Oil & Gas Magazine No.63

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Oil & Gas Magazine es propiedad de Mercadotecnia y Negocios
AplicadosBECGONSAdeCVlacualesmarcaregistradaanteelInstituto
Mexicano de la Propiedad Industrial (IMPI) Registro No. 1379127. Año
4 No.63 Fecha de publicación 26 de junio de 2018. Revista digital
mensual, editada y publicada en México por Editorial BECGON, Av.
Cuauhtémoc 45 Int 22 Col. Amatitlán Cuernavaca, Morelos CP. 62410.
Númerodecertificadode Reservadederechosexclusivosdeltitulo“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. Av. Cuauhtémoc 45 Int 22 Col. Amatitlán
Cuernavaca, Morelos CP. 62410.
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DE NOTICIAS DEL SECTOR OIL & GAS A NIVEL MUNDIAL
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DIRECTORIO
Gabriel Becerra Chávez-Hita
DIRECTOR GENERAL
Jorge Arturo Castillo,
Depositphotos,
Pemex ,Sectur y Onexpo
FOTOGRAFÍAS
César Bolaños
CORRECTOR DE ESTILO
Jorge Arturo Castillo
REPORTERO
Andrea Honorato
DISEÑO
Gabriel Becerra
MERCADOTECNIA
Daniel González
FINANZAS
Fernando Dingler
TECNOLOGÍAS DE LA
INFORMACIÓN
Editorial BECGON
WEB, COMUNITY MANAGER
COLABORADORES:
Marcial Díaz, Ramsés Pech,
René Ocampo, Rafael Díaz,
César Rangel, Alejandro Baizabal,
Erik Priego y Ayax Gutiérrez.
LAS PUBLICACIONES DE LOS COLA-
BORADORES SON RESPONSABILI-
DAD DE LOS AUTORES Y NO NECE-
SARIAMENTE REFLEJAN EL PUNTO
DE VISTA DE OIL & GAS MAGAZINE.
MAYO 2017
DESCÁRGALA AQUÍ
Andrés Manuel López Obrador,
Ricardo Anaya y José Antonio
Meade son tres visiones de país
y de lo que hay que hacer con
las políticas públicas en los
diferentes órdenes
¿QUE PIENSAN LOS PRESIDENCIABLES
SOBRE LA REFORMA ENERGETICA?
JUNIO 2018
Jorge Arturo Castillo
EDITOR

54 EDITORIAL
A lo largo de la campaña hemos visto dos versiones de lo
que podría ser el futuro energético de nuestro país, por
un lado, la revisión y eventual continuidad de las rondas
de licitación de áreas de exploración y producción, posi-
ción que ha sido defendida por el ala menos radical de la
coalición.
Olga Sánchez Cordero, elegida por Andrés Manuel López
Obrador candidato por Morena a la presidencia de la re-
pública, como secretaría de Gobernación, dijo en una
entrevista que de ganar las elecciones no se cancelará la
reforma energética.
“Le voy a llevar el plan para la transición (a Peña Nieto) y
un punto que voy a tratar es que ya no sigan entregando
el petróleo ni a nacionales ni a extranjeros”, señaló en su
gira por Poza Rica, Veracruz.
Mientras que Carlos Urzúa posible secretario de Hacienda
con Andrés Manuel López Obrador si gana las elecciones
“Definitivamente queremos más inversión extranje-
ra, no solo inversión mexicana y estamos abiertos a
cualquiera, con la excepción de que vamos a dete-
ner las licitaciones petroleras” aseguró Urzúa.
Sabemos que nuestro país requiere de la ayuda de
privados si queremos recuperar en algunos años
los niveles de producción que vivimos en 2004,
cuando la producción de crudo en nuestro país
alcanzó los 3.8 millones de barriles diarios.
La empresa productiva del es-
tado, invirtió en su mejor mo-
mento 16 mil 500 millones de
dólares en exploración y pro-
ducción, esto con importantes
emisiones de deuda.
y producción, ya que la empresa no cuenta y no
contará con los recursos necesarios para impul-
sar la producción a los niveles que se necesitan.
Esperamos que en los próximos meses veamos
la continuidad de las rondas de licitación y las
asociaciones de Pemex, si es que no quere-
mos depender aún más de las importaciones
de hidrocarburos.
EDITORIAL
EDITORIAL
A una semana de las elecciones presidenciales y ante el
inminente triunfo del candidato de la coalición “Juntos
Haremos Historia”, muchas voces dentro del sector ener-
gético nacional se preguntan qué Andrés Manuel López
Obrador veremos tras el primero de julio.
Y por otro lado tenemos la cancelación de las rondas y
las asociaciones en Petróleos Mexicanos, discurso que el
candidato ha repetido en varias ocasiones en sus mítines
en las zonas petroleras.
el próximo primero de julio dijo en una entrevista con el
“Financial Times” que están abiertos a la inversión ex-
tranjera, pero no en el sector energético.
El nivel de inversión que necesita
nuestro país para llegar a 2.8 millones
de barriles es de 26 mil millones de
dólares, de acuerdo a infor- mación de
“Pulso Energético”.
México y Pemex necesitan que
s e c o n t i n ú e c o n l a s
asociaciones de privados en la
exploración

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ÍNDICE
11.
12.
70.
76.
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96.
110.
112.
Data
Perfiles
La Cantina Del Charro
Actualidad
Reportajes A Profundidad
Eventos
Destinos
Estilo De Vida
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ÍNDICE

98 ESTE MES NOS ACOMPAÑAN COLABORADORES
M A R C I A L D Í A Z I B A R R A
Es Abogado Consultor del Sector Energía, con estudios
en Administración Pública. Con 15 años de experiencia
dentro del sector, colaboró en la Dirección Jurídica
de Pemex por más de 10 años, y 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
articulistaenmediosespecializadosdelsectoryconferencista.
R A M S È S P E C H
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.
R E N È O A M P O
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.
Miembro de World Wide Pipeline Integrity
Management Circle y miembro de Oil and Gas
Alliance.
R A F A E L D Í A Z
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
delCONACyT.ProfesordelacátedravirtualdeAdministraciónde
Proyectos en la Industria de los Hidrocarburos de la Universidad
de Viña del Mar, Chile.
COLABORADORES
A L E J A N D R O B A I Z A B A L
IngenieroPetrolero,egresadodelaFacultad
de Ingeniería UNAM. Se ha desempeñado
enlaIndustriaPetrolera,participandoen
el desarrollo y explotación de campos
del Litoral de Tabasco. Formó parte de
la5taGeneracióndelProgramaTalento
PEP 2015. Actualmente Especialidad
en Administración Energética en ITESM
Campus Sta. Fe
E R I K M A N U E L P R I E G O B R I T O
Socio Fundador de la Firma Priego Brito, reconocido
por su intensa trayectoria y aportaciones al sector
energético. Sus propuestas, investigaciones y
diseños legales en materia de prevención, blindaje
integral, inteligencia e impacto social, compliance y
due diligence han revolucionado algunas áreas de la
industria y la academia.

1110 DATAESTE MES NOS ACOMPAÑAN
COLABORADORES
C É S A R A U G U S T O R A N G E L G A R C Í A
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,ydelMasterenEstudios
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.
A J A X G U T I É R R E Z V I L L A S C Á N
Licenciatura en Derecho concluida con un promedio
general de 9.42, en la Facultad de Derecho de la
Universidad Nacional Autónoma de México, Campus
Ciudad Universitaria.
Desarrollando la tesis intitulada: “REGULACION FISCAL
DE LAS EMPRESAS PRODUCTIVAS DEL ESTADO, SU
ORIGEN,DESARROLLOEIMPLEMENTACIÓN”,paraobtener
el grado académico de Licenciado en Derecho.

1312
LA TECNOLOGIA ES YA UN SOCIO
ESTRATEGICO PARA LAS EMPRESAS DE
OIL & GAS
JUAN SADURNI
El estudio de la consultora resalta,
como mensaje central, que las
refinerías no utilizan de manera integral
el potencial de la digitalización y fallan
en capturar el máximo valor que puede
derivarse de ellas. Sin embargo, través
de la combinación de tecnologías, de
su escalabilidad y de la readaptación
de la fuerza de trabajo para utilizarlas
de una forma adecuada, se podrá
establecer un mejor cimiento para
la digitalización y, así, lograr una
operación más eficiente con todo lo
que esto conlleva.
PERFILESACCENTURE
JORGE ARTURO CASTILLO
DIRECTOR GENERAL DEL ÁREA DIGITAL DE ACCENTURE

1514 PERFILES
convertimos en el brazo de operación de tal o
cual empresa en este segmento. Tenemos dos
bloques más al centro: Technology y Digital”.
Detalla que Digital es mucho más cercano a
las nuevas tecnologías, por toda la cultura
de transformación digital, nube, Big Data,
analítica, interactividad, industria X.0, etcétera.
“En tecnología está mucho más asociado a la
implementación y desarrollo de aplicaciones,
software, ectétera. Trabajamos con las grandes
implementaciones de SAP, de Oracle y otras
soluciones”.
UNA FIRMA PRESENTE DE PUNTA A PUNTA
El directivo insiste: “Estamos integrados en
todalacadena,depuntaapunta,yadiferencia
de muchas compañías que son consultoras
nada más o que son de implementación
tecnológica o que son empresas en donde
se hace una replicación de algún proceso,
nosotros buscamos integrar todo eso en una
sola cadena”.
Sobre la encuesta La refinería digital, explica
que la firma las hace de manera rutinaria, en
algunas ocasiones de manera anual en ciertos
segmentos industriales, como el de energía.
“¿Quéesloquebuscamoscontodoesto?Tener
una vista completa del segmento industrial y
establecer benchmarks muchos más claros
que permitan saber cuáles son las principales
acciones de la industria en su conjunto”.
Lo anterior ayuda a identificar ciertas
macrotendencias. “Mucho del valor agregado
Y explica: “Nosotros estamos divididos por
industria y la industria de recursos es uno de
nuestros cuatro bloques; en particular, Oil &
Gas y, en general, energía es uno de los pilares
fundamentales. A nosotros nos gusta pensar
que somos una cadena de servicios, en donde
nos alineamos con nuestros clientes a lo largo
de toda la vida natural del proceso”.
En la parte de la consultoría industrial Accen-
ture se enfoca en desarrollar personas que ten-
gan mucho conocimiento especializado, por
lo cual con frecuencia integran personal que
trabajaba en el segmento, otras veces es gente
desarrollada en el seno de la empresa, o bien,
especialistas en algún tipo de servicio y que se
involucró mucho dentro de la industria. Por lo
regular requiere gente con un nivel de sofisti-
cación, para estar al tú por tú con personas en
la industria de energía, que es altamente espe-
cializada.
EN OIL & GAS EL CLIENTE ES DISTINTO
A diferencia de muchas otras industrias, dice,
el tipo de cliente es distinto, porque no es lo
mismoelsectorbancariootelecomunicaciones
o de productos de consumo, a como piensa,
por ejemplo, una refinería, una minera o como
lo piensa una petrolera. “El argumento de que
hayespecializaciónindustrialesmuyrelevante
aquí”.
En la parte de operaciones, explica, se toma
alguno de los componentes de la cadena y se
le ofrece un servicio de reducción de costos,
de mayor eficiencia, etcétera. “Nosotros nos
ACCENTURE
“La tecnología antes era sólo un proveedor de
algunas soluciones, pero hoy por hoy se ha
convertido en un socio estratégico de toda la
empresa, sobre todo de las partes operativas”.
“Para completar la fotografía de las
tendencias, no invertir en digital conlleva
riesgos importantes. 67% de las personas, nos
contestaron que el hecho de no invirtir en
tecnologías digitales nos quita ventajas
competitivas, discapacita en la reducción de
los costos, disminuye los márgenes y reduce
la confiabilidad en las plantas, etcétera. La
conclusión fue que se pierde posicionamiento
y ventajas competitivas”.
“En la medida en la que la empresa del sector
Oil & Gas tenga bien entendida la capacidad de
beneficiarse por los complementos digitales y
que tenga a la gente y los procesos correctos,
con la convergencia necesaria para que eso
ocurra, el negocio será exitoso”.
“En Accenture tenemos una producción de
materiales fenomenal, por lo cual siempre
creamos informes para diferentes industrias. A
veces son temas de Oil & Gas, en otras de
consumo, bancos, tecnología, etcétera; en
realidad, lo que hacemos como Accenture es
producir ideas y ver la forma de ayudar a
nuestros clientes a vender más, o ser más
eficientes, a reducir sus riesgos y a tener mejor
presencia de marca. Por ello todo el tiempo
producimos mucho acervo de información”,
resalta en entrevista con “Oil & Gas Magazine”
Juan Sadurni, gerente de Innovación de
Accenture.

1716
de lo que hacemos con este tipo de estudios
es justo encontrar las tendencias. En esta
encuesta se entrevistaron a 170 ejecutivos de
compañías de refinación. Ésta es una encuesta
que se hizo también el año pasado: alrededor
de10%tienealgúncargodeDirecciónEjecutiva
y de ahí hacia abajo. En general intentamos
cubrir diferentes funciones de las empresas
para que la vista sea completa. Todo el mundo
está representado, en particular, en América
Latina, tuvimos el 11.6% de las respuestas, lo
cual nos permite tener una vista bastante clara
de hacia dónde se ha movido la industria”,
comparte.
UN MAR DE CAMBIOS
El directivo expresa: “La industria, como
todas las demás, de una forma muy particular
enfrenta unos cambios muy profundos.
Tenemos la volatilidad tradicional, pero tal vez
exacerbadaenlaofertaylademanda;tenemos
un tema de precios que van de la mano con la
oferta y la demanda, pero que ponen presión
agudizada en los problemas tradicionales
de esta industria, con las fluctuaciones
que siempre hemos visto en los precios del
petróleo y el gas natural, pero ahora estamos
en un momento en donde son cada vez más
radicales, más repentinos y más fluctuantes.
La volatilidad es muy amplia”.
Y abunda: “La tecnología se desarrolla de
manera continua y hace que los adoptantes
de esas tecnologías tomen una ventaja
competitiva; por el contrario, quienes no las
adoptan o no las adoptan bien, se retrasan a
los efectos de empresas que lo hacen y las
que no lo hacen de una manera eficaz, se
observan diferencias ya relevantes, tanto en
sus márgenes de rentabilidad operativa como
en su Capex. “En particular, en tecnologías de
la información (IT) la diferencia da entre el 10 y
el 25%, de diferencias, lo cual es un montón de
dinero. En otras palabras, entre una firma que
lo hace y otra que no lo hace, si las dos venden
100 pesos, la primera tendrá una ganancia de
25 pesos y la segunda de 12.50 por la mala
implementación de tecnologías digitales. Si
pensamos en términos de flujo de caja, que
al final es el que representa el valor para los
inversionistas, esta diferencia impactará en el
Capex. Este tipo de industrias son de mucha
inversión en activos fijos. El diferencial que
vemos es de entre un 5 y un 15 por ciento”.
En otras palabras, subraya el directivo, la em-
presas que operan de una manera eficiente en
todos sus procesos y en toda su incorporación
de tecnologías digitales y la habilitación digi-
tal, tienden a reducir su Capex entre un 5 y un
15%. Esto impactará la rentabilidad e impacta-
rá el flujo. “Si lo extrapolamos, en algunos po-
cos años de hacer esto de manera consistente,
en un sentido u otro, será la diferencia entre las
empresas que sobrevivan todos estos cambios
y las que mueran en el intento”.
ENESTESECTORNOSABEMOSQUIENESSERAN
LOS COMPETIDORES DEL FUTURO
El entorno actual, insiste, es muy volátil, sobre
todo con el tema los precios. “Empiezan a
surgir jugadores, un poco más lento en esta
nivel competitivo respecto de los demás”.
Opina que la parte regulatoria afecta tanto la
forma de operar como la de actuar, vender,
invertir, etcétera. “Hemos sido testigos en
México de una serie de acciones que han
transformado la industria, todo derivado de
la Reforma Energética. Absorber todo esto por
parte de las organizaciones y traducirlo en algo
que les incremente sus ventas y márgenes,
para hacerlos más estables y sustentables
a largo plazo, se convierte en un reto muy
complicado”.
En medio de este mar de cambios, reitera, la
forma en la que se integran las compañías y
sus cadenas de valor, procesos de suministro
y demás, han sido muy radicales. “Cuando
se estudia esta integración con la parte de
tecnología y el componente digital, nos
percatamos de que la correcta adopción de
éstas y de los procesos es muy relevante para
el negocio de las compañías del sector. Una de
las tendencias es que hay una convergencia
muy clara, cada vez mayor, entre la parte de
tecnología y la parte de operaciones”.
QUE ES DIGITALIZAR?
Desde la perspectiva de Sadurni, digitalizar es
lograr escala en una forma inusitada. “El hecho
de tener las cosas digitalizadas nos permite
hacerlo mejor. Y eso tiene que ver con temas
de mantenimiento, monitoreo de procesos,
producción, eficiencia, uso de información,
la analítica, etcétera, todo lo que ahora
escuchamos se hará real a lo largo del tiempo”.
Y ejemplifica: al momento que se analizan
industria, pero empiezan a surgir jugadores,
sin embargo, sabemos quiénes son los
competidores de hoy, pero no sabemos
quiénes serán los competidores de mañana.
Esto tiene que ver mucho con las barreras
de entrada, porque cuando tenemos una
inversión e implementación digital eficaz, las
barreras de entrada tienden a reducirse”.
Sadurni interroga: “¿Qué hacía que los grandes
grupospetrolerosfueranmásomenossiempre
los mismos? Pues que para poder entrar
en este mercado se requería de tremendas
inversiones de capital. Eso es cierto aún, sobre
todo en algunas partes de la cadena como
la extracción, pero cada vez menos, por lo
cual empiezan a surgir pequeños y grandes
jugadores que hacen que la dominancia de
algunos de los actores tradicionales se diluya
y que se reemplace por algunos jugadores
emergentes”.
Remarca: “El mensaje que quiero mandar
es: en 10 años no sabemos si la fotografía
que tomaremos de los principales 10 o 15
jugadores principales de esta industria será
la misma de hoy. No sólo hablo del orden
relativo de los jugadores, sino de que tal vez
aparecerán nombres nuevos que reemplacen
a los actuales, que hoy por hoy ni siquiera
sabemos quiénes son. Y eso crea, de entrada,
una sensación de incertidumbre, por lo cual es
necesario actuar para mitigarla”.
UTILIZACION INTELIGENTE DE DATOS
Accenture, menciona, participa de esta
PERFILESACCENTURE

1918
transformación digital a través de alianzas y
cercanía muy estrecha con cada uno de sus
clientes. “Somos una empresa que trabajamos
con pocos clientes, pero mucho con cada uno
de ellos. A nosotros no nos gusta tener miles
y miles de clientes, sino pocos con quienes
hacemos mucho trabajo en conjunto”.
En otras ocasiones, dice, Accenture desarrolla
soluciones, en la parte de consultoría, “en
donde asesoramos con ideas de vanguardia
que ayudarán a que la forma en la cual operan
cada una de esas organizaciones, con el fin de
generar mayores ventas, reducir los costos y,
en suma, se vuelvan más competitivas”.
Al ser líderes en la industria digital, expresa
Sadurni, “sabemos las últimas tendencias en
diferentes campos de la ciencia y la tecnología
aplicada a la industria. Por ejemplo, a través
de la utilización inteligente de datos, una firma
petrolerapuedeentendermuchomejorcuáles
la forma óptima de extraer petróleo, además
de optimizar las cadenas de suministro y
distribución, eficientar el manejo de los
recursos humanos o mejorar las condiciones
de seguridad en el sitio de trabajo”.
ANALIZAR LA INFORMACION Y TOMAR
DECISIONES CON ELLA
Es muy importante, advierte, que las firmas
del sector se aseguren de que utilizan toda la
información disponible. “La información ahí
está, hay que capturarla, analizarla y tomar
decisiones con base en ella. Y toda esta cadena
es parte de lo que hacemos nosotros”.
una es en la parte de planeación, es donde se puede
ver el efecto de las tecnologías digitales; otra es en
ejecución, y otra, en la parte de venta. Hay una parte de
management, que es como una especie de cross a lo
largo de todo esto”.
Para concluir la entrevista, Sadurni remarca: “La
tendencia número uno que encontramos es la
convergencia en las áreas de operación y tecnología,
las cuales van cada vez más de la mano; segunda, la
digitalización es ver en realidad qué tanto se captura y
procesa lo digital; tercera, hay mucho valor agregado
que todavía no se observa en el segmento de refinerías,
y en general, en la industria de Oil & Gas; cuarto, no
hacerlo implica un riesgo incremental; y quinto, todo
Por lo regular, dice Sadurni, Accenture trabaja
con la mayoría de los líderes en las respectivas
industrias. “Por confidencialidad no podemos
compartir nombres de empresas, pero si es
un líder en esta industria de energía, es muy
seguro que sea nuestro cliente en mayor o
menor medida”.
En el estudio de tendencias del sector,
subraya, “en la parte de más alto desempeño
digital y financiero, en la industria de Oil & Gas,
tenemos al 7% de las compañías, que es muy
bajotodavía,aunqueesalgoquehaempezado
a cambiar, porque son las organizaciones más
importantes; luego están las que no tienen alto
desempeño ni digital ni financiero, que son el
59% de las firmas; después vienen las que son
poco digitales, pero con alto desempeño, que
son 18%.; por último, vienen las altamente
digitales y las de poco desempeño financiero
son el 16 por ciento”.
MIGRAR HACIA ELEMENTOS DE ALTO
DESEMPENO
Reitera: “Empezamos a ver una tendencia,
en donde se han empezado a diferenciar las
compañías y empieza a haber una relación de
causalidad, en donde las organizaciones que
han adoptado las tecnologías digitales de una
forma más eficaz tienden a ser aquellas que
han empezado a migrar de una manera más
rápida, más clara, hacia los elementos de alto
desempeño”.
En el estudio se revelan que existen tres formas
en las que se desempeñan las empresas:
PERFILESACCENTURE
GALERÍA
LAS CINCO TENDENCIAS QUE
ENCONTRÓ ACCENTURE EN
REFINERÍAS:
1. La convergencia es una
realidad. Cada vez se observa una
mayor integración o convergencia
de la operación con la tecnología.
2. Quien usa la tecnología,
se volverá más digital. La
digitalización se ha empezado a
traducir en acciones concretas.
3. Las refinerías están todavía
lejos de realizar su valor
potencial. Las refinerías son menos
digitales de lo que sería deseable.
4. Si no hay inversiones en digital,
existe un riesgo incremental.
Todo el proceso de digitalización
tiene innumerables ventajas, pero si
no se hace, existe un riesgo de perder
dinero, utilidades, posicionamiento,
etcétera.
5. Las habilidades de la fuerza
de trabajo serán cada vez más
importantes. Hay un temor hacia
el futuro derivado de la adopción de
tecnologías digitales, “pero yo creo
que gracias a esto el ser humano
dará un paso hacia delante como
sociedad y como individuos para
tenervaloresagregadosmásamplios
aplicados al desempeño laboral.
Gracias al uso de la tecnología y
al buen aprovechamiento de ésta,
haremos mucho más”.

2120 DESDE LA PERSPECTIVA MARCIAL DÍAZ
ELSUPERREGULADOR
DEL SECTORPOR: MARCIAL DÍAZ IBARRA
El primer día de junio salió publicado en el DOF un decreto que modifica, adiciona y
deroga diversas disposiciones del Código Fiscal de la Federación y otras leyes, que
tienen el efecto de generar un régimen especial para las empresas que se dedican a
las actividades del sector hidrocarburos.
CUAL ES EL OBJETO DE ESTE DECRETO?
Fundar y motivar el marco jurídico para que el SAT tenga una injerencia en materia
de hidrocarburos.
CÓDIGO FISCAL DE LA FEDERACIÓN
Artículo 28.- ...
I. Para efectos fiscales, la contabilidad se integra por:
A. Los libros, sistemas y registros contables, papeles de trabajo, estados de cuenta,
cuentasespeciales,librosyregistrossociales,controldeinventariosymétododevalua-
ción, discos y cintas o cualquier otro medio procesable de almacenamiento de datos,
los equipos o sistemas electrónicos de registro fiscal y sus respectivos registros, ade-
más de la documentación comprobatoria de los asientos respectivos, así como toda la
documentación e información relacionada con el cumplimiento de las disposiciones
fiscales, la que acredite sus ingresos y deducciones, y la que obliguen otras leyes; en el
Reglamento de este Código se establecerá la documentación e información con la que
se deberá dar cumplimiento a esta fracción, y los elementos adicionales que integran
la contabilidad.
B.Tratándosedepersonasquefabriquen,produzcan,procesen,transporten,almacenen,
incluyendo almacenamiento para usos propios, distribuyan o enajenen cualquier tipo
de hidrocarburo o petrolífero, además de lo señalado en el apartado anterior, deberán
contar con los equipos y programas informáticos para llevar controles volumétricos, así
como con dictámenes emitidos por un laboratorio de prueba o ensayo, que determinen
el tipo de hidrocarburo o petrolífero, de que se trate, y el octanaje en el caso de gasolina.
Se entiende por controles volumétricos de los productos a que se refiere este párrafo, los
registros de volumen, objeto de sus operaciones, incluyendo sus existencias, mismos que
formarán parte de la contabilidad del contribuyente.
Los equipos y programas informáticos para llevar los controles volumétricos serán
aquéllos que autorice para tal efecto el Servicio de Administración Tributaria, los cuales
deberán mantenerse en operación en todo momento.
Los contribuyentes a que se refiere este apartado están obligados a asegurarse
de que los equipos y programas informáticos para llevar controles volumétricos operen
correctamente en todo momento. Para tal efecto, deberán adquirir dichos equipos y pro-
gramas, obtener los certificados que acrediten su correcta operación y funcionamiento,
así como obtener los dictámenes de laboratorio señalados en el primer párrafo de este
apartado, con las personas que para tales efectos autorice el Servicio de Administración
Tributaria.
Los proveedores de equipos y programas para llevar controles volumétricos o para
la prestación de los servicios de verificación de la correcta operación y funcionamiento
de los equipos y programas informáticos, así como los laboratorios de prueba o ensayo
para prestar los servicios de emisión de dictámenes de las mercancías especificadas en
el primer párrafo de este apartado, deberán contar con la autorización del Servicio de
Administración Tributaria, de conformidad con las reglas de carácter general que al efec-
to éste emita.
El Servicio de Administración Tributaria revocará las autorizaciones a que se refie-
ren los párrafos anteriores, cuando en los supuestos previstos en las reglas señaladas en
el párrafo anterior, se incumpla con alguna de las obligaciones establecidas en la auto-
rización respectiva o en este Código.

2322 DESDE LA PERSPECTIVA MARCIAL DÍAZ
Las características técnicas de los controles volumétricos y los dictámenes de
laboratorio a que se refiere este apartado, deberán emitirse de conformidad con las
reglas de carácter general que al efecto emita el Servicio de Administración Tributaria,
tomando en consideración las Normas Oficiales Mexicanas relacionadas con hidrocar-
buros y petrolíferos expedidas por la Comisión Reguladora de Energía.
COMO LO DOTA PARA SER UN SUPER REGULADOR?
Su base en 4 lineas de acción:
1) Una contabilidad especial para todos los contribuyentes que menciona el inciso
B, en donde los obliga a contar con equipos y programas informáticos de control
volumétrico, autorizados por el SAT.
Ahora los contribuyentes estaran obligados a:
i) Asegurarse de que los equipos y programas informáticos operen correctamente en
todo momento.
ii) Adquirir los equipos y programas, obtener los certificados que acrediten su correcta
operación,
2) Dictámenes emitidos por un laboratorio de prueba o ensayo, aprobados por
SHCP, que determinen:
a) El tipo de hidrocarburo o petrolífero,
b) El octanaje en el caso de gasolina.
c) La correcta operación y funcionamiento de los equipos y programas informáticos
para llevar los controles volumétricos.
3) La creacion de unidades de verificación
Con la modificación del artículo 53-D establece que las autoridades fiscales podrán
auxiliarse de terceros para la toma de muestras o para el análisis, identificación o
cuantificación de bienes o mercancías de difícil identificación o manejo.
4) Nuevas multas.
Ademas de las que contempla la Ley de Hidrocarburos, ahora habra que estar atentos
a las que contempla el Artículo 82.- ...
XXV. De $35,000.00 a $61,500.00, para la establecida en la fracción XXV.
Cuando en la infracción se identifique alguna de las agravantes mencio-
nadas en el artículo 81, fracción XXV, incisos a) o b) de este Código, la multa pre-
vista en el primer párrafo de esta fracción se aumentará desde $1,000,000 hasta
$3,000,000.
En el caso de reincidencia, la sanción consistirá además en la clausura del
establecimiento del contribuyente, por un plazo de 3 a 15 días. Para determinar
dicho plazo, las autoridades fiscales tomarán en consideración lo previsto por el
artículo 75 de este Código
Artículo 111 Bis.- Se impondrá sanción de 3 a 8 años de prisión a quien:
I. No mantenga los controles volumétricos, o contando con éstos, se lleven a cabo
en contravención con lo dispuesto en el artículo 28, fracción I, apartado B de este
Código.
II. Carezca, altere, inutilice o destruya los equipos y programas informáticos des-
tinados a llevar a cabo los controles volumétricos a que hace referencia el artículo
28, fracción I, apartado B de este Código.
III. Realice, permita o entregue a la autoridad, registros falsos, que induzcan al
error, incompletos, o inexactos en los controles volumétricos a que hace referen-
cia el artículo 28, fracción I, apartado B de este Código.
Para proceder penalmente por este delito será necesario que previamente la Se-
cretaría de Hacienda y Crédito Público formule querella, independientemente del
estado en que se encuentre el procedimiento administrativo que en su caso se ten-
ga iniciado.

24 MARCIAL DÍAZ
Dentro de los artículos transitorios se establece que el SAT tiene que emitir
en los proximos 90 días de la publicación del Decreto, la reglas de carácter
general, es decir tiene hasta finales de agosto para dar a conocer:
a) Facilidades administrativas para que los contribuyentes emitan sus com-
probantes fiscales digitales por medios propios, a través de proveedores de
servicios o con los medios electrónicos que en dichas reglas determine.
b) Las características de los comprobantes que servirán para amparar el
transporte de mercancías, así como de los comprobantes que amparen ope-
raciones realizadas con el público en general.
c) Características de los documentos digitales que amparen actos en los que
no haya obligación de emitir comprobante fiscal digital por Internet.
Con la pubicacion de este Decreto, estamos ante la creación del SUPER PO-
LICIA DEL SECTOR, pues aunque ya se da el cumplimiento de obligaciones
ante los distintos reguladores del sector, parece que cada nueva obligación
no sólo es más importante que las ya existentes, sino que supervisa las an-
teriores, incrieble que esto este sucediendo en un mercado que ya era regu-
lado por Pemex y ahora sólo está siendo manoseado por los nuevos regu-
ladores, sin que los regulados vean un beneficio o provecho de cada una de
las obligaciones implantadas desde hace 4 años.
Ante este escenario es relevante destacar que el problema del robo de com-
bustibles se ha convertido en parte del paisaje en nuestro pais, pues ante
los esfuerzos que ha realizado Pemex en los últimos tiempos, para frenar la
ordeña de sus ductos, no se ha logrado tener expedientes bien fundamen-
tados, ya que de las personas que se presentan ante la autoridad, sólo el
1% llega a ser consignado, será que por eso ahora la responsabilidad de la
estrategía recaera en el SAT, pues con toda estas atribuciones, no deberá
quedar cabo suelto.

2726 DESDE LA PERSPECTIVA RAMSÉS PECH
TLC: PETROLEO EL MAL
QUE AQUEJA A MEXICOPOR: MBA. RAMSES PECH
ANÁLISIS EN ENERGÍA Y ECONOMÍA.
pech.ramses@yahoo.com.mx
• Tendremos un incremento en los costos de
los equipos, refacciones y tecnologías en ener-
gía entre un 10 a 15% por las posibles arance-
les que se impongan entre los países en el ace-
ro y aluminio. Siendo EUA el mayor productor
y el de mayor exportación a otros naciones.
• EUA controla el precio del barril a nivel mun-
dial, observamos que en dia anteriores EUA
comento que era necesario bajar la tendencia
a la alza del precio del barril; el motivo el in-
cremento de los costos de combustible en este
país; parando la tendencia y estabilizando en
un rango entre 70 a 75 dólares por barril.
Los países de la OPEP y Rusia deberán recon-
sidera incrementar la producción (espera que
sea 1 Millón de barriles diarios) ante la caída
de Venezuela, Angola y la posible sanciones a
IRAN. El motivo es mantener un precio de barril
SPOT promedio a final del 2018 no mayor a 75
dólares.
• La energía eléctrica actualmente depende de
la producción de gas natural y la logística para
llegar a la planta de generación. Las Coreas
son un punto importante de introducción de
gas natural licuado para China y alguno países
asiático, siendo EUA la competencia directa de
Rusia para el suministro de esta materia prima.
• Un dilema entre manos para los principales
productores de petróleo es cómo sería el mun-
do en 2040 y más allá. Hay mucho ruido con
respecto a la penetración de vehículos eléctri-
cos (EV), vehículos autónomos y la demanda
máxima de petróleo, todo lo cual podría des-
plazar la demanda global de petróleo consi-
derable y obstaculizar las empresas, el dilema
con que materia prima se generara la electrici-
dad o tecnología (energías limpias).
• El número total de vehículos de pasajeros
crecerá a 1,800 millones en 2040 , de los cuales
solo el 10% serán EV y el 20% híbridos. Por lo
tanto, los EV representan una pequeña amena-
za para la industria petrolera. Este crecimiento
de los EV significará que representan una cuar-
ta parte de los automóviles en la carretera en
esa fecha, desplazando 13 millones de barriles
diarios de petróleo crudo.
• La demanda máxima de petróleo. Para al-
gunos, no puede suceder incluso más allá de
2040 o 2050 (es decir, ExxonMobil, Chevron y
Saudi Aramco), mientras que otros, esperan
que suceda alrededor de 2040. Sin embargo,
para otros, la demanda de petróleo llegará a
su máximo a finales de la década de 2030 (BP)
o mediano 2025 (Shell, Statoil y otros) , o inclu-
so antes de 2025. El economista de Stanford
Tony Seba cree que la demanda de petróleo
alcanzará su punto máximo en 2020 . Sin em-
bargo, la OPEP considera que la demanda de
petróleo puede no alcanzar su punto máximo
incluso más allá de 2040.
Mexico que haremos ante los cambios radica-
les que se están presentando en estos dos úl-
timos meses que afectaran a los próximos 20
años. Seguimos adormilados en seleccionar al
administrador del país, cuando otros no espe-
ran y tienen un plan de largo plazo.
Fuente: Rig Zone; EIA, CNH, PEMEX y SENER
El mundo está cambiando y en México con la
borrachera para la contratación del adminis-
trador del país; sin un plan de nación de largo
plazo que abarque la energía en su creación
interna e importación para equilibrar los ba-
lances entre la demanda y el consumo que
cada dia ha aumentado. El TLC las negociacio-
nes han demostrado la falta de una estrategia
de la nación de ser simples manufactureros a
realmente a ser creadores de tecnología pro-
pias que influya en el mundo, solo nos dedica-
mos a ser empleados de armadores.
Ahora queremos ponernos a negociar los cen-
tavos, cuando el mundo habla de millones.
México no sabe o no entiende a donde está
parado, voy a dar unos datos que pueden re-
orientarnos:
• Estados Unidos ha reducido las importa-
ciones de petróleo crudo de México los últi-
mos años, la balanza comercial ha cambiado.
Mexico vende 9.8 Mil Millones a EUA de crudo y
compra 23 Mil Millones en petrolíferos.
• Más de la mitad de todas las exportaciones
de gasolina a motor de EE. UU. Se enviaron a
México en 2017. Motivado por la baja utiliza-
ción de las refinerías de petróleo de México.
• México es un productor relativamente grande
de petróleo crudo, México depende de las im-
portaciones de gasolina, diésel y propano de
los Estados Unidos para satisfacer la demanda
interna.
• En notas en medios anuncia el Rig count de
pozos perforados son 62 (5 Exploratorios y 57
Desarrollo) y 38 Equipo en promedio (20 Te-
rrestres y 18 Marinos); la pregunta cada pozo
cuanto aporta en producción promedio incre-
mental o solo es sustitución de pozos en decli-
nación.
• En EUA produce 10.4 Millones de Barriles
diarios a un crecimiento porcentual promedio
entre el 1.5 a 2% mensual. Abril había 1,011
equipos de perforación (Terrestre y Marino).
Perforación de pozos promedio mensual alre-
dedor de 1,000 a 1,300 pozos (Anual acumula-
do entre 12 a 15 mil pozos).

2928 DESDE LA PERSPECTIVA RENÉ OCAMPO
DESBASTANDO EL ESQUISTO
POR: DR. JESÚS RENÉ OCAMPO HDEZ.
@Dr.ReneOcampo
• Los consumidores actualmente tienen que
pagar más por su combustible.
• El aumento de los precios podría terminar
rápidamente, depende de si el controvertido
fracking se reanuda en los EE. UU.
• También es cuestionable cuánto tiempo el
cartel petrolero de la OPEP cumplirá con sus
límites de producción.
Mis queridos lectores, con el inmenso gusto de
saludarlos, le quiero platicar que un barril del
mar del norte “Brent” costó $ 44 en junio del
año pasado, el precio subió temporalmente
por encima de los $ 70 a mediados de este mes
de junio, me pregunto una y otra vez, ¿el precio
del petróleo pronto estará llegando a los $ 80?
Hay muchas razones para un aumento del pre-
cio del petróleo, la economía mundial está en
auge, las empresas están produciendo más y
necesitan más petróleo. “La demanda es por
lo tanto fuerte en este momento”; ya el año
pasado, la demanda fue mayor de lo que se
esperaba e incluso en 2018, la Agencia Interna-
esta época aún muy abundante, pero, ¿Cuán-
to tiempo puede seguir la búsqueda del precio
ideal y permanente del petróleo?
Desdemiparticularpuntodevista,puedodecir
que es probable que los precios caigan pronto.
La razón radica en la cuenca de petróleo de
esquisto de EE. UU. El precio del petróleo se
eleva entre 50 y 55 Dólares, con la extracción
de petróleo de esquisto, a través del fracking,
es ahora un negocio muy lucrativo. Sin em-
bargo, mientras más petróleo arrojen los es-
tadounidenses al mercado, mayores serán los
precios bajo presión. “Sin embargo, esta diná-
mica aún no se ha filtrado al mercado”, hasta
que los operadores de la planta puedan pro-
ducir petróleo de esquisto bituminoso a gran
escala, quienes estimo, necesitan de un plazo
determinado para instalar o poner en marcha
las plantas de extracción de esquisto, mientras
tanto el precio del petróleo ha ido en aumento
durante los seis meses pasados. Sin embargo,
no hay duda de la probabilidad de que los es-
tadounidenses pongan el precio del petróleo
bajo presión. Recientemente, el Departamento
de Estadísticas de Energía de EE. UU. Predijo
que los productores de petróleo shale allí en
2018 produce más de diez millones de barriles
por día por primera vez, un récord.
También es cuestionable cuánto tiempo los
estados de la OPEP seguirán apegándose a
estos recortes de fondos. Porque con la reso-
lución, que marca el objetivo principal de es-
tos estados era llevar los inventarios a un re-
corte de cinco años. En la reunión programada
a fines de junio de este año, los estados de la
cional de Energía ha predicho que continuará
creciendo. Esta demanda se encuentra con un
suministro escaso, una constelación ideal para
el aumento de los precios.
En noviembre del año pasado, la Organización
de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)
amplió sus recortes de subsidios, al negar el
mercado diario a 1.8 millones de barriles del
mercado total, de esta forma, quiere vaciar el
almacenamiento de petróleo del mundo. La
estrategia de la OPEP está dando sus frutos, en
los EE.UU. y en los países de la Organización
para la Cooperación y el Desarrollo Económico
(OCDE) las existencias disminuyen.
¿QUE VIENE DESPUES DE LA
DESINTOXICACION?
El boom comienza a ser aterrador. “El precio
delpetróleoyapuedeconsiderarseexagerado”
considerando que solo se está aplicando una
sencilla ley de la oferta y la demanda, la OPEP,
busca por medio de la producción planeada
crear escases en un producto que puede ser en
OPEP podrían relajar sus políticas y decidir lle-
var más petróleo al mercado mundial, por lo
que pronostico que sea poco probable que el
precio del petróleo suba por encima de los 75
dólares a largo plazo. En promedio, debería es-
tablecerse en los 65 y los 69 dólares.
Aunque el precio de la gasolina en México no
se encuentra sujeto a estas medidas estableci-
das, sino que muy particularmente se encuen-
tra sujeto a los subsidios y políticas internas
del país, no se esperan precios de gasolina sig-
nificativamente más bajos para los consumi-
dores en las estaciones de servicio.
Al menos los clientes europeos pueden conso-
larse con la idea de que los precios en las bom-
bas de gasolina apenas han reconstruido el
repunte del petróleo en las últimas semanas.
Los consumidores simplemente juegan con el
euro fuerte en sus manos. Debido a que el pe-
tróleo se comercializa en dólares en el merca-
do mundial, ahora el petróleo es más barato
para los compradores europeos.
LA TERCERA DEMANDA
Tanto los productores de petróleo de esquis-
to de EE. UU., como la alianza de reducción de
apoyodelaOPEPsolotienenunainfluenciain-
directa, en la demanda mundial. Hasta el mo-
mento, no me parece que exista un motivo de
preocupación desde la perspectiva de las mul-
tinacionales petroleras, ya que de acuerdo al
Fondo Monetario Internacional, la economía
mundial probablemente continuará creciendo
con fuerza en 2018, en un 3.7 por ciento.
PORQUE EL PRECIO DEL PETRÓLEO PODRÍA VOLVERSE
MÁS BARATO.

30 RENÉ OCAMPO
Esas son buenas noticias para los productores de petróleo, ya que una eco-
nomía global que está creciendo necesita más petróleo, por lo que la de-
manda aumente en 1.6 millones de barriles este año, por lo que solo una
depresión económica global podría causar una caída de los precios de ma-
nera dramática, por lo que solo podría haber un reajuste significativo en el
precio al momento de tener que producir más petróleo para satisfacer las
necesidades mundiales de este producto.
Puedo comentar que es improbable que la exageración que rodea a los au-
tomóviles eléctricos juegue un papel importante para los productores de
petróleo en el próximo año, ya que resulta muy difícil producir estos vehí-
culos en masas a precios asequibles, aunque Telsa prometió durante 2017,
aumentar la producción de su primer modelo en masa (“Modelo 3”) a 5,000
unidades por semana. Eso sería un avance frente a las ventas aún bajas de
autos eléctricos. Pero, hubo problemas, en el último trimestre de 2017, solo
1,550 “Modelo 3” salieron de la línea de producción, lo que reafirma mi di-
cho. Probablemente habrá 5.000 piezas por semana durante el último cua-
trimestre del año, aunque aún tengo mis dudas.
Podría tomar hasta mediados de la década de 2020 hasta que los costos de
los autos eléctricos alcancen a los que tienen motores de combustión inter-
na, será entonces que los productores de petróleo tendrán que preocuparse
por la disminución de la demanda del sector automotriz, sin embargo, la
economía del petróleo no se basa en la producción de gasolina o diésel y en
realidad, no afectará de manera significativa su precio.
Es así mis queridos lectores, que les dejo este pequeño razonamiento, pero
como siempre, la última palabra la tienen ustedes.

3332 DESDE LA PERSPECTIVA RAFAEL DÍAZ
EL SECTOR ENERGETICO
(DE AMBOS LADOS DE LA
FRONTERA) SUFRIRA SI
NO HAY ACUERDO EN EL
TLCAN
El fin del tratado puede elevar los precios de
los productos petrolíferos y del gas natural que
México importa desde Estados Unidos. La de-
pendencia del país vecino se ha elevado en los
últimosaños.Noseríaunaconsecuenciadirec-
ta, pero si indirecta, y que muestra el bajo nivel
de desarrollo industrial y de tecnología en este
sector por parte de nuestro país. Desarrollar
infraestructura cuesta, y todos los gobiernos
previos han sido negligentes en este sentido.
No es cuestión de si a corto plazo sale más
cara o no una refinería o varias, sino enfocar
el proyecto a producir combustibles y quími-
cos de alto valor agregado (alta especialidad),
de productos que haciendo correctamente un
caso de negocio, podamos ver que se pueden
llegar a producir cantidades comercialmente
viables. El punto es que se sepa escoger el pro-
ducto a desarrollar, que se tenga la tecnología
(añadiendo que hay muchas tecnologías mexi-
canas, en las que simplemente no se confía,
pero que han sido avaladas por organismos
como CONACyT, y la misma Secretaría de Ener-
gía), y que el capital de inversión no se “deten-
ga” por situaciones políticas. Basta el ejemplo
de países como Italia, cuyo sistema político es
caótico, pero eso no hace que la economía se
paralice.
El flujo de energéticos entre México y Estados
Unidos, un mercado de decenas de miles de
millones de dólares para ambos países, puede
verse afectado con el fin del Tratado de Libre
Comercio (TLCAN), debido a los aranceles y a
condiciones más restrictivas para su comercio.
México no debe quitar de encima de la nego-
ciación el capítulo energético y ver las ventajas
de inscribirlo, sin sacrificar los beneficios del
país en aras de la prisa. México importó el equi-
valente a 20,200 millones de dólares (mdd) de
productos energéticos desde Estados Unidos
en 2016, la mayor parte de refinados del petró-
leo y en menor porcentaje de gas natural, se-
gún cifras de la Agencia de Información Ener-
gética de Estados Unidos (EIA por sus siglas en
inglés). En cambio, el país exportó el equiva-
lente a 8,700 mdd hacia la nación vecina del
norte en el mismo periodo, virtualmente con
un ingreso derivado de la venta de petróleo.
La dependencia mexicana de combustibles y
de gas natural estadounidense se ha intensi-
ficado en los últimos tres años. Las gasolinas
que vienen del extranjero, en su mayoría de
Estados Unidos. El fin del TLCAN, con la conse-
cuencia de un alza en las cuotas arancelarias,
puede encarecer estos productos. En el caso
de las gasolinas, México tiene mayor margen
de maniobra, porque existen otras zonas del
mundo, como Europa o países de las Antillas,
quepuedensuplirpartedelabastoquesehace
hoy desde Estados Unidos.
Se surten casi el 65% del mercado nacional,
lo cual es un problema menor comparado con
el abastecimiento del exterior del gas natural,
que si bien se sabe que se necesita no ha ha-
bido iniciativas para su reutilización, y en la
mayoría de las refinerías se sigue quemando,
por ende las compras al exterior superan a la
producción nacional.
Pero en el gas natural resulta más complica-
do, por la propia naturaleza de este producto.
Traer la molécula en barco requeriría transfor-
mar el producto en gas natural licuado, elevan-
do mucho su precio. Los estadounidenses sa-
ben que tienen un cliente cautivo. Por eso este
tema del arancel al gas natural ha ganado algo
de tracción, porque no tenemos cómo reem-
plazarlo, y en principio sería contraproducente
para nuestro sistema de uso y aprovechamien-
to de combustibles. Sin embargo, Estados Uni-
dos también puede salir perdiendo. Existe un
grupo importante de compañías en la Costa
del Golfo de ese país que puede ver peligrar su
negocio en caso de que disminuya el flujo de
energéticos con México. Ellos también tienen
una dependencia importante para colocar su
producto en México. Ahí va a ser interesante
el tema de discusión, y una palanca para ne-
gociar. Sería ver qué tan fuerte es el cabildeo
de los industriales petroleros asentados en la
zona norte del Golfo de México.
Esta zona de Estados Unidos tiene una de las
mayores capacidades de refinación a nivel
mundial, a tal grado que quedó sobrada para
surtir la demanda en su país, por lo que Méxi-
co se convirtió en el mejor cliente para poder
disponer y aprovechas todas esas plantas su-
butilizadas a costos operativos relativamente
bajos (pasar una producción en una planta de
60% a digamos 85% no implica un cambio sus-
tancial en los gastos indirectos, casi exclusiva-
mente sería solo el costo directo el que subiría.
QUE PUEDE MEXICO GANAR Y PERDER?
Si los países deciden mantenerse en un TLCAN
renovado, México debe cuidar los términos en
cuanto a la trasferencia tecnológica, mano de
obra y beneficios para las empresas del sector,
POR: DR. RAFAEL ALFREDO DÍAZ REAL, PMP, PMI-RMP, CSM

porque son aspectos donde Estados Unidos y
Canadá tienen más que ganar. El reto es que
México pueda hacer este acto muy difícil de
entrar al TLCAN en el capítulo de energía, pero
que pueda conservar restricciones en materia
de tecnología.
Los otros dos países cuentan con fuertes sec-
tores privados en materia de producción y ex-
tracción de hidrocarburos, además de refina-
ción y logística, mientras que México apenas
transita del monopolio de Pemex hacia la libre
competencia. Por ello, según los consultores,
el gobierno debe evitar que una apertura fuer-
te impacte en el desarrollo de la incipiente in-
dustria energética mexicana.
La inclusión de México en este capítulo tam-
bién puede dar más tracción a los cambios
constitucionales y legales de los últimos cua-
tro años. Al incluir estos temas de apertura en
un tratado internacional, se vuelve más com-
plicado realizar cambios legales destinados
a retrasar o revertir la reforma energética por
posteriores gobiernos.
EL PLAN B DE MEXICO AL TLCAN COMIENZA A
DAR RESULTADOS
Las exportaciones mexicanas a la Unión Euro-
pea, Japón y Brasil repuntan, mientras que las
de Estados Unidos se mantienen.
El plan B de México de diversificar sus exporta-
ciones, ante una posible salida de Estados Uni-
dos del Tratado de Libre Comercio de América
del Norte (TLCAN), ha empezado a dar resulta-
do desde finales de 2017.
La participación de Estados Unidos como des-
tino de las exportaciones mexicanas bajó de
81.2% en el periodo enero-agosto de 2016, a
80.49% en el mismo lapso de 2017, mientras
que otros destinos como Brasil, Unión Eu-
ropea y Japón ganaron participación como
clientes de México, e incrementaron sus envíos
a territorio mexicano, refieren cifras del Banco
de México (Banxico).
Mientras el presidente de Estados Unidos Do-
nald Trump ha estado amenazando con que
EEUU saldría del TLCAN, si éste no lo conside-
raba como un convenio justo para su país (en-
tendiéndose que en todos los ámbitos ellos
deberían tener un superávit, de otra forma no
sería “justo”, desde que era candidato, el go-
bierno mexicano convocó a las empresas a
intensificar el intercambio comercial con otros
países con los que México tiene un acuerdo co-
mercial.
La estrategia a seguir, y que implica multiplicar
esfuerzos en varios frentes, radica en una ma-
yor promoción comercial con países asiáticos
como Japón, la actualización del Tratado de
Libre Comercio de la Unión Europea con Méxi-
co (TLCUEM) y la modernización de los acuer-
dos de complementación económica (ACEs)
con Argentina y Brasil, entre otras acciones.
“Ha habido un esfuerzo por diversificar el co-
mercio, parte del repunte que estamos viendo
(con países distintos a Estados Unidos) es mar-
ginal, pero se ha dado y puede ser reflejo de
ese esfuerzo”, comentó Carlos Capistrán, eco-
nomista en jefe para México y Canadá en Bank
of America Merrill Lynch.
Envíos Las exportaciones mexicanas se inten-
sifican a otros destinos diferentes a Estados
Unidos.
“Las cifras reflejan que estamos entendiendo
el peligro de poner todos los huevos en un solo
canasto. La diversificación es algo positivo que
debemos hacer con o sin TLCAN”, dijo por su
parte Fernando Ruíz, director del Consejo
Mexicano de Comercio Exterior (Comce). Bra-
sil, Unión Europea y Japón también incremen-
taron sus envíos a territorio mexicano 11.3%,
13.3% y 4.9% anual, respectivamente, en el pe-
riodo enero-agosto. Un informe enviado el por
la Comisión Europea detalló que entre el 25 y
30 de septiembre se lograron “buenos pro-
gresos”, en la quinta ronda para modernizar
el TLCUEM (Tratado de Libre Comercio Unión
Europea –México). Algunos de los temas que
avanzaron fueron reglas de origen, aduanas y
servicios.
No obstante, poco más del 80% de las expor-
taciones mexicanas sigue concentrándose en

Llegadas también el origen de las importacio-
nes comienza a repuntar por envíos de Brasil y
la Unión Europea
EUYCANADADESCARTANPONERFECHASALA
RENEGOCIACION DEL TLCAN
La canciller canadiense, Chrystia Freeland,
dice que su par estadounidense en la revisión
del acuerdo, Robert Lighthizer, está a favor de
seguir con las conversaciones, aunque sin una
fecha fatal. Canadá coincidió este jueves 14
de junio con Estados Unidos en que las lentas
negociaciones para modernizar el TLCAN de-
berían continuar, aunque no se estableció un
calendario, dijo a periodistas la canciller cana-
diense, Chrystia Freeland. En declaraciones en
Washington, Freeland dijo tras conversaciones
con el representante comercial estadouniden-
se Robert Lighthizer que Estados Unidos, Ca-
nadá y México concordaron en que se habían
logrado avances significativos en las discusio-
nes para modernizar el TLCAN. Freeland aña-
dió que los tres países pueden seguir trabajan-
do en la revisión del pacto comercial incluso
con procesos electorales en curso. “Estarán
trabajando duro en el verano”, dijo.
Respecto a las tensiones que el gobierno ca-
nadiense tiene con Estados Unidos en mate-
ria comercial y arancelaria Freeland aseguró
que no incrementará su respuesta contra los
aranceles impuestos a la importaciones de
acero y aluminio por la administración de Do-
nald Trump contra su país México y la Unión
Estados Unidos. Por lo que, de lograr una renegociación exitosa con Esta-
dos Unidos y Canadá para modernizar el TLCAN, el hecho de que México
diversifique sus exportaciones con otros países, sería algo extra, muy bené-
fico, que daría fuerza en la negociación del mismo TLCAN.
Europea”. Hay que considerar que algunos
ámbitos se ha considerado la salida de EEUU
de la OMC, lo cual realmente podría afectar el
comercio mundial, por una guerra comercial
(a no tenerse que sujetar EEUU a las cuotas y
aranceles dictados por la OMC), que dañaría a
todos los países.
Queda ver cómo se afectarán las fechas y sub-
secuentes negociaciones a partir de los resul-
tados de la votación en México. Si bien el cam-
bio de gobierno es hasta el 1º de diciembre, el
nuevo Congreso Mexicano empieza a sesionar
el 1º de septiembre, y sería en todo caso quien
tendría, dadas las fechas actuales, que apro-
bar o no el tratado. En las últimas semanas se
han dado varias reuniones de los representan-
tes del sector industrial a diversos niveles y de
muy diversas áreas, con los candidatos, y se
han obtenidos compromisos (que no son más
que eso, y que dado el momento se podrían
romper sin mucha pena por parte del gobier-
no),paraque,nosetomendecisionesdrásticas
respecto de grandes inversiones y proyectos
ya en desarrollo, que las etapas subsecuentes
en esto grandes proyectos, no puedan ser can-
celadas unilateralmente sino con una revisión
bipartita de los costos y beneficios de hacerlo.
Referencias
1. https://expansion.mx/empresas/2017/10/17/el-sec-
tor-energetico-tambien-tiene-que-perder-sin-el-tl-
can?internal_source=PLAYLIST
2. https://expansion.mx/economia/2017/10/17/el-plan-
b-de-mexico-al-tlcan-comienza-a-dar-resultados?inter-
nal_source=PLAYLIST

3938 DESDE LA PERSPECTIVA ALEJANDRO BAIZABAL
TALENTO MEXICANO,
FORTALECIENDO EL
SECTOR ENERGETICO”POR: ING. ALEJANDRO BAIZABAL
Imagen 1. Categoría Talento Joven. De izquierda a derecha. Verónica Ixtla, promotora de cul-
tura en TV regional; Jesús Loyo, especialista energético; Cinthia Flores, Premio Nacional de la
Juventud 2017 en categoría Protección al Ambiente; Miguel Romero, Campeón Hackathon Glo-
bal Talent Land 2018; Leonardo Martínez, presidente del Young Energy Professionals A.C.; Jaime
Rodríguez Cárdenas, competidor Olimpiada Internacional de Informática 2018; Alejandro Bai-
zabal G, Especialista y Columnista Energético.
Imagen 2. Mtro. Israel Reyes Gómez. CEO Solity Group y
aspirante a Premio Nacional de Ciencias.
Con el objetivo de motivar un desarrollo sus-
tentableyfomentarelusodeenergíasalternas,
se llevó a cabo la 1ra Feria Estudiantil Energé-
tica en la Ciudad de Córdoba, Veracruz. El vier-
nes 01 de junio, en el marco del 78 aniversario
del Grupo Escolar Cervantes, se confirmó el
compromiso para contribuir en la mitigación
de generación de Gases de Efecto Invernadero
y alcanzar las metas nacionales y globales
México es el onceavo país más poblado del
mundo y el treceavo más grande por extensión
territorial, por lo que resulta ser una nación
con un potencial enorme debido a su rique-
za natural, climática, geológica, oceánica, y es
también, sin duda, un semillero de talento hu-
mano.
En un escenario majestuoso y con un público
comprometido se dio inicio a las actividades.
El evento se dividió en cuatro diferentes sec-
ciones: ponencias magistrales, talento joven,
panel de discusión y stands de proyectos de
energías alternas.
Con el objetivo de vincular a los sectores pú-
blico, privado y académico, se dieron cita Insti-
tuciones Académicas, entre ellas: Universidad
Cristóbal Colón, Universidad Tecnológica del
Centro de Veracruz, Instituto Tecnológico y de
Estudios Superiores de Monterrey, Instituto
Tecnológico de Orizaba, Instituto Tecnológico
Superior de Huatusco y Universidad del Golfo
de México, así como empresas privadas como
E-Tesla y Arqbiomex.
Ent re los ponentes estuvieron Israel Reyes Gó-
mez, “dreamer mexicano” y aspirante al Pre-
mio Nacional de Ciencias; Rafael España de la
Garza, Premio Nacional de la Juventud 2016
en la categoría en aporte a la cultura política y
a la democracia; Alexandro Medina, investiga-
dor del Instituto de Ecología y Rogelio Rivero,
economista y funcionario público.

40 ALEJANDRO BAIZABAL
Imagen 3. Rafael España de la Garza. Premio Nacional
de la Juventud 2016.
Imagen 4. Panel de discusión con todos los participantes.
En la categoría de talento joven, participaron:
Cinthia Flores Cerón, Premio Nacional de la
Juventud 2017 en la categoría de Protección
al Ambiente; Miguel Romero Ruíz, ganador del
Hackathon Global Talent Land 2018; Leonardo
Martínez Zurita, presidente del Young Ener-
gy Professionals; Jaime Rodríguez Cárdenas,
próximo competidor en la Olimpiada Interna-
cional de Informática 2018, y Jaime Cañas, re-
presentando a los Institutos Tecnológicos Na-
cionales, por mencionar algunos.
Es importante que la difusión de información
y la aplicación de proyectos sustentables for-
men parte de la agenda pública, comenzando
desde cada trinchera del país. Debemos recu-
perar nuestro entorno y enfocarnos de forma
inmediata a disminuir las brechas académicas
y tecnológicas.
Promoviendo una economía del conocimien-
to y una cultura amigable con el ambiente, el
Grupo Escolar Cervantes junto con Oil&Gas
Magazine, Editorial Santillana y el H. Ayunta-
miento de Córdoba, Veracruz, se enorgullecen
y comprometen con la sociedad en general a
continuar esta labor, fortaleciendo lazos con
los diferentes sectores, así como la creación
de convenios que impulsen el desarrollo aca-
démico y cultural.

4342 DESDE LA PERSPECTIVA
La reforma dio distintas herramientas a Pemex
para conseguir sus objetivos de negocio:
A) La posibilidad de concursar en las rondas
de licitación de forma individual o asociado
a otras empresas en las mismas condiciones
que el resto de los interesados.
B) La opción de migrar sus Asignaciones a
cualquiera de los contratos previstos en la re-
forma (producción / exploración compartida o
licencia), siempre que se comprobara mayor
eficiencia en la misma. Dentro de estas migra-
ciones se cuenta con dos posibilidades: cuan-
do existe un socio o sin socio. Aquellos con
socio no son para la búsqueda de un nuevo
asociado, recordemos que previo a la reforma
existían ya modelos de asociación vigentes,
como los Contratos Integrales de Exploración
y Producción (CIEP), es decir, el socio ya existe
previo a la solicitud, pero la migración se hace
en términos de los nuevos modelos de contra-
to.
Un ejemplo de una migración con socio fue la
de Pemex y Petrofac, en donde el CIEP de los
campos terrestres Santuario y El Golpe en Ta-
basco se encontraba vigente desde 2011 con
una vigencia de 25 años1
.
POR: CÉSAR AUGUSTO RANGEL GARCÍA
Cuando entró en vigor la Reforma Constitu-
cional Energética los números de Petróleos
Mexicanos mostraban un escenario claro y
urgente en cuanto exploración y producción:
la producción en tierra y aguas someras de la
cual depende en mayor medida (más del 80%)
se encontraba en franca declinación y la caída
en el precio internacional del barril petróleo
no generaba incentivos suficientes para con-
trarrestar ese escenario.
Como efecto de lo anterior, los recortes presu-
puestales limitaron aún más el margen de mo-
vilidad de la ahora Empresa Productiva del Es-
tado. En todo el mundo las grandes petroleras
comenzaron fuertes programas de ajuste a sus
presupuestos y muchas petroleras pequeñas
tuvieron que buscar alternativas para sobrevi-
vir un escenario que pasó de cotizar en más de
100 dólares por barril (dbp) a cifras inferiores a
los 35 dpb en sus puntos más bajos.
Una alternativa que el nuevo modelo energé-
tico mexicano dio a Pemex fue la posibilidad
de asociarse de diferentes maneras. Recorde-
mos que la Ronda Cero, le otorgó el 100% de
los recursos 1p los cuales conforme al nuevo
mandato Constitucional debía desarrollar de
forma productiva priorizando aquellos que
maximizaran la renta petrolera conforme a lo
establecido en la exposición de motivos de la
reforma.
Al inicio de 2016 el escenario de negocios se
mostró complejo para la estatal Pemex que
inició con ajustes a su presupuesto, una caída
en la producción y una considerable menor
cotización los barriles de petróleo que coloca-
ba en los mercados internacionales. Si bien el
IEPS logró compensar la caída en la recauda-
ción fiscal para el Estado, Pemex con un mayor
margen de autonomía debía buscar alternati-
vas en su modelo de negocio para reconfigurar
sus propios proyectos, en donde contaba con
mayoresopcionesyunesquematributarioque
le permitía mayor movilidad pudiendo migrar
sus asignaciones a modelos de asociación con
o sin socios.
CÉSAR RANGEL
1. Petróleos Mexicanos. “Firman Pemex, Petrofac y CNH primera migración de exploración y producción. Sala de Prensa. Boletín. 18.12.2017.
URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2017-106-nacional.aspx
LOS “FARMOUTS” DE
PEMEX: HACIA NUEVAS
ALTERNATIVAS DE
EXPANSION (PARTE 1)

4544 DESDE LA PERSPECTIVA CÉSAR RANGEL
Unidad de Ingresos sobre Hidrocarburos; a la
Secretaría de Energía (SENER) el tipo de con-
trato mediante la Unidad de Políticas de Ex-
ploración y Extracción de Hidrocarburos y a la
CNH, como órgano regulador especializado, la
ejecución de los términos de la licitación. Tam-
bién participa la Secretaría de Economía para
el caso de los márgenes de Contenido Nacio-
nal conforme a las condiciones del proyecto
específico y el mercado nacional.
El contrato tipo Licencia establece distintos
ingresos al Estado incluidos los gravámenes
de ISR y regalía básica. Para el concurso de
licitación, la Secretaría de Hacienda (SHCP)
determinó un margen de regalía adicional mí-
nimo del 3% y máximo del 4%, que se suma a
la regalía base del 7.5%. En total, la SHCP cal-
cula que el valor de estos ingresos represente
el 72.4% del valor de la utilidad del proyecto en
favor del Estado.
En diciembre de 2016 se llevó a cabo el con-
curso de licitación en donde BP y BHP Billion
igualaron su propuesta de regalía adicional y
desempataron con propuestas en efectivo. BP
C) Sobre las Asignaciones obtenidas en la
RondaCero,existetambiénlaopcióndebuscar
un socio para un Joint Operating Agreement
(Join Venture), con la precondición de que los
interesados en asociarse con Pemex deben
concursar en una licitación pública donde la
Comisión Nacional de Hidrocarburos, con el
acompañamiento de Pemex, es la encargada
del diseño de las bases de licitación. Estos son
los denominados Farmouts.
D) Finalmente, si tomamos en cuenta que las
Asignaciones, aún siendo directas y no pasar
por un concurso de licitación, no se encuen-
tran exentas de compromisos de planes de tra-
bajo, una última alternativa en este portafolio
es la devolución por parte de Pemex de asig-
naciones hechas por SENER para su potencial
incorporación en rondas de licitación. Esto
cobra sentido ya que distintos escenarios pue-
den quitar rentabilidad a proyectos asignados
reduciendo su atractivo de inversión.
DentrodelasAsignacionesdelaRondaCero,la
SENER le otorgó “asignaciones de resguardo”,
que fueron aquellas no solicitadas por Pemex
pero que aun así le fueron otorgadas2
. Sobre
estas asignaciones no solicitadas se tendrían
dos opciones, devolverlas a SENER o buscar
la forma de hacerlas rentables, con lo que se
abriría la posibilidad de plantear un Farmout,
por ejemplo.
Con este escenario, queda claro que los Far-
mouts forman parte importante en las nuevas
alternativas de negocio de Pemex, especial-
mente en un entorno volátil en la cotización
internacional del barril de petróleo y con la
necesidad de ajustes presupuestales que ello
supone.
Retomando la declinación de la producción
terrestres y de aguas someras que presenta
el país, esta necesidad de asociación se incre-
menta, no solo para Pemex, sino para el resto
de los participantes de la industria, al plantear-
se nuevos y complejos proyectos como los de
aguas profundas o los llamados no convencio-
nales.
A la volatilidad del mercado, la caída en la pro-
ducción y la disminución de recursos, se suma
la complejidad geológica de este tipo de pro-
yectos que termina aumentando el riesgo a la
inversión.
De esta manera, el 10 de junio de 2016 el Con-
sejo de Administración de Pemex autorizó la
migración de las asignaciones AE-0092 Cintu-
rón Subsalino-10 y AE-0093 Cinturón Subsali-
no-11 a un modelo Joint Operating Agreement
(JOA), que conforma el llamado bloque “Trión”
de aguas profundas.
DISENO DEL CONTRATO Y ESTADISTICAS
Conforme a los criterios de política energéti-
ca y fiscal, correspondió a la SHCP el diseño
financiero y fiscal de las bases a través de su
2. Expansión. Pemex busca devolver 95 campos al Estado por ser un gasto. CNN-Expansión. 17.11.2015. URL: https://expansion.mx/nego-
cios/2015/11/17/pemex-busca-devolver-95-campos-al-estado-por-ser-un-gasto

4746 DESDE LA PERSPECTIVA CÉSAR RANGEL
ofertó 605.9 mdd, mientras que BHP Billiton
le superó con 624 mdd, resultando ganadora.
Esta asociación permitirá que Pemex no ten-
ga que invertir hasta que BHP Billitón alcance
lo equivalente a 1,974 millones de dólares en
inversión reduciendo la carga para la estatal
mexicana que ya había hechos importantes in-
versiones previas logrando clasificar como 3p
las reservas del proyecto.
Farmouts 2017: Ogarrio, Cárdenas-Mora y Ayin
Batsil.
Para el año 2017 se llevaron a cabo los Far-
mouts de Ayin Batsil, Ogarrio y Cárdenas-Mora,
en donde Pemex consiguió hacerse de socios
para los dos últimos.
En el área contractual Ogarrio, la alemana DEA
Deutsche Erdoel AG ganó la licitación con la
mejor propuesta. En este campo se espera una
inversión total de 450 millones de dólares que
se compartirán en partes iguales entre la sub-
sidiaria Pemex E&P (PEP) y DEA Erdoel, quien
también fungirá como operador, y tendrán una
participación en el Contrato equivalente a 50
por ciento cada uno. Se estima que la produc-
ción en Ogarrio se incrementará al menos en
27% a través de procesos de recuperación se-
cundaria3
.
ingresos + producción que en el largo plazo puede generar más perjuicios que los be-
neficios económicos que en un primer momento genera. Por ejemplo, las cláusulas
de Contenido Nacional buscan que las industrias nacionales paralelas de la actividad
petrolera participen en estos contratos por porcentajes obligatorios y que en ello exis-
ta también transferencia tecnológica. Otras como la cláusula de esquema progresivo
atiende la volatilidad del mercado para que los ingresos del Estado puedan aumentar
si el precio del barril aumenta o si son descubiertos volúmenes mayores a los previs-
tos.
Fuentes:
Imagen “Indicadores Petroleros”. Tomada de: Pemex. Informe mensual sobre producción y comercio de hi-
drocarburos. Indicadores petroleros. “Producción de crudo.” PEMEX, Subdirección de desempeño de nego-
cio. Abril 2018. URL http://www.pemex.com/ri/Publicaciones/Indicadores%20Petroleros/indicador.pdf
Petróleos Mexicanos. “Firman Pemex, Petrofac y CNH primera migración de exploración y producción. Sala
de Prensa. Boletín. 18.12.2017. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Pagi-
nas/2017-106-nacional.aspx
Expansión. Pemex busca devolver 95 campos al Estado por ser un gasto. CNN-Expansión. 17.11.2015. URL:
https://expansion.mx/negocios/2015/11/17/pemex-busca-devolver-95-campos-al-estado-por-ser-un-gas-
to
Pemex. Sala de Prensa. Pemex firma contratos con Cheiron y Detsche Erdoel para explotación de los cam-
pos Cárdenas Mora y Ogarrio. 6.3.2016. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/
Paginas/2018-023-nacional.aspx
En el caso de Cárdenas-Mora la mejor pro-
puesta fue presentada por Cheiron Holdings.
En este campo se comprometió una inversión
equivalente a mil 76 mdd compartidos en par-
tes iguales, esperando un incremento en la
producción por 35% a través de procesos de
recuperación secundaria4
.
La regalía adicional promedio de las propues-
tas ganadoras representa el 13%, que en suma
a gravámenes y contraprestaciones, significa
que el Estado y Pemex recibirán el 84% del va-
lor de la utilidad del proyecto5
.
Con estos datos se cumplen las premisas que
dan origen a estas asociaciones: se reduce la
carga financiera para Pemex, se optimizan los
recursos en favor del Estado o “renta petrolera”
y se atiende la declinación petrolera.
Estas tres condiciones son la forma más básica
de evaluar la pertinencia de un Farmout, mis-
ma labor que realizan las dependencias pre-
viamente referidas para el diseño de las bases
de licitación y el modelo de contrato: menos
inversión de Pemex, más ingresos para el Esta-
do y una mayor producción petrolera.
En un segundo plano, con mayor detalle en-
contraremos que las bases tienen una doble
intencionalidad en el tipo de contrato buscan-
do no limitar la industria a una mera ecuación
3. Pemex. Sala de Prensa. Pemex firma contratos con Cheiron y Detsche Erdoel para explotación de los campos Cárdenas Mora y Ogarrio.
6.3.2016. URL: http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2018-023-nacional.aspx
4. Idem.
5. SHCP. Sala de Prensa. Comunicado Conjunto SHCP-CNH-SENER. Resultados de la Segunda Convocatoria para Asociaciones con Pemex.
4.10.2017 URL: https://www.gob.mx/shcp/prensa/comunicado-conjunto-shcp-cnh-sener-resultados-de-la-segunda-convocatoria-para-aso-
ciaciones-con-pemex?idiom=es
Fuente y elaboración: SCHP URL: https://www.gob.mx/shcp/prensa/comunicado-conjunto-shcp-cnh-sener-resultados-de-la-se-
gunda-convocatoria-para-asociaciones-con-pemex?idiom=es

La reforma bien implementada cuenta con
toda la estructura legal, para corregir errores
del pasado y tender un camino firme al futuro.
Dentro de los puntos favorables que podemos
apreciar, se encuentran las contraprestaciones
contenidas en la Ley de Hidrocarburos: a) afec-
taciones de bienes o derechos distintos de la
tierra y la previsión de los daños y perjuicios, b)
La renta por concepto de ocupación, servidum-
bre o uso de la tierra; c) Proyectos que alcancen
la extracción comercial de Hidrocarburos, un
porcentaje de los ingresos que correspondan
al Asignatario o Contratista…2
, las cuales re-
presentan un avance, pasando de un sistema
irregular, informal y plagado de corrupción, al
diseño, desarrollo y legislación de un sistema
legal, regular, formal y en contra de la corrup-
ción, o al menos reduce o complica su practi-
ca.
El 18 de abril del año 2017, fueron publicados
en el portal de la Comisión Federal de Mejora
Regulatoria (COFEMER) los Lineamientos que
establecen el procedimiento para el pago
del porcentaje que el asignatario o contra-
tista entregará a los propietarios o titulares
de los terrenos o derechos de que se trate
cuando los proyectos alcancen la extracción
comercial de hidrocarburos. Durante casi un
año varios usuarios estuvimos comentándo-
los, aportando datos y experiencia, con la fir-
me intención de colaborar con la autoridad
responsable para lograr la mejora normativa.
El presente trabajo se divide en dos partes, la
primera aborda el tema general, en la segunda
se comentan los 18 artículos y transitorios con-
tenidos en el citado ordenamiento.
LA FIGURA DE EXTRACCION
COMERCIAL COMO
INSTRUMENTO DE COHESION
SOCIAL INDUSTRIAL PARA EL
DESARROLLO DE PROYECTOS
DE HIDROCARBUROSPOR: ERIK MANUEL PRIEGO BRITO
La reforma energética ha aportado figuras tras-
cendentes, importantes, que implican equi-
dad, transparencia y justicia. Un claro ejemplo
es el derecho por extracción comercial, un me-
canismo para distribuir la riqueza.
Actualmente, por el ambiente electoral, gran
parte del sector energético en el país esta en
ascuas, la incertidumbre es parte del ambien-
te diario, inversiones se reservan, proyectos y
contratos se desaceleran, suspenden o cance-
lan, afectándose a la sociedad y a los empre-
sarios, motores de la economía. Existen postu-
ras antagónicas, tanto a favor, como en contra,
aunque en nuestra apreciación, conforme se
ha venido desarrollando y evidenciándose su
transparencia, cada vez son más los adeptos
a la misma, incluso en el campo, en zonas y
comunidades donde antes se daba cierta ani-
madversión, hoy en día son sus mas fervientes
defensores y creen en ella1
, pues al informarse,
pero sobre todo al recibir los beneficios forma-
les y constantes, han cambiado su percepción
y sobre todo la concepción.
Resulta improductivo invertir valiosas horas
debatiendosilareformasevaosequeda,sem-
brando un ambiente de inestabilidad, nada fa-
vorecedor poscrisis, cuando contrariamente
deberíamos estar aprovechando el actual es-
cenario económico petrolero. Un cambio tan
radical seria un retroceso serio, desgastante,
requeriría muchos años, sumas estratosféricas
de dinero, es necesario hacer algunos ajustes
menores, pero nada cercano o comparado
con cancelar la reforma, podría ser una heca-
tombe legal, financiera, social y económica,
es inviable, pues se han invertido cuantiosos
recursos para deconstruir el viejo modelo e
implementar el nuevo modelo energético, sin
dejar de lado las obligaciones contractuales
que asumió el Estado con inversionistas nacio-
nales e internacionales.
ERIK PRIEGO
1. En varios proyectos petroleros desarrollados en el sureste mexicano, hemos percibido el cambio de la gente, muchos estaban contra la
reforma energética, con el paso del tiempo y despues de relacionarse con las empresas privadas, varios comentan sentirse mejor que con
PEMEX, satisfechos con el trato, las nuevas contraprestaciones, formas de pago y procedimientos de negociación, reclamación y contratación
acorde la nueva legislación. Un fenomeno interesante, es que durante los últimos meses muchos han manifestado que no les gustaría se
tumbara la reforma, incluso durante una visita de trabajo en Chiapas, donde llevamamos la admisnitración sociolegal de tres campos, los
habitantes de la comunidad señalaron la defenderían.
2. Ley de Hidrocarburos, artículo 101, fracción VI, La contraprestación que se acuerde deberá ser proporcional a los requerimientos del Asigna-
tario o Contratista, conforme a las actividades que se realicen al amparo de la Asignación o Contrato.
De acuerdo a las distintas formas o modalidades de uso, goce, afectación o, en su caso, adquisición que se pacte, los titulares de los
terrenos, bienes o derechos tendrán derecho a que la contraprestación cubra, según sea el caso:
a) El pago de las afectaciones de bienes o derechos distintos de la tierra, así como la previsión de los daños y perjuicios, que se podrían sufrir
con motivo del proyecto a desarrollar, calculado en función de la actividad habitual de dicha propiedad;
b) La renta por concepto de ocupación, servidumbre o uso de la tierra;
c) Tratándose de proyectos que alcancen la extracción comercial de Hidrocarburos, un porcentaje de los ingresos que correspondan al Asig-
natario o Contratista en el proyecto en cuestión, después de haber descontado los pagos que deban realizarse al Fondo Mexicano del Petróleo
para la Estabilización y el Desarrollo, sujetándose a lo dispuesto en el último párrafo de este artículo.
El porcentaje a que se refiere el párrafo anterior no podrá ser menor al cero punto cinco ni mayor al tres por ciento en el caso del Gas
Natural No Asociado, y en los demás casos no podrá ser menor al cero punto cinco por ciento ni mayor al dos por ciento, en ambos casos en
beneficio de la totalidad de los propietarios o titulares de derechos de que se trate.
La Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocarburos, elaborará las metodologías, parámetros y
lineamientos que podrán servir de referencia para determinar el porcentaje a que se refiere el primer párrafo de este inciso c). Dichas metodo-
logías, parámetros y lineamientos deberán considerar las mejores prácticas internacionales en la materia, con especial énfasis en promover
la competitividad del sector.
En lo dispuesto en los incisos a) y b) anteriores, se deberá considerar el valor comercial;

trata. La cifra varía, siempre será un abono en
favor del propietario, jamás una carga, en algu-
nos casos se trata de un número importante, lo
hemos constatado de manera personal al rea-
lizar diversas negociaciones por dicho concep-
to durante la etapa de contratación de tierras.
Ahora bien, en cuanto al porcentaje, éste se
encuentra dentro del rango mayormente apli-
cado en la industria, por ejemplo en Brasil es
el 1%4
, en España es similar5
, en Colombia no
aplica para todos los propietarios, pero si para
reservas indígenas6
, Canadá si lo contempla,
es consensual, generalmente apegado a tres
metodologías. Ahora si se toma como punto
de comparación a Estados Unidos de América
parecerá menor7
, sin embargo las condiciones
difieren significativamente, allá el propietario
es dueño del mineral, la propiedad compren-
de el suelo, subsuelo y minerales, aunque pue-
de desmembrarse y reservarse.
Sin duda el resultado fue favorable en compa-
ración con los anteproyectos precedentes. El
16 de marzo de 2018 se publicaron los Linea-
mientos que establecen parámetros para de-
terminar la contraprestación por extracción
comercial que el asignatario o contratista
entregará a los propietarios cuando sus pro-
yectos alcancen la extracción comercial de
hidrocarburos, en adelante los Lineamientos
o LEC,, entre los cuales se advierte claramente
el esfuerzo por parte de la Secretaria de Ener-
gía (SENER) y la Comisión Nacional de Hidro-
carburos (CNH) por superarlos. Desde el título
se aprecian las primeras adecuaciones, prime-
ramente se omite el término procedimiento, la
ley secundaria no lo contemplaba de esa ma-
nera, la teleología de la norma también difería,
pues el fin no era normar un procedimiento de
pago, si no sentar las bases que sirvieran de re-
ferencia para determinar el porcentaje3
.
Es menester para operadores, propietarios,
interesados o relacionados con áreas contrac-
tuales o de asignación, comprender los alcan-
ces de dicho instrumento. Primordialmente
entender el rol y trascendencia de la figura de
extracción comercial, novedad del modelo
energético actual, una de las grandes aporta-
ciones de la reforma en materia social. Desde
la óptica que se aprecie, irrefutablemente, se
trata de un beneficio: primeramente para el
tenedor de la tierra, anteriormente no existía
tal derecho, el operador no estaba obligado a
repartir sus ingresos con el titular del predio
o derechohabiente, mediante la misma este
recibe un ingreso constante y proporcional,
el cual sin duda aporta en su economía; para
el operador también resulta positiva, pues tal
obligación es correlativa de derechos y vincula
al propietario a cumplir lo acordado, pues ade-
más de los LEC, dicta contraprestación se in-
cluye en un contrato -Lineamientos y Modelos
de Contratos, publicados en el Diario Oficial de
la Federación el 2 junio de 2016- continente de
cláusulas que refieren un mínimo de requisitos
de cumplimiento, e indudablemente se acre-
dita la voluntad manifiesta de las partes; para
el Estado resulta benéfico, al igual para la co-
munidad y sociedad en general, pues dichos
ingresos en cierta medida contribuyen a la
economía,reactivandolaactividadeconómica
en la zona; incluso en el caso de la propiedad
social, se debe entregar la contraprestación al
ejido, beneficiando a un conjunto relevante de
personas.
Sin temor a equivocarme, se trata de un avan-
ce en materia social, de las escasas modalida-
des de repartición de la riqueza en el sector de
hidrocarburos para con los propietarios de las
tierras. Algunos de sus titulares consideran el
porcentaje es poca cosa, comparándolo con
losingresosdelEstadouoperador,sinembargo
al explicárseles cómo funciona y haciéndoles
ver que finalmente es un beneficio que antes
no tenían, comprenden y casi la totalidad con-
ERIK PRIEGO
4. Decreto nº 2.705 / 1998, Art. 3º, inciso XI y Decreto nº 2.705 / 1998, capítulo IV... Propietarios de tierra. La Ley del Petróleo establece el pago
por los concesionarios de una participación sobre el valor del petróleo y del gas natural producido a los propietarios de las tierras donde se
realizan las actividades de explotación y producción.
El valor mensual de la participación que se distribuirá entre los propietarios de las tierras de los pozos productores se calcula multiplicando
el equivalente al 1% (un por ciento) del volumen total de producción de petróleo y gas natural del campo durante el mes de escrutado, sus
respectivos precios de referencia.
5. Ley 8/2015, artículo 22. Pagos a los propietarios de los terrenos suprayacentes:
1. Los titulares de concesiones de explotación de yacimientos de hidrocarburos, salvo los de almacenamientos subterráneos, estarán obli-
gados al pago de una cantidad anual a los propietarios de los terrenos suprayacentes comprendidos dentro del perímetro de referencia de
acuerdo con lo establecido en la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del Sector de Hidrocarburos y demás normativa de aplicación. Dicha obligación
se establecerá en el real decreto de otorgamiento de la concesión de explotación al que se refiere el artículo 25.2 de la Ley 34/1998, de 7 de
octubre, del Sector de Hidrocarburos.
2. El importe anual a abonar a cada propietario se obtendrá de la aplicación de la siguiente fórmula: Donde,
a) Qi es el importe a abonar anualmente al propietario «i», entendiendo como tal el que ostentase la propiedad a 31 de diciembre del año
de referencia así como aquellos otros que, sin tener tal condición, hubiesen sido expropiados por los titulares de la concesión para la cons-
trucción del emplazamiento y sus instalaciones inmediatamente afectas; dentro de éstas, no se considerarán incluidos obras lineales como
gasoductos o líneas eléctricas.
b) QT es el 1 % del valor monetario de la cantidad de hidrocarburos extraído que se obtendrá de la aplicación de los criterios del Capítulo II del
Título II.
c) Si es la superficie de la parcela titularidad del propietario «i» y efectivamente incluida dentro del perímetro de referencia.
d) ST es la superficie total comprendida dentro del perímetro de referencia según se defina en cada concesión de explotación.
Participación de los resguardos Indígenas en las regalías, artículo 11 de la Ley 756.
Los resguardos indigenas legalmente constituidos tienen derecho a participar de los recursos de las regalías cuando un pozo productor se
encuentra ubicado dentro del resguardo indígena, así mismo tienen derecho a la participación de las regalías los resguardos cuyo límite esté
a 5 kilómetros o menos de un pozo productor.
Distribución de los recursos de las regalías para los resguardos indígenas, artículo 11.
El 5% de las regalías que corresponde al departamento por la producción del pozo o pozos que estén ubicados al interior del resguardo o a 5 ó
menos kilómetros del mismo.
El 20% de las regalías que corresponde al Municipio por la producción del pozo o pozos que estén ubicados al interior del resguardo o a 5 ó
menos kilómetros del mismo.
www.anh.gov.co/Operaciones-Regalias-y-Participaciones/Regalias/Documents/regaliasSector.pdf
7. En el caso de EUA, por su régimen de gobierno y autonomía de los Estados es complicado generalizar. Sean Cassidy nos permite darnos una
idea general sobre la división de regalías en aquel país -traducido de inglés a español-. Las regalías consisten en una octava parte de la pro-
ducción. Las regalías pueden ser expresadas en porcentajes, como es el caso de California. Algunos estados cuentan con un estatuto mínimo
de garantías como el caso de Pennsylvania y West Virginia, donde se establece una regalía de por lo menos una octava parte que debe ser
pagada antes que el permiso fuese emitido.
Como fue establecido anteriormente, el porcentaje de regalías es tradicionalmente de un 12.5% pero más recientemente se han visto entre un
3. Ley de Hidrocarburos, artículo 101, fr. VI, inciso c)…. La Secretaría de Energía, con la asistencia técnica de la Comisión Nacional de Hidrocar-
buros, elaborará las metodologías, parámetros y lineamientos que podrán servir de referencia para determinar el porcentaje a que se refiere
el primer párrafo de este inciso c) Dichas metodologías, parámetros y lineamientos deberán considerar las mejores prácticas internacionales
en la materia, con especial énfasis en promover la competitividad del sector…

5352
18%- 25%; este porcentaje varía dependiendo de la negociación del propietario y que tan cara considera la empresa petrolera que llegue a ser
la extracción de petróleo y gas.
Si el operador puede deducir los costos de tratamiento, transporte o comercialización del petróleo y el gas, si no se específica en el contrato de
arrendamiento, ha sido una cuestión de disputa legal.
La duración de esta regalía puede ser ilimitada, por un término de años siempre y cuando petróleo o gas sea producido, usualmente estos
pagos se realizan de manera anual o trimestral.
Sin embargo, si una compañía petrolera no encuentra petróleo o gas y abandona el prospecto, el arrendamiento expirara lo cual regresaría
los derechos sobre los minerales al propietario de la tierra.
Por ejemplo si un pozo petrolero produce 100 barriles al día y el precio del barril es de $80 ese mes entonces se percibiría un ingreso de $8000
al día. Un propietario que hubiese llegado a un acuerdo de recibir un 15% de regalías recibiría $1200 al día ($8,000 x 15= $1,200 al día). Dentro
de ese mes el propietario recibiría $36,000.
Division of Royalties — Who Gets What? (Sean Cassidy – E&MLF)
DESDE LA PERSPECTIVA
Como hemos venido señalando la reforma de-
bía validarse también en campo, ser creíble,
tangible y atractiva para las partes interesadas.
Los beneficios debían materializarse, recibirse
puntualmente, en sitio, se requerían procesos
de cuantificación y pago con la menor inter-
vención de la burocracia, los cuales permitie-
ran pagos prontos, trámites simples diseñados
y acordados entre los particulares que permi-
tieran relaciones armoniosas, un ganar-ganar.
La reforma para ser aceptada, debía tocar inte-
reses y ser conveniente -por crudo que parez-
ca, implicaba crear interesados y convenencie-
ros- para los dueños de la tierra, autoridades
y comunidades vinculadas a los proyectos e
infraestructura energética relacionada con las
adjudicaciones.
OPCIONES DE PAGO QUE PERMITAN LA
RIQUEZA PERMEE
Debía cuidarse las contraprestaciones se refle-
jasen en la familia, el núcleo social por exce-
lencia, todavía, o llegasen a los miembros de
la comunidad, procurando contribuir en la for-
mación de nuevas generaciones, conscientes y
educadas. La gran pregunta era ¿Cómo lograr
ese dinero se destinara a buenas causas?, que
se invirtiera en la mejora social o familiar, a sa-
biendas, en el campo predomina un sistema
paternalista y autoritario, controlado por gru-
posmenores,acostumbradosarecibirrecursos
décadas atrás. Generalmente, tales recursos,
provenientes de programas sociales, electora-
les, políticos o asistencialistas, se quedaba en
manos de los lideres, quienes lo utilizaban su
gran mayoría para beneficio personal, el poco
que se destinaba a la familia, recibido por los
padres, muchas veces terminaba en cantinas,
prostíbulos, queridas, apuestas, en los mejores
casos se despilfarraba en fiestas: quince anos,
celebraciones religiosas, bodas o aniversarios.
Las prácticas, usos y costumbres no desapare-
cen de la noche a la mañana, se reemplazan
por otras, las cuales deben aplicarse y prolon-
garse en el tiempo, pero se debe empezar por
algo, una idea, materializada en una norma
de conducta que debe ser acatada por la co-
lectividad, secundada por su práctica, lo cual
resulta mas sencillo si es conveniente. Las mo-
dalidades de pago y los medios de administra-
ción ofrecidos por la LH, brindan un panorama
mayor para que esa riqueza se distribuya y al-
cance sus destinatarios, se dan más opciones,
posibilita y da entrada a quienes antes no te-
nían derechos o manera de exigir el pago le-
galmente. Lo señalado puede apreciarse en
los artículos 101 y 102 de la LH:
Los pagos de las contraprestaciones que se
pacten podrán cubrirse en efectivo y, en su caso,
mediante cualquiera de las siguientes modali-
dades:
a) Compromisos para ejecutar proyectos de
desarrollo en beneficio de la comunidad o loca-
lidad afectada;
b) Cualquier otra prestación que no sea con-
traria a la ley, o
c) Una combinación de las anteriores.
Sin perjuicio de las modalidades de contrapres-
tación a que se refiere esta fracción, los Asigna-
tarios o Contratistas podrán proponer al pro-
pietario, titular del derecho o miembros de la
comunidad o localidad a las que pertenezcan,
Responder dichas interrogantes obliga escu-
driñar el pasado, reflexionar, analizar el pre-
sente, mirar la realidad, pensar, razonar y vis-
lumbrar el futuro. Se debe conocer la causa
raíz, la situación actual e idear mecanismos
para abordar y resolver la problemática, im-
plementando mecanismos factibles, viables y
posibles, para transitar del estado real al ideal.
Lograr la reforma en materia de energía fue
una faena, para sacarla avante debían ofre-
cerse incentivos a la sociedad para lograr su
aprobación, además de convencer a quienes
debían sancionarla. Un cambio tan radical no
era concebible sin dar y ceder parte de los bie-
nes. De cumplirse con el requisito legal y las
cuestiones de forma, debía atacarse el fondo,
generar bienestar social, estabilidad y susten-
tabilidad. Esa riqueza generada por los mine-
rales tenía que ser aprovechada, invertida en
el crecimiento del país y en la formación de la
población, no podía de ninguna manera conti-
nuar desaprovechándose, mal administrándo-
se, desviándose y beneficiando solo a peque-
ños grupos.
Las herramientas y mecanismos empleados
en las áreas de operaciones y contratación de
tierras, debían ser eficientes, creíbles y gene-
rar resultados no solo a mediano y largo pla-
zo, sino en tiempo real, de manera inmediata,
comosucedeenelcasodelascontraprestacio-
nes contenidas en la Ley de Hidrocarburos -ar-
ticulo 101-. Por ende, modificaron, diseñaron y
desarrollaron amplias estrategias, programas,
procesos, instrumentos y herramientas, entre
otras para implementar: procesos de adquisi-
ciones, adjudicaciones, contenido nacional,
formación de talento humano y tecnologías;
los fondos cambiaron, reorganizándose, de-
finiéndose rubros para canalizar los recursos
de manera más inteligente, apegados a trans-
parencia, con fideicomisos observados, con
medios de control, haciéndolos posibles de
fiscalizar para evitar su manejo discrecional,
publicitándose su destino en aras de la esta-
bilización y el desarrollo nacional, procurando
mejora en áreas básicas –competitividad, sa-
lud y seguridad– e invirtiéndose seriamente en
áreas de crecimiento: educación, tecnologías,
infraestructura, entre otras.
ERIK PRIEGO
¿POR QUE? Y PARA QUE? DE LAS
CONTRAPRESTACIONES PARA CONTRATAR
TIERRAS Y SUS BENEFICIOS SOCIALES

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