Oil & Gas Magazine Octubre 2016

5Directorio
Este mes:
¿Te perdiste la última edición?
Apuesta Combured por Estaciones
de Servicio de bajo consumo
Una sala de aeropuerto fue el lugar que enmarcó la entrevista
con el actual Director General de Grupo Gasored, Roberto
Díaz de León Martínez, quien recientemente formó parte
de la inauguración de la primera gasolinera rural en San Luis
Potosí.
Eastman Chemical Company, líder en aceites termoestables
Con sede en Kingsport, Tennessee, la empresa global de
productos químicos especializados consolida su presencia
en México.
Oil & Gas Magazine es propiedad de Mercadotecnia y Negocios Aplicados
BECGON SA de CV la cual es marca registrada ante el Instituto Mexicano
de la Propiedad Industrial (IMPI) Registro No. 1379127. Año 3 No.43 Fecha
de publicación 18 de octubre de 2016. Revista digital mensual, editada
y publicada en México por Editorial BECGON, Av. Cuauhtémoc 45 Int.
22 Col. Amatitlán Cuernavaca, Morelos CP. 62410. Número de certificado
de Reserva de derechos exclusivos del título “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 trámite, 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.
Información correcta al momento de publicar.
www.oilandgasmagazine.com.mx
Información de ventas:
contacto@oilandgasmagazine.com.mx
sergio.charnaud@oilandgasmagazine.com.mx
Suscripciones gratuitas:
http://eepurl.com/GG_Dv
Comentarios:
contacto@oilandgasmagazine.com.mx
DESCÁRGALA AQUÍ
Director General
Gabriel Becerra Chávez-Hita
Editor
Eduardo García
Fotografías
Daniela Loredo,
Depositphotos,
Pemex y
SECTUR
Corrector de Estilo
César Bolaños
Diseño
Andrea Honorato
Mercadotecnia
Gabriel Becerra
Ventas
Sergio Charnaud
Finanzas
Daniel González
Tecnologías de la Información
Fernando Dingler
Web, Comunity Manager
Editorial BECGON
Colaboradores
Marcial Díaz, Ramsés Pech,
René Ocampo, César Rangel,
Rafael Díaz y Guillermo Aboumrad.
LAS PUBLICACIONES DE LOS COLABORADORES
SON RESPONSABILIDAD DE LOS AUTORES Y
NO NECESARIAMENTE REFLEJAN EL PUNTO DE
VISTA DE OIL & GAS MAGAZINE.

76 Editorial
M
ientras los países miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo
(OPEP) alcanzaron un nuevo récord de producción durante el mes de septiembre,
al extraer 33.4 millones de barriles al día, un incremento de 22 mil barriles diarios
frente al mes de agosto, el mercado petrolero espera con ansias un acuerdo entre los
miembros del cártel y los no miembros para recortar la producción.
Desde que la OPEP acordó no fijar un techo a la producción de crudo dentro del cártel los
precios pasaron de más de 100 dólares a tan solo 25 dólares por barril en un periodo de un
año.
Mientras que los productores del Golfo Pérsico apostaban a que el periodo de crisis durará
a lo mucho un año y medio, esperando a que los productores de no convencionales en los
Estados Unidos tuvieran un cierre masivo de equipos de perforación debido al desplome en
los precios.
Sin embargo, esta crisis ha durado más tiempo del que las empresas del sector han esperado
y la falta de inversión en actividades de exploración y producción en los últimos dos años
comienzan a generar un panorama de desabasto de petróleo y gas para los próximos años.
De ahí que Arabia Saudita, principal impulsor de la antigua estrategia de mercado de la
OPEP, decidiera consensar un acuerdo al interior del grupo para disminuir la producción y
elevar el precio del crudo.
Rusia ha aceptado sumarse al acuerdo y ha hecho llamados a otros productores
independientes a recortar su producción y así apuntalar los precios.
De no llegar a un acuerdo, los precios del petróleo se desplomarían de nueva cuenta hasta
los 40 dólares señala el banco de inversión, Goldman Sachs. Esta situación provocaría que
en los próximos años pasemos de un exceso en la oferta a un desabasto en el mercado.
Mientras tanto la OPEP ha establecido una serie de encuentros con países no miembros a
fin de sumarlos a un recorte general que permita sacar del mercado más de 1.2 millones de
barriles para el próximo año, de esta manera se buscaría que el precio del petróleo se situé
en niveles de 60 a 70 dólares por barril el próximo año.
6 7

98 Índice
Data 14 La Cantina del Charro 48
Apuesta Combured por Estaciones de Servicio de bajo consumo
McDermott, proveedor estratégico de Petróleos Mexicanos
Reportajes a Profundidad 72
Eventos 86
Agenda 108
Destinos 94 Estilo de vida 98
Actualidad 52
Querétaro Audi R8 Spyder
Querétaro, sede del Foro Internacional
de Energía México 2016
Los próximos 23 y 24 de noviembre, el Centro
de Congresos de la Ciudad de Querétaro fungirá
como el punto de encuentro entre las empresas
pequeñas y medianas (PyME´s) con el sector
energético nacional que con la Reforma Energética
vive su mayor transformación.
6
AAPG International
Conference and
Exhibition 2016
Perfiles 16

11Este mes nos acompañan
Ingeniero con maestría en administración por el Instituto Tecnológico de
Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), actualmente es consultor en
temas energéticos y es catedrático en la UNAM e ITESM, trabajó Halliburton
y Weatherford en las áreas de desarrollo de negocios, mercadotecnia y
análisis económico. Cuenta con más de 20 años de experiencia en servicios
de perforación, fracturación, fluidos y sistemas de producción, desarrollo de
negocios, mercadotecnia y economía.
RAMSÉS PECH
Guillermo Aboumrad es doctor en Economía por la Universidad de Duke,
y tiene una larga carrera en el sistema financiero, habiendo empezado en
Banco de México. Actualmente es director de estrategias de mercado en
Casa de Bolsa Finamex.
GUILLERMO ABOUMRAD
Abogado consultor del Sector Energía, con estudios enAdministración Pública.
Colaboró en la Dirección Jurídica de Pemex por mas de 10 años, siendo
SubgerenteJurídico en Pemex Refinación, en Pemex GasyPetroquímica Básica
y en Pemex Exploración y Producción, atendiendo asuntos contenciosos y
consultivos, así como Asesor en los Comités de Contratación bajo el Nuevo
Régimen al Amparo de la Ley de Pemex y las DACS como son: Adquisiciones,
Obra Pública, CAAOS, Subcaaos y el Consejo de Administración.
Como consultor ha colaborado en algunos proyectos como son: Seguridad
en ductos; Desarrollo del marco jurídico para nuevos esquemas de negocios;
Acompañamiento a empresas en la implementación de la Reforma Energética
y también es articulista en medios especializados del sector y conferencista.
MARCIAL DÍAZ IBARRA

12
Licenciado en Ciencias Políticas y Administración Pública por la Universidad
Nacional Autónoma de México. Especializado en investigación sobre política
energética y reforma económica del Estado, ha participado en diversos
proyectos de investigación en el Instituto de Investigaciones Sociales y el
Centro de Estudios Políticos de la UNAM. Conferencista en diversos coloquios
nacionales e internacionales con temas de la reforma al sector energético
mexicano, así como la apertura y regionalización económica mexicana. El
aspecto característico de la investigación es el enfoque de estudios políticos,
grupos de poder, negociación política y mapeo de actores.
CÉSAR AUGUSTO
RANGEL GARCÍA
RENÉ OCAMPO HERNÁNDEZ
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 Doctorante en Administración. Cap.
1/o. de Inf. D.E.M. Ret. Con 21 años de servicio.
Ingeniero químico y de sistemas con maestría en tratamiento de petróleo
pesado y doctorado en catálisis de la Universidad de Ottawa, en Canadá.
Certificado en Dirección de Proyectos, Gestión de Riesgos en Proyectos
y Administración Ágil de Proyectos. Evaluador de proyectos del Fondo de
Innovación del CONACyT. Profesor de la cátedra virtual de Administración
de Proyectos en la Industria de los Hidrocarburos de la Universidad de
Viña del Mar, Chile. Ha desarrollado proyectos de implementación de la
oficina de administración de proyectos en la Subdirección de Distribución
y Comercialización de Pemex Exploración y Producción, y de Dirección del
Portafolio de Proyectos en la Subdirección de Desarrollo de Campos de la
misma empresa.
RAFAEL ALFREDO
DÍAZ REAL
Este mes nos acompañan

17Perfiles: Apuesta Combured por Estaciones de Servicio
por Estaciones de Servicio
de bajo consumo
Por: Daniela Loredo
Una sala de aeropuerto fue el lugar que enmarcó la
entrevista con el actual Director General de Grupo
Gasored, Roberto Díaz de León Martínez, quien
recientemente formó parte de la inauguración de la
primera gasolinera rural en San Luis Potosí.
APUESTA COMBURED

1918 Perfiles: Apuesta Combured por Estaciones de Servicio de bajo consumo
Una rústica habitación de madera
o una bodega con paredes de
concreto, son por lo general los
espacios en donde se almacenan
bidones de combustible en las
zonasruralesdenuestraRepública
Mexicana como consecuencia de
la lejanía de algunas comunidades
con la cabecera municipal.
Este hecho además de ser un
constante peligro, representa el
expendio sin restricción ni medida
del combustible a través de mini
gasolineras administradas por el
dueño del lugar y cuyo negocio le
consiente fijar sus propias tarifas.
A pesar del abuso, la mayoría de
los pobladores se ven obligados
a consumir considerando este
hecho “un mal necesario” que
les permite continuar con las
actividades propias de la región.
Para poner un freno a
dicha situación y atender el
abastecimiento de combustible
en puntos en los que no hay una
franquicia instalada, Petróleos
Mexicanos (Pemex) en asociación
con Combured, uno de los
principales gasolineros de México
que sostiene 31 Estaciones
de Servicio afiliadas al medio
de pago GASORED, iniciaron
recientemente un programa
piloto de gasolineras rurales de
bajo consumo.
Al respecto, Roberto Díaz de
León Martínez, Director General
de Grupo GASORED concedió
una entrevista exclusiva para Oil
& Gas Magazine en la que ahondó
sobre la suma de esfuerzos y el
cómo este proyecto compaginó
perfectamente su responsabilidad
social con el de la petrolera
mexicana.
Con respecto a la seguridad que
brinda este programa piloto,
el directivo aseguró que con
dicha implementación se generó
un entorno seguro gracias a
las condiciones de seguridad
tanto para el almacenamiento,
venta, y el aspecto ecológico.
Adicionalmente, éste permitió
la detonación del desarrollo
económico local.
“Estamos convencidos de que ‘la
oferta genera demanda’ y por ende
ésta lleva a la productividad, por lo
que aquellas poblaciones se verán
beneficiadas: ya no tendrán que
trasladarse a grandes o a ciertas
distancias a ofrecer el combustible
para sus actividades propias, hecho
que elevará la eficiencia de sus
actividades y mejorará su micro
economía”, detalló.
Por otra parte, destacó la alianza
con tiendas de conveniencia
en las cuales se ofrecerán los
productos tropicalizados de las
regiones además que están en
miras de desarrollar un programa
piloto que llevará una propuesta
diferente a estos nuevos modelos
de franquicia ya que vendrán
acompañados de una Farmacia
“En la Entidad tenemos 12
Municipios viables, no obstante,
el Cerro de San Pedro es
muy significativo para todos
los potosinos, pues es parte
fundamental en la fundación de la
Ciudad de San Luis Potosí; con esto,
queremos devolverle algo a los San
Pedrenses (…) esperamos que este
proyecto sea muy bien recibido por
toda la gente de ahí”.
“Por otra parte, tenemos la
intención de extender el proyecto
piloto a otros puntos, para ello
estamos en la fase de evaluación y
demás pruebas pilotos para tener
más sensible el modelo para así
determinar muy bien su alcance”,
señaló.
CARACTERÍSTICAS
La aprobación de estas gasoline-
ras prefabricadas por la ASEA, es
sinónimo de garantía en materia
de seguridad y protección al me-
dio ambiente. En ese mismo tenor,
es vital señalar que éstas mane-
jan tanques de doble pared pero
son tanques expuestos, es decir,
toda la tecnología está al exterior,
sin embargo, entre una pared del
tanque y otra, maneja un concre-
con consultorio médico. Aunque
esteproyectoderivadeunmodelo
extendido y aplicado en países
como Canadá y Estados Unidos,
en México no había tenido tanto
eco hasta ahora que Combured
y Pemex lo rescataron e hicieron
lo necesario para lanzarlo al
mercado.
“Este concepto es una patente
desplegada por la empresa
Talleres Industriales Potosinos
(Tipsa) desde hace una década,
sin embargo, en su momento no
tuvo el auge suficiente. Nosotros
conocimos este proyecto, se nos
hizo interesante y desde hace
un par de años, 2014, para ser
exactos, que platicamos con la
gentedeTipsa,volvimosatrabajar
en el modelo, vimos las áreas de
oportunidad, hicimos un estudio
de mercado y se lo planteamos a
Petróleos Mexicanos”, indicó.
UBICACIÓN Y EXPANSIÓN
El Municipio Cerro de San Pedro
en San Luis Potosí es el primer
sitio en donde el nuevo modelo de
gasolineras se ha implementado.
¿La razón? Díaz de León Martínez
nos la dice:
“Desde el comienzo la idea fue bien recibida por el área técnica y el área de proyectos de la Gerencia de
Estaciones de Servicio de Pemex; una vez que revisamos y comprobamos su viabilidad, desarrollamos el modelo
para posteriormente ser presentado ante la Agencia de Seguridad, Energía y Ambiente (ASEA)”, explicó.
“Se cuenta con tecnología de punta y son instalaciones con cables blindados, equipos tecnológicos de
vanguardia que finalmente ponen a Combured y a Pemex a la vanguardia a pesar de ser gasolineras de bajo
consumo”, agregó el Director de GASORED.

20 Perfiles: Apuesta Combured por Estaciones de Servicio
to de alta resistencia que los hace
completamente seguros.
Asimismo, están integrados en
un contenedor a prueba de
impacto mientras
que los dispen-
sarios cuentan
con tecnología
de punta. Tam-
bién se tiene
internet sateli-
tal para la trans-
misión de información
a Pemex; para cumplir
con las disposiciones
hacendarias de transmisión de in-
formación y para la recepción de
pagos con tarjeta.
REFORMA ENERGÉTICA Y SUS
CONSECUENCIAS
Rumbo al final de la entrevista, el
Lic. Roberto Díaz compartió con
Oil & Gas Magazine su opinión
sobre la Reforma Energética, la
apertura a nuevos competidores
y la liberación de precios
que anuncia
p r ó x i m a -
mente su
llegada.
“Yo creo que
esta Refor-
ma significa
el abrir oportuni-
dades a la Iniciativa
Privada nacional o
extranjera para integrarse en aque-
llas actividades que antes estaban
reservadas exclusivamente para
Pemex, de tal forma que aquellas
actividades en donde cada quien
puede especializarse y la pueda
llevar a cabo de la mejor forma se
puedan capitalizar de forma muy
eficiente. En GASORED, seguimos
trabajando y preparándonos igual
que todos los empresarios mexica-
nos”.
“Estamos abiertos a la competen-
cia… creemos que al final ésta nos
obliga a mejorar y que el consumi-
dor sea el que se beneficie. De igual
modo, estamos también pensando
que son nuevas oportunidades en
las que debemos reinventarnos (…)
esta nueva competencia la vamos ir
prácticamente formando todos jun-
tos”, concluyó.
personas resultarán beneficiadas
con la instauración de esta
gasolinera de bajo consumo en el
Municipio de Cerro de San Pedro
en San Luis Potosí.
APROXIMADAMENTE
5600
Este modelo ‘llegó
para quedarse’.
Es muy probable
que para el
próximo año se
vean Estaciones
de Servicio de este
tipo en todo el país
ROBERTO DÍAZ
DE LEÓN MARTÍNEZ

2322
Dos retos en el mercado
de combustibles
Por: Marcial Díaz
Desde la Perspectiva: Marcial Díaz
Hemos pasado de la creación del
marco jurídico para las reformas
del sector a la implementación
de las mismas y justo nos
encontramos con dos grandes
retos para vencer en los próximos
años dentro del sector de
combustibles:
PRIMER RETO: LA OTRA
COMPETENCIA
Al día de hoy sólo hay dos formas
de obtener combustible, una
puede ser mediante un contrato
de suministro con PEMEX y la
otra por medio de las tomas
clandestinas; la red de ductos
que recorre varios partes el
territorio nacional se encuentra
en constante vulnerabilidad pues
la cantidad de tomas clandestinas
que se presentan hacen que el
transporte por este medio se vea
afectado y como consecuencia
se hagan paros operativos para
reparar y por ende afectar el
abasto puntual en la distintas
terminales del país.
Se deberían mover más de tres
millones de barriles al día por
medio de la red de ductos, pero
el promedio real se estima en
1.4 millones de barriles por día,
es decir un 49% menos del total
de la capacidad instalada es lo
que se mueve. En septiembre
Pemex publico un documento
denominado: Comportamiento
de desviaciones volumétricas
y tomas clandestinas, el cual
destaca que la mayor cantidad
de tomas clandestinas es donde
el crimen organizado mantiene
un control para transportarlo y
comercializarlo.
PRINCIPALES DUCTOS
PICADOS
• Tramo Minatitlan-Mendoza-
México 1395 tomas
• Tramo Madero-Victoria 342
tomas
• Tramo Salamanca-Vista Alegre-
Zacatecas 303 tomas
• Tramo Salamanca-Guadalajara
281 tomas
• Tramo Cadereyta- Reynosa-
Browsville 245 tomas
Según los datos de un
año a otro estas tomas
van creciendo y no se
logra revertir el daño que
esto causa tanto para
la empresa productiva
del estado como para el
mercado de combustibles
en varias partes del país,
toda vez que es conocido
que el producto que se
sustrae de los ductos
se comercializa y por lo
general se hace por los
canales convencionales,
lo cual genera una
competencia desigual.
SEGUNDO RETO: LA APERTURA DEL MERCADO DE GASOLINAS
Ante esta apertura que se pretende dar a partir del 1 de enero de 2017 estamos en la transición de
dejarque una sola empresa realice toda la cadena desde la producción, distribuciónycomercialización,
a que otros ejerzan un papel importante en el sector ofertando una serie de servicios que generen
mayor competencia, para esta apertura se estima que se requieren cuando menos dos años, en
tanto se logran dar las condiciones de competencia entre empresas para la venta del producto.
La Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicará una vez que reciba una opinión de la Comisión
Federal de Competencia Económica (Cofece), a más tardar el 31 de diciembre, el calendario de
apertura en las distintas regiones.
La apertura arrancará en 2017 y terminará el último día de 2018, según la propuesta de Ley de
Ingresos de la Federación que presentó la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
Para entender cómo se formulará el precio en donde no exista precio máximo al público se debe
calcular de la siguiente forma:
La realidad es que ante estos dos factores es imposible pensar que con la apertura dejará de haber
combustible robado y que existirá en una gasolina más barata; por lo que estamos en presencia de
dos de los grandes retos que se enfrenta la implementación de esta reforma que vino a mover a
México.
Donde no existan estas condiciones, Hacienda establecerá el
precio máximo y se promoverá la competencia.
El subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía,
Aldo Flores, afirma que bajar el precio de la gasolina es un
proceso costoso para el Estado y que no es posible saber si el
costo del combustible se reducirá en 2018.
PRECIO DE REFERENCIA
AJUSTE DE CALIDAD
COSTO DE LOGÍSTICA
AL PUNTO DE VENTA
IEPS
IVA
COSTO LOGÍSTICA
A LA TAD
COSTO DE MANEJO TAD
INGRESO COMERCIAL DE
PEMEX
PRECIO DE
VENTA DE
PRIMERA MANO
PRECIO EN TAD

24 Desde la Perspectiva: Marcial Díaz
NUMERALIA
• 48.5% el grado de utilizaciópn de los ductos de
Pemex
• El ducto Tuxpan-Azcapotzalco opera al 79% de
su capacidad.
• El ducto Cadereyta-Reynosa-Browsville opera
al 78% de su capacidad.
• El ducto Salamanca-León opera al 65% de su
capacidad.
• El ducto Tula-Salamanca opera al 70% de su
capacidad.
• 3 millones de barriles de petrolíferos diarios es
la capacidad de transporte por ducto.
• 1 barril = 42 galones = 159 litros
• 477,000,000 millones de litros
• 1 pipa = 30,000 litros
• 15,900 pipas al día
LA REALIDAD
• 1.44 millones de barriles diarios son los
petrolíferos que se transportan por los ductos de
Pemex
FUENTES: PEMEX “COMPORTAMIENTODE DESVIACIONES
VOLUMÉTRICAS Y TOMAS CLANDESTINAS” 2016.
COFECE, SENER, CRE.

2726 Desde la Perspectiva: Ramsés Pech
Hidrocarburos,
espejismo de una
Por: Ramsés Pech Razo
El mundo cambia en base a sus
necesidades, la economía cambia
a según la percepción de pérdida
de valor de un país. La OPEP se
reunión y comento al mundo que
a según bajaría a 32.5 millones de
barriles por día desde los actua-
les 33.24 millones; son alrededor
de 740 mil barriles diarios, pero la
pregunta que debemos de reali-
zar qué tipo de crudo se dejara de
producir pesado o ligero.
Esta producción equivale a la con-
traída por parte de EUA a según
la EIA. El pico más alto de pro-
ducción de EUA fue en Abril del
2015 de 9.63 Millones de barriles
diarios y el mismo mes pero en el
2016 fue de 8.95 MBD, equival-
dría a una disminución de 680 mil
barriles diarios, a el mes de julio
de este año producía 8.68 MBD
con una contracción de 950 mil
barriles diarios.
locales de EUA al poder aumentar
su producción, cuyo objetivo es
no incrementar los precios de la
gasolina y diésel dentro del país,
basados en el ambiente político
que se vive hoy en el turno de las
elecciones más polarizadas no por
decisión de voto, si no por per-
cepciones de la calidad del futuro
mandatario. Es decir, mantener al
ciudadano con un poder adquisi-
tivo alto, basando la economía:
•En su movilidad interna para que
el flujo de efectivo circule mante-
niendo y/o incrementando el nú-
mero de empleos
•Percepción del consumidor
• Fortalecimiento del dólar en
forma global al mantener sin va-
riación las tasas de interés inter-
bancarias por la FED.
La estrategia de la OPEP; es una
apuesta arriesgada al tratar de
predecir el futuro de que pasa-
ría si recortaran la producción,
las reacciones fueron incremento
del precio del barril en forma ins-
tantánea y luego se mantuvo, con
los futuros al día de hoy a la baja
para mantenerse en una banda al
2018 no mayor de los 48 a 54 dó-
lares por barril promedio del cru-
do mundial.
La OPEP finalmente parpadeó en
su guerra de precios de dos años
con los productores de petróleo
de Estados Unidos de la parte de
Shale Gas/Oil; la cual indica que
pudiera ayudar a incrementar el
Las declaraciones emitidas por la
OPEP son bajo una presión eco-
nómica de ingresos de los países
pertenecientes a esta organiza-
ción y no de índole de incremen-
to de precios, es decir no pueden
continuar sosteniendo la produc-
ción ante el incremento del valor
del dólar y los costos de las tec-
nologías, equipos, materiales y
herramientas que son cotizadas
en dólares, al comprar por estos
número de empleos al reinstalar
un promedio de 100 a 150 equi-
pos para el 2017, siempre y cuan-
do la OPEP respete lo susodicho
en días recientes el día 30 de
Noviembre que se reunirán, esta
organización genera el 40 por
ciento del total de la producción
mundial.
La estrategia de la OPEP incito a
que 60 compañías petroleras se
declararon en quiebra en los úl-
timos 30 meses. A nivel mundial,
las compañías de petróleo y de
gas natural han recortado cerca
de 350,000 puestos de trabajo
desde que los precios alcanzaron
su punto máximo a mediados de
2014 a según información del
portal de fuelfix.
Actualmente en Shale Gas/Oil se
necesitan precios que estén en-
tre los 40 a 50 dólares por barril
para poder ser productivos, pero
ante la disminución de la produc-
ción en este tipo de formación,
muchas empresas han podido re-
ducir sus costos para obtener ga-
nancias.
Actualmente el Shale Oil repre-
senta más del 52% del total de
crudo producido y el 53 por cien-
to en gas natural en EUA.
LA PREGUNTA; ES QUIEN PONE
EL PRECIO O LA PRODUCCIÓN
DEL CRUDO. HOY DIA NO MAS
LOS PAÍSES EXPORTADORES; SI
NO LOS PAÍSES QUE CONSU-
MEN EL CRUDO PARA TRANS-
FÓRMALO Y QUE TIENEN UNA
países o contratar a empresas que
reciben su paga en dólares, te-
niendo su moneda local muchas
veces altas depreciaciones com-
paradas con el dólar. Un ejem-
plo; es México que disminuirá su
producción en el 2017 y PEMEX
tendrá menos inversión operativa
al contratar más del 80 por ciento
en dólares.
En base a esta dos razones el más
beneficiado serían las empresas
MONEDA APRECIADA EN RE-
FERENCIA AL PAÍS QUE LES EX-
PORTA EL CRUDO.
Es importante aclarar no perder
la brújula no económica, sino de
percepciones y mensajes estraté-
gicos en la guerra de colocación
de producción en un mercado ca-
lentado por más de un lustro. Las
percepciones que debemos de
considerar en este marco geopo-
lítico del comodite de los hidro-
carburos a considerar podrían ser,
desde un punto de vista de aná-
lisis:
• Irán (ahora socio de EUA) está
jugando un papel importante
dentro de la OPEP; al gestionar
un comunicado informal de la po-
sible reducción de la producción
dentro de la organización o de
otros países que no son miem-
bros, recordando que las econo-
mías sauditas dependen de la ex-
portación.
• Los países de la OPEP; realiza-
ron con este comunicado una es-
pecie de medición de la tempera-
tura del mercado; en qué pasaría
si bajaran la producción, adonde
los precios del petróleo subieron
más de 5% sobre 48 dólares por
barril, manteniendo esta tenden-
cia. Evaluaran el comportamiento
del mercado hasta noviembre que
se reunirá y confirmaran lo dicho,
al mismo tiempo que en EUA se
gestan las elecciones y se sabrá
quién será el próximo presidente.
Es decir; cada millón que dismi-
nuya el mundo puede incremen-

tar entre un 2 a 3% promedio el
precio del barril, para llegar a los
100 dólares tendría que disminuir
alrededor de 25 millones de barri-
les diarios más del 70% de lo que
aporta este al mundo.
• La noticia sobre la posibilidad
de la reducción de la producción
de la OPEP, aprecio al dólar en
referencia a otras monedas glo-
bales, información de Blomerg,
donde a partir de la noticia el día
28 el peso se apreció y la mo-
neda de Arabia (AR) y Irán (IRR),
se deprecio respecto al dólar. Es
importante entonces entender;
cualquier percepción geopolítica
que influya sobre el dólar, ayuda a
la apreciación del peso, pero ante
una disminución de producción
por parte de la nación y la baja de
inversión de PEMEX, esto ya no
será sostenible, aunado al incre-
mento de la deuda de México y la
posible disminución de sus califi-
caciones crediticias.
EUA al tener una moneda fortalecida y poder hacer las empresas inversiones en un barril de 40 a 50 dóla-
res, puede sustituir el crudo que la OPEP u otros dejen de producir, siendo que no están ligados a acatar
las regulaciones que dictaminen; este fortalecimiento del país norteamericano se basa en haber dejado la
dependencia del crudo de importación y sustituirlo por el incremento de producción de crudos ligeros y gas
natural en la formación de Shale Gas/Oil.
EUA es el mayor consumidor de combustibles a nivel mundial, pero a su vez el mayor exportador. La gaso-
lina es el de mayor valor a exportar como podemos observar en la siguiente tabla:
EUA en 1945 producía alrededor de 2.5 Millones de Barriles diarios. Refinando en una banda de 2.5 a 5
Millones de barriles diarios de 1945 a 1970, acelerando la construcción de refinería a raíz de la crisis de
1973. Mantenido la banda de 5 a 7.5 millones de barriles diarios de 1970 a 1996. Hoy día ha superado los
10 millones de barriles diarios refinados. Confirmando que EUA se basa su economía en la movilidad de su
gente para la transición de flujo de efectivo de un estado a otro.
La pregunta entonces es; EUA permitirá que el crudo se incremente su precio; la respuesta es no.
LA OPEP fue una estrategia de mercado lo anunciados; si fue para medir la temperatura del mercado.
México es el mayor receptor de las exportaciones de gasolina del motor de Estados Unidos.
El anuncio emitido por parte de
la OPEP, ayudara al presidente
OBAMA a mitigar un poco la caí-
da de la actividad de perforación
y terminación de pozos en la re-
gión de Shale Gas/Oil. El comuni-
cado incremento; en un solo día
a según datos de Baker Hughes
en 11 taladros, pasando de Mayo
a Septiembre de 406 a 522. Pero
esto se podrá incrementar hasta
un máximo de 800 equipos, basa-
do en que solo se necesitan incre-
mentar 700 a 800 mil barriles dia-
rios, el crudo producido por EUA
es ligero, el cual se necesita para
las refinerías que tienen como
materia crudo pesado y siendo
que estados unidos ahora es ex-
portador.
Si comparamos la demanda contra
la producción podemos indicar,
que la demanda va en aumento
pero la producción va disminu-
yendo, debido a que es más difícil
colocar hoy día el crudo dentro
del mercado mundial. EUA su cru-
do más del 45% es ligero.

México está perdiendo; Sí. El dólar se apreció y los combustibles costaran más; debido a que son parte de
nuestra balanza comercial. La fórmula empleada por la nación vía la SHCP aprobada por la cámara de dipu-
tados, tendremos posiblemente una gasolina subsidiada virtual, debido a que PEMEX; es la única empresa
que importa hoy día y la que tendrá que absorber el costo del precio de referencia de la gasolina a según
reza la fórmula del cálculo del precio máximo.
Es importante que la formula cambie el tipo de impuesto y el porcentaje que se paga por cada litro, debido
a que habrá menos importadores que quieran traer la gasolina al tener pesos y comprar en dólares.
La gasolina pudiéramos alcanzar el precio en una banda que estaría fluctuando entre 15 a 17 pesos para el
2017; si se mantienen los mismos tipos de impuestos.
En la tabla siguiente si consideramos el galón de gasolina regular promedio constante y que sería el precio
de referencia; podemos ver que la gasolina debería costar y alguien la está absorbiendo que en este caso
es PEMEX.
Con estos datos que podemos resumir:
• EUA; es quien controla el mercado de hidrocarburos y petrolíferos.
• OPEP; basara su política en percepciones del mercado y la geopolítica; sin influir en base a que no podrá
disminuir más del millones de barriles diarios.
• Los países que no son de la OPEP, deberán estar atentos a las variaciones que EUA tenga si incrementa
la producción de Shale Oíl o Gas
• Los países que dependen se su economía para el crecimiento del país de la exportación de crudo, deberán
cambiar a una política de aseguramiento de la movilidad del flujo de efectivo dentro de cada país.

3332 Desde la Perspectiva: René Ocampo Hernández
“Desbastando el esquisto”
Por: Dr. Jesús René Ocampo Hdez.
Causas y necesidades de la Reforma Energética en México.
No me gusta hablar de la situa-
ción que guarda el petróleo mexi-
cano en relación a la economía
nacional o internacional, sin em-
bargo, en esta ocasión, me gusta-
ría traer un poco de luz a todos
ustedes, lectores que cada mes
me hacen el gran honor de leer
esta columna, ya que es opinión
del suscrito, que es de suma im-
portancia saber lo que en realidad
está sucediendo con el modelo
económico adoptado por México
a través de la reforma energética,
en relación con el petróleo, anali-
zando la historia de esta industria
y su relación en el concierto de las
naciones.
En todo el mundo, las economías
que han tenido como base de su
economía el petróleo, están cam-
biando sus modelos petroleros
bajo tres esquemas.
1. Contrato de servicio.
2.Contratos de producción
compartida.
6
La propiedad de los hidrocar-
buros en algunos casos, pasa
al inversionista en el punto de
exportación o de entrega.
En América, desde Canadá y hasta
países con diferentes modelos eco-
nómicos como Cuba y Venezuela
han adoptado estos esquemas de
contratación, en particular el de las
concesiones.
Ahora bien, analicemos la historia
de México para poder así descubrir
que es lo que ha originado la nece-
sidad de la reforma energética en
nuestro país.
ANÁLISIS HISTÓRICO
1911-1938
En este periodo la mayoría de la in-
dustria petrolera estaba en manos
de extranjeros.
1837-1938
Para el año 1937 estalla un con-
flicto laboral entre los trabajadores
mexicanos de la industria y las em-
presas extranjeras, y las autorida-
des mexicana fallan a favor de los
trabajadores por lo que estas em-
presas extranjeras se amparan, sin
embargo se vuelve a fallar a favor
de los obreros, lo que no fue acep-
tado por los extranjeros, así que el
18 de marzo de 1938, El presiden-
te, Gral. Lázaro Cárdenas Del Río,
decreta la expropiación de 17 com-
pañías petroleras.
El 7 de junio de ese mismo año se
formó Petróleos Mexicanos PE-
MEX.
3. Concesiones.
En el caso de México, con la refor-
ma energética se busca la inver-
sión extranjera mediante conce-
siones, este esquema señala que
el recurso es de la nación, pero
se puede concesionar la explora-
ción y explotación a una empresa
petrolera, la cual la convierte en
dueña de la producción y por la
cual paga una regalía por dicho
derecho de propiedad e impues-
tos por las utilidades obtenidas
(Ortega Lomelín, 1995).
Aunque también aplican algunos
preceptos del esquema de los
contratos de producción, en este
tipo de contratos, se compar-
te entre el gobierno huésped, la
compañía petrolera del país y em-
presas privadas y la producción se
reparte con base en la inversión.
Las principales características de
este tipo de contrato son las si-
guientes (Ortega Lomelín, 1995):
1938-1946
Durante este periodo se diseña y
se aterriza en el modelo petrolero
y se realiza el enfoque comercial
hacia el mercado interno.
Es importante señalar que duran-
te este periodo, PEMEX no esta-
ba sujeto a ningún régimen fiscal,
por lo que no pagaba impuestos,
lo que le permitió aprovechar to-
dos sus recursos para la re inver-
sión en beneficio de la empresa,
ayudándole a consolidarse.
1946-1958
Es en este periodo que PEMEX
apoyo a la industria, atendiendo
exclusivamente al mercado na-
cional y exportando únicamente
sus excedentes, contribuyendo al
gasto público a través del pago de
impuestos.
1959-1973
Durante este periodo, PEMEX al
verse incluido a un régimen fiscal,
no tenía los recursos suficientes
para la exploración y producción,
acudiendo a créditos externos, así
mismo, al no poder satisfacer las
necesidades del mercado nacio-
nal, suspendió las exportaciones.
Así que el incremento de la de-
manda interna y la incapacidad
para financiar con nuestros recur-
sos la expansión de la empresa,
derivaron en una crisis de autoa-
bastecimiento, por lo que se tuvo
que importar crudo.
Para combatir esta crisis, PEMEX
realizó un ambicioso programa de
1
Es un contrato para explora-
ción y explotación de gas y
petróleo entre el gobierno y
un inversionista privado, sea este
nacional o extranjero.
2
En algunos casos, los minis-
terios o secretarías de ener-
gía ejecutan los trabajos.
3
El contrato es un mecanis-
mo por el cual se comparte
la producción medida en in-
gresos, los cuales se basan en los
porcentajes de participación de
las partes del contrato.
4
Los costos de operación
son recuperados de la pro-
ducción a través de las for-
mulas definidas en el contrato.
5
El inversionista tiene dere-
cho a tomar y usar de forma
independiente su porción
de petróleo y gas.
exploración en el sureste del país,
descubriendo y confirmando la
existencias de grandes reservas,
lo que mejoró la economía de
esta empresa.
CONSECUENCIAS
La principal consecuencia de la
crisis petrolera en México, deriva
en la deuda externa, esta se ori-
gina en virtud de que para poder
efectuar la exploración, se recu-
rrió a préstamos externos, garan-
tizados con las exportaciones de
hidrocarburo, esto ocasiono que
la exportación, producción, deu-
da y PIB se petrolizaran.
En 1980 se presentó un problema
de sobre oferta, conocida como
1980’s oil glut, por la caída en la
demanda, lo que originó que el
precio del petróleo bajara consi-
derablemente de los 35 dólares a
menos de 15 dólares por barril.
En 1980, los precios del crudo
Maya y del Istmo eran de 16.5
y 19.2 dólares por barril respec-
tivamente, para 1986, el costo
descendió dramáticamente a 4.6
y 5.8 dólares por barril (Álvares de
la Borda, J., 2006).
Algunas de las causas del bajo
consumo de combustible fueron
las medidas que tomaron algu-
nos países debido a sus elevados
índices de contaminación, como
límites de velocidad, así mismo
se desarrollaron nuevos produc-
tos sustitutos para el ahorro de
energía y los automóviles que
se producían dejaron de ser de
8 cilindros para empezar a sacar
al mercado vehículos de 4 y 6 ci-

34 Desde la Perspectiva: René Ocampo Hernández
lindros. Ante este panorama, el
presidente José López Portillo,
sostuvo la postura de no bajar
los precios del petróleo ante lo
acontecido a nivel mundial, lo que
provoco una drástica baja en las
ventas, lo que terminó afectando
el pago de la deuda externa.
Todo lo descrito anteriormente
origino una terrible enfermedad
holandesa en virtud de que la
economía mexicana estaba alta-
mente petrolizada.
En 1994 se presenta una crisis
económica en México derivada
por una combinación de impactos
devaluatorios con insolvencias
bancarias, esta crisis se le cono-
ció como “el efecto tequila”. Lo
anterior, provocó que debido a la
enfermedad holandesa, se des-
cuidara el sector agropecuario
y la industria de la manufactura,
ocasionando el efecto tequila. La
cura a esta terrible enfermedad
empezó a mediante la adhesión
al GATT y la firma del TLC, lo que
Ayudó a nuestro país a no depen-
der tanto del PIB.
En todo lo que se ha analizado
en los párrafos anteriores, la his-
toria nos da grandes lecciones,
terminando con importantes
convenios de comercio interna-
cional. La apertura a la inversión
extranjera, con base en la reforma
energética, traerá competencia a
nuestro país, lo que motivara que
en PEMEX se tenga la necesidad
de contar con personal calificado
y con profesionistas capaces de
estar al nivel de empresas con es-
tándares altos en sus niveles de
capital humano, gestión del co-
nocimiento, recursos de produc-
ción, tecnológicos, financieros y
materiales.
Es así mis queridos lectores, que
espero que en estas líneas, com-
prendamos la importancia de esta
reforma energética, que como leí-
mos, la historia da la razón a este
cambio, en el cual, todos debe-
mos de trabajar, para el engran-
decimiento de nuestra nación,
seamos más pro activos y menos
reactivos.
E.C.
BIBLIOGRAFÍA:
Álvares de la Borda, J. (2006). Crónica dek petróleo en
México de 1863 hasta nuestros días. México: Petró-
leos Mexicanos.
Ortega Lomelín, R. (1995). Resticciones legales de
la contratación de Petróleos Mexicanos. Biblioteca
virtual del instituto de investigaciones juridicas de la
UNAM.

3736 Desde la Perspectiva: César Augusto Rangel García
El acuerdo de la OPEP
y la realidad de la
producción global:
mercado y estrategia
Por: César Augusto Rangel García
bargo. Tal como ha ocurrido en la
actualidad con la volatilidad del
peso mexicano frente al inestable
precio del petróleo, en 1973 el
dólar se devaluó un 8% por efecto
mismo del bloqueo. Como es lógi-
co, el precio del barril se duplicó y
la industria comenzó a tener cor-
tes de suministro.
México jugaría entonces un papel
relevante como resultado de esta
crisis energética. El presidente
José López Portillo aprovechan-
do el incremento a la cotización
del barril, implementó una políti-
ca de aumento de la producción
para dirigirlo a exportaciones.
Una primera solución por par-
te del gobierno de los Estados
Unidos la buscó en la propia re-
gión norteamericana, por lo que
conjuntamente con el gobierno
mexicano, a través de la Organi-
zación para la Cooperación y el
Desarrollo Económico (OCDE) y
la Agencia Internacional de Ener-
gía (AIE) buscaron hacer frente al
embargo y reducir los costos del
barril de crudo. El petróleo mexi-
cano, aunque apenas cubría una
pequeña parte del consumo nor-
teamericano, comenzó a adquirir
un rol relevante en lo que poste-
riormente se consolidaría como
una política regional materializa-
da con diversos acuerdos comer-
ciales. Podemos establecer este
acuerdo como el primero en ma-
teria de “política de producción
regional” acordado mutuamente
en la historia moderna de Améri-
ca del Norte. En 1979 el descu-
La Organización de Países Expor-
tadores de Petróleo (OPEP) fue
fundada en 1960 en Bagdad, Iraq,
en 1960. Sus primeros países
miembros fueron: Irán, Kuwait,
Arabia Saudita y Venezuela. Pos-
teriormente se agregaron Qatar
(1961), Indonesia (1962), Libia
(1962), los Emiratos Árabes Uni-
dos (1967), Argelia (1969), Nige-
ria (1971), Ecuador (1973), Gabón
(1975) yAngola (2007). Por lo que
en la actualidad cuenta con 14
miembros activos1
.
En términos absolutos, esta orga-
nización controla en la actualidad
alrededor del 35% de la produc-
ción global de crudo, obteniendo
brimiento de Cantarell, consolidó
a México como un país con po-
tencial exportador y la eventual
apertura de capitales le permitió
insertarse en la dinámica del co-
mercio global.
Fue hasta 1979-1982 que la co-
tización del barril comenzó a es-
tabilizarse, dejando en los países
importadores y altamente indus-
trializados la clara consigna de
Aunque hasta este punto la pro-
ducción global parece encontrar-
se bajo solo un control geoestra-
tégico, la realidad es que, de 1973
a la fecha, el mercado petrolero
ha adquirido una gran compleji-
dad que hace mucho menos sen-
cillo su análisis y con ello su pre-
dicción. Los complejos sistemas
financieros y las múltiples modali-
dades de políticas de producción
hacen que el establecimiento de
metas conjuntas quede en oca-
siones fuera de los escritorios de
planificación comercial y se tras-
lade a las mesas de toma de deci-
siones financieras de la industria
global. Los mercados locales y
una potencial influencia sobre el
precio al tener la capacidad de fi-
jar políticas de bombeo, acordar
limitar o incrementar la produc-
ción de sus países miembros.
El manejo de la producción global
siempre ha tenido un fuerte matiz
geopolítico y con ello estratégi-
co, que en diferentes coyunturas
hace que la política de producción
de los países exportadores se ale-
je de criterios de mercado y siga
lineamientos que pueden ir desde
la consensuada búsqueda de una
estabilización de costos globales,
hasta el manejo militar y políti-
co de los niveles de producción.
Existen demasiados ejemplos que
reducir los márgenes de depen-
dencia del exterior. De 2008 a
2016 la producción de los Esta-
dos Unidos se incrementó de 4
millones de barriles diarios (mbd)
a 14 mbd, acercándose rápida-
mente a la autosuficiencia, consi-
derando un consumo aproximado
de 20 mbd. ¿A quién beneficia
una alta cotización y a quién una
baja cotización? En la realidad no
regionales, en la constante bús-
queda de competencia y posicio-
namiento, hacen que la cohesión
dentro de las organizaciones pro-
ductoras no resulte del todo sim-
ple para fijar acuerdos como el de
control de precios.
La OPEP logró en septiembre de
2016 impulsar un acuerdo que
permitiera fijar un congelamien-
to de la producción encaminada
a estabilizar los precios del barril,
que de 2014 a la fecha pasó de
los 100 dólares a promediar ape-
nas 40 dólares por barril prome-
dio (dpb)2
. A este acuerdo even-
tualmente se sumó Rusia como
país no miembro.
nos darían cuenta de ello, el caso
históricamente más relevante fue
el bloqueo llevado a cabo en la
década de los 70 por parte de los
países árabes en contra de aque-
llas naciones que habían apoyado
al Estado de Israel en la guerra
de Yom Kipur. La medida incluyó
entonces al principal consumidor
de crudo del planeta, los Estados
Unidos, que de un momento a
otro pasó de la relativa estabili-
dad y el crecimiento industrial, al
desabasto crítico de petróleo.
Los enormes núcleos urbanos na-
cientes como efecto de la indus-
trialización en los Estados Unidos
padecieron fuertemente el em-
1. Organization of the Petroleum Exporting Countries. “Member Countries”. OPEC 2016. URL: http://www.opec.org/opec_web/en/about_
us/25.htm
2. Secretaría de Economía. “Históricos Precios Diarios Petróleo WTI, Brent y MME”. SE, Servicio Geológico Mexicano. URL: http://portalweb.
sgm.gob.mx/economia/es/energeticos/precios-historicos.html

3938 Desde la Perspectiva: César Augusto Rangel García
existe una sola respuesta para esa
pregunta, puesto que el mercado
petrolero no solo depende del
manejo geopolítico, ni tampoco
puede desvincularse de él. Si bien
aparentemente el estado actual
del precio en niveles bajos parece
reflejarse como una “crisis”, para
otros sectores representa la opor-
tunidad exacta para incrementar
su producción ante la baja de sus
gastos en materia prima. Las na-
ciones importadoras, por ejemplo,
encuentran en ello un “insumo na-
tural” de mercado del cual muchas
industrias se ven beneficiadas. Si
en México aún prevaleciera la po-
lítica de subsidios al precio de las
gasolinas, este insumo de merca-
do le permitiría reducir ese gasto
al bajar de forma natural el precio
a los consumidores, los costos de
generación eléctrica vieron una
reducción favorable a los usuarios
como efecto de ello.
refinación, paros constantes, y re-
ducciones presupuestarias sin cri-
terios de rentabilidad mínima. Los
escenarios de la volatilidad actual
del barril de petróleo han hecho
que los gobiernos intervengan en
el mercado buscando el acuerdo
que estabilice el precio cuando
menos por encima de los 50 dpb,
dando una apariencia de certi-
dumbre y control gubernamental.
El acuerdo de la OPEP encamina-
do en ese sentido, sin embargo,
encuentra de frente a una reali-
dad de mercado que puede vol-
verlo no significativo.
Si bien la Agencia Internacional
de Energía (AIE), prevé con opti-
mismo que ante un acuerdo en el
interior de la OPEP podría estabi-
lizar el mercado en el segundo se-
mestre de 2017,3
el cumplimien-
to del acuerdo no ha encontrado
un consenso tan fuerte entre los
miembros de la Organización.
Libia, Irán y Nigeria recién anun-
ciaron un incremento en su pro-
ducción por volúmenes similares
al recorte planteado. Libia, con
una dependencia de las expor-
taciones del 97% y un conflicto
armado sin fin, no solo enfrenta
problemas evidentes de planifi-
cación, sino de gobernabilidad
mínima, este hecho le ha llevado
a no garantizar el control sobre
los pozos petroleros dentro de
su territorio ni sobre los puertos
de embarque para las exporta-
ciones. Con el derrocamiento de
Muammar Gaddafi, la inestabi-
lidad política no ha hecho sino
imposibilitar el establecimiento
Por otro lado, también es verdad
que esta misma circunstancia sí
se refleja como una crisis en otros
rubros, ello, dependiendo de las
características propias de donde
se le analice. México y Venezuela
son buenos ejemplos de un mal
manejo estratégico derivado de
la dependencia en ingresos fisca-
les petroleros que en la actuali-
dad tiene a sus finanzas públicas
en estado crítico; aunque si bien
esto no es un mal único de cier-
tos Estados, puesto que las em-
presas petroleras también han
resentido esta reducción de in-
gresos teniendo que ajustar fuer-
temente sus proyectos a la baja,
si adquiere mayor relevancia un
mal manejo Estatal de la política
energética y recaudatoria que el
manejo financiero de una empre-
sa. En otra arena, para los produc-
tores de no convencionales, esta
cotización también les ha signi-
de un gobierno de transición. En
fechas recientes, una milicia de-
nominada “Guarda de las Insta-
laciones Petroleras” que controla
los cuatro principales puertos de
embarque, acordó con el gobier-
no permitir las exportaciones cu-
yas bajas fiscales han representa-
do la caída de 1.2 mbd en 2010,
a solo 200 mil en la actualidad.
Independientemente de los con-
flictos internos, Libia tendrá en el
mediano plazo toda la intención
de recuperar mercado. En Nige-
ria Exxon Mobil y Royal Dutch
Shell también han configurado
proyectos que en el corto plazo
estarán listos para abastecer los
mercados con cuando menos 500
mil barriles diarios adicionales.
Irán, que en los últimos años ha
salido de las sanciones interna-
cionales que afectaron su produc-
ción de crudo, ha implementado
una agresiva política de recupera-
ción de mercado, bombeando 3.7
millones de barriles durante sep-
tiembre y 3.8 en agosto (2016).
Los objetivos declarados es llegar
a una producción superior a los 4
millones bdp diarios.
Iraq por su parte, se ha mostrado
poco satisfecho con el acuerdo y
ha manifestado estar inconforme
con los mecanismos de medición
que la OPEP utilizaría para medir
el recorte de cada país miembro 4
.
El ministro de Energía de Qatar,
Mohammed Al Sada ha buscado
consolidar el acuerdo, acercándo-
se informalmente a naciones pro-
ductoras fuera de la OPEP, como
Rusia y México, en el marco del
ficado la suspensión de distintos
proyectos que, dadas las comple-
jidades tecnológicas de estos, re-
quieren cotizaciones por encima
de los 50 o 60 dólares. El manejo
estratégico del sector energéti-
co ha exhibido aquellas naciones
débilmente preparadas para este
tipo de escenarios y, por el con-
trario, ha mostrado la fortaleza de
aquellas que han logrado prevale-
cer en el mercado, el ejemplo de
los productores de shale en los
Estados Unidos se muestra como
el caso más emblemático de esta
lucha por el mercado y el acele-
rado desarrollo tecnológico a la
luz de la crisis. Este ejemplo bien
puede ser contrastado inversa-
mente proporcional con el estado
actual de la refinación en México:
combustibles cuya finalidad de
venta es la compensación fiscal
de la caída de los ingresos por
exportaciones, baja capacidad de
Congreso Mundial de la Energía
en Estambul5
, cuyos efectos se
entablarán el 28 y 29 de octubre,
en la próxima sesión en Viena de
la OPEP. En el caso de México, el
marco de la implementación de
la reforma energética hace invia-
ble cualquier planteamiento de
reducción en la producción que,
en Plan Quinquenal 2015-2019
de la Secretaría de Energía, esta-
blece igualmente recuperar mer-
cado e incrementar los proyectos
energéticos. Si a este panorama
sumamos las transformaciones
políticas de América del Sur, tam-
bién tendríamos que añadir el re-
lanzamiento de la política energé-
tica de Argentina y Brasil, cuyos
nuevos gobiernos han planteado
nuevos proyectos y la búsqueda
de nuevas inversiones, traducidas
al final del día, en proyecciones
de mayor producción.
Para algunos analistas el acuerdo
es visto como una solución po-
sible para aquellos sectores que
se han visto fuertemente perju-
dicados con los bajos costos del
petróleo crudo, para otros, un
acuerdo de estabilización no solo
es visto con escepticismo sino
como un mecanismo anacrónico
en donde la fuerza de la dinámi-
ca de mercado adquiere mucha
mayor influencia que el cabildeo
gubernamental. Lo cierto es, que
este panorama, es una oportuni-
dad única para evaluar el estado
actual de la industria global en
su regulación estratégica-geopo-
lítica y la independencia que los
mercados han adquirido de ellas.
ELABORACIÓN: EL FINANCIERO, PUBLICADA EL 12.10.2016
3. Bloomberg. “AIE prevé reequilibrio de mercado antes, si OPEP respecta acuerdo”. El Financiero. 12.10-2016, p 25.
4. Faucon Benoit. “La necesidad bombea contra el plan de la OPEP”. Reforma-Negocios, p 6. 12.10.2016.
5. Reuters. “OPEP busca más apoyos para su plan”. El Economista. Termómetro. 13.10.2016. p10.

4140 Desde la Perspectiva: Rafael Díaz
Cómo construir
indicadores claves
de desempeño no
financieros (KPIs)
Por: Dr. Rafael Alfredo Díaz Real, PMP, PMI-RMP, CSM
Dentro de lo que es la gestión de
la calidad en todo proceso queda
claro que lo que no se puede me-
dir no se puede mejorar. Si no sa-
bemos dónde estamos no pode-
mos orientarnos para ir a donde
queremos y si no sabemos a dón-
de queremos ir, entonces, da igual
el camino que tomemos. En otras
palabras, nunca podríamos (ex-
cepto por azar) llegar a cumplir la
misión y visión organizacionales.
Por otro lado, de acuerdo a Kaplan
y Norton (Kaplan, 1992), lo que
mides es lo que obtienes. Esto
implica que si no sabes lo que mi-
des ni como lo mides, ni para qué
lo mides, y eso no te da ninguna
información útil, al final tu medi-
ción es eso, inútil. De ahí que sea
¿Cuáles son entonces las preguntas claves para instaurar un sistema
de medición nuevo o para evaluar el actual y considerar, en su caso,
las modificaciones correspondientes?
• ¿Provee información para alcanzar objetivos estratégicos?
• ¿Da un retrato del progreso y la probabilidad de lograr los objetivos
estratégicos de largo plazo?
• ¿Identifica las causas centrales de las barreras al logro?
• ¿Establece prioridades en las necesidades de mejora?
• ¿Guía en la determinación de las acciones requeridas para lograr los
objetivos?
• ¿Alinea los procesos y tareas con el valor que estos crean?
• ¿Son los KPIs definidos fáciles de usar?
• ¿Involucra a todos los miembros de la organización?
De aquí determinamos si podemos desarrollar un nuevo sistema sea
porque no hay uno actual o porque hay que restructurar el actual, o si
hay otras tareas pendientes de resolver para realmente poder medir el
valor en nuestra organización.
Ahora para poder construir estos indicadores debemos considerar los
siguientes puntos:
• Deben estar identificados con nombre claro y auto-explicativo.
necesario saber qué mides, con
qué lo mides, que sea confiable
esa medición, que esté ligada a un
objetivo estratégico y que te lleve
a una toma de decisiones.
También hay que tomar en cuen-
ta que Se está yendo de medir el
proceso y gerenciar los resultados
(Aproximación de la acción co-
rrectiva e inspección) a manejar
el proceso y medir los resultados
(Aproximación preventiva). Siem-
pre creemos que las cosas malas
no pasarán, pero cuando pasan
los costos son al menos un or-
den de magnitud mayores que los
costos de prevenir.
Recordemos que usualmente las
mediciones de los KPIs se enfo-
can al aspecto macro, financiero,
estratégico, pero la parte operati-
va y táctica usualmente no se liga
con dichos indicadores, y eso es
un error, debe haber una línea cla-
ra de comunicación y aportación
de valor desde los indicadores de
desempeño a nivel operativo, ha-
cia los tácticos hasta llegar a los
estratégicos.
En la Figura 1 podemos observar
lo que sería las categorías para las
métricas no financieras, es decir
dónde deben verificarse los im-
pactos de los procesos y/o pro-
yectos para determinar que los
indicadores nos están dando in-
formación de valor.
• Tener un objetivo claro y que lo
cuantifique. Usualmente ligado
de alguna manera a uno o varios
de los objetivos estratégicos de la
organización.
• Tener un responsable de su me-
dición / recopilación (metadatos)
- Es decir quien hace la medición,
que tenga la capacidad de hacer-
lo, y que pueda ordenar los datos
recopilados en forma tal que pue-
dan procesarse para su análisis.
• Debe especificarse su frecuen-
cia de medición.
• Deben especificarse las fuentes
consultadas. A modo que pueda
verificarse su confiabilidad en el
soporte a la recopilación de datos.
Sin embargo, este proceso de de-
finición de indicadores no está
exento de dificultades:
• Débil formulación de los objeti-
vos estratégicos y desagregación
de las metas. Cuando desde el
nivel estratégico no hay una línea
de entendimiento entre lo que
hace realmente la organización y
lo que se cree que hace.
• ¿Quién se hace cargo de ge-
nerarlos? A qué nivel debe estar
quien los genere; ya que debe en-
tender lo que ocurre a dicho nivel
(operativo, táctico, estratégico) y
poderlo ligar con los niveles ad-
juntos, hasta que esté alineado a
los objetivos estratégicos.
• ¿Cómo ponderar los resultados?
Si no tenemos un proceso claro
de obtención de información de
significancia.
FIGURA 1. PRINCIPALES CATEGORÍAS EN LAS
MÉTRICAS NO FINANCIERAS

• ¿Cómo medir aquello que de-
pende de condiciones externas?
Al no tomar en cuenta y analizar
cómo afectan los supuestos ex-
ternos.
• ¿Cómo medir lo que depende
del largo plazo? Al no tener una
planificación a corto, mediano y
largo plazo que hayan sido conca-
tenadas en logros y objetivos.
• ¿Cómo conseguir los datos ne-
cesarios? Cuando no se tiene el
conocimiento de los procesos de
medición y/o no se sabe qué ocu-
rre en los procesos que se van a
medir.
• No se cuenta con una unidad a
cargo de la generación de la infor-
mación. Cuando en la organiza-
ción no hay estructura de control
y seguimiento de los procesos y/o
proyectos.
• Pocas capacidades técnicas,
recursos para desarrollos y débil
compromiso institucional.
• El ejercicio se torna una carga
burocrática para los funcionarios
que no vislumbran su utilidad.
Cuando sin el entendimiento de la
importancia de saber el valor que
genera la organización se piensa
que todo se maneja inercialmente
y que de todas formas se gene-
rarán los recursos para que la or-
ganización siga funcionando, sin
entender que de seguir así, tanto
la organización como los puestos
y trabajos de quienes la integran
dejarán de existir.
• Tendencia a medirlo todo (ca-
tástrofe de confusión). Cuando se
piensa que el más mínimo detalle
contribuye a la generación de va-
lor y no se estructura un proceso
de priorización para la asignación
de recursos. Esta generación de
información excesiva se vuelve
caótica y resta valor al total de la
organización.
¿Qué pasa cuando evaluamos el
desempeño?
Nos trae tanto beneficios como
dificultades, entre los beneficios:
1. Apoya el proceso de planifica-
ción y formulación de políticas.
2. Posibilita la detección de
áreas-procesos problema.
3. Aumenta los niveles de trans-
parencia.
Y entre las dificultades:
1. Se detecta que existe ambigüe-
dad en los objetivos que tienen
que cumplir los organismos.
2. Puede haber escasa precisión
acerca de quienes deben respon-
der por los resultados.
3. Pueden no se establecerse las
consecuencias del buen o mal
desempeño.
Ahora para poder instaurar un
sistema de Indicadores de Eva-
luación de Desempeño es impor-
tante:
• Definir el ámbito de evaluación
(el universo de la organización y
las áreas a las que se dirige)
• Comunicar claramente cómo
será el proceso de evaluación (fe-
chas, mandatos, procedimientos,
informes, etc.)
• Detallar la metodología, los sis-
temas de información a ser desa-
rrollados y la modalidad de uso y
difusión de la evaluación hacia los
actores.
• Determinar la calidad y utilidad
de un indicador (en tanto instru-
mento de medición de las varia-
bles asociadas al cumplimiento de
objetivos) por la claridad y rele-
vancia de las metas asociadas a él.
• Establecer previamente los ob-
jetivos y metas: “lo que será me-
dido”.
• Asegurar que su medición en-
trega un “valor” de comparación
el cual está referido a alguna meta
asociada.
• Asegurar que el indicador se
oriente a medir aspectos clave, lo
que implica tener claridad de pro-
pósitos.
¿Qué es en sí un indicador?
Un indicador de desempeño es
una medida que describe cuan
bien se están desarrollando los
objetivos de un plan, programa o
proyecto.
Los indicadores tienen dos obje-
tivos:
• Función descriptiva: aporte de
información sobre el estado real
de una actuación o programa. Ej.:
Número de barriles de crudo pro-
ducidos por día.
• Función valorativa: añade a lo
anterior un “juicio de valor” ba-
sado en antecedentes objetivos.
Ej.: Número de barriles de crudo
producidos por día / Número de
barriles de crudo planificados a
producirse por día.
Los indicadores pueden definirse
con base en dos Tipologías (I y II).
Los referidos a la Tipología I:
• Son indicadores que entregan
información de los resultados
desde el punto de vista de la ac-
tuación pública en la generación
de productos:
– Insumos (¿cuántos recursos in-
vertimos? ¿Cuánto personal tra-
bajó en el proceso? ¿Cuánto dine-
ro se dispone?)
– Procesos o actividades (¿Con
qué rapidez se hace? ¿Cuánto
cuesta? ¿Cuánto se demora?)
– Productos (¿Cuántas unidades
se generan? ¿Cuántos clientes a
atendieron?)
– Resultados (¿Cómo están cam-
biando las condiciones en las que
estamos invirtiendo?) Inmediatos,
Intermedios y de impacto final.
Los referidos a la Tipología II:
• Indicadores desde el punto de
vista de dichas actuaciones en la
dimensión de la eficiencia, efica-
cia, calidad y economía:
– Economía: cuán adecuadamen-
te son administrados los recursos
usados.
– Eficiencia: cuál es la productivi-
dad de los recursos utilizados.
– Eficacia: cuál es el grado de
cumplimiento de los objetivos, #
de beneficiarios, # de usuarios,
etc.
– Calidad: cuán oportunos y acce-
sibles son los bs/servicios utiliza-
dos.
La Figura 2 muestra la interrela-
ción de los indicadores de la Ti-
pología II, hasta interactuar con la
población objetivo del servicio o
producto de la organización.
Pongamos algunos ejemplos para cada uno de estos casos de la Tipo-
logía II.
Indicadores de Economía. El concepto se refiere a la manera en que se
hace uso de los recursos financieros en pos del cumplimiento de los
objetivos.
• Ejemplos:
– Aumento de costos por errores en contratos
– Ahorros realizados en contratos por uso de sistemas informáticos
– % recursos privados obtenidos / recursos totales
– % de recuperación del costo de los servicios prestados
– Ingresos por ventas de servicios / gasto total
Indicadores de Eficiencia. El concepto se refiere a la relación entre la
producción de algo y el uso de sus insumos. Producir el máximo dados
los insumos o usar el mínimo de insumos para producir algo.
• Indicadores clásicos: los costos unitarios, los costos medios, la pro-
ductividad parcial (media).
• Ejemplos:
– Costo medio de los beneficios entregados
– Costo medio de las acciones de recaudación
– No. de auditorías / No. de auditores
– Costo total del programa / total de beneficiarios
– No. unidades inspeccionadas / No. de operarios
Indicadores de eficacia. El concepto se refiere en lograr los resultados
dentro de un intervalo de confianza aceptable (Ej. 95% intervalo de
confianza-reproducibilidad), a modo que se aceptable para la industria,
para la organización y los interesados claves.
FIGURA 2. INTERRELACIÓN DE
INDICADORES DE ACUERDO A
LA TIPOLOGÍA II

• Ejemplos:
– % de pre-escolares matriculados en programas de extensión horaria
cuyas madres trabajan respecto del total de pre-escolares matricula-
dos
– No. desempleados capacitados / Total de desempleados inscriptos
en el Sistema de Reconversión Laboral
– % de proyectos ganados en fondos concursables externos
– % de edificios públicos accesibles para discapacitados
– No. de beneficiarios / Universo de beneficiados
– % de beneficiarios que desertan del programa
– No. de auditorías / Universo a auditar
– % de reincidencia de infractores / Universo de infractores
– % Mediaciones exitosas / Mediaciones realizadas
– % delitos aclarados / delitos denunciados
Indicadores de Calidad. El concepto se refiere a la capacidad específica
de la institución para responder rápida y directa a las necesidades de
sus usuarios.
Ahora bien, ¿Cómo se integran todos estos indicadores? Una solución
es recurrir a cuadros de mando integrales (BSC) en los que se satisfa-
gan todas las dimensiones explícitamente:
Finalmente, ¿Cómo se constru-
yen los indicadores y qué pregun-
tas a responder debe uno hacerse
durante el proceso?
Etapas en la construcción de sis-
temas de indicadores:
1. Identificar y/o revisar produc-
tos y objetivos.
Preguntas clave:
• ¿Está identificada la misión, los
productos y usuarios?
• ¿Están claros los objetivos que
se debe lograr?
• ¿Están estos alineados con las
prioridades estratégicas de la or-
ganización?
• ¿Los objetivos están expresa-
dos en metas mensurables?
2. Identificar las dimensiones y
ámbitos de desempeño.
Pregunta clave: ¿qué se mide?
Ello dependerá de:
• El tipo de metas que se moni-
torean
• Las prioridades de información
tanto para fines externos como
internos
• Las prioridades de evaluación
•Los recursos disponibles (ej.
Sondeos de opinión, encuestas,
grupos de enfoque, mediciones
técnicas especiales, etc.)
3. Establecer responsabilidades
organizacionales
Según el tipo de tareas que desa-
rrolla, los centros de responsabi-
lidad:
• ¿Tienen productos claramente
asignables?
• ¿Tienen objetivos traducidos en
metas concretas?
• ¿Cuenta con la autoridad y atri-
buciones para tomar decisiones
necesarias para el logro de las
metas?
•¿Tienen recursos (humanos, ma-
teriales y financieros)?
4. Establecer referentes de
comparación (Benchmarking)
•Sobre lo planeado o
presupuestado
• Respecto de otras instituciones
comparables
• Respecto de los resultados
históricos (perspectiva temporal)
La frecuencia de la medición
depende de:
•Eltipodeindicador(estratégicos,
de gestión u operativo)
• Los usos del mismo (externos o
internos)
• Los costos asociados a su
medición
5. Construir fórmulas o
algoritmos
Esta fase se realiza cuando se
tengaclaridaddequédimensiones
se evaluará, sobre qué producto y
en cumplimiento a qué objetivos
se mide.
• Razones o relaciones entre dos
variables (Eficiencia: insumos/
productos, Economía: costos/
producto)
• Promedios simples
• Promedios ponderados
•Sistemas de clasificación
(análisis de cúmulos, minería de
datos, etc.)
6. Recopilar la información
necesaria
Los tipos de información a
recopilar:
• Contable-financiera (relativa a
costos de la producción, ingresos,
gastos, activos, etc.)
•Informaciónoperacional(niveles
de producción, estadísticas
operativas – km construidos,
alumnos matriculados, contratos
firmados, etc.)
• Información sobre resultados
o impactos (a veces requieren
estudios especiales, como
sondeos de opinión, grupos de
enfoque, etc.)
7. Validar los criterios técnicos
Es decir, lo que se considera para
que los indicadores puedan ser
aceptados, y este punto debe
estar definido mucho antes de
empezar el proceso de creación
de indicadores- Ejemplos de
Criterios de validación:
• Pertinencia (debe referirse a los
productos/procesos esenciales)
•Relevancia (respecto a sus
objetivos)
•Homogeneidad (sistema de
unidades)
•Independencia(nocondicionado
por factores externos)
• Costo
• Confiabilidad
• Simplicidad y entendimiento
• No redundancia
• Focalizado en áreas controlables
•Participación (involucrar a los
interesados relevantes)
8. Analizar los resultados
obtenidos
Esto permite:
• Revisar las metas que fueron
definidas, estableciendo si éstas
fueron o no realistas.
• Priorizar la asignación de recur-
sos hacia determinados produc-
tos o programas.
• Justificar la asignación de ma-
yores recursos.
• Abandonar o fortalecer progra-
mas.
9. Comunicar e informar los
resultados
• La comunicación tiene que estar
focalizada en los aspectos claves
y con mensajes simples, directos
y demostrables.
• El contenido debe ser, en lo po-
sible, educativo.
• Los informes deben entregarse
con cierta periodicidad.
• Debe detallar el análisis de las
desviaciones, justificando sus
causas, repercusiones y respon-
sabilidades.
Referencias
Kaplan, R. & Norton, D. (Enero-Fe-
brero de 1992). The Balanced Sco-
recard - Measures that Drive Per-
formance. Harvard Business Review,
71-79. Obtenido de The Balanced
Socrecard - Measures that Drive Per-
fomance: https://hbr.org/1992/01/
the-balanced-scorecard-measu-
res-that-drive-performance-2

4746
El jueves el WTI rebasó la cotización de 50 dólares por barril por primera
vez desde junio 2016. Dicha cotización sugiere un precio de la mezcla na-
cional de alrededor de 42 dpb, nivel al cual están calculados los ingresos pe-
troleros en el Paquete 2017. Es decir, el impacto positivo de la reciente alza
en el precio del petróleo, todavía no mejorará las finanzas públicas, pero si
tendrá un impacto importante en la inflación. El impacto lo podemos esti-
mar, haciendo ciertos supuestos, pero el más importante es que esperamos
que el Congreso de la Unión apruebe la propuesta presentada por la SHCP
de adelantar la liberalización del precio de la gasolina a enero de 2017.
Vale la pena recordar, que también fue nuestra propuesta, ya que conclui-
mos que es la mejor manera de fomentar la competencia y las importacio-
nes del producto por el sector privado (ver: In the Spotlight: Las Matemá-
ticas de la Gasolina, 23 de agosto de 2016). En cuyo caso, de comenzar el
año con un precio del WTI de 50 dólares (como el actual), y cerrar el año
con un tipo de 18.50 pesos por dólar (como es nuestro escenario base), la
gasolina Magna y Premium podrían cotizar en enero de 2017 en 15.05 pe-
sos y 15.98 respectivamente, es decir, cerca de 8% por arriba del cierre de
diciembre de este año de 13.98 y 14.81. El impacto esperado en el INPC
sería de alrededor de 42 puntos base.
Los estimados para el precio promedio
de la gasolina a nivel nacional en ene-
ro de 2017, dependerán, claro está, del
régimen que apruebe el Congreso de la
Unión para este genérico (para el cual
asumimos adelantan la liberalización a
enero de 2017, y no se utilizan bandas
para contener el precio), así como de
la referencia internacional (o el precio
al que el importador pagaría la gasoli-
na al mayoreo) multiplicada por el tipo
de cambio más los impuestos y costos
asociados. Para estimar la referencia in-
ternacional utilizamos las cotizaciones
de hoy día de los futuros de la gasolina,
nuestro estimado de cierre de año para
el tipo de cambio, la misma estructura
de costos que utiliza la SHCP para cal-
cular el precio máximo al público de la
gasolina (como se publica en el DOF),
y el mismo monto de IEPS que en este
año 2016. Adicionalmente, habría que
recordar que el año pasado, el ejecu-
tivo publicó un alivio o estímulo fiscal
al IEPS de 50 centavos para la gasolina
Magna y de 60 centavos para la Pre-
mium para este año, los cuales asumi-
mos se mantienen en 2017 en nuestro
estimado (ver Cuadro 1). En el caso de
que se eliminen en 2017 o simplemente
no se renueven, entonces el impacto en
la inflación será más alto, de alrededor
de 65 puntos base, con un incremento
de 12% en el precio.
Desde la Perspectiva: Guillermo Aboumrad
La liberalización de
la gasolina en 2017:
el próximo dolor de
cabeza para la inflación
Por: Guillermo Aboumrad

4948 La Cantina del Charro
Estas son las historias que cuentan los asistentes a mi cantina,
las cuales me permito compartir con ustedes esperando que las
encuentren divertidas todas son de dominio público y lo que se
trata es que ustedes tengan sus propias opiniones.
48
LUIS BERNARDO NAVA GUERRERO, quien
en conferencia de prensa celebrada en el
Salón Gobernadores, dio inicio a los trabajos
del Foro Internacional de Energía (FIEM2016),
acompañado del Presidente del Consejo
Mexicano de Energía JUAN ACRA LÓPEZ,
el Vice-Rector de la Universidad Anáhuac,
el Director de Mercadotecnia de Oil & Gas
Magazine, GABRIEL BECERRA DINGLER, el
Presidente del Comité Organizador ENRIQUE
ARIAS VELAZCO y el Vicepresidente
de Energía de la Coparmex-Querétaro
FERNANDO FERNÁNDEZ ORTIZ DE
LANDALUZE, se enumeraron los objetivos de
lo que será el evento del año en el sector de
la energía.
Al momento está confirmada la asistencia
de grandes personalidades, entre ella
sobresalen, el Sr. Gobernador FRANCISCO
DOMÍNGUEZ SERVÍEN, el Secretario de
Energía PEDRO JOAQUÍN COLDWELL, el
Director General de PEMEX JOSÉ ANTONIO
GONZÁLEZ ANAYA, CARLOS MORALES
GIL Director General de PetrBal, MOISÉS
OROZCO GARCÍA Administrador General de
Hidrocarburos del SAT, entre otros varios.
El FIEM 2016 está negociando 450 mesas
de negocios entre las empresas ofertantes
de productos y servicios con las principales
empresas tractoras de los hidrocarburos en
México, GRUPO DIAVAZ, PetroBal, PEMEX,
STATOIL, STRATA CAMPOS MADUROS
están confirmando su participación yse espera
contar con EXXON y GE OIL & GAS.
Toda la información la pueden encontrar en
www.fiem.mx y el twitter @MexicoFiem
Ya vienen los OIL & GAS PREMIOS 2016,
se premiarán las cinco mejores iniciativas a
favor del sector, invitamos a las instituciones
públicas y privadas a consultar las bases, en
nuestra página, si usted amable lector conoce
de alguna de ellas participe.
Por años, en su papel de titular de la
Secretaría de Hacienda y Crédito Público,
LUIS VIDEGARAY CASO fue portador de
recortes que en los últimos años han afectado
en demasía a los sectores energético y
petrolero. Hoy, tras su renuncia – justo una
semana después de la visita de DONALD
TRUMP a México- JOSÉ ANTONIO MEADE
KURIBREÑA es el nuevo fiscal que limitará
económicamente el desarrollo de ambas
industrias aun cuando éstas no terminan de
reponerse de los golpes anteriores.
Basta con recordar el de enero de 2015 por
124 mil 300 millones de pesos, equivalente
al 0.7 por ciento del Producto Interno Bruto
(PIB) y donde PEMEX y CFE se vieron
castigados con 62 mil millones y 10 mil
millones respectivamente. Un año después,
en 2016, la situación se repitió, aunque esta
vez el recorte fue por 132.3 mil millones de
pesos, de los cuales 100 mil correspondieron
a la petrolera nacional.
Este golpazo se sumó a los problemas de
liquidez y financieros de la empresa y provocó
la reducción de 100 mil barriles diarios a la
producción, quedando ésta en 2.130 millones
en promedio.
Lo anterior también derivó en reducción de
costos y aumento de eficiencias por 28.9
mil millones de pesos; replanteamiento de
inversiones, por 64.9 mil millones; y ajuste
al gasto de operación e inversión, con 6.2
mil millones de pesos, así como el inevitable
despido de cientos de trabajadores petroleros.
PEMEX tiene un problema de liquidez y no de
solvencia. Este ajuste no debilita a la empresa,
fortalece sus perspectivas de largo plazo”, era
lo que sostenía la petrolera en aquel tiempo.
La buena noticia la da el GOBIERNO DEL
ESTADO DE QUERÉTARO en voz de su Jefe
de la Oficina de la Gubernatura el M.A.D.
Iniciamos el último trimestre del año, y se presentó el proyecto de
presupuesto para el 2017, este contempla la reducción de 100 mil
millones de pesos para PEMEX, de concretarse seria el tercero en lo
que va de la administración de ENRIQUE PEÑA NIETO.

50 La Cantina del Charro
LO BUENO...
Ya viene el FIEM 2016
LO MALO...
El tercer recorte a PEMEX
LO PEOR...
que la MiPyME Mexicana es quien verdaderamente lo sufre
Cualquier comentario o historia que me
quieran compartir, estoy a su órdenes
el siguiente correo electrónico. Por ahora es
tiempo de cerrar nuestra cantina y por ahí
les seguiré comentando lo que en los pasillos
se platica. ¡Abur!
contacto@oilandgasmagazine.com.mx @CantinaCharrito

5352 Actualidad
Actualidad
VEINTISÉIS EMPRESAS INSCRITAS A LA LICITACIÓN 1.4
El director de Petróleos Mexicanos
(Pemex), José Antonio González Anaya
dijo que para la licitación de la asociación
para el campo de aguas profundas Trión,
hasta el momento hay diez empresas
interesadas.
“Esto va muy bien, se tienen diez
empresas interesadas, seis de ellas son
empresas operadores, son las empresas
más grandes del mundo que están
interesadas en este campo” dijo González
Anaya.
El directivo, dijo que la empresa
productivadelestadotrabajadecercacon
la Comisión Nacional de Hidrocarburos y
con la Secretaría de Energía para realizar
las modificaciones necesarias a las bases
de licitación y modelo de contrato para
ajustarlas a las prácticas internacionales,
sin descuidar los intereses de Pemex.
KBR.
Petróleos deVenezuela (PDVSA) anunció que avanza con
sus planes estratégicos por medio de dos alianzas para
desarrollar proyectos de reemplazo de líneas de flujo y
gas, los cuales contemplan la reparación y conexión de
pozos en el Lago de Maracaibo, estado Zulia.
PDVSA y el grupo chino Shandong Kerui Group Holding
firmaron una alianza para reparar y conectar 624 pozos.
Las obras implican una inversión inicial de 30 millones
de dólares, aportados por la corporación asiática. Se
espera incrementar la producción en 226 mil barriles
diarios (MBD) de crudo y 13 millones de pies cúbicos
(MMPC) de gas.
Porotra parte, PDVSAyel Consorcio BúlgaroVenezolano
sostienen conversaciones para ejecutar actividades
similares a las acordadas con Kerui y así interconectar
307 pozos en la extensión lacustre más grande del país.
En total PDVSA y sus socios reactivarán 931 pozos en el
Lago de Maracaibo, aumentando la producción de esta
área tradicional en 50,6 MBD de crudo y 43 MMPCD
de gasAl inaugurar el Foro Mexico Reform
implementation in an era of oil-price
volatility, que organiza la publicación
Petroleum Economist, el Titular de la
Secretaría de Energía (SENER), detalló
que en lo que respecta a la Cuarta
Licitación de la Ronda Uno que incluye
10 áreas contractuales en aguas
profundas del Golfo de México, ya se
encuentran inscritas 26 empresas y
los resultados se anunciarán el 5 de
diciembre.
Además, el Secretario de Energía
indicó que en esa misma fecha, se
dará a conocer cuáles -entre las 10
empresas registradas- serán los socios
de Petróleos Mexicanos (PEMEX)
en el campo Trión, que tiene una
profundidad de 2 mil 500 metros y que
suma reservas 3P de 485 millones de
barriles de crudo equivalente.
DIEZ INTERESADAS
EN TRIÓN: PEMEX
PDVSA REACTIVARÁ 931 POZOS
EN EL LAGO DE MARACAIBO
ESCUCHA LAS NOTICIAS ACTUALES

Actualidad54
FIELDWOOD Y PETROBAL BUSCAN SER LAS PRIMERAS
PRIVADAS EN PRODUCIR EN AGUAS SOMERAS MEXICANAS
La petrolera norteamericana Fieldwood Energy en conjunto a la mexicana Petrobal buscan
ser las primeras petroleras privadas en extraer un barril de petróleo de aguas someras
mexicanas tras la finalización del monopolio en la extracción de hidrocarburos por parte
de Petróleos Mexicanos (Pemex) tras la promulgación de la Reforma Energética en 2013.
Fieldwood es una empresa de reciente formación con oficinas en Houston y que ha logrado
convertirse en el primer operador de aguas someras estadounidense al comprar activos de
otras empresas en aguas someras de la parte norteamericana del Golfo de México.
La petrolera norteamericana en asociación con la mexicana Petrobal fueron los ganadores
de un área contractual que incluía dos campos en aguas someras del Golfo de México en la
segunda licitación de la Ronda Uno, en donde será el operador de las de los campos Ichalkil
y Pokoch.
La Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) aprobó en agosto el plan de exploración
y producción para el área contractual cuatro en donde se invertirán 168 millones 743 mil
dólares en tareas de prospección, exploración y perforación de pozos exploratorios.
REUBICAN A TRABAJADORES DE PEMEX QUE
LABORABAN EN CAMPOS LICITADOS
Varios trabajadores sindicalizados de Petróleos Mexicanos (Pemex) fueron reubicados
por la empresa, debido a que la empresa entregó los campos licitados durante la
tercera licitación de la Ronda Uno.
Un oficio de la Subdirección de Relaciones Laborales y Servicios de Pemex dicta que
“el personal sindicalizado que labora en las instalaciones involucradas prestará sus
servicios en dichas áreas hasta las 23 horas con 59 minutos del día 7 de agosto del
2016, tomándose el tiempo necesario para una entrega segura”.
Los despidos se coordinaron directamente entre la Dirección Corporativa de
AdministraciónyServicios de Pemexyel Sindicato Nacional deTrabajadores Petróleos
de la República Mexicana (STPRM).
Se trata de trabajadores que laboraban en campos maduros terrestres ubicados en
los estados de Veracruz, Nuevo León, Tamaulipas, Chiapas y Tabasco.

5756 Actualidad
GE firma acuerdo de cooperación para
apoyar el plan de infraestructura México
Como parte de la celebración por el 120 aniversario de GE
en México, Jeff Immelt, Presidente y CEO de GE, refrendó el
compromiso de la compañía con el país y reforzó los planes de
la transnacional para seguir contribuyendo con el desarrollo de
México.
GE firmó un Acuerdo de Cooperación con el Gobierno
Mexicano, en apoyo al plan gubernamental de alcanzar 130 mil
millones de dólares en inversiones en infraestructura para el
sector energético en los próximos cinco años, como resultado
de la reforma energética. Como parte de este esfuerzo, GE se
enorgullece al anunciar que trabajará junto con el grupo KALOS
EOLOS; quien ha contratado un proyecto eólico de 200 MW
en Parras de la Fuente, Coahuila. Este proyecto representa una
inversión de KALOS EOLOS en el creciente mercado de energía
renovable, superior a los 350 millones de dólares.
La empresa petrolera Hokchi Energy, subsidiaria de la argentina Pan American Energy se convirtió en
el primer operador distinto a Petróleos Mexicanos (Pemex) en perforar un pozo en aguas someras,
luego de que hoy la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) le autorizará la perforación de un pozo
exploratorio.
Durante la sesión extraordinaria del órgano de gobierno de la CNH, se aprobó la solicitud de Hokchi
Energy para la perforación del pozo Agua Dulce-04 en la asignación contractual A3-0045-M, ubicado en
la cuenca salina del Itsmo a 34 kilómetros de la Choapas, Veracruz.
Así mismo se aprobó la solicitud de Pemex para perforar el pozo exploratorio terrestre Acoyote-101, el
cual se ubica en la cuenca del sureste a 27 kilómetros de Puerto Dos Bocas, en Tabasco.
El Órgano de Gobierno de
la Comisión Nacional de
Hidrocarburos (CNH) autorizó la
solicitud de Petróleos Mexicanos
(Pemex) para la perforación
del pozo exploratorio terrestre
Ixachi-1, ubicado en la Cuenca
de Veracruz, a 40 kilómetros al
noreste de Cosamalopan, a 4 Km
al noroeste del pozo Mocarroca-1
y 4.3 kilómetros al noreste del
pozo Perdiz-1; perteneciente
a la asignación AE-00-32-M-
Joachín-02.
Durante la 46ª Sesión
Extraordinaria de este año y de
acuerdo a la viabilidad jurídica
de la solicitud así como de los
elementos técnicos presentados
por la unidad técnica competente
de la CNH, el órgano de gobierno
analizó y resolvió aprobar la
solicitud de Pemex Exploración
y Producción para la perforación
del pozo exploratorio del cual se
espera extraer aceite ligero.
Con la perforación del pozo
Ixachi-1, se alcanza la meta de un
pozo en el compromiso mínimo de
trabajo de dicha asignación, para
el periodo 2015-2017, además
de contar con la autorización
respectiva en materia de impacto
ambiental.
APRUEBA CNH
PERFORACIÓN DE
POZO IXACHI-1
A PEMEX
CNH APRUEBA POZO EXPLORATORIO A HOKCHI ENERGY

5958 Actualidad
MODIFICA CNH LINEAMIENTOS PARA
PERFORACIÓN DE POZOS
PDVSA ADJUDICA CONTRATO POR
3 MIL 230 MILLONES DE DÓLARES
INDUSTRIA PETROLERA
DEL MAR DEL NORTE
CERCA DEL COLAPSO
PEMEX TERMINARÁ
30 POZOS EXPLORATORIOS
EN 2017
Durante la novena Sesión Extraordinaria del Órgano de
Gobierno de la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH) aprobó modificaciones a los “Lineamientos para la
Perforación de Pozos” considerando que las actividades
de Exploración y Extracción son de interés social y orden
público, actividades que atiendan las mejores prácticas de
la industria tanto nacional como internacional.
Lo anterior procurando elevar el Factor de Recuperación,
la obtención del volumen máximo de petróleo crudo y gas
natural de los yacimientos del área o asignación contractual,
así como la sustentabilidad de acuerdo a lo establecido en
párrafo 43 de la Ley de Hidrocarburos.
Los lineamientos antes mencionados establecen los
procedimientos para autorizar la perforación de pozos y
dar seguimiento a todas las etapas que se involucran en la
perforación.
La petrolera estatal venezolana, Petróleos de Venezuela
(PDVSA) informó el miércoles que adjudicó un mega
contrato de perforación de 3 mil 230 millones de dólares,
el cual contempla la perforación de 480 pozos en la Faja
Petrolifera del Orinoco.
La licitación fue adjudicada a las empresas Schlumberger,
Horizontal Well Drillers yY&V quienes a su vez cuentan con
el soporte de Halliburton y Baker Hughes.
“PDVSA establece alianzas estratégicas que representan
un importante respaldo tecnológico y financiero, a fin de
garantizar el éxito de este proyecto vital para el mercado
petrolero”, dijo en un comunicado.
El proyecto abarca la contratación de servicios integrales de
construcción de plataformas, perforación, completación y
conexión de pozos para las empresas mixtas Petrocarabobo,
Petrovictoria y Petroindependencia, ubicadas en la Faja.
LaindustriapetroleradelMardelNorte
se encuentra al borde del colapso
debido al desplome en los precios del
petróleo, anunció la asociación Oil &
Gas UK.
De acuerdo al grupo tan solo se
ha aprobado el presupuesto para
desarrollar un proyecto de exploración
y producción en lo que va del año.
Durante el 2015, aun con los precios
bajos se obtuvo un incremento en la
producción de crudo en un 15%, sin
embargo durante este año solo BP ha
invertido para desarrollar un área en
el Mar del Norte.
La inversión el año pasado fue de 14.8
billones de libras, mientras que para el
2016 se espera sea de 11.7 billones,
mientras se mantienen los niveles de
producción suficientes para cubrir la
demanda hasta el 2018.
Petróleos Mexicanos (Pemex) precisó
que la empresa tiene planeado
perforar 30 pozos exploratorios el
próximo año pese al entorno de bajos
precios del petróleo.
Por lo que la empresa productiva del
estado se concentrará en realizar
las inversiones en las áreas con
mayor probabilidad de encontrar
hidrocarburos líquidos, es decir
aquellas de mayor rentabilidad.
“Para fortalecer la producción en
el corto y mediano plazo, se dará
prioridad a la búsqueda de petróleo
en las cuencas del sureste, donde se
tiene planeado perforar 10 pozos en
la porción terrestre y 12 en aguas
someras, incluyendo cuatro pozos
delimitadores, lo que permitirá
incrementar el conocimiento de los
campos recién descubiertos, así como
acelerar su desarrollo y puesta en
producción” dijo la empresa.
Asimismo, Pemexaseguróquesetiene
programado perforar cuatro pozos
adicionales en las aguas profundas
del Cinturón Plegado Perdido, asó
como continuar con la evaluación del
potencial de reservas en lutitas en
dos áreas con alta prospectividad: la
cuenca Tampico Misantla y la porción
sur de la cuenca de Burgos, áreas en
las que se tiene planeado perforar
otros cuatro pozos.

CON EL NUEVO RECORTE
PRESUPUESTAL A PEMEX...
Encuesta
Se prepará para la venta de la empresa
Mejorará la situación de la empresa
61

6362 Reportajes a Profundidad: Eastman Chemical Company, líder en aceites termoestables
EASTMAN CHEMICAL
Por: Daniela Loredo
COMPANY
LÍDER EN ACEITES TERMOESTABLES
De izquierda a derecha: PABLO PEZZANO, Director de Servicios Técnicos en Latinoamérica; JOSÉ VILLASEÑOR, Gerente de Ventas en Latinoamérica; y JOSH ZONA, Gerente de Ventas de Fluidos de Especialidad y Energía en América

6564 Reportajes a Profundidad: Eastman Chemical Company, líder en aceites termoestables
Con sede en Kingsport, Tennes-
see, la empresa global de produc-
tos químicos especializados con-
solida su presencia en México.
Con 96 años de experiencia bajo
el brazo, la compañía global figu-
ra como líder dentro del sector
industrial gracias a su compro-
miso con la seguridad, la susten-
tabilidad, su misión por crear va-
lor constante para todos sus
inversionistas y su amplia gama
de productos que cubren desde
la industria del transporte, cons-
trucción, manufactura, química,
electrónicos hasta los bienes de
consumo e industriales en donde
sobresalen los aceites de transfe-
rencia de calor marca Therminol.
Desarrollados por la firma es-
tadounidense, dichos fluidos
termoestables satisfacen las
necesidades operativas de prác-
ticamente cualquier sistema de
de la marca Therminol, ofrecen un
sistema mucho más sencillo com-
parado con uno que utiliza vapor
de agua, asimismo, es un siste-
ma relativamente fácil de operar
de bajo costo de mantenimiento
bajo costo de capital inicial”, agre-
gó.
Por otra parte, José Villaseñor ha-
bló sobre la participación de East-
man Chemical Company en el XII
Foro de Transformación Industrial
celebrado en septiembre dentro
de las instalaciones del Instituto
Mexicano del Petróleo.
“Therminol es una marca líder en
el mercado y durante el Foro pu-
dimos percibir que hay un buen
reconocimiento de marca dentro
del IMP y Petróleos Mexicanos
(Pemex) particularmente por el
rango tan amplio que cubrimos
(-115 °C hasta 400 °C); los acei-
tes con mayor demanda son el
Therminol 55, pero también es-
tán Therminol 62, 66, 72, y 75”,
apuntó.
“A la par, el encuentro represen-
tó para nosotros una muy buena
oportunidad para acercarnos a la
audiencia con la que nos intere-
sa estar en contacto, en este caso
los ingenieros de proceso, diseño,
seguridad del IMP y los ingenie-
ros de Pemex desde el punto de
vista de usuario final; por el ta-
maño y complejidad que tiene la
petrolera nacional, tener un foro
en el que se reúnan en un par de
días estos profesionales nos per-
mite tener mucho contacto con la
gente”, dijo.
Es importante señalar que es el
usuarios únicos o múltiples que
usen calor y a su vez, brindan ex-
celentes beneficios tanto econó-
micos, funcionamiento eficiente
y con lo relacionado al manteni-
miento mínimo y control preciso
de temperatura.
En entrevis-
ta para Oil
& Gas Ma-
gazine, José
Villaseñor,
Gerente de
Ventas en
la Ciudad
de México
explicó que
estos aceites
se encuen-
tran principalmente en las indus-
trias de petróleo y gas.
“En la industria en general exis-
ten tres tecnologías para proce-
sos de calentamiento: la primera
segundo año que participa East-
man Chemical Company en este
foro de intercambio.
PRECIOS Y DISPONIBILIDAD
En un panorama donde la oferta
y demanda son cruciales, la em-
presa global ofrece precios muy
competitivos al tiempo de traba-
jar en desarrollos caso por caso,
proyecto por
proyecto. De
igual modo,
su disponibi-
lidad es glo-
bal, hecho
que nutre
aún más el
perfil de la
misma.
“ Te n e m o s
fábricas de
manufactura de fluidos de trans-
ferencia en Estados Unidos, Sud-
américa, Europa y Asia. En un
caso especial tenemos a México,
un mercado que nos incumbe y
atrae en demasía. Para ello tene-
mos una amplia disponibilidad de
todos los Therminoles suminis-
trados por una planta que tene-
mos en Alabama, al sur de EUA,
cuya proximidad geográfica con
respecto al territorio mexicano es
idónea, igualmente, nuestro stock
local de los Therminoles a través
de un distribuidor hace que siem-
pre exista disponibilidad del pro-
ducto”, sostuvo.
TLC TOTAL LIFECYCLE CARE
Pensado en cómo ayudar a los
clientes de los fluidos de transfe-
es usar fuego directo, la segunda
consta en usar vapor de agua y
por último la de aceites térmicos,
estos últimos utilizados cuando
se necesita tener un control pre-
ciso de la temperatura; se tienen
múltiples usuarios dentro de una
misma plan-
ta industrial;
se requiere
enfriar y ca-
lentar con
el mismo
sistema, o
también en
operaciones
en donde la
supervisión
del opera-
dor es poca,
es decir, una instalación remota”,
indicó.
“Comparada con otras tecnolo-
gías, el uso de aceites de trans-
ferencia de calor como lo son los
rencia de calor, la firma les ofrece
un programa de soporte técnico
denominado TLC Total Lifecycle
Care. Sobre esto, el Lic. Villaseñor
explicó:
“Consta de un servicio a largo pla-
zo a usuarios que va dese la con-
ceptualización de los proyectos
hasta el arranque de los sistemas
e inclusive la disposición final del
aceite. Inclu-
ye soporte
técnico des-
de la selec-
ción del flui-
do para cada
tipo de re-
querimiento
de proceso;
a s i s te n c i a
en diseño
de sistema;
asistencia en
el arranque del sistema; progra-
ma de análisis de fluido en uso y
un equipo comercial y de servicio
técnico en México y América La-
tina que permite resolver proble-
mas específicos con los usuarios
incluyendo auditorias y detección
de fugas en campo, seminarios
de entrenamiento operario de
operación y mantenimiento de
los sistemas, y por ultimo guías
para confinación del aceite una
vez que ha expirado su tiempo de
vida útil”.
Finalmente invitó a los lectores
de Oil & Gas Magazine a visitar
la sección de contactos del sitio
www.therminol.com para poder
contactar al ingeniero especialista
del producto para cada país.
El programa TLC Total
Lifecycle Care incluye
soporte del diseño
del sistema, asistencia
en arranque inicial,
entrenamiento, análisis de
muestras, fluido de limpieza
y relleno de sistema.
Los fluidos de transferencia
de calor en fase líquida
de Therminol funcionan
en un amplio intervalo de
temperaturas de -175° a
750ºF (-115° a 400ºC) y la
mayoría se puede utilizar en
sistemas no presurizados.
JOSÉ VILLASEÑOR, Gerente de Ventas en Latinoamérica

6766 Reportajes a Profundidad: XXII Foro de Transformación Industrial: el acercamiento con el mercado petrolero actual
XXII FORO DE
TRANSFORMACIÓN
INDUSTRIAL: EL
ACERCAMIENTO
CON EL MERCADO
PETROLERO
ACTUAL
LOS PASADOS 21 Y 22 DE SEPTIEMBRE,
EL INSTITUTO MEXICANO DEL
PETRÓLEO FUE SEDE DE UNA DE LAS
EXHIBICIONES DE PROVEEDURÍA,
INSUMOS Y SERVICIOS MÁS
IMPORTANTE DE LA INDUSTRIA
PETROLERA.

6968 Reportajes a Profundidad: XXII Foro de Transformación Industrial: el acercamiento con el mercado petrolero actual
Ante la transformación industrial
del sector en nuestro país, el
Instituto Mexicano del Petróleo
(IMP) y Pemex Transformación
Industrial lograron reunir a un
selecto grupo de conferencistas y
proveedores quienes en sesiones
plenarias y mesas técnicas
y/o científicas atendieron las
exigencias del nuevo mercado
petrolero al tiempo de responder
las principales necesidades del
mismo como, por ejemplo, la
competencia por el talento global
y la inversión.
Lo anterior sucedió en el marco
del XXII Foro de Transformación
Industrial -anteriormente
conocidocomoelForodeAvances
de la Industria de la Refinación-
cuyo programa técnico comenzó
con las ponencias de Ing.
Cutberto Azuara Pavón, Director
de Producción de Pemex
Transformación Industrial y del
Lic. Luis Guillermo Pineda Bernal,
Comisionado, quienes acudieron
en representación del Ing. Carlos
Murrieta Cummings, Dir. General
de Pemex Transformación
Industrial y del Ing. Guillermo
García Alcocer, Comisionado
Presidente CRE.
Acto seguido, el Dr. Ernesto Ríos
Patrón, Dir. General del Instituto
Mexicano del Petróleo expuso
sobre el desarrollo de mercados
petrolíferos. Al término dieron
inicio las conferencias temáticas,
las cuales se dividieron en 11
mesas de trabajo:
1. Catálisis y Procesos
Responsables
2. Medio Ambiente
3. Servicios Químicos Integrales
4. Integridad Mecánica y
Materiales
5. Seguridad Industrial
6. Instrumentación y Control
7. Energía
8. Innovación y Transformación
Empresarial
9. Soluciones Operativas
10. Confiabilidad Operacional
11. Factores Relevantes del
Mercado
En este espacio, representantes
de firmas como Exxon Mobil,
Emerson Process, Rockwell, Bray
Válvulas de México, Endress +
Hauser México, Afton Chemical
Corporation,PrideOleoMexicana,
HDF, Honeywell, Pepperl + Fuchs,
HNT, ADIAT, Grace, Lummus,
Anton Para USA e instituciones
como UNAM e IMP, así como
la misma petrolera mexicana
Pemex, ahondaron en temas
vinculados a la nueva apuesta
tecnológica para cumplir con los
compromisos internacionales
en materia de cambio climático;
la infraestructura de canales
de campo; los retos para la
implementación en productos
petrolíferos; la migración del
sistema de control de gas; los
sistemas de prevención en
tanques de almacenamiento;
soluciones operativas con
válvulas de servicio severo en
refinerías; el aseguramiento de la
producción y transporte de aceite
crudo pesado y extra pesado; el
proceso de certificación de los
complejos procesadores de gas
bajo la norma ISO 50001; el plan
de Mejora Operativa de corto
plazo del SNR, por citar sólo
algunos.
Durante los dos días del evento, se presentaron
aproximadamente 60 sesiones técnicas simultáneas,
en formato de conferencia individual o mesas de
participación.
Aproximadamente 25 compañías exhibidoras, mostraron
productos y servicios de disponibilidad comercial.
La conclusión inevitable, es que en esta era de cambios y
revoluciones, el mayor riesgo para el futuro es permanecer
inmóviles -IMP.
MUESTRA INDUSTRIAL
Asimismo, durante los dos días de jornada (21 y 22 de septiembre) también se efectuó la XII Exhibición
de Proveedores de Equipos, Insumos y Servicios para la Industria Petrolera, la cual presentó las soluciones
de actualidad, frente a necesidades inmediatas en las unidades de producción y/o en los centros de
investigación y desarrollo de tecnologías, y la suite de negocios será un área para el intercambio
51 ANIVERSARIO
El pasado 8 de septiembre, el
celebró 51 años de su fundación
en medio de una Ceremonia
Magna que contó con la presencia
y participación del Secretario
de Energía, el Lic. Pedro Joaquín
Codwell; el director general de
Petróleos Mexicanos (Pemex) el
doctor José Antonio González
Anaya; Leonardo Beltrán
Rodríguez, Subsecretario
de Planeación y Transición
Energética; el Doctor Aldo
Flores Quiroga, Subsecretario de
Hidrocarburos; el Doctor Enrique
Cabrero Mendoza, Director
General del Consejo Nacional de
Ciencia yTecnología y el ingeniero
Carlos de Regules Ruiz-Funes,
Director Ejecutivo de la Agencia
de Seguridad, Energía y Ambiente
y representante del Secretario
del Medio Ambiente y Recursos
Naturales.
Durante su intervención el
Titular de la Sener destacó el
nuevo papel del Instituto con la
llegada de la Reforma Energética,
convirtiéndolo en el principal
generadordeinformaciónyfuente
deconsultastécnicasynormativas
en materia de hidrocarburos.
De igual modo, indicó que 136
científicos e investigadores del
IMP, ya forman parte del Sistema
Nacional de Investigadores del
Conacyt y celebró las alianzas con
instituciones académicas, dentro
y fuera del país.
Por su parte el director general del
(IMP), el doctor Ernesto Ríos
Patrón reiteró el rol estratégico
del IMP al ser un apoyo eficaz y
confiable que genera resultados
valiosos para el sector, las
empresas y las Instituciones.
Cabe destacar que durante la
ceremonia se hizo entrega de
los Premios Institucionales 2016
en las categorías de: Innovación
al doctor Eduardo Buenrostro

70 Reportajes a Profundidad: XXII Foro de Transformación Industrial
González en representación del grupo que dirige por el Desarrollo
deproductoquímicoparaelcontroldeldañoalaformacióncausado
por depósitos orgánicos en yacimientos tipo carbonatados, el
de Aplicación Industrial al ingeniero Francisco Gutiérrez Aguilar
a nombre de su grupo de trabajo por el Diseño, construcción
e instalación de una estructura inclinada de refuerzo para la
plataforma de enlace Nohoch-A y el de Trayectoria Distinguida a
doctora María de Lourdes Alejandra Guzmán Castillo.
Hoy Pemex va a seguir siendo un jugador fundamental de
la industria petrolera y el Instituto Mexicano del Petróleo
seguirá siendo un jugador fundamental de la investigación
de la industria petrolera nacional
-José Antonio González Anaya, Director General PEMEX.

7372 Reportajes a Profundidad: McDermott, proveedor estratégico de Petróleos Mexicanos
McDermott
PROVEEDOR ESTRATÉGICO
DE PETRÓLEOS MEXICANOS

Oil & Gas Magazine Octubre 2016

Oil & Gas Magazine Octubre 2016

Recomendados

Recomendados

Mais conteúdo relacionado

Mais procurados

Mais procurados (19)

Destaque

Destaque (20)

Semelhante a Oil & Gas Magazine Octubre 2016

Semelhante a Oil & Gas Magazine Octubre 2016 (20)

Mais de Oil & Gas Magazine

Mais de Oil & Gas Magazine (12)

Último

Último (16)

Oil & Gas Magazine Octubre 2016