quienes-somos/acerca-de-ecopetrol/nuestra-historia 2. http://www.ecopetrol.com.co/wps/portal/es/ecopetrol-web/nuestra-empresa/quienes-somos/acerca-de-ecopetrol/nuestros-objetivos

48
RAFAEL DÍAZ
almacenamiento propios o de terceros, en el territorio nacional y en el
exterior, con excepción del transporte comercial de gas natural en el
territorio nacional.
8. Realizar la investigación, desarrollo y comercialización de fuentes
convencionales y alternas de energía.
9. Realizar la producción, mezcla, almacenamiento, transporte y co-
mercialización de componentes oxigenantes y biocombustibles.
10. Realizar la operación portuaria.
11. Realizar cualquier actividad complementaria, conexa o útil para el
desarrollo de las anteriores.
12. Garantizar obligaciones ajenas cuando ello sea estrictamente ne-
cesario dentro del giro de sus negocios y en el marco de su objeto
social, previa autorización de su Junta Directiva”.
Uno de los puntos a considerar sobre Ecopetrol, es que fue una em-
presa que siendo del Gobierno, supo evolucionar en tiempo y forma,
abriéndose lo suficiente al mercado, para darle seguridad a éste, tanto
interna como externamente. Donde los accionistas se sienten y saben
que realmente son dueños (y tienen los títulos), que es una empresa
que aporta su parte impositiva al estado, pero que, a la vez, éste le
permite crecer y evolucionar, situación que la hace un socio muy con-
fiable.

5150
DESDELAPERSPECTIVA
Politólogo por la
UNAM, colaborador en
investigación del Centro
de Estudios Políticos
de la misma institución.
Se desempeña en las
áreas de investigación
académica y consultoría
del sector energético. Es
estudiante simultaneo
de la Maestría en
Derecho Económico
de la Universidad
Panamericana, y del
Master en Estudios
Políticos del Programa de
Posgrado de la UNAM;
en este último desarrolla
una investigación sobre
el nuevo régimen del
sector hidrocarburos con
el respaldo del Conacyt,
En la IP se desempeña
como Editor en una
agencia de consultoría
y monitoreo de medios,
brindando apoyo
empresas del sector
energético e instituciones
gubernamentales.
Contacto.
Twitter @csr_rangel
y Mail: cesarrangel@
politicas.unam.mx
CÉSAR AUGUSTO
RANGEL GARCÍA
Un aspecto muy importante del diseño de los nuevos contratos
en materia de hidrocarburos fueron las metas de contenido na-
cional establecidas de forma obligatoria para cada contrato y cuya
principal función es generar valor agregado no solo en los tér-
minos recaudatorios establecidos en cada concurso de licitación,
sino para aquellas industrias de origen nacional que funcionan
como proveedoras de bienes y servicios para las amplias activida-
des que comprende la industria petrolera.
Los objetivos originales de establecer porcentajes obligatorios de
Contenido Nacional (CN) en los contratos para la exploración y
producción (E&P) de hidrocarburos parten del diseño de una po-
lítica de fomento económico enfocada en generar crecimiento en
las ramas industriales dependientes del sector energético.
El Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 estableció como meta
la promoción de un entorno de productividad y condiciones favo-
rables a través de la regulación del Estado en los sectores priori-
tarios. Como resultado de la reforma constitucional energética de
2013, se estableció en la Ley de Hidrocarburos que los contratos
y asignaciones para E&P debían alcanzar un determinado grado
de contenido nacional.
Al tratarse de una gama amplia de industrias involucradas, corres-
pondió a la Secretaría de Economía el diseño de la metodología
para medir el CN, así como la verificación de su cumplimiento en
los periodos programados.
El Contenido Nacional se definió como: el porcentaje que representa
el valor en pesos mexicanos de los bienes, servicios, mano de obra,
capacitación, transferencia de tecnología e infraestructura física local
y regional, del total del valor en pesos mexicanos de dichos rubros
como se define en la metodología1
.
LAS METAS DE CONTENIDO
NACIONAL EN LOS NUEVOS
CONTRATOS PETROLEROS
MEXICANOS
1. Diario Oficial de la Federación. Metodología para la Medición del Contenido Nacional para Hidrocarburos (…).
13.11.2014. URL: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5368123&fecha=13/11/2014
2. Rondas México. Contenido Nacional. Secretaría de Economía, Subsecretaría de Comercio. http://rondasmexico.gob.mx/wp-content/uploads/
SE_ContenidoNacional.pdf
Conforme al artículo 46 de la Ley de Hidro-
carburos, el CN debe alcanzar un porcen-
taje mínimo del 35% en cada contrato o
asignación, según sea el caso.
Para analizar este aspecto de forma prácti-
ca tomaremos los dos contratos derivados
de la primera licitación de la Ronda Uno
(R1-L1).
Los dos contratos adjudicados en la prime-
ra licitación (CNH-R01-L01-A7/2015 y CNH-
R01-L01-A2/2015) correspondientes a las
áreas contractuales 1 y 7 están obligados
en términos de CN a ajustar sus planes de
trabajo conforme los recursos humanos y
materiales de origen nacional en la dura-
ción del contrato.
Para ello, es considerado contenido nacio-
nal2
:
• Adquisición de Bienes
• Mano de Obra
• Servicios
• Transferencia de Tecnología
• Capacitación
• Infraestructura
Ambos contratos tienen una duración por
30 años del 4 de septiembre de 2015 a la
misma fecha en 2045, prorrogables hasta
por dos períodos adicionales de 5 años
bajo determinadas condiciones, por lo que
su programa de trabajo e incorporación de
cumplimiento de CN debe ajustarse del si-
guiente modo:
• En suma, el “periodo inicial” más el “perio-
do adicional” de la ase de Exploración de-
ben contar con un mínimo del 13%. Poste-
riormente, en el primer año de la fase de
Desarrollo debe alcanzar el 25% y a partir
del segundo año y al termino del contrato
deberá alcanzar el 35%.

5352
CÉSAR RANGEL
DESDELAPERSPECTIVA
Los porcentajes de metas de CN serán de-
terminados conforme a las características
de cada convocatoria de la ronda de lici-
tación, si bien para el caso de la primera
convocatoria se estableció un arranque del
13%, en el caso de la segunda convocatoria
(R1-L2) se estableció un porcentaje inicial
del 17% para exploración y para la terce-
ra convocatoria (R1-L3) se fijó en un 27%.
Estos porcentajes responden a las caracte-
rísticas técnicas de cada licitación, que en
todos los casos tendrán que alcanzar en la
Fase de Desarrollo el 35% establecido por
ley.
La Unidad de Contenido Nacional de la
Secretaría de Economía será la encarga-
da de verificar y establecer la metodología
mediante la cual se conceptualizará cada
definición como nacional para el caso es-
pecífico de estos dos contratos. Asimismo,
será la encargada de proporcionar y aglu-
tinar información relacionada a los provee-
dores de la industria petrolera, así como
incentivar inversiones a los contratistas en
áreas subdesarrolladas que pudieran fre-
nar las metas de CN para los contratos de
hidrocarburos. Esta meta demandará de
esta Unidad una gran coordinación y en-
tendimiento con las industrias que tendrá
que coordinar y establecer políticas de in-
centivo para no encontrar en los periodos
de los contratos momentos de escasez o
precios poco competitivos para el entorno
internacional.
Es muy importante contar con industrias
competitivas puesto que en el escenario
supuesto de no contar con suficiente ren-
tabilidad podrían relajarse los términos de
CN como hizo Brasil ante la caída del pre-
cio del barril en 2014.
tanto académicas como representantes de
las cámaras industriales.
La metodología para el cálculo del 35% de
CN se ajustará del siguiente modo:
Por otro lado, con base en el estudio técni-
co de los proyectos de aguas profundas
y ultraprofundas, se determinó que este
tipo de áreas no podían seguir la misma
metodología, por lo que el 29 de marzo de
2016 se publicaron en el DOF los valores
aplicables de CN para el caso de aguas pro-
fundas y ultraprofundas3
. Recordemos que
Para alcanzar estos objetivos, la Unidad de
CN creará un Registro Nacional de Provee-
dores que tendrá en cuenta de las empre-
sas nacionales interesadas en participar en
la industria y sus necesidades de desarro-
llo, también creará un fideicomiso público
para promover el desarrollo de provee-
dores y contratistas a través de financia-
miento, apoyo para la capacitación, inves-
tigación y certificación. Se contará con dos
consejos consultivos, uno para la industria
eléctrica y otro para sector hidrocarburos
en los cuales participarán instituciones
tirantes de agua superiores a los 500 mts
son considerados como aguas profundas,
mientras que, a partir de 1,500mts son cla-
sificados como ultra-profundas, ambos se
distinguen considerablemente de los de
aguas someras o de los proyectos terres-
tres por su amplia complejidad técnica y su
elevado riesgo financiero.
En al Acuerdo se establece que los valores
de CN que tendrán que alcanzar los pro-
yectos de esta naturaleza será de un 3%
para 2015 y 8% para 2025, esto representa
un periodo de 10 años de fase explorato-
ria.
En un informe de la Unidad de CN de la Se-
cretaría de Economía se detalla que “mien-
tras que un proyecto de inversión en aguas
someras puede representar un gasto de
inversión de alrededor de 1,200 millones
de dólares (mdd), un proyecto en aguas
profundas puede alcanzar magnitudes su-
periores a los 13 mil mdd.”4
Ello implicaría,
según detalla el informe, que la derrama
económica de este tipo de proyectos alan-
zará mínimos que rebasan los 600 mdd,
mientras que aquellos de aguas someras,
con porcentajes mayores de CN se ubica-
rán en poco menos de 300 mdd.
La cuarta convocatoria de la Ronda Uno
del 5 de diciembre de 2016 (R1-L4) com-
prendió 10 áreas contractuales de aguas
profundas con un modelo de contrato tipo
licencia5
. Para esos proyectos se estable-
ció que, adicional a la meta del 8% de los
10 años de la Fase Exploratoria, estos de-
bían alcanzar para la fase de Desarrollo y
Extracción un mínimo de 4% para desarro-
llo y finalmente un 10% para el periodo de
producción.

54
3. Diario Oficial de la Federación. Acuerdo de Contenido Nacional para Exploración y Extracción de Hidrocarburos en aguas profundas y ultraprofundas (...).
29.03.2016.
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5431313&fecha=29/03/2016.
4. Informe sobre los avances en la implementación de las estrategias para el fomento industrial de cadenas productivas en la industria de hidrocarburos (…).
Unidad de Contenido Nacional del Sector Energético. SE. 2016.
https://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/112839/Reporte_Congreso_Industria_Hidrocarburos_2016.pdf
5. Rangel García, César A. “Aguas profundas: la carta licitación de la Ronda Uno y el farmout en Trión”. https://www.oilandgasmagazine.com.mx/2017/02/
aguas-profundas-la-cuarta-licitacion-la-ronda-uno-farmout-en-trion/#.WYztL1HyhPY
El cumplimiento de estas metas es de mayor relevancia ya que signifi-
caría un importante impulso a la industrialización nacional colocando al
sector hidrocarburos como palanca de desarrollo de otras actividades
económicas además de resultar un contrapeso importante en la relación
con los Estados Unidos y Canadá, que ante la renegociación del TLCAN,
podría optarse por mayores metas de CN en otros sectores industriales
base.
En la actualidad las exportaciones mexicanas hacia el mercado nortea-
mericano cuentan con un bajo porcentaje de CN, lo que, si bien ha in-
crementado la competitividad de los precios de manufactura, parale-
lamente ha cerrado fuentes de empleo local y generado desacuerdos
mayormente por parte de los Estados Unidos al señalar que el Tratado
se ha convertido en la puerta de acceso de la manufactura china a través
de México.
En general, las exportaciones totales mexicanas cuentan con un prome-
dio del 26% de CN; en contraste, las de China ascienden a un 59%. Las
metas de CN se muestran en la actualidad como una alternativa de me-
nor desgaste y menor confrontación política ante ciertos efectos negati-
vos que ha generado el libre arancel en algunos sectores y regiones. En
el corto plazo son previsibles cambios y renegociaciones de los acuerdos
de libre arancel hacia una etapa de revisión por sectores, productos y
regiones por lo que, tanto las metodologías que definen estos términos,
como las metas originales planteadas en la reforma podrían incrementar
sus expectativas dando mayor relevancia a este tema.
CÉSAR RANGEL

5756
DESDELAPERSPECTIVA
Ingeniero Petrolero,
egresado de la Facultad
de Ingeniería UNAM. Se
ha desempeñado en la
Industria Petrolera, parti-
cipando en el desarrollo
y explotación de campos
del Litoral de Tabasco.
Formó parte de la 5ta
Generación del Progra-
ma Talento PEP 2015. Ac-
tualmente Especialidad
en Administración Ener-
gética en ITESM Campus
Sta. Fe
ING. ALEJANDRO
BAIZABAL GONZÁLEZ
GAS NATURAL,
COMBUSTIBLE DE
TRANSICIÓN ENERGÉTICA
Las nuevas políticas energéticas van encaminadas a mitigar las
emisiones de efecto invernadero, por ello el uso de gas natural,
también llamado combustible de transición energética, será deto-
nante en el desarrollo del país ya que consigue reducir entre 20
y 30% de contaminantes y es hasta 50% más económico que la
gasolina; se tiene como objetivo desarrollar un portafolio diversi-
ficado de energías para brindar mayor seguridad energética, por
ello nuestro país está desarrollando proyectos gasíferos de gran
magnitud.
En el periodo 2016 las importaciones representaron más del 70%
de la demanda nacional incrementándose desde 2010 en 188%,
además las reservas probadas han disminuido cerca de 40% de
2012 a la fecha, en la Figura 1 se observa como la brecha entre el
consumo y producción se incrementa y las importaciones crecen
aceleradamente; ante este escenario el país requiere garantizar
el abasto de combustible mediante la reactivación de proyectos
como la exploración y explotación de campos gasíferos, construc-
ción de infraestructura y almacenamiento, entre otros procesos
de la cadena de valor.
México tiene una capacidad limitada, es
decir, problemas en la integridad física de
sus equipos, rutas insuficientes de ductos
y almacenamiento hacia zonas del territo-
rio nacional, por ello se tienen en marcha
diversos proyectos y además fue creado el
Centro Nacional de Control de Gas Natural
(CENAGAS) quien será el responsable de
administrar y operar el Sistema Nacional
de Gasoductos.
La Secretaría de Energía se fijó como meta
la construcción de 10 mil kilómetros de ga-
soductos, representando una inversión de
16 mil millones de dólares y con ello incre-
mentar la red de transporte en 85% res-
pecto a 2012.
Actualmente se utiliza más del 40% de
gas natural para la generación de ener-
gía eléctrica en el país y el escenario indi-
ca que crecerá aún más como se muestra
en la Figura 2; el 80% del costo para ge-
nerar depende del precio del combustible
a utilizar, por ello la Comisión Federal de
Electricidad (CFE) promueve una estrategia
de reducción en combustibles caros y de
alta generación de emisiones que impul-
se proyectos de infraestructura eléctrica y
gasoductos para abastecer de gas natural
al país y además ampliar la generación de
energía eléctrica.

58
En 2012 nuestro país contaba con 11,347 kilómetros (km) de ga-
soductos, a la fecha se han añadido 2,386 km a la red nacional, y
se encuentran en desarrollo 6,694km para alcanzar más de 20 mil
kilómetros. Cabe destacar que la CFE promueve la construcción de
26 nuevos gasoductos con una longitud de aproximadamente 7,700
kilómetros y una inversión de 15,200 millones de dólares.
Hace unas semanas se anunció el arranque del gasoducto marino
Texas-Tuxpan de 800 kilómetros de longitud y una inversión de 3,100
millones de dólares que podrá transportar hasta 2 mil 600 millones
de pies cúbicos diarios, es decir, casi 40% de la demanda nacional en
2016 y requerirá un arduo trabajo de ingeniería y tecnología para su
tendido en el fondo marino.
Con estos proyectos se pretende crear un impacto positivo en el ám-
bito social, económico y ecológico al país, con miras a fortalecer la
seguridad energética y así eficiente los procesos con la participación
de inversionistas, además se debe dar seguimiento y regulación a las
importaciones masivas provenientes de Estados Unidos haciendo de
la revolución gasífera un reto más del país.
ALEJANDRO BAIZABAL

6160
Estas son las historias que cuentan los asistentes a mi cantina,
las cuales me permito compartir con ustedes esperando que las
encuentren divertidas todas son de dominio público y lo que se
trata es que ustedes tengan sus propias opiniones.
LACANTINADELCHARRO
rostro a PEMEX, y los resultados se
notan, sin embargo la productividad
será su reto al corto plazo, si es que
los cambios que se mencionan en el
gabinete del Presidente ENRIQUE
PEÑA NIETO no lo alcanzan, de ser
así, creemos que México ganaría un
excelente Secretario de Hacienda,
pero PEMEX perdería el mejor Director
General que se ha tenido en los últimos
años; Y decimos que la productividad es
el principal reto tal y como se ve en la
Refinería ING. ANTONIO DOVALI JAIME
de Salina Cruz, Oaxaca misma que tiene
una capacidad de procesamiento de
300 mil barriles diarios, y su producción
real sigue estando muy por debajo.
Ya que hablamos de gasolinas, datos
de la CRE se han otorgado más de
200 permisos, sin embargo, no se han
podido importar ya que no contamos
con la infraestructura tanto de
distribución como de almacenamiento
para respaldar esos volúmenes, ahí
un nicho de oportunidad para las
empresas especialistas en ese tipo de
infraestructura.
El ENCUENTRO INTERNACIONAL DE
ENERGÍA MÉXICO 2017, sigue contando
con entidades que se suman a este
esfuerzo, esto es el caso de la CNH,
CRE, CONUEE, COMENER, el SAT, la
SHCP, INGENIERIA UNAM en el Campo
Marte de la CDMX, es sin lugar a duda
el evento del año, lo mejor del sector de
la energía en México y algunas partes
del mundo en un solo lugar, evento por
invitación, este pendiente amable lector
recuerde 15 y 16 de noviembre.
10.5 millones de dólares es lo que las
autoridades Brasileñas han manifestado
que funcionarios mexicanos recibieron
como participación de la empresa,
esto en los dos últimos sexenios, el de
las manos limpias FELIPE CALDERÓN
HINOJOSA y el actual.
Se habla de que 19 personas han sido
interrogadas por la PGR, aparentemente
con la ayuda y colaboración de la nueva
administración de PEMEX.
También seguimos con el tema del
“Huachicol”, ahora resulta que dentro
del mapa delictivo aparece el estado
de Morelos, ese que “gobierna” GRACO
LUIS RAMÍREZ GARRIDO ABREU,
quien a todas luces está buscando
impunidad y ahora hasta delira y habla
con mi GENERAL EMILIANO ZAPATA
SALAZAR, no se ría amable lector que
es en serio, ahora es una parodia de
NICOLÁS MADURO, uno habla con
un pajarito y el otro con un General…
Bueno pues mucho se dice en la tierra
Morelense, que es el nuevo negocio
del gobierno estatal actual, ese mismo
que cobra comisiones hasta del 40%,
se piensa que las autoridades federales
tienen que urgentemente voltear al
estado vecino de la CDMX.
En relación también con el mercado
ilícito, se ha comentado en este templo
de la bebida y la botana, de una empresa
que se denomina QUIMICA LOGISTICS
que está en Querétaro, no juega
precisamente limpio con el mercado,
más delante les tendremos detalles…
Gran papel ha hecho JOSÉ ANTONIO
GONZÁLEZ ANAYA, dándole un nuevo
Llega agosto el mes de los huracanes y el tema
ODERBRECHT parece no parar para algunos
funcionarios o ex funcionarios que han salido muy
raspados con este tema, existe la controversia en el
INAI para dar a conocer finalmente a las personas
involucradas.

6362
parece que ganaremos un buen Secretario de Hacienda
que con esto perdemos un excelente Director General de PEMEX
que continúen los ineficientes y simuladores... Abur
Cualquier comentario o historia
que me quieran compartir, estoy
a su órdenes el siguiente correo
electrónico. Por ahora es tiempo
de cerrar nuestra cantina y por
ahí les seguiré comentando lo que
en los pasillos se platica. ¡Abur!
LO bueno
SECCIÓN DEL RECUERDO
LO MALO
LO PEOR
contacto@oilandgasmagazine.com.mx
@CantinaCharrito
LA CANTINA DEL CHARRO
LACANTINADELCHARRO
¿DE QUÉ SE HABLABA EN AGOSTO DEL 2014?
Por fin concluyó la integración de las leyes reglamentarias de la Reforma Energética, después
del mensaje a la nación que pronuncio el Sr. Presidente de la Republica ENRIQUE PEÑA
NIETO, el cual explico con claridad que compromisos adquiere tanto el Gobierno como el
Congreso a partir de la aprobación de las nuevas leyes en esta materia.
¿DE QUÉ SE HABLABA EN AGOSTO DEL 2015?
Otro tema que trae muy preocupados a unos y ocupados a otros, es la segunda licitación
de la ronda uno, cualquier cosa que mejore el 14% de eficiencia de la primera, será
ganancia… JUAN CARLOS ZEPEDA MOLINA, mandamás de la COMISIÓN NACIONAL DE
HIDROCARBUROS, anunció que hasta este momento hay 60 empresas interesadas en los 25
campos maduros terrestres, entre las que destacan CARSO OIL & GAS, PETROBAL, GRUPO
DIAVAZ y NEWPEK.
¿DE QUÉ SE HABLABA EN AGOSTO DEL 2016?
Ya que hablamos de malos negocios en PEMEX, que les parece la compra de la empresa
AGRO NITROGENADOS, empresa de ALTOS HORNOS DE MÉXICO (AHMSA), en la que
se dice intervino un personaje siniestro en la historia empresarial de este país, llamado
FABIO COVARRUBIAS, quien recibió más de 680 Millones de dólares, esto aprecia ser
uno de los últimos negocios en los que intervino EMILIO LOZOYA AUSTIN y que hoy la
nueva administración de la otrora primera empresa del país tendrá que enfrentar, al
haber comprado carísimo un grupo industrial de producción de fertilizante con 30 años de
antigüedad y los últimos 14 sin usar.

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ACTUALIDAD
ACTUALIDAD ESCUCHA LAS NOTICIAS ACTUALES
Durante la 36ª sesión extraordinaria
del órgano de gobierno de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos (CNH) se
avaló que la Secretaría de Energía migre
tres asignaciones en aguas profundas
de Petróleos Mexicanos (Pemex) a un
contrato de licencia para asociación.
De esta forma Pemex podrá buscar
un socio que le ayude a desarrollar
tres asignaciones que se ubican en el
Cinturón Plegado Perdido en aguas
profundas del Golfo de México.
Se trata de las asignaciones AE-0077-
M-Cinturón Plegado Perdido-03, AE-
0082-2M-Cinturón Plegado Perdido-08
y AE-0110-Cinturón Plegado Perdido-09.
Las tres áreas tienen un área de mil 524
kilómetros cuadrados con un potencial
de producción de 120 mil barriles diarios
de petróleo.
IEnova y Valero firman contrato de
capacidad para la terminal marina
en Veracruz
CNH avala migración de tres asignaciones
de Pemex a licencias
IEnovaanunciólafirmadeuncontratoconunasubsidiariadeValeroEnergyCorporation
respecto a la capacidad de la nueva terminal de almacenamiento de Veracruz. Como
se informó el mes pasado, IEnova ganó el concurso convocado por la API de Veracruz
para la cesión de derechos concesionados durante 20 años a fin de construir y operar
una terminal marina de recibo, almacenamiento y entrega de hidrocarburos.
Adicionalmente, IEnova construirá y operará dos terminales de almacenamiento de
refinados que estarán ubicadas estratégicamente en la zona de Puebla y la Ciudad de
México y cuya capacidad inicial será de 500 mil y 800 mil barriles, respectivamente.
La capacidad de las terminales de Puebla y la Ciudad de México también ha sido
contratada por Valero. El proyecto en su conjunto, incluyendo la terminal marina y las
dos terminales terrestres, representa una inversión de 275 millones de dólares.

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ACTUALIDAD
El órgano regulador asegura que se trata de un descubrimiento en estricto sentido
técnico,envirtuddequeloshidrocarburosencontradossonatribuiblesalaperforación
del pozo exploratorio Zama-1. No hay registro de algún pozo exploratorio perforado
previamente dentro del área contractual o en la estructura geológica perforada por
Zama-1, que haya reportado la existencia de hidrocarburos.
El 20 de febrero de 2017 la CNH emitió la autorización para la perforación del pozo
exploratorio Zama-1, ubicado en aguas someras, con un tirante de agua de 166
metros y una profundidad total programada de 4,400 metros debajo del nivel medio
del mar.
El pozo Zama-1 concluyó su perforación el 31 de julio de 2017, con una profundidad
total de 4,109 metros bajo el nivel medio del mar, sin reportar hallazgos de
hidrocarburos en intervalos más profundos.
De acuerdo con las pruebas realizadas por el Contratista, indican que se trata de
aceite de 30° API con gas asociado y las estimaciones iniciales de petróleo original en
sitio en el yacimiento, oscilan entre 1,360 y 2,000 millones de barriles.
Zama-1 se trata de un descubrimiento
en estricto sentido técnico: CNH
Las petroleras internacionales, Repsol, Chevron, Total y Statoil saco a todos los
trabajadores extranjeros que laboraban en Venezuela, debido a la crisis política que
vive el país.
Los trabajadores de Repsol dejaron el país la semana pasada, permaneciendo un
pequeño número de trabajadores nacionales, mientras que Chevron envió a Estados
Unidos a los 10 empleados extranjeros que laboraban en el país.
Mientras que Statoil repatrio a su ultimo trabajador días antes de la elección del 30
de julio.
Por su parte, la francesa Total removió a los trabajadores extranjeros y aseguraron
en un comunicado que podrán regresar solo si la tensión social y política disminuye.
El Consejo de Administración de
Petróleos Mexicanos (Pemex) aprobó
que se iniciará el proceso de búsqueda
de un socio para uno de los mayores
centros de procesamiento en la costa
de Tabasco asegura un reporte de
Bloomberg.
De esta forma la empresa productiva
del estado busca atraer inversionistas
que le ayuden a mejorar la producción
mientras mejora su situación financiera.
El principal enfoque del Plan de
Negocios de Pemex es generar alianzas
y sociedades que le permitan cumplir
estos objetivos.
El objetivo de esta medida es desarrollar
una alianza con un socio líder en el
mantenimiento de instalaciones costa
afuera para reducir los costos operativos
y mejorar la operación.
Pemex busca socio para complejo en altamar
Chevron, Total, Statoil y Repsol saca a
su personal de Venezuela

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ACTUALIDAD
Brasil supera a México y Venezuela como
principal productor de crudo
Brasil se convirtió en el décimo productor de petróleo en el mundo y el mayor
en América Latina al producir durante el mes de junio 2.6 millones de barriles
diarios de petróleo, superando el ritmo de extracción de México y Venezuela.
De acuerdo a cifras de la Agencia Nacional del Petróleo de Brasil (ANP), este
último tuvo un crecimiento en la producción de 3.2% en 2016.
Mientras que en nuestro país produjo en junio de 2017, 2.01 millones de
barriles diario de petróleo, una caída del 7.01% en comparación con el 2016.
Venezuela experimenta una fuerte caída en su ritmo de extracción, pasando
de 2.3 millones de barriles en 2016 a 1.6 millones de junio de este año.
Durante la octava sesión ordinaria del órgano de
gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH) se dio a conocer que ocho empresas ya
concluyeron la inscripción a la licitación de los
farmouts Ayin Batsil, Cárdenas-Mora y Ogarrio.
Al día de hoy 16 empresas han mostrado interés de
las cuales la mitad ya se inscribieron a la licitación,
se trata de:
1. CNOOC
2. Sierra Oil & Gas
3. Tecpetrol
4. Gran Tierra
5. DEA Deutsche Erdoel
6. Petrobal
7. Cheiron Holdings
8. Ecopetrol
Sin embargo, a diferencia de las licitaciones de las
rondas donde la lista de calificados se conoce antes
del evento, en esta ocasión la lista final de inscritos
a la licitación no se conocerá hasta el día de la
subasta.
Ocho empresas van por los farmouts de Pemex
La empresa española ACS, anunció que invertirá 500 millones de dólares en la
explotación de tres campos de gas en nuestro país.
Los bloques ubicados en la Cuenca de Burgos tienen reservas por 350 mil millones
de pies cúbicos de gas y un millón de barriles de condensados, los cuales fueron
subastados durante la segunda licitación de la Ronda Dos.
Los campos fueron otorgados a la empresa Iberoamericana de Hidrocarburos, la
cual es socia de Cobra la cual pertenece al grupo ACS.
Cobra ya explota tres campos en nuestro país y tres más en Colombia, con lo cual
se espera que el grupo produzca 40 mil barriles diarios en los próximos años.
Española ACS invertirá 500 millones
de dólares en México

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La industria eléctrica mexicana evoluciona a través de diversos mecanismos
que la Reforma Energética estableció, uno de ellos son las Subastas de Energías
Limpias, resultado de las dos primeras, se construirán 52 centrales con una
inversión de 6 mil 600 millones de dólares. Para hacer posible el desarrollo de
los proyectos de tecnología limpia, el financiamiento es de suma relevancia ya
que se requieren de estructuras de crédito eficientes, al mismo tiempo que
sean accesibles para los inversionistas, afirmó el Secretario de Energía, Pedro
Joaquín Coldwell.
Los proyectos que serán financiados son ganadores de la segunda Subasta
Eléctrica, el primero es el Parque Eólico de Reynosa III de la empresa Zuma
Energía que se ubicará en Tamaulipas, con una capacidad de 424 megawatts y
una línea de transmisión de 19 kilómetros. Ésta central tendrá una inversión de
330 millones de dólares con la participación de Bancomext, Nafin y Banobras.
El segundo proyecto es el Parque Eólico El Mezquite con capacidad de 250
megawatts, estará a cargo de la empresa Cúbico y se localizará en Nuevo León.
Para dicha obra, el financiamiento provendrá de Bancomext y de Banobras, así
como del Banco Norteamericano de Desarrollo y cuya inversión total ascenderá
a casi 240 millones de dólares, explico el Secretario Pedro Joaquín Coldwell.
Se presentaron los primeros cierres financieros de
proyectos ganadores de las Subastas Eléctricas
ACTUALIDAD
El presidente de la petrolera estatal rusa Rosneft, Ígor Sechin, dijo que la empresa
seguirá trabajando en el sector de los hidrocarburos en Venezuela y aseguró que
“jamás se marcharan de Venezuela”
Sechin, dijo que Rosneft no se dedica a la política, sino a desarrollar proyectos de
exploración y producción en el país sudamericano, en el cual extraen 9 millones de
toneladas de petróleo.
Por lo que el ejecutivo aseguró que seguirán estrechando relaciones con el sector
de los hidrocarburos con PDVSA, con la cual operan cinco proyectos de exploración
y producción.
China obtuvo gas natural a partir
del hidrato de metano anunció el
Ministerio de Tierra y Recursos.
Una plataforma de perforación
ubicada en la costa sureste de
China produjo un total de 309 mil
metros cúbicos de gas natural a
través del hidrato de metano.
El hidrato de metano, es metano
atrapado dentro de cristales de
agua y había sido identificado
como una fuente para la
producción de gas metano. China
es el país con más reservas de
hidrato de metano en el mundo.
El gobierno chino anuncio el año
pasado el descubrimiento de dos
depósitos de hidrato de metano
con reservas por 100 mil millones
de metros cúbicos.
China obtiene producción de gas a través
de hidrato de metano
Jamás nos iremos de Venezuela: Rosneft

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REPORTAJE
EMILIO LOZOYA AUSTIN…
¿CULPABLE
O INOCENTE?
Nuevamente el Director de Pemex de 2012 a
2016 fue vinculado con actos de corrupción, esta
vez en el caso Odebrecht.
Emilio Ricardo Lozoya Austin, Egresado de Harvard, el Instituto Tecnológico
Autónomo de México (ITAM) y la Universidad Nacional Autónoma de México
(UNAM); hijo de Emilio Lozoya Thalmann; nieto de Jesús Lozoya Solís; titular de la
hoy desaparecida Secretaría de Energía, Minas e Industria Paraestatal en 1993 y
Director de Pemex por cuatro años es acusado abiertamente de haber recibido
10 millones de dólares por parte de la empresa Odebrecht.
Tal denuncia está sustentada con documentos obtenidos por el diario brasileño
O Globo y los testimonios de Luis Alberto de Meneses Weyll, ex director de
Odebrecht en México, Luiz Mameri, miembro de la Junta Directiva de Odebrecht
e Hilberto da Silva, ex operador de la oficina de Operaciones Estructuradas de
Odebrecht donde relatan paso a paso las transacciones ‘ilegales’ de Lozoya
Austin.
En estas declaraciones se asevera un primer pago efectuado a comienzos de
2012, justo cuando Enrique Peña Nieto estaba en campaña presidencial; esta
primera transferencia fue por la cantidad de 4.1 millones de dólares y emitidos
a dos cuentas que el mismo Lozoya proporcionó en Tortola, una de las Islas
Vírgenes Británicas.
Por
Daniela Loredo