Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012- 2026

Prospectiva del Mercadode Gas Natural2012 - 2026

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026

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SECRETARÍA DE ENERGÍA

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Prospectiva del Mercado de Gas Natural

2012-2026

México, 2012


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S e c r e t a r í a d e E n e r g í a

Jordy Hernán Herrera Flores Secretario de Energía Verónica Irastorza Trejo Subsecretaria de Planeación y Transición Energética Ian Sergio Malo Bolívar Subsecretario de Electricidad María de la Luz Ruiz Mariscal Oficial Mayor Ximena Fernández Martínez Directora General de Planeación e Información Energéticas Héctor Escalante Lona Director General de Comunicación Social


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Responsables de la elaboración de Prospectivas y contacto:

Ximena Fernández Martínez Directora General de Planeación e Información Energéticas ([email protected]) Juan Ignacio Navarrete Barbosa Director de Integración de Prospectivas del Sector ([email protected]) José Alfredo Ontiveros Montesinos Subdirector de Integración de Política Energética ([email protected]) Guillermo Sánchez Liévano Subdirector de Políticas de Combustibles ([email protected]) Fabiola Rodríguez Bolaños Jefa del Departamento de Política Energética ([email protected]) Erika Yazmin Jaime Buenrostro Jefa del Departamento de Programas Sectoriales ([email protected])

En la portada: Terminal de gas natural licuado KMS, Manzanillo, Colima.

Diseño de portada: Jorge Magaña Salgado (Jefe del Departamento de Diseño Gráfico) y Verónica Liliana Martínez Luna (Diseñadora Gráfica de Comunicación Social).

2012. Secretaría de Energía


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Agradecimientos

Agradecemos la participación de los siguientes organismos y áreas para la integración y revisión de esta prospectiva:

Comisión Federal de Electricidad

Comisión Reguladora de Energía

Energía Costa Azul

Gas del Litoral

Gas Natural México de Monterrey

Gazel

Instituto Mexicano del Petróleo

PEMEX Corporativo

PEMEX Exploración y Producción

PEMEX Gas y Petroquímica Básica

PEMEX Petroquímica

PEMEX Refinación

Secretaría de Hacienda y Crédito Público

Director General de Transformación Industrial de Hidrocarburos

Unidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía

Coordinación de Asesores de la Subsecretaría de Planeación y Transición Energética


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Índice

Presentación 15 Introducción 17 Resumen ejecutivo 19 Capítulo 1. Panorama internacional del mercado de gas natural 23 1.1. Reservas mundiales de gas natural, 2011 23 1.2. Oferta mundial de gas natural, 2011 26 1.2.1. Producción mundial de gas natural, 2011 26 1.2.2. Comercio internacional de gas natural, 2011 30 1.2.3. Almacenamiento de gas natural, 2010 37 1.3. Demanda mundial de gas natural 38 1.4. Precio internacional del gas natural, 2011 41 1.5. Mercado prospectivo de gas natural, 2010-2035 44 1.5.1. Demanda mundial de gas natural, 2009-2035 45 1.5.2. Oferta mundial de gas natural, 2010-2035 47 1.5.3. Comercio mundial de gas natural, 2010-2035 50 Capítulo 2. Marco regulatorio de la industria de gas natural 53 2.1. Marco jurídico básico de la industria de gas natural 53 2.2. Marco Constitucional 53 2.3. Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo 54 2.4. Principales atribuciones de la Secretaría de Energía y de la CRE en materia de gas natural 54 2.5. Regulación de las ventas de primera mano de gas natural 56 2.5.1. Régimen Permanente de los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera

Mano de Gas Natural 56 2.5.2. Calidad del Gas Natural 57 2.5.3. Modificaciones a la Directiva sobre la Determinación de los Precios de Gas Natural Objeto de

Venta de Primera Mano, DIR–GAS–001-2009 59 2.6. Regulación en la industria de gas natural 60 2.6.1. Modificaciones al Reglamento de Gas Natural 60 2.6.2. Esquemas de Cobertura de Gas Natural 61 2.6.3. Revisión quinquenal de tarifas de distribución de permisionarios 62 2.6.4. Revisión quinquenal de tarifas de transporte 63 2.6.5. Revisiones quinquenales de tarifas de almacenamiento 64 2.7. Avances en normalización 64 2.7.1. Normas Oficiales Mexicanas 64 2.7.2. Unidades de verificación 65 Capítulo 3. Mercado nacional de gas natural 2000-2011 67 3.1. Infraestructura de transporte y distribución de gas natural 67 3.1.1. Sector público 67 3.1.2. Sector privado 69 3.2. Reservas de gas natural por región 76 3.3. Oferta de gas natural, 2000-2011 79 3.3.1. Extracción de gas natural 79 3.3.2. Procesamiento de gas natural 83 3.3.3. Comercio exterior 86 3.4. Demanda de gas natural, 2000-2011 89 3.4.1. Sector eléctrico 90 3.4.2. Sector industrial 95 3.4.3. Sector petrolero 97 3.4.4. Sectores residencial y de servicios 99 3.4.5. Sector autotransporte 101 3.5. Precio nacional de gas natural 102 3.6. Análisis regional 105 3.7. Balance oferta-demanda, 2000-2011 114


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Capítulo 4. Prospectiva del mercado nacional de gas natural 2012-2026 117 4.1. Prospectiva de infraestructura de gasoductos 117 4.2. Oferta de gas natural, 2012-2026 127 4.2.1. Escenarios de producción de PEP 128 4.2.2. Escenarios de oferta de gas seco de PGPB 137 4.2.3. Proyectos de inversiones de PGPB 140 4.2.4. Comercio exterior de gas natural, 2012-2026 142 4.3. Evolución de la demanda de gas natural, 2012-2026 145 4.3.1. Sector eléctrico 146 4.3.2. Sector industrial 149 4.3.3. Sector petrolero 153 4.3.4. Sectores residencial y servicios 155 4.3.5. Sector autotransporte 159 4.4. Balance nacional de gas natural, 2011-2026 159 4.5. Balances regionales 164 4.6. Comparativo de escenarios de oferta de gas natural de la Prospectiva y el Plan de Negocios de

PEMEX 2013-2017 174 Anexo 1. Glosario 179 Anexo 2. Metodología para la proyección de la demanda de gas natural 2012-2026 189 Anexo 3.Estadísticas complementarias 193 Anexo 4. Factores de conversión 203 Anexo 5. Abreviaturas y siglas 205 Referencias 207


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Índice de cuadros

Cuadro 1 Reservas probadas mundiales de gas natural, 20111 24 Cuadro 2 Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 20111 30 Cuadro 3 Exportaciones de gas natural por ducto, 2000-2011 32 Cuadro 4 Importaciones de gas natural por ducto, 2000-2011 34 Cuadro 5 Exportaciones de GNL, 2000-2011 36 Cuadro 6 Importaciones de GNL1, 2000-2011 37 Cuadro 7 Capacidad mundial de almacenamiento de gas natural a 2010* 38 Cuadro 8 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 2000-2011 39 Cuadro 9 Precios internacionales del gas natural1, 2000-2011 42 Cuadro 10 Demanda primaria de gas natural por región, 2009-2035 46 Cuadro 11 Producción primaria de gas natural por región y tipo, 2009-2035 48 Cuadro 12 Capacidad adicional de licuefacción, 2011-2016 50 Cuadro 13 Revisiones quinquenales de permisionarios de distribución 63 Cuadro 14 Adiciones incluidas en las revisiones quinquenales de distribuidores de gas natural, 63 Cuadro 15 Normas Oficiales Mexicanas 65 Cuadro 16 Unidades de verificación aprobadas por la CRE 66 Cuadro 17 Estaciones de compresión de gas natural a 2011 69 Cuadro 18 Número de usuarios por permisionario de distribución, 2009-2011 70 Cuadro 19 Compromisos quinquenales de los permisionarios de distribución, al cierre de 2011 71 Cuadro 20 Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a diciembre de 2011 73 Cuadro 21 Permisos de almacenamiento de GNL a 2011 75 Cuadro 22 Reservas remanentes totales de gas natural, 2001-2012* 76 Cuadro 23 Reservas probadas de gas seco por región, 2001-2012* 78 Cuadro 24 Composición de los descubrimientos de gas natural por cuenca y región en 2011 79 Cuadro 25 Extracción de gas natural por región, 2000-2011 81 Cuadro 26 Producción1 y distribución de gas natural en PEP, 2000-2011 83 Cuadro 27 Proceso de gas natural, producción de gas seco1 y gas directo de campos, 2000-2011 84 Cuadro 28 PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2011 84 Cuadro 29 Oferta nacional de gas natural, 2000-2011 86 Cuadro 30 Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 2000-2011 87 Cuadro 32 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 2000-2011 93 Cuadro 33 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 2000-2011 95 Cuadro 34 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 2000-2011 96 Cuadro 35 Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 2000-2011 97 Cuadro 36 Consumo de gas natural del sector petrolero, 2000-2011 98 Cuadro 37 Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 2000-2011 98 Cuadro 38 Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ1, 2000-2011 99 Cuadro 39 Consumo de combustibles en los sectores residencial y de servicios, 2000-2011 100 Cuadro 40 Consumo de gas natural y gas LP en los sectores residencial y de servicios, 2000-2011 101 Cuadro 41 Demanda nacional de combustibles del sector autotransporte, 2000-2011 101 Cuadro 42 Consumo regional de gas natural por estado1, 2000-2011 107


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Cuadro 43 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2000-2011 108 Cuadro 44 Balance de gas natural de la región Noreste, 2000-2011 110 Cuadro 45 Balance de gas natural de la región Centro, 2000-2011 111 Cuadro 46 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2000-2011 112 Cuadro 47 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2000-2011 113 Cuadro 48 Balance nacional de gas natural, 2000-2011 115 Cuadro 49 Nuevas zonas potenciales de distribución de gas natural, dentro de la estrategia de Cambio estructural en el

mercado de gas natural en México 126 Cuadro 50 Demanda de gas natural por sector, 2011-2026 145 Cuadro 51 Demanda de gas natural por región, 2011-2026 146 Cuadro 52 Demanda de combustibles en el sector eléctrico público, 2011-2026 147 Cuadro 53 Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2011-2026 148 Cuadro 54 Demanda de gas natural por grupo de ramas, 2011-2026 149 Cuadro 55 Demanda regional de gas natural sector industrial1, 2011-2026 151 Cuadro 56 Demanda industrial de gas natural por componente de proyección, 2012-2026 152 Cuadro 57 Demanda de gas natural del sector petrolero, 2011-2026 153 Cuadro 58 Demanda de gas natural de PEMEX Petroquímica1, 2011-2026 154 Cuadro 59 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011-2026 155 Cuadro 60 Demanda de gas natural por región, sector residencial, 2011-2026 158 Cuadro 61 Demanda de gas natural por región, sector servicios, 2011-2026 158 Cuadro 62 Balance nacional de gas natural, 2011-2018. Oferta del escenario Inercial-demanda base 160 Cuadro 63 Balance nacional de gas natural, 2019-2026. Oferta del escenario Inercial-demanda base 161 Cuadro 64 Balance nacional de gas natural, 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base 162 Cuadro 65 Balance nacional de gas natural, 2019-2026. Oferta del escenario ENE-demanda base 163 Cuadro 66 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2011-2018 164 Cuadro 67 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2019-2026 165 Cuadro 68 Balance de gas natural de la región Noreste, 2011-2018 166 Cuadro 69 Balance de gas natural de la región Noreste, 2019-2026 167 Cuadro 70 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2011-2018 168 Cuadro 71 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2019-2026 169 Cuadro 72 Balance de gas natural de la región Centro, 2011-2018 170 Cuadro 73 Balance de gas natural de la región Centro, 2019-2026 171 Cuadro 74 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2011-2018 172 Cuadro 75 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2019-2026 173 Cuadro 76 Requerimientos de inversión de PEP por escenarios, 2013-2017* 174 Cuadro 77 Escenarios de producción de gas natural1 de PEP, 2013-2017 175 Cuadro 78 Escenarios de producción de gas seco1 de PGPB, 2013-2017 176


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Índice de gráficas

Gráfica 1 Producción mundial de gas seco, 2011 26 Gráfica 2 Producción comercializable y precio a boca de pozo en Estados Unidos, 2011 27 Gráfica 3 Producción bruta y comercial de gas de la OPEP, 2000-2011 29 Gráfica 4 Producción comercial de gas seco de las principales empresas privadas, 2000-2011 29 Gráfica 5 Comercio internacional de gas natural, 2000-2011 31 Gráfica 6 Tasa de crecimiento acumulada del comercio internacional de gas natural, 1995-2011 31 Gráfica 7 Distribución de edades y capacidades de la flota mundial de buques para transportar GNL en 2010 35 Gráfica 8 Consumo regional de gas natural en 2011 39 Gráfica 9 Consumo mundial de gas natural, 2011 40 Gráfica 10 Precios de los combustibles fósiles 2009-2011 41 Gráfica 11 Precios de importación de gas natural, 2006-2010 44 Gráfica 12 Demanda mundial de energía por fuente, 2000-2035 45 Gráfica 13 Incremento en la demanda de gas natural, por región y sector, 2009-2035 46 Gráfica 14 Demanda primaria de gas natural por sector, 2009 y 2035 47 Gráfica 15 Reservas remanentes totales de gas natural por categoría al 1° de enero de 2012 77 Gráfica 16 Producción de gas natural por tipo y porcentaje de gas enviado a la atmósfera, 2000-2011 82 Gráfica 17 Gas enviado a la atmósfera y aprovechamiento del gas, 2010-2011 82 Gráfica 18 Importaciones de gas natural licuado por país de origen, 2011 88 Gráfica 19 Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB en México, 2000-2011 90 Gráfica 20 Estructura del consumo de combustibles para el sector eléctrico, 2011 91 Gráfica 21 Capacidad efectiva instalada de generación eléctrica en México, 2010-2011 91 Gráfica 22 Generación bruta de electricidad del servicio público, 2010 y 2011 92 Gráfica 23 Evolución del precio de los combustibles para el servicio eléctrico público, 2005-2011 94 Gráfica 24 Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2011 102 Gráfica 25 Precio de venta de primera mano de gas natural en Reynosa, 2000-2011 103 Gráfica 26 Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector, 2000-2011 105 Gráfica 27 Escenario Inercial de producción de gas natural por origen y calidad, 2012-2026 129 Gráfica 28 Escenario Inercial de producción de gas natural por regiones y grandes proyectos, 2012-2026 130 Gráfica 29 Escenario Inercial de producción de gas natural por tipo actividad, 2012-2026 132 Gráfica 30 Aprovechamiento de gas natural, escenario Inercial, 2012-2026 133 Gráfica 31 Escenario ENE de producción de gas natural por origen y calidad, 2012-2026 134 Gráfica 32 Escenario ENE de producción de gas natural por regiones y grandes proyectos, 2012-2026 135 Gráfica 33 Escenario ENE de producción de gas natural por tipo actividad, 2012-2026 136 Gráfica 34 Aprovechamiento de gas natural, escenario ENE, 2012-2026 137 Gráfica 35 Escenario Inercial de oferta de gas seco de PGPB, 2011-2026 138 Gráfica 36 Escenario ENE de oferta de gas seco de PGPB, 2011-2026 139 Gráfica 37 Escenario Inercial de comercio exterior de gas natural, 2011-2026 142 Gráfica 38 Escenario Inercial de importaciones de gas natural licuado, 2011-2026 143 Gráfica 39 Escenario ENE de comercio exterior de gas natural, 2011-2026 144 Gráfica 40 Estructura de la demanda por grupo de ramas del sector industrial, 2011 y 2026 150 Gráfica 41 Demanda de combustibles en el sector industrial, 2011-2026 151


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Gráfica 42 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011-2026 156 Gráfica 43 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011 y 2026 157 Gráfica 44 Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios (Base=1999), 2011-2026 157 Gráfica 45 Escenarios de producción de gas natural de PEP, 2013-2026 176 Gráfica 46 Escenarios de producción de gas seco de PGPB, 2013-2026 177

Índice de mapas

Mapa 1 Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2011 25 Mapa 2 Recursos técnicamente recuperables de shale gas, 2010 25 Mapa 3 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2011 33 Mapa 4 Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2010 35 Mapa 5 Precios internacionales gas natural (Dólares por millón de BTU) 43 Mapa 6 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2011 68 Mapa 7 Extracción de gas natural por región, 2011 80 Mapa 8 Red de ductos y centros procesadores de gas, a diciembre de 2011 85 Mapa 9 Capacidad de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos, 2011 86 Mapa 10 Regionalización del mercado de gas natural 106 Mapa 11 Proyectos de infraestructura de gasoductos en la zona Centro, Golfo y Occidente 119 Mapa 12 Proyecto de gasoducto de Chihuahua 120 Mapa 13 Proyecto de gasoducto Frontera-Los Ramones-Centro 121 Mapa 14 Proyecto Gasoducto del Noroeste 122 Mapa 15 Proyecto Gasoducto de Zacatecas 123 Mapa 16 Nueva red de gasoductos para incrementar capacidad en Yucatán 124 Mapa 17 Nueva red de gasoductos 124 Mapa 18 Proyectos de adiciones de compresión 125 Mapa 19 Gas natural por ruedas y barco 127


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Presentación

Una de las prioridades del Gobierno del Presidente Felipe Calderón ha sido transitar hacia un sector energético sustentable, con visión de futuro, en donde los energéticos se utilicen de forma racional y se preserve el medio ambiente. Este proceso, que conlleva una profunda transformación de la forma en que producimos y consumimos la energía, también busca diversificar la matriz energética, a través del uso de tecnologías más limpias y amigables con el medio ambiente.

Debido a algunas de sus características, como mayor eficiencia y mayor limpieza, el gas natural ha emergido como el combustible de dicha transición. Además, durante los últimos años, el mercado de gas natural en Norteamérica ha experimentado un auténtico cambio de rumbo, causado por el desarrollo y aprovechamiento de las reservas del gas no convencional, particularmente del shale gas. Las mejoras en las tecnologías de extracción de este recurso han permitido incrementar tanto las reservas como la producción de gas natural en Estados Unidos. Esto, a su vez, ha impactado de manera significativa los precios del gas en la región. De 2008 a la fecha1 los precios del gas en Norteamérica cayeron cerca de 70%.

En virtud de lo anterior, se estima que la producción nacional de gas natural aumente 4.5% promedio anual durante los próximos 15 años, mientras que la demanda crecerá 3.8% promedio anual. Por lo tanto, para satisfacer la creciente demanda por este combustible, se requerirá que las importaciones crezcan a una tasa promedio anual de 4.9%, lo que necesariamente implica la ampliación de la infraestructura de transporte y distribución, que incremente la cobertura de este energético a más estados, más municipios y más sectores de la población. Con esto en mente, en noviembre de 2011, se anunció la nueva estrategia de cambio estructural del mercado de gas natural en México – la más ambiciosa en la historia del país – que promueve la ampliación y modernización de la infraestructura de transporte de dicho energético, además de un acelerado crecimiento de la red de distribución. En los próximos 4 años, la red de transporte crecerá en más de 40%, aumentando las oportunidades de inversión y se reflejará la creación de nuevos empleos, impulsando el desarrollo.

Por otra parte, de acuerdo con el Departamento de Energía de Estados Unidos, México ocupa el cuarto lugar a nivel mundial en términos de recursos potenciales de shale gas, con 681 billones de pies cúbicos técnicamente recuperables. Esta cifra es 11 veces superior a las reservas remanentes totales de gas natural del país en la actualidad. Asimismo, a través del Fondo Sectorial CONACYT-Secretaría de Energía Hidrocarburos se realizan inversiones para identificar y estimar, de forma más precisa, los recursos potenciales de shale gas en nuestro país. Resulta innegable que debemos aprovechar esta coyuntura excepcional para lograr una explotación responsable y sustentable de este recurso, en beneficio de nuestro país y ya estamos dando pasos definitivos para identificar y estimar, de forma más precisa y detallada, los recursos potenciales de shale gas en nuestro país

En este contexto, donde las condiciones del mercado y la industria del gas natural están cambiando rápidamente, es indispensable contar con herramientas de planeación que analicen las condiciones actuales del mercado y evalúen los posibles escenarios, proyectando su comportamiento tanto en el mediano como en el largo plazo. Esta Prospectiva es el resultado de un

1 Cifras al 3 de septiembre de 2012.


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esfuerzo conjunto, que aporta los elementos necesarios para un mejor entendimiento del rol, presente y futuro, del gas natural en la matriz energética de nuestro país. Como tal, este documento representa un paso significativo en la construcción de los cimientos de un México más fuerte, con energía.

Jordy Herrera Flores

Secretario de Energía


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Introducción

La Secretaría de Energía tiene el mandato de publicar anualmente la prospectiva sobre el comportamiento del mercado nacional de gas natural, con rigor metodológico y a partir de la información más actualizada y confiable. La prospectiva describe y analiza las necesidades futuras del país en materia de gas natural, considerando la evolución esperada de la demanda nacional y regional, la capacidad de producción existente y esperada, la capacidad de transporte y distribución presente y futura, así como las necesidades de expansión, rehabilitación, modernización, sustitución o interconexión de capacidad2.

Conforme a ello, este documento integra la información en cuatro capítulos. El primer capítulo considera el panorama internacional del mercado de gas natural. Los temas que se abordan son las reservas, producción, comercio internacional, capacidad de almacenamiento, demanda, precio internacional y mercado prospectivo.

El segundo capítulo expone el marco normativo y regulatorio vigente en la industria de gas natural en México. Aborda los principales instrumentos regulatorios aplicables a la industria en materia de ventas de primera mano, calidad del combustible, transporte y distribución.

El tercer capítulo presenta el comportamiento del mercado nacional de gas natural durante el periodo 2000 a 2011, incluyendo el desarrollo de infraestructura, la evolución de la producción, el comercio exterior y la demanda, así como el comportamiento de los precios nacionales del hidrocarburo. En este apartado se señala la importancia y el crecimiento del consumo de gas natural, principalmente del sector eléctrico, así como las implicaciones que ha tenido la reducción en el precio.

En el cuarto capítulo se detallan dos escenarios de oferta vinculados a las trayectorias y metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026. En ambos escenarios se considera por primera vez la explotación de recursos de shale gas. Asimismo, se contempla la nueva estrategia de Cambio estructural del mercado de gas natural en México, con la que desarrollará nueva infraestructura de transporte y distribución de gas natural. Dicha estrategia tendrá un impacto importante en la demanda del energético. Tomando en cuenta dichas consideraciones, así como las expectativas de la evolución de la actividad económica y de los precios de los combustibles, se analiza la demanda esperada de gas natural para el periodo 2012-2026, tanto sectorial como regional.

2 Artículo 109 del Reglamento de Gas Natural.


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Resumen ejecutivo

Panorama internacional

En 2010, de acuerdo con el BP Statistical Review of World Energy 2012, las reservas probadas de gas natural totalizaron 7,361 billones de pies cúbicos (Bpc). Las reservas de Medio Oriente representaron 38.4% de las reservas globales y la Federación Rusa aportó 21.4%. Por otro lado, en 2011 la Agencia de Información Energética de Estados Unidos (Energy Information Administration, EIA) estimó que los recursos técnicamente recuperables de shale gas ascienden a 6,622 Bpc a nivel mundial. De dichos recursos, 862 Bpc se localizan en Estados Unidos y 681 Bpc en México.

En 2011 la producción mundial de gas natural totalizó 316,982 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), 3.1% mayor que la de 2010. Los principales productores fueron Estados Unidos y Rusia, con 63,014 MMpcd y 58,730 MMpcd, respectivamente.

El comercio mundial de gas natural creció 4.0% durante 2011, con un intercambio de 99,213 MMpcd. Rusia fue el principal exportador en 2011, con un volumen de 21,424 MMpcd, del cual 93.5% correspondió a gas natural por ductos. En el caso del gas natural licuado (GNL), Qatar fue el principal exportador en 2011, con 9,927 MMpcd.

Japón y Estados Unidos fueron los dos importadores más importantes, con 10,348 MMpcd y 9,491 MMpcd, respectivamente. La mayor parte de las importaciones del primero correspondieron a inyecciones por ducto (8,522 MMpcd), mientras que la totalidad de las importaciones de Japón fueron de GNL.

En cuanto a los precios del gas natural, cabe destacar la disminución del precio de referencia en Norteamérica, Henry Hub, debido a la oferta adicional creada por la extracción incremental de shale gas. En 2011 éste promedió 4.01 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), 8.7% menos que el año previo, debido a los aumentos en la producción de gas natural en Estados Unidos y a los niveles altos de inventarios de gas natural hacia finales del año. En cuanto a las proyecciones de los precios, se prevé un promedio de 5 US$/MMBTU durante el periodo prospectivo, con una ligera tendencia al alza.

El consumo mundial de gas natural promedió 311,828 MMpcd en 2011 y creció 2.2% respecto a 2010. Con la excepción de Europa, donde la demanda cayó abruptamente, la evolución sostenida del mercado en la mayoría de las regiones impulsó el crecimiento de la demanda aparente mundial. La región con el mayor consumo de gas natural fue Europa y Eurasia, con 34.1% del total mundial. A esta región le siguió Norteamérica, con 26.9% y Asia Pacífico, con 18.3%.

La Agencia Internacional de Energía, bajo su Escenario de Nuevas Políticas, prevé que el consumo mundial de gas natural pasará de 3,076 miles de millones de metros cúbicos (MMMm3) en 2009 a 4,750 MMMm3 en 2035, lo que representa un incremento de 54.4%. Se estima que los países no miembros de la OCDE presentarán un crecimiento anual de 2.4%. Asimismo, la producción primaria de gas natural crecerá de 3,051 MMMm3 en 2009 a 4,750 MMMm3 en 2035. La participación de los recursos no convencionales en la producción incrementará de 13% en 2009 a 22% en 2035. En el caso el volumen comercializado de gas natural, se prevé un incremento tanto


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por gasoductos como por medio de gas natural licuado (GNL). El mayor incremento en el comercio de gas por ductos será en Eurasia, con la expansión de la capacidad de Rusia y de los países del Caspio.

Marco regulatorio y normativo

Hasta el primer semestre de 2012, continúan vigentes los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural (TCGVPM) del 2000, dado que la nueva la versión presentada en 2011 continúa en revisión. La Comisión Reguladora de Energía está atendiendo las propuestas presentadas por PEMEX al respecto.

Asimismo, en 2011 se aplicó la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural, con la que se establecen los parámetros de calidad que debe satisfacer el gas natural en los sistemas de transporte, distribución y almacenamiento. Con ello, se busca preservar la seguridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones de los permisionarios y de los usuarios.

Después de varios procesos de consulta durante 2011, se trabajó de forma conjunta en la elaboración y análisis de diversas versiones del proyecto de un nuevo Reglamento de Gas Natural. En este proyecto, se han considerado temas como: la importancia, el papel y el funcionamiento de la figura de Gestor Independiente del Sistema en una red de transporte de gas por medio de ductos; y la separación entre transporte y distribución de gas por medio de ductos. A agosto de 2012, dicho reglamento está en las últimas fases de ajuste, valorándose los comentarios vertidos por los distintos participantes.

Panorama nacional

Las reservas remanentes totales de gas natural en nuestro país ascendieron a 61,641 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) al 1° de enero de 2012. La región Norte concentró 55.1% de dicho volumen, la Marina Suroeste 23.7%, la Sur 14.0% y la Marina Noreste 7.2%. Por su parte, las reservas probadas de gas natural del país alcanzaron 17,224 MMMpc, volumen 0.5% menor al del año anterior.

En 2011, la extracción total de gas natural fue de 6,5943 MMpcd, 6.1% menos que en 2010. Esto se debió a que PEMEX Exploración y Producción favoreció los proyectos de crudo sobre los de gas natural, dado que estos últimos son menos rentables por el precio actual del energético.

El procesamiento de gas húmedo totalizó 4,527 MMpcd en 2011. De este volumen, 76.1% fue gas húmedo amargo y 23.9% gas húmedo dulce. El gas seco obtenido en los complejos procesadores de gas (CPG) ascendió a 3,692 MMpcd y el gas directo de campos4 1,045 MMpcd.

Las importaciones de PGPB por ductos se contabilizaron en 791 MMpcd, mientras que las realizadas por privados totalizaron 565 MMpcd. En el caso del GNL, las importaciones ascendieron a 393 MMpcd. En suma, en 2011 las importaciones aumentaron 19.9% respecto al año previo, y representaron 21.9% de la oferta total.

3 Esta cifra incluye 681 MMpcd de nitrógeno asociado al gas natural. 4 Este es gas de PEP que puede ser directamente comercializable.


21

En 2011, este incremento en las importaciones se debió a la disminución de 3.4% en la oferta nacional de gas y al aumento de 1.9% en la demanda, respecto a lo observado en 2010. Esta última se ubicó en 7,923 MMpcd en 2011. De dicho volumen, 39.0% correspondió al sector eléctrico, 27.2% al sector petrolero, 18.2% a las recirculaciones del sector petrolero, 14.3% al sector industrial y 1.4%a los sectores residencial, servicios y autotransporte. Es importante mencionar que el dinamismo de la demanda de gas natural se debe a varios factores. En primer lugar, los precios de gas al usuario final han disminuido debido a que algunos distribuidores dejaron de adquirir coberturas para aprovechar el entorno favorable de precios en Norteamérica5. Por otro lado, el gas natural es más limpio en comparación a otros combustibles6.

Para satisfacer dicha demanda, al cierre de 2011 PEMEX reportó una infraestructura de ductos de transporte de aproximadamente 11,296 km. Asimismo, la distribución del energético alcanzó una cobertura de 2.1 millones de usuarios en 2011. Por su parte, el transporte de acceso abierto acumuló una longitud de 12,296 km de ductos. Finalmente, cabe mencionar que en marzo de 2012 fue inaugurada en Manzanillo, Colima, la terminal KMS de GNL, S. de R. L. de C. V., que cuenta con una capacidad de regasificación de 14.16 millones de metros cúbicos diarios.

Panorama prospectivo

Las proyecciones del mercado de gas natural consideran la nueva estrategia de Cambio estructural del mercado de gas natural en México, con la que se espera la construcción y puesta en marcha de infraestructura de transporte de gas natural, además del crecimiento de la red de distribución. Entre 2012 y 2026 se prevé el inicio de operaciones de los siguientes proyectos de transporte de gas natural: Gasoducto Manzanillo-Guadalajara7, Gasoducto Tlaxcala-Morelos, Gasoducto Tamazunchale-El Sauz, Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino), Gasoducto Frontera-Los Ramones-Centro, Gasoducto del Noroeste, Gasoducto Zacatecas, Gasoducto Yucatán y Gasoducto Jáltipan-Salina Cruz.

Asimismo, este ejercicio de prospectivas considera dos escenarios vinculados a las trayectorias y metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026. El escenario ENE incluye la visión de largo plazo plasmada en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026, con metas soportadas por inversiones robustas y una plataforma productiva diversificada en términos de explotación y exploración de hidrocarburos. En este escenario se contempla la explotación de gas natural de los plays Eagle Ford en 2016 y La Casita en 2019. Asimismo, el escenario Inercial incluye proyecciones que consideran techos presupuestales de inversión y una plataforma productiva moderada, en comparación al escenario ENE. El escenario Inercial considera la explotación de los recursos de shale gas de Eagle Ford en 2016.

En 2026, se estima que la producción de gas natural de PEMEX Exploración y Producción (PEP) ascenderá a 8,958 MMpcd en el escenario Inercial. La producción de gas asociado tendrá una participación de 53.8% y 46.2% la de no asociado. Los proyectos principales serán la Exploración (sin Aguas Profundas y Burgos), con 2,752 MMpcd y Burgos, con 2,213 MMpcd. Asimismo, se prevé una extracción de 1,343 MMpcd de shale gas proveniente del play Eagle Ford. Por su parte, la oferta de gas seco de PGPB crecerá en promedio 2.6% entre 2011 y 2026, con 7,061 MMpcd al

5 Índice de referencia Henry Hub. 6 Según el Instituto Nacional de Ecología el gas seco posee un factor de emisiones de carbono de 15.3, mientras que el combustóleo posee es de 21.1, lo que evidencia la ventajas ambientales del gas natural. 7 En operación desde marzo de 2012.


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final del periodo. La oferta de los CPG representará 87.3%, el gas directo de campos 10.3% y el etano reinyectado8 2.4%. En lo que respecta a las importaciones, se espera un crecimiento promedio anual de 5.3% de 2011 a 2026. En este último año, éstas totalizarán 3,816 MMpcd y representarán 28.9% de la oferta total.

En el escenario ENE, PEP producirá 11,472 MMpcd de gas natural en 2026. La principal diferencia de este escenario respecto al Inercial es la mayor producción de shale gas proveniente de los plays Eagle Ford y La Casita, con 3,279 MMpcd. El principal proyecto será Burgos, con 4,103 MMpcd. Por su parte, el gas asociado representará 59.4%, cuya producción reflejará la aplicación de métodos de recuperación mejorada. En este escenario, se estima un crecimiento promedio anual de 4.6% en la oferta de gas seco entre 2011 y 2026, alcanzando un volumen de 9,383 MMpcd al final del periodo. El gas producido en los CPG tendrá una participación de 71.4%, el gas directo de campos 27.2% y el etano reinyectado de 1.5%. Por su parte, las importaciones alcanzarán un volumen de 3,609 MMpcd en 2026, con un crecimiento medio de 4.9% anual entre 2011 y 2026.

En lo que respecta a la demanda nacional de gas natural, se estima un crecimiento promedio de 3.5% anual, pasando de 7,923 MMpcd en 2011 a 13,207 en 2026. En 2026 el sector eléctrico consumirá 46.3% del total, lo que lo convertirá en el principal demandante. El sector petrolero9, que actualmente es el principal consumidor, demandará 36.1% en 2026. Finalmente, es importante mencionar que la proyección de la demanda considera la evolución esperada de la actividad económica y del precio del combustible, además del desarrollo de la infraestructura de transporte y comercialización de gas natural.

8 Se refiere al etano que es obtenido del fraccionamiento de las corrientes alimentadas a las plantas de PGPB y que se inyecta a los ductos. 9 Incluye el gas para recirculaciones.


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1. Capítulo 1. Panorama internacional del mercado de gas natural

En este capítulo se analiza el mercado mundial de gas natural, así como su prospectiva de crecimiento a 2035. En este sentido, destaca que en Norteamérica, especialmente en Estados Unidos, ha habido un cambio estructural en el mercado de gas natural derivado de la explotación del gas no convencional, el cual incluye shale gas, tight gas y coalbed methane gas10. Esto ha incrementado la oferta y en consecuencia, los precios del energético han disminuido. Este cambio de paradigma en Norteamérica también ha incidido en el comportamiento de los mercados mundiales y se estima que en el largo plazo, el gas natural proveniente de fuentes no convencionales ocupará una posición clave en la canasta energética mundial11.

A su vez, la explotación de shale gas ha afectado el mercado del gas natural licuado (GNL). En la década pasada, se desarrolló una capacidad de regasificación importante, anticipando la eventual importación de gas por parte de Estados Unidos. Sin embargo, el aumento en la producción de dicho país dejó subutilizadas dichas instalaciones, liberando una gran cantidad de GNL para otros mercados, como Asia y Europa12.

En cuanto al consumo mundial de gas natural, en 2011 éste experimentó un crecimiento más moderado, en comparación con lo observado en 2010. Esto debido a la disminución de la demanda en Europa, principalmente.

1.1. Reservas mundiales de gas natural, 2011

En 2011 y de acuerdo con el BP Statistical Review of World Energy 2012, las reservas probadas de gas natural totalizaron 7,361 billones de pies cúbicos (Bpc) 13. Esto representó un incremento de 6.3% respecto al año anterior. Este resultado fue atribuible principalmente al aumento en las reservas de Turkmenistán, y en menor medida de Irak, Estados Unidos y Rusia.

Las reservas probadas de gas natural de Medio Oriente ascendieron a 2,826 Bpc; es decir, 38.4% de las reservas globales (véase Mapa 1). Las reservas de Europa y Eurasia fueron equivalentes a 37.8% del total mundial. Norteamérica concentró más de 5.2% de las reservas totales. La región de Centro y Sudamérica aportó 3.6%, África 7.0% y la región Asia Pacífico 8.0%.

En 2011, Estados Unidos registró un volumen de reservas de 299.8 Bpc, el más alto desde 1971. Este aumento se debió a la incorporación de las reservas de shale gas. En 2011, México se ubicó en el lugar 36 en reservas de gas natural a nivel mundial (véase Cuadro 1).

10 Al tight gas, coalbed methane y shale gas, se les traduce frecuentemente también como arenas comprimidas, gas grisú y gas de lutitas, respectivamente. 11 “Are we entering a golden age of gas?” World Energy Outlook 2011, special report, International Energy Agency, p. 47. 12 Idem, p. 57. 13 Se considera que un billón equivale a un millón de millones (1,000,000,000,000).


24

La Federación Rusa contribuyó con 21.4% de las reservas de gas natural. Le siguieron Irán y Qatar, con 15.9% y 12.0%, respectivamente. Destaca que diez países poseen 79.1% de las reservas totales reportadas en 2011 (véase Cuadro 1).

Cuadro 1 Reservas probadas mundiales de gas natural, 20111

(Billones de pies cúbicos)

1 Cifras al cierre de 2011. 2 Las reservas de hidrocarburos de México 2012, PEMEX Exploración y Producción. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.

En 2011, la relación mundial de reservas probadas respecto a los niveles actuales de producción (R/P), fue de 63.6 años14. Esto significó un aumento de casi dos años con relación a 2010, principalmente por el crecimiento de las reservas. Para fines de comparación, el carbón tuvo una relación R/P de 112 años y el petróleo de 54.2 años, en el mismo año.

Sin duda, en los últimos años la combinación de técnicas de perforación horizontal y el fracturamiento hidráulico han incrementado las capacidades de los productores de gas natural. El avance tecnológico ha permitido explotar recursos de baja permeabilidad como las formaciones de shale gas; lo que se ha traducido en la incorporación de recursos prospectivos a las reservas probadas.

14 Representa el tiempo que las reservas existentes durarían si se mantuvieran los actuales niveles de producción de acuerdo con BP Statistical Review of World Energy 2011.

Posición PaísReserva probada

(Bpc)Participación

mundialRelación R/P

(años)

1 Rusia 1,575.0 21.4% 73.5

2 Irán 1,168.6 15.9% > 100.0

3 Qatar 884.5 12.0% > 100.0

4 Turkmenistán 858.8 11.7% > 100.0

5 Estados Unidos 299.8 4.1% 13.0

6 Arabia Saudita 287.8 3.9% 82.1

7 Emiratos Árabes 215.1 2.9% > 100.0

8 Venezuela 195.2 2.7% > 100.0

9 Nigeria 180.5 2.5% > 100.0

10 Argelia 159.1 2.2% 57.7

11 Australia 132.8 1.8% 83.6

12 Irak 126.7 1.7% > 100.0

13 China 107.7 1.5% 29.8

14 Indonesia 104.7 1.4% 39.2

15 Malasia 86.0 1.2% 39.4

36 México 2 12.7 0.2% 6.7

Total mundial 7,360.9 100.0% 63.6

Países Miembros de la OCDE 660.2 9.0% 16.0

Países de la Ex-URSS 2,638.5 35.8% 96.3


25

Mapa 1 Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2011


Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.

Según el World Shale Gas Resources15, publicado por la Agencia de Información Energética de Estados Unidos (Energy Information Administration, EIA), se estima que los recursos mundiales técnicamente recuperables de shale gas ascienden a 6,622 Bpc16. De estos recursos, 1,931 Bpc se localizan en Norteamérica, de los cuales Estados Unidos posé 862 Bpc y México 681 Bpc. La segunda región más importante es Asia del Sur y del Este, con un recurso estimado de 1,389 Bpc (véase Mapa 2).

Mapa 2 Recursos técnicamente recuperables de shale gas, 2010


Fuente: World Shale Gas Resources, Energy Information Administration, U.S.

15 World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, Energy Information Administration, Department of Energy, 2011. 16 Cabe señalar que estos recursos no están considerados en las reservas probadas de gas natural de Cuadro 1.

NorteaméricaReserva Probada: 382.3 Bpc

Participación mundial: 5.2%

R/P: 12.5 años

Centro y SudaméricaReserva Probada: 267.7 bpc


R/P: 45.2 añosÁfricaReserva Probada: 513.2 bpc


R/P: 71.7 años

Europa y EuroasiaReserva Probada: 2,778.8 bpc


R/P: 75.9 años

Asia PacíficoReserva Probada: 592.5 bpc


R/P: 35.0 añosOriente MedioReserva Probada: 2,826.3 bpc


R/P: mayor a 100 años

Norteamérica: 1,931

Estados Unidos 862México 681Canadá 388

Sudamérica: 1,225

Australia: 396

Europa: 639

Asia del Sur y del Este:

1,389África: 1,042

Total estimado6,622


26

1.2. Oferta mundial de gas natural, 2011

1.2.1. Producción mundial de gas natural, 2011

En 2011 la producción mundial de gas natural17 fue de 316,982 MMpcd, lo que significó un aumento de 3.1% respecto a 2010. Norteamérica y los países miembros de la Comunidad de Estados Independientes aportaron cerca de la mitad de dicha producción.

Las regiones de Asia Pacífico y Medio Oriente aportaron en conjunto 31% de la producción de gas natural total global, mientras que Europa, África y Latinoamérica participaron con 19%18. Durante 2011, la producción en la región Asia Pacífico disminuyó 0.9%, alcanzando un total de 46,352 MMpcd. En Medio Oriente la producción de gas comercializable incrementó 11.4%, totalizando 50,906 MMpcd.

Los 19 países con la mayor producción de gas natural representaron alrededor de 81.6% del total mundial en 2011. Los principales productores siguen siendo Estados Unidos y Rusia, con una participación de 38.4%. En 2011 éstos produjeron 63,014 MMpcd y 58,730 MMpcd, respectivamente.

Gráfica 1 Producción mundial de gas seco, 2011

(Millones de pies cúbicos diarios)


17 La estadística de producción de gas natural comprende la producción comercializada de gas seco, y excluye el gas venteado y para recirculación. La suma de los tres conceptos se conoce como producción bruta de gas natural. 18 Fuente: 2011 Natural Gas Year Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous Hydrocarbures Gazeux (Cedigaz).

58,305

4,377

4,463

5,005

5,077

5,516

5,761

5,927

5,979

6,211

7,314

7,546

9,601

9,813

9,920

14,208

14,687

15,527

58,730

63,014

Resto del mundo

19. Reino Unido

18. India

17. Emiratos Árabes

16. México

15. Uzbekistán

14. Turkmenistán

13. Egipto

12. Malasia

11. Holanda

10. Indonesia

9. Argelia

8. Arabia Saudita

7. Noruega

6. China

5. Qatar

4. Irán

3. Canadá

2. Rusia

1. Estados Unidos

Total mundial 316,982


27

En Estados Unidos la producción aumentó 7.7%, impulsada por la mayor extracción de shale gas, que compensó la disminución de la producción de gas costa afuera. El mejor aprovechamiento de esta fuente de gas natural fue resultado de técnicas más eficientes y rentables de perforación. En los últimos tres años, la aportación del shale gas a la producción de Estados Unidos se duplicó y representó casi un cuarto del volumen total.

Es importante mencionar que la explotación del gas no convencional es de gran interés por su alto contenido de líquidos condensados, ya que sus precios están vinculados al crudo. Un gran número de productores en Estados Unidos se encuentran investigando aquellas reservas económicamente recuperables de esquisto bituminoso que contienen la mayor cantidad de líquidos condensados (shale oil), con la finalidad de vincular los costos de producción del petróleo con los del gas húmedo. Durante 2011, los precios a boca de pozo del gas natural en Estados Unidos disminuyeron 11.8% respecto al año anterior, promediando 4.0 dólares por millar de pies cúbicos (US$/Mpc) (véase Gráfica 2).

Gráfica 2 Producción comercializable y precio a boca de pozo en Estados Unidos, 2011

Fuente: Energy Information Administration, U.S.

La producción de gas natural en Rusia creció 3.1% en 2011. Esto se explica en buena parte por el crecimiento registrado en las exportaciones a Europa y otras repúblicas de la Comunidad de Estados Independientes, especialmente Ucrania. En Irán la producción creció 3.9% como resultado del aumento en la producción de las diferentes fases de desarrollo del campo Pars del Sur19.

Durante 2011, la producción de gas natural de Europa disminuyó 9.4%. Son varios los factores que explican esta caída: la declinación natural de los campos maduros, diversos problemas técnicos en la producción, caída de la demanda, el acceso a los recursos, capacidad de transporte y la disponibilidad de gas de otros proveedores (Rusia)20. La producción de Reino Unido disminuyó

19 El campo de gas "Pars del Sur", con una superficie de 3,700 kilómetros cuadrados, se encuentra en el Golfo Pérsico, en la zona fronteriza entre Irán y Qatar. 20 2011 Natural Gas Year in Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous Hydrocarbures Gazeux (CEDIGAZ).

$0.0

$1.0

$2.0

$3.0

$4.0

$5.0

$6.0

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Prec

io (

US$

/M

pc)

Prod

ucci

ón (

MM

Mpc

d)

Producción comercializable Precio a boca de pozo


28

20.8%. En Noruega la producción comercializada cayó 4,6%, después de una larga y constante expansión a lo largo de más de 15 años. La producción del yacimiento mayor, Troll, disminuyó 13%.

En 2011, la producción de gas natural en China ascendió a 9,920 MMpcd. De dicha producción, más de 73% provino de los campos Changqing, Tarim y Sichuan. Por su parte, la producción de gas seco de Tailandia mostró un crecimiento de 2.0%.

La India se mantuvo en el grupo de los principales países productores en 2011, con una producción de 4,463 MMpcd, aunque su producción se redujo 9.3% con relación a 2010. De acuerdo con CEDIGAZ, este hecho se debió a la caída en la producción de la cuenca de Krishna Godavari.

Argelia disminuyó su producción 3.0%, debido a la reducción de sus exportaciones por ducto y de GNL. La producción de Libia disminuyó en 75.6% debido a interrupciones originadas por la guerra civil, principalmente en febrero de 2011, mientras que la de Egipto disminuyó 0.1%.

La producción de gas comercializable de Brasil aumentó 16.2%, generando 1,616 MMpcd. Las concesiones que contribuyeron al crecimiento fueron Mexilhao, Urugua y Lula. En 2011, la producción de Colombia totalizó 1,060 MMpcd. Dicho volumen fue 2.7% menor al de 2010. Por su parte, la producción de Bolivia aumentó 8.1%.

En 2011, la tabla de posiciones de los principales productores de gas natural sufrió varias modificaciones respecto a 2010. Entre ellas destacó China, con un crecimiento de 8.1%, que le permitió pasar de la séptima a la sexta posición, superando a Noruega. Argelia desplazó a Indonesia de la novena posición. México se colocó en el lugar 16, con una producción de 5,077 MMpcd (véase Gráfica 1).

Por otro lado, cuatro de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se ubicaron entre los 10 principales productores del mundo: Irán, Qatar, Argelia y Arabia Saudita. En 2011, la producción comercial de dichos países creció 5.6% respecto al año anterior21. Muchos de los países de la OPEP tienen demandas internas menores a su producción, lo que les permite exportar sus excedentes (véase Gráfica 3).

Durante la última década, los países de la OPEP han llevado a cabo mejoras operativas para incrementar su producción de gas natural. El venteo de gas se redujo de 5.4% a 5.3% del total producido entre 2010 y 2011. Por otro lado, la participación del gas reinyectado en pozos productores de crudo, respecto al total de la producción bruta, disminuyó a 22.3% en 2011. En este sentido, la mayoría de los pozos en los países de la OPEP son fluyentes, lo que ayuda a disminuir la cantidad de gas requerido para reinyección a pozos.

21 Annual Statistical Bulletin OPEC 2012.


29

Gráfica 3 Producción bruta y comercial de gas de la OPEP, 2000-2011

Fuente: Annual Statistical Bulletin OPEC, 2012.

En 2011, las principales empresas petroleras privadas (majors) que incrementaron su producción de gas natural fueron ExxonMobil y Total, mientras que British Petroleum, Royal Dutch/Shell y Chevron redujeron su oferta (véase Gráfica 4). Varias de ellas han diversificado las oportunidades de negocios en el desarrollo de oferta de gas natural a partir de yacimientos no convencionales y GNL. Inclusive, han hecho mejoras para disminuir la cantidad de gas enviado a la atmosfera, y así incrementar su producción.

Gráfica 4 Producción comercial de gas seco de las principales empresas privadas, 2000-2011


Nota: Chevron y Texaco se fusionaron en octubre de 2001, y en mayo de 2005 el nombre cambió a Chevron. Fuente: Informes anuales, compañías petroleras, varios años.

9.5% 8.5% 8.5%9.8% 9.1% 9.0% 8.8% 8.9% 8.5%

7.6%

5.4%

5.3%

25.0% 25.8%26.8% 25.5% 25.8%

24.3% 24.1% 23.9% 23.5%

22.0%

22.9%

22.3%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

40%

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

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

Part

icip

ació

n po

rcen

tual

Prod

ucci

ón O

PEP

(MM

pcd)

Producción Bruta Producción comercial Gas venteado Inyección a Pozos

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

BP 7,609 8,632 8,707 8,613 8,503 8,424 8,417 8,143 8,334 8,485 8,401 7,518

ExxonMobil 10,343 10,279 10,452 10,119 9,864 9,251 9,334 9,384 9,095 9,273 12,148 13,162

Total 3,758 4,061 4,532 4,786 4,894 4,780 4,674 4,839 4,837 4,923 5,648 6,098

Royal Dutch/Shell 8,212 8,902 9,286 8,849 8,808 8,263 8,368 8,214 8,569 8,483 9,305 8,986

Chevron 4,466 4,417 4,376 4,292 3,958 4,233 4,956 5,019 5,125 4,989 5,040 4,941

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000


30

De acuerdo con el Energy Intelligence Group, Petróleos Mexicanos (PEMEX) se ubicó en la decimoquinta posición dentro de las principales empresas productoras de gas en 2011. Dentro de esa misma lista, Royal Dutch/Shell subió una posición, desplazando a British Petroleum del cuarto lugar. Saudi Aramco se colocó en la sexta posición, donde un año antes se encontraba Sonatrach. China National Petroleum Corporation (CNPC) se colocó en la séptima posición (véase Cuadro 2).

Cuadro 2 Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 20111

1 El gas natural es clasificado por PIW como neto o producción comercial según el país. Fuente: Reporte Petroleum Intelligence Weekly (PIW) 2011.

1.2.2. Comercio internacional de gas natural, 2011

Durante 2011, el comercio mundial de gas natural creció 4.0% respecto a 2010. Según CEDIGAZ, el aumento fue impulsado por el incremento en las importaciones a Asia y Oceanía, y por el lado de las exportaciones, Rusia, Turkmenistán y Qatar fueron los mayores contribuyentes al crecimiento. En ese año, se intercambió un volumen total de 99,213 MMpcd de gas natural en todo el mundo (véase Gráfica 5).

Posición Compañía PaísPropiedad del

Estado (%)Propiedad de

Privados (%)Producción de gas (MMpcd)

1 Gazprom Rusia 50 50 49,188

2 NIOC Irán 100 - 13,292

3 Exxon Mobil Estados Unidos - 100 12,148

4 Royal Dutch/Shell Reino Unido / Holanda - 100 9,305

5 BP Reino Unido - 100 8,401

6 Saudi Aramco Arabia Saudita 100 - 8,121

7 CNPC China 100 - 8,018

8 Sonatrach Argelia 100 - 7,547

15 PEMEX México 100 - 4,633


31

Gráfica 5 Comercio internacional de gas natural, 2000-2011


Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.

Rusia representó 21.6% del total de exportaciones a nivel mundial en 2011, con un volumen de 21,424 MMpcd. El segundo país con mayor volumen de exportaciones fue Qatar, con 11,784 MMpcd. El tercer exportador más importante fue Noruega, con 9,364 MMpcd. Por otro lado, Japón, Estados Unidos y Alemania fueron los tres importadores más importantes en 2010, con 10,348 MMpcd, 9,491 MMpcd y 8,125 MMpcd, respectivamente.

Gráfica 6 Tasa de crecimiento acumulada del comercio internacional de gas natural1, 1995-2011

(Porcentaje)

1 Se considera la base acumulada de los datos respecto a los registrados en 1995. Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.

Del total de gas comercializado internacionalmente, 67.7% se realizó a través de gasoductos, totalizando 67,204 MMpcd. De 2010 a 2011, éste creció 1.3%. Por su parte, el comercio de gas natural licuado (GNL) representó 32.3% del total a nivel mundial (32,008 MMpcd) e incrementó 10.1%. En la Gráfica 6 se muestran las tasas de crecimiento acumulado del intercambio por

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

110,000

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

Gas natural licuado Por gasoductos

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

110%

120%

130%

140%

150%

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Gasoductos GNL Producción


32

gasoductos, el de GNL y la producción mundial, tomando como base los registros de 1995. Es evidente que el intercambio interregional ha crecido rápidamente con respecto a la producción. Mientras que en 1995 se comercializaba 18.4% del total de la producción mundial, en 2011 la relación fue de 31.3%. Entre 1995 y 2011, la tasa acumulada del intercambio vía gasoductos fue 88.3%, la del GNL 134.6% y la de producción 44.7% (véase Gráfica 6).

En el período 2000-2011, Rusia se mantuvo como el principal país exportador de gas natural por ductos. En 2011 exportó un volumen de 20,032 MMpcd, lo que representó 29.8% del total mundial. Los principales destinos de dichas exportaciones fueron Ucrania, Alemania y Turquía.

Noruega fue el país con el segundo volumen de exportación por ducto a nivel mundial en 2011, con 8,980 MMpcd. Las exportaciones de gas natural de Noruega se destinaron principalmente a Alemania, Reino Unido y Francia. Canadá, el tercer exportador más importante, envió un volumen de 8,514 MMpcd a Estados Unidos (véase Cuadro 3).

Cuadro 3 Exportaciones de gas natural por ducto, 2000-2011



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

Total 37,564 39,796 41,734 44,010 48,443 51,535 51,962 53,182 56,664 61,319 65,558 67,205

1. Rusia 12,575 12,274 12,406 12,749 14,323 14,637 14,654 14,273 14,899 17,075 18,040 20,032

2. Noruega 4,728 4,886 5,920 6,615 7,223 7,688 8,127 8,325 8,952 9,261 9,277 8,980

3. Canadá 9,809 10,548 10,527 9,540 9,847 10,080 9,651 10,382 9,958 8,924 8,940 8,514

4. Holanda 3,533 4,083 4,131 4,080 4,747 4,523 4,702 4,843 5,307 4,806 5,160 4,871

5. Estados Unidos 472 885 1,298 1,627 1,904 1,962 1,860 2,129 2,526 2,850 2,935 3,937

6. Turkmenistán 256 406 474 476 502 668 581 590 627 1,618 1,909 3,346

7. Argelia 3,408 3,111 2,988 3,201 3,389 3,781 3,572 3,292 3,618 3,074 3,530 3,325

8. Qatar - - - - - - - 77 1,650 1,814 1,853 1,858

9. Reino Unido 1,265 1,527 1,370 1,471 946 935 962 1,002 1,013 1,177 1,514 1,572

10. Bolivia 183 242 382 474 763 1,003 1,045 1,135 1,138 949 1,127 1,289

11. Alemania 343 433 402 1,000 1,175 1,468 1,425 1,585 1,461 1,238 1,428 1,128

12. Kazajistán - - - - - - - - - 997 1,156 1,117

13. Uzbekistán - - - - - - - - - 1,519 1,312 889

14. Irán - 11 65 341 343 418 551 596 560 549 815 876

15. Indonesia - 97 145 362 593 467 467 521 642 936 957 843

16. Birmania - 169 600 665 724 861 869 957 825 802 852 829

17. Azerbaiyán - - - - - - - - - 696 624 694

18. Timor Oriental - - - - - - - - - - 563 610

19. Mozambique - - - - - - - - 309 339 294 319

20. Dinamarca 347 300 350 344 367 512 492 - - 388 343 303

33. Mexico 16 63 11 - - 3 8 155 117 76 82 8

Resto del mundo 627 761 666 1,065 1,598 2,530 2,995 3,318 3,063 2,230 2,847 1,864


33

Mapa 3 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2011



El importador más importante de gas natural por ductos en los últimos años fue Estados Unidos. Sin embargo, su participación en el total de importaciones a nivel mundial disminuyó. En 2011 éstas representaron 12.7%, con 8,522 MMpcd. En el Mapa 3 se presentan los intercambios comerciales de este país con México y Canadá durante 2011.

Alemania, quien ocupó el segundo lugar, adquirió 8,125 MMpcd en 2011. En tercer lugar figuró Italia, con 5,884 MMpcd, el cual provino principalmente de Argelia, Rusia y Holanda (véase Cuadro 4).

En lo que respecta al comercio internacional de GNL, al cierre de 2010 operaban 29 plantas de licuefacción en 18 países. En junio de dicho año comenzó operaciones la nueva planta de licuefacción Pampa Melchorita, en Perú, cuyo abastecimiento de gas natural provino del campo Camisea. Dicha terminal posee una capacidad nominal de licuefacción de 9.8 millones de metros cúbicos por año (MMm3) y una capacidad de almacenamiento de 260 miles de metros cúbicos (Mm3) de GNL. Otros incrementos se dieron con la instalación de nuevos trenes de licuefacción en terminales existentes: dos en Qatar, en las terminales Ras Laffan II y Ras Laffan III; y uno más en la planta de GNL de Balhaf en Yemen.

196

2,574

8,514

1,363

969

Terminales de regasificación

Terminales de licuefacción

8

391

GNL

Por gasoductos

319


34

Cuadro 4 Importaciones de gas natural por ducto, 2000-2011



La capacidad nominal de licuefacción fue de 554 MMm3 anuales de GNL a finales de 2010, repartidos en 86 trenes de licuefacción, con una capacidad utilizada promedio de 77.9%, menor en 5.8% respecto a 2009. La capacidad total de almacenamiento de GNL ascendió a 8,701 Mm3, distribuidos en 86 tanques, lo que representó poco más de siete días de la producción mundial promedio de GNL.

Al término de 2010 se registró la existencia de 82 terminales de regasificación en el mundo, cuatro más que las que operaban el año anterior (véase Mapa 4). Con estos incrementos, la capacidad instalada de regasificación alcanzó 847 miles de millones de metros cúbicos (MMMm3) por año, y la capacidad de almacenamiento totalizó 38,412 Mm3 de GNL con 362 tanques.

En cuanto a la flota mundial de buques para transportar GNL, ésta estuvo integrada por 360 metaneros al término de 2010, es decir 24 más que el año anterior. Al cierre de dicho año, los pedidos de estas embarcaciones comenzaron a disminuir22, después de varios años de una rápida expansión23. Con la flota de buques existentes, en 2010 se completaron 3,951 viajes con cargamentos de GNL, 537 más que los realizados en 2009. De estos viajes, 64.5% se realizaron a Japón y Europa.

22 En 2010 se entregaron sólo tres barcos para comercializar GNL. 23 The LNG Industry 2010, International Group of Liquefied Natural Gas Importers.

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

Total 37,564 39,796 41,734 44,010 48,443 51,535 51,962 53,182 56,664 61,319 65,558 67,205

1. Estados Unidos 9,825 10,611 10,537 9,540 9,847 10,083 9,659 10,536 10,074 9,001 9,022 8,522

2. Alemania 7,410 7,619 7,903 8,394 8,854 8,775 8,789 8,100 8,404 8,594 8,981 8,125

3. Italia 5,095 4,794 5,078 5,410 5,924 6,868 7,186 7,009 7,267 6,425 6,411 5,884

4. Ucrania - - - - - - - - - 2,336 3,196 3,923

5. Turquía 994 1,068 1,187 1,566 1,728 2,143 2,452 2,959 3,117 2,658 2,783 3,446

6. Francia 3,127 3,013 3,166 3,077 3,575 3,502 3,454 3,266 3,537 3,482 3,382 3,129

7. Rusia - - - - - - - - - 3,129 3,161 2,911

8. Reino Unido 193 261 455 727 1,100 1,417 1,693 2,709 3,418 2,988 3,382 2,716

9. Canadá 172 471 578 757 838 981 907 1,277 1,534 1,921 2,023 2,574

10. Bélgica 1,139 1,279 1,324 1,417 1,582 1,831 1,777 1,871 1,761 1,452 1,754 2,200

11. Bielorrusia - - - - - - - - - 1,543 1,889 1,751

12. Emiratos Árabes Unidos - - - 19 116 135 135 169 1,486 1,669 1,669 1,669

13. China - - - - - - - - - - 343 1,379

14. México 300 414 721 871 1,065 981 953 852 992 930 912 1,363

15. Holanda 1,158 1,270 883 1,251 1,308 1,701 1,793 1,824 1,737 1,665 1,642 1,319

16. España 817 751 824 841 940 1,121 1,039 1,059 1,049 870 857 1,207

17. República Checa 822 890 965 941 946 917 917 835 831 909 1,117 1,164

18. Polonia 733 813 745 833 878 988 1,023 900 946 885 982 1,048

19. Irán 256 406 474 476 502 561 561 590 666 596 663 1,025

20. Brasil 192 290 429 540 735 854 915 968 1,064 785 950 942

Resto del mundo 5,331 5,845 6,467 7,349 8,504 8,675 8,709 8,256 8,782 9,481 10,440 10,908


35

Mapa 4 Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2010*

* No se dispone aún de las cifras 2011. Fuente: Agencia Internacional de Energía.

Gráfica 7 Distribución de edades y capacidades de la flota mundial de buques

para transportar GNL en 2010 (Unidades)

Fuente: The LNG Industry 2010, International Group of Liquefied Natural Gas Importers.

Por otro lado, de los países exportadores de GNL, Qatar continuó encabezando la lista. Durante 2011 exportó 9,927 MMpcd, 35.4% más que en 2010. Los principales países a los que realizó sus exportaciones fueron Reino Unido, Japón, India y Corea del Sur. Malasia exportó 3,218 MMpcd y se colocó como el segundo mayor exportador; en tanto que Indonesia ocupó el tercer lugar, con 2,821 MMpcd. A partir de 2011, España se incorporó como un nuevo exportador de GNL, con un volumen de 72 MMpcd. Italia y Argentina fueron los principales destinos (véase Cuadro 5). Es importante mencionar que en 2011 las exportaciones de GNL de Estados Unidos se realizaron principalmente a Japón, India, Brasil, Corea del Sur, China, España, Reino Unido y Chile.

(27)(4)(6)

(3)

(3)(3)

Terminales de regasificación de GNL: 82Terminales de licuefacción de gas natural: 29

(2)(2)

(2)

(2)

(2)

(4)

(2)

(2)

(2)

13 417

282

43

< 25 25 - 50 50 -90 90 - 170 > 170Miles de metros cúbicos

Capacidades

190

6343

206 7

30

< 5 5 - 10 10 - 15 15 - 20 20 - 25 25 - 30 > 30Años

Edades

Flota: 359 Buques


36

Cuadro 5 Exportaciones de GNL, 2000-2011 (Millones de pies cúbicos diarios)


En 2011, el mercado de Asia Pacífico concentró 62.7% de las importaciones de GNL, con un volumen de 20,053 MMpcd, distribuido en seis países (Japón, Corea del Sur, India, China, Taiwán y Tailandia). A nivel mundial, los países con mayores importaciones de GNL fueron Japón (10,348 MMpcd), Corea del Sur (4,771 MMpcd) y España (2,337 MMpcd). En conjunto, estos tres países participaron con 54.5% de las importaciones totales y mostraron variaciones anuales de 14.4%, 11.0% y -12.3%, respectivamente (véase Cuadro 6). Chile incrementó sus importaciones en 76 MMpcd respecto al año anterior, mientras que Brasil las redujo en 167 MMpcd. En 2011, el comercio de gas a través de buques metaneros experimentó un crecimiento sostenido por la mayor demanda de Japón, Corea del Sur (para la generación de energía) y algunos mercados emergentes (China, India y América del Sur).24. Las importaciones de GNL por parte de Estados Unidos disminuyeron 18.2%. En contraste, Canadá aumentó la importación en 125 MMpcd, siendo Qatar su principal proveedor. La importación de GNL en México, proveniente principalmente de Qatar, Nigeria, Perú, Indonesia y Yemen, disminuyó 29.3%.

24 Fuente: Short-term trends in the gas industry, Panorama 2012, Institut Français du Pétrole.

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

Total 13,215 13,831 14,507 16,336 17,170 18,268 20,423 21,906 21,855 23,488 28,797 32,008

1. Qatar 1,355 1,600 1,799 1,857 2,322 2,622 3,008 3,723 3,829 4,784 7,329 9,927

2. Malasia 2,029 2,023 1,985 2,263 2,671 2,759 2,713 2,882 2,837 2,857 2,955 3,218

3. Indonesia 3,445 3,077 3,322 3,450 3,231 3,044 2,861 2,684 2,590 2,516 3,034 2,821

4. Australia 975 987 970 1,018 1,174 1,437 1,744 1,958 1,953 2,345 2,453 2,509

5. Nigeria 541 758 759 1,141 1,215 1,165 1,701 2,047 1,982 1,547 2,312 2,504

6. Trinidad y Tobago 339 353 515 1,152 1,350 1,356 1,572 1,756 1,675 1,910 1,971 1,827

7. Argelia 2,540 2,471 2,601 2,709 2,485 2,485 2,388 2,387 2,110 2,022 1,869 1,656

8. Rusia - - - - - - - - - 639 1,296 1,392

9. Omán 238 719 770 891 871 892 1,117 1,177 1,052 1,117 1,112 1,057

10. Brunei 848 871 884 936 917 885 949 905 888 853 854 908

11. Yemen - - - - - - - - - 40 530 865

12. Egipto - - - - - 670 1,448 1,317 1,357 1,240 939 830

13. Emiratos Árabes Unidos 669 685 663 688 712 691 685 730 728 678 764 770

14. Guinea Ecuatorial - - - - - - - 137 500 457 499 510

15. Perú - - - - - - - - - - 176 495

16. Noruega - - - - - - - 14 211 307 456 385

17. Estados Unidos 159 173 164 159 162 178 166 114 94 84 159 196

18. España - - - - - - - - - - - 72

19. Bélgica - - - - - - - - - 23 55 59

20. Libia 77 74 61 73 61 84 70 74 51 70 33 8

21. Taiwán - 40 - - - - - - - - - -

22. Japon - - 14.51 - - - - - - - - -

23. Corea del Sur - - 4.84 - - - - - - - - -


37

Cuadro 6 Importaciones de GNL1, 2000-2011


1 La cifra para México proviene de la fuente y no coincide con el dato del balance nacional de gas natural 2000-2011. Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.

1.2.3. Almacenamiento de gas natural, 2010

A finales de 2010, la capacidad mundial de almacenamiento de gas natural ascendió a 8,241.4 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc)25. La producción máxima en los depósitos o entrega disponible en los almacenamientos fue de 99,815.7 MMpcd, lo que equivale a 34.3% del consumo mundial diario. Asimismo, en 2010 existió una capacidad de 6,366.4 MMMpc para almacenamiento en yacimientos agotados de gas natural o petróleo, 944.4 MMMpc más en acuíferos, 653.4 MMMpc en domos salinos y 277.2 MMMpc en otro tipo de instalación (véase Cuadro 7).

25 En términos de gas disponible.

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

Total 13,215 13,831 14,512 16,336 17,170 18,268 20,423 21,906 21,855 23,488 28,797 32,008

1. Japón 6,992 7,166 7,038 7,718 7,425 7,384 7,920 8,594 8,889 8,311 9,044 10,348

2. Corea del Sur 1,899 2,112 2,328 2,538 2,884 2,946 3,303 3,327 3,526 3,322 4,299 4,771

3. España 817 952 1,186 1,455 1,690 2,114 2,363 2,339 2,772 2,613 2,665 2,337

4. Reino Unido - - - - - 50 344 141 100 991 1,806 2,449

5. Taiwán 569 610 677 724 881 930 987 1,057 1,165 1,140 1,441 1,578

6. Francia 1,084 1,011 1,117 955 736 1,241 1,343 1,255 1,215 1,265 1,349 1,409

7. China - - - - - - 97 374 428 738 1,239 1,608

8. Estados Unidos 602 638 627 1,388 1,782 1,729 1,602 2,111 959 1,238 1,184 969

9. India - - - - 254 584 773 966 1,041 1,221 1,176 1,655

10. Italia 461 508 551 534 569 242 300 235 151 281 879 846

11. Turquía 357 467 518 483 412 472 553 581 512 552 766 603

12. Bélgica 405 232 319 305 275 288 414 307 240 632 622 636

13. México - - - - - - 91 210 348 344 553 391

14. Chile - - - - - - - - - 63 297 373

15. Portugal - 25 42 82 126 153 191 223 254 273 291 291

16. Brasil - - - - - - - - - 33 269 102

17. Kuwait - - - - - - - - - 86 269 307

18. Canadá - - - - - - - - - 95 194 319

19. Argentina - - - - - - - - 40 93 172 424

20. Grecia 29 48 48 53 53 45 47 78 91 72 113 125

21. República Dominicana - - - 29 17 24 24 35 45 54 79 88

22. Puerto Rico - 61 61 72 66 65 70 72 78 73 74 71

23. Emiratos Árabes Unidos - - - - - - - - - - 15 138

24. Tailandia - - - - - - - - - - - 94

25. Holanda - - - - - - - - - - - 76


38

Cuadro 7 Capacidad mundial de almacenamiento de gas natural a 2010*

(Miles de millones de pies cúbicos)

1 Pueden ser yacimientos agotados de gas o petróleo crudo. 2 Se incluyen casquetes de gas en campos petroleros, unidades de GNL para demandas pico, minas, cavernas y arrecifes subterráneos. * No se dispone aún de las cifras 2011. Fuente: Natural Gas Information 2011, International Energy Agency, U.S.

1.3. Demanda mundial de gas natural

En 2011 el consumo energético mundial creció 2.5%, respecto al año anterior. El consumo de carbón fue el de mayor aumento (véase Cuadro 8), impulsado principalmente por China. El petróleo, que ha sido el principal combustible a nivel mundial, registró una participación de 33.1%. El uso de energías renovables creció 17.7%, sobresaliendo el aumento de Estados Unidos y China. La energía nuclear disminuyó su demanda 4.3%; la región Asia Pacífico presentó la mayor reducción, principalmente en Japón.

Durante 2011, la demanda de gas natural creció 2.2% respecto a 2010. Con la excepción de Europa, donde la demanda cayó abruptamente, la evolución sostenida del mercado en la mayoría de las regiones fue impulsada por el crecimiento de la demanda mundial (sin incluir los cambios en las existencias)26. La demanda de los países miembros de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) disminuyó 0.1%, derivado de los problemas económicos que afectaron a los países europeos. Sin embargo, el gas natural se ha convertido en una opción más

26 Fuente: 2011 Natural Gas Year Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous Hydrocarbures Gazeux (Cedigaz).

Yacimientos agotados1 Acuíferos Domos Salinos Otros2

Estados Unidos 4,369.8 28,296.4 3,728.1 362.5 279.2 - Canadá 746.7 12,088.2 480.0 - 4.0 262.7 Alemania 734.7 17,233.6 399.5 50.6 284.5 0.1 Italia 509.1 9,595.0 509.1 - - - Francia 437.7 8,772.2 - 401.8 35.9 - Hungria 204.1 2,401.4 204.1 - - - Holanda 179.3 6,250.7 176.6 - - 2.8 Austria 163.8 1,935.2 163.8 - - - Reino Unido 151.5 4,273.1 130.7 - 14.5 6.4 Rumania 106.0 1,066.5 106.0 - - - Eslovaquia 98.4 1,236.0 98.4 - - - España 88.3 1,589.2 79.8 6.3 - 2.3 Republica Checa 83.6 441.4 83.6 - - - Letonia 81.2 n.a. - 81.2 - - Turquía 60.7 1,285.5 46.9 - 13.8 - Polonia 56.5 388.5 56.5 - - - Australia 46.2 713.4 45.6 - - 0.6 Dinamarca 34.3 554.4 - 19.0 15.3 - Bélgica 25.0 812.2 - 23.0 - 2.1 Bulgaria 19.4 176.6 19.4 - - - Croacia 16.8 176.6 16.8 - - - Serbia 14.4 141.3 14.4 - - - Irlanda 7.0 98.9 7.0 - - - Portugal 6.4 254.3 - - 6.4 - Suecia 0.3 35.3 - - - 0.3 Total 8,241.4 99,815.7 6,366.4 944.4 653.4 277.2

Gas disponible por tipo de almacenamiento Producción máxima (MMpcd )

Gas disponiblePaís


39

atractiva en comparación con otros combustibles fósiles, debido a su baja emisión de bióxido de carbono (CO2) y, en algunas regiones, a la relativa estabilidad y nivel de sus precios.

La región con el mayor consumo de gas natural fue Europa y Eurasia27, con una participación de 34.1% sobre el total mundial. A esta región, le siguió Norteamérica, con 26.9% y Asia Pacífico, con 18.3%. Ésta última registró el mayor crecimiento en términos absolutos, con 3,165 MMpcd adicionales respecto al año anterior. Norteamérica y Medio Oriente, presentaron incrementos de 2,670 MMpcd y 2,501 MMpcd, respectivamente (véase Gráfica 8).

Cuadro 8 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 2000-2011

(Millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)


En 2011, la demanda total de gas natural de los países pertenecientes a la región Europa y Eurasia disminuyó 2,275 MMpcd. La demanda de los países miembros de la OCDE en esta región disminuyó 8.3%, mientras que los miembros de la antigua Unión Soviética, que representan más de 50% del consumo de la región, aumentaron su demanda 3.2%, ambas con respecto a las observadas en 2010.

Gráfica 8 Consumo regional de gas natural en 2011



Rusia, el mayor consumidor de gas natural de la región Europa y Eurasia, tuvo una participación de 38.6%. Durante 2011, su consumo aumentó 2.5% con respecto a 2010. A nivel mundial, este país continuó como el segundo consumidor más importante de gas natural (véase Gráfica 9).

27 La región de Europa y Eurasia incluye a todos los miembros europeos de la OCDE, los países del antiguo bloque soviético, además de Albania, Bosnia-Herzegovina, Bulgaria, Croacia, Chipre, Eslovenia, Gibraltar, Macedonia, Malta, Montenegro, Rumania y Serbia.

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

2010/2011tmca

2000/2011

Total mundial 9,382 9,466 9,652 9,998 10,482 10,801 11,088 11,398 11,536 11,363 11,978 12,275 2.5 2.5

Petróleo 3,572 3,597 3,632 3,707 3,859 3,908 3,945 4,007 3,996 3,909 4,032 4,059 0.7 1.2

Carbón 2,400 2,412 2,477 2,677 2,858 3,013 3,164 3,306 3,342 3,306 3,532 3,724 5.4 4.1

Gas natural 2,176 2,217 2,276 2,353 2,432 2,511 2,566 2,661 2,731 2,661 2,843 2,906 2.2 2.7

Hidroenergía 599 585 596 596 633 659 684 697 725 736 779 791 1.6 2.6

Nucleoenergía 584 601 611 599 625 627 635 622 619 614 626 599 -4.3 0.2

Renovables 51 54 60 66 74 83 93 106 122 137 166 195 17.7 12.9

10,624

14,950

39,003

57,143

83,574

106,534

África

Centro ySudamérica

Oriente Medio

Asia Pacífico

Norteamérica

Europa y Euroasia


40

En Norteamérica, la demanda total aumentó 3.2% con respecto al año anterior. El consumo en Canadá aumentó 10.3%. En Estados Unidos, país que ocupó la primera posición a nivel mundial, incrementó 2.4%. Por su parte, México ocupó el lugar once en consumo a nivel mundial y registró un incremento de 1.5% respecto a 2010.

En 2011, el consumo de gas natural en la región de Asia Pacífico aumentó 5.9%, alcanzando 57,143 MMpcd. El mayor consumidor de la región fue China, cuya demanda aumentó 21.5%, ubicándolo como el cuarto consumidor más importante a nivel mundial, después de Estados Unidos, Rusia e Irán. Asimismo, en India disminuyó 1.2%. Corea del Sur se ubicó, por primera vez, dentro de los primeros 18 países consumidores de gas natural, debido al crecimiento que ha tenido su economía en los últimos años.

Gráfica 9 Consumo mundial de gas natural, 2011



Por su parte, la región de Medio Oriente tuvo un incremento de 6.9% en su demanda de gas natural, derivado principalmente del consumo de las ramas industriales de petroquímica, aluminio y generación eléctrica. Los países con mayor consumo en esta región fueron Irán y Arabia Saudita.

En Centro y Sudamérica, destacaron los incrementos en el consumo de gas natural de Argentina, Perú y Venezuela, con 7.5%, 15.2% y 2.3% respecto a 2010, respectivamente. El aumento en el

82,440

4,505

4,509

4,754

4,801

5,192

5,913

6,090

6,668

6,903

7,017

7,760

9,601

10,142

10,208

12,647

14,836

41,078

66,765

Resto del mundo

18. Corea del Sur

17. Tailandia

16. Uzbekistán

15. Egipto

14. Ucrania

13. India

12. Emiratos Árabes

11. México

10. Italia

9. Alemania

8. Reino Unido

7. Arabia Saudita

6. Canadá

5. Japón

4. China

3. Irán

2. Rusia

1. Estados Unidos

Total mundial 311,828


41

consumo de Brasil fue menor que un año antes debido a que el sector eléctrico demandó menos gas, ante un aumento de disponibilidad de energía hidroeléctrica28.

En África, se alcanzó una demanda de 10,624 MMpcd, 2.7% superior al año anterior. El país con mayor consumo de la región fue Egipto, que tuvo un crecimiento de 10.0%.

1.4. Precio internacional del gas natural, 2011

El aumento de la demanda global y la variabilidad en la oferta han provocado aumentos en los precios de las materias primas29, sobre todo los del petróleo. El precio del crudo West Texas Intermediate (WTI) aumentó 20% en 2011, alcanzando un promedio de 95.04 dólares por barril. Por su parte, el precio del carbón con referencia en Australia registró un aumento anual de 22.2%, ubicándose en 120.94 dólares por tonelada métrica en 201130 (véase Gráfica 10).

No obstante, los precios del gas natural mostraron un comportamiento distinto. En Estados Unidos, los precios del gas natural permanecieron bajos, debido a la oferta adicional derivada de la extracción incremental de shale gas. En Europa, éstos aumentaron 32.4%.

Gráfica 10 Precios de los combustibles fósiles 2009-2011

Nota. El índice de precios del carbón de Australia fue tomado del Commodity Price Data del Banco Mundial. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.

28 Fuente: 2011 Natural Gas Year Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous Hydrocarbures Gazeux (Cedigaz). 29 Informe Anual 2011, Fondo Monetario Internacional (FMI), p. 14. 30 De acuerdo con el Commodity Price Data del Banco Mundial con referencia en Australia, 2012. Se refiere al carbón térmico de 6,300 kcal/kg (11,340 BTU/lb), con menos de 0.8% de azufre y 13% de ceniza.

61.92 61.67

71.84 68.08 70.66

3.89

8.529.06

79.45 79.50

98.97

71.63

92.50

4.39

8.01

10.91

95.04

111.26

120.94

87.38

121.54

4.01

10.61

14.73

Crudo, WTI Crudo, Brent Carbón, Australia Carbón, EU Carbón, NoroesteEuropa

Gas natural, EU Gas natural, Europa GNL, Japón

2009 2010 2011

Petróleo(US$/b)

Carbón(US$/tm)

Gas natural(US$/MMBTU)


42

Por otra parte, existe una variedad de precios spot de gas natural debido a la regionalización de los mercados (véase Mapa 5). En el caso de los precios spot del mercado en el Reino Unido, éstos alcanzaron 9.03 dólares por millón de BTU31 (US$/MMBTU) en 2011, es decir 2.47 US$/MMBTU más que en 2010. Esto se atribuyó, entre otros factores, a la rigidez de los mercados de GNL y la dependencia de las importaciones32. Esto contrastó con el precio Henry Hub de Estados Unidos, el cual registró un promedio de 4.01 US$/MMBTU durante ese año, derivado de la abundancia en los niveles de inventarios y de producción. El precio del gas en Alberta, Canadá, fue 3.47 US$/MMBTU. Los indicadores del gas vinculados al petróleo presentaron cotizaciones de 10.61 US$/MMBTU para el promedio de la Unión Europea y 14.73 US$/MMBTU para el GNL de Japón durante 2011 (véase Cuadro 9).

Cuadro 9 Precios internacionales del gas natural1, 2000-2011

(Dólares por millón de BTU)

¹ Precios promedio. ² csf: Costo + seguro + flete. Nota. Los precios para Europa son precios promedio de adquisición en gasoductos transfronterizos y el GNL adquirido. Para Japón, es el valor promedio asignado a las importaciones de GNL, referenciado al valor del llamado Japan Crude Cocktail (precio promedio mensual de los cargamentos de petróleo crudo importados por Japón).En el caso de Estados Unidos, son promedios de los precios de las importaciones por gasoductos con Canadá y México, y el precio de las importaciones de GNL; ambos casos referidos al precio spot de Henry Hub y a diferenciales de transporte. Fuente: BP Statistical review of world energy 2012.

31 Unidad de energía térmica inglesa (BTU por sus siglas en inglés). 32 Fuente: 2011 Natural Gas Year Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous Hydrocarbures Gazeux (Cedigaz).

Año GNL

Japón csf²Unión Europea

csf²Reino Unido

(Heren NBP index)EU

(Henry Hub)Canadá

(Alberta)

2000 4.72 2.89 2.71 4.23 3.75

2001 4.64 3.66 3.17 4.07 3.61

2002 4.27 3.23 2.37 3.33 2.57

2003 4.77 4.06 3.33 5.63 4.83

2004 5.18 4.32 4.46 5.85 5.03

2005 6.05 5.88 7.38 8.79 7.25

2006 7.14 7.85 7.87 6.76 5.83

2007 7.73 8.03 6.01 6.95 6.17

2008 12.55 11.56 10.79 8.85 7.99

2009 9.06 8.52 4.85 3.89 3.38

2010 10.91 8.01 6.56 4.39 3.69

2011 14.73 10.61 9.03 4.01 3.47

Gas natural


43

Mapa 5 Precios internacionales gas natural


* Precio promedio anual. 1 Precio promedio de ventas de primera mano. Fuente: SENER con información de BP y CRE.

En la Gráfica 11 se presentan las cotizaciones de los precios de importación del gas natural de Europa, Japón y Estados Unidos, donde los precios reflejan la regionalización de los mercados. El precio de Europa corresponde al precio promedio de adquisición en gasoductos transfronterizos y el GNL que arribó a todos los países. Cabe señalar que el precio del gas natural en Europa a menudo está referenciado por los precios de los combustibles sustitutos (derivados del petróleo). El precio de Japón corresponde al valor promedio asignado a las importaciones de GNL, el cual se mantiene indexado al valor del llamado JCC (de las siglas en ingles de Japan Crude Cocktail), y que corresponde al precio promedio mensual de los cargamentos de petróleo crudo importados por Japón. En el caso de Estados Unidos, corresponde al promedio del precio de las importaciones por gasoductos con Canadá y México, y el precio de las importaciones de GNL; en ambos casos indexados al precio spot del Henry Hub y a pequeños diferenciales de transporte.

2011*/2008*

14.73/12.55GNL Japón csf

10.61/11.56Unión Europea csf

9.03/10.79NBP, Reino Unido

4.01/8.85Henry Hub, Estados Unidos

3.47/7.99Alberta, Canadá

3.86/8.43Reynosa1, México


44

Gráfica 11 Precios de importación de gas natural, 2006-2010


Fuente: Eurostat, European Union; Natural Gas Monthly, DOE; Japan Trade statistics and Korean Energy Review Monthly.

1.5. Mercado prospectivo de gas natural, 2010-2035

Este apartado toma como referencia las proyecciones del International Energy Outlook 2011 y del Annual Energy Outlook 2012, ambos publicados por el Departamento de Energía (DOE por sus siglas en inglés) de los Estados Unidos. En estos documentos se estima que la energía consumida en el mundo incrementará 47% de 2010 a 2035, al pasar de 522.0 PetaBTU33 a 769.8 PetaBTU. De acuerdo con estas estimaciones, la demanda de los países que integran la OCDE crecerá 21.1%, llegando a 288.2 PBTU en 2035.

Se estima que la mayor parte del crecimiento provendrá de los países con economías emergentes que no son miembros de la OCDE (no-OCDE), en donde el desarrollo económico estará vinculado con un incremento en la demanda de energía. La región de Asia, liderada por China e India, presentará el mayor incremento en el consumo de energía, con un aumento de 91% entre 2010 y 2035. A esta región le seguirá la región de Centro y Sudamérica, cuya demanda se estima aumentará 69% en el mismo periodo.

La fuente de energía con la mayor tasa de crecimiento serán los renovables, con 2.5% anual. En tanto que la mayor demanda se concentrará en los combustibles líquidos34, que en 2035 será de 225.2 PBTU. Los combustibles líquidos cubrirán aproximadamente 29% del consumo en ese año, seguido del carbón, con 27% y el gas natural, con 23%. No obstante, la participación de los

33 El prefijo Peta equivale a 1015. 34 Se refieren al petróleo y otros combustibles líquidos derivados del petróleo, además de combustibles líquidos no derivados del petróleo, como el etanol y biodiesel, coal-to-liquids y gas-to-liquids. El coque de petróleo, aunque sólido, también está incluido. De igual forma, se incluyen condensados de gas natural, petróleo crudo consumido como combustible e hidrogeno líquido.

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

ene-06 may-06 sep-06 ene-07 may-07 sep-07 ene-08 may-08 sep-08 ene-09 may-09 sep-09 ene-10 may-10 sep-10

Europa Japón Estados Unidos


45

combustibles líquidos disminuirá respecto a 2010, debido a una mayor penetración de las fuentes renovables de energía (véase Gráfica 12).

Gráfica 12 Demanda mundial de energía por fuente, 2000-2035

(PetaBTU)

Fuente: International Energy Outlook 2011, Energy Information Administration, U.S.

1.5.1. Demanda mundial de gas natural, 2009-2035

De acuerdo con estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), se espera que el gas natural tenga un papel cada vez más relevante en la economía energética global. La demanda de gas natural crecerá 1.7% promedio anual entre 2009 y 203535. Es importante mencionar que los pronósticos de crecimiento de demanda son superiores en comparación con el año pasado. Lo anterior es reflejo del mayor crecimiento esperado en la demanda de China, así como al accidente en la planta nuclear de Fukushima, que presionó al alza la demanda de gas natural a nivel mundial.

Con base en estas estimaciones36, se prevé que la demanda de gas natural a nivel mundial crecerá de 3,300 miles de millones de metros cúbicos (MMMm3) en 201037 a 4,750 MMMm3 en 2035, lo que representa un incremento de 43.9%. La demanda de los países no-OCDE, que en 2009 superó a la de los países OCDE, presentará una tasa media de crecimiento anual de 2.4% hacia 2035. China y la región de Medio Oriente presentarán los mayores crecimientos. En contraste, la demanda de gas natural de los países miembros de la OCDE crecerá 0.7% promedio anual de 2009 a 2035 (véase Cuadro 10).

35 World Energy Outlook 2011; Agencia Internacional de Energía, OCDE, Paris, 2012. 36 Todas las estimaciones presentadas en este apartado corresponden al Escenario de Nuevas Políticas (New Policies Scenario) 2009-2035 del World Energy Outlook (WEO) 2011. 37 Cifra estimada en 2010, WEO 2011.

0

50

100

150

200

250

2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Líquidos (incluyendo biocombustibles) Gas natural Carbón Nucleoenergía Renovables (sin biocombustibles)

tmca 2010-2035 = 1.1%

tmca 2010-2035 = 1.4%

tmca 2010-2035 = 1.6%

tmca 2010-2035 = 2.8%

tmca 2010-2035 = 2.5%


46

Cuadro 10 Demanda primaria de gas natural por región, 2009-2035

(MMMm3)

Fuente: World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía.

En el caso específico de China, el potencial de crecimiento en la demanda de gas natural está asociado a la baja penetración que tiene el gas natural en los hogares. Tan sólo 10% de las casas en China poseen gas natural, muy por debajo del promedio mundial (40%). Asimismo, el gobierno de ese país promueve la expansión en el uso de gas natural para diversificar la matriz energética y reducir la contaminación local. Para ello, se ha fijado la meta de incrementar a 10% la participación del gas natural en el portafolio de energéticos hacia 202038.

Gráfica 13 Incremento en la demanda de gas natural, por región y sector, 2009-2035

(MMMm3)

*Incluye agricultura, transporte, otros sectores de energía y uso no energético. Fuente: World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía.

38 Según el último dato disponible en Country Analysis Brief, de la U.S. Energy Information Administration, en 2008 el gas natural tenía una participación de 3% en el consumo total de energía de China.

2009 2015 2020 2025 2030 2035tmca

2009/2035OCDE 1,518 1,654 1,705 1,746 1,804 1,841 0.74América 811 852 877 900 928 951 0.61

Estados Unidos 652 680 685 692 703 710 0.33Europa 537 604 627 644 666 671 0.86

Asia-Oceanía 170 198 201 202 210 219 0.98Japón 97 118 122 122 125 126 1.01

No-OCDE 1,558 1,911 2,183 2,417 2,668 2,909 2.43Europa del Este/Eurasia 627 698 723 763 797 830 1.08

Países del Caspio 107 124 131 143 151 161 1.58Rusia 426 467 478 495 513 530 0.84

Asia 357 531 686 796 921 1063 4.29China 93 197 301 366 435 502 6.70India 59 76 99 120 150 186 4.52

Medio Oriente 343 402 450 509 578 622 2.32África 99 112 129 142 153 161 1.89Latinoamérica 133 168 196 208 220 233 2.18

Brasil 20 41 60 70 80 91 6.00Mundial 3,076 3,565 3,888 4,164 4,473 4,750 1.69


47

En cuanto a la demanda mundial de gas natural por sector, la mayor parte corresponderá a la generación de electricidad39. En 2035 dicha demanda será equivalente a 1,925 MMMm3, con un crecimiento esperado de 1.8% durante el periodo. Con ello, la participación del gas natural dentro de la matriz de generación será de 22% en 2035.

Gráfica 14 Demanda primaria de gas natural por sector, 2009 y 2035

(Participación porcentual)

*Incluye agricultura y uso no energético. Fuente: World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía.

La demanda de gas natural en edificios, principalmente para calefacción y calentamiento de agua, representará 21.7% en 2035 (véase Gráfica 14), y se espera un crecimiento de 1.3% promedio anual durante el periodo prospectivo. El consumo de la industria, en donde el gas se emplea en la producción de vapor, tanto para energía mecánica como para su uso en los procesos que requieren de altas temperaturas, aumentará 2.0% promedio anual de 2009 a 2035, asociado principalmente a la demanda de las industrias petroquímica, metalúrgica y cementera. A su vez, este crecimiento será resultado de las ventajas que su uso representa para la industria, ya que es de más fácil manejo y tiene menores impactos ambientales en comparación con otros combustibles fósiles.

En el sector transporte, se proyecta que la demanda de gas crezca a una tasa promedio anual de 5.3%, con lo que ésta ascenderá a 80 MMMm3 en 2035. No obstante, su participación dentro del total de la demanda energética del sector tan sólo alcanzará 3%. Cabe destacar que, aun cuando el uso de este combustible conlleva ahorros por eficiencia y menores emisiones, el desarrollo de este mercado ha sido limitado por la falta de infraestructura. Tan sólo 5 países (Paquistán, Argentina, Irán, Brasil e India) concentran 70% de la flota mundial de este tipo de vehículos.

1.5.2. Oferta mundial de gas natural, 2010-2035

De acuerdo con estimaciones de la AIE, las reservas de gas natural pueden satisfacer fácilmente las proyecciones de incremento en la demanda. Esta afirmación se ha fortalecido conforme se tiene un mejor entendimiento de la base de reservas recuperables, particularmente de las reservas no convencionales. Se estima que la relación reservas/producción (R/P), considerando el volumen de

39 En el sector eléctrico, los tiempos de construcción de centrales que emplean gas, así como sus costos de capital, son menores en comparación a otras fuentes, y los costos de capital también son menores.

39%

11%17%3%

24%

6%

2009Total=3,076 MMMm3

Electricidad y calor

Sector energía

Industria

Transporte

Edificaciones

Otros*

40%

11%19%

3%

22%

5%

2035Total=4,750 MMMm3


48

reservas convencionales recuperables, es de 125 años. Tomando en cuenta que el volumen de reservas no convencionales es similar, se tendría una R/P de 250 años.

Es importante señalar que las reservas no convencionales se encuentran mejor distribuidas en comparación con las convencionales. Esto tiene implicaciones para la seguridad energética, ya que todas las regiones tienen reservas recuperables para abastecer al menos 75 años de su consumo actual. Sin embargo, debe señalarse que existen inversiones considerables asociadas al desarrollo de dichas reservas. En un análisis de la AIE, se señala que existen volúmenes importantes de gas natural que pueden ser desarrollados a costos similares a los observados en Estados Unidos (entre 3 y 7 USD por millón de BTU).

Cuadro 11 Producción primaria de gas natural por región y tipo, 2009-2035

(MMMm3)

Nota: Las definiciones y los reportes del tight gas varían de acuerdo a los países y regiones, por lo que la división entre la producción de gas convencional y no convencional es aproximada (y correspondiente solo al escenario de Nuevas Políticas). Las diferencias entre los volúmenes históricos de oferta y demanda se deben a variación en inventarios. Fuente: World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía.

2009 2015 2020 2025 2030 2035tmca

2009/2035OCDE 1,148 1,181 1,227 1,242 1,275 1,297 0.47América 796 814 840 865 905 932 0.61

Canadá 164 161 176 178 172 172 0.18México 48 45 46 51 59 60 0.86Estados Unidos 583 606 616 633 669 696 0.68

Europa 294 279 259 240 222 204 -1.40 Holanda 79 83 67 54 41 28 -3.91 Noruega 106 109 117 122 124 120 0.48Reino Unidos 62 37 27 17 12 10 -6.78

Asia-Oceanía 55 84 124 134 146 159 4.17Australia 47 78 120 131 144 158 4.77

No-OCDE 1,903 2,384 2,661 2,921 3,197 3,452 2.32Europa del Este /Eura 753 909 957 1,069 1,138 1,197 1.80

Rusia 572 679 692 779 822 858 1.57Turkmenistán 38 71 89 98 109 120 4.52Azerbaiyán 16 22 39 48 55 56 4.94

Asia 393 502 581 642 708 773 2.64China 85 135 176 212 252 290 4.83India 46 63 78 91 105 120 3.76Indonesia 77 95 102 106 112 119 1.69Malasia 60 69 71 72 73 74 0.81

Medio Oriente 412 527 580 614 701 773 2.45Qatar 89 160 174 180 205 219 3.52Irán 137 137 151 165 195 225 1.93Iraq 1 9 28 41 57 70 17.75Arabia Saudita 75 89 95 97 108 116 1.69EAU 49 50 52 52 56 60 0.78

África 196 260 320 361 399 442 3.18Argelia 78 107 134 147 160 171 3.07Nigeria 23 40 56 75 91 110 6.20Libia 16 15 20 25 35 49 4.40

Latinoamérica 152 190 228 238 253 269 2.22Brasil 12 24 55 73 88 99 8.45Venezuela 22 25 31 40 56 73 4.72Argentina 44 48 54 52 45 41 -0.27

Mundial 3,051 3,565 3,888 4,164 4,473 4,750 1.72% no convencional 13% n.d 15% n.d. n.d. 22% n.d.


49

En lo que respecta a la producción necesaria para satisfacer los requerimientos futuros, se estima que la mayor parte de la producción provendrá de recursos convencionales. Sin embargo, la participación de los recursos no convencionales se incrementará de 13% en 2009 a 22% en 2035. La mayor parte de la producción de los recursos no convencionales provendrá de shale gas y de metano en lechos de carbón (coalbed methane). La producción de ambos alcanzará una participación de 9% del total en 2035.

Asimismo, se estima que el mayor crecimiento de la producción provendrá de países no miembros de la OCDE, con una participación de 72.7% sobre el total mundial al final del periodo. En Asia, China se convertirá en uno de los principales productores de gas, a pesar de que seguirá dependiendo fuertemente de las importaciones. La producción de este país se incrementará de 85 MMMm3 en 2009 a 290 MMMm3 en 2035. La mayor parte de este comportamiento estará asociado al desarrollo de reservas de gas en arenas compactas (tight gas) y shale gas (China realizó la primera licitación para el desarrollo de shale gas a mediados de 2011). En 2012, este país lanzó su primer plan quinquenal para el desarrollo de shale gas, estableciendo metas ambiciosas de producción40 tratando de emular el éxito que ha logrado Estados Unidos.

La producción esperada de la India será de 120 MMMm3 hacia 2035. Al igual que China, este país tiene un fuerte interés en el desarrollo de los campos de gas no convencional. Para 2012 se tiene programada la quinta licitación relativa a campos de metano en lechos de carbón y otra más para campos de shale gas.

En Medio Oriente se espera que la producción incremente 2.5% promedio anual, hasta alcanzar 770 MMMm3 en 2035. El detonador inicial de este aumento está ligado con la nueva planta de licuefacción en Qatar y la entrada en operación del proyecto Pearl de Gas a Líquidos (GTL). Se espera que la producción de este país se incremente de 89 MMMm3 en 2009 a 160 MMMm3 en 2015. Posteriormente, se espera un incremento más moderado debido a la moratoria de nuevos proyectos en el yacimiento más grande del mundo (North Field). En lo que respecta a Irán, otro de los principales productores en la región, los pronósticos de crecimiento en la producción para el corto plazo son limitados, debido a las sanciones internacionales que restringen la inversión extranjera y transferencia tecnológica.

En el Norte de África, los productores han sido afectados por los conflictos políticos en la región. En Libia las estimaciones se han calculado a la baja en comparación con el año anterior debido a los conflictos existentes en el país. En Argelia se espera que la producción incremente a 170 MMMm3 en 2035. Adicionalmente, se estima una mayor participación de los países subsaharianos, con Nigeria y Angola liderando los incrementos en la región.

En América del Sur, la producción de gas natural de campos convencionales seguirá predominando. Brasil será el país de la región que presente los mayores incrementos, aumentando en casi nueve veces su producción actual para alcanzar 100 MMMm3 en 2035. Con ello, desplazará a Argentina como el principal productor de la región y se convertirá en un exportador neto.

La producción incremental de los países de la OCDE en Europa provendrá, en los primeros años del periodo prospectivo, del gas convencional de Noruega y, posteriormente, de los depósitos de shale gas de Polonia. Sin embargo, la producción de estos países no será suficiente para compensar las declinaciones de los otros países, por lo que la producción de la región disminuirá de 300

40 http://www.nortonrose.com/knowledge/publications/64620/chinas-12th-five-year-plan-for-shale-gas


50

MMMm3 en 2009 a poco más de 200 MMMm3 en 2035. En Norteamérica, se estima que la proporción de gas natural proveniente de campos no convencionales ascenderá a 64% en 2035.

1.5.3. Comercio mundial de gas natural, 2010-2035

Hacia el futuro, se prevé un incremento en el volumen comercializado de gas natural, tanto por gasoductos como por medio de gas natural licuado (GNL). El mayor incremento en el comercio de gas por ductos será en Eurasia, con la expansión de la capacidad de Rusia y de los países del Caspio. El principal destino de dicho gas serán los mercados Europeos y China. En noviembre de 2011 se concesionó el gasoducto de Nord Stream, que permitirá transportar el gas de Rusia hacia Europa a través del Mar Báltico41. Este sistema incluirá dos gasoductos de 1,244 km, con una capacidad para transportar 55 MMMm3 anuales de gas natural. Asimismo, con la entrada en operación de este gasoducto, se espera un aumento en las exportaciones de Turkmenistán hacia China.

En lo que respecta al comercio de GNL, se espera un aumento de más de 60% en la capacidad de licuefacción hacia 2020. En Australia, derivado de los acontecimientos en Fukushima, se ha impulsado el desarrollo de proyectos de licuefacción. De hecho, este país se convertirá en el segundo exportador de GNL después de Qatar, con un volumen esperado de 85 MMMm3 en 2020 y 115 MMMm3 en 2035. Durante los primeros meses de 2011, se comprometieron inversiones para tres proyectos para la producción de GNL a partir de metano en lechos de carbón en Australia – Gladstone, Australia Pacific LNG y Wheastone- así como del proyecto Prelude para construir la primera planta de LNG flotante en la costa oeste de dicho país.

Por otro lado, aun cuando el consumo en la región de Medio Oriente se incrementará, su producción continuará siendo superior a la demanda, por lo que seguirá siendo un suministrador importante a nivel mundial. De igual forma, las exportaciones de África crecerán de forma importante, al pasar de 100 MMMm3 en 2009 a 280 MMMm3 en 2035. Estas exportaciones se llevarán a cabo tanto a través de gasoductos (principalmente en el Norte de África) como por medio de GNL.

Cuadro 12 Capacidad adicional de licuefacción, 2011-2016

(Millones de toneladas)

Fuente: Cedigaz.

41 Short-term trends in the gas industry, Panorama 2012, IFP, Paris 2012.

País 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Argelia 20.3 9.2 29.9Angola 0 5.2 5.2

Medio Oriente 100.4 100.4 100.4 100.4 100.4 100.4

Cuenca del Pacífico 101.3 105.6 105.6 110.6 137.8 150.8

Australia 19.5 4.3 5 11.1 48.4Papúa Nueva Guinea 6.6 6.6Canadá 5 5Estados Unidos 4.5 9

Mundial 279.8 289.3 298.5 303.5 330.7 343.7

92.5 92.5Cuenca del Atlántico 78.1 83.3 92.5 92.5


51

Por otro lado, se estima que 35% del incremento total en el comercio mundial estará asociado a los requerimientos de importación de China, que irán de 10 MMMm3 en 2009 a 125 MMMm3 en 2020 y a más de 210 MMMm3 en 2035. Con ello, China se convertirá en el segundo mercado de importación más importante del mundo, sólo después de Europa.

En Europa, los requerimientos de importaciones se incrementarán en comparación con las proyecciones del año pasado, asociado al mayor consumo esperado de gas. Las estimaciones de importación por parte de los países OCDE en Europa se ubicarán en 470 MMMm3 hacia el final del periodo, volumen casi dos veces superior a 2009.


52


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2. Capítulo 2. Marco regulatorio de la industria de gas natural

Este Capítulo aborda brevemente el marco normativo aplicable a la industria del gas natural en México. En particular, se exponen las principales modificaciones realizadas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) a los instrumentos regulatorios aplicables a dicha industria, entre mayo de 2011 y mayo de 2012.

2.1. Marco jurídico básico de la industria de gas natural

El marco normativo básico de la industria del gas natural se conforma por los siguientes ordenamientos:

• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos • Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo • Ley Orgánica de la Administración Pública Federal • Ley de Petróleos Mexicanos • Ley de la Comisión Reguladora de Energía • Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos. • Ley Federal de las Entidades Paraestatales • Ley Federal sobre Metrología y Normalización • Ley de Planeación • Ley Federal de Competencia Económica • Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del

Petróleo • Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos • Reglamento Interior de la Secretaría de Energía • Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales • Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización • Reglamento de la Ley Federal de Competencia Económica • Reglamento de Gas Natural • Normas Oficiales Mexicanas • Directivas y Resoluciones expedidas por la CRE

2.2. Marco Constitucional

Las disposiciones constitucionales relativas a la industria del gas natural en México se encuentran previstas, en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.


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Entre los citados artículos, destaca el Artículo 27, que en su párrafo cuarto establece que “Corresponde a la Nación el dominio directo de todos los recursos naturales de la plataforma continental y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales o sustancias que en vetas, mantos, masas o yacimientos, constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta de los componentes de los terrenos, tales como... el petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos...”.

Asimismo, el párrafo sexto de este artículo establece que: “Tratándose del petróleo y de los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos o de minerales radioactivos, no se otorgarán concesiones ni contratos, ni subsistirán los que en su caso se hayan otorgado y la Nación llevará a cabo la explotación de esos productos, en los términos que señale la Ley Reglamentaria respectiva”.

2.3. Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo

La Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo (LRA27C) establece los siguientes supuestos en relación con la industria del gas natural:

• Sólo la Nación podrá llevar a cabo las distintas explotaciones de los hidrocarburos, que constituyen la industria petrolera.

• La industria petrolera abarca, entre otras actividades, la exploración, explotación, elaboración y ventas de primera mano del gas, así como el transporte y el almacenamiento indispensables y necesarios para interconectar su explotación y elaboración.

• La Nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las demás actividades a que se refiere el artículo 3º, que se consideran estratégicas en los términos del artículo 28º párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, por conducto de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios.

• Salvo lo dispuesto en el Artículo 3º de esa Ley, el transporte, el almacenamiento y la distribución del gas podrán ser llevados a cabo, previo permiso, por los sectores social y privado, los que podrán construir, operar y ser propietarios de ductos, instalaciones y equipos, en los términos de las disposiciones reglamentarias, técnicas y de regulación que se expidan.

2.4. Principales atribuciones de la Secretaría de Energía y de la CRE en materia de gas natural

De conformidad con el marco normativo aplicable a la industria del gas natural, la Secretaría de Energía (SENER) está facultada para:

• Establecer y conducir la política energética del país.


55

• Ejercer los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos y gaseosos.

• Conducir y supervisar la actividad de las entidades paraestatales sectorizadas en la propia Secretaría, así como la programación de la exploración, explotación y transformación de los hidrocarburos.

• Promover que la participación de los particulares en las actividades del sector sea en los términos de la legislación y de las disposiciones aplicables.

• Elaborar la planeación energética a mediano y largo plazos, así como fijar las directrices económicas y sociales para el sector energético paraestatal.

• Integrar el Consejo Nacional de Energía.

• Proponer al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción del petróleo y del gas de petróleos mexicanos (PEMEX), con base en las reservas probadas y los recursos disponibles, dando prioridad a la seguridad energética del país en el marco de la Estrategia Nacional de Energía.

La CRE, de acuerdo con su Ley, es un órgano desconcentrado de la SENER, con autonomía técnica y operativa, que tiene por objeto promover, entre otras, el desarrollo eficiente de las actividades siguientes:

• Las ventas de primera mano del gas.

• El transporte y distribución del gas por medio de ductos, así como del almacenamiento que se encuentre directamente vinculados a estos, o que forme parte integral de las terminales de importación o distribución.

Para el cumplimiento de su objeto, la CRE tiene, entre otras, las atribuciones siguientes:

• Aprobar y expedir los términos y condiciones de las ventas de primera mano del gas, así como las metodologías para la determinación de sus precios, salvo que existan condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia, o que sean establecidos por el Ejecutivo Federal mediante Acuerdo.

• Determinar las zonas geográficas exclusivas de distribución del gas.

• Aprobar y expedir los términos y condiciones a que deberá sujetarse la prestación de los servicios de transporte, almacenamiento y distribución del gas que se realice por medio de ductos.

• Expedir las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por dichos servicios, salvo que existan condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia.


56

• Establecer los términos y condiciones a que deberán sujetarse los sistemas de transporte y almacenamiento que formen parte de sistemas integrados y sus tarifas.

• Otorgar y revocar permisos y autorizaciones para la realización de las actividades reguladas.

• Ordenar las medidas de seguridad e imponer, en el ámbito de su competencia, las sanciones administrativas que, en su caso, correspondan.

2.5. Regulación de las ventas de primera mano de gas natural

De conformidad con su Ley, la CRE cuenta con facultades para regular los términos y condiciones a que deberán sujetarse las ventas de primera mano de gas natural, así como las metodologías para la determinación de sus precios. La venta de primera mano (VPM) se define como la primera enajenación de gas natural que PEMEX, sus organismos subsidiarios o las personas morales que aquéllos controlen, realicen en territorio nacional a un tercero.

A la fecha, la CRE ha expedido diversas disposiciones que conforman el marco regulador básico en materia de VPM, mismo que se compone principalmente por los citados términos y condiciones y por la Directiva sobre la Determinación de los Precios de Gas Natural Objeto de Venta de Primera Mano, DIR–GAS–001-2009. Después de su expedición, la CRE ha orientado sus trabajos a consolidar la aplicación de estos instrumentos regulatorios, así como a su adecuación, en virtud de las condiciones dinámicas de los mercados asociados. A continuación se exponen los trabajos más relevantes en el periodo que abarca de mayo de 2011 a mayo de 2012.

2.5.1. Régimen Permanente de los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural

Los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural (TCGVPM) fueron aprobados por la CRE mediante Resolución RES/158/2000, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 23 de agosto de 2000. Este ordenamiento establece las condiciones contractuales que deberá aplicar PEMEX a sus adquirentes respecto a la compra, enajenación y entrega del gas natural objeto de VPM.

Los esquemas de adquisición y de entrega del gas previstos en los TCGVPM representan un cambio de paradigma en las relaciones contractuales entre PEMEX y sus adquirentes, toda vez que éstos contraerán una mayor corresponsabilidad en las diferentes actividades de la cadena de suministro. El cambio de paradigma puede resumirse en que el nuevo esquema permitirá la adquisición desagregada del gas y de los servicios involucrados en su entrega, principalmente el transporte y la comercialización.

Con la aprobación de dichos términos, la CRE aprobó también su régimen transitorio, estableciendo que éste comenzaría de manera simultánea a la Temporada Abierta para la reserva de capacidad en el Sistema Nacional de Gasoductos, establecida en el permiso G/061/TRA/99.

El Régimen Transitorio continúa vigente en 2012, debido a que en 2001 la Comisión modificó los plazos de dicho régimen, de modo que los clientes de PGPB presenten pedidos para la


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contratación de ventas de primera mano con entregas en el régimen permanente de los Términos y Condiciones Generales, hasta que sean aprobados el Catálogo de Precios y los Lineamientos, elementos que están en trámite de ser completados acorde con las condiciones comerciales y financieras actuales del mercado.

En este contexto, el nuevo régimen de las VPM alcanzará un grado elevado de eficacia en la medida en que exista un esquema real y efectivo de acceso abierto a la red de gasoductos, toda vez que se fomentará la concurrencia de un mayor número de actores a la industria, al mismo tiempo que promoverá la eficiencia de los participantes actuales.

2.5.2. Calidad del Gas Natural

Para garantizar que el gas natural suministrado por PEMEX en la Zona Sur del SNG esté dentro de los parámetros especificados en la NOM-001-SECRE-2003, Especificaciones del gas natural, en lo que respecta al Índice de Wobbe42, al poder calorífico, al contenido de nitrógeno, a la temperatura de rocío de hidrocarburos, al ácido sulfhídrico y a la humedad, la CRE propuso adecuaciones a la regulación de las VPM y a las Normas Oficiales Mexicanas para tomar en cuenta esta situación.

Después de diversos instrumentos transitorios, en marzo de 2010 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural, misma que entró en vigor en mayo de 2010. Dicha norma establece los parámetros de calidad que debe satisfacer el gas natural en los sistemas de transporte, distribución y almacenamiento, a efecto de preservar la seguridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones de los permisionarios y de los usuarios.

Como complemento a la emisión de dicha norma, la CRE ha expedido disposiciones que pretenden internalizar los aspectos de calidad del gas natural en la regulación de dicho energético.

En lo que respecta a los precios de VPM, mediante la Resolución RES/351/2010, expedida el 18 de noviembre de 2010, la CRE estableció un esquema de ajustes y bonificaciones en los precios de VPM en función de lo dispuesto en la NOM-001-SECRE-2010, de tal manera que, cuando los adquirientes recibieran un gas de menor calidad, esto se vería reflejado en el precio. Desde esa fecha y hasta abril de 2012, la CRE ha verificado, en lo aplicable, el cálculo de los ajustes al precio de VPM.

Asimismo, en materia de normatividad técnica, las principales acciones emprendidas por la CRE han sido:

• Solicitó la participación de los interesados en aportar información que sirva de base para determinar los costos de las afectaciones por el uso de gas natural con alto contenido de nitrógeno, variaciones súbitas del Índice Wobbe y en general por el incumplimiento de los requerimientos previstos en la NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural.

42 Índice Wobbe: Es la relación del poder calorífico superior en base volumétrica (HS), respeto a la raíz cuadrada de la densidad relativa.


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• Se constituyó un Grupo Técnico Consultivo que asesora a la CRE en la definición del alcance y términos de referencia de los estudios para determinar los costos de las afectaciones por el uso de gas natural fuera de especificaciones, la interpretación de los resultados de dicho estudio y la metodología para determinar los ajustes y bonificaciones al gas natural.

• Expedición de la Resolución RES/098/2011 mediante la cual se le requiere a PGPB la presentación de los estudios que determinen los costos de las afectaciones generales a permisionarios y usuarios por el uso continuo de gas natural con alto contenido de nitrógeno o causadas por el incumplimiento de la NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural. Al respecto, el Grupo Técnico Consultivo se ha reunido con la CRE y PGPB para revisar el alcance de dicho estudio.

• Expedición de la Resolución RES/066/2011, la cual incluye la lista de puntos de muestreo que indica en dónde y quién es el responsable de determinar la calidad del gas natural, conforme a lo dispuesto en la NOM-001-SECRE-2010.

• Mediante la Resolución RES/392/2011 y el Acuerdo A/017/2012, ambos instrumentos publicados en el DOF, se ha actualizado la lista de puntos de muestreo.

Finalmente, se está dando seguimiento a la instalación de los equipos que los permisionarios tienen obligación de instalar para determinar las especificaciones del gas natural, así como el subsecuente monitoreo de los reportes de calidad que los permisionarios comenzarán a generar, de conformidad a lo establecido en la NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural.

Por su parte PEMEX, ha venido realizando las siguientes acciones para el cumplimiento de la NOM-001-SECRE-2010:

• Adquisición e instalación de analizadores de calidad con el objetivo de monitorear y dar seguimiento a los parámetros de calidad del gas natural.

• Entrega de información de analizadores; se requiere de la adecuación de los sistemas de información para que los datos que se reciban sean utilizados para la facturación, ajustes y bonificaciones. Se deben realizar modificaciones al software de negocios para el cálculo del porcentaje de descuento en el gas natural por calidad.

• Adquisición de software para la administración de la información proporcionada por los analizadores (mediciones diarias); se requiere actualizar el hardware del SCADA43.

• Acondicionamiento de gas en la zona de Veracruz, de manera que PEMEX Exploración y Producción será el encargado de contratar el servicio de acondicionamiento de la temperatura de rocío del gas natural en la Cuenca del Papaloapan.

• Adecuaciones a la planta Criogénica II del centro procesador de gas Ciudad PEMEX, que permite coadyuvar en el control del nitrógeno en el sureste del país, asegurar el

43 Acrónimo de Supervisory Control And Data Acquisition (Control de Supervisión y Adquisición de Datos), es un sistema que permite el control y monitoreo de los sistemas de transporte de gas natural y gas licuado en tiempo real, los 365 días de año, las 24 horas del día.


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suministro por gas natural para bombeo neumático de la región marina, incrementar la recuperación de propano y operar en condiciones de temperatura mínimas permisibles.

• Estudios de afectación a usuarios, que determinen los costos de afectaciones generales a permisionarios y usuarios por el uso continuo de gas natural con alto contenido de nitrógeno o causadas por el incumplimiento de la NOM-001-SECRE-2010. En la citada RES/098/2011 se indica que PGPB debe informar a la CRE, dentro de los primeros diez días hábiles de cada trimestre y a partir del tercer trimestre de 2011, las acciones adoptadas y el estado que guarde la elaboración de los estudios.

• Se concluyó la elaboración de las bases técnicas y de licitación para la contratación de los estudios de afectaciones misma que fue enviada a la CRE, para su revisión y análisis.

• Los equipos de medición y muestreo en los puntos bajo custodia de PGPB se instalaron conforme a lo establecido en el Acuerdo del 24 de noviembre de 2011. Está previsto que en materia de información, la plataforma tecnológica para este fin estará lista para el último trimestre del año corriente.

2.5.3. Modificaciones a la Directiva sobre la Determinación de los Precios de Gas Natural Objeto de Venta de Primera Mano, DIR–GAS–001-2009

La Directiva sobre la Determinación de los Precios de Gas Natural Objeto de Venta de Primera Mano, DIR–GAS–001-2009 (Directiva de precios de VPM), publicada en julio de 2009, establece la metodología para determinar el precio del gas natural objeto de VPM. En la formulación y actualización de dicha metodología, la CRE ha seguido el criterio de regulación por referencias, lo cual ha permitido atender el precepto establecido en el Reglamento de Gas Natural para la determinación de los precios de VPM, que señala que estos precios deben reflejar el costo de oportunidad del hidrocarburo respecto del mercado internacional y del lugar donde se realice la venta.

Al igual que otros instrumentos regulatorios, la Directiva de precios de VPM ha sido objeto de precisiones, revisiones y actualizaciones, con el objeto de adaptarla a las condiciones dinámicas de los mercados relevantes. Algunas de estas modificaciones han sido motivadas por consultas y solicitudes realizadas por los participantes de la industria.

De esta manera, en 2010 y 2011 la CRE realizó, principalmente, las siguientes adecuaciones a la Directiva de Precios de VPM:

• Definición de los índices diarios de referencias internacionales; el mecanismo de sustitución de índices de referencias internacionales; el mecanismo de sustitución de índices cuando estos no se encuentren disponibles en las publicaciones correspondientes y la determinación de precios en puntos de inyección distintos a plantas de proceso.

• Eliminación del mecanismo de mínimos comprendido en su disposición 3.2, toda vez que se concluyó que la eliminación de dicho mecanismo permitiría reflejar en mejor medida el costo de oportunidad del gas objeto de VPM.


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Dado que se ha diagnosticado que los precios de referencia están desvinculados de la evolución puntual de los mercados de referencia, lo que subestima el costo de oportunidad del gas y causa distorsiones en las VPM, en mayo de 2012 PGPB solicitó a la CRE el cambio de referencia del precio del gas natural de Henry Hub al Houston Ship Channel, así como actualizar el valor de la tarifa del Sur de Texas a la frontera (TFi). La propuesta se encuentra en proceso de revisión por parte de la CRE.

Actualización de los valores de los parámetros µd, µm, δd y δm

La disposición 11.3 de la Directiva DIR-GAS-001-2009 señala que los parámetros mu (µ) y delta (δ) de la fórmula del precio del gas objeto de VPM se actualizarán trimestralmente. Dichos parámetros permiten ajustar los precios del mercado de referencia en Henry Hub a las referencias del mercado en el sur de Texas, lo cual coadyuva a que los precios del gas natural determinados por la citada Directiva reflejen el costo de oportunidad y las condiciones de competitividad en el mercado internacional, tal como lo establecen las disposiciones reglamentarias en la materia.

En congruencia con ello, durante 2011 la CRE expidió las Resoluciones RES/014/2011, RES/128/2011, RES/249/2011 y RES/408/2011 con el fin de actualizar dichos parámetros. Asimismo, durante 2012 se expidieron las Resoluciones RES/036/2012, RES/147/2012 y RES/268/2012, esta última, expedida el 27 de julio de 2012, estará vigente hasta el 31 de octubre de 2012.

2.6. Regulación en la industria de gas natural

2.6.1. Modificaciones al Reglamento de Gas Natural

El diagnóstico de los resultados alcanzados a partir de la reforma en el sector del gas natural emprendida en 1995, permitió a los representantes del sector energético nacional, como la SENER, CRE y PGPB, concluir que es necesario redefinir diversos aspectos de la organización industrial del sector, con el fin de promover un desarrollo más dinámico de nueva infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución, en congruencia con el potencial que representa la dinámica de la demanda de gas natural en el país. Asimismo, se detectó la necesidad de modificar algunas reglas para propiciar una mayor participación en condiciones equitativas, de nuevos actores, en segmentos como la comercialización.

Por ello, se emprendió un proyecto de modificación al Reglamento de Gas Natural (RGN), con el objeto de actualizar dicho instrumento normativo, con el fin de consolidar un marco regulatorio claro y transparente que responda a la reciente evolución de la industria a la par que impulse el crecimiento del sector con una visión de largo plazo. Los ejes rectores del proyecto de reformas son: promover mayor competencia y participación de nuevos agentes en el mercado de gas natural; mejorar las condiciones para el desarrollo de infraestructura y precisar las condiciones de integración vertical, y asegurar el acceso abierto a los servicios, bajo principios de transparencia y no discriminación indebida. El proyecto fue sometido a consideración de los principales interlocutores en materia de gas natural, SENER, CRE, PEMEX, permisionarios, la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN), así como cámaras y asociaciones industriales con interés jurídico en el proyecto.


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Después de los procesos de consulta mencionados, durante 2011 se trabajó de forma conjunta en la elaboración y análisis de diversas versiones del proyecto de un nuevo RGN. En particular, se estudiaron las propuestas siguientes:

• La importancia, el papel y el funcionamiento de la figura de Gestor Independiente del Sistema en una red de transporte de gas por medio de ductos.

Esta figura es el tercero responsable de operar los aspectos operativos y comerciales de la red de transporte. Según la experiencia internacional, ésta constituye una forma eficaz y eficiente de garantizar un trato no indebidamente discriminatorio para todos los usuarios de la red.

• La separación entre transporte y distribución de gas por medio de ductos.

Esta es una medida regulatoria que considera la experiencia internacional en este tipo de actividades. Su objetivo es limitar la influencia que tiene el monopolio natural del transporte y evitar que se extienda a otros eslabones de la cadena productiva de forma indebida. En este sentido, PEMEX se retira de la distribución, permitiendo a terceros atender este mercado. PGPB mantiene y opera 28 ramales en 7 zonas geográficas de distribución, con una longitud de 565 kilómetros. El proyecto de enajenación permitirá que se genere un negocio de distribución robusto a partir de la demanda actual de los 99 clientes potenciales, cuya cartera se incluye en la enajenación.

De acuerdo a la Res/137/2010, los ductos que se encuentran localizados en zonas geográficas de distribución, únicamente podrán ser utilizados para fines de distribución de gas natural. PGPB podrá proponer formas diferentes a la enajenación de los ductos y ramales, siempre y cuando se cumplan los supuestos señalados en dicha resolución.

• Las razones y objetivos de prohibir al transportista enajenar gas, salvo casos de índole operativo para salvaguardar las condiciones del sistema.

Esta condición contribuye a limitar el poder monopólico del transporte de gas por medio de ductos.

• La obligación de los permisionarios de publicar condiciones especiales otorgadas a un usuario.

Se ha comprobado que la publicación de información respecto del trato comercial de los permisionarios es una herramienta que permite tanto a los usuarios como al regulador, asegurar que los entes regulados no favorezcan a usuarios particulares. El objetivo no es prohibir la existencia de condiciones especiales, sino extender las mismas a cualquier usuario que las solicite y que se encuentre en condiciones similares al que ya las recibió.

Dicho reglamento está en las últimas fases de ajuste, valorándose los comentarios vertidos por los distintos participantes.

2.6.2. Esquemas de Cobertura de Gas Natural

Considerando que el precio del gas natural en México está vinculado a los precios internacionales del energético, los que experimentan volatilidad derivada de las condiciones de oferta y demanda en


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los mercados respectivos, la Directiva sobre la determinación de tarifas y el traslado de precios para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR—GAS-001-2007 (la Directiva), establece, en su numeral 30, los supuestos bajo los cuales los distribuidores pueden proponer esquemas alternativos para determinar el precio máximo de adquisición (PMA) que permita mitigar la volatilidad de los precios del gas natural en beneficio de los usuarios. Dichos esquemas deberán basarse en las condiciones del mercado que sirva de referencia para establecer el PMA.

De conformidad con la Directiva, la CRE debe evaluar y aprobar las propuestas de los permisionarios, tomando en consideración que el esquema para mitigar la volatilidad de precios del gas cumpla con los siguientes criterios:

I. Sea una alternativa congruente con la forma en que se determinan los precios del gas natural en México;

II. Beneficie a los Usuarios; es decir, que estabilice los precios en niveles acordes con las condiciones del mercado;

III. No discrimine indebidamente entre grupos tarifarios;

IV. Sea equiparable con esquemas de uso común en la industria del gas para disminuir el riesgo de la volatilidad de precios, y

V. Sea verificable con parámetros del mercado de gas natural y que sirva de referencia para establecer el PMA respectivo.

En ese sentido, en 2011, la CRE diseñó un nuevo esquema de coberturas para los usuarios menores de los distribuidores. En particular, en agosto, septiembre y octubre de ese año, se expidieron las Resoluciones RES/306/2011, RES/364/2011 y RES/379/2011, por las que se autorizó a diversos distribuidores de gas natural la modificación del precio máximo de adquisición, con el fin de que incluyeran la instrumentación del citado esquema.

2.6.3. Revisión quinquenal de tarifas de distribución de permisionarios

Con base en la metodología para el cálculo de las tarifas iniciales y para su ajuste, comprendida en las Directivas aplicables, la CRE realiza revisiones quinquenales de las tarifas por los servicios de transporte, distribución y almacenamiento. De conformidad con los principios regulatorios comprendidos en el Reglamento, las tarifas que se establezcan deberán permitir a los permisionarios obtener ingresos suficientes para cubrir los costos adecuados de operación y mantenimiento aplicables al servicio, el pago de los impuestos, la depreciación y una rentabilidad razonable.

En este contexto, en las revisiones quinquenales la CRE lleva a cabo un análisis del plan de negocios de los permisionarios con el objeto de evaluar que la propuesta de requerimiento de ingresos incluya únicamente los activos, costos y gastos debidamente justificados y relacionados con la prestación del servicio. Asimismo, se busca que la depreciación corresponda exclusivamente a los activos involucrados en la prestación del servicio y que el rendimiento sobre la inversión considere un costo promedio ponderado de capital adecuado y razonable que refleje la estructura de capital y financiamiento que enfrenta el permisionario.


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En abril de 2012, la CRE finalizó las revisiones quinquenales correspondientes al tercer período de operaciones de dos permisionarios de distribución de gas natural en las Zona Geográficas de Guadalajara y Sonora.

Cuadro 13 Revisiones quinquenales de permisionarios de distribución

Fuente: CRE.

Los planes de negocios de las empresas mencionadas prevén programas de inversión para el tercer periodo de prestación del servicio, pretendiendo ampliar la cobertura en 35,592 usuarios para los próximos cinco años. Estos programas comprenden la adición de 493.28 km a sus sistemas de distribución, lo que representa una inversión de 562.81 millones de pesos a poder adquisitivo del 31 de diciembre de 2006, como se detalla el Cuadro 14.

Cuadro 14 Adiciones incluidas en las revisiones quinquenales de distribuidores de gas natural,

mayo de 2011 y abril de 2012

Fuente: CRE.

Con ello, se dan por terminadas las revisiones quinquenales correspondientes al tercer periodo de operaciones de todos los permisionarios de distribución de gas natural.

2.6.4. Revisión quinquenal de tarifas de transporte

En el periodo analizado se concluyó la revisión quinquenal de las empresas Gasoducto del Río, S. A. de C. V.; Gasoductos de Chihuahua, S. de R. L. de C. V.; así como del Sistema Naco–Hermosillo de PGPB, titulares de un permiso de transporte de gas natural de acceso abierto, además se continuó con el análisis de tarifas correspondiente a las revisiones quinquenales de otras cinco empresas transportistas.

Durante el mismo periodo, se resolvió el recurso de reconsideración interpuesto por Gasoductos del Bajío, S. de R. L. de C. V., en contra de su revisión quinquenal, por lo que se aprobaron las tarifas definitivas para el siguiente periodo quinquenal de operación y se agregó al Sistema Nacional de Transporte Integrado.

Permisionario Zona GeográficaResolución Ingreso

Requerido Q3Fecha de la Resolución

Tractebel DGJ S.A. de C.V. Guadalajara RES/457/2011 01-dic-11

Gas Natural de Noroeste, S.A. de C.V. Sonora RES/107/2012 29-mar-12

PermisionarioUsuarios nuevos

Kilómetros adicionales

Inversión adicional (Pesos)

Tractebel DGJ S.A. de C.V. 24,393 213.2 165,504,489

Gas Natural de Noroeste, S.A. de C.V. 11,199 280.1 397,307,747


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2.6.5. Revisiones quinquenales de tarifas de almacenamiento

En 2011 concluyó la revisión quinquenal de la Terminal de LNG de Altamira, S. de R.L. de C.V., titular del permiso G/138/ALM/2003 y se aprobó la lista de tarifas máximas para el segundo periodo de prestación de servicios. Con ello, la Terminal podrá continuar prestando sus servicios de manera eficiente, así como asegurar la confiabilidad, estabilidad y seguridad de los mismos.

2.7. Avances en normalización

2.7.1. Normas Oficiales Mexicanas

Una de las facultades con que cuenta la CRE es la expedición de Normas Oficiales Mexicanas relativas a las actividades reguladas en materia de hidrocarburos.

En ese sentido, destaca la revisión a la Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural. De dicha revisión, en la cual participó un grupo de trabajo formado por empresas del sector, dependencias gubernamentales interesadas y asociaciones de profesionales, resultó la actualización técnica de la sección relativa a terminales de gas natural licuado en tierra firme; así como la incorporación de un capítulo para terminales remotas de almacenamiento y regasificación de gas natural licuado. Con ello, se busca brindar certeza a los particulares respecto de las especificaciones técnicas que se deberán cumplir en este tipo de instalaciones.

Adicionalmente, con el propósito de adecuar la normatividad conforme a las innovaciones tecnológicas y a las prácticas internacionalmente reconocidas en la industria, el Programa Nacional de Normalización 2012 contempla la revisión y actualización de las siguientes NOM’s y proyectos de NOM:

• NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural.

• NOM-010-SECRE-2002, Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad para estaciones de servicio.

• NOM-011-SECRE-2000, Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad en instalaciones vehiculares.

• NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural.

• PROY-NOM-003-SECRE-2005, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos.


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En el Cuadro 15 se muestran las Normas Oficiales Mexicanas expedidas por la CRE en materia de gas natural, que se encuentran vigentes a la fecha.

Cuadro 15 Normas Oficiales Mexicanas

Fuente: CRE.

Cabe señalar que el 24 de junio de 2011 se publicó en el DOF el Aviso de Cancelación de las Normas Oficiales Mexicanas NOM-008-SECRE-1999, Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterradas y/o sumergidas, y NOM-009-SECRE-2002, Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas natural y gas L.P., en ductos, publicadas el 27 de enero de 2000 y 8 de febrero de 2002, respectivamente.

2.7.2. Unidades de verificación

En el periodo de mayo de 2011 a abril de 2012, se aprobó una nueva unidad de verificación para la evaluación de la conformidad de la Norma Oficial Mexicana NOM-002-SECRE-2010,

NOM Publicación DOF

Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gasnatural (cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gasnatural y la NOM-EM-002-SECRE-2009, Calidad del gas natural durante elperiodo de emergencia severa).

19 de marzo de 2010

Norma Oficial Mexicana NOM-002-SECRE-2010, Instalaciones deaprovechamiento de gas natural (cancela y sustituye a la NOM-002-SECRE-2003, Instalaciones de aprovechamiento de gas natural).

4 de febrero de 2011

Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gasnatural y gas licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997, Distribución de gas natural).

12 de marzo de 2003

Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural(cancela y sustituye a la NOM-007-SECRE-1999, Transporte de gasnatural).

8 de febrero de 2011

Norma Oficial Mexicana NOM-010-SECRE-2002, Gas natural comprimidopara uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad para estaciones deservicio.

23 de octubre de 2002

Norma Oficial Mexicana NOM-011-SECRE-2000, Gas natural comprimidopara uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad en instalacionesvehiculares.

23 de octubre de 2002

Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridadpara el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales dealmacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos einstalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural.(Sustituye a la NOM-EM-001-SECRE-2002, Requisitos de seguridad para eldiseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas dealmacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos einstalaciones de recepción, conducción, regasificación y entrega de dichocombustible).

8 de noviembre de 2004


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Instalaciones de aprovechamiento de gas natural. Hasta el mes de mayo de 2012, se cuenta con 17 unidades de verificación para realizar la evaluación de la conformidad de las Normas Oficiales Mexicanas en materia de gas natural, destacan dos que ya tienen la aprobación por parte de la CRE para evaluar la Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural. Otra se encuentra en la etapa de aprobación para poder evaluar dicha norma. Finalmente, dentro de las unidades de verificación aprobadas, se tiene a un aspirante en la etapa de evaluación para su aprobación en las Normas Oficiales Mexicanas NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gas natural y la NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural.

Cuadro 16 Unidades de verificación aprobadas por la CRE

Fuente: CRE.

Nombre Objeto a verificar

Desarrollo Tecnología y Planeación, S. A. de C. V. NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007 y NOM-008

Compañía de Inspección Mexicana, S. A. de C. V. NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007, NOM-008 y NOM-010

Lloyd Germánico de México, S. de R. L. de C. V. NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007, NOM-008 y NOM-013

Diseño Especializado en Ingeniería y Sistemas Actualizados, S.A. de C.V.

NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007, NOM-008 y NOM-011

Evaluaciones, Inspecciones y Asesoría, S.A. de C.V. NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007 y NOM-008

Grupo de Ingeniería y Verificación de Gases, S.A. de C.V. NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007 y NOM-008

Buró de Gas, S.A. de C.V. NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007 y NOM-008

BETTA, S.A. de C.V. NOM-001, NOM-002, NOM-006, NOM-007 y NOM-008

Bufete de Ingeniería en Proyectos de Instalaciones, S.A. NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006 y NOM-008

Ingenieros Auditores, S.A. de C.V. NOM-001, NOM-002, NOM-006, NOM-007 y NOM-008

Energía Controlada e Inspecciones de Chihuahua, S.C. NOM-002 y NOM-008

Bureau Veritas Mexicana, S.A. de C.V. NOM-002 y NOM-007

ABS Group Services de México, S.A. de C.V. NOM-001, NOM-002, NOM-006, NOM-007 y NOM-008

Recipientes y Calderas, S.A. de C.V. NOM-002, NOM-007

Unidad de Verificación en Gas Natural, S.A. de C.V. NOM-002

Grannemann Lobeira, S. de R. L. de C. V. NOM-002, NOM-007 y NOM-013

Organización de Inspecciones de México, S. A. de C. V. NOM-002


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3. Capítulo 3. Mercado nacional de gas natural 2000-2011

En este capítulo se presenta el comportamiento del mercado nacional de gas natural durante el periodo 2000 a 2011. Particularmente, se analiza el desarrollo de la infraestructura, tanto aquella del sector público como privado. Asimismo, se describe la evolución de la oferta, el comercio exterior y la demanda, así como los precios nacionales del hidrocarburo.

Dentro de los aspectos más relevantes en 2011, destaca el crecimiento de la demanda de gas natural, principalmente para la generación de electricidad. Buena parte del incremento en la demanda se abasteció con mayores importaciones. Por otro lado, los precios de gas al usuario final disminuyeron, debido a que algunos distribuidores dejaron de adquirir coberturas para aprovechar el entorno favorable de los índices de referencia internacionales.

3.1. Infraestructura de transporte y distribución de gas natural

3.1.1. Sector público

El transporte de gas natural a través del territorio nacional se efectúa por medio de un sistema integrado por gasoductos de diferentes diámetros y longitudes, trampas de diablos, válvulas de seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos, de carreteras y de ferrocarriles. La red de gasoductos del país está constituida por el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB). Asimismo, lo integran gasoductos privados, en algunos casos fronterizos interconectados con el sur de Estados Unidos, otros conectados al SNG o aislados.

PGPB transporta el gas natural a los grandes consumidores, así como a la entrada de las ciudades, mientras que la distribución al interior de éstas, en la mayoría de los casos, está a cargo de empresas privadas44. Al cierre de 2011, PEMEX reportó una red de ductos en operación de aproximadamente 11,296 km para transportar gas natural45.

44 La CRE ha otorgado permisos de distribución en diversas zonas geográficas del país a empresas que cuentan con sus propios gasoductos. 45 Reporte anual que se presenta de acuerdo con las disposiciones de carácter general aplicables a las emisoras de valores y otros participantes del mercado para el año terminado el 31 de diciembre de 2011, PEMEX, p. 74.


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Mapa 6 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2011

* Propiedad de PEP. Fuente: SENER.

Dado que el gas pierde presión al ser transportado y recorrer grandes distancias, es necesario comprimirlo para asegurar un flujo uniforme. Por lo tanto, a lo largo del ducto existen estaciones de compresión, las cuales permiten incrementar la presión para hacer llegar el producto en condiciones operativas óptimas. Al cierre de 2011, PEMEX operó 11 estaciones de compresión, de las cuales 10 son propiedad de PGPB y una de PEMEX Exploración y Producción (PEP), la estación Cd. PEMEX (véase Mapa 6). La capacidad de compresión instalada de PEMEX tuvo una potencia de 328,310 caballos de fuerza (HP) al cierre de 2011.

La compresión por parte de privados tuvo una capacidad de potencia de 179,848 HP y correspondió a ocho estaciones de compresión, algunas ubicadas a lo largo de SNG, otras en el sistema de Naco-Hermosillo y el sistema de Baja California.

Las 19 estaciones de compresión, tanto de PEMEX como de privados, acumularon una capacidad de potencia total de 508,158 HP. En el Cuadro 17 se muestra el detalle de dichas estaciones.

En 2010 entró en operación la estación de compresión Chávez, en Coahuila, que comprime el gas que se transporta a través de un gasoducto de 16 pulgadas desde Chávez hasta Durango, para suministrar principalmente a la planta de generación eléctrica La Trinidad. La estación de compresión Chávez reportó una capacidad instalada de 7,110 HP en 2011.

GdT

KINDER MORGAN

TEJAS GAS

TAMAZUNCHALE

MANZANILLO

MAYAKAN

Ductos privados

Ductos de PGPB

Estación de compresión

NACO

EL SAUZ

GLORIA A DIOS

EL SUECO

CHÁVEZ

SANTA CATARINA

VALTIERRILLA

LOS ALGODONES

ROSARITO

LOS RAMONES

ESTACIÓN 19

EL CARACOL

LOS INDIOS

EMILIANO ZAPATA

CÁRDENASCD. PEMEX*

CEMPOALA

LERDO

CHIMANECA


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Cuadro 17 Estaciones de compresión de gas natural a 2011

(HP)

* Propiedad de PEP. Fuente: PGPB y Sempra.

3.1.2. Sector privado

La iniciativa privada participa en el transporte, distribución, almacenamiento, importación y comercialización de gas natural en territorio nacional. Dicha participación tiene fundamento legal en las reformas a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo de 1995 y en la expedición del Reglamento de Gas Natural. Lo anterior, con el fin de redefinir el ámbito de la industria petrolera y establecer los lineamientos generales del marco regulador de la industria de gas natural, así como brindar certidumbre jurídica a los inversionistas interesados en incursionar en este sector. De este modo, la participación conjunta entre la iniciativa privada y el sector público ha beneficiado a los usuarios, además de permitir inversiones para favorecer el suministro de este combustible.

El crecimiento de la infraestructura de distribución de gas natural ha propiciado que la verificación del cumplimiento de las obligaciones técnicas y económicas de los permisionarios sea una tarea primordial para la CRE. El control y seguimiento de los permisos constituyen actividades continuas y permanentes que propician que el servicio de distribución se preste bajo condiciones económicas, técnicas y de seguridad acordes con la normatividad aplicable.

Distribución

En materia de distribución, desde su creación la CRE ha autorizado 22 permisos, de los cuales 20 permanecen activos. Dichos permisos comprenden una red de distribución que alcanzó una longitud total de 46,312 km hasta abril de 2012. La inversión asociada a dicho sistema asciende a aproximadamente 1,867 millones de dólares (asumiendo el tipo de cambio de diciembre de 2011).

Compresión PGPB Compresión Privada

Región EstaciónPotencia Instalada

(HP) Región Estación

Potencia Instalada (HP)

Noreste Santa Catarina 9,400 Noroeste Rosarito 8,000 Noreste Los Ramones 21,250 Noroeste Los Algodones 30,888 Noreste Estación 19 23,700 Noroeste Naco 14,300 Noreste Chávez 7,110 Noreste Gloria a Dios 14,300 Centro-Occidente Valtierrilla 4,700 Noreste El Sueco 6,160 Sur-Sureste Cempoala 55,000 Noreste El Caracol 46,350 Sur-Sureste Lerdo 55,000 Noreste Los Indios 46,350 Sur-Sureste Chinameca 55,000 Centro-Occidente El Sauz 13,500 Sur-Sureste Cardenas 55,000 179,848Sur-Sureste Cd. Pemex* 7,150 Sur-Sureste Emiliano Zapata 35,000

328,310 508,158

Total compresión Privada

Total compresión PGPB Total compresión


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Con base en la información reportada por los 20 permisionarios de distribución que operan actualmente, en diciembre de 2011 el servicio de distribución atendía a 2,094,314 usuarios, lo que representa un aumento de 3.2% respecto a 2010 (véase Cuadro 18).

Cuadro 18 Número de usuarios por permisionario de distribución, 2009-2011

p/ Preliminar. Fuente: CRE.

De acuerdo con la información preliminar disponible a abril de 2012, la energía conducida en la red de distribución fue de 343.4 millones de Gigajoules en 2011. La inversión correspondiente a las líneas de gasoductos, inmuebles y equipo ascendió a 25,677 millones de pesos (equivalentes a 1,867 millones de dólares de diciembre de 2011). De igual forma, los distribuidores incrementaron la longitud de la red en 920 km, con lo que se alcanzó una longitud total de 46,312 km. Esto representó un aumento de 2.0% respecto al cierre del año anterior.

Al concluir 2011, los compromisos quinquenales de los permisionarios de distribución de gas natural en materia de inversiones incluían un monto de 312.4 millones de dólares (véase Cuadro 19). En dichos compromisos se tiene convenido alcanzar una cobertura de 2,383,046 usuarios y suministrar un volumen de 846.7 MMpcd. Con ello, la red de distribución alcanzará una longitud de 48,151 km.

Permisionario 2009 2010 2011p/

Compañía Nacional de Gas, S.A. de C.V. 14,288 13,453 13,070

Consorcio Mexi-Gas, S.A. de C.V. 168,648 167,886 169,432

Gas Natural de Juárez, S.A. de C.V. 213,899 216,058 222,144

Natgasmex, S.A. de C.V. 71,358 73,647 76,251

Tamauligas, S.A. de C.V. 21,991 21,325 20,363

Ecogas México (antes DGN Chihuahua, S. de R.L. de C.V.) 56,725 54,146 54,600

Tractebel DGJ, S.A. de C.V. 26,022 27,344 28,026

Ecogas México (antes DGN de La Laguna-Durango, S. de R.L. de C.V.) 23,952 23,748 24,334

Ecogas México (antes Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, S. de R.L. de C.V.) 10,582 10,612 10,869

Tractebel GNP, S.A. de C.V. 42,026 42,833 40,444

Tractebel Digaqro, S.A. de C.V. 57,418 57,676 58,800

Gas Natural México, S.A. de C.V.- Toluca 19,898 22,411 25,041

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Nuevo Laredo 31,193 31,738 32,092

Gas Natural México, S.A. de C.V. – Saltillo 71,127 73,185 75,254

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Monterrey 673,556 691,934 715,343

Gas Natural México, S.A. de C.V. – Bajio 69,812 70,435 74,797

Comercializadora Metrogas, S.A. de C.V. 302,680 321,164 339,247

Compañía Mexicana de Gas, S.A. de C.V. 87,436 96,294 101,322

Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. 13,534 13,534 12,827

Distribuidora de Gas Natural México 20 20 58

TOTAL 1,976,165 2,029,443 2,094,314


71

Cuadro 19 Compromisos quinquenales de los permisionarios de distribución, al cierre de 2011

1 Miles de dólares de diciembre de 2011. Q2/ Empresas que se encuentran en el segundo quinquenio de operación autorizada. Q3/ Empresas que se encuentran en el tercer quinquenio de operación autorizada. Fuente: CRE.

En 2011, el Gobierno del Estado de Jalisco, así como el permisionario Gas Natural de Juárez, S.A. de C.V., manifestaron el interés de desarrollar un sistema de distribución en los municipios de Armería, Colima, Manzanillo, Tecomán y Villa de Álvarez, en Colima y Zapotlán el Grande, Sayula y Tuxpan, en Jalisco. Como resultado de lo anterior, el 16 de junio de 2011, mediante la Resolución

Localización Longitud (km) al

cierre de su quinquenio

Volumen promedio MMpcd

Cobertura de usuarios al cierre del

quinquenio

Inversión (miles

de dólares)1

Total nacional 48,151 847 2,383,046 312,397

Total Región Noreste 29,108 405 1,342,352 117,789

1 Cía. Nacional de Gas Q3/ Piedras Negras 695 5 12,656 774

2Ecogas México(antes DGN de Chihuahua) Q3/

Chihuahua 1,933 28 72,047 18,951

3Gas Natural de México(Saltillo) Q3/

Saltillo-Ramos Arispe-Arteaga

2,833 26 89,510 12,482

4 Cía. Mexicana de Gas Q3/ Monterrey 2,550 42 114,843 5,066

5Gas Natural de MéxicoNvo. Laredo) Q3/

Nuevo Laredo, Tamaulipas 1,068 4 35,381 7,260

6 Gas Natural de Juárez Q3/ Ciudad Juárez 4,362 31 228,584 33,4197 Tractebel GNP Q3/ Río Pánuco 917 24 44,583 1,1038 Tamauligas Q3/ Norte de Tamaulipas 976 9 23,336 7,489

9Gas Natural México(Monterrey) Q3/

Monterrey 12,812 226 696,800 28,587

10Ecogas México(DGN La Laguna Durango) Q3/

Torreón-Gómez Palacio-Ciudad Lerdo-Durango

963 9 24,612 2,657

Total Región Centro 12,740 279 790,355 123,855

11Gas Natural México(Toluca) Q3/

Toluca 812 27 26,941 3,592

12 Comercializadora Metrogas Q3/ Distrito Federal 4,359 64 380,393 39,75413 Consorcio Mexi-Gas Q3/ Valle Cuautitlán-Texcoco 4,758 132 260,793 51,352

14Distribuidora de Gas Natural México Q2/

Valle Cuautitlán-Texcoco 421 11 28,921 24,049

15 NATGASMEX Q3/ Puebla-Tlaxcala 2,390 46 93,307 5,108Total Región Centro - Occidente

5,408 149 220,100 69,266

16 Tractebel Digaqro Q3/ Querétaro 1,766 58 73,119 39,178

17Gas Natural México(Bajío) Q3/

Zona Bajío Norte, Silao-León-Irapuato

2,266 44 92,590 15,154

18 Tractebel DGJ Q2/ Guadalajara 1,376 47 54,391 14,934Total Región Noroeste 894 13 30,239 1,487

19Ecogas México(DGN de Mexicali) Q3/

Mexicali 502 12 13,055 1,487

20 Gas Natural del Noroeste Q2/ Hermosillo 392 2 17,184 0

Permisionario


72

RES/200/2011, se determinó la Zona Geográfica de Occidente, que abarca los municipios antes señalados.

De igual forma, en febrero de 2012, Gas Natural de Juárez, S. A. de C. V. presentó a la CRE la manifestación de interés para que se desarrolle un sistema de distribución de gas natural en los municipios de Morelia, Lázaro Cárdenas, Pátzcuaro y Uruapan, en Michoacán, iniciándose la evaluación correspondiente.

En el primer trimestre de 2012, la CRE inició los trabajos correspondientes al proceso de licitación pública internacional, LIC-GAS-018-2012, que tendrá por objeto el otorgamiento de un primer permiso de distribución de gas natural para la Zona Geográfica de Morelos. Según el DOF, el fallo de la licitación será el 14 de noviembre de 2012 y un mes después se otorgará el permiso46.

Transporte

El transporte de gas natural por ductos es la actividad de recibir, conducir y entregar gas. Esta actividad debe realizarse al amparo de un permiso otorgado por la CRE. En conformidad con el marco regulador, dicha actividad puede realizarse bajo tres modalidades:

• Transporte para usos propios (TUP). El permiso implica recibir, conducir y entregar gas por medio de ductos que tengan por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades del solicitante. Los permisos de transporte para usos propios serán otorgados para una capacidad y trayecto determinados y sus titulares sólo podrán ser usuarios finales.

• Transporte para usos propios en sociedades de autoabastecimiento (SAB). Este permiso se otorga en los mismos términos que el permiso para usos propios, pero el usuario final será una sociedad de autoabastecimiento. Sólo los usuarios finales que consuman gas para usos industriales, comerciales y de servicios podrán constituir o formar parte de sociedades de autoabastecimiento, y únicamente podrán entregar gas a los socios que las integren.

• Transporte de acceso abierto (TRA). Consiste en recibir, conducir y entregar gas natural por medio de gasoductos mediante la prestación de servicios en base firme e interrumpible, cuando esta última modalidad de servicio sea factible y esté disponible para los usuarios, de acuerdo con las condiciones generales para la prestación del servicio.

A mayo de 2012, la CRE ha otorgado un total de 235 permisos de transporte de gas natural, de los cuales 151 corresponden a TUP, 29 a TRA y 55 a SAB. Del total, 45 permisos han sido terminados de manera anticipada y otros 34 están en construcción o sin operar.

Al cierre de 2011, había 22 permisos de TRA de gas natural vigentes. De éstos, 17 permisos se encontraban en estatus de en operación, dos estaban en el de en construcción y tres en por iniciar obras. Asimismo, siete se declararon terminados anticipadamente (véase Cuadro 20).

46 Publicado el 19 de julio de 2012.


73

Respecto a los permisos vigentes en 2011, PGPB administra dos: el SNG y el sistema Naco-Hermosillo. Los 20 permisos restantes pertenecen a transportistas particulares. Los permisos de acceso abierto acumulan una longitud 12,295.9 km, con programas de inversiones por 2,531.1 millones de dólares. Ambas cantidades están comprometidas al quinto año del otorgamiento de las concesiones.

Cuadro 20 Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a diciembre de 2011

* Cifra comprometida al quinto año del otorgamiento del permiso. n.d. no disponible. Fuente: CRE.

Permisionario Localización Longitud*

(km)

Volumen Promedio

Mm3d

Volumen promedio

MMpcd

Inversión* (millones de

dólares)Estatus

1 Gasoductos de ChihuahuaSan Agustín Valdivia -

Samalayuca 38.0 7,702.0 272.0 18.2 Operando

2 Igasamex San José IturbideHuimilpan - San José

Iturbide2.5 360.0 12.7 0.4 Operando

3 Energía Mayakan Ciudad Pemex - Valladolid 710.0 8,073.0 285.1 276.9 Operando

4 FINSA Energéticos Matamoros, Tamps. 8.0 223.6 7.9 0.2 Operando

5 Gasoductos del Bajío Valtierrilla - Aguascalientes 203.0 2,550.0 90.1 56.5 Operando

6Transportadora de GN de Baja California

San Diego - Rosarito 36.0 8,038.0 283.9 28.2 Operando

7 Pemex Gas y Petroquímica Básica Naco - Hermosillo, Son. 339.0 3,113.0 109.9 22.1 Operando

8 Pemex Gas y Petroquímica BásicaSistema Nacional de

Gasoductos8,704.0 144,614.0 5,107.0 436.5 Operando

9 Kinder Morgan Cd. Mier - Monterrey 137.2 10,600.0 374.3 82.0 Operando

10 Ductos de NogalesFrontera México - EUA -

Nogales14.9 437.3 15.4 4.1 En construcción

11 Gasoducto RosaritoLos Algodones - Tijuana,

B.C.217.0 15,121.0 534.0 124.6 Operando

12 Tejas de Gas de Toluca Palmillas - Toluca 123.2 2,720.0 96.1 31.0 Operando

13 Transportadora de Gas Zapata Puebla - Cuernavaca 164.2 4,690.4 165.6 75.9 En construcción

14 Gasoducto Agua PrietaFrontera México - EUA -

Naco12.5 5,663.0 200.0 6.6 Operando

15 Gasoductos de Tamaulipas Reynosa - San Fernando 114.2 28,317.0 1,000.0 238.7 Operando

16 Gasoductos del Río Valle Hermoso, Tamps. 57.9 11,600.0 409.7 39.3 Operando

17 Conceptos Energéticos Mexicanos Tijuana, B.C. 1.6 266.0 9.4 0.8 Operando

18Transportadora de Gas Natural de la Huasteca

Terminal de GNL Altamira, Tamps.-Tamazunchale,

S.L.P.127.0 9,887.0 349.2 167.9 Operando

19 Tejas Gas de la PenínsulaValladolid - Nizuc y Punta Venado-Valladolid-Nizuc,

Quintana Roo234.5 5,200.0 183.6 139.5 Por iniciar obras

20Tarahumara Pipeline, S. de R. L. de C. V.

Cd. Juárez-Chihuahua 375.3 27,220.0 961.3 368.8 Por iniciar obras

21Energía Occidente de México, S. de R. L. de C. V.

Manzanillo, Guadalajara 300.0 14,158.4 500.0 413.0 Operando

22Fermaca Pipeline Anáhuac, S. de R. L. de C. V.

Tamazunchale - San Luis de la Paz

376.0 11,330.0 400.0 n.d. Por iniciar obras

Total nacional 12,295.9 321,883.6 11,367.1 2,531.1


74

El 27 de julio de 2012, la CRE otorgó el permiso47 de transporte de gas natural a Gasoducto de Morelos, S.A.P.I. de C.V., propiedad de Elecnor y Elecnor de México. Al amparo de este permiso, se desarrollará un ducto de transporte para suministrar gas natural a las plantas de generación de la CFE ubicadas en el estado de Morelos. El permiso contempla que el sistema, en su primera parte, irá desde el punto de interconexión sobre el ducto de 30” de diámetro propiedad de PGPB, en el trayecto “Esperanza-Venta de Carpio”, localizado en el municipio de Huejotzingo, hasta la central de ciclo combinado Centro I. La longitud total aproximada de esta etapa es de 113.065 km y contará con una capacidad de transporte máxima de 4.42 MMm3estándar/día (156 MMpcd).

En una segunda parte, el ducto se ampliará para conectarse con el punto de interconexión sobre el ducto de 48” de diámetro, propiedad de PGPB, en el trayecto “Cempoala-Santa Ana”, en el municipio de Tlaxco. La longitud total aproximada de esta ampliación es de 47.275 km y permitirá que el sistema alcance una capacidad de transporte máxima de 9.54 MMm3estándar/día (337 MMpcd).

La longitud total del ducto, aprobada en el permiso de transporte, será de 160.340 km y la tubería a emplear será de acero al carbono, según API 5L Grado X-70. El diámetro del ducto será de 30” y la máxima presión de operación permisible será de 7,560 kPa (1,096.5 psig).

Adicionalmente, la CFE ha concluido las licitaciones para el desarrollo de los proyectos denominados “Chihuahua” y “Tamazunchale II”, de los cuales resultaron ganadoras las empresas Fermaca y Transcanada. En ambos casos, estas empresas cuentan con permisos otorgados por la CRE. Sin embargo, es necesario modificarlos para que reflejen las características reales de cada proyecto.

En cuanto al primero, el 29 de marzo de 2012 la CRE emitió la Resolución RES/108/2012, a través de la cual modificó el permiso otorgado a la empresa Gasoducto Tarahumara, S. de R. L. de C. V. El sistema de transporte tendrá una capacidad de 24.06 MMm3/día (850 MMpcd) desde su interconexión con el gasoducto de 36” de diámetro, propiedad de la empresa El Paso Natural Gas en San Isidro48, Chihuahua, hasta la central de generación eléctrica Norte II de la CFE, ubicada en El Encino, al Sur de Chihuahua.

Por lo que se refiere al permiso otorgado a la empresa Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, S. de R. L. de C. V., propiedad de Transcanada, al mes de mayo de 2012, la CRE no había recibido la solicitud de modificación de su permiso.

Almacenamiento

Respecto al almacenamiento en terminales de gas natural licuado (GNL), actualmente existen tres permisos con una inversión estimada en 3,037 millones de dólares y una capacidad de almacenamiento de 1.2449 millones de metros cúbicos (MMm3). Adicionalmente, es importante mencionar que se ha otorgado un permiso para almacenamiento subterráneo, con una inversión comprometida de 200 millones de dólares.

47 El permiso autorizado es G/292/TRA/2012. 48 Punto en territorio mexicano cercano a Ciudad Juárez y a la frontera con los Estados Unidos de América. 49 Volumen equivalente a 43.79 MMpc.


75

En abril de 2012, la terminal de GNL de Altamira cumplió cinco años y medio de operación ininterrumpida en el Golfo de México. En este lapso recibió la descarga de más de 250 buques transportadores de GNL. Esta terminal tiene una capacidad de regasificación nominal de 14.1650 millones de metros cúbicos diarios (MMm3d) y una capacidad máxima de 21.52 MMm3d (760 MMpcd). Con ello, se contribuye a garantizar el abasto de gas natural para las centrales de ciclo combinado de Altamira V, Tuxpan V y Tamazunchale I.

Cuadro 21 Permisos de almacenamiento de GNL a 2011

Fuente: CRE.

La terminal de GNL Costa Azul localizada en Baja California tiene una capacidad nominal de 28.32 MMm3d (1,000 MMpcd) y una capacidad pico de 36.81 MMm3d (1,300 MMpcd). Con ello, se busca asegurar el abasto de gas natural de las centrales de ciclo combinado ubicadas en Rosarito y en Mexicali. Adicionalmente, el permisionario está realizando una temporada abierta para negociar contratos de servicio de almacenamiento con usuarios potenciales, que le permitan la ampliación de su terminal al doble de su capacidad actual.

La terminal KMS de GNL, ubicada en Manzanillo, Colima, cuenta con una capacidad de regasificación de 14.16 MMm3d. La terminal fue inaugurada en marzo de 2012 y abastecerá a la central Manzanillo I, así como a las futuras centrales Guadalajara I y II (a través del gasoducto Manzanillo – Guadalajara). También llevará gas a las centrales en operación de El Sauz, Salamanca y Bajío (mediante su interconexión al SNG).

El permiso de almacenamiento subterráneo de gas natural otorgado a la empresa Almacenamiento Subterráneo del Istmo, S. A. de C. V., para el desarrollo, construcción y operación

50 Volumen equivalente a 500 MMpcd.

En construcción En proyecto

Nombre de la empresaTerminal de GNL

de AltamiraEnergía Costa Azul

Terminal KMS de GNL

Energía Costa Azul, Ampliación

Localización Altamira, TamaulipasEnsenada, Baja

CaliforniaManzanillo, Colima

Ensenada, Baja California

Capacidad de regasificación(MMMpcd)

0.50 - 0.76 1.00 - 1.30 0.5 1.0 - 1.3

Capacidad de almacenamiento de la

terminal (m3)

300,000 320,000 300,000 320,000

Ampliación de capacidad de almacenamiento

300,000

Inversión (millones de dólares)

$378.61 $875.00 $783.00 $1,000.00

Entrada en operación 30/09/2006 14/05/2008 en 2012 Indefinida

En operación


76

de un almacenamiento de gas natural en Tuzandépetl, Veracruz, continúa en un proceso de evaluación de ingeniería especializada para determinar la aptitud de las cavernas en la cuales se almacenaría el gas natural. El proyecto tiene una inversión aprobada de 200 millones de dólares y permitirá la modernización del SNG, así como la posibilidad de ofrecer servicios adicionales a los usuarios de dicho sistema para adaptarse a la demanda creciente de gas natural.

3.2. Reservas de gas natural por región51

Las reservas remanentes52 totales de gas natural, conocidas también como 3P, ascendieron a 61,641 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) al 1o de enero de 2012, 0.6% mayores a las del año previo. De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, la región Norte concentró 55.1% del total, la Marina Suroeste 23.7%, la Sur 14.0% y la Marina Noreste 7.2%. Asimismo, la región Marina Suroeste fue la de mayor crecimiento, con aumentos en las reservas 3P tanto de gas asociado53como no asociado.

Cuadro 22 Reservas remanentes totales de gas natural, 2001-2012*


* Cifras al 1° de enero de cada año. Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, PEP y Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012.

51 Corresponde a la regionalización de activos de PEMEX Exploración y Producción. 52 Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una fecha específica. 53 Gas natural asociado con el aceite en el yacimiento.

2001 Asociado 60,010.5 8,161.3 4,663.7 36,319.6 10,865.9No asociado 16,424.4 0.0 1,935.7 7,663.7 6,825.0












Norte Sur

RegiónAño Tipo de gas Total

Marina Noreste Marina Suroeste


77

Las reservas 3P de gas asociado totalizaron 43,710.4 MMMpc al 1o de enero de 2012 y aportaron 70.9% del total. El 29.1% restante correspondió a reservas de gas no asociado. Es importante mencionar que la mayoría de los yacimientos en el país son de aceite, razón por la cual la mayoría de las reservas corresponden a gas asociado.

La región Marina Suroeste concentró 61.5% de las reservas 3P de gas no asociado, mismas que se ubicaron en yacimientos de gas y condensados, principalmente. La región Norte aportó 27.5%, la mayoría localizadas en yacimientos de gas húmedo. La región Sur aportó 10.7% del total, ubicándose principalmente en yacimientos de gas y condensado. El restante 0.3% se localizó en la región Marina Noreste en yacimientos de gas seco. Cabe señalar que, de las reservas remanentes de gas natural, el gas entregado a las plantas procesadoras ascendió a 55,637.1 MMMpc, en tanto que las de gas seco alcanzaron 46,308.5 MMMpc.

Gráfica 15 Reservas remanentes totales de gas natural por categoría al 1° de enero de 2012


Fuente: Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012 de PEMEX.

Es importante mencionar que las reservas probadas (1P) se estimaron de acuerdo con los lineamientos de reservas emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos54. Para las reservas probables y posibles se emplearon los criterios de la Society of Petroleum Engineers (SPE) y los del World Petroleum Council (WPC), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Estas organizaciones recomiendan las mejores prácticas de trabajo para tener un modelo sustentable de reservas, basadas en criterios de evaluación técnica y utilizando la información sísmica, petrofísica, geológica, de ingeniería de yacimientos, producción e información económica. La integración de las reservas

54 Este criterio se ha utilizado por PEP desde 2003.

17,224.4

17,612.5 34,836.8

26,804.0 61,641

Probadas Probables 2P Posibles 3P


78

remanentes totales por categoría muestra que 27.9% son probadas55, 28.6% probables56 y 43.5% posibles57.

Al 1o de enero de 2012, las reservas probadas de gas natural del país alcanzaron 17,224.4 MMMpc. Este volumen fue 0.5% menor que el del año anterior. Las reservas probadas de gas a entregar en plantas se ubicaron en 15,617.2 MMMpc. Por su parte, las reservas probadas de gas seco ascendieron a 12,733.5 MMMpc. De dicho monto, la región Sur concentró 36.6% y la región Norte 26.4%.

Cuadro 23 Reservas probadas de gas seco por región, 2001-2012*


* Cifras al 1o de enero de cada año. Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, PEP y Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012.

En términos exploratorios, durante 2011 los descubrimientos permitieron adicionar reservas 3P de hidrocarburos por 1,461.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), cifra 1.6% superior al volumen de reservas incorporadas en 2010. Las cuencas del Sureste, a pesar de considerarse cuencas maduras, siguen demostrando su gran potencial petrolero. En dichas cuencas se realizaron hallazgos por 1,393.6 MMbpce de hidrocarburos, que significó 95.4% del total descubierto.

En la porción marina de las cuencas del Sureste, se adicionó 86.9% de las reservas de hidrocarburos 3P incorporadas. Los principales incrementos en la región Marina Suroeste se dieron en los pozos Kinbe-1 y Piklis-1. En la región Marina Noreste, destacaron los pozos Kayab-1 y Sihil-5. En la porción terrestre, con una adición de reservas 3P de 8.5% respecto al total nacional incorporado, los hallazgos más relevantes se dieron mediante la terminación de los pozos Pareto-1 y Tokal-1. El restante 4.6% de la incorporación exploratoria de hidrocarburos se ubicó en la región Norte, donde las principales adiciones correspondieron a los pozos Gasífero-1 y Emergente-1.

Durante 2011, la inversión de PEP destinada a la incorporación de aceite y gas natural permitió la perforación y terminación de 33 pozos exploratorios y delimitadores. Del total de pozos exploratorios perforados, 15 adicionaron reservas de aceite y gas natural. Asimismo, se tomaron 3,388 kilómetros de sísmica 2D y 44,288 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.

55 Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas, que se estima que serán comercialmente recuperables, provenientes de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. 56 Reservas no probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que son más tendientes a ser comercialmente recuperables que no serlo. 57 Volumen de hidrocarburos en donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que son menos probables de ser comercialmente recuperables que las reservas probables.

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

Total 29,505 28,151 14,985 14,851 14,808 14,557 13,856 13,162 12,702 11,966 12,494 12,734

Sur 8,655 8,335 7,571 7,181 6,464 6,245 5,453 5,199 4,782 4,582 4,345 4,654

Norte 16,311 15,586 3,231 3,565 4,181 4,412 4,332 4,006 3,693 3,357 3,518 3,360

Marina Noreste 3,063 2,885 2,737 2,750 2,658 2,460 2,198 1,891 1,840 1,602 1,787 1,792

Marina Suroeste 1,476 1,345 1,446 1,355 1,505 1,440 1,873 2,066 2,386 2,426 2,844 2,927


79

Los yacimientos de aceite descubiertos en 2011 incorporaron reservas por 1,141 MMbpce en la categoría 3P, que representaron 78% del total. Respecto a los yacimientos de gas y condensados, gas seco y gas húmedo, se incorporaron un total de 320 MMbpce de reservas 3P, valor que representó 22% del volumen total descubierto.

En términos volumétricos, las adiciones a las reservas 3P fueron equivalentes a 2,134.2 MMMpc. Los descubrimientos58 de gas natural a la reserva 1P llegaron a 165.4 MMMpc, mientras que en la 2P fueron de 443.6 MMMpc. Las incorporaciones más importantes para el gas natural en la reserva 1P se ubicaron con la perforación de los pozos Pareto-1 (45.9 MMMpc), Gasífero-1 (26.7 MMMpc), Chancarro-1 (26.1 MMMpc) y Kinbe-1 (19.2 MMMpc).

Cuadro 24 Composición de los descubrimientos de gas natural por cuenca y región en 2011


Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2011, PEP y Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012.

3.3. Oferta de gas natural, 2000-2011

3.3.1. Extracción de gas natural

Del mismo modo que en la exploración, los resultados en el ámbito de producción se presentan conforme a la cadena de valor de PEP: 1) desarrollo de campos y 2) explotación de yacimientos. En el primer caso, durante 2011 se terminaron 1,001 pozos de desarrollo, 20.8% menos (263 pozos) que el año anterior. Por regiones, destacó la actividad en la región Norte, con 843 pozos, 24.2% menos que en 2010. De dichos pozos, 513 se ubicaron en el activo Aceite Terciario del Golfo, 173 pozos en Burgos, 133 en Poza Rica-Altamira y 24 en Veracruz.

58 Los descubrimientos son la incorporación de reservas atribuibles a la perforación de pozos exploratorios que resultan productores en nuevos yacimientos de hidrocarburos

Cuenca Región 1P 2P 3P

Total 165.4 443.6 2,134.2

Burgos 18.9 31.3 47.7

Norte 18.9 31.3 47.7

Sabinas 5.2 30.4 111.8

Norte 5.2 30.4 111.8

Sureste 88.4 260.0 1,834.7

Marina Noreste 10.6 20.0 62.4

Marina Suroeste 31.8 126.2 1,596.5

Sur 46.1 113.9 175.9

Veracruz 52.8 121.8 139.9

Norte 52.8 121.8 139.9


80

En lo que respecta a la producción total de gas natural, en 2011 ésta totalizó 6,594 MMpcd, 6.1% menos que en 2010. Esta cifra incluye 681 MMpcd de nitrógeno asociado al gas natural, que constituye un compuesto no deseado. A partir de 2007, se aplicó un proceso de recuperación secundaria en el activo integral Cantarell, lo que ocasionó que la producción tuviera un alto contenido de nitrógeno mezclado con gas hidrocarburo. De acuerdo con lo anterior, la producción de gas natural hidrocarburo (sin nitrógeno) fue de 5,913 MMpcd en 2011, 6.7% menos que en 2010.

Mapa 7 Extracción de gas natural por región, 2011


Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. Fuente: SENER con base en PEMEX.

En 2011, las regiones Norte y Sur fueron las principales abastecedoras de gas natural, con una producción conjunta de 3,884 MMpcd (sin considerar nitrógeno). Dicha cantidad representó 65.7% de la producción nacional de este hidrocarburo. Le siguió en importancia la región Marina Suroeste, con una producción de 1,208 MMpcd y la Marina Noreste, con 821 MMpcd. La región Marina Suroeste fue la única que presentó crecimiento en la extracción de gas natural en 2011, con un aumento de 36.6 MMpcd. Entre 2010 y 2011, la región Marina Noreste disminuyó la extracción de gas hidrocarburo en 18.4%, la Norte en 8.5% y la Sur 3.8%.

En lo que respecta a la producción de gas asociado sin nitrógeno, en 2011 ésta fue de 3,709 MMpcd, mientras que la de gas no asociado fue de 2,205 MMpcd. En ambos casos se presentaron reducciones de 3.4% y 11.0%, respectivamente. Dicho comportamiento resultó principalmente por la reducción de 177 MMpcd en la producción de gas asociado del activo Cantarell y de 134 MMpcd en la producción de gas no asociado en el activo de Burgos.

Región Norte2,288

Región Marina

Suroeste1,208

Región Marina Noreste1,406

Región Sur1,692

Total6,594


81

Cuadro 25 Extracción de gas natural por región, 2000-2011


Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. Fuente: PEMEX Exploración y Producción.

El proyecto Burgos, productor de gas no asociado, es el más importante de México y se encuentra ubicado en el Noreste de México. Éste inició en 1997 como un proyecto de desarrollo de campos, con el fin de contribuir a satisfacer la creciente demanda nacional de gas natural. Cabe destacar que la explotación de las distintas áreas (bloques) del activo, se ha dado bajo la modalidad de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF)59. Los campos de este proyecto produjeron 20.4% de la producción total de gas natural en 2011; es decir, 1,344 MMpcd.

Entre 1997 y 2011, un total de 4,047 pozos de desarrollo se terminaron en el activo Burgos, de los cuales 2,813 se encontraban operando. Los campos más importantes, de acuerdo a la producción de 2011, fueron Arcabuz-Culebra, Cuitláhuac, Cuervito, Arcos, Santa Anita, Nejo y Palmito, que en conjunto aportaron 39.2% de la producción total del proyecto60.

Al cierre de 2011 había ocho COPF vigentes61 para ejecutar obras y servicios necesarios para la producción de gas natural en distintos lugares de la cuenca de Burgos, para los bloques de Reynosa-Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo, Pirineo, Olmos, Monclova y Nejo.

Por otra parte, el aprovechamiento de gas natural a nivel nacional alcanzó 96.2% en 2011, 2.2 puntos porcentuales por arriba de 2010 (véase Gráfica 17). Esto fue resultado del envío de 249.2 MMpcd62 de gas natural con nitrógeno a la atmósfera. El volumen del gas natural no aprovechado está relacionado con la producción de gas con alto contenido de nitrógeno de la región Marina Noreste, así como a problemas operativos y al mantenimiento de los equipos de compresión en plataformas.

59 El objetivo de los COPF es disponer de un esquema contractual para la ejecución eficiente de obras públicas, que incrementen las capacidades financieras y de ejecución de Petróleos Mexicanos, relativas a la producción de hidrocarburos. Los COPF son contratos de obra pública sobre la base de precios unitarios que integran diversos servicios en un sólo contrato, en los que PEP mantiene la propiedad de los hidrocarburos extraídos y de las obras realizadas. 60 Reporte anual que se presenta de acuerdo con las disposiciones de carácter general aplicables a las emisoras de valores y otros participantes del mercado para el año terminado el 31 de diciembre de 2011, PEMEX, p. 63. 61 Ídem, PEMEX, p. 67. 62 Se excluyen 100.8 MMpcd de nitrógeno y 10 MMpcd de bióxido de carbono.

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

Extracción total 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 7,020 6,594 3.2

Marina Noreste 737 794 831 940 947 928 920 1,157 1,901 1,782 1,584 1,406 6.0

Marina Suroeste 820 736 621 581 603 655 856 993 1,023 1,112 1,172 1,208 3.6

Sur 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 1,353 1,451 1,600 1,765 1,692 -0.8

Norte 1,266 1,238 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 2,556 2,544 2,537 2,500 2,288 5.5

Extracción total 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 5,915 6,289 6,535 6,337 5,913 2.2

Marina Noreste 737 794 831 940 947 928 920 1,014 1,272 1,286 1,007 821 1.0

Marina Suroeste 820 736 621 581 603 655 856 993 1,023 1,112 1,172 1,208 3.6

Sur 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 1,353 1,451 1,600 1,659 1,596 -1.4

Norte 1,266 1,238 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 2,556 2,544 2,537 2,500 2,288 5.5

Producción de gas con nitrógeno

Producción de gas hidrocarburo sin nitrógeno


82

Gráfica 16

Producción de gas natural por tipo y porcentaje de gas enviado a la atmósfera

1, 2000-2011

1 Incluye la quema y el gas natural venteado a la atmósfera en campos con el contenido de nitrógeno.

Fuente: SENER con información de Memoria de labores e Informe estadístico de labores, PEMEX.

Gráfica 17

Gas enviado a la atmósfera y aprovechamiento del gas, 2010-2011

1 Considera únicamente gas hidrocarburo enviado a la atmósfera.

Fuente: Base de Datos Institucional, PEMEX.

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

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

Po

r ci

ento

de

la p

rod

ucc

ión

MM

pcd

Gas asociado Gas no asociado Gas a la atmosfera Gas hidrocarburo a la atm.

4,679 4,511 4,423 4,498 4,5734,818

5,356

6,058

6,919 7,031 7,0206,594

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

Producción de gas hidrocarburo sin nitrógenoGas natural con nitrógeno

6,289

6,535

6,337

5,915

5,913

420.8

171.6

249.2

179.3

78.5

100.8

600.1

349.9

2010 2011

Gas enviado a la atmósfera(millones de pies cubicos diarios)

Nitrógeno

Gas

94.0 96.22.2

2010 2011

Aprovechamiento del gas1

(por ciento)


83

Cuadro 26 Producción1 y distribución de gas natural en PEP, 2000-2011


1 Incluye el nitrógeno de la región Marina Noreste. * Incluye gas para bombeo neumático. Nota. Las sumas pueden no coincidir debido a redondeos Fuente: PGPB con información de BDI.

3.3.2. Procesamiento de gas natural

En 2011, se procesaron en promedio 4,527 MMpcd de gas húmedo, cantidad 1.2% mayor que la del año anterior. Del total procesado, 76.1% correspondió a gas húmedo amargo (3,445 MMpcd) y 23.9% a gas húmedo dulce (1,082 MMpcd).

El gas seco obtenido a través de los complejos procesadores alcanzó un volumen de 3,692 MMpcd, 2.0% más respecto a 2010. El volumen de gas seco procedente de PEP fue de 1,045 MMpcd, 20.3% menos que en 2010. Por su parte, el de etano que se envió a ductos fue equivalente a 76 MMpcd. La suma de lo anterior (el gas seco de proceso de PGPB, el usado por PEP en operaciones y recirculaciones, y otras corrientes que complementan la oferta de PGPB) arrojó una oferta nacional de gas seco de 4,813 MMpcd, 191 MMpcd menos que el año anterior (véase Cuadro 29). Del volumen total, 77.3% correspondió a la producción de PGPB y 22.7% a la oferta de PEP.

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

Disponibilidad 5,589 5,478 5,472 5,619 5,742 5,984 6,571 7,211 8,055 8,198 8,222 7,754 3.0

Producción 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 7,020 6,594 3.2

Gas amargo 3,445 3,294 3,164 3,133 2,994 2,937 3,075 3,415 4,236 4,315 4,312 4,000 1.4

Gas dulce 1,234 1,216 1,260 1,365 1,579 1,881 2,281 2,644 2,682 2,716 2,708 2,434 6.4

De PGPB 909 967 1,048 1,121 1,169 1,166 1,215 1,153 1,136 1,167 1,202 1,160 2.2

Distribución 5,591 5,478 5,471 5,619 5,742 5,964 6,572 7,211 8,055 8,198 8,222 7,754 3.0

Consumo propio 406 439 443 441 521 618 665 785 848 1,128 1,562 1,615 13.4

A la atmósfera 545 425 318 296 180 198 286 560 1,347 1,044 611 360 -3.7

CO2 95 78 52 43 27 16 15 13 13 12 11 10 -18.2

Gas 450 347 266 254 153 182 271 547 1,334 1,031 600 350 -2.3

Empaque neto 11 6 10 7 2 -19 3 -8 -9 8 7 -53 n.a.

CO2 inyectado a

yacimientos1 9 26 25 31 23 9 8 5 6 7 4 14.2

Condensación en ductos

242 271 241 261 233 240 267 244 225 226 241 245 0.1

A Pemex Refinación 12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 0 0 -34.7

A PGPB 4,374 4,321 4,411 4,585 4,775 4,903 5,340 5,621 5,638 5,784 5,795 5,582 2.2

Directo a ductos 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 3.0

A plantas de proceso * 3,622 3,611 3,713 3,822 3,960 3,905 4,188 4,287 4,256 4,459 4,484 4,537 2.1

Endulzadoras 3,165 3,176 3,214 3,342 3,328 3,135 3,196 3,161 3,192 3,389 3,428 3,455 0.8

Criogénicas 457 435 500 480 632 770 992 1,126 1,064 1,070 1,056 1,082 8.1

Diferencia estadística,errores de medición y mermas

-2 -0 1 0 -0 20 -0 0 0 0 -0 1 n.a.


84

A finales de 2011, existían 9 centros de procesamiento de gas (CPG). Cabe mencionar que el CPG área Coatzacoalcos incluye las instalaciones de los complejos Pajaritos, Cangrejera y Morelos. La capacidad de endulzamiento de gas amargo de los centros procesadores fue de 4,503 MMpcd, y la de recuperación de líquidos totalizó 5,712 MMpcd. Ante una mayor disponibilidad de gas húmedo amargo, las plantas de endulzamiento experimentaron una utilización de 76.5% en 2011, medio punto porcentual más que en 2010. La recuperación de líquidos en plantas criogénicas se ubicó en 78.5% de utilización, 1.5 puntos porcentuales por arriba del año previo (véase Cuadro 28).

Cuadro 27 Proceso de gas natural, producción de gas seco1 y gas directo de campos, 2000-2011


Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. 1 No incluye etano a ductos de gas seco. Fuente: PEMEX.

Es importante mencionar que la utilización de las plantas de procesamiento varía en función de la disponibilidad de la oferta de gas húmedo y de condensados. La cadena de valor del proceso de producción de gas y líquidos del gas se inicia con el endulzamiento de gas húmedo y de condensados, que consiste en remover los contaminantes como el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono. Los procesos subsecuentes, como la recuperación de líquidos, el fraccionamiento y el proceso de gas ácido, dependen de las entregas de gas húmedo dulce de PEP y de las salidas de los procesos de endulzamiento de gas húmedo amargo y de condesados amargos.

Cuadro 28 PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2011


Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo de las cifras. 1 Incluye el gas húmedo a ductos y a bombeo neumático (PEP); no incluye etano a ductos de gas seco. 2 Se considera parte del CPG área Coatzacoalcos. Fuente: SENER con base en información de PGPB.

Tipo de gas 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmca

Gas húmedo procesado 3,691 3,677 3,770 3,853 3,963 3,879 4,153 4,283 4,240 4,436 4,472 4,527 1.9

Gas húmedo amargo 3,220 3,227 3,260 3,360 3,349 3,153 3,203 3,162 3,188 3,381 3,422 3,445 0.6

Gas húmedo dulce 471 450 510 492 614 726 950 1,120 1,052 1,055 1,050 1,082 7.9

Gas seco de CPG´s 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3,618 3,692 2.6

Gas directo de campos 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 3.0

Capacidad instalada de endulzamiento de

gas amargo

Capacidad instalada de recuperación de

líquidos

Proceso de endulzamiento de gas

amargo

Proceso de recuperación de

liquidos del gas dulce

Producción de gas

seco1

Total 4,503 5,712 3,445 4,483 3,692Cactus 1,960 1,275 1,696 1,039 816Cd. Pemex 1,290 915 854 808 715Matapionche 109 125 45 44 41Nuevo Pemex 880 1,500 677 1,204 949Poza Rica 230 290 144 139 120Arenque 34 33 30 28 27

Cangrejera2

La Venta 182 154 127

Pajaritos2 192 136

Burgos 1,200 931 896

Centro procesador


85

Mapa 8 Red de ductos y centros procesadores de gas, a diciembre de 2011

Fuente: SENER.

En cuanto a los proyectos de ampliación y confiabilidad operativa de los CPG, en Poza Rica se contempla modernizar las instalaciones actuales, incorporando nuevas tecnologías a las plantas existentes: endulzadora de gas, recuperadora de licuables, servicios auxiliares, infraestructura complementaria y fraccionamiento. Al cierre del primer trimestre de 2012, el avance de la modernización fue de 83.6%63.

La planta criogénica en el CPG Poza Rica presentó un avance físico actualizado al primer trimestre de 2012 de 87%. A finales de 2011 se concluyó la ingeniería básica y de detalle, y se colocaron 100% de las órdenes de compra de los equipos críticos. La fase de construcción (civil, tuberías, eléctrico, instrumentación y mecánico) registró un avance de 81%. Conforme a los avances y al programa de construcción, iniciarán las pruebas operativas preliminares en agosto. La prueba de desempeño de la planta se llevará a cabo el 30 de agosto de 201264.

63 Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Primer Trimestre de 2012, PEMEX, p. 76. 64 Ídem.

Arteaga

Toluca

Tampico

Mexicali

MonterreySaltillo

RamosArizpe

PiedrasNegras

Silao

Aguascalientes

Torreón

Gómez PalacioCd. Lerdo

Cd. Juárez

Altamira

Cd. Madero

Tlax.

Río Bravo

Pachuca

Puebla

DF

Merida

HermosilloChihuahua

Delicias

Cd. Camargo

.

Jiménez

San Luis Potosí

Guadalajara

Tula

Veracruz

.

.

Tlalchinol

L. Cárdenas

Escalón

CadereytaParras

San Fernando

.

C.F.E. El Verde

Naco Nogales

Valladolid

Zona de consumo

Sistema de Gasoductos de PGPB

Ductos de acceso abierto

Centros Procesadores de Gas CelayaIrapuato

León

Salamanca

Cananea

San Agustín Valdivia Samalayuca

Químicadel Rey

Nuevo Laredo

BURGOS

ARENQUE

POZA RICA

CANGREJERA

MATAPIONCHEPAJARITOS

CACTUS NUEVO PEMEX

CIUDAD PEMEXLA VENTA

Manzanillo


86

Cuadro 29 Oferta nacional de gas natural, 2000-2011


n.a. no aplica. Fuente: SENER con base en información de PEP y PGPB.

3.3.3. Comercio exterior

En 2011, el comercio internacional de gas natural mostró un déficit de 1,725 MMpcd, 25.4% mayor al de 2010. Esto fue resultado de un mayor volumen de importaciones, ya que para satisfacer la creciente demanda gas natural del sector eléctrico e industrial, fue necesario incrementar las importaciones.

Mapa 9 Capacidad1 de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos, 2011


1Estas capacidades en algunos casos corresponden a las contratadas en base firme e interrumpible, y en otros a la capacidad de diseño de los permisionarios. Fuente: SENER con base en CRE, IMP, PGPB y empresas privadas.

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

Total 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 6,025 6,014 6,244 6,440 6,224 3.9

Oferta de PEP 438 445 417 429 555 803 858 1,058 1,094 1,273 1,436 1,411 11.2

De formación empleado por PEP 426 439 394 424 554 802 856 1,057 1,092 1,271 1,436 1,410 11.5

Para operación 186 197 201 209 243 401 470 586 605 631 813 805 14.3

Para recirculaciones 240 242 193 214 311 400 386 471 487 640 623 605 8.8

Entrega directa a Refinación 12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 0 1 -21.0Oferta de PGPB 3,654 3,629 3,717 3,898 4,071 4,244 4,685 4,967 4,920 4,971 5,004 4,813 2.5

Plantas PGPB 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3,618 3,692 2.6

Directo de campos 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 3.0

Etano inyectado a ductos 98 101 91 95 108 94 87 87 76 74 74 76 -2.3

Otras corrientes 13 14 13 10 4 5 1 - - - - - n.a.

Naco

Piedras Negras

San Agustín Valdivia

Tijuana

Los AlgodonesNaco - Agua Prieta

Mexicali

Cd. JuárezAgua Prieta

Ciudad Mier-Monterrey

Kinder Morgan

Gulf Terra

Río Bravo Tennessee

Tetco

Nogales

Cd. Acuña

Cd. MorelosImportación Exportación

Total 2,983 1,690 1. Tijuana, B.C. 300 300 2. Mexicali, B.C. 29 - 3. Los Algodones, B.C. 500 500 4. Cd. Morelos, B.C. - 190 5. Nogales, Son. 7.5 - 6. Naco, Son. 90 - 7. Naco - Agua Prieta, Son. 215 - 8. Agua Prieta, Son. 85 - 9. Cd. Juárez, Chih. 80 - 10. San Agustín Valdivia, Chih. 120 - 11. Cd. Acuña, Coah. 16.5 - 12. Piedras Negras, Coah. 10 - 13. Ciudad Mier, Tamps. 400 - 14. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. 50 - 15. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. 300 25016. Reynosa (Tetco), Tamps. 150 10017. Reynosa (Tennessee), Tamps. 300 35018. Reynosa (Río Bravo), Tamps. 330 -

Capacidad máxima(MMpcd)Punto de intercambio en México


87

Cuadro 30 Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 2000-2011


1 Incluye Comisión Federal de Electricidad y Producción Independiente de Energía. 2 Incluye las importaciones de San Agustín Valdivia y Ciudad Juárez. Fuente: IMP con base en CFE, PGPB, Gas del Litoral y otras empresas privadas.

En 2011, las importaciones ascendieron a 1,749 MMpcd, 19.9% por arriba de lo importado en 2010. De dicho volumen, 77.5% correspondió a importaciones provenientes de los estados norteamericanos de California, Arizona y Texas se realizan por medio de gasoductos distribuidos a lo

Punto de internación en México Importadores 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Total Importaciones 281 380 729 996 1,124 905 940 1,104 1,336 1,258 1,459 1,749

1 Tijuana, B.C. Sector eléctrico público 1 26 57 58 - - - - - - - - -

2 Mexicali, B.C. Particulares 11 6 10 8 11 11 14 14 15 16 18 19

3 Los Algodones, B.C. - - 33 172 216 237 268 252 278 257 112 250

PGPB 4 21 12 7 14 10 12 10 - -

Sector eléctrico público 1 - - 28 99 115 113 119 119 119 110 34 43

Particulares - - - 52 89 117 135 123 147 136 78 207

4 Nogales, Son. Particulares 0 0 1 1 1

5 Naco, Son. 15 25 43 51 36 37 63 59 74 69 70 65

PGPB 15 16 18 19 10 9 31 34 38 32 34 31

Sector eléctrico público 1 10 24 32 26 28 32 25 35 37 36 34

6 Naco, Son. Sector eléctrico público 1 14 38 38 36 37 40 38 42 45

7 Agua Prieta, Son. Particulares 8 9 11 9 10 10 10 11 10 9 9 10

8 Ciudad Juárez, Chih. 2 141 124 178 186 201 191 210 236 247 259 254 278

PGPB 141 124 178 167 170 170 184 207 211 225 216 236

Sector eléctrico público 1 19 31 21 25 30 35 34 38 42

9 Ciudad Acuña, Coah. Particulares 1 1 1 1 1

10 Piedras Negras, Coah. 5 6 6 6 7 6 6 6 5 4 5 8

PGPB -

Particulares 5 6 6 6 7 6 6 6 5 4 5 8

11 Ciudad Mier, Tamps. PGPB 170 172 102 56 62 68 55 100 176

12Argüelles (Gulf Terra), Tamps.

PGPB 2 - 13 8 2 - - - - - -

13Argüelles (Kinder Morgan), Tamps.

13 116 206 179 167 72 49 22 98 41 58 167

PGPB 13 116 206 179 167 72 49 12 46 29 55 145

Particulares 10 52 12 3 22

14 Reynosa (Tetco), Tamps. PGPB 1 4 39 15 2 - - - - 0 - -

15Reynosa (Tennessee Gas, PMX), Tamps.

PGPB 60 33 133 155 172 75 62 4 14 14 72 130

16Reynosa (Tennessee Gas, RB), Tamps.

23 92 125 165 149 132 154 172 206

PGPB 23 59 45 54 57 62 57 59 72

Sector eléctrico público 1 - - - - 33 80 111 92 70 97 113 133

Importación por gasoductos 281 380 729 996 1,124 905 940 854 980 917 912 1,356

15 Terminal GNL Altamira, Tamps. Particulares - - - - - - 79 250 331 334 351 369

16 Terminal GNL Ensenada, B.C. Particulares - - - - - - - - 25 7 196 25

Importación de GNL - - - - - - - 250 356 341 547 393

Total Exportaciones 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 83 24

1 Reynosa (SNG-PGPB) PGPB 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 19 1

2 Los Algodones, B.C. Regasificador 48 3

3 Tijuana, B.C. Regasificador 14 3

4 Ciudad Morelos, BC. Particulares 2 8

5 Ensenada, Ensenada, B.C. Regasificador 9


88

largo de la frontera con Estados Unidos. El 22.5% restante se realizó a través de cargamentos de GNL que llegan a terminales de regasificación ubicadas en Altamira, Tamaulipas y Ensenada, Baja California.

Del volumen de importaciones por medio de ductos, las de PGPB se contabilizaron en 791 MMpcd en 2011, mientras que las realizadas por privados fueron equivalentes a 565 MMpcd. Al cierre de 2011, se registraron 18 puntos de interconexión con ductos de Estados Unidos, con una capacidad máxima para importación de 2,983 MMpcd, que considera las capacidades contratadas en base firme e interrumpible en cada punto de interconexión. De estas interconexiones, 11 pertenecen a sistemas aislados sin acceso al SNG.

En el caso del GNL, las importaciones fueron de 393 MMpcd y disminuyeron 154 MMpcd respecto a 2010. La terminal de GNL de Ensenada, presentó la reducción más importante, pasando de 196 a 25 MMpcd entre 2010 y 2011. Lo anterior se debió en parte a la reducción de los precios de gas natural en Estados Unidos, debido a la abundante producción del energético. De esta manera, las importaciones por ducto provenientes de Estados Unidos resultaron más atractivas que las importaciones de GNL, cuyos precios fueron más elevados. Cabe mencionar que dicha Terminal fue concebida para asegurar el abasto de gas natural a las centrales ubicadas en Rosarito: Presidente Juárez, Rosarito III, Rosarito unidad 7, Mexicali II, y para las nuevas centrales Baja California II y III.

Durante 2011 México recibió 41 cargamentos de GNL en total, 24 menos de los que arribaron en 2010. Los barcos provinieron de cinco países: Qatar, Nigeria, Perú, Indonesia, y Yemen (véase Gráfica 18).

Gráfica 18 Importaciones de gas natural licuado por país de origen, 2011


Nota. Los totales pueden no coincidir con el 100% debido al redondeo de cifras. Fuente: Gas del Litoral y Energía Costa Azul.

En marzo de 2012 fue inaugurada la Terminal KMS de GNL, ubicada en Manzanillo, Colima. Dicha terminal cuenta con las siguientes características:

Qatar44.9%

Nigeria28.4%

Perú15.8%

Indonesia6.2%

Yemen4.7%

Total: 393 MMpcd


89

• Portuarias. El atracadero se ubicará en la laguna de Cuyutlán y está diseñado para atracar y amarrar un buque de GNL con capacidad de entre 7065 miles de metros cúbicos (Mm3) y 200 Mm3 (7.06 MMpc).

• Recepción y conducción. El sistema está diseñado para descargar un flujo máximo de 12 Mm3 por hora y conducirlo a los tanques de almacenamiento de GNL.

• Almacenamiento. Incluye dos tanques del tipo de contención total con capacidad de almacenamiento de 150 Mm3 (5.3 MMpc) cada uno.

• Bombeo. Regasificación de GNL y entrega de gas natural con capacidad de 14.16 MMm3 por día, que se interconectará a un ducto para abastecer de gas natural a la central de generación de electricidad de Manzanillo y a un gasoducto a la ciudad de Guadalajara.

En lo que respecta a las exportaciones de gas natural, éstas promediaron 24 MMpcd en 2011, 71.0% menos que en 2011. Las exportaciones por ducto se realizaron en Baja California (Tijuana, Los Algodones y Ciudad Morelos) y Tamaulipas (Reynosa)66. Dichos gasoductos pueden exportar un volumen máximo de gas natural de 1,690 MMpcd (véase Mapa 9). En 2011, de la terminal de GNL de Ensenada, Baja California, se exportaron 9 MMpcd.

Desde 2010, se exporta gas natural desde Cd. Morelos67 en Baja California. El ducto interconectado es un ramal del permisionario Gasoducto Rosarito, que parte de las instalaciones de la estación de compresión de Los Algodones. La línea termina en el punto de interconexión con el sistema de Gas Transmission Northwest (GTN), propiedad de Transcanada Pipelines, al suroeste de Yuma, Arizona, en la frontera entre México y Estados Unidos. El permiso ante la CRE indica que dicho ducto tiene una capacidad de diseño de 190 MMpcd. En 2011, en este punto de interconexión se exportaron 8 MMpcd hacia Yuma, Arizona.

3.4. Demanda de gas natural, 2000-2011

Después de un periodo de recuperación en la actividad económica en 2010, en 2011 el entorno externo fue menos favorable. Lo anterior se debió a que la economía de Estados Unidos presentó un menor ritmo de crecimiento, al desastre natural de Japón que afectó las cadenas de suministros de algunas industrias, y a las dificultades fiscales y financieras en diversos países de la zona euro que ocasionaron una disminución en la confianza del consumidor y volatilidad en los mercados financieros internacionales.

Pese a ello, en 2011 el PIB nacional aumentó 3.9% respecto al año anterior. Las exportaciones totales de México continuaron creciendo pero de forma más moderada que en 2010. La demanda interna de la economía mantuvo un crecimiento significativo durante 2011, lo cual compensó parcialmente la desaceleración que se observó en las exportaciones. El sector industrial creció 4.0%, mientras el sector servicios lo hizo en 4.2%. El crecimiento registrado en la industria manufacturera fue de 5.2%.

65 Volumen equivalente a 2.47 MMpc. 66 Los puntos de interconexión en Baja California pertenecen a sistemas aislados, mientras que los del estado de Tamaulipas están interconectados al SNG. 67 En el municipio de Mexicali.


90

En 2011, la demanda de gas natural en México creció 1.9% respecto al año anterior. El dinamismo en el sector eléctrico fue el principal impulsor de este crecimiento (véase Gráfica 19). La estructura de la demanda nacional de gas natural en 2011 fue la siguiente: 39.0% el sector eléctrico, 27.2% el sector petrolero, 18.2% las recirculaciones del sector petrolero, 14.3% el sector industrial, y 1.4% los sectores residencial, servicios y autotransporte.

Gráfica 19 Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB* en México, 2000-2011

* Las cifras están referidas al año base de 2003. Fuente: INEGI, CRE e IMP.

3.4.1. Sector eléctrico

El consumo total de combustibles del sector eléctrico nacional ascendió a 5,142.3 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (MMpcdgne) en 2011, 6.6% mayor que la de 2010. En general, todos los combustibles utilizados en el sector experimentaron un aumento en su consumo. El gas natural mostró el mayor incremento, con 152.1 MMpcd adicionales, seguido por el coque de petróleo, con 123.6 MMpcdgne (véase Gráfica 20).

En 2011, la capacidad instalada efectiva nacional disminuyó 0.6% con respecto al año anterior, al ubicarse en 61,568 Megawatts (MW). Dentro de las variaciones más importantes, destaca un aumento de 83 MW de la modalidad de cogeneración y 6 MW de usos propios continuos. En la modalidad de autoabastecimiento se presentó una disminución de capacidad de 9 MW con respecto a un año antes (véase Gráfica 21). Asimismo, la capacidad instalada del sector público disminuyó por el retiro de capacidad de 4 MW de la central hidroeléctrica Zumpimito y por las modificaciones de capacidad que restaron un total de 431 MW. De este último monto, las modificaciones más importantes fueron la central térmica convencional Salamanca, la geotérmica Cerro Prieto I y la

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

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

(Mill

ones

de

pies

cúb

icos

dia

rios)

( M

iles

de m

illon

es d

e pe

sos

de 2

003)

PIB* Consumo de gas natural


91

turbogás Las Cruces. En contraste, la única adición de capacidad en 2011 fue la de la central eólica Yuumil iik, de 1.5 MW.

Gráfica 20 Estructura del consumo de combustibles para el sector eléctrico, 2011


Fuente: SENER con en información de CFE, CRE e IMP.

Gráfica 21 Capacidad efectiva instalada de generación eléctrica en México, 2010-2011

(Megawatts)

Nota. La capacidad de generación de CFE incluye la extinta Luz y Fuerza del Centro. Fuente: CFE y CRE.

Gas natural58.6%

Combustóleo23.7%

Carbón16.8%

Diesel1.0%PúblicoPúblico

4,640.5 MMpcgne

Gas natural73.9%

Coque de Petróleo19.5%

Combustóleo3.7%

Carbón0.8%

Diesel2.1%Privado

501.8 MMpcgne

61,926

11,907

41,039

450

4,400

2,795

5

1,330

61,568

11,907

40,605

457

4,391

2,878

0

1,330

Total

PIE

CFE

Usos propios continuos

Autoabastecimiento

Cogeneración

Pequeña producción

Exportación 2011 2010

Servicio Privado

Servicio Público


92

Sector eléctrico público (CFE, extinta LFC y PIE)

La capacidad efectiva instalada del sector eléctrico público, que se integra por el parque de generación de la CFE y las centrales construidas por los productores independientes de energía (PIE), disminuyó 0.8% durante 2011. Al final del año se tenía en México una capacidad de 52,512 MW, soportada por un total de 777 unidades de diferentes tecnologías repartidas en 210 centrales de generación.

En 2011, la participación de la capacidad efectiva instalada total por fuente se dividió en 63.4% hidrocarburos (combustóleo, gas y diesel), 21.9% hidroeléctricas, 10.2% carboeléctricas y duales, 2.6% nucleoeléctricas, 1.7% geotérmicas y 0.2% eoloeléctricas.

Por su parte, la generación bruta de electricidad ascendió a 259,155 Gigawatts-hora (GWh) en 2011, con un crecimiento de 6.9%. Las fuentes de energía alternas68 tuvieron una participación de 20.3% respecto al total. Cabe destacar que en 2010, la central nuclear de Laguna Verde recargó combustible, por lo que requirió la salida temporal de sus reactores, pero en 2011 la generación recuperó su nivel normal (véase Gráfica 22).

Gráfica 22 Generación bruta de electricidad del servicio público, 2010 y 2011


Fuente: CFE.

La demanda de combustibles en el sector eléctrico público (gas natural, combustóleo, carbón y diesel) ascendió a 4,640.5 MMpcdgne en 2011, 7.5% superior a la de 2010 (véase Cuadro 31). A lo largo de los últimos años, el gas natural se ha convertido en la principal fuente de energía empleada por el sector eléctrico público. En 2011 representó 58.6% del total de los combustibles consumidos. El uso del gas natural está ampliamente extendido en las centrales termoeléctricas convencionales, turbogás y ciclo combinado. Cabe mencionar que favoreciendo la demanda eléctrica de gas natural, en 2011 se llevó a cabo la modificación de la unidad 5 en la central de ciclo combinado Sauz (paquete II), que adicionará una capacidad de 7.0 MW.

68 Por fuentes alternas se quiere decir, la generación por energía geotérmica, nuclear, eólica e hidroeléctrica.

Ciclo combinado (PIE)

32.8%

Vapor16.7%Hidroeléctrica

15.1%

Ciclo combinado (CFE)15.0%

Carboeléctrica8.8%

Dual4.4%

Geotermoléctrica2.7%

Nucleoeléctrica2.4%

Turbogás1.4%

Combustión interna

0.5%Eólica0.1%

Generación 2010: 242,538 Gigawatts-hora

Ciclo combinado (PIE)

33.0%

Vapor18.5%

Hidroeléctrica13.8%

Ciclo combinado (CFE)13.3%

Carboeléctrica8.5%

Dual4.5%

Nucleoeléctrica3.9%

Geotermoléctrica2.5%

Turbogás1.6%

Combustión interna

0.4%Eólica0.0%

Generación 2011: 259,155 Gigawatts-hora


93

En junio 2012 existían 27 centrales PIE, de las cuales 22 generaron electricidad a través de plantas de ciclo combinado, por lo que el gas natural predomina en esta modalidad de producción. Los 5 PIE restantes, ubicados en el estado de Oaxaca, operan a partir de energía eólica.

Cuadro 31 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 2000-2011

(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

1 Incluye CFE, PIE y la extinta LFC. 2 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector eléctrico público. Fuente: SENER con base en CFE, IMP y PEMEX.

Por otra parte, es importante mencionar que el aumento en el consumo de gas natural se debe en parte a la disminución en los precios del energético para el sector eléctrico público. En 2011, el precio promedio del gas natural se ubicó en 4.49 dólares por millón de BTU (US$/MBTU), 1.45 dólares por debajo del precio promedio del carbón importado y 1.41 por arriba del carbón nacional. La competitividad en los precios del carbón y el gas natural, así como la eficiencia de las tecnologías para generar electricidad a partir de dichas fuentes, favorecen el despacho de generación sobre aquellas que usan combustóleo y diesel.

En lo que respecta al consumo del resto de los combustibles, el del combustóleo se ubicó en 1,101.0 MMpcdgne en 2011, y fue el segundo combustible en orden de importancia. No obstante, su participación ha disminuido en los últimos años. El combustóleo se utiliza principalmente en unidades generadoras de carga base y en algunas zonas críticas se usa mezcla combustóleo-gas o solamente gas por restricciones ambientales y de economía. En el caso del carbón, que se utiliza en plantas carboeléctricas y duales de generación en Coahuila y Guerrero, el consumo totalizó 777.9 MMpcdgne.

2000 896.9 2,460.4 478.1 65.4 3,900.7 23.0

2001 1,076.6 2,366.3 571.2 48.0 4,062.1 26.5

2002 1,379.4 2,036.1 610.4 39.3 4,065.2 33.9

2003 1,590.6 1,753.7 695.7 94.5 4,134.4 38.5

2004 1,738.4 1,601.7 575.0 38.8 3,953.9 44.0

2005 1,679.7 1,671.9 747.6 34.7 4,133.9 40.6

2006 2,021.3 1,282.5 736.6 39.7 4,080.0 49.5

2007 2,278.4 1,260.5 734.8 18.6 4,292.3 53.1

2008 2,404.4 1,112.5 541.6 29.3 4,087.8 58.8

2009 2,550.4 1,081.7 685.7 39.2 4,357.1 58.5

2010 2,570.2 974.3 736.4 35.9 4,316.8 59.5

2011 2,717.4 1,101.0 777.9 44.2 4,640.5 58.6

tmca 10.6 -7.0 4.5 -3.5 1.6

AñoCombustibles del sector electrico público1 Penetración del gas

natural con relación al

total (%)2Gas natural Combustóleo Carbón Diesel Total


94

Gráfica 23 Evolución del precio1 de los combustibles para el servicio eléctrico público, 2005-2011


1 Media nacional. Fuente: CFE.

Sector eléctrico privado (autogeneración y exportación)

El subsector eléctrico privado se integra por dos rubros, la autogeneración y la exportación de electricidad. La autogeneración de energía eléctrica se refiere a las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, usos propios continuos y pequeña producción. Estas modalidades corresponden a la generación de electricidad destinada a satisfacer las necesidades propias de personas físicas o morales, o bien del conjunto de miembros dentro de una sociedad de particulares, mediante una central generadora propia. La exportación de electricidad se refiere a la generación de energía eléctrica para consumo fuera del territorio nacional.

Al cierre de 2011, la CRE tenía autorizados 37 nuevos permisos. En ese mismo año, considerando todas las modalidades de generación, se registraron un total de 670 permisos vigentes y 602 en operación.

La capacidad autorizada para los permisionarios del sector eléctrico privado fue de 9,056 MW y la generación bruta de electricidad se ubicó en 32,863 GWh69. Dentro de la generación privada producida en 2011, el autoabastecimiento representó 43.9%, la cogeneración 37.9%, la exportación 15.3%, y lo usos propios continuos 2.9%.

El consumo de combustibles del sector eléctrico privado fue de 501.8 MMpcdgne, lo que representó una reducción de 1.0% respecto a 2010. La participación del gas natural fue de 73.9% del total de los combustibles. El segundo combustible en orden de importancia fue el coque de petróleo, con 19.5% del consumo (véase Cuadro 32).

69 El dato de generación no incluye energía importada ni Productores Independientes de Energía.

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

20.0

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Combustóleo nacional Gas Natural Carbón nacional Carbón importado Diesel


95

En 2011, la demanda de gas natural del sector eléctrico privado presentó una aumento de 1.3%, colocándose en 371.0 MMpcd. Lo anterior se derivó por un mayor consumo de gas natural para la exportación de electricidad, dado que su demanda aumentó de 100.6 MMpcd a 105.4 MMpcd. Por otro lado, el gas natural utilizado para la autogeneración se contabilizó en 265.6 MMpcd.

Cuadro 32 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 2000-2011


1 Incluye la autogeneración y exportación de electricidad. 2 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector eléctrico privado. Fuente: SENER con base en CFE, CRE, IMP y PEMEX.

3.4.2. Sector industrial

La producción industrial en los Estados Unidos mostró una desaceleración durante 2011. No obstante, la actividad industrial en México mantuvo un dinamismo significativo, a pesar de que el entorno externo fue menos favorable que lo observado en 2010. Bajo este contexto, las actividades vinculadas con la demanda interna cobraron especial importancia. La tasa de crecimiento del PIB manufacturero fue de 4.0% en 2011. El PIB de la minería disminuyó 1.9%, viéndose afectado por una reducción de la producción petrolera. El PIB de la electricidad, agua y suministro de gas por ductos al consumidor final creció 5.6%. El de la construcción aumentó 4.8%, impulsado por las mayores obras de edificación y de ingeniería civil u obra pesada.

2000 114.5 117.0 2.5 - - 234.0 48.9

2001 80.0 92.3 3.4 - - 175.7 45.5

2002 122.0 68.0 5.3 - - 195.4 62.4

2003 244.1 66.1 9.8 20.9 - 340.9 71.6

2004 311.9 76.6 2.5 69.4 - 460.3 67.8

2005 333.7 68.3 5.0 74.8 0.5 482.2 69.2

2006 368.3 53.3 5.4 85.6 1.1 513.7 71.7

2007 367.5 52.4 7.3 85.1 3.4 515.6 71.3

2008 389.6 32.1 9.9 81.9 2.9 516.4 75.4

2009 382.3 33.8 10.6 81.7 3.1 511.5 74.8

2010 366.1 25.7 10.3 100.7 3.9 506.9 72.2

2011 371.0 18.6 10.6 97.6 3.9 501.8 73.9

tmca 11.3 -15.4 14.0 - - 7.2

Combustibles del sector electrico privado1

Año

Penetración del gas natural con relación

al total (%)2Gas natural Combustóleo DieselCoque de petróleo

Carbón Total


96

Cuadro 33 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 2000-2011


1 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector industrial. Fuente: SENER con base en CFE, IMP y PEMEX.

Dentro de la industria manufacturera, las actividades que experimentaron mayor crecimiento económico en 2011 fueron la fabricación de equipo de transporte, con 17.0%, la fabricación de productos metálicos, con 11.9% y la fabricación de maquinaria y equipo, con 10.9%. Sin embargo, las industrias con mayor participación en el PIB manufacturero fueron la alimentaria, con 21.6%, la fabricación de equipo de transporte, con 20.1% y la química, con 8.8%. Estas industrias son especialmente intensivas en el uso del gas natural.

En 2011, la demanda industrial del total de combustibles creció 5.3% respecto a 2010, al totalizar 1,781.9 MMpcdgne. En lo que respecta a la demanda industrial de gas natural, ésta totalizó 1,129.2 MMpcd, 7.1% superior a la de 2010. La disminución en el precio del energético en dicho año favoreció el crecimiento de la demanda industrial.

El consumo de gas natural representó 63.4% del consumo total de combustibles industriales en 2011 (véase Cuadro 33). El consumo de gas LP redujo su participación a 5.9%, mientras que el diesel aumentó dicha participación, ubicándose en 8.9%. Por otra parte, la participación del coque de petróleo aumentó, a diferencia de los tres años anteriores en los que había disminuido. Esta situación se debió principalmente al crecimiento experimentado tanto en la inversión como en la actividad económica del sector de la construcción. El uso del combustóleo continuó disminuyendo, al ser sustituido por coque de petróleo, residuos combustibles y bagazo de caña.

La demanda de las industrias básicas de metales, principales consumidoras de gas natural en 2011, mostró un crecimiento de 14.8 MMpcd respecto al año anterior. El segundo incremento más importante del año fue el de las industrias de productos metálicos, maquinaria y equipo, con un aumento de 13.4 MMpcd. Cabe destacar que ambos grupos de industrias manufactureras estuvieron entre las de mayor dinamismo económico en 2011. Dentro de las ramas industriales, las

2000 1,019.2 522.3 120.5 135.4 98.3 1,895.7 53.8

2001 838.5 503.2 111.7 129.3 119.6 1,702.2 49.3

2002 965.5 388.9 114.6 123.7 170.9 1,763.6 54.7

2003 924.1 387.0 106.8 126.6 164.2 1,708.6 54.1

2004 956.5 391.3 109.7 154.0 227.5 1,839.1 52.0

2005 935.2 379.2 109.8 145.4 229.7 1,799.4 52.0

2006 1,014.0 305.3 115.5 141.0 302.3 1,878.2 54.0

2007 1,040.1 285.0 112.9 143.7 349.6 1,931.3 53.9

2008 1,026.6 222.0 107.4 147.6 303.0 1,806.6 56.8

2009 912.8 186.5 105.7 133.7 250.7 1,589.3 57.4

2010 1,054.3 150.7 111.7 141.9 233.8 1,692.4 62.3

2011 1,129.2 130.2 104.8 158.4 259.2 1,781.9 63.4

tmca 0.9 -11.9 -1.3 1.4 9.2 -0.6

Año

Combustibles del sector industrial Penetración del gas natural con relación al

total (%)1Gas natural Combustóleo Gas LP DieselCoque de petróleo

Total


97

de alimentos, bebidas y tabaco fueron las que presentaron el mayor crecimiento en el consumo de gas natural durante el periodo 2000-2011, con 3.3% (véase Cuadro 34).

Cuadro 34 Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 2000-2011


Fuente: IMP con base en información de la CRE, PEMEX y empresas privadas.

3.4.3. Sector petrolero

La demanda de gas natural de todo el sector petrolero se ubicó en 3,597 MMpcd en 2011, 2.1% inferior a la de 2010. Dicho sector de consumo fue el más importante, ya que representó 45.4% de la demanda total nacional. El consumo de las subsidiarias de PEMEX disminuyó 8.0 MMpcd, dentro de las cuales PEP redujo su utilización en 0.6%, PEMEX Refinación (PR) en 1.2% y el Corporativo en 3.7%. Por otro lado, el consumo en PGPB presentó un incremento de 1.2% (véase Cuadro 35).

En la industria petrolera, uno de los usos más importantes del gas natural es la recirculación70. El gas es inyectado al pozo, con la finalidad de mantener la presión y asegurar la producción futura de crudo. La aplicación de este proceso es común en los pozos maduros. En 2011, este uso representó 18.2% de la demanda nacional de gas natural (1,442 MMpcd). Otros usos del gas natural en el sector petrolero incluyen el de combustible para múltiples procesos y el de materia prima.

En 2011, la producción de petróleo crudo fue de 2,550 miles de barriles diarios (Mbd), cantidad 1.0% menor respecto a 2010. La disminución en la producción obedeció a la declinación en la

70 Se refiere a la utilización del gas como ayuda mecánica para la extracción de petróleo crudo.

Grupo de ramas 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca

2000-2011

Total 1,019.2 838.5 965.5 924.1 956.5 935.2 1,014.0 1,040.1 1,026.6 912.8 1,054.3 1,129.2 0.9

Industrias básicas de metales

298.9 195.2 240.9 265.6 297.3 279.5 293.6 305.6 299.3 223.4 283.5 298.2 0.0

Química 160.3 138.8 155.2 125.8 117.5 115.9 127.1 131.7 132.3 135.2 148.0 158.6 -0.1

Productos metálicos, maquinaria y equipo

91.8 84.4 105.8 96.8 103.2 103.4 106.9 111.2 106.3 95.0 117.2 130.6 3.3

Vidrio y productos de vidrio

91.8 77.9 101.9 91.0 93.6 95.0 105.6 111.1 116.6 104.0 110.7 118.8 2.4

Alimentos, bebidas y tabaco

82.2 67.5 77.2 79.3 82.6 89.1 92.3 95.9 96.0 102.9 109.7 117.1 3.3

Productos de minerales no metálicos

53.5 63.3 65.9 64.4 64.1 63.9 68.3 69.4 66.2 58.2 67.3 71.9 2.7

Papel y cartón, imprentas y editoriales

62.4 50.9 62.0 59.2 55.2 52.3 63.8 65.2 69.9 62.9 64.0 67.4 0.7

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero

29.8 25.1 31.4 32.3 32.4 30.4 33.9 35.0 34.4 34.4 37.9 39.4 2.6

Minería 22.4 21.1 22.4 24.0 23.6 23.8 23.8 22.4 20.3 17.5 22.2 23.5 0.4

Cerveza y malta 26.5 17.1 19.0 16.4 15.9 15.3 18.9 16.6 17.7 15.8 16.2 18.6 -3.2

Cemento hidráulico 28.6 22.7 23.5 19.9 16.5 13.0 18.1 10.7 8.7 11.7 12.6 12.0 -7.6

Resto de las ramas 71.0 74.5 60.3 49.4 54.7 53.6 61.6 65.3 59.0 51.9 65.1 73.0 0.3


98

producción del activo integral Cantarell y a la menor extracción en los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc, Bellota-Jujo, y Veracruz71. Asociada a esta disminución en la producción de crudo, se encuentra la disminución de 4.5 % del gas natural consumido para recirculaciones internas.

Cuadro 35 Consumo de gas natural del sector petrolero, 2000-2011


1 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell. Fuente: PEMEX.

Cuadro 36 Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 2000-2011


1 Se refiere al porcentaje del gas natural como combustible en el sector petrolero sin recirculaciones internas. Fuente: IMP con base en información de PEMEX.

De una demanda total de combustibles en la industria petrolera en México de 2,469.1 MMpcdgne, el gas natural participó con 87.3% en 2011. El combustóleo fue el segundo en importancia, con 7.7%. No obstante, en los últimos años este combustible ha experimentado una disminución importante (véase Cuadro 36).

71 Base de Datos Institucional, PEMEX.

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

Total 2,216 2,277 2,289 2,427 2,608 2,833 3,017 3,184 3,269 3,422 3,673 3,597 4.5

Autoconsumo 1,286 1,310 1,290 1,323 1,405 1,483 1,581 1,760 1,886 1,898 2,163 2,155 4.8Exploración y Producción1 442 505 500 515 593 692 744 884 946 987 1,216 1,209 9.6Refinación 207 230 238 270 262 276 281 284 308 301 338 334 4.4Gas y Petroquímica Básica 264 258 256 252 255 251 263 268 288 291 289 292 0.9Petroquímica 373 316 295 285 295 264 292 323 344 318 320 320 -1.4Corporativo 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.2

Recirculaciones internas 930 967 999 1,104 1,203 1,350 1,436 1,424 1,383 1,524 1,509 1,442 4.1

Concepto

2000 1,286.1 246.2 64.7 27.4 6.0 1,630.4 78.9

2001 1,310.1 235.0 72.5 24.2 5.3 1,647.1 79.5

2002 1,289.7 241.0 67.9 16.7 4.9 1,620.2 79.6

2003 1,322.5 264.8 72.0 19.5 3.5 1,682.4 78.6

2004 1,405.1 280.5 91.8 23.7 3.5 1,804.5 77.9

2005 1,483.1 265.3 95.1 17.0 3.1 1,863.7 79.6

2006 1,580.9 234.7 86.8 20.2 3.2 1,925.8 82.1

2007 1,759.6 230.6 99.3 21.9 3.2 2,114.6 83.2

2008 1,886.4 225.9 101.7 19.7 3.1 2,236.8 84.3

2009 1,898.4 207.7 115.4 18.9 3.2 2,243.5 84.6

2010 2,163.3 178.2 110.7 15.5 3.3 2,471.0 87.5

2011 2,155.4 190.0 101.7 17.8 4.2 2,469.1 87.3

tmca 4.8 -2.3 4.2 -3.8 -3.2 3.8

Año

Combustibles del sector petrolero Penetración del gas natural con relación al

total (%)1Gas natural Combustóleo Diesel Gas LP Gasolinas Total


99

La elaboración total de productos de PEMEX Petroquímica (PPQ) en 2011 se redujo 8.8%, produciéndose un total de 8,155 miles de toneladas anuales (Mta). Algunos proyectos de ampliación y modernización en el complejo La Cangrejera, afectaron la producción de productos petroquímicos. En 2011, el descenso en la producción de La Cangrejera influyó en la elaboración de aromáticos y derivados, petrolíferos y otros (principalmente en pentanos), con reducciones de 119 Mta, 159 Mta y 432 Mta, respectivamente (véase Cuadro 37). Pese a este comportamiento en la producción de petroquímicos, la demanda de gas natural de PPQ prácticamente se mantuvo constante, con un volumen de 320 MMpcd en 2011. De dicho volumen, 240 MMpcd se usó como combustible. El consumo de gas natural como materia prima pasó de 68 a 80 MMpcd. Lo anterior se debió principalmente a una mayor elaboración de productos derivados del metano.

Cuadro 37 Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ1, 2000-2011

(Millones de pies cúbicos diarios y miles de toneladas anuales)

1 Incluye sólo los petroquímicos elaborados por PPQ; excluye los obtenidos por PR, así como el etano y el azufre de PGPB. Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. Fuente: PEMEX Petroquímica y PEMEX Memoria de Labores 2010.

3.4.4. Sectores residencial y de servicios

En 2011, la demanda de combustibles de los sectores residencial y de servicios sumó 1,491.5 MMpcdgne, con un decremento de 0.7% respecto al año anterior. Dicho comportamiento fue resultado del descenso de 4.8% en el consumo de gas natural y de 0.8% en el consumo de gas LP. Por su parte, la mejora en eficiencias de los aparatos domésticos como estufas y calentadores de agua incidió de forma importante en el consumo de combustibles en estos sectores. La aplicación de normas como la NOM-003-ENER-200072 de eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial, también impactó en el rendimiento de los combustibles y, por tanto, en el nivel de demanda.

La proporción consumida de gas natural respecto al total de combustibles en estos sectores fue de 7.2%, al totalizar 107 MMpcd (véase Cuadro 38). Es importante mencionar que, históricamente, el acceso al gas natural en los sectores residencial y de servicios se ha visto limitado

72 La actualización de la norma es la NOM-003-ENER-2011, que fue publicada el 9 de agosto de 2011 en el Diario Oficial de la Federación, con la que se espera se incrementen la eficiencia térmica mínima y tengan menores consumos de energía de los calentadores de agua.

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

Consumo de gas natural (MMpcd) 373 316 295 285 295 264 292 323 344 318 320 320 -1.5Combustible 274 251 228 238 237 222 244 272 291 256 252 240 -0.8Materia prima 99 65 67 47 58 41 48 51 54 63 68 80 -3.7

Elaboración de petroquímicos (Mta) 6,836 5,995 5,889 6,085 6,223 6,219 6,572 7,497 7,841 7,587 8,943 8,155 2.7Derivados del metano 2,271 1,752 1,663 1,383 1,668 1,242 1,404 1,859 2,202 1,962 2,282 2,306 0.0Derivados del etano 2,636 2,408 2,309 2,218 2,073 2,440 2,748 2,607 2,604 2,695 2,831 2,750 0.7Aromáticos y derivados 667 642 670 795 1,222 1,187 1,089 1,085 1,058 957 1,042 923 4.6Propileno y derivados 180 127 115 125 116 104 24 47 17 31 84 62 -7.3Petrolíferos 1 7 18 24 42 30 24 447 480 391 610 451 83.9Otros 1,081 1,059 1,115 1,540 1,103 1,216 1,283 1,452 1,480 1,551 2,094 1,662 6.8

Concepto


100

por la infraestructura de distribución73. No obstante, la desregulación en el mercado de gas natural ha permitido un incremento en el número de usuarios en ciertas zonas del territorio nacional.

El sector residencial consumió 82 MMpcd, 4.7% menos gas natural que en 2010. En el caso del sector servicios, la demanda de gas natural retrocedió 5.2% respecto al consumo de 2010, ubicándose en 25 MMpcd.

Cuadro 38 Consumo de combustibles en los sectores residencial y de servicios, 2000-2011


Fuente: SENER con base en información del IMP, CRE, PGPB y distribuidoras.

El principal uso del gas natural, gas LP y leña en los hogares es para la cocción de alimentos, calentamiento de agua y calefacción. Lo mismo aplica para el sector servicios en locales comerciales, restaurantes y hoteles, entre otros. Durante los últimos doce años, se presentó un proceso de sustitución de gas LP por gas natural. Los cambios en los hábitos y preferencias de los consumidores, así como el uso extendido del horno de microondas en lugar de estufas, han modificado los patrones de consumo de combustibles en el sector. En este sentido, la participación del gas LP pasó de 62.7% en 2000 a 58.8% en 2011.

En el caso de la leña, se estima que el consumo disminuyó en los últimos años, ya que el acceso y el uso del gas LP se ha extendido en varias comunidades rurales. No obstante, entre 2000 y 2011 su participación promedió 33.8%, manteniéndose como el segundo combustible más importante por su uso en muchos hogares de bajos ingresos en el país.

73 Además, entre 2009 y 2010, otro factor que desincentivó el consumo fue el precio del gas natural residencial por arriba del de gas LP, aunque a partir de mayo de 2011 ese comportamiento se ha revertido.

2000 79.2 1,008.9 520.7 1,608.8 4.9

2001 84.7 987.6 528.8 1,601.1 5.3

2002 93.4 998.3 535.1 1,626.8 5.7

2003 99.8 986.0 540.8 1,626.5 6.1

2004 106.0 988.1 544.5 1,638.6 6.5

2005 107.1 946.1 550.9 1,604.2 6.7

2006 107.7 944.7 559.5 1,612.0 6.7

2007 112.7 924.2 553.5 1,590.4 7.1

2008 112.7 893.6 544.5 1,550.8 7.3

2009 107.5 861.2 510.2 1,478.9 7.3

2010 112.3 884.4 504.8 1,501.5 7.5

2011 106.9 877.0 507.6 1,491.5 7.2

tmca 2.8 -1.3 -0.2 -0.7

AñoCombustibles del sector residencial y servicios Penetración del gas

natural con relación al total (%)Gas natural Gas LP Leña Total


101

Cuadro 39 Consumo de gas natural y gas LP en los sectores residencial y de servicios, 2000-2011


Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. Fuente: IMP.

3.4.5. Sector autotransporte

El consumo de gas natural comprimido (GNC) aumentó de 1.4 MMpcd en 2010 a 1.5 MMpcd en 2011. La participación del GNC en el total de los combustibles consumidos por los vehículos automotores en México fue de 0.03% en 2011 (véase Cuadro 40).

Cuadro 40 Demanda nacional de combustibles del sector autotransporte, 2000-2011


1 Se refiere a la penetración del GNC respecto a todos los combustibles del sector autotransporte. Fuente: IMP con base en CRE, INEGI, PEMEX y empresas privadas.

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

Total (MMpcdgne) 1,088 1,072 1,092 1,086 1,094 1,053 1,052 1,037 1,006 969 997 984 -0.9

Gas natural (MMpcd) 79 85 93 100 106 107 108 113 113 107 112 107 3.6

Residencial 60 64 71 81 86 87 84 89 87 83 86 82 3.7

Servicios 20 21 22 19 20 21 23 24 25 25 27 25 3.2

Gas LP (MMpcdgne) 1,009 988 998 986 988 946 945 924 894 861 884 877 -1.3

Residencial 830 811 811 808 816 775 767 760 739 708 728 721 -1.3

Servicios 179 177 187 178 172 171 177 165 154 153 157 156 -1.3

Sector

2000 0.6 2,552.2 128.3 1,261.0 3,942.2 0.02

2001 1.3 2,644.3 136.9 1,251.8 4,034.5 0.03

2002 1.7 2,714.6 152.7 1,258.5 4,127.6 0.04

2003 2.0 2,883.8 156.0 1,331.9 4,373.7 0.05

2004 2.0 3,054.7 154.7 1,412.4 4,623.8 0.04

2005 1.9 3,224.7 137.3 1,514.8 4,878.7 0.04

2006 2.0 3,449.5 108.7 1,651.6 5,211.8 0.04

2007 1.9 3,651.3 118.1 1,748.1 5,519.3 0.03

2008 1.7 3,803.6 109.1 1,853.7 5,768.0 0.03

2009 1.5 3,803.1 103.5 1,756.4 5,664.5 0.03

2010 1.4 3,849.8 102.9 1,809.6 5,763.6 0.02

2011 1.5 3,837.8 107.9 1,836.7 5,783.9 0.03

tmca 7.9 3.8 -1.6 3.5 3.5

Año

Combustibles del sector autotransporte Penetración del gas natural con relación al

total (%)1GNC Gasolinas Gas LP TotalDiesel


102

A finales de 2011 existían un total de seis estaciones de servicio en nuestro país para suministro de GNC vehicular. Tres estaciones ubicadas en Nuevo León, propiedad de la empresa Gas Natural México (Monterrey) y tres en la zona metropolitana del Valle de México, propiedad de Gazel (Toreo, Balbuena y Tacubaya).

La cantidad de vehículos que utilizaron GNC se ubicó en 1.4 mil unidades en 2011. Pese a que el uso del gas natural resulta económicamente atractivo para vehículos con una alta intensidad de uso, tales como vehículos ligeros pertenecientes a flotas y vehículos de transporte público como microbuses, el mercado de gas natural vehicular no ha logrado afianzarse. Una de las principales causas es el acceso restringido al combustible, puesto que la disponibilidad de estaciones de servicio y talleres para conversión es reducida.

Gráfica 24 Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2011

(Miles de unidades)

Fuente: IMP.

3.5. Precio nacional de gas natural

La Ley de la Comisión Reguladora de Energía (LCRE), en su Artículo 2, establece que la CRE tiene por objeto promover el desarrollo eficiente de diferentes actividades del sector energético del país, entre ellas lo referente a las ventas de primera mano (VPM) del gas natural. Por VPM se entiende la primera enajenación que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios realizan en territorio nacional a un tercero. Para los efectos de dicha Ley, se asimilan a éstas las que realizan a terceros las personas morales que aquellos controlan.

La LCRE también establece en su Artículo 3, fracción VII, que la CRE tiene las atribuciones de aprobar y expedir los términos y condiciones a los que se sujetan las VPM, así como las metodologías para la determinación de sus precios, salvo cuando existen condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia, o que se establezcan por el Ejecutivo Federal mediante acuerdo.

22,697.2859.2 215.8 1.4 23,773.7

Gasolina Diesel Gas LP GNC Total


103

Conforme a lo anterior, en materia de regulación de precios, el Reglamento de Gas Natural, en su Artículo 8 dice que el precio máximo del gas objeto de las VPM es fijado conforme a lo establecido en las directivas expedidas por la CRE. La metodología para su cálculo refleja los costos de oportunidad y las condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional y al lugar donde se realiza la venta.

Gráfica 25 Precio de venta de primera mano de gas natural en Reynosa, 2000-2011


Fuente: CRE.

Por su parte, la directiva sobre la determinación de precios máximos de gas natural vigente (DIR-GAS-001-2009), reconoce que el costo de oportunidad del gas natural en México está ligado al mercado de Norteamérica y por tanto, toma como referencia el mercado del sur de Texas, incorporando una referencia al mercado de Henry Hub y un ajuste para estimar el precio en el sur de Texas.

Dependiendo del escenario de comercio exterior, la fórmula reconoce el costo de transporte entre el sur de Texas y Reynosa, al cual, a) se suma si el escenario es de importación neta; b) se resta si el escenario es de exportación neta; c) no se aplica si el escenario es de balance (equilibrio). No obstante, esta fórmula no se ha actualizado desde 2009. Adicionalmente, ante un escenario de comercio exterior de exportación neto, la fórmula considera un término adicional que resta la tarifa de transporte dentro de la región. Es importante mencionar que este último escenario es el que se ha aplicado, pese a que México es importador neto.

El precio de VPM en Reynosa promedió 3.86 US$/MBTU en 2011, lo que significó un decremento de 6.7% respecto al precio promedio de 2010. Los precios oscilaron entre un máximo de 4.19 US$/MBTU en agosto y un mínimo de 3.23 US$/MBTU en diciembre (véase Gráfica 25).

$0.0

$2.0

$4.0

$6.0

$8.0

$10.0

$12.0

$14.0

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

Promedios 2000-2003 = 4.02 US$/MBTU2004-2007 = 6.36 US$/MBTU2008-2011 = 4.99 US$/MBTU


104

En 2011, el promedio del precio de gas Henry Hub disminuyó 8.5% respecto al año anterior. Dentro de los factores que más influyeron en este comportamiento están los siguientes74:

• Los aumentos en la producción de gas natural en Estados Unidos, especialmente en el play Marcellus, y en aquellos plays ricos en condensados como Eagle Ford. En ambos casos, el aumento de la producción de shale gas contribuyó al aumento de oferta de gas natural y propició la disminución del precio promedio de referencia.

• Los inventarios de gas natural fueron excepcionalmente altos hacia finales de 2011. El aumento en inyecciones para almacenamiento durante septiembre y octubre fue resultado de una menor demanda debido al clima templado en gran parte de los Estados Unidos, junto con una fuerte y continua producción.

Si bien los precios al usuario final no están regulados, la CRE regula el Precio Máximo de Comercialización, que se establece en la DIR-GAS-001-2007, en el numeral 28.3. Éste se compone de:

a) El costo de las unidades vendidas por el Distribuidor valuadas al precio máximo de adquisición (PMA) o precio de venta de primera mano, de acuerdo con el numeral 29.1 de dicha Directiva

b) El costo de transporte

c) El servicio de almacenamiento

d) Los costos de servicio de entrega del gas

e) Los componentes anteriores ponderados por la cantidad de gas vendida a los usuarios

En conformidad con la DIR-GAS-001-2007, los distribuidores pueden contratar coberturas75 para mitigar la volatilidad de los precios de referencia. Para ello, deben solicitar la aprobación de la CRE para modificar el PMA. Si bien en 2011 se aprobaron resoluciones por las que se autorizó a los distribuidores a contratar coberturas, las empresas dejaron de contratar los citados esquemas, por lo que los precios al público reflejaron, en mayor medida, la tendencia a la baja de las referencias en el mercado norteamericano (véase Gráfica 26).

Se estima que durante 2011 los precios aplicados por las distribuidoras a los diferentes sectores de actividad económica mostraron una baja importante, debido a lo mencionado anteriormente. En el caso de los sectores residencial, comercial e industrial, los decrementos promedio respecto a 2010 en los precios fueron de aproximadamente 6.5%, 13.8% y 15.8, respectivamente (véase Gráfica 26). Asimismo, se estima que los precios de gas natural nacionales al público promediaron 14.67 US$/MBTU para los usuarios del sector residencial, 9.42 US$/MBTU para el sector servicios o comercial y 7.78 US$/MBTU en el sector industrial. En conjunto, los tres precios promediaron 10.62 US$/MBTU en 2011.

74 “2011 Brief: Henry Hub natural gas spot prices fell about 9% in 2011”, Today in Energy, EIA. 75 Con este instrumento, una empresa conoce por anticipado el precio al cual pagará el gas natural en un futuro. Permite planear los desembolsos de efectivo sobre la cantidad cubierta. Estos instrumentos sólo cubren el precio de referencia en dólares; los demás costos relacionados, como transporte, costo de servicio, etc. permanecen igual.


105

Gráfica 26 Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector1, 2000-2011


1 Se refiere al precio promedio estimado de la facturación de todas las distribuidoras del país. Fuente: CRE.

3.6. Análisis regional

La regionalización del mercado nacional de gas natural permite hacer comparativos entre los diferentes estados donde se consume y produce dicho energético. Para ello, se divide al territorio nacional en cinco regiones: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste. Los estados integrantes de cada región se enlistan en el Mapa 10.

La distribución de la infraestructura, la ubicación de los centros industriales, las actividades petroleras, los puntos de generación de electricidad y concentración poblacional, son factores importantes que determinan el consumo de gas natural en cada región. Cabe señalar que sólo ocho estados de la República Mexicana (Baja California Sur, Colima, Guerrero, Morelos, Nayarit, Quintana Roo, Sinaloa y Zacatecas) no presentaron consumos de gas natural al cierre de 2011, derivado de la falta de infraestructura.

La región Sur-Sureste fue la principal consumidora de gas natural en el país en 2011, con un consumo de 3,74476 MMpcd, lo que representó 47.3% del total nacional. Este consumo se destinó principalmente a la actividad petrolera. La segunda región más importante en cuanto a consumo fue la Noreste, con una participación de 29.0%, derivado principalmente de la demanda de gas del sector eléctrico.

76 Este volumen incluye el consumo en aguas territoriales.

$0.0

$2.0

$4.0

$6.0

$8.0

$10.0

$12.0

$14.0

$16.0

$18.0

$20.0

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

Residencial Comercial Industrial


106

En 2011, el consumo de gas natural aumentó en todas las regiones, con excepción de la región Sur-Sureste. La demanda de la región Noreste mostró el mayor crecimiento (12.4%). En las regiones Noroeste, Noreste, Centro-Occidente y Centro la demanda conjunta de gas natural del sector eléctrico aumentó 232.7 MMpcd.

Mapa 10 Regionalización del mercado de gas natural

Fuente: SENER.

En esta versión de Prospectiva del mercado de gas natural, el consumo de gas natural en aguas territoriales por actividades petroleras, que antes se contabilizaba dentro de Campeche, se clasificó por separado. El consumo de gas de PEMEX en aguas territoriales mostró un decremento de 3.7%, derivado del menor volumen de producción de hidrocarburos en la industria petrolera.

Tamaulipas fue el estado con el mayor consumo de gas natural del país, con un volumen de 981 MMpcd. El principal destino del energético fue el sector eléctrico. También destacaron los consumos de Veracruz y Tabasco, con 955 MMpcd y 882 MMpcd, respectivamente.

Pese al importante potencial productivo de gas natural en el país, existen restricciones que se tienen que considerar para explicar el déficit entre la oferta y la demanda nacional. Es necesario examinar las condiciones geográficas de México y del sistema de distribución y transporte del hidrocarburo.

Por ejemplo, la región Noroeste está totalmente aislada del suministro de gas natural de origen nacional; es decir, las importaciones en esta región no pueden ser sustituidas con producción territorial. Además, existen dos regiones frecuentemente superavitarias en la producción de gas natural: la Noreste y la Sur-Sureste, que abastecen a la Centro y la Centro-Occidente, mismas que no

Centro-Occidente

•BajaCalifornia

•Baja California Sur•Sinaloa•Sonora

•Aguascalientes•Colima•Guanajuato•Jalisco•Michoacán•Nayarit•Querétaro•San Luis Potosí•Zacatecas

•Coahuila•Chihuahua•Durango•Nuevo León•Tamaulipas

•Campeche•Chiapas•Guerrero•Oaxaca•Quintana Roo•Tabasco•Veracruz•Yucatán

•Distrito Federal•Hidalgo•Estado de México•Morelos•Puebla•Tlaxcala

Noroeste

Noreste

Sur-Sureste

Centro


107

cuentan con producción propia. No obstante, el sistema tiene una restricción de capacidad de compresión de 800 MMpcd que limita el envío de gas de la región Noreste a las regiones Sur-Sureste, Centro y Centro-Occidente. Por otro lado, hay importaciones fijas que están sujetas a aspectos contractuales y representan un compromiso en el tiempo, como las que se realizan en la terminal de GNL en Altamira.

Cuadro 41 Consumo regional de gas natural por estado1, 2000-2011


n.a. no aplica. 1 Para consultar la demanda de gas natural por sectores y por entidades federativas, véase el anexo tres. Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, SENER, PGPB y empresas privadas.

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

Total nacional 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6,984 7,204 7,377 7,777 7,923 5.7

Noroeste 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 380 399 18.7

Baja California 36 63 100 180 227 248 283 266 303 289 256 276 20.2

Baja California Sur - - - - - - - - - - - -

Sinaloa - - - - - - - - - - - -

Sonora 24 34 54 77 85 86 109 111 126 119 124 123 16.0

Noreste 1,153 1,068 1,307 1,359 1,483 1,502 1,718 1,874 1,896 1,925 2,045 2,299 6.5

Coahuila 142 110 145 127 128 122 130 136 142 127 139 157 0.9

Chihuahua 181 180 213 224 221 199 230 258 266 276 281 307 4.9

Durango 50 40 45 38 39 72 99 108 108 112 153 187 12.8

Nuevo León 501 468 529 609 560 555 607 604 617 591 633 668 2.6

Tamaulipas 279 270 375 362 536 554 653 767 763 818 839 981 12.1

Centro - Occidente 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 729 5.9

Aguascalientes - 0 5 7 10 11 13 12 13 13 17 19 n.a.

Colima - - - - - - - - - - - -

Guanajuato 80 88 171 189 193 195 218 220 220 201 211 217 9.4

Jalisco 58 48 54 50 45 46 48 47 50 50 54 57 -0.1

Michoacán 130 84 98 128 136 126 135 140 132 66 111 120 -0.7

Nayarit - - - - - - - - - - - -

Querétaro 105 107 125 100 110 115 121 112 118 157 138 127 1.7

San Luis Potosí 16 17 20 24 26 26 31 107 172 178 172 189 25.0

Zacatecas - - - - - - - - - - - -

Centro 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9

Distrito Federal 97 50 55 56 59 57 56 51 49 50 64 70 -2.9

Hidalgo 193 185 146 177 208 170 182 151 169 155 153 150 -2.3

México 232 304 316 313 275 284 301 322 320 348 329 335 3.4

Morelos - - - - - - - - - - - -

Puebla 67 58 72 88 87 78 88 98 102 98 141 172 9.0

Tlaxcala 20 17 16 17 17 16 17 17 17 22 24 25 2.0

Sur-Sureste 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,932 3,214 3,458 3,518 3,705 3,936 3,744 5.3

Campeche 36 66 57 98 107 108 116 135 137 89 124 105 10.2

Chiapas 305 360 359 360 358 404 472 543 607 674 660 77 -11.8

Guerrero - - - - - - - - - - - -

Oaxaca - 0 0 0 0 0 1 3 4 4 0 0 n.a.

Quintana Roo - - - - - - - - - - - -

Tabasco 291 276 258 249 236 221 213 215 250 274 298 882 10.6

Veracruz 740 676 710 778 825 761 869 941 933 1,015 1,038 955 2.3

Yucatán 39 102 108 88 89 84 109 151 168 169 152 122 11.1Aguas territoriales 704 752 821 949 1,147 1,354 1,433 1,470 1,419 1,480 1,664 1,602 7.8


108

Región Sur-Sureste

La producción y demanda de gas natural de la región Sur-Sureste son las de mayor volumen en el país. Gran parte de la infraestructura de PEP y PGPB que se dedica a la extracción y procesamiento de gas natural se ubica en esta región.

Cuadro 42 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2000-2011


n.a. no aplica. 1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco. 2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas particulares.

Durante 2011, la región Sur-Sureste consumió 3,744 MMpcd, 47.3% de la demanda nacional. El sector petrolero demandó 84.8% del gas natural. En 2011, ésta disminuyó 0.7% respecto a 2010, al ubicarse en 1,801 MMpcd77. El principal decremento provino del consumo de PPQ.

Por su parte, el sector eléctrico consumió un promedio de 479 MMpcd, 14.4% menos que en 2010. Esto se debió principalmente a la disminución de 50 MMpcd en el consumo de las centrales de generación de la CFE.

Por otro lado, la producción en la región promedió 4,865 MMpcd. De dicho volumen, 1,087 MMpcd se envió a otras regiones como la Centro y Centro-Occidente.

77 No se consideran las recirculaciones.

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

2000-2011Origen 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 3,780 4,100 4,576 4,599 4,705 4,946 4,865 4.4

Producción regional 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 3,780 4,100 4,576 4,599 4,705 4,946 4,865 4.4

Gas de PEP para operación1 153 162 165 172 206 365 435 550 567 588 766 756 15.6Gas de PEP para recirculaciones 185 184 137 166 266 354 339 420 439 594 590 575 10.9Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - - - - Producción de plantas de PGPB 2,556 2,539 2,603 2,668 2,674 2,552 2,615 2,577 2,555 2,649 2,718 2,768 0.7Directo de campos 33 39 59 73 231 416 624 942 962 800 797 689 32.0Etano inyectado a ductos 98 99 88 93 106 92 87 87 76 74 74 76 -2.3Otras corrientes 8 9 9 4 0 - - - - - - - n.a.

Importación - - - - - - - - - - - - - De otras regiones - - - - - - - - - - - - -

Destino 3,010 2,961 3,054 3,139 3,454 3,742 4,113 4,561 4,583 4,644 4,912 4,831 4.4Demanda regional 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,932 3,214 3,458 3,518 3,705 3,936 3,744 5.3Sector petrolero 1,033 1,053 1,031 1,019 1,118 1,190 1,270 1,447 1,545 1,569 1,813 1,801 5.2

Pemex Exploración y Producción2 395 463 458 471 551 651 704 843 903 940 1,165 1,155 10.3Pemex Refinación 53 57 63 59 56 57 55 53 55 60 74 87 4.5Pemex Gas y Petroquímica Básica 254 250 246 238 241 233 238 243 262 266 266 268 0.5Pemex Petroquímica 331 283 263 251 271 249 273 308 326 303 307 292 -1.2Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -

Sector petrolero recirculaciones internas 874 909 943 1,056 1,157 1,303 1,390 1,373 1,335 1,478 1,477 1,374 4.2Sector industrial 94 84 94 83 75 73 82 80 83 80 86 90 -0.3Sector eléctrico 113 188 245 363 410 366 472 557 554 577 559 479 14.0

Público 108 185 240 360 408 363 469 553 550 573 554 474 14.4Comisión Federal de Electricidad 81 113 112 105 102 93 104 149 100 140 108 58 -3.0Extinta LFC - - - - - - - - - - - - Productores Independientes de Energía 26.7 72 128 255 306 271 365 404 449 433 446 416 28.3

Privado 5 2 5 3 2 3 3 4 4 4 5 5 0.1Autogeneración de electricidad 5 2 5 3 2 3 3 4 4 4 5 5 0.1Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - - -

Sector residencial - - - - - - - - - - - - - Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -4.9Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - A otras regiones 895 728 740 618 693 810 899 1,103 1,065 939 976 1,087 1.8

Variación de inventarios y diferencias* 23 71 8 38 29 38 -12 15 16 61 34 34 3.5


109

Región Noreste

La región Noreste presentó los volúmenes de importación de gas natural por ductos más importantes. Asimismo, la región recibió GNL en la terminal de regasificación de Altamira, Tamaulipas.

En dicha región, todos los estados que la integran consumieron gas natural. Esto fue posible gracias a la infraestructura de ductos que existe en la zona. En 2011, el crecimiento del consumo de gas natural en la región fue de 12.4%, promediando 2,299 MMpcd. En orden de importancia, la participación del consumo de los estados de la región fue la siguiente: Tamaulipas (42.7%), Nuevo León (29.0%), Chihuahua (13.3%), Durango (8.1%) y Coahuila (6.8%). Cabe destacar que Tamaulipas fue el estado con el mayor consumo del país, con una demanda de 981 MMpcd en 2011. Asimismo, en todos los estados de la región creció el consumo, sobresaliendo Tamaulipas y Nuevo León, con los incrementos más importantes del año en términos absolutos (143 y 34 MMpcd, respectivamente).

A su vez, la región presentó los mayores niveles de demanda de gas de los sectores eléctrico e industrial. En 2011, el sector eléctrico demandó 67.6% (1,554 MMpcd) del gas natural en la región. La mayoría se destinó a los 11 PIE (868 MMpcd) que actualmente operan en la región. De éstos, los consumos más importantes fueron los de Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V., Iberdrola Energía Altamira, S.A. de C.V. y Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A. de C.V., por su nivel de generación.

El consumo industrial de gas natural en la región fue el más importante a nivel nacional. En 2011 la región Noreste demandó 36.9% del total industrial del país, promediando 417 MMpcd, 6.5% más que el año anterior.

El sector residencial consumió 51 MMpcd, lo que representó 2.2% del total de gas consumido de la región. A su vez, este volumen aportó 62.1% del consumo del sector residencial a nivel nacional. Cabe señalar que la región Noreste concentró el mayor número de zonas geográficas de distribución del país, con un total de diez (Piedras Negras, Chihuahua, Saltillo, Ciudad Juárez, Nuevo Laredo, Río Pánuco, Torreón-Gómez Palacio, Norte de Tamaulipas y dos más en Monterrey).


110

Cuadro 43 Balance de gas natural de la región Noreste, 2000-2011


n.a. no aplica. 1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Gas del Litoral, PEMEX, SENER y empresas particulares.

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

2000-2011

Origen 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 1,838 2,069 2,179 2,310 2,401 2,507 2,694 7.0

Producción regional 1,058 1,042 1,072 1,150 1,143 1,267 1,442 1,449 1,415 1,539 1,494 1,359 2.3Gas de PEP para

operación1 32 35 36 38 36 36 35 35 39 43 47 49 3.8

Gas de PEP para recirculaciones

56 58 56 48 45 46 47 51 48 46 33 30 -5.4

Gas de PEP directo a Refinación

12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 0 1 -21.0

Producción de plantas de PGPB

235 265 312 361 470 595 829 970 907 924 900 924 13.3

Directo de campos 719 671 638 689 584 582 528 392 420 525 514 356 -6.2Etano inyectado a ductos

- 1.9 3 2 2 2 0 - - - - - n.a.

Otras corrientes 5 5 5 6 4 5 1 - - - - - n.a.Importación 221 283 576 742 814 572 626 730 894 861 1,012 1,335 17.8Importaciones por logística

146 131 184 215 299 322 380 402 436 429 435 515 12.1

Importaciones de PGPB por balance

75 152 392 527 515 249 167 78 128 98 227 451 17.7

Importación de gas natural licuado

- - - - - - 78.8 250 331 334 351 369 n.a.

De otras regiones - - - - - - - 0 - - - - n.a.Destino 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 1,838 2,059 2,186 2,299 2,391 2,504 2,695 7.0

Demanda regional 1,153 1,068 1,307 1,359 1,483 1,502 1,718 1,874 1,896 1,925 2,045 2,299 6.5 Sector petrolero 108 130 141 150 156 162 168 188 183 175 196 192 5.4Pemex Exploración y Producción

47 42 42 44 42 42 41 41 43 47 51 55 1.3

Pemex Refinación 43 75 87 94 101 104 105 122 115 105 124 115 9.5Pemex Gas y Petroquímica Básica

9 8 9 12 13 17 23 24 25 24 21 22 8.9

Pemex Petroquímica 9 5 3 0 - - - - - - - - n.a.Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - - Sector petrolero recirculaciones internas

56 58 56 48 45 46 47 51 48 46 33 68 1.9

Sector industrial 436 340 397 348 356 348 371 384 372 340 391 417 -0.4 Sector eléctrico 485 469 640 737 850 869 1,058 1,175 1,219 1,294 1,354 1,554 11.2Público 427 434 582 599 679 702 877 985 1,027 1,107 1,157 1,356 11.1Comisión Federal de Electricidad

427 428 385 381 281 240 284 304 358 389 399 488 1.2

Extinta LFC - - - - - - - - - - - - Productores Independientes de Energía

- 5.5 197.2 218 397 463 593 681 669 718 758 868 n.a.

Privado 59 35 57 138 172 167 180 190 192 187 196 198 11.7Autogeneración de electricidad

59 35 57 138 172 167 180 190 192 187 196 198 11.7

Exportación de electricidad

- - - - - - - - - - - -

Sector residencial 51 53 55 60 61 61 57 60 58 54 54 51 0.0 Sector servicios 18 17 18 15 15 15 16 17 17 16 17 16 -1.0 Sector Autotransporte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 73.6Exportación 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 19 1 -23.1A otras regiones 103 232 336 532 473 312 309 174 295 400 439 395 13.0

Variación de inventarios y diferencias*

- - - -0 0 0 9 -6 10 9 3 -1 n.a.


111

Región Centro

Existen similitudes importantes entre el comportamiento y características de las regiones Centro y Centro-Occidente. En ambos casos, toda la demanda de gas se abastece a partir del suministro de otras regiones. En 2011, la región Centro demandó 752 MMpcd, volumen similar al de la región Centro-Occidente, y registró un crecimiento de 5.7% respecto al año previo. Con ello, la región ocupó la tercera posición en cuanto a consumo en el país.

Los sectores con mayor consumo fueron el eléctrico y el industrial. El primero representó 45.4% de la demanda regional en 2011, en tanto que el sector industrial participó con 36.5%. Ambos sectores presentaron aumentos en su demanda respecto a 2010. El eléctrico lo hizo en 1.5% y el industrial en 6.8%.

Las entidades federativas con mayor participación en el consumo total de la región fueron México y Puebla. El Estado de México demandó 44.5% del consumo de la región, con una presencia importante de los sectores eléctrico e industrial. Puebla consumió 22.9%, Hidalgo 19.9%, el Distrito Federal 9.3% y el resto correspondió a la demanda de Tlaxcala. Por su parte, las entidades que más aportaron al crecimiento de la demanda de la región fueron Puebla y el Distrito Federal.

Cuadro 44 Balance de gas natural de la región Centro, 2000-2011


n.a. no aplica. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas particulares.

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

2000-2011Origen 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9

Producción regional - - - - - - - - - - - - Importación - - - - - - - - - - - - De otras regiones 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9

Destino 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9Demanda regional 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9Sector petrolero 101 83 68 101 88 69 73 63 93 94 88 104 0.3

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - - Pemex Refinación 67 54 39 65 63 53 53 47 73 77 74 74 1.0Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 1 1 -0.3Pemex Petroquímica 33 28 28 35 24 15 19 15 19 16 13 28 -1.2Pemex Corporativo 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.2

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - - Sector industrial 221 209 226 227 238 232 246 252 245 235 257 275 2.0Sector eléctrico 278 311 294 304 297 279 297 296 288 314 336 341 1.9

Público 259 293 271 282 274 256 275 276 271 289 306 312 1.7Comisión Federal de Electricidad 224 254 236 249 245 227 244 219 221 230 255 248 0.9Extinta LFC 35 38 35 33 29 29 30 57 50 60 51 64 5.6Productores Independientes de Energía - - - - - - - - - - - -

Privado 20 18 23 22 23 23 22 20 17 24 30 30 3.7Autogeneración de electricidad 20 18 23 22 23 23 22 20 17 24 30 30 3.7Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - -

Sector residencial 7 8 12 15 18 19 20 22 23 23 24 24 11.9Sector servicios 0 2 4 3 3 4 4 5 6 6 6 7 26.8Sector Autotransporte 1 1 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 7.5

Exportación - - - - - - - - - - - - A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* - - - -0 0 -0 0 -0 0 -0 -0 -0 n.a.


112

Región Centro-Occidente

La región Centro-Occidente cubrió sus necesidades de consumo con gas natural proveniente de la región Noreste y Sur-Sureste. En 2011, la región consumió en promedio 729 MMpcd, 3.6% más que en 2010. El consumo del sector eléctrico representó 48.5% del total de la región Centro-Occidente, mientras que el del sector industrial representó 42.6%.

El consumo de este último sector creció 22.5 MMpcd en 2011, para alcanzar un total de 310 MMpcd. En la región existe importante actividad industrial, sobre todo en Jalisco, Guanajuato y Michoacán.

La mayor parte de la demanda regional correspondió a Guanajuato (29.8%), San Luis Potosí (25.9%) y Querétaro (17.4%). De los estados anteriores, destacó el aumento de 17 MMpcd en el consumo de San Luis Potosí.

Cuadro 45 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2000-2011


n.a. no aplica. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas particulares.

Región Noroeste

La oferta de la región Noroeste provino principalmente de Estados Unidos y de las importaciones de gas natural licuado (GNL). Las importaciones por ducto que se efectúan en esta región ingresan al país por Tijuana, Mexicali y Los Algodones, en el caso del estado de Baja California; mientras que en Sonora, éstas ocurren en Nogales, Naco y Agua Prieta.

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

2000-2011Origen 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 730 5.9

Producción regional - - - - - - - - - - - - - Importación - - - - - - - - - - - - - De otras regiones 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 730 5.9

Destino 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 729 5.9Demanda regional 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 729 5.9Sector petrolero 44 44 49 51 42 62 69 62 65 59 65 57 2.3

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - - - Pemex Refinación 44 44 49 51 42 62 69 62 65 59 65 57 2.3Pemex Gas y Petroquímica Básica - 0.0 0 - 0 - - 0 0 0 0 0 n.a.Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - - - Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - - -

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - - - Sector industrial 248 191 230 249 267 259 288 296 298 231 288 310 2.1Sector eléctrico 96 109 191 194 205 190 201 272 334 368 340 354 12.6

Público 65 86 156 165 179 166 174 242 306 340 309 323 15.6Comisión Federal de Electricidad 65 84 81 96 97 91 95 88 94 111 91 88 2.7Extinta LFC - - - - - - - - - - - - - Productores Independientes de Energía - 1.5 75 68 82 75 80 154 212 229 219 235 n.a.

Privado 31 23 35 29 26 24 26 30 28 28 31 31 0.0Autogeneración de electricidad 31 23 35 29 26 24 26 30 28 28 31 31 0.0Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - - -

Sector residencial 1 1 3 4 6 6 5 5 5 5 7 6 21.5Sector servicios 1 1 0 1 1 1 2 2 2 3 3 2 10.0Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - A otras regiones - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* - - - -0 0 0 0 0 0 0 0 1 n.a.


113

Desde 2008, el otro componente de la oferta de gas natural en la región lo constituyen las importaciones de GNL, a través de la terminal de Ensenada, en Baja California. Ésta se convirtió en la primera terminal de regasificación de acceso abierto en México. En 2011 registró un volumen de importación de 25 MMpcd.

Cuadro 46 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2000-2011


n.a. no aplica. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, PEMEX, Sempra, SENER y empresas particulares.

Entre 2000 y 2011, el consumo de gas de la región creció 22.5% promedio anual. Este crecimiento fue detonado por el sector eléctrico, mismo que representó 90.2% del total consumido en 2011. En 1999 comenzó la sustitución gradual de combustibles, cuando en algunas de las plantas termoeléctricas de la CFE se cambió combustóleo por gas natural. A partir de 2001, se propició una mayor demanda de gas por los PIE. Además, en 2003 la entrada de exportadores de electricidad intensificó el consumo.

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

2000-2011

Origen 60 97 154 254 310 334 392 374 442 397 446 414 19.2Producción regional - - - - - - - - - - - - - Importación 60 97 154 254 310 334 392 374 442 397 446 414 19.2

Importaciones por logística 60 97 154 254 310 334 392 374 417 390 250 390 18.6Importaciones de PGPB por balance - - - - - - - - - - - - - Importación de gas natural licuado - - - - - - - - 25 7 196 25 n.a.

De otras regiones - - - - - - - - - - - - - Destino 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 444 422 19.3

Demanda regional 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 380 399 18.7Sector petrolero - 0 1 1 0 0 1 1 1 1 1 1 n.a.

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - - - Pemex Refinación - - - - - - - - - - - - - Pemex Gas y Petroquímica Básica - 0 1 1 0 0 1 1 1 1 1 1 n.a.Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - - - Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - - -

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - - - Sector industrial 20 14 19 17 21 24 27 28 28 27 32 37 5.6Sector eléctrico 39 80 132 237 289 309 362 346 398 380 347 360 22.5

Público 38 79 130 185 199 191 226 222 250 241 243 252 18.7Comisión Federal de Electricidad 38 69 105 100 88 82 109 113 122 122 129 131 11.8Extinta LFC - - - - - - - - - - - - - Productores Independientes de Energía - 10 25 84 111 109 117 109 128 119 114 122 n.a.

Privado 0 1 2 53 89 117 137 124 148 139 104 108 64.2Autogeneración de electricidad 0 1 2 0 0 0 1 2 3 4 3 2 15.6Exportación de electricidad - - - 52 89 117 135 122 145 135 101 105 n.a.

Sector residencial 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 -3.3Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.1Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - 64 23 n.a.A otras regiones - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* -1 0 0 -2 -1 0 1 -3 13 -12 2 -8 n.a.


114

3.7. Balance oferta-demanda, 2000-2011

Entre 2000 y 2011, la producción nacional de gas natural creció 3.9% promedio anual. Por su parte, la demanda aumentó 5.7% anual durante el mismo periodo. Para satisfacer dicha demanda, fue necesario recurrir a las importaciones, que en promedio crecieron 18.1% anual y aportaron 22.1% de la demanda. La principal fuente de dichas importaciones fue Estados Unidos.


115

Cuadro 47 Balance nacional de gas natural, 2000-2011


n.a. no aplica. 1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco. 2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Gas del Litoral, PEMEX, SENER y otras empresas particulares.

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

2000-2011

Origen 4,372 4,454 4,863 5,323 5,750 5,952 6,561 7,129 7,350 7,502 7,899 7,973 5.6Producción nacional 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 6,025 6,014 6,244 6,440 6,224 3.9

Gas de PEP para

operación1 186 197 201 209 243 401 470 586 605 631 813 805 14.3

Gas de PEP para recirculaciones

240 242 193 214 311 400 386 471 487 640 623 605 8.8

Gas de PEP directo a Refinación

12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 0 1 -21.0

Producción de plantas de PGPB

2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3,618 3,692 2.6

Directo de campos 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 3.0

Etano inyectado a ductos

98 101 91 95 108 94 87 87 76 74 74 76 -2.3

Otras corrientes 13 14 13 10 4 5 1 - - - - - n.a.Importación 281 380 729 996 1,124 905 1,018 1,104 1,336 1,258 1,459 1,749 18.1

Importaciones por logística

206 228 338 469 609 656 773 776 853 819 685 905 14.4

Importaciones de PGPB por balance

75 152 392 527 515 249 167 78 128 98 227 451 17.7


- - - - - - 79 250 356 341 547 393 n.a.

Destino 4,349.8 4,383.1 4,855.5 5,287.2 5,722.5 5,914.1 6,563.4 7,122.9 7,311.3 7,443.6 7,860.2 7,947.4 5.6Demanda nacional 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6,984 7,204 7,377 7,777 7,923 5.7

Sector petrolero 1,286 1,310 1,290 1,323 1,405 1,483 1,581 1,760 1,886 1,898 2,163 2,155 4.8

Pemex Exploración y

Producción2 442 505 500 515 593 692 744 884 946 987 1,216 1,209 9.6

Pemex Refinación 207 230 238 270 262 276 281 284 308 301 338 334 4.4

Pemex Gas y Petroquímica Básica

264 258 256 252 255 251 263 268 288 291 289 292 0.9

Pemex Petroquímica 373 316 295 285 295 264 292 323 344 318 320 320 -1.4Pemex Corporativo 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.2

Sector petrolero recirculaciones internas

930 967 999 1,104 1,203 1,350 1,436 1,424 1,383 1,524 1,509 1,442 4.1

Sector industrial 1,019 838 966 924 957 935 1,014 1,040 1,027 913 1,054 1,129 0.9Sector eléctrico 1,011 1,157 1,501 1,835 2,050 2,013 2,390 2,646 2,794 2,933 2,936 3,088 10.7Público 897 1,077 1,379 1,591 1,738 1,680 2,021 2,278 2,404 2,550 2,570 2,717 10.6

Comisión Federal de Electricidad

835 949 920 932 814 733 836 872 896 991 982 1,013 1.8

Extinta LFC 35 38 35 33 29 29 30 57 50 60 51 64 5.6

Productores Independientes de Energía

27 89 425 625 896 918 1,154 1,349 1,458 1,500 1,537 1,641 45.4

Privado 115 80 122 244 312 334 368 367 390 382 366 371 11.3

Autogeneración de electricidad

115 80 122 192 223 217 233 245 244 247 266 266 7.9


- - - 52 89 117 135 122 145 135 101 105 n.a.

Sector residencial 60 64 71 81 86 87 84 89 87 83 86 82 2.9Sector servicios 20 21 22 19 20 21 23 24 25 25 27 25 2.4Sector Autotransporte 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 7.9

Exportación 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 83 24 0.2

Variación de inventarios y diferencias*

23 71 8 35 27 38 -2 6 39 58 39 26 1.2


116


117

4. Capítulo 4. Prospectiva del mercado nacional de gas natural 2012-2026

Este capítulo contiene el análisis de la infraestructura de transporte, así como de la oferta y demanda futura del mercado de gas natural para el periodo 2012-2026. Entre otros aspectos, se destaca la nueva estrategia de Cambio estructural del mercado de gas natural en México, que promoverá la construcción y puesta en marcha de infraestructura de transporte, además del crecimiento de la red de distribución. Con ello, se busca ampliar la cobertura del energético a más sectores de la población.

En cuanto a los escenarios de oferta, se presentan dos: el Inercial y el ENE. En el primero, las proyecciones se realizaron bajo el supuesto de que no se modificarán las condiciones actuales de producción. El escenario ENE incluye la visión de largo plazo plasmada en la Estrategia Nacional de Energía 2012-202678. En ambos casos se asume como premisa una oferta abundante de gas natural en Norteamérica y precios bajos del energético.

La proyección de la demanda de gas natural, en línea con la nueva estrategia de transporte y con las premisas arriba mencionadas, contempla una mayor disponibilidad de gas natural. Con ello, se espera un incremento en la demanda industrial y eléctrica.

4.1. Prospectiva de infraestructura de gasoductos

La situación actual y las perspectivas del mercado de gas natural, tanto nacional como internacional, contemplan una alta disponibilidad de este hidrocarburo y precios bajos del energético en Norteamérica. Este entorno ha motivado una serie de acciones y proyectos que buscan aprovechar, tanto en el mediano como en el largo plazo, las ventajas de una mayor utilización del gas natural en nuestro país.

La SENER, en conjunto con Petróleos Mexicanos (PEMEX), la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), ha propuesto una estrategia integral para el desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución del gas natural. El objetivo es llevar gas natural a un mayor número de regiones y reforzar la infraestructura existente. Lo anterior permitirá dar flexibilidad operativa al sistema de transporte de gas natural y seguridad en la prestación del servicio, para beneficio de todos los usuarios.

Los ejes de la estrategia para desarrollar el mercado de gas natural en México incluyen un nuevo arreglo institucional, el incremento tanto en la infraestructura de transporte como en la de distribución y el desarrollo de mercados potenciales (gas por ruedas o barco). Además, la CRE y PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) analizan proyectos de servicios de almacenamiento.

Respecto al nuevo arreglo institucional, se está discutiendo un proyecto de nuevo Reglamento de Gas Natural en el que se propone separar a PGPB de forma gradual, en suministrador, transportista,

78 Las premisas fundamentales de ambos escenarios, están contenidos en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026.


118

y Gestor Independiente. La función del Gestor Independiente es optimizar el uso de la infraestructura de los sistemas de transporte interconectados al Sistema de Transporte Nacional Integrado, no controlado por los transportistas (entidad filial de PEMEX y separada de PGPB). Asimismo, se busca establecer limitantes a la integración vertical entre el transporte y la comercialización del gas natural. Para ello, PEMEX dejará de distribuir el gas natural mediante la desincorporación de ramales y se licitarán nuevas zonas de distribución.

Con el nuevo arreglo institucional, se busca fomentar una mayor competencia en el transporte y la comercialización de gas natural, que permita la generación de un nuevo mercado de comercializadores particulares. Con ello, se detonará un incremento sin precedentes en infraestructura e inversión.

Asimismo, con la estrategia integral de infraestructura se busca desarrollar mercados potenciales, mediante el transporte de gas natural por ruedas y por barco. Con ello, se atenderán mercados que cuentan con poca demanda energética o que se encuentran alejados de la infraestructura de ductos.

En este ejercicio de prospectiva se considera la Estrategia Nacional de Gasoductos anunciada en noviembre de 2011 por el Presidente Felipe Calderón Hinojosa. En ella se incluyen los siguientes proyectos de transporte de gas natural: Gasoducto Manzanillo-Guadalajara, Gasoducto Tlaxcala-Morelos, Gasoducto Tamazunchale-El Sauz, Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino), Gasoducto Frontera-Los Ramones-Centro, Gasoducto del Noroeste, Gasoducto Zacatecas, Gasoducto Yucatán y Gasoducto Jáltipan-Salina Cruz.

Gasoducto de Manzanillo-Guadalajara

El gasoducto Manzanillo-Guadalajara fue construido por la empresa Energía Occidente de México S. de R.L. de C.V., que fue la ganadora de la licitación hecha por la CFE. En marzo de 2012 se inauguró el proyecto, con el que se podrá garantizar el transporte de gas natural entre la Terminal de Almacenamiento y Regasificación de Gas Natural Licuado y las centrales de generación eléctrica Manzanillo I y II. Asimismo, se asegurará el suministro de energía para las centrales eléctricas en el Occidente del país. El ducto también permitirá atender los requerimientos de los sectores productivos y del desarrollo industrial de la región occidental del país.

El Gasoducto Manzanillo–Guadalajara tiene una longitud total de 313 kilómetros, una capacidad de 500 MMpcd y un diámetro de 30 pulgadas. Consta de dos tramos, el primero va de la Terminal de Gas Natural Licuado Manzanillo (TGNLM) a las centrales eléctricas Manzanillo I y II. El segundo tramo corre de la TGNLM al extremo del gasoducto 24”-36”-30”-36” Cd. Pemex-Guadalajara, en El Castillo, en Guadalajara, Jalisco. El desarrollo del proyecto representó una inversión de 358 millones de dólares (MM$US).

De acuerdo con los compromisos contractuales, el suministro se incrementará paulatinamente. Para ello, la CRE empleó la metodología de “tarifas niveladas”, que compensa la subutilización inicial de la infraestructura existente.


119

Gasoducto Tlaxcala-Morelos

El ducto tendrá una trayectoria que irá de La Magdalena Soltepec, Tlaxcala, a Yecapixtla en Morelos. La empresa ganadora de la licitación llevada a cabo por la CFE fue Elecnor de México, S.A. de C.V.

Mapa 11 Proyectos de infraestructura de gasoductos en la zona Centro, Golfo y Occidente

Fuente: SENER.

El gasoducto constará de dos partes: 1) desde la interconexión con el gasoducto de 30 pulgadas del SNG propiedad de PGPB, trayecto “Esperanza-Venta de Carpio”, en Nativitas, Tlaxcala, hasta la Central de generación eléctrica Centro, en el Municipio de Yecapixtla, Morelos; 2) desde la interconexión con el gasoducto de 30 pulgadas hasta la interconexión con el gasoducto de 48 pulgadas del SNG propiedad de PGPB, trayecto “Cempoala–Santa Ana”, en el municipio de Tlaxco, Tlaxcala. La entrada en operación del gasoducto será en junio de 2013.

Con una inversión estimada de 210 MM$US, la longitud del ducto será de 170 km, poseerá un diámetro de 30 pulgadas y su capacidad de transporte será de 320 MMpcd. El ducto abastecerá a la central de ciclo combinado Centro I y posteriormente a la central Centro II.

Gasoducto Tamazunchale-El Sauz

La trayectoria de este ducto va de Tamazunchale, San Luis Potosí, a El Sauz en Querétaro. Tendrá una longitud de 200 km, un diámetro de 30 pulgadas y una capacidad de 630 MMpcd. El fallo de la licitación, por parte de la CFE, fue a favor de Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, S. de R. L. de C. V., propiedad de Transcanada. La inversión estimada para esta obra de infraestructura es de 600 MM$US. La entrada de operación de este ducto se contempla para marzo de 2014.

Palmillas

Guadalajara

Valtierrilla

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

Toluca

Yecapixtla

“El Castillo”

Sistema de Gasoductos de PGPBDuctos de acceso abierto

Gasoducto Morelos

Tamazunchale

El SauzTlaxcala

Gasoducto Manzanillo-GuadalajaraGasoducto Tamazunchale-El Sauz


120

El gasoducto iniciará en el punto de interconexión con el ducto existente Naranjos-Tamazunchale, propiedad de Transportadora de Gas natural de la Huasteca, y su punto de entrega será en la central El Sauz, en Querétaro. El transportista deberá dejar las preparaciones mínimas necesarias para una futura interconexión hacia la central de generación de Tula, en Hidalgo. Este ducto es estratégico para alimentar a las nuevas centrales de ciclo combinado que se instalarán en el centro del país, entre las que se encuentran Valle de México II, Valle de México III y Jorge Luque. Port ello, también se interconectará al SNG en las inmediaciones de El Sauz.

Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino)

El gasoducto Corredor Chihuahua contará con un punto de recepción localizado en San Isidro, municipio de Juárez, Chihuahua, que permitirá llevar gas natural dentro del territorio nacional desde la interconexión con un gasoducto de la empresa El Paso Natural Gas. La empresa Fermaca desarrolla el proyecto, y se estima el inicio de operaciones en julio de 2013.

Mapa 12 Proyecto de gasoducto de Chihuahua

Fuente: SENER.

Dicho ducto permitirá llevar gas natural hasta los puntos de entrega de las centrales de generación eléctrica, tanto existentes como futuras. Asimismo, abastecerá de gas natural a las centrales de generación eléctrica en Chihuahua, Durango y Coahuila. En este proyecto se prevé la construcción futura de un ramal para otras centrales de la región. Para ello, contará con una longitud de 385 km y un diámetro de 36 pulgadas. Además, el ducto tendría una capacidad 850 MMpcd. La inversión estimada para este proyecto será de 500 MM$US.

Gasoducto Frontera-Los Ramones-Centro

Este gasoducto se desarrollará en tres fases: la fase 1 Frontera-Ramones, la fase 2 de Ramones-Apaseo El Alto y la fase 3 San Luis–Aguascalientes. Partiendo de la frontera con Estados Unidos, el ducto pasará por Los Ramones, Linares, Matehuala, San Luis Potosí, Querétaro y, finalmente, Apaseo el Alto, en Guanajuato. Otro tramo partirá de San Luis Potosí hasta Aguascalientes (véase Mapa 13). La longitud total del ducto será de 1,221km, con diámetros de 48, 42 y 24 pulgadas, y una potencia de compresión instalada de 247,200 HP. La capacidad del gasoducto Frontera-Los

Sistema de Gasoductos de PGPBDuctos de acceso abierto Gasoducto de Chihuahua

Durango

Cd. Juárez

El Encino

Nuevo León

CoahuilaChihuahua

Tamaulipas


121

Ramones será de alrededor de 2,100 MMpcd y del tramo Los Ramones hacia el centro será de alrededor de 1,400 MMpcd.

Mapa 13 Proyecto de gasoducto Frontera-Los Ramones-Centro

Fuente: SENER.

El ducto es estratégico para el país, ya que permitirá eliminar cuellos de botella, dotar de redundancia al SNG y suministrar gas natural, junto con el resto de la infraestructura de transporte hacia el Centro Occidente a los sectores petrolero, industrial y residencial, así como apoyar al establecimiento de nuevas centrales eléctricas en el Centro-Occidente del país. Se espera que el fallo de la licitación sea en octubre de 2012, y la construcción comience en mayo de 2013. La entrada en operación de la fase 1 está programada para 2014 y de la fase 2 en 2015, mientras que la fase 3 está programada para mediados de 2017.

Gasoducto del Noroeste

El proyecto del gasoducto Noroeste cerrará un circuito con el corredor Chihuahua, fortaleciendo la operación y flexibilidad del sistema de gasoductos en el norte del país. La primera etapa del proyecto va de Tucson, Estados Unidos, a Sásabe, Puerto Libertad y Guaymas en Sonora. La segunda etapa parte de Guaymas a El Oro, Sinaloa. La tercera etapa unirá El Encino, Chihuahua, con Topolobampo en Sinaloa. La cuarta parte, unirá El Oro con Mazatlán, ambos en Sinaloa.

Linares

Aguascalientes

Guadalajara

AltamiraSan Luis Potosí

Los Ramones

San José Iturbide

Monterrey

Tamazunchale

Sistema de Gasoductos de PGPBDuctos de acceso abierto Gasoducto Los Ramones


122

Mapa 14 Proyecto Gasoducto del Noroeste

Fuente: SENER.

El gasoducto permitirá abastecer centrales térmicas convencionales que serán convertidas para utilizar gas natural en lugar de combustóleo. Estas centrales se encuentran en la costa occidental de Sonora y Sinaloa, como Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y Mazatlán. Asimismo, apoyará el desarrollo de nuevas centrales de ciclo combinado en la región, tales como Guaymas II y III, en Sonora; Topolobampo II (El Fresnal), Topolobampo III (Hermosillo) y Mazatlán, en Sinaloa; y, Norte II, III, IV, V y VI, y El Encino, en Chihuahua. Adicionalmente, el gasoducto contará con capacidad adicional suficiente para abastecer la demanda de gas natural en la región, con lo que se fortalecerá de manera importante el desarrollo económico de los estados de Sonora y Sinaloa, permitiendo generar inversiones y reducir costos.

La longitud total será de 2,041 km y contará con ductos de diámetros de 24, 30 y 36 pulgadas (véase Mapa 14). La capacidad en conjunto con el proyecto del gasoducto Chihuahua será de 1,606 MMpcd y requerirá una inversión estimada79 de alrededor de 2,448.3 MM$US. Los fallos para las cuatro licitaciones de los cinco tramos del proyecto serán entre octubre y noviembre de 2012. La entrada en operación del tramo Sásabe-Puerto Libertad será en octubre de 2014, el tramo Puerto Libertad-Guaymas en julio de 2015, el tramo El Encino–Topolobampo iniciará operaciones en marzo de 2016, el trayecto de Guaymas a El Oro en julio de 2016 y el trayecto El Oro–Mazatlán iniciará en diciembre de 2016.

Gasoducto de Zacatecas

El gasoducto irá de Aguascalientes, Aguascalientes a Calera, Zacatecas. La longitud del ducto será de 165 km y tendrá un diámetro de 10 pulgadas. La capacidad inicial del ducto será de 20 MMpcd, y podrá llevar hasta 40 MMpcd con compresión adicional. El proyecto requiere de una inversión estimada de 110 MM$US para la primera fase. En la segunda fase (con compresión adicional) se invertirán alrededor de 14.8 MM$US.

79 Incluyendo la Estaciones de Compresión.

Hermosillo

Durango

Cd. Juárez

Chihuahua

Guaymas

Topolobampo

Pto. Libertad

Sásabe224 km

364 km574 km

Gloria a Dios

Mazatlán

462 km

Tucson36”

36”

36”

30”

24”

30”

Sistema de Gasoductos de PGPB

Ductos de acceso abierto

Gasoducto del Noroeste

320 km

El Oro

El Encino


123

Este ducto tiene como objetivo atender el consumo de la región concentrado en tres grupos industriales. No obstante, también beneficiará a hogares y comercios. La demanda equivalente de gas natural será del orden de 16 MMpcd. Se tiene previsto que la construcción, que realizará un privado, inicie en 2013, en tanto que la entrada en operación será en el primer trimestre de 2014.

Mapa 15 Proyecto Gasoducto de Zacatecas

Fuente: SENER.

Gasoducto Yucatán

A través de este proyecto, desarrollado por PGPB, se busca incrementar la capacidad de transporte de gas natural hacia la Península de Yucatán, con el fin de satisfacer los requerimientos del sector eléctrico, industrial, comercial y residencial.

La trayectoria del Gasoducto Yucatán irá del centro procesador de gas (CPG) Nuevo PEMEX, en Tabasco, al entronque del Gasoducto Mayakán, con una longitud de 75 km. El diámetro del ducto será de 30 pulgadas y la capacidad de transporte será de 300 MMpcd. Lo anterior requerirá una inversión de alrededor de 125 MM$US, y se espera que el ducto entre en operación en diciembre de 2013.

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

Palmillas

Zacatecas

Aguascalientes

GuadalajaraValtierrilla

S.L.P.

Fresnillo

Durango

Gasoductos del Bajío

Calera

10”

Sistema Nacional de GasoductosDuctos PrivadosGasoducto Zacatecas


124

Mapa 16 Nueva red de gasoductos para incrementar capacidad en Yucatán

Fuente: SENER.

Gasoducto Jáltipan-Salina Cruz

La Refinería de Salina Cruz no cuenta actualmente con suministro de gas natural. Con este proyecto se llevará este hidrocarburo a la refinería, con lo que se reducirá el consumo de combustóleo. Este proyecto consiste en la rehabilitación de un ducto de 12 pulgadas de diámetro que está fuera de operación. El gasoducto inicia en la localidad de Jáltipan en Veracruz hasta la refinería de Salina Cruz. Tendrá una longitud de 222 km y una capacidad de 90 MMpcd. La inversión requerida será de más de 1,760 millones de pesos e iniciará operaciones a principios de 2013.

Mapa 17 Nueva red de gasoductos

Fuente: SENER.

Campeche

Chiapas

Gasoducto Mayacán a Mérida y Valladolid

CPG NuevoPemex

CPG Cáctus CPG Cd. Pemex

Poza Rica

Sistema de Gasoductos de PGPBGasoducto MayakánProyecto para incrementar la capacidad de transporte a la Península de Yucatán

Ductos privados

Ductos de PGPB

64

1

2

3

5

7

PROYECTOS1. Manzanillo2. Morelos3. Tamazunchale4. Chihuahua5. Ramones6. Noroeste7. Zacatecas8. Yucatán9. Salina Cruz

89


125

Estaciones de compresión

La expansión de la red de transporte de gas natural requerirá un aumento en la capacidad de compresión en los ductos, la cual será de 149,300 HP. Las estaciones de compresión consideradas en esta estrategia son: Soto La Marina, Altamira, El Castillo, Los Ramones a Los Indios y Salamanca (véase Mapa 18).

Mapa 18 Proyectos de adiciones de compresión

Fuente: SENER.

Red de distribución

En la actualidad existen 18 zonas de distribución de gas natural, con una extensión de 46,312 km80 y 2.1 millones de usuarios. Con la estrategia integral, se espera que la red de distribución cuente con 25 zonas de distribución, una extensión de 101,960 km y 4.8 millones de usuarios. Para lograrlo, se implementarán nuevos proyectos y se reforzará la red de distribución actual.

Los nuevos proyectos requerirán una inversión estimada de 1,446 MM$US, además de una adición de 33,422 km y 1,672 usuarios. La finalidad de dichos proyectos es llevar gas a la industria, comercio y hogares en 67 municipios de 17 estados de la República Mexicana (véase Cuadro 48). Para reforzar algunas zonas de distribución ya existentes, se espera realizar la enajenación de varios ramales81 de PGPB.

80 Información vigente a abril de 2012. 81 Tramos de tubería que derivan de un gasoducto principal y terminan en una planta endulzadora, en una planta petroquímica, o en una caseta de medición y control, entre otras.

1

2

3 5

4

Estación de compresión Capacidad Inicio de operaciones

1. Soto La Marina 50,000 HP 2014

2. Altamira 39,000 HP 2014

3. El Castillo 2,500 HP 2012

4. Los Ramones a Los Indios 18,800 HP 2014

5. Salamanca 39,000 HP 2018

3


126

Actualmente PGPB mantiene y opera 28 ramales en 7 zonas geográficas de distribución82, con una longitud de 565 kilómetros, los cuales no son necesarios para la actividad de transporte de gas natural. PGPB no puede prestar el servicio de distribución en esos ramales, por lo que es propicio que esta infraestructura se enajene para que un tercero (un distribuidor) la utilice para servir a nuevos usuarios. El proyecto permitirá que se genere un negocio de distribución robusto a partir de la demanda actual de los 99 clientes potenciales, cuya cartera se incluye en la enajenación.

Cuadro 48 Nuevas zonas potenciales de distribución de gas natural, dentro de la estrategia de

Cambio estructural en el mercado de gas natural en México

Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo de las cifras. Fuente: SENER.

Gas natural por ruedas y barco

PGPB participa en diversos proyectos para transportar gas natural por ruedas a ciudades medianas que se encuentran alejadas de la red de gasoductos, en donde se utilizan combustibles de mayor costo y que generan más emisiones contaminantes al ambiente. De esta forma, el gas natural podría ser transportado en estado líquido (GNL) o comprimido, por autotanque o barco.

Respecto al gas natural comprimido, PGPB tiene proyectos para llevar gas a Morelos, Guerrero, Oaxaca, Chiapas y Sinaloa. El proyecto de Morelos, para llevar gas a la zona industrial de Cuautla, ya está en etapa de formalización de acuerdos con la empresa que proveerá la tecnología. Asimismo, se contempla un proyecto para llevar gas natural comprimido por barco a Baja California.

Por otro lado, existen proyectos para transportar gas natural licuado (GNL) desde las plantas de regasificación de Manzanillo y Altamira. Igualmente, se tiene contemplado un proyecto para suministrar GNL a varias industrias en Nuevo León, el cual comprende la construcción y operación de una planta de licuefacción con una capacidad de 2.3 MMpcd. Al respecto, se tienen firmados acuerdos con usuarios finales en el parque industrial Linares. Adicionalmente, se analiza la

82 Valle de México, Monterrey, Querétaro, Tamaulipas, Río Pánuco, Chihuahua Cd. Juárez y Veracruz.

Zona Estados Localidades KilómetrosInversión

(MMUS$)Usuarios(Miles)

Occidente Colima y Jalisco 8 3,381 146 169

Morelos Morelos 13 4,011 174 201

Sonora-Chihuahua-Sinaloa Sonora, Chihuahua y Sinaloa 17 9,527 412 476

Querétaro-San Luis Potosí San Luis Potosí y Querétaro 4 309 13 16

Aguascalientes-Zacatecas Aguascalientes y Zacatecas 9 5,143 223 257

Nuevo León-San Luis Potosí-Guanajuato

Nuevo León, San Luis Potosí y Guanajuato

7 995 43 50

Tabasco-Campeche-Yucatán-Quintana Roo

Tabasco, Campeche, Yucatán y Quintana Roo

9 10,057 435 503

Total 67 33,422 1,446 1,672


127

posibilidad de instalar una planta de licuefacción en la Península de Yucatán, que permita el abastecimiento de gas proveniente del Sureste, por medio de autotanque.

Mapa 19 Gas natural por ruedas y barco

Fuente: SENER.

4.2. Oferta de gas natural, 2012-2026

Para la elaboración de este ejercicio de prospectiva, se consideraron dos escenarios, ambos vinculados a las trayectorias y metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026 (ENE). El escenario ENE incluye la visión de largo plazo plasmada en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026, con metas soportadas por inversiones robustas y una plataforma productiva diversificada en términos de explotación y exploración de hidrocarburos83. Asimismo, el escenario Inercial incluye proyecciones que consideran techos presupuestales de inversión y una base estructural de la plataforma productiva de crecimiento moderado, en comparación al escenario ENE. Los dos escenarios prevén la explotación de los yacimientos potenciales de shale gas del país, aunque en el escenario Inercial esta premisa es más conservadora.

Ambos escenarios consideran tanto proyectos de gas no asociado como de gas asociado proveniente de los proyectos de crudo. Con ello, se busca garantizar el abastecimiento del mercado nacional de gas natural.

Algunas consideraciones relevantes en el escenario Inercial son las siguientes:

• Se actualiza la estrategia de desarrollo del gas asociado proveniente de Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).

83 Por estructura de las prospectivas este documento se concentra en los detalles más significativos de la producción de gas natural de PEP, sin embargo los detalles vinculados a la producción de aceite se pueden consultar en la Prospectiva del mercado de petróleo crudo para cada escenario.

Estados que contarán con suministro por barcoEstados que contarán con suministro por ruedas


128

• Se incrementa sustancialmente la explotación de las cuencas de Burgos, Veracruz, Tampico-Misantla y las del Sureste. Posteriormente, se desarrollan componentes exploratorios en estos proyectos en el largo plazo.

• Se desarrolla la explotación de shale gas del play Eagle Ford, mediante contratos integrales.

Adicionalmente, en el escenario ENE se considera un programa de recuperación mejorada en la producción de petróleo crudo. Esto permitirá obtener no solo más petróleo, sino también más gas asociado. En el escenario ENE se estima la aportación de un play adicional de shale gas, La Casita. Finalmente, debido al vínculo productivo que existe entre PEP y PGPB, se generaron dos escenarios de producción de gas seco.

Cabe mencionar que en la evaluación de los escenarios, se reconoce la estructura de costos actual de los principales insumos de la industria petrolera para los gastos de operación. Asimismo, contempla los costos de los principales servicios, como perforación, para los gastos de capital.

4.2.1. Escenarios de producción de PEP84

Escenario Inercial

En el escenario Inercial de PEP se estima que la producción de gas natural alcanzará un máximo de 8,958 MMpcd en 2026, lo que implica un crecimiento promedio anual de 2.7% entre 2012 y 2026. La producción de gas húmedo amargo representará 26.8% de la producción total en 2026 y disminuirá 3.5% promedio anual en el periodo prospectivo. En contraste, la producción de gas natural húmedo dulce será cinco veces mayor al volumen esperado en 2012, alcanzando una participación de 61.8% del total producido por PEP en 2026. El gas natural seco también reducirá su participación, pasando de 19.7% en 2012 a 11.4% en 2026 (véase Gráfica 27).

Por su parte, la participación del gas natural asociado en la producción total se reducirá de 67.6% en 2012 a 53.8% en 2026, con un volumen de 4,815 MMpcd al final del periodo. En lo que respecta a la producción de gas no asociado, en 2026 ésta representará 46.2% del total (4,143 MMpcd). Para robustecer el portafolio de oportunidades exploratorias de gas no asociado e incrementar la incorporación de reservas, PEP ha localizado proyectos de menor riesgo y mayor volumetría85. No obstante, algunas actividades de dichos proyectos se diferirán en el tiempo debido a que, en el mediano plazo, la producción de gas natural no asociado presenta una baja rentabilidad por los precios bajos del energético, en contraste con los precios del crudo.

La producción de gas natural por proyectos de explotación86, que consideran únicamente la producción de reservas ya descubiertas, disminuirá 9.6% promedio anual de 2012 a 2026. En este último año, la producción totalizará 953 MMpcd. En compensación, los proyectos de exploración87, orientados a la estimación de recursos prospectivos e incorporación de reservas de hidrocarburos, aportarán una producción de 2,752MMpcd en 2026 (véase Gráfica 28). La expectativa de PEP es

84 Dado que la información entregada por PEP para la elaboración de esta sección, sólo abarca el periodo 2012-2026, las gráficas y la redacción no consideran el año 2011 como dato histórico. 85 Se refiere a las oportunidades por concentración de hidrocarburos. 86 No incluye Burgos, Cantarell y Aceite Terciario del Golfo. 87 No incluye Aguas Profundas y Burgos.


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que en el futuro, la reclasificación de reservas probadas sea mayor o igual que la producción extraída y que esta relación se mantenga en el mediano y largo plazo.

Gráfica 27 Escenario Inercial de producción de gas natural por origen y calidad, 2012-2026

(Millones pies cúbicos diarios)

Nota. A partir de 2013, la producción de gas no incluye nitrógeno. Fuente: PEP.

En cuanto a la producción de gas natural por Activo, la de Burgos88 crecerá 4.0% promedio anual entre 2012 y 2026, con una producción estimada de 2,213 MMpcd al final del periodo. En contraste, la producción de Cantarell disminuirá en promedio 16.5% cada año, pese a que se prevé

88 La explotación de hidrocarburos en este Activo continuará bajo la modalidad de los Contratos de Obra Pública Financiada, incluyendo perforación y terminación de pozos, además de la adquisición de información sísmica 3D.

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Húmedo amargo Húmedo dulce Seco


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la implementación de mejores prácticas y tecnologías para mejorar la productividad de pozos, y así administrar la declinación de campos maduros.

Gráfica 28 Escenario Inercial de producción de gas natural por regiones

y grandes proyectos, 2012-2026 (Millones pies cúbicos diarios)


En el caso del proyecto de Aguas profundas, PEP obtendrá una producción de 2,161 MMpcd en 2026. Parte fundamental de la estrategia exploratoria de PEP ha consistido en la adquisición de información sísmica 2D y 3D, así como la perforación y terminación de pozos. Estas actividades han permitido identificar y mapear siete provincias petroleras en aguas profundas del Golfo de México. En el escenario Inercial, los proyectos de aguas profundas con extracción de gas natural son los siguientes:

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Cantarell Aceite Terciario del Golfo

Explotación (sin Burgos, Cantarell y ATG) Aguas Profundas

Burgos Exploración (sin Aguas Profundas y Burgos)


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• Lackach, que aportará una producción acumulada de 2,315 MMpcd entre 2015 y 2025.

• A partir de 2021 y hasta el final del período:

- Holok aportará 5,039 MMpcd.

- Perdido aportará 1,737 MMpcd.

- Tlancanan aportará 82 MMpcd.

En el proyecto Aceite Terciario del Golfo se espera que la producción de gas natural en 2026 sea 6 veces mayor que la de 2012, llegando a 809 MMpcd. Lo anterior se logrará gracias a la incorporación de nuevas tecnologías de recuperación y desarrollo en cada uno de los sectores en que se dividió y caracterizó al proyecto.

En cuanto a la división por regiones, la Norte, que posee los activos Aceite Terciario del Golfo, Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz, incrementará su producción 5.8% promedio anual durante el periodo prospectivo. En 2026, la producción conjunta de todos los activos totalizará 4,581 MMpcd, lo que equivaldrá a una participación de 51.1%. Asimismo, cabe destacar que en esta región se ubica el play de shale gas Eagle Ford y las reservas 3P del Paleocanal de Chicontepec.

La región Marina Suroeste, donde se realizan los mayores esfuerzos de exploración en aguas profundas, aportará 27.4% (2,451 MMpcd) de la producción de gas natural de PEP en 2026. Durante el periodo prospectivo, ésta crecerá 5.2 % promedio anual.

Las regiones Sur y Marina Noreste presentarán disminuciones en la producción de gas natural de 0.3% y 9.2% promedio anual, respectivamente. Es importante mencionar que en ambos casos, existe un número importante de cuencas maduras, lo que dificulta el crecimiento en la producción. En la región Marina Noreste se espera la declinación en la producción del activo Cantarell y Ku-Maloob-Zaap (véase Gráfica 28).

En 2026, el total de la actividad de exploración contribuirá con una extracción de 5,711 MMpcd de gas natural, que representará 63.8% del total de la producción. Con la explotación, se producirán 1,670 MMpcd, que aportarán 18.6% del total. La producción de gas natural derivada de los Contratos Integrales de Producción ascenderá a 234 MMpcd, que representarán 2.6% del total en 2026 (véase Gráfica 29).

En cuanto a la extracción de shale gas, se pronostica que el play Eagle Ford aportará 1,343 MMpcd en 2026. Esto representará una participación de 15.0%. En México se han identificado cinco provincias geológicas precursoras de gas y condensado en shale gas89: Chihuahua, Sabinas-Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz. En febrero de 2011 PEMEX obtuvo la primera producción de shale gas –gas seco- en el pozo Emergente 1, ubicado en el municipio de Hidalgo, Coahuila. El pozo es administrado por el Activo Integral Burgos y sirvió para comprobar la extensión de la formación Eagle Ford al Noreste de México. Asimismo, en agosto de 2011 se inició la perforación del pozo Montañés-1, en Coahuila, y está programada la perforación del pozo Nómada-1 en una localización a definir.

89 Metano contenido en formaciones rocosas, con alto contenido orgánico y arcilloso.


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Gráfica 29 Escenario Inercial de producción de gas natural por tipo actividad, 2012-2026



PEMEX ha manifestado su interés de explorar y desarrollar primero aquellos campos en donde el gas contenga líquidos, ya que es más rentable. Por otro lado, es importante mencionar que la exploración y producción de shale gas requieren una integración de tecnologías de geociencias, perforación horizontal90 y fracturación hidráulica91 masiva para tener éxito comercial y rentabilidad adecuada en el actual escenario de precios de gas bajos92.

Aprovechamiento de gas

El desarrollo del escenario Inercial para la producción de petróleo crudo y gas natural incluye las interrelaciones con el entorno. En este contexto, el escenario Inercial de PEP y sus inversiones, incluyen una serie de medidas para incrementar el aprovechamiento del gas en los próximos años, operando con estándares elevados93.

Se espera que el aprovechamiento de gas sea de 98.2% al cierre de 2012. Esto significa que sólo se quemará 1.8% de gas hidrocarburo, sin considerar el nitrógeno ni bióxido de carbono. A partir de 2020 y hasta 2026, se espera elevar el aprovechamiento a 99.0%.

90 En la perforación horizontal el pozo es perforado de manera vertical hasta llegar a la formación rocosa, posteriormente el perforador se inclina en el yacimiento permitiendo que el gas llegue a la superficie. 91 La fracturación hidráulica es una técnica en la cual se bombea el agua, productos químicos y arena al pozo para liberar los hidrocarburos atrapados en las formaciones de lutita mediante la apertura de grietas 92 What is shale gas and why is it important? Energy Information Administration, DOE. USA. http://www.eia.gov/energy_in_brief/about_shale_gas.cfm. 93 Esto es el resultado del cociente del gas hidrocarburo enviado a la atmósfera entre la producción total del mismo.

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Exploración Explotación Shale Gas Contratos Integrales de Producción


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Gráfica 30 Aprovechamiento de gas natural, escenario Inercial, 2012-2026

(Por ciento)

Fuente: PEP.

Escenario ENE

En el escenario ENE la producción de gas natural de PEP crecerá en promedio 4.5% anual durante el periodo prospectivo. En 2026, alcanzará un volumen de 11,472 MMpcd. La principal diferencia de este escenario respecto al escenario Inercial es la mayor producción de shale gas, que provendrá de los plays Eagle Ford y La Casita.

La producción de gas natural no asociado representará 55.2% (6,330 MMpcd) en 2026. Este cambio en la composición respecto al escenario Inercial se debe principalmente a una mayor producción de shale gas en la región Norte del país. Por otro lado, la producción de gas natural asociado, cuya aportación será de 44.8%, totalizará 5,142 MMpcd en 2026. En este escenario, la producción de gas asociado es mayor que la del escenario Inercial, resultado de la aplicación de métodos de recuperación mejorada.

98.2% 98.3% 98.5% 98.6% 98.7% 98.7% 98.9% 98.9% 99.0% 99.0% 99.0% 99.0% 99.0% 99.0% 99.0%

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Gráfica 31 Escenario ENE de producción de gas natural por origen y calidad, 2012-2026



En este escenario, la producción de gas húmedo dulce aumentará 12.5% en promedio cada año, hasta alcanzar una participación de 50.2% y un volumen de 5,762 MMpcd en 2026. La producción de gas seco aportará 26.5% de la producción y mostrará un crecimiento de 7.6% promedio anual durante el periodo prospectivo. Por su parte, la producción de gas húmedo amargo representará 23.3% y decrecerá 2.8% promedio anual (véase Gráfica 31).

En Burgos la producción alcanzará un volumen de 4,103 MMpcd en 2026 y representará 35.8% del total nacional. La producción de shale gas en este activo será importante. Por su parte, la producción por proyectos de Exploración (sin Aguas Profundas y Burgos) alcanzará un volumen de 2,785 MMpcd, con una participación de 24.3% sobre el total de la producción.

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Gráfica 32 Escenario ENE de producción de gas natural por regiones

y grandes proyectos, 2012-2026 (Millones pies cúbicos diarios)


El proyecto de Aguas Profundas aportará 22.0% de la producción en 2026, con un volumen de 2,527 MMpcd (véase Gráfica 32). En el escenario ENE, los proyectos de gas natural en aguas profundas que difieren de los del escenario Inercial son los siguientes:

• Holok, que a partir de 2021 y hasta el final del periodo aportará 5,903 MMpcd.

• Perdido, que a partir de 2021 y hasta el final del periodo aportará 1,875 MMpcd.

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Cantarell Burgos

Aceite Terciario del Golfo Explotación (sin Burgos, Cantarell y ATG)

Aguas Profundas Exploración (sin Aguas Profundas y Burgos)


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En el escenario ENE la producción de la región Norte crecerá a una tasa promedio de 8.6% durante el periodo prospectivo, alcanzando una participación de 57.8% y un volumen de 6,627.1 MMpcd en 2026. Por su parte, las regiones Marina Suroeste, Sur y Marina Noreste producirán un volumen de 2,765.7 MMpcd, 1,661.5 MMpcd y 418.0 MMpcd, respectivamente.

La extracción de shale gas será mucho mayor en el escenario ENE. En 2026 representará 28.6% de la producción total, con un volumen de 3,279 MMpcd. La producción de Eagle Ford iniciará en 2016, con un volumen de 200 MMpcd y hacia 2026 será de 1,343 MMpcd. Por su parte, La Casita iniciará en 2019, con 342 MMpcd y al final de la proyección alcanzará 1,936 MMpcd.

Gráfica 33 Escenario ENE de producción de gas natural por tipo actividad, 2012-2026



Finalmente, la producción por medio de recuperación mejorada en el escenario ENE totalizará 1,121 MMpcd de gas natural entre 2018 y 2026. La recuperación mejorada de aceite y de gas asociado se realiza mediante la inyección de materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento y que modifican el comportamiento dinámico de los fluidos. Es importante mencionar que ésta no se restringe a alguna etapa (primaria, secundaria o terciaria) en particular de la vida del yacimiento (véase Gráfica 33).

Aprovechamiento de gas

Para un mejor aprovechamiento de gas, el escenario ENE considera necesario incrementar la confiabilidad operativa y disponibilidad de equipos de compresión, abatir limitaciones en el transporte de gas por incremento en la producción y presencia de nitrógeno en la Región Sur. Aunado a lo anterior, se pretende inyectar el gas contaminado al yacimiento y actualizar la infraestructura que garantice la capacidad de transporte y acondicionamiento del gas producido.

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Shale Gas Contratos Integrales de Exploración Contratos Integrales de Producción


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Dado que en este escenario se esperan mayores niveles de producción de crudo, será necesaria la detección oportuna de pozos con alta relación gas-aceite, con el fin de que las inversiones en infraestructura de transporte y manejo de gas se lleven a cabo. De esta forma, las operaciones productivas del escenario alcanzarán un aprovechamiento promedio del gas hidrocarburo superior a 99% a partir de 2020.

Gráfica 34 Aprovechamiento de gas natural, escenario ENE, 2012-2026

(Por ciento)

Fuente: PEP.

4.2.2. Escenarios de oferta de gas seco de PGPB

Escenario Inercial

A partir del escenario Inercial de producción de PEP, se espera que la oferta de gas seco del escenario Inercial de PGPB sea de 7,061 MMpcd en 2026. Esto significa un crecimiento promedio anual de 2.6% entre 2011 y 2026. Asimismo, entre 2017 y 2018 la oferta de gas seco experimentará un importante repunte, con crecimientos anuales de 8.1% y 12.9%, respectivamente. Dicho comportamiento será resultado de la explotación de shale gas de la formación Eagle Ford (1,210 MMpcd en 2026), y del aumento en la producción de gas natural del CPG y de campos de Burgos.

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Gráfica 35 Escenario Inercial de oferta de gas seco de PGPB, 2011-2026


* Se refiere al etano que es obtenido del fraccionamiento de las corrientes alimentadas a las plantas de PGPB y que se inyecta a los ductos. Fuente: PGPB.

En 2026, la oferta de gas natural proveniente de los CPG representará 87.3% (6,165 MMpcd) del total. La oferta de gas directo de campos se reducirá 2.4% cada año y aportará 10.3% (726 MMpcd) en 2026. El 2.4% restante corresponderá al etano reinyectado, con un volumen de 170 MMpcd (véase Gráfica 35).

En cuanto a la producción de gas seco proveniente de los CPG, Nuevo PEMEX, Burgos, Cactus y Ciudad PEMEX procesarán alrededor de 42.2% de la producción de gas seco de PGPB. El CPG Nuevo PEMEX aportará 1,071 MMpcd, Burgos 504 MMpcd, Cactus 643 MMpcd y Ciudad PEMEX 760 MMpcd. Por su parte, la producción del CPG Poza Rica crecerá 12.0% promedio anual durante el periodo prospectivo, con una producción de 692 MMpcd en 2026. Lo anterior será resultado de una mayor disponibilidad de gas proveniente de la explotación de las reservas del Activo Terciario del Golfo.

Por otro lado, en el escenario Inercial se proyecta la instalación de nueva capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de los nuevos desarrollos Delta Bravo, Área Perdido (Proyecto costa fuera, costa central Tamaulipas), Pajaritos, Eagle Ford, Oyamel (Burgos) y Tlancanan (Poza Rica).

Escenario ENE

Entre 2011 y 2026, la oferta de gas seco del escenario ENE crecerá en promedio 4.6% cada año, y alcanzará un volumen de 9,383 MMpcd al final del periodo (véase Gráfica 36). En dicho año, la participación de la producción de plantas PGPB representará 71.4% (6,697 MMpcd), la de gas directo de campos será de 27.2% (2,549 MMpcd) y la del etano reinyectado de 1.5% (137 MMpcd).

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Gráfica 36 Escenario ENE de oferta de gas seco de PGPB, 2011-2026


* Se refiere al etano que es obtenido del fraccionamiento de las corrientes alimentadas a las plantas de PGPB y que se inyecta a los ductos. Fuente: PGPB.

El crecimiento medio anual de la producción de gas seco de plantas procesadoras será de 4.1% entre 2011 y 2026. La producción de gas seco directo de campos y la de etano reinyectado crecerán 6.1% y 4.0% promedio anual, respectivamente.

Entre 2011 y 2017, la oferta total de gas seco del escenario ENE presentará una evolución muy similar a la del escenario Inercial. No obstante, entre 2018 y 2026, la producción en el escenario ENE crecerá en promedio 4.9% anual, frente a una tasa de 0.6% del escenario Inercial.

La principal diferencia entre los dos escenarios es el volumen de la producción de gas seco directo de campos. Mientras que en el escenario Inercial la producción de gas seco directo de campos disminuirá, en el escenario ENE aumentará debido a la extracción de shale gas de la formación La Casita. Esta formación aportará una producción de 1,866 MMpcd de gas seco en 2026, que representará 19.9% del total producido por PGPB.

En total, la oferta de gas seco proveniente de las formaciones de shale gas aportará 33.2% del total en 2026. Lo anterior implica el desarrollo de capacidad de procesamiento y etano reinyectado proveniente del play Eagle Ford, además de oferta directa de campos de los plays Eagle Ford y La Casita.

Finalmente, el mayor volumen de producción de gas seco en 2026 provendrá del play La Casita, de la nueva capacidad de procesamiento del gas de Eagle Ford, y los CPG Nuevo PEMEX y Cactus. En conjunto, éstos aportarán 55.5% de la producción. Las nuevas capacidades de procesamiento de gas consideradas en este escenario serán la de los desarrollos de Área Perdido (Proyecto costa fuera, costa central Tamaulipas), Pajaritos, Eagle Ford, Oyamel (Burgos) y Tlancanan (Poza Rica).

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4.2.3. Proyectos de inversiones de PGPB

En ambos escenarios de producción de gas natural, el desarrollo de los proyectos de proceso y transporte estará sujeto, entre otros factores, al cumplimiento de los escenarios de oferta y demanda que los sustentan, así como a los respectivos esquemas de financiamiento. En el caso de los proyectos de transporte, se prevé disponer de esquemas que faciliten sinergias entre la inversión pública y la privada, mediante las cuales se pueda ofrecer la capacidad requerida para abastecer el mercado nacional de gas natural y garantizar la seguridad energética del país. Es importante señalar que, junto con la estrategia de incremento de capacidad en la infraestructura, tanto para los escenarios Inercial y ENE, es prioritario para PGPB continuar realizando las tareas de rehabilitación y mantenimiento de los CPG, así como con los trabajos de mantenimiento integral e inspección del sistema de ductos.

Escenario Inercial

El programa de inversiones de PGPB se alinea a los objetivos y estrategias definidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 y la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026 y al Plan de Negocios de PEMEX y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017.

Al respecto, de acuerdo con el escenario Inercial de PEP, la oferta de gas húmedo crecerá 5.0% promedio anual durante el periodo 2012-2017 y 2.6% para el resto del horizonte de planeación. Para atender esta disponibilidad de gas, durante el periodo 2013-2017 PGPB requerirá incrementar su capacidad de proceso criogénico en 434 MMpcd, el proceso de endulzamiento en 334 MMpcd, la capacidad de fraccionamiento de líquidos en 15 Mbd y la capacidad de recuperación de azufre en 64 toneladas por día (Tpd). En particular, para procesar el gas húmedo del play de shale gas Eagle Ford se requerirá construir un CPG en el área de Sabinas, Coahuila, con capacidad criogénica de 400 MMpcd.

Para el periodo 2018-2026, PGPB deberá incrementar su capacidad criogénica en 2,577 MMpcd, el endulzamiento en 768 MMpcd y 198 Tpd en la recuperación de azufre. Parte de esta infraestructura consistirá en capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de los nuevos desarrollos terrestres y marinos, tales como Tlancanan y Área Perdido. Para procesar los incrementos de gas húmedo del play de Eagle Ford se incrementará en 1,000 MMpcd la capacidad criogénica del CPG Sabinas.

En cuanto al transporte de gas natural, PGPB deberá incrementar la capacidad del Sistema Nacional de Gasoductos para atender un mayor flujo de gas proveniente del sureste del país y del norte de Veracruz, así como por el aumento en la demanda de gas natural en las zonas Centro y Occidente.

El proyecto principal de la estrategia de PGPB en materia de transporte, será la construcción del gasoducto Los Ramones, que correrá desde la frontera entre México y Estados Unidos hasta Aguascalientes y Apaseo El Alto, Guanajuato94.

94 Para más detalles sobre este proyecto, consultar sección 4.1 Prospectiva de gasoductos de este documento.


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Este proyecto se desarrollará bajo un esquema de contrato de servicio, además de que se convertirá en un apoyo para la columna vertebral del sistema actual de gasoductos, lo que permitirá romper los cuellos de botella que actualmente limitan el crecimiento de la demanda de gas natural del país. Se tiene previsto que el tramo Frontera-Ramones inicie operaciones en 2014, el tramo Ramones-Centro en 2015 y el último tramo de San Luis Potosí a Aguascalientes al 2017. Adicionalmente, con el fin de garantizar el transporte de gas seco proveniente del play de shale gas Eagle Ford, se considera la construcción del ducto de 42” Sabinas-Los Ramones, el cual iniciaría operaciones en 2016.

Posterior a 2018, PGPB tiene en visualización nuevos ductos para atender la demanda nacional, con trazos de Los Ramones-Torreón hacia el centro del país y de Los Ramones hacia Naranjos, así como un gasoducto adicional de la frontera hacia los Ramones. Asimismo, se tiene considerado construir el ducto Matapionche–Troncal de 48“, que iniciará operaciones en 2020. Este gasoducto permitirá transportar el gas del CPG Matapionche, en donde se estima un aumento en la producción.

Escenario ENE

De acuerdo con el escenario ENE de PEP, la oferta de gas húmedo crecerá 5.0% promedio anual durante el periodo 2012-2017, similar al escenario Inercial. Sin embargo, para los siguientes años del horizonte de planeación, el crecimiento promedio anual será de 3.7%.

Durante el periodo 2013-2017, los incrementos de capacidades del proceso criogénico y fraccionamiento de líquidos serán iguales respecto a los incrementos del escenario Inercial. Sin embargo, el incremento de capacidad en el proceso de endulzamiento será de 454 MMpcd y el incremento en la capacidad de recuperación de azufre se estima en 224 Tpd, ya que en este escenario se prevé un mayor procesamiento de gas amargo. En el escenario ENE, también se planea construir el CPG en el área de Sabinas, con capacidad criogénica inicial de 400 MMpcd, para procesar el gas húmedo del play de Eagle Ford (shale gas).

Para el periodo 2018-2026, PGPB deberá incrementar su capacidad criogénica en 2,676 MMpcd, de endulzamiento en 852 MMpcd y 198 Tpd en la recuperación de azufre. Al igual que en el escenario Inercial, se requerirá la instalación de capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de los nuevos desarrollos terrestres y marinos, así como capacidad criogénica adicional de 1,000 MMpcd en el CPG Sabinas para procesar la producción del play de Eagle Ford.

En cuanto a la infraestructura de transporte, en el escenario ENE, adicional a la infraestructura mencionada en el escenario Inercial, se estima que para el transporte del gas seco proveniente de los plays de shale gas (La Casita), se hará por medio del ducto de 42” Culebra-Los Ramones en 2019. Asimismo, se contemplan las mismas adiciones de compresión del escenario Inercial.

En el escenario ENE, a diferencia del escenario Inercial, no se requeriría otro gasoducto para transportar gas de la frontera hacia los Ramones, ya que habría menos importaciones por una mayor oferta nacional.


142

4.2.4. Comercio exterior de gas natural, 2012-2026

Escenario Inercial

De 2011 a 2026 se espera un crecimiento promedio de la demanda nacional de gas natural de 3.5% anual. En tanto, la producción nacional tendrá un crecimiento medio 2.8% por año. Bajo esta perspectiva, el diferencial entre producción y demanda aumentará de 1,699 MMpcd en 2011 a 3,816 MMpcd en 2026.

Para cubrir este déficit, las importaciones crecerán 5.3% promedio anual. En 2026 las importaciones totalizarán 3,816.5 MMpcd. En 2017 y 2018 las importaciones disminuirán 1.8% y 9.1%, respectivamente (véase Gráfica 37). Este comportamiento estará relacionado con una mayor extracción y procesamiento de gas natural en dichos años.

Las importaciones por ducto provenientes de Estados Unidos representarán 75.6% del total de gas natural importado en 2026, en tanto que las importaciones de GNL aportarán 24.4%. En esta prospectiva se considera un escenario de precios del gas natural bajos (alrededor de 5 dólares por millón de BTU), debido a la abundante oferta esperada en la región de Norteamérica95. En este sentido, las importaciones por ducto de gas proveniente del norte del continente tendrán prioridad respecto a las importaciones de GNL de otras regiones del mundo.

Gráfica 37 Escenario Inercial de comercio exterior de gas natural, 2011-2026


Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, SENER, PGPB y empresas privadas.

En la región Noreste del país se dispondrá de una oferta de gas natural de 4,597 MMpcd en 2026, en tanto que su demanda se estima en 3,230 MMpcd. Una parte de los excedentes de gas

95 Los desarrollos tecnológicos ocurridos en Estados Unidos, han permitido una mayor oferta de gas a partir de fuentes consideradas como no convencionales, generado una sobreoferta en la región y ocasionando la baja de los precios del gas natural, situación que se estima prevalecerá en el futuro.

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2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Importaciones de GNL Importaciones por ducto Exportaciones


143

natural serán enviados a otras regiones, mientras que otros serán exportados entre 2018 y 2022. En estos años, las exportaciones promediarán 320.8 MMpcd.

En el periodo prospectivo, la capacidad de importación de GNL se realizará a través de las tres terminales existentes: Altamira, Ensenada y Manzanillo. Debido a la sobreoferta esperada en Estados Unidos, con precios bajos del gas, no se estima un aumento en la capacidad de importación vía buquetanques.

En la terminal de GNL de Altamira, que en 2011 registró importaciones por 368.6 MMpcd, se esperan volúmenes prácticamente constantes entre 2012 y 2026. El operador comercial que provee gas natural a la CFE en la región tiene la flexibilidad de abastecer parte del contrato con gas nacional o gas importado por gasoducto. Por lo anterior, y ante la expectativa de que los precios en Norteamérica se mantendrán bajos, el comercializador únicamente realizará importaciones de GNL por un máximo de 350 MMpcd en todo el periodo.

La expectativa en la terminal de GNL de Ensenada es que llegará a importar hasta 80.3 MMpcd en 2026, con una tasa media de crecimiento anual de 8.2%. La terminal está interconectada con el sistema de transporte Gasoducto Rosarito, y el comercializador abastecería contratos de la CFE.

La terminal de GNL de Manzanillo realizará el mayor volumen de importaciones de GNL en 2026, con 500 MMpcd. La CFE ha proyectado que el suministro de gas de la terminal crecerá de 180 MMpcd en 2012 a 500 MMpcd de 2015 en adelante96, según su programa de requerimientos de capacidad para el servicio público y el de producción. Además, la terminal prestará los servicios de recepción, almacenamiento y regasificación de GNL y la entrega de gas a la CFE en la zona de Manzanillo.

Gráfica 38 Escenario Inercial de importaciones de gas natural licuado, 2011-2026



96 Entre 2012 y 2015, los proyectos programados para entrar en operación y con incrementos en su consumo de GNL son la repotenciación en Manzanillo I, Salamanca Fase I y Centro.

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Ensenada Manzanillo Altamira


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Escenario ENE

La producción de gas natural en el escenario ENE crecerá 4.5% promedio anual. Mientras que el crecimiento medio de la demanda nacional será de 3.5%. Bajo estas premisas, se prevé que la diferencia de la demanda sobre la producción aumentará de 1,699 MMpcd en 2011 a 1,868 MMpcd en 2026.

Gráfica 39 Escenario ENE de comercio exterior de gas natural, 2011-2026



El déficit que se generará será cubierto con importaciones que crecerán con una tasa promedio anual de 4.9%. Las importaciones alcanzarán un volumen de 3,609 MMpcd en 2026. En 2018 las importaciones reducirán 7.7% respecto a 2017. Dicha reducción estará relacionada con el aumento de producción de gas seco de Eagle Ford (shale gas) y de Burgos.

Las importaciones por ducto ascenderán a 2,679 MMpcd, representando 74.2% del total del gas natural importado. Mientras tanto, las importaciones de GNL aportarán 25.8%. Al igual que en el escenario Inercial, los precios del gas natural en Norteamérica favorecerán importaciones por ducto respecto a las importaciones de GNL.

La oferta de gas natural en la región Noreste se contabilizará en 5,077 MMpcd en 2026 y la demanda en 3,336 MMpcd. La sobreoferta de gas natural, que en parte se destina a otras regiones, alcanzará un volumen suficientemente importante para ser exportado en 2019. De esta manera, las exportaciones registrarán un volumen creciente de 2019 a 2026, con 1,741 MMpcd en el último año (véase Gráfica 39).

Por su parte, a lo largo del periodo prospectivo, las importaciones de GNL en el escenario ENE tendrán el mismo nivel que en el escenario Inercial, debido a que en ambos escenarios se consideró el volumen esperado máximo de importaciones para cada terminal de GNL. Esto se estima considerando las premisas de flexibilidad de abastecimiento que tiene el operador comercial para abastecer gas natural y de precios del gas en Norteamérica.

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Importaciones de GNL Importaciones por ducto Exportaciones


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4.3. Evolución de la demanda de gas natural, 2012-2026

La elaboración del pronóstico de la demanda de gas natural tiene como principales elementos la evolución esperada de la actividad económica y del precio del combustible. Para este ejercicio de planeación, se espera un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) total nacional de 3.6% promedio anual para el periodo 2012-2026. En el caso del crecimiento económico del sector manufacturero, el PIB crecerá en promedio 3.9% al año.

En cuanto al precio del gas natural, se prevé un promedio de 5 dólares por millón de BTU ($US/MMBTU) durante el periodo prospectivo, con una ligera tendencia al alza. Esta premisa está fundamentada en la oferta abundante esperada de gas natural en Norteamérica. Asimismo, en el escenario de los precios de los combustibles elaborado para este ejercicio, los precios relativos del gas natural serán menores que los de sus principales sustitutos.

Otro elemento importante que se consideró en el pronóstico de la demanda de gas natural, es la estrategia integral para el desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución de gas natural. Con ello, se espera un crecimiento en el mercado nacional, así como un mayor acceso al gas natural.

Tomando en cuenta dichas consideraciones, se estima un crecimiento promedio de la demanda nacional de gas natural de 3.5% anual, pasando de 7,923 MMpcd en 2011 a 13,207 en 2026. El sector eléctrico se convertirá en el principal demandante de gas natural en 2026, con una participación de 46.3%. En segundo orden de importancia estará el consumo del sector petrolero, con 36.1%. El tercer consumidor más importante será el sector industrial, que representará 16.1% del total nacional. Estos tres sectores concentrarán en promedio 98.4% de la demanda nacional de gas natural durante el periodo de proyección (véase Cuadro 49).

Cuadro 49 Demanda de gas natural por sector, 2011-2026


1 Incluye el gas para recirculaciones. 2 Incluye público y privado. 3 Incluye Proyecto Etileno XXI. Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

La región Sur-Sureste presentará el mayor crecimiento en términos de volumen demandado de gas natural, con un aumento acumulado de 1,361 MMpcd entre 2011 y 2026. El segundo aumento más importante será el de la región Centro-Occidente, con 1,206 MMpcd. Las dos regiones con mayor consumo de gas natural seguirán siendo la Sur-Sureste y la Noreste, con participaciones de 38.7% y 24.5% en 2026, respectivamente. El consumo de gas natural de la región Centro-Occidente desplazará al de la Centro, con una participación de 14.6% en 2026 (véase Cuadro 50).

Sector 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Total 7,923 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,003 11,109 11,082 11,411 11,697 12,139 12,460 12,748 13,207 3.5

Petrolero 1 3,597 3,908 4,480 4,517 4,421 4,537 4,772 4,863 4,621 4,382 4,358 4,486 4,609 4,667 4,669 4,766 1.9

Eléctrico 2 3,088 3,456 3,616 3,629 3,719 3,796 4,025 4,235 4,533 4,695 4,998 5,104 5,371 5,579 5,810 6,115 4.7

Industrial 3 1,129 1,204 1,347 1,469 1,540 1,640 1,691 1,734 1,778 1,824 1,870 1,918 1,967 2,019 2,072 2,127 4.3

Residencial 82 106 113 121 126 132 136 140 144 148 151 153 156 158 160 162 4.7

Servicios 25 24 24 26 27 28 29 30 31 32 33 34 34 35 35 36 2.4

Transporte vehicular 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -0.5


146

Cuadro 50 Demanda de gas natural por región, 2011-2026


Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

4.3.1. Sector eléctrico

El consumo total de gas natural en el sector eléctrico crecerá en promedio 4.7% anual durante el periodo 2011-2026 y será equivalente a 6,115 MMpcd al final del periodo. El gas natural demandado por el servicio público representará 93.3% en 2026, mientras que los privados demandarán 6.7% del gas.

Para el cálculo de los requerimientos de combustibles para generación de electricidad en el servicio público, se consideran la eficiencia térmica de las plantas, los precios de los combustibles, los valores mínimos operativos, así como la normatividad ambiental aplicable, entre otros factores. La canasta de tecnologías consideradas en el Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) es el criterio que define el tipo de combustible requerido.

La estimación de la demanda de combustibles del sector eléctrico privado resulta de la suma de los consumos planeados de los permisionarios en operación y los que están por iniciar obras o en construcción. En la proyección se consideran las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, exportación de electricidad y usos propios continuos.

Servicio público de electricidad

Para pronosticar la demanda de combustibles del sector eléctrico público, se tomó en cuenta el comportamiento del mercado del servicio público bajo el escenario de crecimiento económico sectorial esperado. Después se trazó la estrategia para satisfacer las necesidades de energía eléctrica y se estimaron tanto la producción como los requerimientos de combustibles para los próximos quince años. Dicha planeación busca satisfacer el mercado del servicio público en forma continua, suficiente, confiable, con calidad y a mínimo costo.

El consumo de combustibles del sector eléctrico público crecerá en promedio 3.0% cada año y, expresado en términos equivalentes de gas natural, alcanzará 7,245.0 MMpcd en 2026. Por su parte, la demanda de gas natural crecerá 5.1% promedio anual y ascenderá a 5,707.0 MMpcd al final del periodo. El consumo de gas de la CFE será de 1,192.3 MMpcd, mientras que el de los PIE totalizará 4,514.7 MMpcd (véase Cuadro 51). Con ello, la participación del gas natural en el consumo de combustibles del sector eléctrico público pasará de 58.6% en 2011 a 78.8% en 2026.

Región 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Nacional 7,923 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,003 11,109 11,082 11,411 11,697 12,139 12,460 12,748 13,207 3.5

Noroeste 399 417 492 596 610 754 905 988 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 8.4

Noreste 2,299 2,431 2,515 2,555 2,608 2,700 2,775 2,747 2,889 2,941 2,996 2,998 3,065 3,105 3,168 3,230 2.3

Centro-Occidente 729 896 1,075 1,075 1,100 1,096 1,163 1,275 1,413 1,519 1,664 1,736 1,804 1,820 1,845 1,934 6.7

Centro 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 5.2

Sur-Sureste 3,744 4,114 4,582 4,616 4,543 4,573 4,688 4,743 4,524 4,257 4,187 4,366 4,629 4,771 4,838 5,105 2.1


147

Las plantas de ciclo combinado, que utilizan gas natural para generar electricidad, presentan varias ventajas comparadas con otras tecnologías. En primer lugar, sus niveles de contaminación son más bajos que otros combustibles fósiles. En segundo lugar, presentan una alta eficiencia térmica. Por otro lado, su construcción modular es práctica. Finalmente, los requerimientos de inversión son menores. Tomando esto en cuenta y dado que se anticipa un escenario de precios bajos y alta disponibilidad de gas natural, será más atractiva la inversión en tecnologías de generación a base de este combustible, tal como las centrales de ciclo combinado.

La planeación de capacidad y generación de electricidad considera la infraestructura de transporte del gas natural y los puntos de suministro actuales. Para reforzar el suministro y transporte de este energético, actualmente están en desarrollo los proyectos el corredor de Chihuahua, Tamazunchale-El Sauz y Morelos. Estos proyectos, contenidos dentro estrategia integral para el desarrollo de la infraestructura de transporte, están previstos en la demanda prospectiva de electricidad.

Asimismo, con la propuesta del Gobierno Federal de desarrollo de infraestructura para llevar gas natural a Sonora y Sinaloa, está programado el desarrollo de centrales de ciclo combinado en Topolobampo, Guaymas y Mazatlán. De esta forma, se podrán retirar unidades termoeléctricas antiguas que utilizan combustóleo. En el corto plazo, con el fin de aprovechar el menor costo de generación a partir de gas natural, las centrales Puerto Libertad, Topolobampo y la unidad 3 de Mazatlán, serán convertidas a gas natural.

Por lo anterior, la tecnología de ciclo combinado será predominante. La generación bruta de electricidad del servicio público crecerá 3.9% anual en promedio, de modo que alcanzará 446,234 Gigawatts-hora (GWh) en 2026. En este mismo año, la generación bruta de electricidad proveniente de plantas de ciclo combinado representará 60.1% del total.

Cuadro 51 Demanda de combustibles en el sector eléctrico público, 2011-2026


CFE. Comisión Federal de Electricidad. PIE. Productores Independientes de Energía. Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, PEMEX y empresas particulares.

Año 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Total 4,640.5 4,755.6 4,829.5 4,812.1 4,892.9 4,942.6 5,041.0 5,264.7 5,504.4 5,600.6 5,825.6 6,012.4 6,283.0 6,639.5 6,927.7 7,245.0 3.0

CFE 2,999.4 2,958.7 2,942.9 2,889.2 2,840.3 2,794.1 2,705.6 2,701.2 2,805.6 2,697.3 2,518.5 2,532.9 2,528.4 2,671.0 2,733.4 2,730.3 -0.6

PIE 1,641.1 1,796.9 1,886.6 1,922.9 2,052.6 2,148.5 2,335.4 2,563.6 2,698.8 2,903.4 3,307.1 3,479.5 3,754.7 3,968.5 4,194.3 4,514.7 7.0

Carbón 777.9 874.2 814.7 809.8 854.2 864.6 892.4 914.2 906.1 906.2 906.3 983.1 1,021.8 1,166.8 1,266.6 1,293.6 3.4

CFE 777.9 874.2 814.7 809.8 854.2 864.6 892.4 914.2 906.1 906.2 906.3 983.1 1,021.8 1,166.8 1,266.6 1,293.6 3.4

Combustóleo 1,101.0 771.6 770.3 768.9 691.8 645.2 485.4 478.1 427.6 361.2 284.5 286.7 252.9 254.5 213.8 199.4 -10.8

CFE 1,101.0 771.6 770.3 768.9 691.8 645.2 485.4 478.1 427.6 361.2 284.5 286.7 252.9 254.5 213.8 199.4 -10.8

Diesel 44.2 27.8 14.0 12.6 12.8 11.9 11.9 11.9 11.8 11.9 10.9 12.5 11.2 11.6 11.5 11.0 -8.9

CFE 44.0 27.8 14.0 12.6 12.8 11.9 11.9 11.9 11.8 11.9 10.9 12.5 11.2 11.6 11.5 11.0 -8.9

PIE 0.2 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Coque de petróleo 0.0 0.0 0.0 0.0 23.7 32.6 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 35.6 34.1 34.1 n.a.

CFE - - - - 23.7 32.6 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 35.6 34.1 34.1 n.a.

Gas natural 2,717.4 3,081.9 3,230.4 3,220.7 3,310.3 3,388.1 3,617.1 3,826.4 4,124.8 4,287.3 4,589.9 4,696.0 4,963.0 5,170.9 5,401.7 5,707.0 5.1

CFE 1,076.5 1,285.0 1,343.8 1,297.9 1,257.8 1,239.7 1,281.7 1,262.9 1,426.0 1,383.9 1,282.8 1,216.5 1,208.3 1,202.4 1,207.4 1,192.3 0.7

PIE 1,640.9 1,796.9 1,886.6 1,922.9 2,052.6 2,148.5 2,335.4 2,563.6 2,698.8 2,903.4 3,307.1 3,479.5 3,754.7 3,968.5 4,194.3 4,514.7 7.0


148

Adicionalmente, los proyectos de centrales del tipo Nueva Generación Limpia, que pudieran ser ciclos combinados y carboeléctricas con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctricas o importación, se encuentran en definición. Por lo tanto, podrían implicar una demanda adicional de gas natural.

El crecimiento de la demanda de gas natural en la región Noroeste será considerable. El sector eléctrico público consumirá 1,125 MMpcd en 2026, volumen cuatro veces mayor al de 2011. En el caso específico de Sonora, la demanda de gas natural aumentará 10.6% promedio anual en el periodo 2011-2026. En Sinaloa, que iniciará su consumo eléctrico de gas natural en 2015, mostrará una tasa media de crecimiento anual de 38.2% hasta el final del periodo97.

El consumo del sector eléctrico público de la región Centro-Occidente crecerá 9.1% en promedio. Este crecimiento será resultado en gran parte del consumo del proyecto integral Manzanillo98. En 2026 el 56.8% de dicho consumo corresponderá a los PIE.

Sector eléctrico privado

El consumo de combustibles en el sector eléctrico privado presentará un aumento promedio de 0.6% anual entre 2011 y 2026. El consumo equivalente a gas natural en este último año será de 547.6 MMpcd. Por su parte, en 2026 el consumo de gas natural totalizará 408.2 MMpcd. De dicho volumen, 75.3% corresponderá a autogeneradores y 24.7% a exportadores de electricidad. A su vez, el consumo de gas natural representará 68.8% del consumo total de combustibles de los autogeneradores (véase Cuadro 52).

Al cierre de abril de 2012, la CRE reportó nueve permisos para proyectos de generación privada a partir gas natural en fase de construcción. Se estima que estos proyectos inicien operaciones entre 2012 y 2014. La modalidad de generación de los permisos incluye autoabastecimiento y cogeneración.

Cuadro 52 Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2011-2026


Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

97 Véase cuadro de demanda sector eléctrico de gas natural por Estado en el anexo de estadísticas complementarias. 98 Incluye la terminal de GNL Manzanillo, el Gasoducto Manzanillo-Guadalajara y la repotenciación de la Termoeléctrica de Manzanillo, así como obras viales y carreteras.

Sector Producto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Total 396.3 414.4 426.2 448.3 448.3 448.0 448.3 448.3 448.3 447.6 447.9 447.3 447.3 447.0 447.3 447.3 0.8

Combustóleo 18.6 26.6 26.6 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.4 25.4 24.7 24.7 24.7 24.7 24.7 1.9

Coque de petróleo 97.6 100.5 100.7 100.7 100.7 100.5 100.7 100.7 100.7 100.5 100.7 100.7 100.7 100.5 100.7 100.7 0.2

Diesel 10.6 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 -0.2

Carbón 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 0.0

Gas natural 265.6 273.2 284.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 1.0


Gas natural 105.4 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 -0.3



149

4.3.2. Sector industrial

La demanda de gas natural del sector industrial crecerá 4.3% en promedio anual, al pasar de 1,129.2 MMpcd en 2011 a 2,126.6 MMpcd en 2026. Al final del periodo, el consumo industrial representará 16.1% de la demanda nacional de gas natural.

Este comportamiento estará asociado principalmente al diferencial de precios entre el gas natural y otros combustibles industriales, como el diesel y el gas LP, y al desarrollo de nueva infraestructura de transporte de gas natural. Asimismo, se espera un crecimiento en la actividad económica de la industria manufacturera de 3.9% promedio anual entre 2012 y 2026, lo que incidirá directamente sobre el consumo de combustibles. En específico, las industrias de maquinaria y equipo crecerán 4.9% promedio anual. Las industrias de productos alimenticios, bebidas y tabaco e industrias químicas también mostrarán crecimientos importantes en sus respectivos productos (PIB).

Cuadro 53 Demanda de gas natural por grupo de ramas, 2011-2026



En relación con el consumo de gas natural por rama industrial, se prevé que todas las ramas, a excepción del cemento hidráulico, incrementarán su demanda. Las industrias básicas de metales mostrarán el mayor crecimiento en términos de volumen, duplicando su demanda hacia 2026. Las

Grupo de ramas 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Total 1,129.2 1,203.9 1,347.2 1,469.0 1,540.1 1,639.6 1,691.1 1,733.9 6.3 4.3

Industrias básicas de metales 298.2 343.4 409.9 429.5 432.7 497.0 509.7 521.6 8.3 5.1

Química 158.6 162.5 186.5 220.5 254.0 258.5 264.6 270.3 7.9 4.8

Productos metálicos, maquinaria y equipo 130.6 146.5 156.4 167.0 174.9 184.6 194.9 202.3 6.4 5.0

Vidrio y productos de vidrio 118.8 122.3 131.1 146.4 150.1 155.4 161.4 165.6 4.9 3.6

Alimentos, bebidas y tabaco 117.1 116.5 123.7 129.8 133.6 137.5 141.5 144.5 3.1 2.6

Productos de minerales no metálicos 71.9 72.6 76.0 81.7 85.1 88.8 92.7 95.9 4.2 3.8

Papel y cartón, imprentas y editoriales 67.4 69.6 74.7 75.8 76.7 77.6 78.6 79.7 2.4 1.9

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 39.4 38.6 38.8 39.0 39.2 39.4 39.6 40.2 0.3 1.0

Minería 23.5 24.9 25.9 26.9 28.0 29.1 30.3 31.1 4.0 3.2

Cerveza y malta 18.6 16.6 18.5 26.9 27.2 27.8 28.5 28.9 6.5 3.8

Cemento hidráulico 12.0 10.7 10.0 9.4 8.9 8.5 8.1 7.7 -6.2 -2.9

Resto de las ramas 73.0 79.8 95.8 116.2 129.8 135.2 141.2 146.2 10.4 6.7

Grupo de ramas 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2019-2026tmca

2011-2026

Total 1,778.4 1,823.6 1,870.1 1,918.1 1,967.3 2,018.8 2,071.8 2,126.6 2.6 4.3

Industrias básicas de metales 533.7 546.1 558.7 571.6 584.8 598.2 612.0 626.1 2.3 5.1

Química 276.1 281.9 287.9 294.0 300.1 307.5 315.0 322.6 2.2 4.8

Productos metálicos, maquinaria y equipo 210.1 218.1 226.3 234.9 243.8 252.9 262.4 272.2 3.8 5.0

Vidrio y productos de vidrio 169.8 174.1 178.5 183.0 187.7 192.4 197.2 202.3 2.5 3.6

Alimentos, bebidas y tabaco 147.6 150.7 153.9 157.2 160.5 163.9 167.4 170.9 2.1 2.6

Productos de minerales no metálicos 99.2 102.6 106.2 109.9 113.9 117.9 122.2 126.6 3.6 3.8

Papel y cartón, imprentas y editoriales 80.8 82.0 83.1 84.3 85.4 86.9 88.4 89.8 1.5 1.9

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 40.9 41.5 42.1 42.8 43.5 44.2 45.0 45.7 1.6 1.0

Minería 31.8 32.6 33.4 34.2 35.1 35.9 36.8 37.7 2.5 3.2

Cerveza y malta 29.3 29.8 30.2 30.6 31.0 31.5 31.9 32.3 1.4 3.8

Cemento hidráulico 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 0.0 -2.9

Resto de las ramas 151.3 156.6 162.1 167.8 173.7 179.7 186.0 192.5 3.5 6.7


150

industrias químicas y las de productos metálicos, maquinaria y equipo, también duplicarán su demanda (véase Cuadro 53).

Dentro los principales cambios en la participación del consumo de gas natural por rama industrial, está el de las industrias básicas de metales, cuya aportación pasará de 26.4% en 2011 a 29.4% en 2026. La participación de las industrias de productos metálicos, maquinaria y equipo también aumentarán, de 11.6% a 12.8%. En el caso de la participación de las industrias de alimentos, bebidas y tabaco, ésta disminuirá su participación de 10.4% en 2011 a 8.0% en 2026. La participación de las industrias de papel y cartón, imprentas y editoriales también experimentará un reducción, al pasar 6.0% a 4.2% (véase Gráfica 40).

Gráfica 40 Estructura de la demanda por grupo de ramas del sector industrial, 2011 y 2026



En cuanto al crecimiento del PIB manufacturero por región, la Noreste tendrá la mayor tasa de crecimiento, seguida de las regiones Centro-Occidente y Noroeste. En el caso de la demanda de gas natural para uso industrial, la región Noreste y la Centro-Occidente serán las de mayor crecimiento en términos de volumen. El consumo de la primera crecerá 417.2 Mbd de 2011 a 2026, mientras que la demanda de la Centro-Occidente aumentará 246.8 Mbd (véase Cuadro 54).

En lo que se refiere a las participaciones por región, la región Noreste consumirá 39.2% del total de la demanda industrial en 2026. En segundo orden de importancia estará el consumo de gas natural de la región Centro-Occidente, que representará 26.2%.

Industrias básicas de metales26.4%

Química14.0%


11.6%

Vidrio y productos de

vidrio10.5%

Alimentos, bebidas y tabaco10.4%

Productos deminerales no

metálicos6.9%

Papel y cartón, imprentas yeditoriales

6.0%

Resto de las ramas

6.0%

Textiles, prendas de vestir e industria del

cuero3.5%

Minería2.1%

Cerveza y malta1.6%

Cemento hidráulico1.1%

2011

Industrias básicas de metales29.4%

Química15.2%


12.8%

Vidrio y productos de

vidrio9.5%

Alimentos, bebidas y tabaco

8.0%

Productos deminerales no

metálicos6.0%

Papel y cartón, imprentas y editoriales

4.2%

Resto de las ramas

9.1%

Textiles, prendas de vestir e industria del

cuero2.2%

Minería1.8%

Cerveza y malta1.5%

Cemento hidráulico0.4%

2026


151

Cuadro 54 Demanda regional de gas natural sector industrial1, 2011-2026


1 Incluye Proyecto Etileno XXI. Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Dentro del sector industrial, el gas natural aumentará su participación dentro de la demanda de combustibles industriales, al pasar de 55.3% en 2011 a 65.5% en 2026. Le seguirán el coque de petróleo y el carbón, con participaciones de 12.3% y 10.9%, respectivamente (véase Gráfica 41).

Gráfica 41 Demanda de combustibles en el sector industrial, 2011-2026 (Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)


En la demanda futura de gas natural en el sector industrial se consideran dos tipos de componentes. El primero es la demanda tendencial, que toma en cuenta el crecimiento esperado de la economía y el escenario de precios de los combustibles. El segundo componente es la demanda no tendencial, donde los elementos considerados son nuevos proyectos industriales, nueva infraestructura de transporte, la venta de gas natural comprimido y nuevos desarrollos de distribución99.

Entre 2012 y 2026, el crecimiento tendencial de la demanda de gas natural será de 2.8%. Este aumento será menor que el del PIB manufacturero (3.9%). Lo anterior refleja el esfuerzo continuo de mejora en la eficiencia en el uso del energético en el sector. Otro factor considerado en el

99 Estos proyectos están descritos al inicio de este capítulo.

Región 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Nacional 1,129.2 1,203.9 1,347.2 1,469.0 1,540.1 1,639.6 1,691.1 1,733.9 1,778.4 1,823.6 1,870.1 1,918.1 1,967.3 2,018.8 2,071.8 2,126.6 4.3

Noroeste 37.1 34.0 43.1 49.5 51.1 52.9 54.7 56.0 57.4 58.8 60.2 61.7 63.1 64.7 66.3 67.9 4.1

Noreste 416.7 445.1 524.5 553.3 567.2 641.3 660.8 678.0 695.7 713.7 732.3 751.4 771.1 791.4 812.3 833.9 4.7

Centro-Occidente 310.2 358.1 389.3 414.3 426.7 436.3 449.7 460.5 471.5 482.7 494.2 505.9 518.0 530.7 543.7 557.1 4.0

Centro 274.7 280.8 300.3 330.5 342.5 354.2 367.1 377.2 388.1 399.3 410.8 422.8 435.3 448.2 461.7 475.7 3.7

Sur-Sureste 90.5 85.9 90.1 121.4 152.6 154.8 158.8 162.3 165.7 169.2 172.7 176.2 179.8 183.8 187.9 192.0 5.1

0

500

1,000

1,500

2,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Gas Natural Combustóleo Diesel Coque de petróleo Gas LP Carbón


152

pronóstico de la demanda tendencial de gas natural, es la sustitución de combustóleo por gas natural100.

Cuadro 55 Demanda industrial de gas natural por componente de proyección, 2012-2026


Fuente: IMP, con información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, Sener y empresas privadas.

Por su parte, la demanda industrial no tendencial de gas natural crecerá en promedio 12.2%, alcanzado 494.1 MMpcd en 2026. Los proyectos industriales aportarán la mayor parte de la demanda no tendencial, con una participación promedio de 72.6% a lo largo del periodo prospectivo. En tanto, las participaciones promedio de los desarrollos de distribución y la nueva infraestructura de transporte serán de 15.6% y 9.3%, respectivamente. La demanda de gas natural comprimido por ruedas o barco será un elemento temporal en la demanda, mientras entra en operación la nueva infraestructura de transporte y distribución (véase Cuadro 55).

Dentro de los nuevos proyectos industriales de mayor impacto, están previstas inversiones importantes en las industrias de metales básicos, sobre todo en la industria siderúrgica. Dichas inversiones implicarán una demanda de gas natural de más de 200 MMpcd a partir de 2015. La mayoría de estos proyectos están asociados con la redistribución y expansión de la industria automotriz de Norteamérica y sus proveedores.

En la industria química también están previstas importantes inversiones en las regiones Centro-Occidente y Sur-Sureste. El proyecto más sobresaliente, Etileno XXI, consiste en el desarrollo de una unidad petroquímica con un cracker de etano que se ubicará en el área de Coatzacoalcos, Veracruz. Su entrada en operación está prevista para 2015. Para ello, PGPB estableció un contrato para suministrar el etano que se utilizará en la producción de etileno, polietileno, polipropileno y otros derivados.

Los proyectos de desarrollo de nueva infraestructura de transporte (gasoductos) aportarán a la demanda industrial un acumulado de 542.1 MMpcd entre 2012 y 2026. Con el gasoducto Manzanillo-Guadalajara, se ha considerado la demanda de gas natural de un transportista de usos propios en Colima y otro en Jalisco. Con el gasoducto Morelos, la industria del vidrio presentará un importante consumo en Cuautla.

Con el nuevo sistema de gasoductos del Noroeste, se abastecerá gas natural a las industrias en Sonora y Sinaloa, principalmente de las ramas de alimentos, papel y cerveza. En Zacatecas, el mayor consumidor de gas será el grupo de industrias de cerveza y malta.

100 Cabe mencionar que la cantidad estimada de combustóleo que queda por sustituir, dentro de la demanda de combustibles industriales, es reducida.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Demanda tendencial 1,105.2 1,150.0 1,186.1 1,217.3 1,252.8 1,293.3 1,326.3 1,360.9 1,396.0 1,432.2 1,469.5 1,507.9 1,548.1 1,589.6 1,632.5

Demanda no tendencial 98.7 197.2 283.0 322.8 386.7 397.8 407.6 417.6 427.7 438.0 448.6 459.3 470.7 482.3 494.1

Proyectos industriales 71.7 149.3 195.7 224.7 285.7 292.5 299.0 305.6 312.2 319.0 325.9 332.8 340.2 347.8 355.4

Nueva infraestructura de transporte 9.8 9.8 30.5 30.5 31.0 32.3 33.2 34.2 35.2 36.2 37.2 48.0 56.4 58.1 59.7

Gas natural comprimido 0.0 7.6 12.8 13.3 13.7 14.2 14.6 14.9 15.3 15.7 16.1 6.9 - - -

Desarrollos de distribución 17.3 30.5 44.0 54.4 56.3 58.8 60.8 62.8 64.9 67.1 69.3 71.6 74.0 76.4 79.0


153

La demanda de gas natural comprimido acumulará un volumen de 145.3 MMpcd durante el periodo prospectivo. Se prevé abastecer con gas natural comprimido a industrias ubicadas en Sonora, en las localidades Navojoa, Guaymas, Cd. Obregón y Huatabampo y otras en Sinaloa, mientras que se concluye el trayecto Puerto Libertad-Topolobampo del Sistema de Gasoductos del Noroeste.

Entre 2012 y 2026, la cantidad de gas natural atribuible a los desarrollos de distribución101 totalizará 887.3 MMpcd. La mayor accesibilidad al gas natural en el sector industrial conducirá a un efecto de sustitución de gas LP por gas natural. Con base en los proyectos de expansión de grupos industriales importantes, se estima que el gas natural sustituirá al gas LP en aproximadamente 30%, al combustóleo en 70%, y también una parte pequeña a diesel de uso industrial.

4.3.3. Sector petrolero

El sector petrolero demandará un total de 4,766 MMpcd en 2026, lo que significará un crecimiento promedio de 1.9% anual. La mayor parte del gas natural en el sector se destinará a los autoconsumos de las subsidiarias de PEMEX y al proyecto de cogeneración Nuevo PEMEX, que en conjunto demandarán un volumen de 3,271 MMpcd en 2026. El gas para recirculaciones internas representará 31.4%. Esta demanda promediará un volumen de 1,740 MMpcd en el periodo prospectivo y alcanzará un máximo en 2018 (véase Cuadro 56).

El autoconsumo de PEMEX crecerá 2.8% promedio anual en el periodo prospectivo. PEP consumirá 52.1% del gas para autoconsumo en 2026 y mostrará un crecimiento de 2.3% promedio anual durante el periodo. Uno de los principales objetivos en PEP es incrementar la producción de hidrocarburos, lo que requerirá de mayores volúmenes de consumo de gas natural para obtener los niveles de operación necesarios para alcanzar sus metas de producción.

Cuadro 56 Demanda de gas natural del sector petrolero, 2011-2026


1 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell. Fuente: IMP, con base en información de PEMEX.

El consumo de gas natural por parte de PEMEX Refinación (PR) será de 810 MMpcd en 2026. En 2013, 2016 y 2017, PR incrementará su demanda de forma importante (véase Cuadro 56). En 2013, comienza operaciones el gasoducto Jáltipan-Salina Cruz, lo que permitirá transportar gas

101 Se refiere a nuevos proyectos y refuerzo a la red de distribución actual. Para mayor detalle, consultar la sección Prospectiva de gasoductos, al inicio de este capítulo.

Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Total 3,597 3,908 4,480 4,517 4,421 4,537 4,772 4,863 4,621 4,382 4,358 4,486 4,609 4,667 4,669 4,766 1.9

Autoconsumo 2,155 2,358 2,727 2,794 2,647 2,720 2,881 2,926 2,706 2,504 2,520 2,719 2,967 3,083 3,138 3,271 2.8

Exploración y Producción 1 1,209 1,325 1,415 1,427 1,256 1,221 1,309 1,366 1,155 956 977 1,173 1,427 1,542 1,590 1,705 2.3

Refinación 334 382 545 586 607 710 810 809 809 809 808 809 809 809 809 810 6.1

Gas y Petroquímica Básica 292 293 276 290 288 294 275 284 292 290 285 288 281 283 291 307 0.3

Petroquímica 320 338 411 411 415 413 407 387 368 368 368 368 368 368 368 368 0.9

Corporativo 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0.7

Cogeneración Nuevo Pemex 0 20 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 n.a.

Recirculaciones internas 1,442 1,550 1,753 1,722 1,774 1,817 1,891 1,937 1,915 1,878 1,838 1,767 1,642 1,584 1,531 1,495 0.2


154

natural a la refinería en Oaxaca. En 2016 comenzará el proceso de arranque y estabilización de la Refinería Bicentenario en Tula, lo que originará consumos adicionales de gas natural. Por otro lado, el proyecto de conversión de residuales de la refinería de Salamanca iniciará operaciones en 2017.

Asimismo, el proyecto de cogeneración Nuevo PEMEX en Tabasco iniciará operaciones en 2012, con aumentos de la demanda de gas natural en 2012 y 2013. El proyecto consta de una planta que producirá 300 Megawatts y contempla una capacidad de generación de vapor de hasta 800 toneladas por hora.

El consumo de gas natural por parte de PEMEX Petroquímica (PPQ) crecerá en promedio 0.9% anual de 2011 a 2026, alcanzando un volumen de 368 MMpcd al final del periodo. La trayectoria que seguirá la demanda no será uniforme (véase Cuadro 57).

Cuadro 57

Demanda de gas natural de PEMEX Petroquímica1, 2011-2026 (Millones de pies cúbicos diarios)

1 No incluye el consumo del proyecto Etileno XXI, se incluye en el sector industrial. Fuente: PPQ.

En 2012 y 2013 se presentarán crecimientos importantes. Esto se debe a que en 2012 entrará en operación la primera etapa del proyecto de aromáticos del complejo petroquímico (CP) La Cangrejera. En 2013 entrará en operación la planta V de amoniaco del CP Cosoleacaque, en Veracruz.

En 2014, se espera una mayor capacidad de operación de la planta de monómero de cloruro de vinilo en el CP Pajaritos. A finales de 2016, se tiene contemplada la entrada en operación de la segunda etapa de la planta de óxido de etileno del complejo Morelos.

En los años 2017, 2018 y 2019 el consumo de gas natural como combustible se reducirá. Lo anterior está relacionado con la entrada en operación de la segunda etapa del proyecto de aromáticos del CP La Cangrejera en 2017, con la que se consideran ahorros energéticos. Igualmente, a partir de 2018 y 2019 se consideran ahorros por proyectos de cogeneración en los CP Morelos y Cangrejera, respectivamente.

A partir de 2019 y hasta 2026, la demanda de gas natural de PPQ se mantendrá prácticamente constante, con un volumen de 368 MMpcd. Cosoleacaque será el CP con la mayor demanda de gas natural en 2026, con 163.9 MMpcd. En dicho complejo se destinará 68.3% del gas natural demandado como materia prima, 31.3% como combustible y 0.4% para cogeneración de electricidad.

Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Total 320 338 411 411 415 413 407 387 368 368 368 368 368 368 368 368 0.9

Combustible 240 245 271 271 275 273 267 246 228 228 228 228 228 228 228 228 -0.3

Materia prima 80 93 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 3.8


155

4.3.4. Sectores residencial y servicios

La proyección de la demanda de gas natural de los sectores residencial y servicios se realiza en conjunto con la de gas LP y leña. En el ejercicio se considera información histórica del consumo de combustibles y del parque existente de calentadores de agua, estufas y hornos de microondas. También se consideran escenarios de eficiencias de calentadores de gas, superficie instalada de calentadores solares, minutos de usos de agua caliente, información sociodemográfica y económica, entre otros elementos102.

Se espera que la demanda conjunta de gas natural de los sectores residencial y servicios crezca en promedio 4.2% anual durante el periodo prospectivo. La demanda alcanzará un volumen de 198.2 MMpcd en 2026, lo que representará 18.2% de los hidrocarburos consumidos en estos sectores (gas LP y gas natural).

Es importante mencionar que en la estimación de la demanda de gas natural de los sectores residencial y servicios de este ejercicio se consideró el incremento en la infraestructura de transporte de gas natural. Esto permitirá una mayor penetración y cobertura del mercado del energético, mismos que no se contemplaban en ejercicios anteriores.

Cuadro 58 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011-2026


* Pies cúbicos diarios. Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, Sener y empresas privadas.

102 Para más información acerca de la metodología de pronóstico de los sectores residencial y servicios, consultar anexo correspondiente.

Año Gas natural Gas LP TotalPenetración del gas natural respecto al

total (%)Habitantes

Consumo gas natural y gas

LP por habitante *

Crecimiento (%)

2011 106.9 877.0 983.9 10.9 113,190,201 8.7

2012 129.8 879.7 1009.5 12.9 114,021,998 8.9 1.9

2013 137.4 880.7 1018.0 13.5 114,832,465 8.9 0.1

2014 146.5 877.4 1023.9 14.3 115,622,364 8.9 -0.1

2015 153.3 875.7 1028.9 14.9 116,392,867 8.8 -0.2

2016 159.4 874.8 1034.3 15.4 117,145,772 8.8 -0.1

2017 165.1 874.7 1039.9 15.9 117,881,238 8.8 -0.1

2018 170.4 875.4 1045.8 16.3 118,597,575 8.8 0.0

2019 175.2 876.8 1052.0 16.7 119,293,911 8.8 0.0

2020 179.7 878.9 1058.6 17.0 119,970,381 8.8 0.1

2021 183.8 881.6 1065.4 17.3 120,626,680 8.8 0.1

2022 187.2 882.7 1069.9 17.5 121,260,797 8.8 -0.1

2023 190.2 884.0 1074.2 17.7 121,870,201 8.8 -0.1

2024 193.0 885.6 1078.7 17.9 122,452,887 8.8 -0.1

2025 195.7 887.4 1083.1 18.1 123,007,614 8.8 0.0

2026 198.2 889.4 1087.6 18.2 123,533,418 8.8 0.0

tmca 4.2 0.1 0.7 0.6 0.1


156

La demanda de gas LP para uso residencial y de servicios crecerá de 877.0 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (MMpcdgne) en 2011 a 889.4 MMpcdgne en 2026. La participación del gas LP en la demanda de hidrocarburos en estos sectores continuará siendo preponderante, pero en menor proporción. Ésta pasará de 89.1% en 2011 a 81.8% en 2026.

La evolución de la demanda de hidrocarburos en los sectores residencial y servicios está directamente relacionada con el crecimiento de la población. El total de habitantes del país, que para 2011 se estimó en 113.2 millones, será de 123.5 millones en 2026. Con ello, el crecimiento de la población promediará 0.6% anual (véase Cuadro 58).

Por lo tanto, en 2026 el consumo conjunto de gas LP y gas natural por habitante de los sectores residencial y de servicios se calcula en 8.8 pies cúbicos diarios (pcd) por persona. Asimismo, el consumo por habitante de gas natural aumentará 2.3% en promedio anual, pasando de 1.1 pcd por persona en 2011 a 1.6 pcd por persona en 2026.

Gráfica 42 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011-2026


Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, Sener y empresas privadas.

Las medidas que se han implementado, junto con el desarrollo tecnológico, han permitido racionalizar y aumentar el rendimiento de combustibles en los sectores residencial y servicios. Ejemplo de ello son los calentadores de agua103, el encendido electrónico de estufas y el uso de horno de microondas. En este ejercicio se estima que el ahorro de gas natural de los sectores residencial y servicios alcanzará un total de 21.8 MMpcd en 2026 (véase Gráfica 44).

103 Un ejemplo de esfuerzo específico en ahorro energético son la aplicación de las normas oficiales NOM-003-ENER-2000 y NOM-003-ENER-2011 de eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial.

107 130 137 146 153 159 165 170 175 180 184 187 190 193 196 198

877 880 881 877 876 875 875 875 877 879 882 883 884 886 887 889

984 1,010 1,018 1,024 1,029 1,034 1,040 1,046 1,052 1,059 1,065 1,070 1,074 1,079 1,083 1,088

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Total ►

Gas LP ►

Gas natural ►


157

Gráfica 43 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011 y 2026



Gráfica 44 Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios (Base=1999), 2011-2026



Gas natural, 10.9%

Gas LP, 89.1%

2011

Gas natural, 18.2%

Gas LP, 81.8%

2026

106.9

129.8 137.4

146.5 153.3

159.4 165.1

170.4 175.2

179.7 183.8 187.2 190.2 193.0 195.7 198.2

118.5

140.9 149.4

159.6 167.1

174.0 180.5

186.5 192.1

197.3 202.2 206.2 210.0 213.5 216.9 220.0

0

50

100

150

200

250

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Ahorro (Base = 1999) Con mejora en eficiencia Sin mejora en eficiencia

Ahorro


158

A nivel regional, se consideraron los nuevos proyectos de desarrollo y expansión de zonas geográficas de la red de distribución de gas natural. Aunque el desarrollo de zonas de distribución de gas natural es originado en buena medida por los proyectos industriales104, el consumo de gas natural de los sectores residencial y de servicios también se verá favorecido por la expansión de infraestructura.

Cuadro 59 Demanda de gas natural por región, sector residencial, 2011-2026



Un supuesto en el pronóstico de la demanda de gas natural por zona geográfica de distribución es que al momento de su introducción, el mercado de gas natural muestra un desarrollo lento por el desconocimiento de los consumidores y la falta de infraestructura. Posteriormente, el consumo del combustible acelera su crecimiento de forma importante, para después llegar a un nivel de maduración.

Cuadro 60 Demanda de gas natural por región, sector servicios, 2011-2026



En este contexto, el consumo residencial del país crecerá a un ritmo anual de 4.7% en promedio, con un nivel de 162.3 MMpcd en 2026. La región Noreste presentará el mayor crecimiento en términos de volumen, alcanzando 88.3 MMpcd en 2026. Le seguirá la región Centro, con un consumo de 51.0 MMpcd al final del periodo. El consumo de gas natural de la región Centro-Occidente crecerá en promedio 8.9% cada año. A partir de 2016, se consumirá gas natural para uso residencial en la región Sur-Sureste (véase Cuadro 59).

En cuanto a las participaciones por región en 2026, la Noreste consumirá 54.4% del total nacional, las regiones Centro y Centro-Occidente participarán con 31.4% y 12.7%, respectivamente.

104 Debido a los volúmenes de combustible.

Región 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Total 81.7 105.9 113.0 120.8 126.5 131.6 136.3 140.5 144.3 147.7 150.7 153.5 155.9 158.2 160.3 162.3 4.7

Noroeste 1.0 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5 1.5 2.7

Noreste 50.8 66.1 68.6 71.5 73.6 75.5 77.2 78.8 80.3 81.6 82.9 84.1 85.2 86.2 87.3 88.3 3.8


Centro 24.2 29.6 32.6 35.8 38.1 40.2 42.0 43.7 45.1 46.4 47.5 48.4 49.2 49.9 50.5 51.0 5.1

Sur-Sureste - - - - - 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.3 0.4 0.6 0.7 0.9 n.a.

Región 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Total 25.2 23.9 24.4 25.7 26.8 27.8 28.9 29.9 30.9 32.0 33.1 33.7 34.3 34.8 35.4 35.9 2.4

Noroeste 0.2 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 5.3

Noreste 16.1 14.9 14.8 14.9 15.2 15.5 15.8 16.2 16.6 17.0 17.5 17.7 18.0 18.2 18.4 18.7 1.0


Centro 6.8 6.2 6.4 6.8 7.1 7.3 7.6 7.9 8.2 8.5 8.7 8.9 9.1 9.2 9.4 9.5 2.3

Sur-Sureste 0.2 0.2 0.2 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 11.2


159

En el caso del sector servicios, la demanda crecerá de 25.2 MMpcd en 2011 a 35.9 MMpcd en 2026. La región Noreste, con una participación de 52.1%, consumirá 18.7 MMpcd en 2026. La región Centro consumirá 26.6% (9.5 MMpcd) y la región Centro-Occidente 17.7% (6.4 MMpcd). El crecimiento más importante se presentará en la región Centro-Occidente, con una tasa promedio anual de 8.1% durante el periodo prospectivo (véase Cuadro 60).

4.3.5. Sector autotransporte

Dado que al momento de la elaboración del pronóstico de la demanda de gas natural no había condiciones que favorecieran la expansión de la distribución del gas natural comprimido para autotransporte, se asumió una demanda del sector prácticamente constante. El consumo de gas natural en el autotransporte se mantendrá en alrededor de 1.4 MMpcd. De igual forma, el número de estaciones de servicio de gas natural vehiculares se mantendrá en cinco. Éstas atenderán un parque vehicular de alrededor de 1.4 miles de vehículos.

4.4. Balance nacional de gas natural, 2011-2026

Escenario Inercial

En el balance nacional de gas natural del escenario Inercial se observa que de 2011 a 2026, la producción nacional será menor a la demanda nacional. A su vez, mientras que la producción nacional crecerá 2.8% promedio anual, la demanda nacional lo hará en 3.5%. Esto ocasionará un aumento de 5.3% anual en las importaciones del combustible. Las importaciones por ducto crecerán en promedio 5.2% anual y las de GNL 5.9%, aunque estas últimas sólo representarán 24.4% de las importaciones totales. Con ello, mientras que en 2011 las importaciones representaban 21.9% de la oferta total, en 2026 esta proporción será de 28.9%.

Por otro lado, el aumento en la demanda interna de gas natural se originará principalmente en los sectores eléctrico, petrolero e industrial, con tasas medias de crecimiento anuales de 4.7%, 1.9% y 4.3%, respectivamente (véanse Cuadro 61 y Cuadro 62).


160

Cuadro 61 Balance nacional de gas natural, 2011-2018. Oferta del escenario Inercial-demanda base


n.a. no aplica. 1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco. 2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP.

Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 7,973 8,687 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,235 5.0 3.4

Producción nacional 6,224 6,107 6,662 6,706 6,785 7,006 7,583 8,443 4.5 2.8

Gas de PEP para operación1 805 887 992 969 801 769 881 945 2.3 3.6

Gas de PEP para recirculaciones 605 651 686 687 726 739 761 790 3.9 3.2

Gas de PEP directo a Refinación 1 - - - - - - - n.a. n.a.

Producción de plantas de PGPB 3,692 3,586 4,046 4,195 4,214 4,313 4,665 5,108 4.7 3.5

Directo de campos 1,045 914 823 717 946 1,048 1,136 1,438 4.7 -2.4

Etano inyectado a ductos 76 69 115 137 98 137 141 163 11.5 5.5

Otras corrientes - - - - - - - - n.a. n.a.

Importación 1,749 2,580 2,919 3,057 3,049 3,127 3,072 2,792 6.9 5.3

Importaciones por logística 905 958 988 1,097 1,120 1,235 1,411 1,481 7.3 5.6

Importaciones por balance PGPB 451 1,089 1,183 1,163 1,023 977 738 383 -2.3 4.1

Importación de gas natural licuado 393 532 747 797 907 915 923 928 13.1 5.9

Destino 7,947 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,235 5.1 3.4

Demanda nacional 7,923 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,003 4.8 3.5

Sector petrolero 2,155 2,358 2,727 2,794 2,647 2,720 2,881 2,926 4.5 2.8

Pemex Exploración y Producción2 1,209 1,325 1,415 1,427 1,256 1,221 1,309 1,366 1.8 2.3

Pemex Refinación 334 382 545 586 607 710 810 809 13.5 6.1

Pemex Gas y Petroquímica Básica 292 293 276 290 288 294 275 284 -0.4 0.3

Pemex Petroquímica 320 338 411 411 415 413 407 387 2.7 0.9

Pemex Corporativo 0 1 1 1 1 1 1 1 1.5 0.7

Cogeneración Nuevo Pemex - 20 80 80 80 80 80 80 n.a. n.a.

Sector petrolero recirculaciones internas 1,442 1,550 1,753 1,722 1,774 1,817 1,891 1,937 4.3 0.2

Sector industrial 1,129 1,204 1,347 1,469 1,540 1,640 1,691 1,734 6.3 4.3

Sector eléctrico 3,088 3,456 3,616 3,629 3,719 3,796 4,025 4,235 4.6 4.7

Público 2,717 3,082 3,230 3,221 3,310 3,388 3,617 3,826 5.0 5.1

Comisión Federal de Electricidad 1,076 1,285 1,344 1,298 1,258 1,240 1,282 1,263 2.3 0.7

Productores Independientes de Energía 1,641 1,797 1,887 1,923 2,053 2,148 2,335 2,564 6.6 7.0

Privado 371 374 385 408 408 408 408 408 1.4 0.6

Autogeneración de electricidad 266 273 285 308 308 308 308 308 2.1 1.0

Exportación de electricidad 105 101 101 101 101 101 101 101 -0.7 -0.3

Sector residencial 82 106 113 121 126 132 136 140 8.1 4.7

Sector servicios 25 24 24 26 27 28 29 30 2.4 2.4

Sector Autotransporte 1 1 1 1 1 1 1 1 -1.0 -0.5

Exportación 24 - - - - - - 232 38.1 n.a.

Variación de inventarios y diferencias* 25.7 -12.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a. n.a.


161

Cuadro 62 Balance nacional de gas natural, 2019-2026. Oferta del escenario Inercial-demanda base



Escenario ENE

En el balance nacional de gas natural del escenario ENE se observa que de 2011 a 2026, la producción nacional crecerá 4.5% promedio anual, mientras que la demanda nacional lo hará en 3.8%. Con ello, las importaciones aumentarán 4.9% anual en el mismo periodo de referencia. Así, mientras que en 2011 las importaciones representaban 21.9% de la oferta total, en 2026 esta proporción será de 23.1%.

Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2019-2026tmca

2011-2026

Origen 11,482 11,532 11,709 11,949 12,139 12,460 12,748 13,207 2.0 3.4


Gas de PEP para operación1 740 583 619 811 1,061 1,192 1,253 1,359 9.1 3.6


Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - n.a. n.a.


Directo de campos 1,551 1,499 1,444 1,391 1,268 1,083 851 726 -10.3 -2.4


Otras corrientes - - - - - - - - n.a. n.a.

Importación 2,900 2,985 3,119 3,162 3,265 3,560 3,781 3,816 4.0 5.3

Importaciones por logística 1,546 1,559 1,663 1,715 1,790 1,869 2,030 2,056 4.2 5.6

Importaciones por balance PGPB 426 500 527 518 546 762 822 830 10.0 4.1


Destino 11,482 11,532 11,709 11,949 12,139 12,460 12,748 13,207 2.0 3.4



Pemex Exploración y Producción2 1,155 956 977 1,173 1,427 1,542 1,590 1,705 5.7 2.3


Pemex Gas y Petroquímica Básica 292 290 285 288 281 283 291 307 0.7 0.3



Cogeneración Nuevo Pemex 80 80 80 80 80 80 80 80 0.0 n.a.

Sector petrolero recirculaciones internas 1,915 1,878 1,838 1,767 1,642 1,584 1,531 1,495 -3.5 0.2



Público 4,125 4,287 4,590 4,696 4,963 5,171 5,402 5,707 4.7 5.1

Comisión Federal de Electricidad 1,426 1,384 1,283 1,217 1,208 1,202 1,207 1,192 -2.5 0.7


Privado 408 408 408 408 408 408 408 408 0.0 0.6


Exportación de electricidad 101 101 101 101 101 101 101 101 0.0 -0.3



Sector Autotransporte 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 -0.5

Exportación 373 449 297 252 - - - - n.a. n.a.

Variación de inventarios y diferencias* 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a. n.a.


162

Cuadro 63 Balance nacional de gas natural, 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base



En el escenario ENE, la demanda del sector petróleo será 709 MMpcd mayor que en el escenario Inercial en 2026. Una mayor producción de hidrocarburos en el ENE, implicará mayores autoconsumos de gas natural en PEP y PGPB, además de un mayor volumen destinado a las recirculaciones internas. Por su parte, las demandas eléctrica e industrial de gas natural no difieren entre los dos escenarios, dado que se parte de las mismas premisas de crecimiento económico y precios de combustibles (véanse Cuadro 63 y Cuadro 64).

Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 7,973 8,687 9,570 9,774 9,878 10,187 10,713 11,059 4.8 4.6






Directo de campos 1,045 914 823 717 946 1,048 1,136 1,323 3.4 6.1


Otras corrientes - - - - - - - - - -

Importación 1,749 2,580 2,919 3,057 3,050 3,123 3,120 2,881 7.4 4.9

Importaciones por logística 905 958 988 1,097 1,120 1,235 1,411 1,481 7.3 5.6

Importaciones por balance PGPB 451 1,089 1,183 1,163 1,024 972 786 472 0.6 2.2


Destino 7,947 8,699 9,570 9,774 9,878 10,187 10,713 11,059 4.8 4.6





Pemex Gas y Petroquímica Básica 292 293 276 290 288 295 275 282 -0.5 1.2







Público 2,717 3,082 3,230 3,221 3,310 3,388 3,617 3,826 5.0 5.1

Comisión Federal de Electricidad 1,076 1,285 1,344 1,298 1,258 1,240 1,282 1,263 2.3 0.7


Privado 371 374 385 408 408 408 408 408 1.4 0.6


Exportación de electricidad 105 101 101 101 101 101 101 101 -0.7 -0.3




Exportación 24 - - - - - - - n.a. 33.0

Variación de inventarios y diferencias* 26 12- - - - - - 0 -99.1 n.a.


163

Cuadro 64 Balance nacional de gas natural, 2019-2026. Oferta del escenario ENE-demanda base



Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2019-2026tmca

2011-2026

Origen 11,550 12,059 12,688 13,257 13,729 14,173 14,841 15,658 4.4 4.6



Gas de PEP para recirculaciones 898 937 985 936 958 983 1,011 1,034 2.0 3.6

Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -


Directo de campos 1,673 2,052 2,349 2,563 2,534 2,548 2,535 2,549 6.2 6.1


Otras corrientes - - - - - - - - 0.0

Importación 2,900 2,985 3,119 3,162 3,239 3,317 3,493 3,609 3.2 4.9

Importaciones por logística 1,546 1,559 1,663 1,715 1,790 1,869 2,030 2,056 4.2 5.6



Destino 11,550 12,059 12,688 13,257 13,729 14,173 14,841 15,658 4.4 4.6



Pemex Exploración y Producción2 1,195 983 1,024 1,265 1,575 1,721 1,819 2,001 7.6 3.4





Cogeneración Nuevo Pemex 80 80 80 80 80 80 80 80 0.0 n.a.




Público 4,125 4,287 4,590 4,696 4,963 5,171 5,402 5,707 4.7 5.1

Comisión Federal de Electricidad 1,426 1,384 1,283 1,217 1,208 1,202 1,207 1,192 -2.5 0.7


Privado 408 408 408 408 408 408 408 408 0.0 0.6


Exportación de electricidad 101 101 101 101 101 101 101 101 0.0 -0.3




Exportación 285 809 1,058 1,349 1,248 1,280 1,516 1,741 29.5 33.0

Variación de inventarios y diferencias* - 0 - - - 0- - - n.a. n.a.


164

4.5. Balances regionales

Los balances regionales que se presentan a continuación consideran el escenario de oferta Inercial y el escenario de demanda con la expansión del transporte y distribución del gas natural. En el anexo tres del documento se muestran las estimaciones por entidad federativa de la demanda de gas natural hasta 2026.



n.a. no aplica. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP.

Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 414 417 492 596 610 754 905 988 13.2 8.1

Producción regional - - - - - - - - - -

Gas de PEP para operación - - - - - - - - - -

Gas de PEP para recirculaciones - - - - - - - - - -


Producción de plantas de PGPB - - - - - - - - - -

Directo de campos - - - - - - - - - -

Etano inyectado a ductos - - - - - - - - - -


Importación 414 417 492 596 610 754 905 988 13.2 8.1

Importaciones por logística 390 414 455 550 553 689 832 910 12.9 8.1

Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -


De otras regiones - - - - - - - - - -

Destino 422 417 492 596 610 754 905 988 12.9 8.0

Demanda regional 399 417 492 596 610 754 905 988 13.8 8.4

Sector petrolero 1 - 1 1 1 1 1 1 -3.2 1.5-

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - -

Pemex Refinación - - - - - - - - - -

Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 - 1 1 1 1 1 1 -3.2 1.5-

Pemex Petroquímica - - - - - - - - - -

Pemex Corporativo - - - - - - - - - -

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - -

Sector industrial 37 34 43 50 51 53 55 56 6.1 4.1

Sector eléctrico 360 381 447 545 556 698 848 930 14.5 8.7

Público 252 278 332 407 418 560 710 792 17.7 10.5

Comisión Federal de Electricidad 131 141 179 239 231 309 309 238 8.9 3.2

Productores Independientes de Energía 122 137 153 168 187 252 402 554 24.2 14.4

Privado 108 104 115 138 138 138 138 138 3.6 1.7


Exportación de electricidad 105 101 101 101 101 101 101 101 -0.7 0.3-



Sector Autotransporte - - - - - - - - - -

Exportación 23 - - - - - - - - n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* -7.9 - - - - - - 0.0 n.a. n.a.


165




Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 4.3 8.1









Importación 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 4.3 8.1

Importaciones por logística 919 934 1,021 1,032 1,059 1,116 1,225 1,254 4.5 8.1



De otras regiones - - - - - - - - 0.0 -

Destino 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 4.3 8.0

Demanda regional 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 4.3 8.4

Sector petrolero 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 1.5-


Pemex Refinación - - - - - - - - - -

Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 1.5-





Sector eléctrico 936 949 1,037 1,047 1,071 1,127 1,235 1,263 4.4 8.7

Público 798 812 899 909 933 990 1,097 1,125 5.0 10.5

Comisión Federal de Electricidad 233 235 219 188 204 216 212 210 -1.5 3.2


Privado 138 138 138 138 138 138 138 138 0.0 1.7


Exportación de electricidad 101 101 101 101 101 101 101 101 0.0 0.3-




Exportación - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* 0.0 - 0.0 - 0.0 - - - n.a. n.a.


166



n.a. no aplica. 1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP.

Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 2,694 3,277 3,371 3,444 3,237 3,373 3,534 3,776 4.9 3.6

Producción regional 1,359 1,294 1,304 1,384 1,298 1,500 1,868 2,473 8.9 4.5

Gas de PEP para operación1 49 47 46 49 46 46 50 64 4.1 -2.8



Producción de plantas de PGPB 924 870 896 973 897 1,043 1,369 1,744 9.5 5.8

Directo de campos 356 347 320 325 323 373 399 600 7.7 -0.2

Etano inyectado a ductos - - 0 0 0 8 18 25 n.a. n.a.


Importación 1,335 1,983 2,066 2,060 1,939 1,874 1,667 1,303 -0.3 2.7


Importaciones por balance PGPB 451 1,089 1,183 1,163 1,023 977 738 383 -2.3 4.1

Importación de gas natural licuado 369 350 350 350 350 350 350 350 -0.7 -0.3


Destino 2,695 3,277 3,371 3,444 3,237 3,373 3,534 3,776 4.9 3.6

Demanda regional 2,299 2,431 2,515 2,555 2,608 2,700 2,775 2,747 2.6 2.3

Sector petrolero 192 204 194 226 240 259 283 309 7.0 3.5

Pemex Exploración y Producción 55 54 53 56 54 60 72 91 7.6 3.4





Sector petrolero recirculaciones internas 68 67 84 72 62 55 52 57 -2.6 -1.0



Público 1,356 1,432 1,427 1,416 1,448 1,452 1,485 1,407 0.5 1.5

Comisión Federal de Electricidad 488 468 418 383 342 271 268 227 -10.3 -8.7

Productores Independientes de Energía 868 964 1,009 1,033 1,107 1,181 1,218 1,179 4.5 4.1

Privado 198 202 202 202 202 202 202 202 0.3 0.1


Exportación de electricidad - - - - - - - - - -




Exportación 1 - - - - - - 232 109.5 n.a.

A otras regiones 395 845 856 889 629 674 759 797 10.5 8.6

Variación de inventarios y diferencias* -1.2 - - - - - - - n.a. n.a.


167



n.a. no aplica. 1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP.

Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 4,231 4,520 4,661 4,583 4,396 4,497 4,487 4,597 1.2 3.6

Producción regional 2,828 3,045 3,141 3,032 2,768 2,631 2,509 2,615 -1.1 4.5

Gas de PEP para operación1 70 71 68 60 47 39 32 32 -10.7 -2.8

Gas de PEP para recirculaciones 52 52 51 54 54 50 43 35 -5.3 1.0

Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - n.a.


Directo de campos 785 853 891 847 732 562 427 345 -11.1 -0.2

Etano inyectado a ductos 30 35 39 42 45 48 50 54 8.7 n.a.


Importación 1,404 1,475 1,519 1,551 1,628 1,866 1,977 1,983 5.1 2.7



Importación de gas natural licuado 350 350 350 350 350 350 350 350 0.0 -0.3

De otras regiones - - - - - - - - -

Destino 4,231 4,520 4,661 4,583 4,396 4,497 4,487 4,597 1.2 3.6


Sector petrolero 325 335 338 335 323 319 316 324 -0.1 3.5

Pemex Exploración y Producción 103 111 114 109 99 94 89 91 -1.8 3.4





Sector petrolero recirculaciones internas 66 69 76 86 88 82 71 59 -1.6 -1.0



Público 1,504 1,524 1,547 1,522 1,578 1,606 1,660 1,704 1.8 1.5



Privado 202 202 202 202 202 202 202 202 0.0 0.1






Exportación 373 449 297 252 - - - - n.a. n.a.

A otras regiones 968 1,129 1,368 1,333 1,331 1,392 1,319 1,368 5.1 8.6

Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - n.a.


168




Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 730 896 1,075 1,075 1,100 1,096 1,163 1,275 8.3 6.7









Importación - 180 360 400 500 500 500 500 n.a. n.a.

Importaciones por logística - - - - - - - - - -


Importación de gas natural licuado - 180 360 400 500 500 500 500 n.a. n.a.

De otras regiones 730 716 715 675 600 596 663 775 0.9 4.6

Destino 729 896 1,075 1,075 1,100 1,096 1,163 1,275 8.3 6.7

Demanda regional 729 896 1,075 1,075 1,100 1,096 1,163 1,275 8.3 6.7




Pemex Gas y Petroquímica Básica 0 - 2 2 2 2 2 2 51.8 23.7






Público 323 432 557 529 538 519 537 637 10.2 9.1


Productores Independientes de Energía 235 211 179 174 172 166 172 207 -1.8 7.3

Privado 31 31 31 31 31 31 31 31 0.2 0.1






Exportación - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* 1.2 - - - - - - - n.a. n.a.


169




Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2019-2026tmca

2011-2026

Origen 1,413 1,519 1,664 1,736 1,804 1,820 1,845 1,934 4.6 6.7









Importación 500 500 500 500 500 500 500 500 0.0 n.a.



Importación de gas natural licuado 500 500 500 500 500 500 500 500 0.0 n.a.

De otras regiones 913 1,019 1,164 1,236 1,304 1,320 1,344 1,434 6.7 4.6

Destino 1,413 1,519 1,664 1,736 1,804 1,820 1,845 1,934 4.6 6.7










Sector eléctrico 794 888 1,020 1,080 1,135 1,138 1,149 1,225 6.4 8.6

Público 763 857 989 1,048 1,104 1,107 1,118 1,194 6.6 9.1



Privado 31 31 31 31 31 31 31 31 0.0 0.1






Exportación - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - -



170




Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 7.5 5.2









Importación - - - - - - - - - -



Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - -

De otras regiones 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 7.5 5.2

Destino 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 7.5 5.2

Demanda regional 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 7.5 5.2




Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 0 0 0 0 0 0 -3.7 -1.8






Público 312 361 362 327 364 311 343 457 5.6 5.6


Productores Independientes de Energía - - 75 86 125 83 81 169 n.a. n.a.

Privado 30 31 31 31 31 31 31 31 0.7 0.3






Exportación - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* -0 - - - - - - - n.a. n.a.


171




Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2019-2026tmca

2011-2026

Origen 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 tmca 5.2









Importación - - - - - - - - - -




De otras regiones 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 0.1 5.2

Destino 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 0.1 5.2


Sector petrolero 331 331 331 331 331 331 331 331 - 8.0



Pemex Gas y Petroquímica Básica 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0 -1.8






Público 481 536 634 641 647 698 708 704 0.1 5.6


Productores Independientes de Energía 181 221 321 350 366 424 475 470 0.3 n.a.

Privado 31 31 31 31 31 31 31 31 0.0 0.3






Exportación - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - -



172




Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmca

2011-2018tmca

2011-2026

Origen 4,865 4,814 5,358 5,322 5,487 5,507 5,715 5,971 3.0 2.2






Directo de campos 689 567 503 392 622 675 737 838 2.8 -3.9



Importación - - - - - - - - - -





Destino 4,831 4,826 5,358 5,322 5,487 5,507 5,715 5,971 3.1 2.3





Pemex Gas y Petroquímica Básica 268 270 253 265 263 270 239 241 -1.5 -0.5







Público 474 580 552 542 541 546 541 534 1.7 5.0



Privado 5 6 6 6 6 6 6 6 3.6 1.6



Sector residencial - - - - - 0 0 0 n.a. n.a.



Exportación - - - - - - - - - -

A otras regiones 1,087 711 776 706 944 934 1,028 1,227 1.7 2.9

Variación de inventarios y diferencias* 34 12- - - - - - - n.a. n.a.


173




Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 0.0tmca

2011-2026

Origen 5,755 5,501 5,448 5,755 6,106 6,268 6,457 6,776 2.4 2.2






Directo de campos 766 646 554 544 536 520 424 381 -9.5 -3.9



Importación - - - - - - - - - -





Destino 5,755 5,501 5,448 5,755 6,106 6,268 6,457 6,776 2.4 2.3



Pemex Exploración y Producción2 1,052 846 863 1,064 1,328 1,449 1,501 1,614 6.3 2.3

Pemex Refinación 216 216 216 216 216 216 216 216 - 6.3

Pemex Gas y Petroquímica Básica 245 240 234 236 231 231 238 248 0.2 -0.5

Pemex Petroquímica 331 331 331 331 331 331 331 331 - 0.8


Cogeneración Nuevo Pemex 80 80 80 80 80 80 80 80 - n.a.




Público 579 559 521 575 701 771 818 979 7.8 5.0



Privado 6 6 6 6 6 6 6 6 - 1.6

Autogeneración de electricidad 6 6 6 6 6 6 6 6 - 1.6


Sector residencial 0 0 0 0 0 1 1 1 37.9 n.a.



Exportación - - - - - - - - - -

A otras regiones 1,230 1,243 1,261 1,389 1,478 1,497 1,619 1,671 4.5 2.9



174

4.6. Comparativo de escenarios de oferta de gas natural de la Prospectiva y el Plan de Negocios de PEMEX 2013-2017

La naturaleza de los ejercicios de planeación en el sector energético requiere de procesos dinámicos y flexibles, que respondan a los cambios en el entorno y reconozcan la incertidumbre de las principales variables. La construcción de proyecciones del sector debe incorporar en el corto plazo consideraciones derivadas de coyunturas de mercado y restricciones del sector, e integrar elementos derivados de cambios estructurales con impacto de largo plazo desde las perspectivas económicas, tecnológicas, ambientales y de mercado. Es así que la visión, objetivos, estrategias y metas estarán sujetos a ajustes que permitan proveer de la mejor información disponible en un momento dado.

Bajo esta argumentación, este apartado presenta una comparación entre los escenarios de largo plazo que ha establecido la Secretaría de Energía en la Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012-2026, de conformidad con la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026 (ENE), y el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 (Plan de Negocios de PEMEX).

Con el fin de definir su rumbo estratégico y los proyectos que serán ejecutados para alcanzar los objetivos de negocio, durante 2012 Petróleos Mexicanos presentó su Plan de Negocios, que fue elaborado con base en una proyección a cinco años, en cumplimiento de la Ley de Petróleos Mexicanos. El documento aprobado por el Consejo de Administración incluye tres escenarios construidos bajo distintos supuestos de disponibilidad presupuestal: uno de estos escenarios se alinea al escenario ENE de las Prospectivas y la Estrategia Nacional de Energía (Escenario 3), mientras que los dos restantes incorporan restricciones de liquidez y endeudamiento, que resultan en un menor ritmo de inversión y metas más conservadoras (Escenarios 1 y 2). A continuación se describen las principales diferencias entre el Escenario 1 del Plan de Negocios y los escenarios Inercial y ENE incluidos en esta Prospectiva.

Inversiones en PEP

La diferencia principal entre los escenarios de producción propuestos por PEP para la Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012-2026 y el Escenario 1 del Plan de Negocios de PEMEX, radica en el ritmo de inversión con impacto en las metas de producción.

Cuadro 75 Requerimientos de inversión de PEP por escenarios, 2013-2017*

(Miles de millones de pesos de 2012)

*Incluye la inversión programable en PEP incluida en el Plan de Negocios 2013-2017 y la inversión estimada para los Contratos Integrales de Exploración y Producción. Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 Escenario 1.

Escenario 2013 2014 2015 2016 2017 tmca

Plan de Negocios - Escenario 1 267.9 295.6 291.1 291.2 304.3 3.2

Inercial 297.8 335.2 307.6 302.9 302.6 0.4

ENE 298.8 337.8 335.9 315.1 323.0 2.0


175

El monto promedio de inversión para los proyectos de exploración y explotación de PEP, en el escenario Plan de Negocios, será 290 miles de millones de pesos (MMM$) entre 2013 y 2017, incluyendo la inversión asociada a de Contratos Integrales de Exploración y Producción. El monto promedio de los escenarios Inercial y ENE será 309 MMM$ y 322 MMM$, respectivamente. Con ello, la diferencia promedio entre los montos de inversión del escenario Plan de Negocios respecto al Inercial será de 6.6% y 11.1% respecto al ENE (véase Cuadro 75).

Producción de gas natural de PEP

Entre 2013 y 2016 la producción de gas natural de los escenarios Inercial y ENE permanece prácticamente en el mismo nivel. En 2017, la producción del escenario Inercial será 0.4% mayor (28 MMpcd más). En 2013 el volumen de producción de gas natural del escenario 1 del Plan de Negocios será 3.6% menor (209 MMpcd menos) que los escenarios ENE e Inercial. Para 2017, la extracción de gas natural del escenario Plan de Negocios será 8.1% menor que el ENE y 8.5% menor que el Inercial, lo que equivale a 557 MMpcd y 585 MMpcd, respectivamente (véase Cuadro 76 y Gráfica 45). Cabe destacar que en los escenarios Inercial y ENE se espera la producción de shale gas del play Eagle Ford para 2016, mientras que en el Escenario 1 del Plan de Negocios esto no ocurrirá en el mediano plazo. De esta manera, ambos escenarios de la Prospectiva cuentan con producciones de gas hidrocarburo proveniente del shale gas de 200 MMpcd en 2016 y 440 MMpcd en 2017.

Cuadro 76 Escenarios de producción de gas natural1 de PEP, 2013-2017


1 No incluye nitrógeno. Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 y PEP.

Escenario 2013 2014 2015 2016 2017 tmca

Plan de Negocios - Escenario 1 5,670 5,833 5,853 5,947 6,297 2.7

Inercial 5,879 6,032 6,114 6,342 6,882 4.0

ENE 5,879 6,032 6,114 6,342 6,854 3.9


176

Gráfica 45 Escenarios de producción de gas natural1 de PEP, 2013-2026


1 No incluye Nitrógeno. Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 y PEP.

Producción de gas seco

En el escenario Plan de Negocios, la producción de gas seco de PGPB aumentará de 4,600 MMpcd en 2013 a 5,544 MMpcd en 2017. Esto representa un crecimiento medio de 4.8% anual (véase Cuadro 77 y Gráfica 46). En 2013 la producción del escenario Plan de Negocios será 7.7% menor (384 MMpcd) respecto al ENE e Inercial. Para 2017, ésta será 6.7% (397 MMpcd) menor con respecto al escenario Inercial y 5.9% menor respecto al ENE (348 MMpcd).

Cabe señalar que la menor producción de gas seco en PGPB será resultado de la disponibilidad de gas natural de PEP. En este sentido, en la producción de gas natural se considera la baja rentabilidad de los proyectos de gas no asociado respecto a los de crudo, debido al bajo precio, por lo que algunos proyectos se difieren en el tiempo en el escenario del Plan Negocios.

Cuadro 77 Escenarios de producción de gas seco1 de PGPB, 2013-2017


1 Incluye producción de CPG, seco de campos y etano reinyectado. Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 y PEP.

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Plan de Negocios - Escenario 1 Inercial ENE

Escenario 2013 2014 2015 2016 2017 tmca

Plan de Negocios - Escenario 1 4,600 4,932 5,046 5,184 5,544 4.8

Inercial 4,984 5,050 5,258 5,499 5,941 4.5

ENE 4,984 5,049 5,257 5,504 5,892 4.3


177

Gráfica 46 Escenarios de producción de gas seco1 de PGPB, 2013-2026


1 Incluye producción de CPG, seco de campos y etano reinyectado. Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 y PEP.

De concretarse las expectativas de la producción de corto y mediano plazo del Escenario 1 del Plan de Negocios, una menor disponibilidad en la producción de gas seco requerirá mayores volúmenes de importación para satisfacer la demanda nacional. Las importaciones se convierten en la principal alternativa de corto plazo, dado que el desarrollo de una mayor producción nacional requerirá mayores tiempos de madurez en el periodo de análisis.

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026

Plan de Negocios - Escenario 1 Inercial ENE


178


179

Anexo 1. Glosario

Acuífero Zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas, un acuífero necesitará estar formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.

Almacenamiento La actividad de recibir, mantener en depósito y entregar gas natural, que se deposita en instalaciones fijas distintas a los ductos.

Autoabastecimiento Producción de electricidad destinada a satisfacer las necesidades propias de personas físicas o morales, o del conjunto de los copropietarios o socios.

Bombeo neumático Sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido de un pozo mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción o del espacio anular de ésta y la tubería de revestimiento.

Buque de GNL o metanero

Barco dedicado a transportar gas natural licuado de las plantas de licuefacción a las terminales de almacenamiento.

Calidad del gas natural

Composición y conjunto de características físico-químicas que posee el gas natural de acuerdo con las propiedades siguientes: poder calorífico, índice Wobbe, densidad, factor de compresibilidad, densidad relativa y puntos de rocío.

Cargo por capacidad Porción de la tarifa basada en la capacidad reservada por el usuario para satisfacer su demanda máxima en un periodo determinado.

Cargo por conexión Porción de la tarifa basada en un monto fijo por el costo de conexión al sistema.

Cargo por servicio Porción de la tarifa asociada con los costos inherentes a la prestación del servicio de transporte, almacenamiento y distribución para un usuario específico.


180

Cargo por uso Porción de la tarifa basada en la prestación del servicio que refleja el uso del sistema de acuerdo con el volumen de gas conducido o consumido a cuenta del usuario.

Casquete de gas Parte superior del yacimiento en un depósito único que contiene gas y aceite, donde el gas se almacena a menudo.

Ciclo combinado Tecnología que utiliza gas natural como combustible para generar energía eléctrica. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad. En la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape, mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de vapor para generar aún más electricidad.

Coalbed methane (gas grisú)

Gas natural extraído de capas de carbón. Debido a su alto contenido en materia orgánica el carbón retiene gran cantidad de gas adsorbido.

Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales. Normalmente energía eléctrica y energía térmica.

Combustible Material que, al combinarse con el oxígeno, se inflama con desprendimiento del calor. Sustancia capaz de producir energía por procesos distintos al de oxidación (tales como una reacción química), incluyéndose también los materiales fisionables y fusionables.

Compresión Energía mecánica que se aplica al gas natural para su transporte a grandes distancias en mayor volumen.

Compresor Equipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar la presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Criogénica Planta que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y elimina cualquier componente del gas que pudiera afectar los sistemas de transporte y distribución, como son el dióxido de carbono, el vapor de agua y los hidrocarburos pesados.

Derecho de vía Franja de terreno donde se alojan las tuberías, requerido para la construcción, operación, mantenimiento e inspección de los ductos para el transporte de gas natural.


181

Día de gas Periodo consecutivo de 24 horas que comienza a las 9:00 horas de un día determinado y termina a las 9:00 horas del día siguiente tiempo del centro de México.

Distribución Actividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gas natural por medio de ductos dentro de una zona geográfica.

Distribuidor Titular de un permiso de distribución.

Ducto(s) Sistema de tuberías para transportar y distribuir el gas natural (véase gasoducto).

Encogimiento de gas

Disminución del volumen de una mezcla gaseosa de metano (CH4) y otros hidrocarburos ligeros, por la extracción de éstos mediante cambios de presión y temperatura.

Endulzadora Planta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminar los compuestos de azufre indeseables o corrosivos, dióxido de carbono, y para mejorar su color, olor y estabilidad.

Endulzamiento Es el proceso donde se remueven los contaminantes como el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono del gas húmedo amargo recibido de los pozos productores. Este proceso consiste en la absorción selectiva de los contaminantes mediante una solución acuosa a base de aminas, la cual circula en un circuito cerrado donde es regenerada para su continua utilización.

Gas a bombeo neumático

Gas seco utilizado en los sistemas de recuperación secundaria de petróleo crudo.

Gas amargo Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación.

Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).


182

Gas dulce Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes.

Gas húmedo Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite sus proceso comercial.

Gas licuado de petróleo (gas LP)

Mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por butano y propano.

Gas natural Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden decreciente de cantidad son el metano, etano, propano, butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos, generalmente contiene ácido sulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua como impurezas. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas, mediante el uso de solventes o absorbentes. Para poderse comprimir y transportar a grandes distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano, pentano, butanos y propano y en ocasiones el etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas naturales o a los líquidos del gas natural, para lo cual se utilizan los procesos criogénicos.

Gas natural comprimido

Gas natural seco almacenado a una presión de 200-250 atmósferas en estado gaseoso en un recipiente.

Gas natural licuado Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte y almacenamiento.

Gas no asociado Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Gas seco Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso.

Gasificación Producción de combustible gaseoso a partir de combustible sólido o líquido.


183

Gasoducto Sistema o conjunto de instalaciones que sirven para transportar el gas natural, procedente de los centros productores o de las plantas de tratamiento y utilización de gases, a los centros de distribución o a los usuarios de grandes volúmenes.

Henry Hub Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. En donde el precio del energético se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el NYMEX (New York Mercantile Exchange).

Importaciones por balance

Importaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la demanda, en el Sistema Nacional de Gasoductos de PGPB.

Importaciones por logística

Son aquéllas que se realizan en puntos fronterizos con el fin de abastecer demanda que no puede tener acceso a producción nacional, debido a falta de infraestructura o costos de transporte.

Licuefacción del gas

Proceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura de -162°C, con lo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose en líquido. El gas natural licuado resultante es entonces transportable en buques diseñados para tal propósito, o puede ser almacenado en tanques.

Líquidos del gas natural

Hidrocarburos más pesados que acompañan al gas natural y que se separan de él para facilitar su compresión y manejo en ductos. Se separan en plantas de absorción en donde el gas natural pasa por una torre empacada en la cual el propano, butano y más pesados se absorben en una nafta ligera y deja libre el metano y etano, o en plantas más modernas y eficientes llamadas criogénicas en las cuales mediante un sistema de refrigeración se enfría la mezcla hasta -90ºC para separar el metano y posteriormente fraccionar los líquidos en etano, propano, butanos y gasolinas naturales. Es la mayor fuente de etano para la industria petroquímica y de gas licuado del petróleo empleado como combustible o como materia prima petroquímica.

Mercado Spot Mercado internacional en el que gas natural, el petróleo o derivados se intercambian para entrega inmediata al precio vigente.


184

Metano Gas que cuando se encuentra puro es incoloro, inodoro e insípido, más ligero que el aire. Su temperatura de condensación a la presión normal (1 atmósfera) es de -161.5º C, en mezcla de 5 a 15 por ciento en volumen con aire forma una mezcla explosiva. Es el primer miembro de la serie de los hidrocarburos saturados (también conocidos como parafinas o alcanos); su fórmula condensada es CH4. Se le conoce, incluso, como gas de los pantanos por generarse allí como producto de la descomposición anaeróbica de materia orgánica. Es el principal componente del gas natural, con más del 90% en volumen. También se obtiene en la destilación de la hulla.

Netback Método para determinar el precio del gas natural en el punto de entrada al mercado, ya sea en la frontera por donde se importa o en la región productora. El precio se calcula partiendo del precio final al consumidor, menos el descuento de los costos de transporte y distribución.

Normas Oficiales Mexicanas

Normas de carácter obligatorio que expiden las dependencias competentes sujetándose a lo dispuesto por la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

Permisionario Titular de un permiso de transporte, almacenamiento o distribución.

Pie cúbico Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1,000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.

Play Conjunto de campos y/o prospectos en determinada región, que están controlados por las mismas características geológicas generales.

Poder calorífico Es la cantidad de calor liberado por unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando una sustancia es quemada completamente. Los poderes caloríficos de los combustibles sólidos y líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU por libra. Para los gases, este parámetro se expresa en kilocalorías por metro cúbico o en BTU por pie cúbico.

Pozo de desarrollo Pozo perforado en un área probada con el fin de producir hidrocarburos.

Pozo exploratorio Pozo que se perfora sin conocimiento detallado de la estructura rocosa subyacente con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explotación sea económicamente rentable.


185

Precio ajustado por costos de transporte

Precio que resulta de tomar una referencia de mercado y ajustarla por los costos de conducir el gas al punto de venta.

Precio máximo de adquisición

El cargo máximo que los distribuidores podrán hacer a los usuarios finales por los conceptos de adquisición, transporte y almacenamiento de gas.

Proceso criogénico Proceso que recibe el gas dulce húmedo a partir del endulzamiento o directamente de los campos productores. El gas dulce húmedo pasa a una sección de secado donde se remueve el agua casi en su totalidad. Posteriormente es enfriado por corrientes frías del proceso y por un sistema de refrigeración mecánica externo. Mediante el enfriamiento es posible la condensación de los hidrocarburos pesados (etano, propano, butano, etc.) los cuales son separados y enviados a rectificación en la torre desmetanizadora. El gas obtenido en la separación pasa a un turboexpansor, donde se provoca una diferencial de presión (expansión) súbita, enfriando aún más esta corriente la cual se alimenta en la parte alta de la torre desmetanizadora.

Proceso de fraccionamiento

Recibe líquidos del gas del proceso criogénico y condensados dulces que pueden provenir de las plantas endulzadoras de líquidos o directamente de los campos productores. Consiste en varias etapas de separación, mediante la operación de destilación, en cada una de las cuales se separa un producto diferente. En la primera sección se separa el etano, en la segunda el gas LP (propano y butano) y finalmente la nafta (pentanos, hexanos y más pesados).

Producción independiente de energía

La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor que 30 MW, y cuya energía será destinada exclusivamente a su venta al suministrador o a la exportación.

Punto de arbitraje Punto geográfico donde coinciden los flujos de gas importado y nacional.

Región Marina Noreste

Se localiza en el sureste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una superficie de 166 mil kilómetros cuadrados, e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México.


186

Región Marina Suroeste

Se ubica en aguas territoriales de la plataforma y talud continental del Golfo de México. Su superficie es de 352,390 kilómetros cuadrados y está limitada en la porción continental hacia el sur por los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, por la región Marina Noreste hacia el Este, al Norte por las líneas limítrofes de aguas territoriales nacionales, y al Oeste por la región Norte.

Región Norte Ubicada en la parte Norte y Centro del país, su distribución geográfica incluye una parte continental y otra marina. Su extensión es superior a dos millones de kilómetros cuadrados. Al norte limita con Estados Unidos de América, al este con la isobata de 500 metros del Golfo de México, al oeste con el Océano Pacífico y al sur con el Río Tesechoacán, siendo este el límite de la región Sur.

Región Sur Se encuentra localizada en la porción Sur de la República Mexicana, y geográficamente abarca los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo. Esta región cuenta con cinco activos de producción que son Bellota-Jujo, Macuspana, Cinco Presidentes, Samaria-Luna y Muspac; además toda la región forma parte de los activos de exploración.

Reserva remanente Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.

Reservas posibles Volumen de hidrocarburos cuya formación geológica y de ingeniería sugiere que es segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de reservas probadas, probables, más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas serán iguales o mayores.

Reservas probables Son aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar serán iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.


187

Reservas probadas Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

Servicio de almacenamiento

Es la recepción de gas en un punto del sistema de almacenamiento y la entrega, en uno o varios actos, de una cantidad similar en el mismo punto o en otro contiguo del mismo sistema.

Servicio de distribución

Es la comercialización y entrega de gas natural por el distribuidor a un usuario final dentro de su zona geográfica, o la recepción de gas en el punto o los puntos de recepción del sistema de distribución y la entrega de una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema.

Servicio de distribución con comercialización

Servicio de distribución simple y la comercialización del gas natural dentro de una zona geográfica.

Servicio de distribución Simple

Recepción de gas natural en el punto o los puntos de recepción del sistema de distribución y la entrega de una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema.

Servicio firme flexible o SFF

Modalidad de entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el adquirente a recibir cantidades de gas que podrán ser diferentes para cada día de gas durante el periodo de entrega de acuerdo con un programa mensual de recepciones. Las cantidades de gas para cada día de gas establecidas en el programa mensual de recepciones no podrán ser modificadas o canceladas una vez entregado dicho programa.

Servicio público de energía eléctrica

El efectuado por la CFE y la extinta LFC, que incluye la planeación del sistema eléctrico nacional; la generación, conducción, transformación, distribución y venta de energía eléctrica, y la realización de todas las obras, instalaciones y trabajos que requieran la planeación, ejecución, operación y mantenimiento del sistema eléctrico nacional. No se considera servicio público el que señala el Artículo 3º de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.


188

Shale gas (gas lutita o gas de esquisto)

Gas natural que se encuentra atrapado dentro de las formaciones de esquisto o lutitas, que son de grano fino, rocas sedimentarias que pueden ser ricas fuentes de petróleo y gas natural.

Tarifas Lista de precios para cada clase y modalidad de servicio que preste un permisionario.

Tarifa convencional Cargos pactados libremente por el usuario y el permisionario para un servicio determinado.

Tarifa volumétrica Tarifa de distribución con comercialización que se cobra a los usuarios finales y que combina los cargos por capacidad y por uso, y que depende del volumen consumido.

Tasa de restitución de reservas

Indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es el cociente que resultad de dividir los nuevos descubrimientos por la producción durante un periodo de análisis, y generalmente es referida en forma anual y expresada en términos porcentuales.

Thight gas (arenas comprimidas)

Gas natural contenido en formaciones subterráneas comprimidas, principalmente de arenisca o piedra caliza que es excepcionalmente impermeable y no poroso (arena apretada).

Tomar o pagar (Take or pay)

Cláusula contractual que obliga al comprador de gas a pagar al vendedor el valor de la cantidad de gas contratada durante el periodo fijado, ya sea que lo reciba o no lo reciba.

Transporte Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos, a personas que no son usuarios finales.

Usuario Persona que utiliza o solicita los servicios de un permisionario.

Usuario final Persona que adquiere gas para su consumo.

Ventas de primera mano

Primera enajenación del gas de origen nacional, que efectúe PEMEX a favor de un tercero, para ser entregada en territorio nacional.

Zona geográfica Área delimitada por la CRE para efectos de distribución.


189

Anexo 2. Metodología para la proyección de la demanda de gas natural 2012-2026

El presente anexo presenta en forma breve el desarrollo metodológico para la estimación de la demanda de gas natural en los sectores industrial, residencial, servicios, autotransporte y autogeneración de energía eléctrica.

Las metodologías empleadas por el Instituto Mexicano del Petróleo para las proyecciones de gas natural hacen uso de modelos estadísticos, econométricos y de optimización. Están soportadas por una gran cantidad de información detallada y precisa del mercado de este producto.

Sector Industrial

La proyección de la demanda de gas natural en el sector industrial se realiza por estado y por grupo de ramas. El cuadro A.2.1 indica cuales sectores, subsectores y ramas se agrupan en los diferentes grupos de ramas.

Cuadro A.2.1 Clasificación de grupos de ramas industriales

SCIAN. Sistema de Clasificación Industrial de América del Norte. Fuente: IMP, con base en INEGI.

Grupo de ramasSectores, subsectores y ramas

SCIAN

Alimentos, bebidas y tabaco excepto cerveza 311 y 312 excepto 31212

Celulosa y papel 322 y 323

Cemento 3273 y 3274

Cerveza y malta 31212

Metales básicos 331

Minería 212 y 213

Productos de minerales no metálicos 3271 y 3279

Productos metálicos, equipo eléctrico y de transporte 332 a 336

Química 325 y 326

Resto 11, 23, 321, 337, 339

Textil 313 a 316

Vidrio 3272


190

Las cifras desagregadas por estado y por grupos de ramas se proyectan con una metodología bastante elemental, que toma en cuenta el escenario de crecimiento de la actividad económica estatal correspondiente a cada grupo, cambios en los precios reales de gas natural y de combustóleo y oportunidades de ahorro de energía.

Para cada grupo de ramas se calculan elasticidades-precio propias y cruzadas que se aplican si tienen el signo apropiado y son estadísticamente significativas.

En cuanto a las oportunidades de ahorro se aplican las Curvas de Factibilidad Tecnológica, conforme a lo que plantea la EIA en el modelo del NEMS correspondiente al módulo industrial105. Así, se caracterizan los diferentes procesos productivos y se simula en qué medida en estos procesos se puede optimizar el consumo de energéticos con equipo existente o, en su caso, remplazar equipo y aplicar tecnología más moderna y por ende ahorradora de energía.

Lo anterior determina la demanda industrial tendencial. A ésta se suma la demanda adicional por consumo de gas natural esperada por nuevos proyectos industriales, por nuevos ramales en los sistemas de distribución existentes y por la construcción prevista de nuevos ductos de transporte. Las cifras de esta parte de la proyección se basan en información directa de empresas consumidoras, distribuidores.

Sector autogeneración de electricidad

La estimación de la demanda de combustibles del sector autogeneración de electricidad suma la de los permisionarios en operación y los que están por iniciar obras o en construcción. En la proyección se distinguen las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, exportación de electricidad y usos propios continuos.

La información de los permisos en operación se basa en los reportes de operación trimestrales de la CRE, así como los reportes mensuales de porteo y excedentes de CFE. Una vez analizada y procesada la información se procede a calcular las eficiencias, los usos propios y los factores de planta y carga por empresa generadora y receptora de energía eléctrica tanto en términos de demanda como consumo. La proyección retoma estos cálculos y los aplica hasta el horizonte del 2026 sin cambio alguno.

En el caso de nuevos proyectos de autogeneradores particulares se integra un inventario de proyectos (en construcción o por iniciar obras) y se aplica una encuesta con el fin de evaluar la probabilidad de realización. Se distinguen tres tipos de proyectos: pequeños, medianos y grandes. El primero considera proyectos < a 50 MW, el segundo a proyectos ≥ de 50 MW y < a 150 MW y el último a proyectos ≥ a 150 MW. En éstos, se aplican criterios de avance del proyecto y técnicos. Con los resultados de la encuesta e información de CFE y CRE se evalúa las probabilidades de realización, para determinar cuáles proyectos se incluirán en las proyecciones. También se estiman el factor de planta, la generación de electricidad, el consumo de combustibles, la distribución de cargas por socio y la fecha de entrada en operación.

105 NEMS (National Energy Modeling System) Industrial Demand Module. Para mayor información consultar: http://www.eia.doe.gov.


191

En el caso de los nuevos proyectos de PEMEX la Dirección Corporativa de Operaciones proporciona un listado con la potencia y energía de las plantas generadoras con mayor probabilidad de realización. Definida esta información se hace la distribución de cargas de las subsidiarias por proyecto y se calculan los factores de planta y carga. Cabe señalar que la demanda de gas natural de PEMEX asociada a la generación de electricidad se reporta en esta Prospectiva dentro de los autoconsumos del sector petrolero.

Sectores residencial y servicios

La estimación de la demanda de gas natural para los sectores residencial y servicios se realiza mediante un modelo de tipo bottom up, es decir, se parte de un inventario de equipos que consumen gas natural y sus sustitutos para calentamiento de agua y cocción de alimentos en los hogares y en los establecimientos del sector servicios (hoteles, restaurantes, etc.). Se estima la demanda de litros de agua caliente y de minutos de cocción por equipo y se calcula el volumen de combustible que se requiere para dar ese servicio según el rendimiento promedio ponderado de cada parque. Los cálculos se realizan de manera diferenciada por tipo de equipo, sector y región.

Para calcular el rendimiento promedio del parque se construye un parque por edades con base en in formación del censo 2010, el ENIGH 2010 y las ventas de equipos nuevos. Se simula una curva de sobrevivencia de equipos. Los rendimientos de equipos nuevos en cada año de adquisición se basan en información de fabricantes y de CONUEE. El rendimiento promedio del parque para cada año es el promedio de los rendimientos de equipos nuevos correspondientes a los años de adquisición presentes en el parque ponderado por el número de equipos de cada año de adquisición.

La demanda de agua caliente por persona o establecimiento y los minutos de uso de hornillos por hogar o establecimiento se proyectan tomando en cuenta las variables precio y días de calefacción y los resultados se calibran a nivel regional con la demanda de combustibles.

Dos factores adicionales inciden de manera importante en la proyección de los combustibles: la sustitución entre combustibles y la penetración de paneles solares.

El combustible más importante en el sector residencial es el gas LP y los combustibles sustitutos son el gas natural y la leña. La proyección de gas natural incorpora un modelo de penetración para cada una de las Zonas Geográficas estimando una curva de Gompertz para cada una. Dichas curvas simulan la penetración del gas natural en el mercado de combustibles del sector residencial y servicios, las cuales tienen forma de S y oscilan en un intervalo de 0 a 1, que representan porcentajes de penetración de 0 a 100%. El gas natural tiene inicialmente una penetración lenta en nuevos mercados regionales debido al tiempo que se requiere para obtener permisos y trámites, desconocimiento de los consumidores y la falta de infraestructura. Posteriormente el avance de la penetración de este combustible toma un crecimiento más acelerado para llegar después a un nivel de maduración.


192

En cuanto a la leña, existe una relación estadística entre el grado de urbanización de cada estado y el uso de gas (LP o natural). Se puede estimar con la siguiente regresión:

ititiitit + (D) * + (URB)ln *+ = (GAS)In εδβα

Donde:

GAS = porcentaje de hogares que utiliza gas natural o gas LP.

URB = porcentaje de la población estatal que vive en poblaciones con más de 2,500 habitantes (zonas urbanas).

D = variable dicotómica correspondiente a la entidad federativa.

ε= Término de error.

i = Subíndice de entidad federativa.

t = Subíndice de periodo.

El resultado de este ejercicio se aplica a la proyección de la sustitución de leña por gas LP y gas natural.


193

Anexo 3.Estadísticas complementarias

Contenido:

A.3.1.Demanda de gas natural por estado, 2000-2026

A.3.2.Demanda de gas natural por Estado, sectores industrial y autogeneración de electricidad, 2000-2026

A.3.3.Demanda de gas natural por estado, sectores residencial, servicios y autotransporte, 2000-2026

A.3.4.Demanda de gas natural por estado, sector eléctrico, 2000-2026

A.3.5.Demanda de gas natural por estado, sector petrolero, 2000-2026

A.3.6.Balance del Sistema Nacional de Gasoductos y anexos, 2012-2026

A.3.7.Balance del resto de los sistemas de gasoductos, 2012-2026

A.3.8.Balance nacional de gas natural, formato de la Agencia Internacional de Energía, 2012-2019

A.3.9.Balance nacional de gas natural, formato de la Agencia Internacional de Energía, 2019-2026


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199

Cuadro A.3.6 Balance del Sistema Nacional de Gasoductos y anexos, 2012-2026

Escenario Inercial (Millones de pies cúbicos diarios)

Nota: Incluye el Sistema Nacional de Gasoductos, Mayakán, Gasoductos del Bajío, los gasoductos de PEP, Kinder-Morgan Monterrey, Manzanillo-Guadalajara, Tejas Gas Toluca y Aguascalientes-Zacatecas. Fuente: IMP.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Origen 7,726.6 8,555.8 8,618.1 8,657.5 8,833.6 9,170.5 9,676.7 9,858.6 9,896.1 9,966.0 10,154.4 10,270.6 10,511.7 10,638.8 11,070.7 2.6

Producción 6,107.4 6,662.3 6,705.6 6,784.9 7,006.4 7,582.9 8,443.4 8,582.4 8,546.3 8,589.1 8,786.5 8,874.4 8,899.3 8,966.6 9,390.5 3.1

Gas de formación empleado por PEP

887.3 991.6 968.8 801.2 769.2 880.8 944.6 739.8 582.9 618.9 810.5 1,060.6 1,192.3 1,253.2 1,359.1 3.1

Gas para recirculacionesinternas propiode PEP

651.2 686.4 687.3 725.5 738.6 760.8 789.6 829.9 871.6 921.5 954.8 955.6 959.1 964.8 970.5 2.9

Gas para Refinación directo de PEP

- - - - - - - - - - - - - - - -

Producción PGPB 3,586.2 4,046.4 4,195.2 4,214.4 4,313.5 4,664.6 5,108.2 5,323.0 5,478.3 5,494.9 5,521.5 5,472.3 5,547.5 5,749.8 6,164.6 3.9

Directo de campos 914.1 822.7 717.4 945.8 1,048.4 1,135.9 1,438.2 1,550.7 1,499.0 1,444.5 1,390.9 1,267.8 1,082.8 851.1 726.1 -1.6

Etano inyectado a ductos de gas seco

68.6 115.1 137.0 98.1 136.8 140.7 162.8 139.1 114.5 109.4 108.7 118.0 117.5 147.7 170.3 6.7

Importación 1,619.2 1,893.5 1,912.5 1,872.6 1,827.2 1,587.6 1,233.3 1,276.1 1,349.8 1,376.9 1,367.9 1,396.2 1,612.3 1,672.3 1,680.2 0.3

Importación por logística - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación PGPB por balance

1,089.1 1,183.4 1,162.5 1,022.6 977.2 737.6 383.3 426.1 499.8 526.9 518.0 546.2 762.3 822.2 830.2 -1.9


530.0 710.2 750.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 3.4

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Destino 7,858.2 8,676.5 8,745.6 8,774.2 8,930.4 9,205.9 9,712.6 9,894.9 9,932.9 10,003.2 10,192.0 10,308.6 10,550.1 10,677.6 11,109.9 2.5

Demanda interna 7,858.2 8,676.5 8,745.6 8,774.2 8,930.4 9,205.9 9,480.5 9,521.7 9,483.4 9,705.8 9,940.2 10,308.6 10,550.1 10,677.6 11,109.9 2.5

Petrolero 2,358.3 2,725.9 2,793.6 2,646.3 2,719.1 2,880.5 2,925.7 2,704.9 2,503.6 2,518.8 2,718.5 2,966.2 3,082.3 3,137.7 3,269.9 2.4

Petrolero (recirculaciones internas)

1,550.0 1,752.9 1,722.3 1,773.8 1,817.1 1,890.6 1,936.5 1,915.2 1,878.0 1,838.2 1,767.1 1,642.1 1,584.4 1,530.5 1,495.1 -0.3

Industrial 1,157.1 1,288.2 1,400.8 1,469.8 1,566.9 1,616.1 1,657.1 1,699.9 1,743.3 1,787.9 1,833.9 1,881.2 1,930.7 1,981.7 2,034.3 4.1

Generación pública de electricidad(CFE)

943.1 1,011.5 943.4 947.6 873.9 871.5 932.1 1,098.0 1,030.2 916.9 893.6 868.1 855.9 869.9 853.7 -0.7

Generación pública de electricidad(LFC)

87.3 53.4 19.7 20.1 17.4 20.1 18.0 20.1 48.1 86.1 81.1 79.5 77.6 77.6 79.0 -0.7


1,379.6 1,454.7 1,467.7 1,512.5 1,526.2 1,511.8 1,591.2 1,659.3 1,851.8 2,125.7 2,210.7 2,433.4 2,578.5 2,637.0 2,932.6 5.5


270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 0.0

Residencial 91.6 98.0 105.0 110.1 114.7 119.0 122.8 126.3 129.4 132.2 134.7 137.0 139.1 141.0 142.8 3.2

Servicios 19.6 20.2 21.5 22.6 23.5 24.5 25.5 26.5 27.4 28.4 29.0 29.5 30.0 30.5 31.0 3.3

Autotransporte 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 0.0

Exportación - - - - - - 232.1 373.2 449.4 297.3 251.8 - - - - n.a.

Variación inventarios -12.07 - - - - - - - - - - - - - - n.a.


200

Cuadro A.3.7 Balance del resto de los sistemas de gasoductos, 2012-2026

Escenario Inercial (Millones de pies cúbicos diarios)

Nota: Incluye Baja California, Sonora, Cd. Juárez, Samalayuca, Piedras Negras, Gasoductos del Río y Sistema de gasoductos del Noroeste. Fuente: IMP.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Origen 960.5 1,025.3 1,144.3 1,176.5 1,300.0 1,484.3 1,558.5 1,623.4 1,635.7 1,742.5 1,794.4 1,868.4 1,948.0 2,108.9 2,136.2 5.9

Importación 960.5 1,025.3 1,144.3 1,176.5 1,300.0 1,484.3 1,558.5 1,623.4 1,635.7 1,742.5 1,794.4 1,868.4 1,948.0 2,108.9 2,136.2 5.9

Importación por logística

958.1 988.1 1,097.4 1,119.6 1,235.1 1,411.1 1,480.5 1,546.4 1,558.7 1,663.2 1,714.8 1,789.9 1,869.4 2,029.9 2,056.0 5.6


2.4 37.2 46.9 56.9 64.9 73.2 77.9 77.0 77.0 79.3 79.6 78.5 78.6 79.0 80.3 28.6

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca

2011-2026

Destino 840.9 904.7 1,016.9 1,059.8 1,203.2 1,448.9 1,522.6 1,587.1 1,598.9 1,705.3 1,756.8 1,830.5 1,909.6 2,070.2 2,097.1 6.7

Demanda interna 840.9 904.7 1,016.9 1,059.8 1,203.2 1,448.9 1,522.6 1,587.1 1,598.9 1,705.3 1,756.8 1,830.5 1,909.6 2,070.2 2,097.1 6.7

Petrolero 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 n.a.

Industrial 46.9 59.0 68.3 70.3 72.6 75.0 76.8 78.6 80.4 82.2 84.1 86.1 88.1 90.2 92.3 5.0

Generación públicade electricidad(CFE)

254.6 278.9 334.7 290.1 348.4 390.1 312.8 307.9 305.6 279.9 241.8 260.8 268.9 259.8 259.6 0.1


417.3 431.9 455.2 540.0 622.3 823.5 972.3 1,039.6 1,051.5 1,181.4 1,268.8 1,321.2 1,390.1 1,557.3 1,582.1 10.0


2.9 14.4 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 20.0


100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 0.0

Residencial 14.3 15.0 15.8 16.4 16.9 17.3 17.6 18.0 18.3 18.5 18.8 19.0 19.2 19.4 19.5 2.3

Servicios 4.3 4.2 4.1 4.3 4.3 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.7 4.8 4.8 4.8 4.9 1.0

Exportación 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Variación inventarios - - - - - - 0.00 - 0.00 - - - 0.00- - - n.a.


201

Cuadro A.3.8 Balance nacional de gas natural, formato de la Agencia Internacional de Energía,

2012-2019 (Millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 tmca

2012-2019tmca

2012-2026

Producción 3,935.48 4,190.85 4,317.70 4,497.88 4,708.43 5,102.05 5,867.77 6,228.65 6.8 4.1 Otras fuentes - - - - - - - - - - Importaciones 2,579.64 2,918.86 3,056.83 3,049.04 3,127.22 3,071.92 2,791.79 2,899.59 1.7 2.8 Exportaciones - - - - - - 232.06 373.25 n.a. n.a. Búnkers marítimos internacionales - - - - - - - - - - Cambio de stocks - - - - - - - - - - SUMINISTRO AL CONSUMO 6,515.11 7,109.70 7,374.53 7,546.92 7,835.65 8,173.97 8,427.50 8,754.99 4.3 3.6

Transferencias - - - - - - - - - - Diferencias estadísticas - 12.07 - 0.00 - 0.00 - 0.00 - 0.00 0.00 0.00 - 0.00 n.a. n.a. SECTOR TRANSFORMACIÓN 3,493.03 3,707.89 3,721.17 3,810.77 3,888.57 4,117.49 4,326.84 4,625.22 4.1 4.2

Centrales eléctricas 3,374.87 3,529.73 3,543.01 3,632.61 3,710.41 3,939.33 4,148.68 4,447.06 4.0 4.2

Centrales de cogeneración de calor y electricidad 118.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 6.0 3.0

Centrales de calor - - - - - - - - - - Altos hornos/Fábricas de gas - - - - - - - - - - Coquizadoras/Fábricas de aglomerados y de briquetas de lignito

- - - - - - - - - -

Refinerías de petróleo - - - - - - - - - - Industria petroquímica - - - - - - - - - - Licuefacción - - - - - - - - - - Otros sectores de transformación - - - - - - - - - - SECTOR DE ENERGÍA 1,054.61 1,201.03 1,303.69 1,306.65 1,405.94 1,482.62 1,489.89 1,480.17 5.0 2.5

Minas de carbón - - - - - - - - - - Extracción de petróleo y gas 484.12 527.60 577.11 542.37 539.63 518.29 525.68 515.97 0.9 0.5 Refinerías de petróleo 350.65 504.50 542.06 562.95 664.98 763.00 762.89 762.88 11.7 5.7 Centrales eléctricas y de calor 219.83 168.93 184.53 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 - 1.2 - 0.6 Bombeo (electricidad) - - - - - - - - - - Otros sectores energéticos - - - - - - - - - - Pérdidas de distribución - - - - - - - - - - CONSUMO FINAL 1,979.54 2,200.79 2,349.67 2,429.51 2,541.15 2,573.86 2,610.76 2,649.59 4.3 3.1 SECTOR INDUSTRIAL 1,698.06 1,851.08 1,987.88 2,063.17 2,167.93 2,192.20 2,223.89 2,256.66 4.1 3.1

Siderúrgica 328.74 392.36 411.14 414.20 475.80 487.92 499.27 510.91 6.5 4.4 Químico y petroquímico 656.64 690.31 739.37 777.06 786.86 765.66 760.27 754.31 2.0 1.6 Metales no ferrosos 14.68 17.52 18.36 18.49 21.24 21.78 22.29 22.81 6.5 4.4 Minerales no metálicos 205.57 217.05 237.45 244.09 252.68 262.24 269.10 276.68 4.3 3.6 Equipos de transporte 146.52 156.43 166.98 174.85 184.63 194.85 202.34 210.13 5.3 4.5 Maquinaria - - - - - - - - - - Extracción y minas 24.87 25.87 26.92 28.01 29.14 30.31 31.06 31.84 3.6 3.0 Alimentación y tabacco 133.07 142.21 156.67 160.76 165.32 170.01 173.44 176.95 4.2 3.1 Cellulosa, papel e imprenta 69.56 74.70 75.81 76.70 77.59 78.58 79.70 80.84 2.2 1.8 Industria de madera y corcho - - - - - - - - - - Construcción - - - - - - - - - - Industria textil y cuero 38.64 38.81 39.00 39.20 39.41 39.64 40.23 40.85 0.8 1.2 No especificado 79.77 95.83 116.17 129.80 135.25 141.20 146.18 151.35 9.6 6.5 SECTOR DE TRANSPORTE 58.86 72.04 74.99 72.76 73.46 76.21 76.18 77.41 4.0 2.0

Transporte aéreo internacional - - - - - - - - - - Transporte aéreo interno - - - - - - - - - - Transporte por carretera 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 0.0 0.0 Ferrocarril - - - - - - - - - - Oleoducto 57.49 70.67 73.63 71.39 72.10 74.85 74.82 76.05 4.1 2.1 Navegación interna - - - - - - - - - - No especificado - - - - - - - - - - OTROS SECTORES 129.82 137.37 146.49 153.27 159.45 165.14 170.38 175.22 4.4 3.1

Agricultura - - - - - - - - - - Comercio y servicio público 23.91 24.40 25.67 26.82 27.83 28.85 29.89 30.94 3.7 2.9 Residencial 105.90 112.97 120.82 126.45 131.61 136.29 140.50 144.28 4.5 3.1 No especificado - - - - - - - - - - USOS NO ENERGÉTICOS 92.80 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 6.1 3.0

En la industria/transformación/energía 92.80 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 6.1 3.0

En el transporte - - - - - - - - - - En otros sectores - - - - - - - - - -


202

Cuadro A.3.9 Balance nacional de gas natural, formato de la Agencia Internacional de Energía,

2019-2026 (Millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 tmca

2019-2026tmca

2012-2026

Producción 6,228.65 6,365.07 6,416.18 6,514.12 6,496.39 6,447.64 6,517.91 6,907.76 1.5 4.1 Otras fuentes - - - - - - - - - - Importaciones 2,899.59 2,985.48 3,119.40 3,162.37 3,264.69 3,560.36 3,781.18 3,816.45 4.0 2.8 Exportaciones 373.25 449.42 297.33 251.78 - - - - n.a. n.a. Búnkers marítimos internacionales - - - - - - - - - - Cambio de stocks - - - - - - - - - - SUMINISTRO AL CONSUMO 8,754.99 8,901.12 9,238.25 9,424.71 9,761.08 10,008.00 10,299.10 10,724.21 2.9 3.6

Transferencias - - - - - - - - - - Diferencias estadísticas - 0.00 0.00 - 0.00 - 0.00 0.00 - 0.00 - 0.00 - 0.00 n.a. n.a. SECTOR TRANSFORMACIÓN 4,625.22 4,787.68 5,090.34 5,196.47 5,463.43 5,671.35 5,902.14 6,207.38 4.3 4.2

Centrales eléctricas 4,447.06 4,609.52 4,912.18 5,018.31 5,285.27 5,493.19 5,723.97 6,029.22 4.4 4.2

Centrales de cogeneración de calor y electricidad 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 - 3.0

Centrales de calor - - - - - - - - - - Altos hornos/Fábricas de gas - - - - - - - - - - Coquizadoras/Fábricas de aglomerados y de briquetas de lignito

- - - - - - - - - -

Refinerías de petróleo - - - - - - - - - - Industria petroquímica - - - - - - - - - - Licuefacción - - - - - - - - - - Otros sectores de transformación - - - - - - - - - - SECTOR DE ENERGÍA 1,480.17 1,416.33 1,404.61 1,431.54 1,454.87 1,438.32 1,435.01 1,481.04 0.0 2.5

Minas de carbón - - - - - - - - - - Extracción de petróleo y gas 515.97 452.28 441.45 467.33 490.68 474.13 470.74 516.62 0.0 0.5 Refinerías de petróleo 762.88 762.72 761.84 762.88 762.87 762.86 762.94 763.09 0.0 5.7 Centrales eléctricas y de calor 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 - - 0.6 Bombeo (electricidad) - - - - - - - - - - Otros sectores energéticos - - - - - - - - - - Pérdidas de distribución - - - - - - - - - - CONSUMO FINAL 2,649.59 2,697.11 2,743.30 2,796.70 2,842.77 2,898.34 2,961.95 3,035.80 2.0 3.1 SECTOR INDUSTRIAL 2,256.66 2,300.49 2,343.00 2,392.45 2,434.22 2,487.11 2,548.08 2,619.42 2.2 3.1

Siderúrgica 510.91 522.73 534.79 547.16 559.80 572.66 585.83 599.31 2.3 4.4 Químico y petroquímico 754.31 758.78 760.75 768.35 767.08 775.78 791.20 815.43 1.1 1.6 Metales no ferrosos 22.81 23.34 23.88 24.43 24.99 25.57 26.15 26.76 2.3 4.4 Minerales no metálicos 276.68 284.36 292.36 300.66 309.23 318.01 327.10 336.61 2.8 3.6 Equipos de transporte 210.13 218.06 226.34 234.93 243.81 252.92 262.37 272.24 3.8 4.5 Maquinaria - - - - - - - - - - Extracción y minas 31.84 32.62 33.42 34.24 35.09 35.95 36.83 37.74 2.5 3.0 Alimentación y tabacco 176.95 180.49 184.10 187.80 191.57 195.38 199.28 203.26 2.0 3.1 Cellulosa, papel e imprenta 80.84 81.97 83.11 84.27 85.44 86.89 88.35 89.84 1.5 1.8 Industria de madera y corcho - - - - - - - - - - Construcción - - - - - - - - - - Industria textil y cuero 40.85 41.49 42.14 42.82 43.51 44.23 44.97 45.74 1.6 1.2 No especificado 151.35 156.65 162.12 167.81 173.69 179.74 186.01 192.50 3.5 6.5 SECTOR DE TRANSPORTE 77.41 76.63 76.18 76.79 78.04 77.88 77.88 77.88 0.1 2.0

Transporte aéreo internacional - - - - - - - - - - Transporte aéreo interno - - - - - - - - - - Transporte por carretera 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 - 0.0 0.0 Ferrocarril - - - - - - - - - - Oleoducto 76.05 75.27 74.82 75.43 76.68 76.52 76.52 76.52 0.1 2.1 Navegación interna - - - - - - - - - - No especificado - - - - - - - - - - OTROS SECTORES 175.22 179.68 183.81 187.16 190.21 193.04 195.68 198.19 1.8 3.1

Agricultura - - - - - - - - - - Comercio y servicio público 30.94 32.00 33.07 33.68 34.26 34.82 35.36 35.88 2.1 2.9 Residencial 144.28 147.68 150.74 153.48 155.95 158.22 160.33 162.31 1.7 3.1 No especificado - - - - - - - - - - USOS NO ENERGÉTICOS 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 - 3.0

En la industria/transformación/energía 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 - 3.0

En el transporte - - - - - - - - - - En otros sectores - - - - - - - - - -


203

Anexo 4. Factores de conversión

Equivalencias de volumen

Equivalencias energéticas

* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo diesel.

Celdas de Factor decambio conversión

1 metro cúbico 6.2898104 barriles

1 metro cúbico 35.31467 pies cúbicos

1 metro cúbico 1,000 litros

1 millón de metros cúbicos 6,289.8 miles de barriles

1 millón de pies cúbicos 178.107 miles de barriles

1 pie cúbico 0.0283168 metro cúbico

1 Galón 0.0238 barriles

1 barril 42 Galones

1 barril 158.987304 litros

Unidad base Nueva unidad


1 millón de toneladas de petróleo 40.4 BTU (1012 unidades térmicas británicas)

1 tonelada de petróleo crudo equivalente 41.868 Gigajoules (109 Joules)

1 millón de toneladas de petróleo crudo equivalente 41.868 Petajoules (1015 Joules)

1 tonelada métrica 7.33 barriles de petróleo

1 barril de petróleo 5,000 pies cúbicos de gas natural

1 millón de metros cúbicos de gas natural 0.9 miles de toneladas de petróleo crudo

1 millón de pies cúbicos de gas natural 0.026 miles de toneladas de petróleo crudo

1 metro cúbico de gas natural 8,460,000 calorías (para efectos de facturación de gas seco)

1 metro cúbico de gas natural 8,967,600 calorías (con un factor de corrección calorífica de 1.06)

1 metro cúbico de kerosina 8,841,586 Kilocalorías

1 metro cúbico de gas de alto horno 8,825,000 Calorías

1 metro cúbico de gas de coque 4,400,000 Calorías

1 barril de combustóleo pesado 1,593,000 Kilocalorías

1 barril de diesel* 1,469,600 Kilocalorías

1 tonelada de coque de petróleo 7,465,500 Kilocalorías

1 kilogramo de gas lp (mezcla nacional) 11,823.86 Kilocalorías

1 kilogramo de gas lp (mezcla de importación) 11,917.30 Kilocalorías

1 tonelada de bagazo 1,684,990 Kilocalorías

1 tonelada de carbón 4,662,000 Kilocalorías

1 tonelada de coque de carbón 6,933,000 Kilocalorías



204

Equivalencias energéticas


1 pie cúbico 1.03 Miles de BTU de gas natural

1 BTU 1,055.06 Joules

1 BTU 252 calorías

1 Caloría 4.1868 Joules

1 Kilocaloría 3.968254 BTU

1 petajoule (1*1015) 0.94708 miles de barriles de petróleo crudo equivalente

1 Gigajoule 239,000,000 calorías

1 Petacaloría 132.76 megawatts

1 watt hora 3,600 Joules



205

Anexo 5. Abreviaturas y siglas

AMGN Asociación Mexicana de Gas Natural BC Baja California Bpc Billones de pies cúbicos (1012 pies cúbicos) Bpcd Billones de pies cúbicos diarios (1012 pies cúbicos) BTU Unidades Térmicas Británicas

CCNNPURRE Comité consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos

CFE Comisión Federal de Electricidad Conagua Comisión Nacional del Agua Conapo Consejo Nacional de Población CPG Centro Procesador de Gas CPQ Complejo Petroquímico CRE Comisión Reguladora de Energía Csf Costo+seguro+ flete DOE Departamento de Energía de EUA (Department of Energy) DOF Diario Oficial de la Federación EAU Emiratos Árabes Unidos EIA Energy Information Administration (EUA) EPNG El Paso Natural Gas Gcal Gigacaloría GLP Gas licuado de petróleo GN Gas natural GNC Gas natural comprimido GNL Gas natural licuado GTL Gas a líquidos (Gas to liquids) GWh Gigawatts hora HSC Houston Ship Channel Ídem El mismo, lo mismo IEA Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency) IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas IMP Instituto Mexicano del Petróleo INE Instituto Nacional de Ecología INEGI Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática Km Kilómetros Km / l Kilómetros por litro LFC Luz y Fuerza del Centro LSPEE Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica LN Logaritmo Mm³d Miles de metros cúbicos diarios MMm³ Millones de metros cúbicos MMm³d Millones de metros cúbicos diarios


206

MMpcd Millones de pies cúbicos diarios Mpcd Miles de pies cúbicos diarios Mta Miles de toneladas anuales MW Megawatts n.a. No aplica n.d. No disponible NOM Norma Oficial Mexicana OCDE Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo PEMEX Petróleos Mexicanos PEP PEMEX Exploración y Producción PGPB PEMEX Gas y Petroquímica Básica PIB Producto Interno Bruto PIE Productor Independiente de Energía PPQ PEMEX Petroquímica PR PEMEX Refinación Scada Sistema de Control y Adquisición de Datos SENER Secretaría de Energía Siaspa Sistema integral de Administración de la Seguridad SNG Sistema Nacional de Gasoductos tmca Tasa media de crecimiento anual TWh Terawatt hora USD Dólares americanos US$/MMBTU Dólares por millón de BTU VPM Ventas de Primera Mano WTI West Texas Intermediate ZC Zona conurbada ZG Zona geográfica ZMVM Zona Metropolitana del Valle de México “ Pulgadas


207

Referencias

• 2010 Natural Gas Year in Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous Hydrocarbures Gazeux (CEDIGAZ).

• Annual Energy Outlook 2011, Energy Information Administration. Department of Energy. • Annual Statistical Bulletin, OPEC, 2010. • Anuario Estadístico 2011, PEMEX. • Base de Datos Institucional, PEMEX. • BP Statistical Review of World Energy June 2011, Formato digital. • Commodity Price Data del Banco Mundial. Formato digital. • Informe Anual 2011, Fondo Monetario Internacional. Formato digital. • Informe Anual 2010, PEMEX. • Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos

Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Cuarto Trimestre de 2011, PEMEX. • International Energy Outlook 2011, Energy Information Administration. Formato digital. • Las reservas de hidrocarburos de México 2011, PEMEX Exploración y Producción, 2011. • Memoria de labores 2010, PEMEX. • Natural Gas Information 2011, International Energy Agency. Formato digital. • Petroleum Intelligence Weekly, diciembre de 2010. • Reporte anual que se presenta de acuerdo con las disposiciones de carácter general aplicables a

las emisoras de valores y otros participantes del mercado para el año terminado el 31 de diciembre de 2011, PEMEX. Formato digital.

• Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012, PEMEX. Formato digital. • Short-term trends in the gas industry, Panorama 2011, Institut Français du Pétrole. • The LNG Industry 2010, International Group of Liquified Natual Gas Importers. • The oil context and trends, Instituto Francés del Petróleo, Panorama 2011. • Today in Energy, Energy Information Administration. Formato digital. • World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, septiembre de 2011. Formato

digital. • World LNG Report 2011, International Gas Union (IGU). • World Oil Outlook 2011, Organization Petroleum Exporting Countries. Formato digital. • Department of Energy, www.energy.gov • Energy Information Administration, www.eia.doe.gov • Petróleos Mexicanos, www.pemex.com • PEMEX Exploración y Producción, www.pep.pemex.com • Organización de Países Exportadores de Petróleo, www.opec.org • Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía:

http://sie.energia.gob.mx/sie/bdiController • Country Analysis Briefs (EIA): http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/index.html


208

Referencias para la recepción de comentarios

Los interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular consultas pueden dirigirse a:

Responsable de la publicación

Dirección General de Planeación e Información Energéticas

Subsecretaría de Planeación y Transición Energética

Secretaría de Energía

Tel. 5000 60 00 extensiones 1418 y 2207

Fax. 5000 62 23

E-mail: [email protected]

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