¿PORQUE? EL AUMENTO A LAS TARIFAS ELECTRICAS

Comisión de Energía y Cambio ClimáticoCONCAMIN

Junio 28 de 2011

Agenda

Energía

Mercado de gas natural y crudo

Reporte mensual de tarifas eléctricas

Actividades del Mes

Seminario sobre Régimen Permanente

Postura sobre el Roll - In

Reuniones con Economía CFE y SHCP – Tarifas Eléctricas

Cambio Climático

Reunión de Mitigación en Bonn

Avances sobre LFRA

Nueva Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático

Pronósticos del Mercado de Crudo

Se proyecta que el crudo WTI spot promedie

$104 y $107 USD/bbl en 2011 y 2012,

respectivamente, de acuerdo al EIA.

La Agencia Internacional de Energía (IEA)

proyecta que la demanda nivel mundial

promedie 89.3 mbd durante el 2011, lo que

significaría un ascenso de 1.3 mdb en

comparación del 2010.

A finales del de mes de Junio, el precio

del crudo WTI alcanzó el mínimo de $93

USD/bbl, ante la crisis en la zona Euro por

Grecia.

Oil Market Report IEA, Junio 16, 2011.

Fuente: “”Short-Term Energy Outlook” EIA, Junio, 2011.

$0$20$40$60$80

$100$120$140$160

USD

/bb

l

Precio del Crudo WTI Spot - Promedio Mensual

$0.00

$5.00

$10.00

$15.00

$20.00

$25.00

$/M

MB

TU

Fechas

Precios Históricos de Crudo WTI y Gas de Nymex

2004 - A la fecha

Nymex WTI Prices $/MMBTU

Nymex Natural Gas Prices

$/MMBTU

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

Rig

sUS Oil and Gas Rigs

Fuente: Baker Hughes

Pozos Crudo 984Pozos Gas 870

Conteo Semanal de Perforación Pozos de Gas y Crudo

Del 20 de mayo al 17 de junio, el conteo de perforación de pozos de gas aumentó en 4 unidades, mientras que el del crudo aumentó 30.

Fuente: Baker Hughes.

Pozos de Crudo creciendo

Pozos de Gas descendiendo

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Shale 0.55 1.22 1.23 1.50 1.88 2.82 4.45 6.77 9.83 15.96 22.96 26.53

Federal Outer Continental Shelf 13.77 12.36 12.07 10.85 8.58 7.95 7.67 6.32 6.65 6.16 5.18 4.75

Other Onshore 38.52 37.38 37.91 38.45 39.00 39.92 40.38 41.99 39.97 36.41 33.40 31.14

Total 52.85 50.96 51.21 50.79 49.45 50.69 52.49 55.08 56.45 58.52 61.53 62.43

-7

3

13

23

33

43

53

63B

CF/

d

U.S. Dry Gas Production by Region

Producción Total de Gas en EEUU por RegiónTras haber alcanzado récord histórico en el 2010, PIRA proyecta que la producción de gas en EEUU continúe aumentando en el 2011 y 2012, debido al gran crecimiento de producción de gas de shale.

Producción récord histórica

Producción récord esperada

Fuente: “North American Gas Forecast Monthly” PIRA. Mayo 25, 2011.

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Net Imports 9.29 9.84 9.68 9.43 9.79 10.09 9.56 10.01 7.99 7.01 7.01 5.84 5.51

Domestic Production 51.54 52.85 50.96 51.21 50.79 49.45 50.69 52.49 55.08 56.45 58.52 61.53 62.43

Total Supply 60.89 62.74 60.65 60.64 60.57 59.55 60.27 62.59 63.13 63.56 65.60 67.41 67.97

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

BC

F/d

U.S. Gas Total Supply

A pesar del descenso en las importaciones, se proyecta que la oferta total de gas aumente durante 2011 y 2012, alcanzando nuevos máximos en dichos años debido al crecimiento en producción.

Nuevos récords esperados

Oferta Total de Gas en EEUU(Producción + Importaciones Netas)


2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Other 4.24 3.34 3.94 3.79 3.59 4.06 4.39 4.90 4.76 5.32 5.60 5.82 5.99

Indust. 22.25 20.12 20.57 19.59 19.79 18.07 17.84 18.21 18.20 16.90 18.08 18.87 19.76

Elec. Gen. 14.22 14.64 15.54 14.07 14.93 16.08 17.05 18.74 18.22 18.83 20.21 19.93 20.58

Res./Comm. 22.38 21.39 22.05 22.68 21.91 21.50 19.79 21.26 22.05 21.72 21.77 21.98 21.65

Total Demand 63.09 59.49 62.10 60.12 60.22 59.71 59.08 63.12 63.23 62.76 65.66 66.59 67.98

5

15

25

35

45

55

65

BCF

/dU.S. Natural Gas Demand

Se espera que la recuperación en la demanda en 2010 continúe en el 2011 y 2012.

Nuevos récords esperados

Demanda Total de Gas por Sector


2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Total Demand 63.09 59.49 62.10 60.12 60.22 59.71 59.08 63.12 63.23 62.76 65.66 66.59 67.98

Total Supply (excl. Inventory) 60.89 62.74 60.65 60.64 60.57 59.55 60.27 62.59 63.12 63.56 65.60 67.41 67.97

Supply - Demand -2.20 3.25 -1.45 0.52 0.36 -0.17 1.19 -0.52 -0.11 0.79 -0.06 0.81 0.00

58

60

62

64

66

68B

CF/

d

Total U.S. Gas Demand vs. Supply (excl. Inventory)

PIRA espera que en el 2011 haya un excedente de oferta de 0.81 bcf/d, pero que en el 2012 se cierre la brecha entre demanda y oferta a cero.

Balance Oferta (excl. inventarios) y Demanda de Gas en EEUU


500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

BC

F

EIA Weekly Natural Gas Inventory Report Lower 48 States

5 Yr Min 5 Yr Avg 2010 5 Yr Max 2011 2011e

Niveles Actuales: 2,256Hace un Año: 2,456Vs. Hace un Año: - 200Vs. Promedio 5 Yr : - 76

Se proyecta que los inventarios continúen ligeramente debajo del promedio de 5 años hasta Agosto.

Fuente: EIA (Energy Information Administration). Proyecciones de inventarios por PIRA Gas Flash Weekly, Mayo 26, 2011.

VeranoTemporada de Inyecciones

InviernoTemporada de Extracciones

InviernoTemporada de Extracciones

Proyección de Inventarios Totales de Gas en EEUU – Lower 48 States

$2.50

$3.00

$3.50

$4.00

$4.50

$5.00

$5.50

$6.00

$6.50

$/M

MB

tu

Proyecciones de Precio de Gas Natural Henry Hub Spot PIRA, EIA vs. Curva de Futuros de Nymex

PIRA Nymex EIA

Las estimaciones de PIRA de los precios spot de gas se encuentran por debajo de los precios futuros de Nymex.

Nota: La proyección de precios son spot de Gas Henry Hub de PIRA es de la publicación “North American Gas Forecast Monthly” (Mayo 25, 2011) y las curvas de Futuros son de Nymex (al cierre de Mayo 26, 2011). Los datos del EIA (Energy Information Administration) son de su publicación mensual Short-Term Energy Outlook Mayo 10, 2011.

Invierno’11-12

Verano ’12 Invierno’12

Pronóstico de Precios de PIRA, EIA vs. Curva Futuros Nymex

PIRA Nymex EIA

may-25 may-26 may-10

jun-11 $4.400 $4.112

jul-11 $4.300 $4.360 $3.992

ago-11 $4.200 $4.405 $4.034

sep-11 $4.000 $4.429 $4.184

oct-11 $4.200 $4.469 $4.333

nov-11 $4.300 $4.622 $4.478

dic-11 $4.300 $4.839 $4.764

ene-12 $4.300 $4.954 $4.860

feb-12 $4.100 $4.945 $4.764

mar-12 $4.000 $4.885 $4.540

abr-12 $4.100 $4.749 $4.424

may-12 $4.200 $4.766 $4.326

jun-12 $4.200 $4.804 $4.196

jul-12 $4.200 $4.849 $4.399

ago-12 $4.200 $4.877 $4.594

sep-12 $4.000 $4.887 $4.655

oct-12 $4.000 $4.934 $4.878

nov-12 $4.400 $5.085 $4.973

dic-12 $4.700 $5.305 $5.216

Promedio 2011 $4.243 $4.521 $4.271

Promedio 2012 $4.200 $4.920 $4.652

Min 2011-12 $4.000 $4.360 $3.992

Max 2011-12 $4.700 $5.305 $5.216

Precios Gas Natural

Verano ’11

Resumen

La Agencia Internacional de Energía (IEA) proyecta que aumente la demanda del petróleo 1.3 mbd del 2010 al 2011, y se ubique en 89.3 mbd.

Los niveles de gas en inventarios se encuentran ligeramente debajo del promedio de 5 años, ubicándose en 2.2 tcf. PIRA proyecta que asciendan en los siguientes meses.

Los pozos activos de gas se mantienen estáticos, pero los de crudo han aumentado.

Se espera que la fuerte producción de gas tipo Shale continúe, compensando las pérdidas del Federal Outer Continental Shelf y de otro Onshore. Se espera que la producción aumente de 58.52 bcf/d del 2010, a 61.53 y 62.43 bcf/d en 2011 y 12.

PIRA proyecta que bajen las importaciones netas totales de EEUU durante el 2011, debido a la menor cantidad de gas por tubería de Canadá, mientras que las exportaciones de gas de EEUU a México suban a 1.31 y 1.45 bcf/d en el 2011 y 12.

La demanda total de gas en EEUU subiría de 65.66 bcf/d en el 2010, a 66.59 bcf/d en 2011 y vuelva a aumentar en el 2012 a 67.98 bcf/d.

En el 2010 aumentó la demanda del sector industrial por la recuperación económica, y se espera que continúe la tendencia al alza para el 2011 y 2012.

Los precios futuros de gas de Nymex (prompt month) se ubican relativamente estables alrededor de $4.4 USD/MMBtu.

Agenda

Energía



Actividades del Mes




Cambio Climático


Avances sobre LFRA


Tarifas Fijas de Electricidad Para Jun’11 el Factor de Ajuste por Combustibles para la Tarifa con Cargos Fijos se colocó en

1.0091, más bajo que meses anteriores.

El Factor de Ajuste por Inflación para la Tarifa con Cargos Fijos se colocó este mes en 1.0296, un poco más bajo que los meses anteriores.

Los factores de Ajuste por Combustibles de la Tarifa con Cargos Fijos se calculan en base al mercado internacional de futuros del Gas Natural, Combustóleo y Carbón y al pronóstico de inflación y tipo de cambio para los siguientes 12 meses.

Para la tarifa H-TLF y H-SLF los cargos fijos de Jun’11 son 3% inferiores que en May’11, en horario base e intermedio y 1.5% menores en horario punta.

0.70

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Mar

May Ju

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t

No

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'11

Mzo

May

Factores de Ajuste por Combustibles

FAC Tarifa Nominal FAC Cargos Fijos

0.950.960.970.980.991.001.011.021.031.041.051.06

Jul'0

8

Sep

No

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Ene

'09

Mar

May Ju

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Mar

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Sep

t

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May

Factores de Ajuste por Inflación

FAI Tarifa Nominal FAI Cargos Fijos

Tarifas Nominales de Electricidad

El alza de la cotización del Combustóleo y del Gas Natural repercutieron negativamente en el FAC, pues a pesar de ser menor que el del mes pasado, permanece en alto nivel.

Índice de Costos de los Combustibles (ICC)

Factores de Ajuste

En Junio, el Factor de Ajuste por Combustibles (FAC) bajó, de 1.0932 a 1.0317, igual que el Factor de Ajuste por Inflación (FAI) que pasó de 1.0062 en Mayo a 1.0036.

Anteriores

Tipo de Ajuste Junio 2011 Mayo 2011 Abril 2011

Ajuste por Combustibles 1.0317 1.0932 0.9743

Ajuste por Inflación 1.0036 1.0062 1.0088

Combustibles Cambio en May’11 Precio May’11 Precio Abr’11

Combustóleo 5.6% MXP/m3 $6,633.37 $6,280.06

Gas Natural 0.4% MXP/gcal $226.08 $225.12

Diesel 0.7% MXP/m3 $8,177.97 $8,119.54

Carbón Importado -1.0% MXP/gcal $284.39 $287.33

Carbón Nacional -0.6% MXP/gcal $151.08 $151.93


Inflación

Durante Abr’11 la presión inflacionaria incrementó.

Todos los Índices de Precios Productor de las diferentes industrias incrementaron, a excepción de la de Prod. Metálicos, maquinaria y equipo.

La industria que más sufrió inflación fue Ind. Metálicas Básicas con un 2.8%, seguida por otras ind. Manufactureras con un 1.3%, las Industrias Químicas con un 0.8%, Prod. de minerales no metálicos 0.7%, y por último, con 0.2% las industrias de la Madera y la Construcción.

Índices de Precios Cambio en

Abr’11

Cambio en

Mzo’11

Cambio en

Feb’11

Industria de la madera 0.2% 0.03% 0.7%

Industrias químicas 0.8% 1.4% 1.0%

Prod. de minerales no metálicos 0.7% 0.0% 0.9%

Ind. Metálicas básicas 2.8% 0.7% 1.8%

Prod. Metálicos, maquinaria y equipo -0.7% 0.1% 0.2%

Otras ind. manufactureras 1.3% 1.8% 0.7%

Construcción 0.2% 0.7% 1.3%


Factores de Ajuste Acumulado

Precio de la Tarifa H-TL

•May’11 $1.2179/kWh

•Jun’11 $1.2586/kWh

Aumento de 3.34%

Ejemplo con demanda de 10 MW y un factor de carga de

80%

Precio de la Tarifa O-M

•May’11 $1.4494/kWh

•Jun’11 $1.4865/kWh

Aumento de 2.56%

Ejemplo con demanda máxima de 80 kW y un factor de carga de 80%

ago-08

sep-08

oct-08

nov-08

dicene-09

feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicene-10

feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dicene-11

feb mzo abr may jun

En. Inter y base 1.541 1.609 1.621 1.604 1.538 1.111 1.014 0.957 0.995 0.942 0.906 0.930 1.053 1.003 1.039 1.154 1.253 1.188 1.342 1.365 1.327 1.210 1.214 1.244 1.266 1.256 1.161 1.185 1.131 1.230 1.263 1.302 1.269 1.385 1.428

En. Semipunta 1.415 1.468 1.476 1.466 1.430 1.131 1.054 1.008 1.040 1.000 0.967 0.984 1.082 1.044 1.074 1.167 1.241 1.194 1.310 1.330 1.305 1.220 1.224 1.248 1.265 1.256 1.185 1.206 1.166 1.242 1.269 1.302 1.280 1.370 1.403

En. Punta 1.322 1.363 1.369 1.364 1.348 1.139 1.079 1.044 1.070 1.041 1.013 1.022 1.097 1.070 1.093 1.167 1.222 1.188 1.273 1.290 1.274 1.215 1.218 1.238 1.254 1.251 1.199 1.210 1.182 1.238 1.260 1.287 1.274 1.342 1.367

Demanda facturable 1.091 1.107 1.109 1.113 1.139 1.135 1.123 1.120 1.127 1.131 1.117 1.105 1.104 1.108 1.114 1.130 1.129 1.130 1.132 1.141 1.149 1.155 1.157 1.163 1.165 1.167 1.167 1.172 1.176 1.176 1.183 1.195 1.205 1.213 1.217

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Fact

ore

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e A

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H-SL y H-TL

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08

oct-

08

nov-

08dic

ene-

09feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

ene-

10feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

ene-

11feb mzo abr may jun

Energía consumida 1.401 1.452 1.460 1.450 1.417 1.132 1.058 1.014 1.045 1.006 0.974 0.989 1.084 1.048 1.077 1.167 1.239 1.193 1.304 1.324 1.300 1.219 1.223 1.246 1.262 1.257 1.189 1.207 1.169 1.242 1.268 1.300 1.279 1.366 1.398

Demanda facturable 1.091 1.107 1.109 1.113 1.139 1.135 1.123 1.120 1.127 1.131 1.117 1.105 1.104 1.108 1.114 1.130 1.129 1.130 1.132 1.142 1.149 1.155 1.157 1.163 1.165 1.167 1.167 1.172 1.176 1.176 1.183 1.195 1.205 1.213 1.217

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1.200

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Fact

ore

s d

e A

just

e

Tarifa O-M

Tarifas Eléctricas México VS EUA

En el mes de Feb’11 el costo de la Energía para la Gran

Industria en México fue 37% mayor que en Estados Unidos, mientras que el costo para la Empresa Mediana en México

fue 81% superior.

El análisis del combinado de todas las tarifas nos arroja

que en Feb’11, en México la energía fue 19% más cara

que en EUA:EUA: 9.7 USDc/kWh

México: 11.53 USDc/kWh

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Tarifas Eléctricas Industriales

USA Energía Industrial México Empresa Mediana México Gran Industria

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10111213141516

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Mar

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y

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08

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Mar

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Ene.

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Mar

Ma

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Jul

Sep

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v

En

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USD

c/kW

h

Tarifas Eléctricas Todos los Usuarios

USA Energía Total México Energía Total

Agenda

Energía



Actividades del Mes




Cambio Climático


Avances sobre LFRA


Actividades del Mes

Junio 1, Reunión con la CRE “Reglamento de Gas”: La CRE expuso el nuevo reglamento de gas natural, sobre el cual la CONCAMIN argumentó la importancia de mantener como objetivo del reglamento el asegurar el suministro eficiente y competitivo de gas natural a los consumidores .

Junio 8, Reunión Extraordinaria con Peña Nieto: Se destacó el detonar el crecimiento con proyectos voluntarios nacionales de bajo carbono.

Junio 8, Reunión CAINTRA, CONCAMIN, SE, SHCP y CFE sobre tarifas: se expusieron las principales preocupaciones del sector industrial.

Junio 11, Seminario CRE sobre VPMs de Gas: CONCAMIN opinó al respecto que la entrada del régimen permanente no garantiza competitividad.

Junio 15, Reunión con la SRE sobre International Mitigation Dialogue: Se argumentó que es clave la inclusión del Sector Privado en las discusiones.

Junio 22, Reunión con CESPEDES sobre la LFRA: para formar equipos jurídicos y de cabildeo, y planeación de estrategia de cabildeo.

Junio 22, Reunión CAINTRA, CONCAMIN, CANACERO, SE, SHCP y CFE sobre tarifas: Enlistar prioridades sobre tarifas para CONCAMIN: finanzas de CFE (i), la distorsión de tarifas (ii) y facilitar trámites de autoabastecimiento (iii).

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Avances sobre LFRA


Seminario sobre el Régimen Permanente de Gas en la CREMiércoles 8 de Junio, de 4 a 7 p.m.

La CRE tiene planeada la entrada del "Régimen Permanente" en Ene’2012.

Previo a ello, la CRE debe hacer unas modificaciones en los TCGVPM y LOCFSE, los cuales serán resoluciones que tendrán que pasar por el proceso de COFEMER.

CONCAMIN argumentó que la entrada del nuevo régimen no va a garantizar mayor capacidad en los ductos, siendo que la capacidad está al tope, y que el primer ducto que se incluyó en el SNTI (Roll-In) ya existía desde 2004.

Se comentó que la capacidad en ductos fue llenada por Pemex y CFE, no el Sector Industrial.

Se reiteró la postura en relación al Sistema Nacional de Transporte Integrado en cuanto a que se transparenten los criterios y los costos de los ductos:

El sector industrial NO ESTA EN CONTRA DE QUE SE EXPANDA Y SE LE AUMENTE LA CAPACIDAD AL SISTEMA NACIONAL DE GASODUCTOS.

Concamin exige que NO se utilice el esquema Roll In para incorporar ductos preexistentes que no amplíen la capacidad de transporte de combustible al Sistema Nacional de Gasoductos, o que no se justifiquen.

CONCAMIN Demanda que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) modifique los criterios con base en los cuales se está determinando la incorporación de los ductos.

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Avances sobre LFRA


Postura sobre el Roll In

Las tarifas de transporte de gas natural son un componente importante en los costos integrales de los energéticos.

Alzas como la que se presentó en enero de 11.6%, por la incorporación de un ducto al esquema Roll In, restan competitividad a la industria.

El sector industrial NO ESTA EN CONTRA DE QUE SE EXPANDA Y SE LE AUMENTE LA CAPACIDAD AL SISTEMA NACIONAL DE GASODUCTOS.

Concamin exige que NO se utilice el esquema Roll In para incorporar ductos preexistentes que no amplíen la capacidad de transporte de combustible al Sistema Nacional de Gasoductos, o que no se justifiquen.

Demanda que la Comisión Reguladora de Energía (CRE) modifique los criterios con base en los cuales se está determinando la incorporación de los ductos.

Pide que se integre un grupo de trabajo que evalúe los criterios de incorporación de ductos en el que se incluya al sector industrial y que se garantice que las tarifas de transporte no aumenten indebidamente.

Este incremento implica que en el 2011 los usuarios pagarán más de 800 millones de pesos adicionales a lo que ya venían pagando por transporte de gas.

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Avances sobre LFRA


Reunión 1 con CFE y SHCP

Se Presentó el problema de las tarifas eléctricas y de CFE:

Deterioro de las finanzas de CFE

Bajas ventas per cápita (0.4% en 12 años)

Enormes pérdidas de transmisión de 17.5% vs estándares de 6%

Aumento importante en pasivos laborales (900% en 12 años)

Tarifas:

Aumento en eficiencia térmica no reflejada a los usuarios en las tarifas

Subsidios cruzados en tarifas

Altos costos del sistema se cubren con incrementos en tarifas

Los cargos por demanda se han vuelto irracionales

Tarifas altas e insostenibles

Alfas y Betas y Gamas no están actualizadas, especialmente las Alfas de gas y combustóleo y desde 2006 han estado cobrando de más

No se presentó la propuesta de reducción del 30% en la Demanda Facturable


Se presentó la problemática de las tarifas eléctricas

Cargos por capacidad y energía: Los cargos por capacidad de las tarifas de alta tensión se han incrementado 4 veces, el cargo por energía base e intermedia 4.75 veces y el cargo por energía punta 2.5 veces. Las tarifas de alta tensión se han incrementado 12% más que la de media tensión, en promedio, lo que las hace prácticamente iguales.

$/kW-DF$/kwh-

punta

$/kwh-

intermedia

$/kwh-

base

DAC

2 c/50kWh $2.784 $2.532 $2.094

3 $224.73

OM $142.50

HM $155.37 $1.8284 $1.1125 $0.9114

HS $112.23 $2.2200 $1.1182 $0.9510

HS-L $168.35 $1.6128 $1.0699 $0.9510

HT $99.53 $2.1878 $1.0063 $0.9064

HTL-230 $149.30 $1.5814 $0.9864 $0.9064

HTL-400 $143.63 $1.5419 $0.9805 $0.9019

$3.205

Tarifas Industriales/Comerciales

Junio 2011, Noreste

$1.607

$1.238

Inflación: Si se toma el actual índice de inflación (IPP) como adecuado, su valor en Ene’97 era de 57.024, y en Mar’11 es de 155.7997. Se ha incrementado 2.72 veces, y no 4.05, o el 67%.


Combustibles: El régimen térmico de CFE ha ido disminuyendo, y la FGF ha cambiado. Estos valores preliminares indican un incremento de 3.02 veces, y no de 4.75 veces, o el 64%. El nivel de las tarifas es un 40% superior si las fórmulas se hubiesen adecuado al cambio de mezcla de combustibles y de eficiencia térmica.

Finanzas: Hay incrementos desproporcionales en diferentes rubros. Insuficiente aprovechamiento para subsidiar las tarifas (a través de subsidios cruzados y no de transferencias reales del Gobierno Federal). El pago de PIDIREGAS va a impactar a corto plazo, así como el efecto de LyFC y la falta de dinamismo de las ventas de CFE.

Propuesta: Transparentar las tarifas, el estado real de CFE a corto y mediano plazo, y ver cuáles son las propuestas oficiales al respecto.

Datos Enero 1997 (kWh Fósiles Netos)

@ 10,755.12 kJ/kWh, 71.7% FGF

Datos Mayo 2011 (kWh Fósiles Netos)

@ 8,947.94 kJ/kWh, 80.9% FGF

Mezcla $/GJ $/kWh % Mezcla $/GJ $/kWh %

GN 16.6% 28.94 0.0517 22.7% GN 59.5% 54.03 0.2878 41.9%

Combustóleo 67.4% 21.28 0.1544 67.7% Combustóleo 21.6% 159.10 0.3069 44.7%

Diesel 1.0% 43.75 0.0047 2.1% Diesel 0.6% 211.32 0.0106 1.5%

Carbón 15.0% 10.63 0.0171 7.5% Carbón 18.4% 49.88 0.0819 11.9%

100% 0.2278 100.0% 100% 0.6872 100.0%

Mezcla Promedio 1996-1997 Mezcla Promedio Enero-Abril 2011

Datos Enero 1997 (kWh Fósiles Netos)

@ 10,755.12 kJ/kWh, 71.7% FGF

Datos Mayo 2011 (kWh Fósiles Netos)

@ 8,947.94 kJ/kWh, 80.9% FGF

Mezcla $/GJ $/kWh % Mezcla $/GJ $/kWh %

GN 16.6% 28.94 0.0517 22.7% GN 59.5% 54.03 0.2878 41.9%

Combustóleo 67.4% 21.28 0.1544 67.7% Combustóleo 21.6% 159.10 0.3069 44.7%

Diesel 1.0% 43.75 0.0047 2.1% Diesel 0.6% 211.32 0.0106 1.5%

Carbón 15.0% 10.63 0.0171 7.5% Carbón 18.4% 49.88 0.0819 11.9%

100% 0.2278 100.0% 100% 0.6872 100.0%

Mezcla Promedio 1996-1997 Mezcla Promedio Enero-Abril 2011

Minuta de Reunión 2 – Miércoles 22 de Junio

Asistentes Economía: Jesus Serrano

Asistentes CFE: Jorge García Peña

Asistentes CONCAMIN / CAINTRA / CANACERO: Gerardo Rojas, Antonio Noyola, y Jaime Williams

Asistentes SHCP: Horacio Gonzalez y Luis Octavio Alvarado

Reacciones:

CFE: Negó los datos presentados y la realidad de los incrementos en las tarifas.

HACIENDA: Los costos de CFE no dejan de subir, y cada vez que hacemos una corrección a las tarifas, el costo sube más.

CONCAMIN / CAINTRA / CANACERO: Es necesario revisar los cálculos de costos de generación y transmisión de CFE y realizar dos tipos de reuniones:

1) Una reunión para revisar la estructura tarifaria

2) Otro grupo aparte para revisar el tema de gestión de proyectos de auto abastecedores

Acuerdo:

Ellos revisarán nuestro documento y harán comentarios.

El 4 de Julio a las 10:00 am en SHCP habrá una reunión para iniciar la discusión de estructura de tarifa. Veremos la revisión de las tarifas hacia adelante: ROUND 3/15.

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Reunión con CFE y SHCP

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Avances sobre LFRA


Reunión de Mitigación en Bonn, Alemania

Organizada por la Embajada de México

Acuerdos Generales:

Es necesario un sólido mecanismo de MRV.

Se espera que buenos ejemplos de NAMAs facilitarán el flujo de inversión.

La meta global necesita clarificarse y tener el entendimiento a nivel nacional e internacional.

Es necesario clarificar el rol de los Mercados de Carbono.

Es clave incluir a la comunidad empresarial para encontrar soluciones.

Algunos jugadores podrían aportar mayor experiencia a la mesa, por lo que la comunidad empresarial debería mantenerse en la mesa de discusiones.

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Avances sobre LFRA


Avances sobre LFRA

Se realizaron 3 reuniones para el tema de la Ley Federal de Responsabilidad Ambiental:

Formación de equipos jurídicos y de cabildeo.

Entrega de reporte del equipo jurídico.

Planeación de la estrategia de cabildeo.

Dado que el PVEM ha negociado con el Senador Cárdenas el apoyo mutuo entre la LFRA y la LGCC; estamos pensando en cambiar de estrategia en la LGCC, de una estrategia de “Contención” a una de “Modificación”.

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Avances sobre LFRA


Iniciativa de Ley General de Sustentabilidad y Cambio Climático

Junio 8: Propuesta por el Sen. Ricardo Monreal Ávila, PT

No trae impuestos al carbono, ni metas de reducción de emisiones

Con relación al uso y transformación de recursos naturales y desarrollo de tecnología, la Política tiene como objetivos:

a) Impulsar la generación y uso de energías limpias

b) Incentivar la transferencia y el uso de tecnologías limpias, eficiencia energética e incremento en la productividad, en los procesos industriales de transformación

c) Favorecer el desarrollo e incremento de hidroeléctricas

d) Fomentar y crear las condiciones para el aprovechamiento del actual desperdicio de gas metano de los procesos de extracción de carbón y petróleo

e) Crear la infraestructura y proporcionar los insumos energéticos a precios competitivos para incentivar los productos con materias primas nacionales

f) Promover el diseño urbano que disminuya la necesidad de desplazamientos innecesarios, que acerque a los ciudadanos a sus fuentes de empleo, abasto, escuelas y diversión, que promueva la creación de infraestructura vial eficiente, el desarrollo de transporte urbano moderno, facilidad para la transportación personal, y la cobertura con redes inalámbricas que faciliten la comunicación

¿PORQUE? EL AUMENTO A LAS TARIFAS ELECTRICAS

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