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reporte especial
 • MIÉRCOLES 25 DE AGOSTO DEL 2021 • CDMX •
 Energía 
El empeño de la 4T por reescribir las 
reglas del mercado energético se ha 
traducido en mayor incertidumbre 
para la inversión y en una 
amenaza para la seguridad del 
suministro, además de que 
no resuelve de fondo los 
problemas de competencia 
y sustentabilidad
Transición 
cuesta arriba
• COMBUSTIBLES. ABASTO RÉCORD DE PRIVADOS, EN RIESGO POR CAMBIOS EN REGLAS ADUANALES •P 6-7 
• PRECIOS. SE REEDITA EL CONTROL EN GAS LP: PIERDE LA COMPETENCIA •P 8-9 
www.eleconomista.mx
• MARTES 31 de agosto del 2021 • CDMX • 
 Energía MARTES 31 de agosto del 20212
 Numeralia 
FOTO: SHUTTERSTOCK.
Cuesta arriba 
y con baches
E l sector energético mexicano vive un momento inédito y por las razones menos alentadoras. Como nunca, este ámbito se encuentra entrampado en una narrativa de disputas legales detonadas por el empeño del actual gobierno federal en revertir a punta de decretos y reformas legislativas se-
cundarias, lo que sólo puede echarse atrás por la vía de una contrarreforma consti-
tucional: la apertura a la competencia en electricidad e hidrocarburos.
No hay visos de beneficios en esta coyuntura. El gobierno tiene una baja proba-
bilidad de obtener una victoria jurídica en su cruzada para que Pemex y la CFE –que 
no han dejado de ser preponderantes en sus mercados– reconquisten el terreno per-
dido frente a sus competidores privados. El dique que ha significado el poder judicial 
ha resultado efectivo hasta el momento y parece que así continuará.
Los privados, que han conseguido en buena medida la protección de jueces y ma-
gistrados, hasta el momento no pueden construir sobre eso una base sólida de certi-
dumbre para poder operar. Los consumidores, por nuestra parte, de momento nos 
hemos perdido de un ecosistema más competitivo que favorezca energéticos más 
baratos, ya que este solo puede florecer cuando las inversiones gozan de reglas cla-
ras y estables.
Por último y, quizás más importante, el país continúa perdiendo tiempo valio-
so en su proceso de transición energética, lo que implica costos que podrían no ser 
completamente visibles en el corto plazo, pero que sin duda nos dejarán en una peor 
posición en el contexto del cumplimiento de nuestras obligaciones para mitigar la 
crisis climática.
La transición mexicana va cuesta arriba, pero con todo, no deja de dar pasos gra-
cias a unos pocos reductos que seguirán avanzando, como la generación renovable 
en los hogares y a los esfuerzos de las propias empresas, en lo individual, a raíz de sus 
crecientes compromisos para lograr ser neutrales en carbono.
Octavio Amador 
Editor de Empresas y Negocios de El Economista
705 
MIL BARRILES 
DIARIOS DE GASOLINA 
FUE LA OFERTA 
NACIONAL DE 
ENERO A JUNIO 
DE ESTE AÑO
975 
MEGAWATTS 
FUE LA CAPACIDAD 
ELÉCTRICA INSTALADA 
A TRAVÉS DE 
GENERACIÓN 
DISTRIBUIDA EN EL 
2020
38.2% 
DE LA 
CAPACIDAD 
ELÉCTRICA INSTALADA 
EN MÉXICO 
CORRESPONDE A 
PRIVADOS.
25% 
DE LA 
OFERTA DE 
PETROLÍFEROS 
EN MÉXICO LA 
SUMINISTRARON 
PRIVADOS A JUNIO
25 MIL 
BARRILES 
DIARIOS 
DE CRUDO 
PRODUJERON 
PRIVADOS A TRAVÉS 
DE CONTRATOS DE 
RONDAS A JUNIO 
PASADO
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to verificador de medios (ivm) es de 
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VICEPRESIDENTE DE VINCULACIÓN
MARTES 31 de agosto del 2021 Energía 3
México, en posición privilegiada 
para abrazar revolución del 
hidrógeno verde: H2 México
Urge que gobierno, 
empresas y academia 
definan una estrategia 
nacional del energético 
que de certidumbre a 
inversionistas
Octavio Amador
El Economista 
octavio.amador@eleconomista.mx
C uando el mundo no acaba de digerir la revolución que re-presenta la electrificación renovable, el hidrógeno ver-
de ya se asoma en el horizonte como una 
fuente de energía que promete darle otro 
“empujón” a la descarbonización de la 
actividad humana. Y mientras un puña-
do de países ya abordaron el tren de esta 
nueva tendencia, otros –como México– 
están en una posición privilegiada para 
hacerlo de inmediato, por lo que urgen 
estrategias nacionales de políticas para 
sumar al hidrógeno verde a los motores 
de la transición energética.
“Algunos países ya tienen sus es-
trategias nacionales de hidrógeno. Es 
el primer paso para detonar la indus-
tria. España, Francia, Alemania, Esta-
dos Unidos o Chile, en el caso de Améri-
ca Latina, ya las tienen”, comenta Israel 
Hurtado, presidente de la recién creada 
Asociación Mexicana de Hidrógeno (H2 
México), cuya membresía ya llega a 50 
empresas.
Por su ampliamente difundido po-
tencial de generación de energía reno-
vable, México se perfila como un país 
ideal para la producción limpia de este 
elemento –uno de los más abundantes 
en la naturaleza–, pero el país debe for-
mular a la brevedad un plan para deto-
nar la generación y el consumo del hi-
drógeno verde, afirma Hurtado.
Esta molécula se puede utilizar co-
mo combustible en una amplia gama de 
aplicaciones, desde la movilidad en to-
das sus variantes (automotriz, ferrovia-
ria, aérea, marítima), pasando por los 
hornos industriales y las turbinas de ge-
neración eléctrica, con la ventaja de que 
su consumo no genera CO2 ni gases tó-
xicos, sino vapor de agua.
Pero para cerrar la pinza y hacer de 
este un energético 100% verde, su pro-
ducción también debe ser completa-
mente limpia, lo cual se logra utilizando 
la energía renovable para llevar a cabo el 
proceso de electrólisis que da lugar a las 
moléculas de hidrógeno a partir de su se-
paración del oxígeno, partiendo del agua.
Hasta ahora, una eficiente para pro-
ducir hidrógeno verde es la instalación de 
lasplantas de electrólisis de forma conti-
gua a las centrales de generación renova-
ble (parques eólicos, fotovoltaicos, etc.), 
pues así pueden obtener de forma inme-
diata la electricidad limpia.
Pero además, explica Israel Hurtado, 
ello le da la posibilidad a las centrales re-
novables de no interrumpir la inyección 
de fluido eléctrico en la red, eliminando 
así su intermitencia, una sus principales 
debilidades. “Con el hidrógeno generado 
in situ se pueden echar a andar turbinas 
eléctricas en las horas en las que se detie-
ne la generación de las centrales”, expli-
ca Israel Hurtado.
Hoy no hay nada que impida que una 
central eléctrica renovable instale elec-
trolizadores para producir hidrógeno. 
No se requiere un permiso especial. “Sin 
embargo, en el futuro, impulsar una es-
trategia nacional para producir masiva-
mente este energético, pasa por estable-
cer una regulación que de certidumbre a 
los inversionistas del sector, incluyendo 
todas las normas de calidad para los equi-
pos de producción”, asevera Hurtado.
La socialización del tema y la pro-
moción de un marco de políticas de re-
ferencia para una regulación eficien-
te es justamente una de las misiones de 
la H2 México, de la que forman parte 
empresas como Iberdrola, Enel, Grupo 
México Infraestructura, Infra, Engie, 
Enagas, Siemens Energy o Mitsubishi 
Power, por mencionar algunas.
Con ese objeto, la asociación ya ha 
establecido un diálogo con el gobierno 
federal, agencias de energía estatales y 
la academia. “Lo ideal sería conformar 
la estrategia a través de un modelo de 
tres hélices, es decir, con participación 
de la autoridad, la academia y las em-
presas”, apuesta Hurtado.
El directivo es optimista por los 
acercamientos que ha tenido con los 
actores involucrados, pero es conscien-
te de que México debe acelerar el paso 
en este tema, considerando que otro 
actor regional clave, Chile, nos lleva ya 
tres años de ventaja, pues presentó a 
inicios de este año su estrategia (que le 
tomó tres años preparar) y ya tiene un 
proyecto de generación en marcha.
“Yo no diría que ya nos quedamos 
rezagados, pero sí creo que deberíamos 
empezar a trabajar lo más rápido en 
una estrategia nacional de hidrógeno 
(…) Yo esperaría tener resultados más 
tangibles de proyectos de producción 
de hidrógeno el próximo año”, remató.
Una vía eficiente de producir el hidrógeno verde es en las centrales de generación renovables, 
lo que puede eliminar la intermitencia en la producción de estas plantas. fotos: shutterstock.
50 EMPRESAS 
FORMAN PARTE DE 
LA ASOCIACIÓN MEXICANA 
DE HIDRÓGENO.
hidrógeno
Lo ideal sería conformar 
una estrategia nacional 
de hidrógeno a través 
de un modelo de tres 
hélices, es decir, con 
participación de la 
autoridad, la academia 
y las empresas”
Israel Hurtado,
presidente de la h2 méxico
 Energía MARTES 31 de agosto del 20214
Karol García
karol.garcia 
@eleconomista.mx
M ientras se mantiene la pugna entre el gobierno y la conexión de gran-des centrales renova-
bles que, a decir de la Comisión Fede-
ral de Electricidad (CFE), saturan la 
red y ponen en peligro la estabilidad 
del sistema, la generación distribui-
da de energía en México, que consis-
te en la producción de menos de 0.5 
megawatts instalados cerca de la zo-
na de consumo sin el uso de la red, se 
multiplicó en más de 8,000 veces en 
una década, llegando a 975 megawa-
tts instalados mediante 129,893 con-
tratos firmados, por lo que es una de 
las rutas de crecimiento de las ener-
gías renovables, cuyo marco legal no 
ha tenido ninguna modificación por 
parte de la actual administración.
Según datos de la Comisión Re-
guladora de Energía (CRE) , al cie-
rre del año pasado la tecnología solar 
fotovoltaica mediante techos sola-
res en hogares, pequeña y gran in-
dustria, lidera por mucho la penetra-
PARTICIPACIÓN ES YA DEL 1.1%
Energía distribuida 
crece en medio 
de pugna 
por modelo 
eléctrico
De 0.003 megawatts instalados con un contrato en 2007, 
actualmente la capacidad asciende ya a 975 megawatts 
totales mediante 129,893 contratos; esta figura se convierte 
en una de las rutas de crecimiento para las energías 
renovables, principalmente la solar
975 MW 
INSTALADOS 
ES LA CAPACIDAD TOTAL DE 
GENERACIÓN DISTRIBUIDA 
ACTUAL EN EL PAÍS.
1.1% 
REPRESENTA LA 
GENERACIÓN 
 DISTRIBUIDA DEL TOTAL 
DE CAPACIDAD INSTALADA 
EN EL PAÍS.
5,941MW 
INSTALADOS 
MEDIANTE GENERACIÓN 
DISTRIBUIDA PREVÉ LA SENER QUE 
EXISTAN EN 2025.
ción en generación distribuida, con 
el 99.28% de los contratos, el res-
to incluyen eólica, biomasa, biogás e 
hidroeléctricas.
Así que de 0.003 megawatts ins-
talados con un contrato en 2007, la 
capacidad se multiplicó por 223 en 
tres años, llegando a 0.67 megawatts 
instalados mediante 231 contratos. Y 
así, una década después, en México 
hay 129,893 contratos firmados para 
una capacidad total de 975 megawa-
tts totales de generación distribui-
da. Esto corresponde ya al 1.1% de 
la capacidad instalada a nivel nacio-
nal, cuando hace una década era de 
0.001 por ciento.
En contraste, sólo el estado de Ca-
lifornia en Estados Unidos actual-
mente tiene 9,400 megawatts de ca-
pacidad instalada bajo generación 
distribuida, 10 veces más que todo 
México. Pero la meta es continuar 
con este crecimiento, que sencilla-
mente para Beetmann ha sido de más 
de 300% anual en los últimos cuatro 
años.
Tan sólo en junio pasado, Banver-
de, el fondo de financiamiento espe-
cializado en generación fotovoltai-
ca distribuida, ha estructurado un 
préstamo sindicado de 57 millones 
de dólares para financiar la adquisi-
ción de proyectos solares de peque-
ña escala en México, para ampliar en 
poco más de 8% la capacidad insta-
lada mediante esta tecnología en el 
país en los próximos tres años.
Como resultado del financia-
miento, Banverde proyecta la insta-
lación de 80 megawatts en sistemas 
de energía solar distribuida en Méxi-
co. Cabe recordar que según los úl-
timos reportes de la industria, en el 
país hay poco más de 975 megawatts 
instalados mediante generación so-
lar distribuida, que es la que no so-
brepasa los 0.5 megawatts en siste-
mas cercanos al punto de consumo.
Incluso el propio gobierno, que 
recibió cerca de 400 amparos con-
tra sus modificaciones a la Ley de 
la Industria Eléctrica en materia de 
interconexión de grandes centra-
les eólicas y fotovoltaicas, recono-
ce que la generación distribuida, 
principalmente la fotovoltaica, ten-
drá una creciente participación en 
la generación eléctrica nacional, lo 
que requiere su incorporación en la 
energía distrubuída
MARTES 31 de agosto del 2021 Energía 5
La región del país que presenta-
rá mayor crecimiento de capacidad 
instalada de generación distribuida 
será la Occidental, ya que para 2035 
se estima que llegará a los 2,182 me-
gawatts, esto es, 23.8% del total, se-
guida por la región Noreste con 1,524 
megawatts (16.6%) y en la tercera 
posición se encuentra la Central con 
1,474 megawatts, o 16.1 por ciento.
El Prodesen destaca que, alineado 
con el Plan Nacional de Desarrollo 
2019-2024, la política energética de 
la actual administración impulsará la 
incorporación de poblaciones y co-
munidades a la producción de ener-
gía con fuentes renovables, mismas 
que serán fundamentales para dotar 
de electricidad a las pequeñas comu-
nidades aisladas que aún carecen de 
ella y que suman unos 2 millones de 
habitantes.
De hecho, en la Ciudad de México 
se está construyendo uno de los ma-
yores proyectos de generación dis-
tribuida de la región latinoamerica-
na y el techo solar más grande sobre 
un mercado: la Central de Abastos, 
que contará con 18 megawatts y una 
inversión de 400 millones de pesos.
Recientemente 
Banverde, el fondo 
de financiamiento 
especializado en generación 
fotovoltaica distribuida, 
estructuró un préstamo 
sindicado de 57 millones 
de dólares para financiar 
la adquisición de proyectos 
solares de pequeña escala 
en México, proyecta la 
instalación de 80 megawattsen sistemas de energía solar 
distribuida.
La tecnología solar fotovoltaica mediante techos solares 
en hogares, pequeña y gran industria, lidera por mucho la 
penetración en generación distribuida. fotos: shutterstock
planeación del Sistema Eléctrico Na-
cional (SEN).
Por ello, de forma oficial conside-
raron que para el año 2025, la capa-
cidad instalada de generación distri-
buida en el país alcanzará hasta 5,941 
megawatts y para 2035 podrá llegar 
a los 13,869 megawatts, prevé la Se-
cretaría de Energía en el Programa de 
Desarrollo del Sistema Eléctrico Na-
cional (Prodesen) 2021-2035 publi-
cado a principios del mes pasado.
energía distrubuída
Avance explosivo 
En los últimos cinco años la generación distribuida creció 1,651%; solo en 
el último año, su participación en la capacidad nacional de generación se 
duplicó y pasó a más de 1.1 por ciento.
% DE LA CAPACIDAD INSTALADA NACIONAL
975
0.00 0.01 0.02 0.02 0.05 0.08 0.18 0.28 0.29 0.52 1.11
2010 12 14 15 16 17 18 1911 13 2020
2010 12 14 15 16 17 18 1911 13 2020
FUENTE: CRE.
México I Generación eléctrica distribuida I
Capacidad Total. 
En megawatts
Contratos firmados (miles)
1 4 10 14 33
56
130
212 234
455
129.9
0.2 0.7 1.0
4.4 4.6
8.0
12.6
29.7
35.7
91.0
 Energía MARTES 31 de agosto del 20216
Octavio Amador
El Economista 
octavio.amador@eleconomista.mx
E n medio de la intensificación de las acciones del gobierno federal para favorecer a Petróleos Mexi-canos (Pemex) en el mercado de 
petrolíferos y a cinco años de que termina-
ra el monopolio de la estatal en esta y otras 
áreas, los comercializadores privados al-
canzaron un nuevo récord, al aportar una 
cuarta parte de la oferta de combustibles 
del país a través de sus importaciones di-
rectas durante el primer semestre del año.
De enero a junio la oferta neta de pe-
trolíferos en México –gasolina, diésel, tur-
bosina, gas LP, combustóleo, coque, etc.– 
fue de un millón 574,000 barriles diarios, 
de los cuales, 25% –equivalente a 401,000 
barriles diarios– correspondieron a im-
portaciones hechas por permisionarios 
privados, esto es, 2.3 puntos porcentuales 
más en comparación con la primera mitad 
del 2020.
En el caso de los combustibles más con-
sumidos en el país, la gasolina y el diésel, la 
ganancia de mercado ha sido incluso ma-
yor, de acuerdo con cálculos a partir de 
datos obtenidos en el Sistema de Informa-
ción Energética, de la Secretaría de Ener-
gía (Sener).
En cuanto a la gasolina, de los 705,000 
barriles diarios en promedio que se oferta-
ron en el mercado durante los primeros seis 
meses del año, poco más de 160,000 pro-
vinieron de importaciones de permisiona-
rios privados, lo que equivale a 22.8% de la 
oferta, esto es, casi seis puntos porcentua-
les más que la participación de 17% del pri-
mer semestre del 2020.
Por lo que toca al diésel, la cuota del 
producto importado por los particulares 
como proporción de la oferta nacional pa-
só de 27 a 32%, al contabilizar poco más de 
102,000 barriles, de una oferta de 321,000 
barriles diarios.
En ambos casos, los avances se dan en 
un contexto de mejoría en la cantidad ofer-
REPORTE SEMESTRAL
A contracorriente, 
privados se afianzan 
en el mercado 
de petrolíferos
Particulares 
abastecen 25% 
de la oferta 
nacional con 
importaciones 
directas, pero 
el gobierno se 
ha propuesto 
devolver ese 
mercado a 
Pemex
tada (y demandada), producto de la reacti-
vación de la movilidad social, en medio de 
la relajación de las medidas de distancia-
miento para frenar el avance del Covid-19 
decretadas a partir del segundo trimestre 
del año. 
En su comparación interanual, la oferta 
de gasolina subió 4.3% y la de diésel, 2.7%, 
si bien en ambos casos la distancia respec-
to del récord de consumo del 2018 aún es 
considerable. En el primer caso, la oferta 
del 2021 está 10.8% por debajo y en el del 
diésel, es 22.3% menor.
La estrategia deL gobierno
El terreno ganado por los particulares es 
espacio perdido por Pemex (tanto en pro-
ducción, como en importación), quien 
hasta el 2015 controlaba el 100% de la pro-
ducción, importación y comercialización 
de producto. Se trata de una tendencia que 
el presente gobierno federal ha tratado de 
revertir a través de modificaciones legisla-
tivas y administrativas.
La primera fue la reforma a la Ley de Hi-
drocarburos aprobada por la mayoría se-
natorial de Morena –el partido gobernan-
te– el pasado 22 de abril y publicada en el 
Diario Oficial de la Federación (DOF) el 4 
de mayo. 
Esta marca condiciones más restricti-
vas para que los privados obtengan permi-
sos de importación y otorga libertades al 
Estado para que tome control de infraes-
tructuras de despacho de particulares si 
considera que de ello depende la seguridad 
energética del país.
Paralelamente, el Congreso avaló –
también gracias a la mayoría morenis-
ta– modificar el artículo décimo terce-
ro transitorio de la Ley de Hidrocarburos, 
para poner fin a la regulación asimétri-
ca de la Comisión Reguladora de Energía 
(CRE) que busca limitar el poder de mer-
cado de Pemex, por ser el agente económi-
co preponderante.
Ambas modificaciones se mantienen 
congeladas, ya que los tribunales especia-
lizados en competencia económica, tele-
Con la reforma energética del 2014, empresas 
de diversos países han invertido en México en 
redes de distribución de combustibles, confiando 
en reglas del juego estables y duraderas, lo que 
hoy está en predicamento. foto ee: hugo salazar. 
Están haciendo ajustes 
en los segundos niveles 
de leyes y, peor aún, en 
temas como las reglas de 
comercio exterior, que 
en jerarquía normativa 
están en un cuarto o 
quinto nivel, van a tener 
un amplio margen de 
fracaso”
Carlos Ochoa,
socio de la práctica de energía del 
despacho holland & Knight
combustibles
De tú a tú 
con Pemex
Desde la apertura del mercado 
con la reforma energética, la 
participación de los privados y 
sus importaciones en la oferta 
nacional de combustibles no ha 
dejado de crecer, incluso en el 
último año, cuando ha arreciado 
el intento del gobierno por 
proteger el mercado de Pemex.
México I Oferta de principales 
petrolíferos I miles de barriles diarios
Total**
% DE IMPORTACIÓN IP RESPECTO 
DE LA OFERTA TOTAL
2016
1,8341,818 1,792 1,784
1,490 1,574
5
2018
11
2020
23
2017
8
2019
18
2021*
25
**/ INCLUYE GASOLINA, DIÉSEL, TURBOSINA, GAS LP Y COMBUSTÓLEO.
PRODUCCIÓN PEMEX
IMPORTACIÓN IP 
OFERTA
EXPORTACIÓN
IMPORTACIÓN PEMEX
-53
1,120
799
86
-45
916
937
141
-38
740
985
201
-34
726
848
328
-12
691
594
346
-4
802
525
401
TOTAL
MARTES 31 de agosto del 2021 Energía 7
comunicaciones y radiodifusión han 
otorgado suspensiones a una multitud 
de empresas que promovieron juicios 
de amparo, bajo el argumento de que 
los cambios a la Ley de Hidrocarburos 
van a contracorriente de la apertura de 
mercado en hidrocarburos que quedó 
consagrada en la Constitución, gracias 
a la reforma en materia energética del 
2013-2014.
reglamentos, otra arma
El pasado 12 de junio, en lo que fue ca-
lificado como un nuevo intento del go-
bierno de socavar la apertura del mer-
cado, el Servicio de Administración 
Tributaria (SAT) publicó cambios en las 
reglas de comercio exterior que prohí-
ben que los permisionarios privados 
puedan importar producto en lugares 
distintos a las aduanas (terrestres, aé-
reas o marítimas), dejándole este pri-
vilegio únicamente a Pemex y a la Co-
misión Federal de Electricidad (CFE).
En la práctica, los cambios en las 
reglas de comercio exterior dejarían 
inservibles instalaciones privadas co-
mo terminales de almacenamiento, 
puesto que ya no sería posible utili-
zarlas para recibir producto importa-
do, lo que sólo podría hacerse en las 
aduanas.
“Está buscando volver a fortalecer 
a Pemex y a la CFE, como empresas 
hegemónicas. El presidente, la titular 
de la Secretaría de Energía (Rocío Na-
hle) y el titular de CFE (Manuel Bartle-
tt) lo han dicho. Lo que quieren es for-
talecera estas empresas”, opinó Carlos 
Ochoa, socio de la Práctica de Energía 
del despacho Holland & Knight.
Desde su perspectiva, las actuacio-
nes administrativas y legislativas pro-
movidas por el gobierno tienen una 
amplia probabilidad de fracaso, pues-
to que buscan modificar garantías que 
están consagradas en la Constitución y 
que, por lo tanto, la única forma de re-
vertir es a través de una contrarrefor-
ma constitucional.
“Están haciendo modificacio-
nes en los segundos niveles de leyes 
y, peor aún, en temas como las reglas 
de comercio exterior, que en jerarquía 
normativa están en un cuarto o quin-
to nivel, por lo que siempre van a tener 
un amplio margen de fracaso, porque 
siempre se va a tener el marco cons-
titucional, que protege a los privados 
para participar en estos mercados” di-
jo Carlos Ochoa.
En tanto, la judicialización del sec-
tor está creando una gran incerti-
dumbre entre los inversionistas, entre 
los que Ochoa distingue a tres tipos: 
1) aquéllos que tienen ya terminales 
operando, 2) los que están constru-
En la práctica, los recientes 
cambios en las reglas de comer-
cio exterior dejarían inservibles 
instalaciones privadas como 
terminales de almacenamiento, 
puesto que ya no sería posible 
utilizarlas para recibir producto 
importado, lo que sólo podría 
hacerse en las aduanas.
yéndolas y 3) los que únicamente tie-
nen proyectos.
Par los dos primeros no hay otra al-
ternativa más que combatir legalmen-
te la disposición a través de juicios de 
amparo –que ya se han promovido– 
“los que muy probablemente deriven 
en una suspensión con carácter gene-
ral”, con el punto en contra de que ello 
podría demorar por la carga de trabajo 
en los juzgados especializados.
“Estamos hablando de que esos 
juzgados tienen una carga de entre 
3,000 y 4,000 amparos, porque tam-
bién están atendiendo las otras quejas 
contra los cambios en la Ley de Hidro-
carburos, la de la Industria Eléctrica e 
incluso están revisando el tema de las 
modificaciones en las regulaciones de 
los datos biométricos”, dijo Ochoa.
Este reducto legal es ineludible, ya 
que estas empresas tienen ya compro-
misos financieros con bancos y con-
tractuales con comercializadores de 
combustibles, quienes ya reciben ser-
vicios o están por recibirlos.
Finalmente, para quienes solamen-
te tienen proyectos en la mira, el abo-
gado prevé que muchos podrían man-
tener sus inversiones congeladas hasta 
el 2024 o el 2025, hasta dilucidar las 
posiciones políticas de los actores go-
bernantes en el próximo sexenio.
“Es lamentable, porque la necesi-
dad de almacenamiento está ahí. Mé-
xico tiene un déficit en este renglón y 
ni al gobierno ni a los privados les con-
viene esta parálisis”, afirmó Carlos 
Ochoa.
59% 
DE LA OFERTA DE 
PETROLÍFEROS 
DEL PRIMER SEMESTRE 
SE ABASTECIÓ CON 
PRODUCTO IMPORTADO
75% 
FUE LA PARTICIPACIÓN 
DE PEMEX 
EN LA OFERTA NACIONAL DE 
PETROLÍFEROS DURANTE EL 
PRIMER SEMESTRE
1.57 
MILLONES DE 
BARRILES DIARIOS 
FUE LA OFERTA DE 
PETROLÍFEROS DE ENERO A 
JUNIO EN MÉXICO
combustibles
Gasolina
Diésel
% DE IMPORTACIÓN IP RESPECTO 
DE LA OFERTA TOTAL
% DE IMPORTACIÓN IP RESPECTO 
DE LA OFERTA TOTAL
2016
2016
785
411
778
404
790
413
778
392
676
312
705
321
0
0
2018
2018
3
13
2020
2020
17
27
2017
2017
0
5
2019
2019
10
21
2021*
2021*
23
32
*/ DATOS PARA ENERO-JUNIO.
-53
0
326
216
505
187
0
0
-45
0
257
154
571
238
2
19
-38
0
207
117
599
241
23
56
-34
0
204
130
528
178
80
83
-12
0
186
114
388
114
115
85
-4
0
222
112
326
107
160
102
PRODUCCIÓN PEMEX
PRODUCCIÓN PEMEX
IMPORTACIÓN IP 
OFERTA
IMPORTACIÓN IP 
OFERTA
EXPORTACIÓN
EXPORTACIÓN
IMPORTACIÓN PEMEX
IMPORTACIÓN PEMEX TOTAL
TOTAL
FUENTE: ELABORACIÓN PROPIA CON DATOS DE LA SENER.
 Energía MARTES 31 de agosto del 20218
gas lp
Karol García
karol.garcia 
@eleconomista.mx
L uego de tres investigacio-nes que no han concluido ni arrojado sanciones por par-te de la Comisión Federal de 
Competencia Económica (Cofece), 
el gobierno federal finalmente puso 
un tope a los precios a los que pue-
den vender gas licuado de petróleo 
(LP), los distribuidores en el país, 
mediante un acuerdo que bien po-
dría ser impugnado por los empre-
sarios, quienes han preferido el ca-
mino del diálogo, mientras que los 
comisionistas transportadores se 
han lanzado intermitentemente a 
frenar al abasto puesto que ya no ob-
tienen ganancias, luego de que por 
lo menos entre 2019 y 2020, el pre-
cio nacional subió 11% cuando a ni-
vel internacional bajó 21 por ciento.
Incluso, de acuerdo con la Secre-
taría de Energía, se observó un in-
cremento de 28% en el periodo de 
mayo de 2020 a mayo de 2021 en el 
precio promedio ponderado nacio-
nal del gas LP reportado por los dis-
tribuidores, además de un compo-
nente de desigualdad regional en el 
comportamiento de dichos precios, 
COMBUSTIBLE SE HABÍA ENCARECIDO HASTA 37%
Regresa control de 
precios en gas LP; 
concentraría más 
al mercado
La regulación, 
que durará seis 
meses, se da en 
el contexto de las 
tres investigaciones 
que lleva a cabo la 
Cofece 
11% 
SUBIÓ EL PRECIO PROMEDIO 
NACIONAL DEL GAS LP ENTRE EL 
2019 Y EL 2020.
9.94% 
FUE LA REDUCCIÓN 
PROMEDIO QUE TUVO EL 
PRECIO DEL GAS LP EN LA PRIMERA 
SEMANA DE LOS PRECIOS TOPE.
por ejemplo, en el caso de la Ciudad 
de México en el mismo periodo se 
observó un incremento de precios 
de 37%, superior al promedio na-
cional, expuso el organismo enca-
bezado por Rocío Nahle.
Ante ello, el presidente Andrés 
Manuel López Obrador anunció 
que como una medida extraordina-
ria para evitar abusos se establece-
ría un precio máximo de venta para 
el gas doméstico ante el monopolio 
que mantienen cinco empresas en 
el país. 
Posteriormente, anunció que en 
dos meses dará el banderazo de sali-
da para la distribución del combus-
tible subsidiado que será distribuido 
mediante cilindros con la marca gu-
bernamental “Gas Bienestar” en las 
alcaldías Iztapalapa y Azcapotzal-
co, en la Ciudad de México y se con-
tinuará con todo el Valle de México 
para que después se coloquen ins-
talaciones de esta empresa que ven-
derá el gas que Petróleos Mexica-
nos (Pemex) produce o importa en 
grandes concentraciones urbanas.
Luego del anuncio de la creación 
de la empresa estatal Gas Bienestar, 
que venderá cilindros de 20 y 30 ki-
logramos a precios subsidiados en-
tre la población más vulnerable, a 
finales de julio la Comisión Regula-
dora de Energía (CRE) volvió al es-
quema de precios máximos para la 
comercialización de gas licuado LP 
al aprobar la publicación del Acuer-
do por el cual divide al país en 145 
regiones donde cada semana días 
se determinará el precio tope al que 
pueden vender los comercializado-
res y distribuidores de este combus-
tible, mediante cualquier vehículo o 
establecimiento.
Este Acuerdo fue publicado de 
forma exprés por la tarde en la Co-
misión Nacional de Mejora Regula-
toria (Conamer) con la instrucción 
de inscribirse en el Diario Oficial de 
la Federación y entrar en vigor en 
cuanto sea oficial, lo que ocurrió en 
tiempo récord por la noche.
El nuevo esquema de precios tope 
ordena que quienes no cumplan re-
cibirán como sanción la revocación 
de su permiso en términos del artí-
culo 56, fracción III de la Ley de Hi-
drocarburos. La vigencia de esta re-
gulación será de seis meses. 
Y en la primera semana de los 
precios tope, en promedio nacional 
de las 145 regiones establecidas hu-
bo una reducción de 9.94% con un 
máximo promedio de 22.91 pesos 
por kilogramo, mientras que el lu-
gas lp
MARTES 31 de agosto del 2021 Energía 9
nes 2 de agosto la Procuraduría Fe-
deral del Consumidor (Profeco) de-
tectó que el promedio nacional real 
al que se vendió fue de 25.44 pesos 
por kilogramo.
Esta reducción equivale a 2.53 
pesos por kilogramo, que para el ci-
lindro de 20 kilos implica que en el 
promedio nacional llegaría a pasar 
de 508.8 pesos en promedio nacio-
nal a 458.2pesos, lo que implica un 
ahorro de 50.5 pesos.
Ante ello, un recién consolida-
do Gremio Gasero Nacional instru-
yó a 8,000 pipas a dejar de prestar el 
servicio en el Valle de México, donde 
la variación entre el precio real an-
terior y el tope fue de más de 21%; 
el paro duró 36 horas y las grandes 
asociaciones de distribuidores como 
la ADG y la Amexgas se deslindaron 
de estas acciones. 
Para la semana del 15 al 21 de 
agosto, el precio tope al que se po-
drá comercializar el gas LP al público 
será de 23.17 pesos por kilogramo, lo 
que implica su segundo aumento 
consecutivo desde que comenzó a 
implementarse esta medida, ya que 
en comparación con la semana an-
terior aumentó 0.5% o 13 centavos 
por kilo.
Si se contrasta con el último precio 
La empresa estatal Gas 
Bienestar venderá cilindros 
de 20 y 30 kilogramos a 
precios subsidiados entre 
la población más vulne-
rable, de acuerdo con el 
mandatario López Obrador. 
Comenzará en las alcaldías 
Iztapalapa y Azcapotzalco, 
en la Ciudad de México y 
se continuará con todo el 
Valle de México.
Un gremio de gaseros realizó 
un paro a inicios de mes debido 
al regreso de precios máximos. 
fotos: cuartoscuro.
promedio ponderado nacional sin to-
pe que reportó la CRE con los precios 
reales que dieron los distribuidores al 
30 de junio, el precio tope de esta se-
mana sigue siendo 8% inferior al que 
estaban recibiendo los consumidores 
de este combustible que utilizan al 
menos siete de cada 10 hogares. Es-
to implica que en promedio nacional 
el tope es 2 pesos por kilo más barato 
que este último reporte, con lo que el 
tope al que se puede vender el cilin-
dro es 40 pesos más barato.
Al respecto, la Cofece ha asegura-
do que es ilegal esta directriz de pre-
cios máximos. En específico, el ar-
tículo 82 de la Ley de Hidrocarburos 
menciona que los precios de las ac-
tividades de expendio al público de 
gas LP se determinarán conforme a 
las condiciones de mercado.
Cabe recordar que el 31 de mayo 
pasado, la Cofece inició un proce-
dimiento para determinar si existen 
condiciones de competencia efec-
tiva en la distribución no vinculada 
a ductos de gas LP a nivel nacional, 
combustible que es usado por siete 
de cada 10 hogares. 
Además, en marzo emplazó a di-
versas empresas al determinar su 
probable responsabilidad en la rea-
lización de dichos acuerdos ilegales. 
Gas Bienestar será un 
competidor más, porque 
ellos (las empresas) se 
asociaron, son cinco los 
que controlan todo el 
mercado del gas LP”. 
Andrés Manuel López 
Obrador,
presidente de méxico
gas lp
fuente: eia. gráfico ee.
 Importación, sin freno
Aunque el precio del propano (base 
del gas LP) en el mercado texano 
ha estado en niveles más altos en el 
pasado, este año ha tenido su mayor 
variación interanual desde que la EIA 
tiene registros.
México I Oferta de gas, LP I 
enero-junio (miles de barriles diarios)
Por origen del producto
PARTICIPACIÓN % DE IMPORTACIONES
2016
266
163
103
38
2018
289
130
159
55
2020
282
105
177
62
2017
291
154
136
47
2019
296
109
186
63
2021
278
91
187
67
PRODUCCIÓN
PEMEX
IMPORTACIÓN 
NETA*
TOTAL
*/ IMPORTACIÓN MENOS EXPORTACIONES
Por oferente
PARTICIPACIÓN % DE PRIVADOS
2016
266
231
34
13
2018
289
187
102
35
2020
282
153
130
46
2017
291
185
106
36
2019
296
166
129
44
2021
278
149
129
46
PEMEX** PRIVADOS 
(IMPORTACIÓN)
TOTAL
**/ INCLUYE PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN REALIZADAS POR LA EMPRESA.
Subida sin precedentes
2011 2015 20192013 2017 2021
*/ PRECIO SPOT EN EL MERCADO DE MONT BELVIEU (SE MUESTRAN ENTRE 
PARÉNTESIS VARIACIONES INTERANUALES).
EU I Precio promedio del 
propano* enero - junio I dólares 
por galón
1.44
0.89
0.61
0.39
0.67
0.86
1.12 1.18
0.50
0.44
0.88
En lo que va del año, México 
ha dependido más del gas LP 
importado, en un contexto en el 
que casi la mitad de la oferta la 
controlan los privados a través 
de importaciones directas.
 Energía MARTES 31 de agosto del 202110
Karol García
karol.garcia 
@eleconomista.mx
L os contratos petroleros del país que fueron firmados tras la re-forma del 2014 aportan a la pro-ducción nacional un total de 
145,877 barriles diarios de crudo, vo-
lumen que representa el 8.7% del total 
nacional y que ha aumentado 80 ve-
ces en los últimos cinco años incluyen-
do los 11 contratos otorgados en las ron-
das petroleras que ya producen crudo, 
las migraciones de contratos anteriores 
y farmouts en sociedad con Petróleos 
Mexicanos (Pemex) y por supuesto el 
campo que gracias a las nuevas reglas le 
permite a la estatal administrarlo como 
un contrato de producción comparti-
da para evitar la carga impositiva de las 
asignaciones: Ek Balam. 
Tan sólo este campo en aguas some-
ras, que produce la mitad de lo que re-
portan los contratos a nivel nacional: 
76,322 barriles diarios de crudo según 
el reporte de la Comisión Nacional de 
Hidrocarburos (CNH) al mes de junio, 
aumentó en 2.2 veces su extracción en 
los últimos cuatro años y ha evitado el 
pago del derecho a la utilidad compar-
tida de las asignaciones, de 54% de los 
ingresos brutos por barril.
Entre los proyectos más grandes, 
el consorcio de Fieldwood y Petro-
bal anunció que los campos Ichalkil y 
Pokoch, ubicados en aguas someras 
frente a las costas de Campeche, entra-
APORTAN 8.7% DE LA PRODUCCIÓN DE CRUDO
Petroleras privadas 
mantienen inversión 
pese al clima 
adverso
Las empresas que cuentan con un contrato de 
exploración y extracción de hidrocarburos en México 
han invertido 7,487 mdd del 2015 a mayo de 2021
rán en producción comercial en el mes 
de agosto de 2021. 
Se espera que entre 2021 y 2041, es-
te proyecto permita recuperar un to-
tal de 455 millones de barriles de crudo 
y 567,000 millones de pies cúbicos de 
gas. A diciembre de 2020 se ha ejercido 
una inversión de 546 millones de dóla-
res y se esperan 509 millones de dólares 
adicionales en 2021.
La mexicana Petrobal, filial de Gru-
po Bal, y su socio estadounidense tie-
nen planeado llegar a 8,000 barriles 
diarios de crudo que al final del año au-
mentarán hasta llegar a 40,000 barriles 
por día, según lo aprobado en su nuevo 
plan de desarrollo ante la Comisión Na-
cional de Hidrocarburos (CNH).
Lo anterior será en el primer contra-
to que se adjudicaron estos socios, en 
la Ronda 1.2 en aguas someras, fren-
te al límite de las aguas territoriales de 
Tabasco y Campeche, donde cuentan 
con el área 4 que tiene dos campos lis-
tos para su explotación: Pokoch e Icha-
lkil, dentro del contrato de producción 
compartida que tiene una superficie de 
59,766 kilómetros cuadrados.
Por su parte, Hokchi dio a conocer 
que realizó la apertura del pozo pro-
ductor Hokchi-11DES que permitirá 
elevar el nivel de producción de 9,000 
a un volumen superior a 14,000 barri-
les diarios de petróleo crudo equivalen-
te este año. 
El Plan de Desarrollo de Hokchi 
Energy considera la construcción de 
dos plataformas de producción que ya 
Las petroleras privadas ya aportan 145,877 
barriles diarios de crudo a la producción nacional. 
fotos: ee archivo.
11 
CONTRATOS 
OTORGADOS EN LAS 
RONDAS PETROLERAS YA 
PRODUCEN CRUDO.
15% DE 
LAS INVERSIONES 
COMPROMETIDAS YA HA SIDO 
EJERCIDO POR LAS PETROLERAS 
PRIVADAS.
fueron instaladas y la perforación de 14 
pozos: siete productores y siete inyec-
tores de agua. Al día de hoy, ya se han 
perforado seis pozos, de los cuales tres 
son productores y tres inyectores. 
El Plan también contempla una 
planta de proceso en tierra, ubicada en 
el municipio de Paraíso, Tabasco, ade-
más de una planta de inyección de agua 
y otra de generación de energía eléctri-
ca –todas ellas en construcción- y más 
100 km de ductos marinos ya tendidos 
en el lecho marino.
También, el consorcio conformado 
por ENI, Lukoil y Capricorn dio a co-
nocer un nuevo descubrimiento en el 
prospecto Sayulita, en el Bloque 10. El 
prospecto se ubica aproximadamen-
te a 70 kilómetros de la costa del Gol-
petroleras
MARTES 31 de agosto del 2021Energía 11
Entre los proyectos más grandes, el consorcio 
de Fieldwood y Petrobal anunció que los campos 
Ichalkil y Pokoch, ubicados en aguas someras frente 
a las costas de Campeche, entrarán en producción 
comercial en este mes de agosto.
Avance sostenido
México I Producción petrolera, enero-
junio I miles de barriles
Por contratos petroleros
Total
CONTRATOS RONDAS
TOTAL POR CONTRATOS
FUENTE: CNH.
El 46% de la producción petrolera que 
se hace en México a través de contratos 
la ejecutan consorcios con presencia de 
privados, ya sea a través de farmouts, 
migraciones contractuales o contratos de 
rondas; en el último año, la participación 
de este tipo de producción en el total 
nacional pasó de 3.1 a 3.6 por ciento.
FARMOUTS EK BALAM 
(PEMEX)
POR ASIGNACIONES
MIGRACIONES
2016 2018 20202017 2019 2021
131.1
24.9
24.7
19.1
115.9
73.8
49.4
12.3
1.7
1.7
10.4
71.2
12.7
21.2
16.9
10.2
7.2
6.2
3.0
4.4
63.0
41.9
32.9
10.8
2016 2018 20202017 2019 2021
1,679
2,171
6
12
2,171
1,998
1,810
1,592
1,580 1,548
131
2,010
1,859
1,666 1,695
11674
49
petroleras
fo de México y a solo 15 kilómetros del 
anterior descubrimiento de petróleo de 
Saasken. 
De acuerdo con estimaciones preli-
minares, el nuevo hallazgo en Sayuli-
ta puede contener entre 150 y 200 mi-
llones de barriles de petróleo crudo 
equivalente. 
Adicionalmente, cabe destacar que 
los contratos de migración con socio 
operados por Perenco y Diavaz incre-
mentaron su producción en casi 9,000 
barriles diarios. 
Las empresas que cuentan con un 
contrato de exploración y extracción 
de hidrocarburos en México han ejer-
cido inversiones por 7,487 millones de 
dólares del 2015 a mayo de 2021, según 
la última actualización de la Comisión 
Nacional de Hidrocarburos (CNH). Esto 
equivale a 15% de las inversiones com-
prometidas al 2035.
 Energía MARTES 31 de agosto del 202112
Hokchi rebasa US1,000 millones 
de inversión petrolera
La infraestructura, 
localizada en 
Paraíso, Tabasco, 
tiene la capacidad 
para despachar 
35,000 barriles 
por día y 13 
millones de pies 
cúbicos diarios de 
gas; la petrolera 
ya produce casi 
un tercio del crudo 
que generan 
los contratos de 
rondas petroleras
Karol García
El Economista 
karol.garcia@eleconomista.mx
C on inversiones que superan los 1,000 millones de dólares en infraestructura, el consor-cio entre argentinas, Hokchi 
Energy, inauguró el pasado 19 de agos-
to su planta de procesamiento de Hi-
drocarburos en el municipio de Paraíso, 
Tabasco, de acuerdo con el plan de de-
sarrollo del área Hokchi aprobado por 
la Comisión Nacional de Hidrocarburos 
(CNH).
La nueva planta, cuya construcción 
se inició en marzo del 2019 en una su-
perficie de más de 40 hectáreas, cuenta 
con una capacidad de procesamiento de 
crudo de 35,000 barriles por día y de 13 
millones de pies cúbicos diarios de gas.
En estas instalaciones se recibe el 
crudo de los ductos que vienen de las 
plataformas de la empresa, se separa de 
los componentes que le quitan pureza, 
para después empacarse y devolverse al 
barco que lo compra o a la refinería a la 
que esté conectada la planta.
Esta infraestructura es parte del plan 
de desarrollo del campo marino Hok-
chi, el cual, además, incluye dos plata-
formas, más de 100 kilómetros de duc-
tos submarinos y la perforación de 14 
pozos. “En el desarrollo se han invertido 
al día de hoy cerca de 1,000 millones de 
dólares en infraestructura marina y te-
rrestre, generando más de 10,000 pues-
tos de trabajo”, afirmó la empresa.
En mayo de 2020, la planta comenzó 
la etapa de producción temprana y el 19 
de agosto, con su inauguración, inició la 
entrega y comercialización de crudo y gas 
en El Escribano, ubicado en el municipio 
de Paraíso, Tabasco. Cabe recordar que 
el primer aceite procesado, como parte 
de las pruebas de la puesta en marcha, se 
obtuvo a finales de julio de 2021.
El pasado mes de junio, Hokchi pro-
dujo 8,899 barriles diarios en promedio, 
lo que ya representó 27.9% de los 31,881 
barriles extraídos por los privados que 
detentan contratos de las rondas petro-
leras llevadas a cabo durante el sexenio 
pasado.
Hokchi Energy se constituyó en Mé-
xico tras la adjudicación obtenida por el 
consorcio entre la operadora argentina 
Pan American Energy y su socia, tam-
bién argentina, E & P Hidrocarburos. El 
CEO de Pan American Energy Group, 
Marcos Bulgheroni, señaló que “la ope-
ración de la Planta de Proceso Hokchi 
marca nuestro compromiso con Tabasco 
y México, y testimonia nuestra contribu-
ción al bienestar de los mexicanos y la so-
beranía energética de México, generan-
do empleos, propiciando una importante 
derrama económica en la región y apor-
tando ingresos al erario público mexica-
no cada día”.
nuevo pozo en marcha
A mediados de agosto, la Asociación 
Mexicana de Empresas de Hidrocarburos 
(Amexhi) dio a conocer que Hokchi rea-
lizó la apertura del pozo productor Hok-
chi-11DES que permitirá elevar el nivel de 
producción de 9,000 a un volumen supe-
rior a 14,000 barriles diarios de petróleo 
crudo equivalente este año. Con ello, de-
talló que el plan de desarrollo de Hokchi 
considera la construcción de dos plata-
formas de producción que ya fueron 
instaladas y la perforación de 14 po-
zos: siete productores y siete inyecto-
res de agua. Con estas acciones, ya se 
han perforado seis pozos, de los cuales 
tres son productores y tres inyectores.
El plan también contemplaba la 
planta de proceso en Paraíso inaugu-
rada este jueves, además de una plan-
ta de inyección de agua y otra de gene-
ración de energía eléctrica –todas ellas 
en construcción.
Apenas en abril, Hokchi Energy ini-
ció operaciones en la segunda plata-
forma de producción del campo Hok-
chi, tras la apertura el pasado seis de 
abril del pozo Hokchi-2DEL en la Pla-
taforma Central, con lo que incremen-
tó la producción del campo de 2,000 a 
más de 8,000 barriles de petróleo cru-
do equivalente por día.
De acuerdo con la empresa, esto 
complementa la puesta en operación 
de la primera plataforma de producción 
(Plataforma Satélite) del campo mari-
no Hokchi, en mayo de 2020, cuando 
la compañía arrancó operaciones del 
pozo Hokchi-4DEL, enviando su pro-
ducción hacia tierra a través de un duc-
to marino, en el contexto de una estra-
tegia de producción temprana.
Finalmente, el vicepresidente de 
Hokchi Energy, Vinicio Suro Pérez, 
destacó que “la puesta en marcha de la 
planta de procesamiento de hidrocar-
buros de Hokchi Energy ya está permi-
tiendo la entrega de hidrocarburos, en 
calidad, después de varios años de pla-
nificación y arduo trabajo, contribu-
yendo así a un mejor futuro para el sec-
tor energético del país y de la región”.
8,899 
BARRILES DIARIOS 
DE CRUDO EN 
PROMEDIO EXTRAJO HOKCHI 
ENERGY EN JUNIO PASADO, 
LO QUE REPRESENTÓ 27.9% 
DE LOS 31,881 BARRILES 
EXTRAÍDOS POR LOS 
PRIVADOS QUE DETENTAN 
CONTRATOS DE LAS RONDAS 
PETROLERAS LLEVADAS A 
CABO DURANTE EL SEXENIO 
PASADO
petroleras
La puesta en marcha de la planta de 
procesamiento de hidrocarburos de 
Hokchi Energy ya está permitiendo 
la entrega de hidrocarburos, en 
calidad, después de varios años 
de planificación y arduo trabajo, 
contribuyendo así a un mejor futuro 
para el sector energético del país y 
de la región”
Vinicio Suro,
vicepresidente de hokchi energy
En su nueva planta de procesamiento de crudo, Hokchi 
preparará el hidrocarburo para empacarse y trasladarse hacia 
su destino de comercialización. foto: ee archivo.
ENCIENDE NUEVA PLANTA PARA PROCESAR CRUDO
MARTES 31 de agosto del 2021 Energía 13
entrevista
Octavio Amador
El Economista 
octavio.amador@eleconomista.mx
E l freno en los nuevos proyec-tos de energía renovable de gran escala en México es tran-sitorio, pues el país está inser-
to en una cadena global de manufactu-
ra, cuyas empresas están cada vez más 
comprometidas con la transición ener-
gética y, tarde o temprano, lograrán 
empujar nuevos planes en este terreno, 
confíaVladimiro de la Mora, presiden-
te y director de General Electric (GE) en 
México.
“México está tan inserto en el esce-
nario global, que no nos podemos que-
dar afuera. Tarde o temprano el sector de 
renovables va a volver a tener un empu-
je importante en México, sobre todo por 
toda la industria que tenemos embebi-
da”, comentó en entrevista.
Y enmarcó su confianza en el he-
cho de que, en lo que toca a la transición 
energética, numerosas empresas es-
tán haciendo anuncios ambiciosos pa-
ra tener operaciones con cero emisiones 
de carbono para el 2030-2050. “Noso-
tros, por ejemplo, anunciamos que para 
el 2030 no debemos tener emisiones. Es 
un objetivo bien agresivo”, afirmó.
El de energía renovable es uno de los 
cuatro pilares de negocio de GE, junto 
con el de electricidad, aviación y pro-
ductos médicos. En México, la empresa 
comercializa soluciones de estos cuatro 
pilares, aunque solo tiene operaciones 
de manufactura en tres de ellos (electri-
cidad, aviación y productos médicos).
En el área de renovables opera, sin 
embargo, con el apoyo de proveedores 
externos de equipo para la implemen-
tación de sus diferentes soluciones, que 
Los compromisos de las empresas 
para ser neutrales en carbono 
impulsarán nuevos proyectos
abarcan los sistemas eólicos, redes de 
transmisión, generación hidroeléctrica 
y sistemas híbridos (energía renovable 
más almacenamiento).
Luego de un boom gracias a las su-
bastas eléctricas de largo plazo impul-
sadas por el gobierno mexicano en el 
sexenio pasado, durante este sexenio la 
instalación de nuevas centrales renova-
bles ha estado limitada a los proyectos 
que se habían contratado previamente, 
pues dichas subastas se cancelaron.
Asimismo, el gobierno ha atacado a 
las energías intermitentes (eólica y so-
lar) por considerar que le quitan confia-
bilidad a la red eléctrica y que se trata de 
un ramo que se ha beneficiado de nego-
cios que considera leoninos para el Esta-
do (las subastas eléctricas) y para la Co-
misión Federal de Electricidad (CFE).
No obstante, Vladimiro de la Mo-
ra considera que satisfacer la demanda 
eléctrica en México requiere de un es-
fuerzo integral, que pasa por el fortale-
cimiento de la capacidad renovable, pe-
ro también de la llamada “carga base”, 
renglón en el cual la tecnología de turbi-
nas a gas natural es ideal.
Y aquí es donde la visión de GE se 
toca con los planes del actual gobier-
no mexicano, pues la CFE tiene planes 
para licitar seis nuevas centrales de ci-
Vladimiro de la Mora, 
presidente y director 
general de General 
Electric en México 
foto: cortesía.
En México tiene 5,000 
colaboradores y cuatro 
plantas de manufactura (dos 
de la rama de salud, una 
del negocio de energía y 
una del área de aviación), 
un centro de servicio, así 
como un centro de desarrollo 
tecnológico, en Querétaro.
125 AÑOS 
CELEBRA GENERAL 
ELECTRIC DE TENER 
OPERACIONES EN MÉXICO, 
ESTE 2020
México 
retomará ritmo 
en energías 
renovables: GE 
clo combinado (a gas natural), sien-
do esta su mayor apuesta para el forta-
lecimiento de la capacidad eléctrica del 
país durante el sexenio, en conjunto con 
un plan de modernización de plantas 
hidroeléctricas.
“La tecnología con gas se ha desa-
rrollado tanto en sus eficiencias. Nues-
tra turbina más eficiente (a gas natu-
ral) anda arriba en 62% de eficiencia. 
Las emisiones de carbono se reducen 
muchísimo y por otro lado si haces una 
combinación entre esta generación de 
gas con energías renovables y con ba-
terías pues puedes tener una reducción 
considerable de CO2”, comenta.
En este renglón, considera, GE es un 
aliado del gobierno mexicano. “El sec-
tor público ha sido un cliente nuestro a 
lo largo de nuestros 125 años en México. 
Somos grandes socios de la CFE”.
“Vemos a México como un mercado 
que requiere mucha energía. El creci-
miento de la demanda de energía es ca-
si el doble del PIB. El consumo per cápi-
ta en el país todavía está muy por debajo 
con respecto a otros países, pero crece 
aceleradamente, pues la gente tiene ca-
da vez más aparatos y hay más necesi-
dades”, asevera De la Mora.
Este año, GE celebra su 125 aniversa-
rio en nuestro país, lugar que fue la pri-
mera oficina externa de la compañía que 
fundó Thomas Alva Edison y que abrió 
apenas cuatro años después de la consti-
tución de la empresa en Estados Unidos.
En México tiene 5,000 colaboradores 
y tiene cuatro plantas de manufactu-
ra (dos de la rama de salud, una del ne-
gocio de energía y una del área de avia-
ción), un centro de servicio, un centro 
de desarrollo tecnológico, así como un 
centro de operaciones globales en Mon-
terrey, Nuevo León. 
México está tan inserto 
en el escenario global, 
que no nos podemos 
quedar afuera. Tarde o 
temprano el sector de 
renovables va a volver 
a tener un empuje 
importante en México, 
sobre todo por toda la 
industria que tenemos 
embebida”
Vladimiro de la 
Mora,
presidente y CeO de Ge 
MéxiCO.
entrevista
 Energía MARTES 31 de agosto del 202114
Judicialización 
del sector 
eléctrico: nada 
para nadie
Karol García
El Economista 
karol.garcia@eleconomista.mx
E n lo que ya se conoce co-mo “judicialización del sec-tor eléctrico” que es la pug-na entre el gobierno federal 
y la Comisión Federal de Electricidad 
(CFE) contra los generadores priva-
dos –principalmente renovables– 
que proliferaron a partir de la reforma 
del 2014, no hay todavía ganado-
res, porque quedan vigentes las sus-
pensiones concedidas en más de 250 
juicios de amparo, que se resolverán 
este año, aunque ya hubo tres sen-
tencias judiciales a favor de los que-
josos y también tres demandas en un 
tribunal colegiado que favorecieron a 
la Secretaría de Energía. 
Apenas hace una semana la Su-
prema Corte de Justicia de la Na-
ción dio a conocer la sentencia en la 
que concedió un amparo –el prime-
ro– al sector privado para que no se 
aplique el decreto por el que se refor-
man y adicionan diversas disposicio-
nes de la ‘Ley de la Industria Eléctrica 
(LIE)’, publicado en el Diario Oficial 
de la Federación (DOF) el pasado 9 de 
marzo de 2021. 
Entre las principales razones por 
las que se decidió fallar a favor se en-
cuentran que la LIE ejerce discrecio-
nalidad al tener acceso a red, genera 
distorsiones en el mercado y repre-
senta amenazas al medio ambiente. 
Los nombres de los tres quejosos que 
ganaron el amparo aparecen ocultos 
en la sentencia. El juicio de amparo 
121/2021 y sus acumulados 122/2021, 
123/2021 y 127/2021 especificó que, 
con el fin de no generar un vacío nor-
mativo, se ordenó que las autorida-
des responsables deberán continuar 
aplicando el régimen previsto en la 
Ley de la Industria Eléctrica vigente 
hasta antes de la entrada en vigor de 
decreto combatido. 
La sentencia favorable a los priva-
dos fue otorgada por Juan Pablo Gó-
mez Fierro, Juez Segundo de Distrito 
en materia administrativa especiali-
zado en competencia económica, ra-
diodifusión y telecomunicaciones. 
Pero de acuerdo con fuentes cer-
canas a los procesos legales, quedan 
265 juicios de amparo contra las mo-
dificaciones a la Ley de la Industria 
Eléctrica –promovidas por el Ejecu-
tivo y avaladas por el Legislativo– pa-
ra los que dos jueces de distrito espe-
cializados suspendieron su aplicación 
hasta la sentencia. 
Y cabe recordar tres deman-
das fueron llevadas hasta la instan-
cia superior al juzgado, que es el tri-
Privados obtuvieron primer amparo 
contra la Ley Eléctrica, pero el 
gobierno consiguió invalidar algunas 
suspensiones
Del 2005 al 2020, 
la participación de pri-
vados en la canasta de 
capacidad instalada 
de electricidad en Mé-
xico pasó de 15.2% 
a 38.2%, con una 
capacidad de 33,626 
megawatts
265 JUICIOS 
DE AMPARO CONTRA 
LA REFORMA ELÉCTRICA AÚN 
DEBEN RESOLVERSE
Recientemente la CFE pidió a la CRE no dar más 
permisos para centrales renovables, pues “quitan 
confiabilidad al sistema eléctrico”. foto: especial.
bunal colegiado correspondiente al 
que apeló la Secretaría de Energía, 
instancia que concedióla razón a la 
autoridad, por considerar que no se 
debieron otorgar las suspensiones 
definitivas a los quejosos sino has-
ta que hasta que la Sener publicara 
los reglamentos y legislación secun-
daria que realmente reflejara los im-
pactos de la llamada “contrarreforma 
eléctrica”. 
Lo acontecido en los órganos co-
legiados hasta ahora significa que el 
tribunal estima que los impactos no 
son por la ley sino que estos vendrán 
con la regulación secundaria que es-
tará debajo de la ley; por las nuevas 
disposiciones que la Comisión 
Reguladora de Energía (CRE) y 
el Centro Nacional de Control de 
Energía (Cenace) tuvieran que ir 
publicando. 
Lo anterior implica que cada 
que una autoridad publique un 
nuevo reglamento, disposición 
administrativa, etcétera, enton-
ces las empresas podrán ampa-
rarse y hasta entonces se aplica-
rá la suspensión. 
En tanto, para el departa-
mento jurídico de la Secreta-
ría de Energía que ha promovi-
do las apelaciones, la expectativa 
en materia jurídica y con base en 
los antecedentes es que ninguna 
de las suspensiones permanezca. 
Y conforme al procedimiento, 
se llevará a cabo una audiencia 
constitucional en que las partes 
implicadas presentarán y des-
ahogarán pruebas. 
Por lo pronto, ya existe fecha 
para las audiencias: en agosto, 
septiembre y octubre. El desaho-
go de los juicios ya en tribuna-
les podrá darse este año, según 
analistas. 
La modificación a la Ley de la 
Industria Eléctrica, que fue ini-
ciativa preferente presidencial 
en la Cámara de diputados, te-
nía el objetivo central de modi-
ficar la prioridad en el despacho 
de energía para dar preferencia a 
la hidroeléctrica, luego a las plan-
tas de la CFE y finalmente al resto 
de las plantas privadas, incluyen-
do renovables. Esto, con el fin de 
reducir la competencia en gene-
ración de la CFE. 
Y es que del 2005 al 2020, la 
participación de privados en la 
canasta de capacidad instalada 
de electricidad en México pasó 
de 15.2% cuando existían los re-
gímenes de autoabasto, impor-
tación, exportación, cogenera-
ción y producción independiente 
de energía que se venía a la CFE, 
a 38.2%, con una capacidad de 
33,626 megawatts reportados al 
cierre del año pasado. 
Mientras tanto, la capacidad 
de la CFE bajó en más de 5,000 
megawatts que en 2020 salieron 
de operación por cuestiones de 
mantenimiento u obsolescencia, 
con lo que la estatal mantuvo una 
capacidad de 54,341 megawa-
tts de los 87,969 megawatts que 
hoy tiene el país, por lo que el go-
bierno federal pretende aumen-
tar su capacidad y dominancia en 
el mercado mediante inyecciones 
de capital. 
electricidad
MARTES 31 de agosto del 2021 Energía 15
Patricia Ortega
patricia.ortega@eleconomista.mx
E n el 2003 nació Energroup una empresa mexicana que se enfoca al desarrollo de so-luciones energéticas, que ini-
ció con una inversión de 4 millones de 
pesos, una planta muy pequeña, tan-
ques y equipo usado, y tres empren-
dedores que buscaban ofrecer nuevas 
alternativas de uso de combustibles 
en el país.
“El primer producto que maquilá-
bamos fue para calderas y hornos que 
era entre el combustóleo pesado y el 
diésel, básicamente para sustituir al 
combustóleo pesado, que tuviera un 
manejo mucho más amigable, menos 
contaminante y además que dañara 
menos la maquinaria, en su momen-
to fue nuestro producto insignia”, 
comentó en entrevista con El Econo-
mista, Luis Armando Reding Cadena, 
socio fundador y director de opera-
ciones de Energroup.
Explicó que la oportunidad de ne-
gocio se concentra en una falta de dis-
ponibilidad de variantes en el com-
bustible. “A la industria, le implica 
tener que comprar diésel, por ejem-
plo, en Estados Unidos tienen una 
gama muy amplia de productos que 
ofrecen para diversos requerimientos. 
Si vas a mover un tractocamión usas 
un diésel ultrabajo de azufre, pero si 
vas a utilizar una máquina que consu-
me un refinado, necesitas mayor po-
der calorífico. 
“Lo que nosotros hacemos es di-
señar en este caso un producto que 
tenga un mayor poder calorífico y 
que tenga unas características más 
parecidas al combustible que se so-
licita para operar la planta, porque la 
planta, la maquinaria, el horno o la 
caldera no fue diseñada para funcio-
nar con un diésel automotriz fue di-
señada para funcionar con un diésel 
industrial, pero en México no lo tene-
mos y las maquinarias llegan a costar 
varios millones de dólares, por ello es 
relevante el cuidado”.
Energroup se dedica al desarrollo de 
soluciones energéticas, diseñan, desa-
rrollan y comercializan combustibles 
para mar y tierra, así como aditivos que 
mejoran el rendimiento y desempeño 
de los hidrocarburos que comercializan 
y actualmente cuentan con una plan-
tilla laboral de 280 personas y suman 
ventas anuales que van entre 4,500 y 
6,000 millones de pesos.
“Contamos con una planta indus-
trial de producción y almacenamien-
to ubicada estratégicamente en Cade-
reyta, Jiménez, Nuevo León a un par 
de kilómetros de Pemex”, dijo Luis 
Reding.
planes
El principal sector para la empresa es 
el industrial, quienes usan combusti-
bles para sus procesos de transforma-
ción con flama abierta y en los últimos 
18 meses, se han enfocado al sector 
transporte que consume diésel.
”Dentro de nuestros planes de cre-
cimiento se encuentra construir otra 
terminal de almacenaje y distribución 
en la zona del Bajío o de la Península, 
además de adquirir más equipo para 
entregas locales”, consideró Reding.
“En el mundo vamos hacia el cam-
bio en la forma en que se produce la 
energía, pero no vamos tan rápido, 
sin embargo, en el futuro pensamos 
incursionar en la generación de las 
energías más limpias”, concluyó.
La empresa mexicana se dedica al desarrollo 
de soluciones energéticas, diseñan, desarrollan y 
comercializan combustibles para mar y tierra
“En México, hay 
escasez de variantes 
de combustibles”
La planta industrial de 
producción y almacenamiento 
se ubica en Cadereyta, Jiménez, 
Nuevo León. foto: shutterstock. 
350 
MILLONES 
 DE PESOS 
LAS VENTAS 
MENSUALES DE LA 
EMPRESA, HAY MESES 
DE 500 MILLONES.
70% 
DE LAS VENTAS 
DE ENERGROUP 
SE ENFOCAN AL 
SECTOR INDUSTRIAL 
Y EL 30% AL SECTOR 
TRANSPORTE.
A los que estamos 
establecidos, nos perjudica 
el llamado huachicoleo 
tanto el fiscal como el de 
ductos, porque eso hace que 
compitamos en desigualdad 
de circunstancias”
Luis Armando Reding,
director de operaciones de energroup.
ENERGROUP
combustibles