Gas Natural

Prospectiva del mercado de gas natural 2010-2025

2

Secretaría de Energía

3


México, 2010


4

S e c r e t a r í a d e E n e r g í a

Georgina Kessel Martínez

Secretaria de Energía

Carlos Petersen y vom Bauer

Subsecretario de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico

Mario Gabriel Budebo

Subsecretario de Hidrocarburos

Benjamín Contreras Astiazarán

Subsecretario de Electricidad

María de la Luz Ruiz Mariscal

Oficial Mayor

Alejandro Díaz Bautista

Director General de Planeación Energética

Héctor Escalante Lona

Jefe de la Unidad de Comunicación Social


5

Responsables:

Alejandro Díaz Bautista

Director General de Planeación Energética

Virginia Doniz González

Directora de Integración de Política Energética Nacional

Juan Ignacio Navarrete Barbosa

Subdirector de Políticas de Combustibles

2010 Secretaría de Energía

Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede

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por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óptico,

de grabación o de fotocopia, ya sea para uso personal o

lucro, sin la previa autorización por escrito de parte de la Secretaría de Energía.

Portada: Estación de compresión Burgos 1


6

Agradecemos la participación de los siguientes organismos y áreas para la integración 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

Dirección General de Desarrollo Industrial de Hidrocarburos

Unidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía


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Índice

Presentación 13

Introducción 15

Resumen ejecutivo 17

Capítulo uno

Panorama internacional del mercado de gas natural 21

1.1 El gas natural en la demanda de energía 21

1.2 Consumo mundial de gas natural, 2009 24

1.3 Reservas mundiales de gas natural, 2009 27

1.4 Producción mundial de gas seco, 2009 30

1.5 Oferta mundial de gas natural licuado, 2009 36

1.6 Almacenamiento de gas natural, 2009 43

1.7 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica, 2009 44

1.8 Precio internacional del gas natural, 2009 47

1.9 Mercado prospectivo de gas natural, 2007-2035 49

1.9.1 Demanda mundial de gas natural, 2007-2035 51

1.9.2 Oferta mundial de gas natural, 2007-2035 52

1.10 Impacto ambiental del gas natural en el mundo, 2007-2035 53

Capítulo dos

Marco regulatorio de la industria de gas natural 57

2.1 Marco regulatorio básico de la industria de gas natural 57

2.2 Marco constitucional 58

2.3 Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo 58

2.4 Principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de gas natural 58

2.5 Ventas de primera mano 59

2.6 Regulación en la industria de gas natural 62

2.7 Normalización 68

2.7.1 Normas Oficiales Mexicanas 68

2.7.2 Unidades de Verificación 69


8

2.8 Avances en el desarrollo de infraestructura de gas natural 69

2.8.1 Distribución 70

2.8.2 Transporte para Usos Propios 72

2.8.3 Almacenamiento 73

2.9 Estrategia Nacional de Energía 75

Capítulo tres

Mercado nacional de gas natural 1999-2009 79

3.1 Consumo de gas natural, 1999-2009 79

3.1.1 Sector eléctrico 81

3.1.2 Sector industrial 87

3.1.3 Sector petrolero 90

3.1.4 Sectores residencial y servicios 92

3.1.5 Sector autotransporte 94

3.1.6 Consumo regional 96

3.2 Oferta 105

3.2.1 Reservas probadas de gas natural por región 105

3.2.2 Extracción de gas natural 108

3.2.3 Procesamiento de gas natural 113

3.2.4 Infraestructura de transporte y distribución 116

3.2.5 Sector privado 118

3.2.6 Precio nacional de gas natural 122

3.2.7 Comercio exterior 125

3.2.8 Balance oferta-demanda, 1999-2009 128

Capítulo cuatro

Evolución de la demanda y oferta nacional de gas natural 2010-2025 131

4.1 Análisis de la demanda prospectiva de gas natural 131

4.1.1 Sector eléctrico 132

4.1.2 Sector industrial 136

4.1.3 Sector petrolero 140

4.1.4 Sector residencial y servicios 142

4.1.5 Sector autotransporte 145

4.2 Oferta de gas natural 148

4.2.1 Escenario de producción de PEP 148


9

4.2.2 Oferta de gas seco de PGPB 151

4.3 Inversiones en PGPB para el procesamiento y transporte de gas natural 152

4.4 Prospectiva de infraestructura de gasoductos 154

4.5 Comercio exterior de gas natural 161

4.5.1 Gas natural licuado 162

4.6 Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2009-2025 163

4.7 Balances regionales de gas natural 166

4.8 Escenarios alternativos 170

Anexos

1) Glosario de términos 175

2) Metodología para la proyección de la demanda de gas natural 2010-2025 183

3) Estadísticas complementarias 191

4) Factores de conversión 197

5) Abreviaturas y siglas 199

Bibliografía 201

Referencias para la recepción de comentarios 203


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Índice de cuadros

Cuadro 1 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1999-2009 22 Cuadro 2 Reservas probadas mundiales de gas natural, 2009 28 Cuadro 3 Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 2008 36 Cuadro 4 Exportaciones de GNL, 1999-2009 41 Cuadro 5 Importaciones de GNL, 1999-2009 42 Cuadro 6 Capacidad mundial de almacenamiento de gas natural a 2009 44 Cuadro 7 Precios internacionales del gas natural, 1999-2009 47 Cuadro 8 Producción mundial de gas natural por región, 2007-2035 53 Cuadro 9 Emisiones mundiales de bióxido de carbono por país en 2009 55 Cuadro 10 Permisionarios de distribución cuya revisión tarifaria para el tercer quinquenio fue concluida 65 Cuadro 11 Datos de los compromisos de los permisionarios al tercer quinquenio 66 Cuadro 12 Tarifas autorizadas a transportistas entre 2009 y el primer semestre de 2010 67 Cuadro 13 Normas Oficiales Mexicanas 68 Cuadro 14 Unidades de Verificación Aprobadas por la CRE 69 Cuadro 15 Permisos de transporte y distribución de gas natural vigentes a junio de 2010 70 Cuadro 16 Usuarios totales del servicio de distribución por Permisionario 71 Cuadro 17 Permisos de transporte de usos propios de gas natural 72 Cuadro 18 Permisos de Almacenamiento de GNL 74 Cuadro 19 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 1999-2009 84 Cuadro 20 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 1999-2009 87 Cuadro 21 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 1999-2009 88 Cuadro 22 Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 1999-2009 89 Cuadro 23 Consumo de gas natural del sector petrolero, 1999-2009 90 Cuadro 24 Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 1999-2009 91 Cuadro 25 Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ, 1999-2009 92 Cuadro 26 Consumo de combustibles en los sectores residencial y servicios, 1999-2009 93 Cuadro 27 Consumo de gas natural y gas LP en los sectores residencial y servicios, 1999-2009 94 Cuadro 28 Demanda nacional de combustibles del sector autotransporte, 1999-2009 95 Cuadro 29 Consumo regional de gas natural por estado, 1999-2009 98 Cuadro 30 Balance de gas natural de la región Noroeste, 1999-2009 99 Cuadro 31 Balance de gas natural de la región Noreste, 1999-2009 101 Cuadro 32 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 1999-2009 102 Cuadro 33 Balance de gas natural de la región Centro, 1999-2009 103 Cuadro 34 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 1999-2009 104 Cuadro 35 Reservas remanentes totales de gas natural, 2000-2010 105 Cuadro 36 Reservas probadas de gas seco por región, 2000-2010 107 Cuadro 37 Composición de los descubrimientos de gas natural por cuenca y región en 2009 108 Cuadro 38 Extracción de gas natural por región, 1999-2009 110 Cuadro 39 Producción y distribución de gas natural en PEP, 1999-2009 112 Cuadro 40 Proceso de gas natural, producción de gas seco y gas directo de campos, 1999-2009 113 Cuadro 41 PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2009 114 Cuadro 42 Oferta nacional de gas natural, 1999-2009 116 Cuadro 43 Estaciones de compresión de gas natural a 2009 118 Cuadro 44 Situación de los permisos de distribución de gas natural al quinquenio correspondiente por región 120 Cuadro 45 Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a diciembre de 2009 122 Cuadro 46 Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 1999-2009 127 Cuadro 47 Balance nacional de gas natural, 1999-2009 130


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Cuadro 48 Demanda de gas natural por sector, 2009-2025 132 Cuadro 49 Demanda de gas natural por región, 2009-2025 132 Cuadro 50 Demanda de combustibles en el sector eléctrico público, 2009-2025 134 Cuadro 51 Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2009-2025 135 Cuadro 52 Demanda regional de gas natural sector industrial, 2009-2025 136 Cuadro 53 Demanda de gas natural por grupo de ramas, 2009-2025 138 Cuadro 54 Demanda industrial de gas natural por componente de proyección, 2009-2025 140 Cuadro 55 Demanda de gas natural del sector petrolero, 2009-2025 141 Cuadro 56 Demanda de gas natural de Pemex Petroquímica, 2009-2025 141 Cuadro 57 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2009-2025 142 Cuadro 58 Demanda de gas natural por región, sector residencial, 2009-2025 145 Cuadro 59 Demanda de gas natural por región, sector servicios, 2009-2025 145 Cuadro 60 Estaciones y parque vehicular a gas natural comprimido por región, 2009-2025 147 Cuadro 61 Proyectos de infraestructura de transporte de PGPB 153 Cuadro 62 Proyectos de infraestructura de transporte de privados en el futuro 153 Cuadro 63 Balance nacional de gas natural, 2009-2025. Escenario de planeación 165 Cuadro 64 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2009-2025 166 Cuadro 65 Balance de gas natural de la región Noreste, 2009-2025 167 Cuadro 66 Balance de gas natural región de la Centro-Occidente, 2009-2025 168 Cuadro 67 Balance de gas natural de la región Centro, 2009-2025 169 Cuadro 68 Balance de gas natural región de la Sur-Sureste, 2009-2025 170 Cuadro 69 Balance nacional de gas natural, 2009-2025 171 Cuadro 70 Balance nacional de gas natural, 2009-2025 172

Índice de gráficas

Gráfica 1 Precios de los combustibles fósiles 2006-2009 23 Gráfica 2 Consumo regional de gas natural en 2009 25 Gráfica 3 Consumo mundial de gas natural, 2009 26 Gráfica 4 Producción mundial de gas seco, 2009 31 Gráfica 5 Producción comercializable y precio a boca de pozo en Estados Unidos, 2009 32 Gráfica 6 Relación entre el número de equipos de perforación en operación que producen gas y el precio Henry

Hub en Estados Unidos, 2007-2009 33 Gráfica 7 Producción bruta y comercial de gas de la OPEP, 1999-2009 34 Gráfica 8 Producción comercial de gas seco de las principales empresas privadas, 1999-2009 35 Gráfica 9 Comercio internacional de gas natural, 1999-2009 37 Gráfica 10 Tasa de crecimiento acumulada del comercio internacional de gas natural1, 1995-2009 38 Gráfica 11 Comercio exterior de gas natural de Canadá, 1989-2009 45 Gráfica 12 Precios de importación de gas natural, 2006-2009 48 Gráfica 13 Demanda mundial de energía por fuente, 2000-2030 50 Gráfica 14 Demanda mundial de gas natural, 2007-2035 52 Gráfica 15 Emisiones mundiales de bióxido de carbono por tipo de combustible, 2000-2035 54 Gráfica 16 Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB en México, 1999-2009 80 Gráfica 17 Capacidad efectiva instalada de generación eléctrica en México, 2008-2009 82 Gráfica 18 Estructura del consumo de combustibles para el sector eléctrico, 2009 82 Gráfica 19 Generación bruta de electricidad del servicio público, 2008 y 2009 83 Gráfica 20 Evolución del precio1 de los combustibles para el servicio eléctrico público, 2005-2009 85 Gráfica 21 Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2009 96


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Gráfica 22 Reservas remanentes totales de gas natural por categoría al 1 de enero de 2010 106 Gráfica 23 Producción de gas natural por tipo y porcentaje de gas enviado a la atmósfera, 1999-2009 110 Gráfica 24 Gas enviado a la atmósfera y aprovechamiento del gas, 2008-2009 112 Gráfica 25 Precio de venta de primera mano de gas natural en Reynosa, 1999-2009 124 Gráfica 26 Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector, 1999-2009 125 Gráfica 27 Importaciones de gas natural licuado por país de origen, 2009 128 Gráfica 28 Demanda de combustibles en el sector industrial, 2009-2025 137 Gráfica 29 Estructura de la demanda por grupo de ramas del sector industrial, 2009 y 2025 139 Gráfica 30 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2009-2025 143 Gráfica 31 Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios, 2009-2025 144 Gráfica 32 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2009 y 2025 144 Gráfica 33 Demanda regional de gas natural en el sector autotransporte, 2009-2025 146 Gráfica 34 Producción de gas natural por origen y calidad, 2010-2025 149 Gráfica 35 Producción de gas natural por regiones y grandes proyectos, 2010-2025 151 Gráfica 36 Disponibilidad de gas natural y oferta de gas seco de PGPB, 2010-2025 152 Gráfica 37 Comercio exterior de gas natural, 2009-2025 162 Gráfica 38 Importaciones de gas natural licuado, 2009-2025 163

Índice de mapas

Mapa 1 Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2009 29 Mapa 2 Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2009 39 Mapa 3 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2009 46 Mapa 4 Regionalización del mercado de gas natural 97 Mapa 5 Extracción de gas natural por región, 2009 109 Mapa 6 Red de ductos y centros procesadores de gas 115 Mapa 7 Distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2009 117 Mapa 8 Capacidad de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos 126 Mapa 9 Proyectos en desarrollo para infraestructura de gasoductos en la zona Centro, Golfo y Occidente 158 Mapa 10 Proyecto de gasoducto de Chihuahua en proceso de licitación 159 Mapa 11 Proyecto de gasoducto Los Ramones-San Luis Potosí-Aguascalientes, S.L.P.-San José Iturbide 160 Mapa 12 Integración de proyectos potenciales al SNG 161


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Presentación

El impulso al aprovechamiento del gas natural es parte de la política energética del Gobierno Federal, orientada a la diversificación de las fuentes de energía primaria de nuestro país, para continuar avanzando hacia la seguridad

energética, de manera eficiente, al mismo tiempo que ponemos las condiciones para proteger a nuestro entorno ambiental. Así, se reafirma el compromiso de esta Administración de contribuir a mejorar la calidad de vida de todos

los mexicanos.

A nivel internacional, el gas natural es la tercera fuente de energía más utilizada, después del petróleo y el carbón. A lo largo de esta década, las economías del mundo han tendido a incorporar este recurso como un insumo esencial para su funcionamiento, motivadas por el desarrollo tecnológico y la búsqueda de combustibles más eficientes,

económicos y de fácil acceso.

Adicionalmente, existe una creciente tendencia mundial hacia el uso de energéticos más limpios, con el fin de alinear al sector energético con las acciones dirigidas a mitigar los efectos del cambio climático. Este sector desempeña un papel importante en esta labor, pues contribuye con alrededor de las dos terceras partes de las emisiones mundiales

de dióxido de carbono, de acuerdo con la estimación de la Agencia Internacional de Energía.

El gas natural puede ser una herramienta para enfrentar este desafío pues, aunque es un combustible de origen fósil, es relativamente limpio. Por ejemplo, de acuerdo con el World Energy Outlook 2010, la generación de electricidad

con gas emite, aproximadamente, la mitad de dióxido de carbono por unidad eléctrica producida que la generación con carbón.

En México, se ha desarrollado un mercado nacional de gas natural y, como resultado, este energético se ha convertido en una alternativa importante para el sector productivo y para los consumidores finales, tanto en términos

económicos como de cuidado del medio ambiente. En este sentido, el Gobierno Federal ha puesto especial atención en buscar nuevos mecanismos que permitan materializar los proyectos de infraestructura de transporte que demandan, tanto el desarrollo del mercado de gas natural, como el crecimiento económico del país, con el fin de

extender y fortalecer el Sistema Nacional de Gasoductos, dotándole de redundancia y mayor capacidad de transporte.

La Prospectiva del mercado de gas natural 2010-2025 es un ejercicio de análisis coordinado con las diferentes entidades del sector energético mexicano, que ofrece información actualizada y confiable para la industria del gas

natural. En el presente documento, se ofrece una descripción de la situación actual y una prospectiva sobre la expansión de la industria del gas natural en nuestro país, en el mediano y largo plazos.

De esta forma, el presente documento es un valioso instrumento de planeación, para los diversos actores del sector energético y para el debate público sobre la industria nacional de gas natural.

Georgina Kessel

Secretaria de Energía


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Introducción

La Secretaría de Energía, en el cumplimiento al Artículo 109 del Reglamento de Gas Natural, publica la Prospectiva del mercado de gas natural 2010-2025, la cual contiene la información más actualizada acerca de la evolución

histórica y las expectativas de crecimiento del mercado interno de gas natural del país y su papel en el contexto internacional.

Esta Prospectiva se apega a las líneas de acción establecidas en la Estrategia Nacional de Energía, ratificada por el Congreso en abril de 2010, en lo relativo a fortalecer la infraestructura de transporte de gas natural, con el fin de

asegurar el suministro de este combustible, por lo cual se mantiene congruencia con los instrumentos de planeación del sector energético.

La Prospectiva está integrada por cuatro capítulos. El primero se refiere al panorama internacional del gas natural en

las diferentes regiones productoras y consumidoras alrededor del mundo. En el apartado se compara al hidrocarburo con otras fuentes de energía primaria, de tal manera que es evidente el auge que ha adquirido en el mercado internacional de energéticos en los últimos años. Se analiza el consumo, las reservas y la producción mundial, así

como la oferta de gas natural licuado (GNL) y el almacenamiento subterráneo con el que algunos países cuentan. Asimismo se incluye un análisis de precios de los principales mercados de referencia y la situación del comercio

exterior en la región de Norteamérica durante 2009. También se muestran los resultados obtenidos por el Departamento de Energía (DOE) de Estados Unidos, en cuanto a la oferta y demanda mundial del combustible hacia 2035. Finalmente se incluye el impacto ambiental que tendrá el gas natural en la emisión de gases de efecto

invernadero para el futuro.

En el capítulo dos se ofrece una perspectiva actual de aquellas acciones realizadas en el sector dentro del marco regulatorio del gas natural en México. En esta sección, destacan apartados que dan seguimiento en las versiones previas de la prospectiva en temas como la venta de primera mano, las modificaciones de los términos y condiciones

generales, las revisiones quinquenales de permisionarios de distribución, así como el desarrollo de los proyectos de GNL durante los últimos años y el reciente el otorgamiento del permiso de trasporte que conducirá el gas proveniente

de la terminal de GNL de Manzanillo.

En el tercer capítulo se detallan los aspectos ocurridos en el mercado nacional de gas natural durante el periodo

1999-2009. Esta sección profundiza en los comportamientos de demanda mostrados en cada sector de uso final y región en el país. El capítulo aborda aquellos aspectos trascendentales acerca de la evolución de las reservas al 1 de

enero de 2010, la producción, el procesamiento, el comercio exterior, precios al público por sector de uso final y la infraestructura actual de transporte y distribución, concluyendo con el análisis de aquellos factores fundamentales que dieron como resultado el balance nacional de gas natural en el periodo de referencia.

La evolución esperada de la demanda y oferta nacional de gas natural hacia 2025, se encuentra en el capítulo cuatro.

Por un lado, se muestran las estimaciones realizadas respecto al crecimiento de las regiones y sectores de consumo final obtenidas conforme al escenario de planeación y de precios, y por otro, el desarrollo de la producción que se espera obtener en PEP, y la que Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) pondrá disponible al mercado nacional.


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Respecto al escenario de oferta, es el resultado de la cartera de proyectos de PEP e incluye las ventajas de la Reforma energética de noviembre de 2008. En este sentido, se considera un escenario único de oferta de gas seco, en tanto

los alusivos a la demanda incluyen dos adicionales al escenario de planeación, uno de baja demanda y otro de alta.

Entre algunos aspectos del escenario de planeación son: en la oferta, se reconocen los incrementos en el costo de los

servicios en la industria petrolera en el último año, y la demanda incluye el efecto de la recesión económica mundial de 2009, la baja de los precios regionales en 2010, las expectativas de una reactivación en el corto plazo y las

implicaciones en el mercado nacional de gas natural. Respecto al GNL, se describe la participación de tres terminales de regasificación consideradas hacia 2025. Dentro del apartado de Prospectiva de infraestructura de gasoductos, se muestra el detalle de algunos proyectos analizados para fortalecer el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG),

algunos de ellos maduraron durante 2010 e incluso su proceso de licitación se desarrollará en el transcurso de 2011, otros más aún se siguen evaluando. Finalmente se muestra el balance nacional de gas natural 2009-2025 y sus

respectivos balances regionales.

Se anexan también un glosario de términos, una explicación sobre las metodologías empleadas en las estimaciones de

la demanda de gas natural, estadísticas de consumo por entidad federativa y un balance en formato de la AIE con el fin de brindar al lector la posibilidad de comparar el balance nacional aplicando los conceptos de dicho organismo

internacional.


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Resumen ejecutivo

En los últimos años el mercado internacional de gas natural se ha caracterizado por un mayor consumo, resultado de los beneficios ecológicos y económicos que ofrece respecto a otros combustibles, lo que lo ha llevado a convertirse

en la tercera fuente de energía primaria más importante.

En este contexto, nuestro país no ha sido ajeno al desarrollo de esta industria que en lo particular, ha contribuido en forma creciente a mejorar la eficiencia en la generación eléctrica de carga base y a reducir la emisión de contaminantes y gases de efecto invernadero. Además, este combustible se perfila como el más compatible junto con

las energías renovables para alcanzar un desarrollo sustentable del mercado mexicano, por lo que ya se planean expansiones en infraestructura de gasoductos y se prevé una mayor producción de gas seco.

Panorama mundial

Después de un fuerte período de expansión que duró la mayor parte de 2008, la industria de gas fue golpeada

fuertemente por el impacto de la recesión económica. Aunque el precio del gas fue competitivo durante 2009, el mercado de gas natural vio un descenso neto en el consumo, lo que llevó a una disminución histórica en la

producción mundial, y el comercio internacional de algunos países.

El 2009 fue un año difícil en la historia de la industria del gas natural. Globalmente el gas natural fue el combustible

que experimentó la declinación más vertiginosa en el consumo, disminuyendo 2.4% respecto al año anterior, convirtiéndose en una caída récord en la historia de esta industria, de hecho no se había presentado una contracción

del consumo en el mercado del gas natural desde la Segunda Guerra Mundial.

El consumo mundial de gas natural fue de 284,487 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en 2009. La caída del

consumo originada por la recesión económica significó un retroceso de un par de años en el tamaño del mercado, ya que los niveles de consumo de 2009 fueron muy parecidos a los registrados en 2007, apenas 0.1% más elevado.

De acuerdo con BP Statistical Review of World Energy 2010 hasta finales de 2009 las reservas probadas de gas natural totalizaron 6,621 billones de pies cúbicos (bpc), lo que significó un ascenso de 1.2% respecto al año

anterior. Este incremento fue significativo, y confirmó la tendencia histórica de esta industria donde prácticamente se presentan incrementos en las reservas probadas cada año.

Lo anterior implica que hasta el momento, los productores han podido reemplazar las reservas exitosamente con nuevos recursos incorporados en tiempo, pese al rápido crecimiento del consumo, principalmente en la última

década. Por lo que toca a la relación mundial de reservas de gas natural respecto a los niveles actuales de producción (R/P) es de 62.8 años, esto significó aumentar casi dos años a dicho indicador, dada la disminución del nivel de

producción originado por la caída de la demanda del hidrocarburo en el último año. Específicamente México se ubica en el lugar 34 en reservas de gas seco a nivel mundial.


18

La producción mundial de gas seco fue de 288,996 mmpcd durante 2009, lo que significó una caída en este rubro de 2.1% registrada por primera vez en esta industria. Lo anterior fue motivado por la disminución en la demanda del

combustible, así como por las condiciones financieras no favorables en algunos países productores. En cuanto al ranking internacional, los principales productores siguen siendo Estados Unidos y la Federación Rusa, mismos que durante 2009 registraron niveles de 57,411 mmpcd y 51,038 mmpcd, respectivamente.

La recesión económica de muchas economías consumidoras de gas natural impactó en el corto plazo en las

transacciones hechas durante 2009 en las distintas regiones. Pese a todo, el comercio mundial de gas natural fue al alza durante el año, sustentado por la comercialización a través de gasoductos en los países deficitarios y por muchos contratos de largo plazo en la industria del GNL, que ayudaron a mantener las cuotas intercambiadas.

En 2009 se intercambió un volumen total de 84,807 mmpcd en todo el mundo, esto fue 8.0% mayor respecto al

año anterior. La mayor parte se comercializó a través de gasoductos, aproximadamente 72.3% y el restante 27.7% se hizo en forma de GNL. Comparando las variaciones por separado, se observa que el comercio a través de gasoductos creció 8.2%, mientras que el intercambio de GNL fue 7.5%, recuperándose del estancamiento del año

anterior.

Panorama nacional

Pese al entorno de recesión, la utilización del gas natural continuó en ascenso durante 2009. De esta manera, el consumo de gas natural creció 2.4% respecto al año anterior, para alcanzar un promedio de 7,377 mmpcd. Este

crecimiento fue más bajo que el promedio de la última década. Sin embargo, durante 2009 el consumo aumentó debido a los requerimientos de sectores eléctrico, petrolero y las recirculaciones de Pemex Exploración y Producción

(PEP).

La distribución sectorial del consumo de gas natural en 2009, quedó estructurada en 39.8% por el sector eléctrico,

25.7% el sector petrolero, 20.7% las recirculaciones del sector petrolero, 12.4% sector industrial y el resto correspondió a los sectores residencial, servicios y transporte.

Las reservas totales remanentes de gas natural, conocidas también como 3P, ascendieron a 61,236.0 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) al 1 de enero de 2010. De acuerdo con la ubicación de los yacimientos

evaluados, la región Norte concentra 57.7% del total, la Marina Suroeste 20.0%, la Sur 14.9% y la Marina Noreste 7.4%. Destaca que durante 2009, hubo un repunte de 1.4% de las reservas totales de gas natural, principalmente

porque la región Marina Suroeste incrementó su cuantificación de reservas 3P, tanto de gas asociado como de no asociado respecto al año anterior.

La producción total de gas natural ascendió a 7,031 mmpcd, cantidad que incluye 496 mmpcd de nitrógeno mismo que proviene junto con este hidrocarburo, debido al proceso de recuperación secundaria utilizado para mantener la

presión del campo Cantarell. Si descontamos el gas no hidrocarburo, entonces en 2009 la producción de gas natural hidrocarburo creció 3.9% respecto al año previo al alcanzar 6,535 mmpcd, principalmente por la terminación de pozos y el aumento en la producción de otros en los activos integrales Samaria Luna y Macuspana de la Región Sur

(106 y 65 mmpcd, respectivamente), Litoral de Tabasco de la Región Marina Suroeste (78 mmpcd), y Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste (54 mmpcd).


19

En 2009, el proceso de gas húmedo alcanzó 4,436 mmpcd 4.6% superior respecto al año previo. Este comportamiento permitió una mayor elaboración de gas seco y líquidos del gas con relación a 2008. Del total

procesado 76.2% fue gas húmedo amargo, un punto porcentual más que el año anterior, mientras que de gas húmedo dulce fue 23.8% del total.

Como resultado de la operación de los complejos procesadores de gas se obtuvieron 3,572 mmpcd de gas seco, 3.2% más que en 2008; si a este volumen se añade el gas que procede directamente de PEP de 1,325 mmpcd y las

corrientes de etano que se envían a ductos de gas seco, la oferta total de gas seco de origen nacional alcanzó 4,971 mmpcd.

Escenario prospectivo

Se estima que en los próximos años, la demanda nacional de gas natural experimentará un crecimiento promedio

anual de 2.4% al pasar de 7,377 mmpcd en 2009 a 10,779 mmpcd en el 2025. Al respecto, para el consumo interno de gas natural es que experimentará un incremento total de 3,402 mmpcd entre 2009 y 2025. Al respecto, durante el horizonte de análisis los dos sectores que predominarán en los incrementos de la demanda serán el

eléctrico con 1,853 mmpcd y el petrolero con 1,021 mmpcd, de hecho hacia 2025 ambos consumirán 85.6% del total nacional, por lo que ambos son importantes para alcanzar ahorros de energía y promover la eficiencia energética

en sus procesos productivos.

El sector petrolero tendrá una intensa actividad en el periodo, ya que casi todas las subsidiarias operativas de Pemex

planean proyectos para mejorar el abastecimiento de sus mercados de consumo, para lo cual incrementarán sus requerimientos de gas natural. Pemex Exploración y Producción (PEP) intensificará sus actividades para revertir la

caída de la producción de petróleo; Pemex Refinación duplicará su demanda por gas natural derivado de los incrementos de capacidad de los procesos por las reconfiguraciones enfocadas incrementar la oferta de petrolíferos y a mejorar la calidad de los mismos, Pemex Petroquímica quien incrementará la producción de amoniaco, entre otros

proyectos, por lo que requerirá mas gas natural como materia prima en sus procesos productivos. Finalmente, el proyecto de la planta de cogeneración en Nuevo Pemex requería una demanda importante para el sector petrolero,

del cual se beneficiarán las subsidiarias de Pemex promoviendo una generación más eficiente de energía eléctrica utilizada para sus operaciones. Destaca en este sector que PGPB disminuirá sus consumos para operación derivado de la mejora y de hacer más eficientes sus procesos productivos.

El escenario mantiene una expectativa de producción mayor a 7,000 mmpcd en promedio durante el periodo de

2010-2025, alcanzando un máximo en volumen de 8,050 mmpcd en 2023. Estos niveles de producción promedio dependerán del éxito de la actividad exploratoria, generalmente sujeta a un alto grado de incertidumbre; disponibilidad de recursos oportunos, tanto financieros como técnicos; y, la capacidad de ejecución de un mercado de

materiales y servicios para suministrarlos eficientemente de acuerdo a los ritmos de ejecución de los proyectos de PEP.

Por lo que corresponde a la oferta de gas seco proveniente de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), esta se incrementará rápidamente en los primeros años, pasando de 3,710 mmpcd en 2010 a 5,207 mmpcd en 2018, esto

significa 4.3% anual en ese periodo, y posteriormente se mantendrá en una oferta de plantas arriba de 5,000 mmpcd hasta 2025. Cabe señalar que del total de gas seco producido en plantas de PGPB, una cuarta parte (24.5%) en


20

promedio durante todo el periodo de análisis provendrá de los centros de procesamiento del Norte, Burgos y Arenque, y la mayoría tendrá su origen en los CPG de la región Sur-Sureste.

Los precios regionales se prevé aplazarán que las terminales de GNL de Altamira y Ensenada incrementen rápidamente las importaciones de gas proveniente de otras regiones, abasteciendo sus mercados con gas continental,

así únicamente se espera que la terminal de Manzanillo alcance su máxima capacidad de operación en el periodo prospectivo, convirtiéndose en un nuevo punto de inyección al SNG a partir de 2011.

Ante el incremento esperado en la demanda de gas natural, resulta fundamental fortalecer la infraestructura de ductos del país de manera eficiente y dotarlo de redundancia, tal como lo establece la Estrategia Nacional de Energía,

por lo cual se están desarrollado mecanismos que transmitan de una manera adecuada las señales económicas para su desarrollo.

Entre los proyectos de ductos destacan el gasoducto Manzanillo-Guadalajara a concluirse en mayo de 2011; los

gasoductos Tlaxcala-Morelos y Tamazunchale El Sauz que darán certeza al suministro de las centrales existentes y fututas del sector eléctrico en el centro del país; y el gasoducto de Chihuahua, que permitirá el abasto de gas natural para la sustitución de combustibles líquidos para la generación de electricidad, así como la reducción de emisiones

contaminantes.


21

Panorama internacional del mercado

de gas natural

Después de un fuerte período de expansión que duró la mayor parte de 2008, la industria de gas fue golpeada fuertemente por el impacto de la recesión económica. Aunque el precio del gas fue

competitivo durante 2009, el mercado de gas natural vio un descenso neto en el consumo, lo que llevó a una disminución histórica en la producción mundial, y el comercio internacional de algunos

países.

Además, el desplome subsecuente de precios del mercado dio al gas natural licuado (GNL) un

margen competitivo en la cuenca del Atlántico, donde el gas excedente continuó acumulándose, advirtiendo un largo período de "burbuja de gas (excedentes)" que la industria tendrá que ajustar

para permitir el desarrollo armonioso y de largo plazo en los mercados.

1.1 El gas natural en la demanda de energía

En el periodo 2008-2009, la economía mundial atravesó una etapa de inestabilidad financiera, ya que estuvo acompañada de una desaceleración económica mundial y de un colapso marcado del comercio internacional en muchas décadas. Ningún país quedó a salvo de esta tempestad

económica.

La actividad económica y el comercio internacional de mercancías se desplomaron desde el último trimestre de 2008 en todos los mercados, los cuales siguieron cayendo con rapidez a comienzos

de 2009. El PIB mundial retrocedió más de 6% (anualizado) el cuarto trimestre de 2008 y el primero de 2009. Las economías avanzadas sufrieron considerablemente a causa del estrés financiero y del deterioro de los mercados de vivienda. En los mercados emergentes de Europa y

de la Comunidad de Estados Independientes, que se habían apoyado mucho en las entradas de capital para alimentar el crecimiento, no tardaron en registrarse daños considerables a través de los

canales financieros. Los países con una marcada dependencia de la exportación de manufacturas, como los de Asia Oriental, Japón, Alemania y Brasil, se vieron vapuleados por la caída de la demanda en los mercados de exportación. Los países de África, América Latina y Oriente Medio

sufrieron a causa del colapso en los precios de las materias primas, la caída de la demanda de exportaciones, la disminución de las remesas y las entradas de capital extranjero. 1

1 Informe Anual 2009, Fondo Monetario Internacional, p. 8, 17.

CAPÍTULO UNO


22

La economía mundial registró una contracción de 0.6% durante 2009 (el año previo se expandió 3.0%). En el primer trimestre la actividad económica extendió la fase recesiva que venía observándose desde finales de 2008, y en

los siguientes tres trimestres se dio una recuperación gradual. A lo anterior contribuyó el esfuerzo concertado de políticas macroeconómicas y financieras de varios países, así como la reactivación del comercio mundial. No obstante, la reanudación del crecimiento tuvo lugar a ritmos diferentes entre regiones y países.

Las economías avanzadas mostraron una caída considerable en el año en su conjunto, mientras que las economías

emergentes se expandieron, exceptuando a la región latinoamericana. La inflación a nivel global fue relativamente baja durante 2009, si bien algunas economías, tanto avanzadas como emergentes, experimentaron un repunte moderado en la segunda mitad del año. Las condiciones financieras internacionales mejoraron a partir del segundo

trimestre, pero se mantuvieron frágiles, en tanto que el proceso de fortalecimiento de los balances de los bancos en las principales economías avanzadas se tradujo en una reducción del crédito. 2

Así, el desarrollo de la energía en 2009 estuvo sometido a una recesión global, y posteriormente a una recuperación gradual. En el último año, la economía mundial por primera vez se contrajo desde la Segunda Guerra Mundial, lo que

también propició una caída en el consumo global de energía. Dado que la recesión económica global manipuló a la baja el consumo de energía en 2009, es importante mencionar que éste fue el primer descenso en el rubro desde

1982.

Cuadro 1 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1999-2009

(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2010.

El consumo mundial de energía primaria disminuyó 1.3% durante 2009. Por tipo de fuente, los consumos de

petróleo, gas natural y energía nuclear disminuyeron más del promedio total, en tanto el consumo de carbón lo hizo ligeramente y permaneció prácticamente igual respecto al año anterior; por el contrario, únicamente la hidroenergía y otras formas de energías renovables aumentaron su participación en 2009.

Al cierre del año, los precios de todas las formas de energía comercializadas cayeron, los descensos más agudos se

observaron en el gas natural y el carbón comercializados en Norteamérica y Europa occidental, en Asia también

2 Informe Anual 2009, Banco de México, Abril de 2009, p.14

Año 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009variación

2009/2008

tmca

1999/2009

Total mundial 9,030 9,260 9,334 9,498 9,824 10,270 10,565 10,828 11,124 11,315 11,164 -1.3 2.1

Petróleo 3,522 3,562 3,581 3,615 3,686 3,828 3,878 3,916 3,970 3,960 3,882 -2.0 1.0

Carbón 2,249 2,338 2,349 2,403 2,595 2,764 2,904 3,039 3,184 3,286 3,278 -0.2 3.8

Gas natural 2,095 2,175 2,217 2,272 2,348 2,420 2,498 2,554 2,652 2,717 2,653 -2.4 2.4

Hidroenergía 593 600 586 597 597 633 658 684 696 731 740 1.2 2.2

Nucleoenergía 571 584 601 611 599 625 627 635 622 620 611 -1.6 0.7


23

disminuyeron los precios de carbón aunque en menor magnitud, dado el fuerte crecimiento de la importación de este combustible por parte de China.

Gráfica 1

Precios de los combustibles fósiles 2006-2009

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, 2010.

Los precios del crudo disminuyeron por primera vez desde 2001. Durante 2009, los precios del petróleo y el carbón en los mercados competitivos tocaron sus niveles más bajos a principios del año, siendo los precios del crudo los que

se recuperaron primero, en tanto los precios de gas natural en Norteamérica y Europa Occidental continuaron disminuyendo. El precio de referencia del West Texas Intermediate (WTI) alcanzó un promedio de 61.92 dólares por barril, mientras que el Brent del Mar del Norte se cotizó en 61.67 dólares por barril, en ambos casos los promedios

estuvieron por debajo de los registrados en 2006.

61.92 61.67

71.84 68.08

70.66

3.89

8.529.06

66.02 65.14

49.09

62.96 64.116.76

7.857.1472.20 72.39

65.73

51.16

88.79

6.95

8.037.73

100.06 97.26

127.10

118.79

147.67

8.85

11.56

12.55

Crudo, WTI Crudo, Brent Carbón, Australia

Carbón, EU Carbón, Noroeste

Europa

Gas natural, EU Gas natural, Europa

GNL, Japón

2006 2007 2008 2009

Petróleo

(US$/bbl)

Carbón

(US$/tm)

Gas natural

(US$/MBTU)


24

El carbón con referencia en Australia registró una baja en el precio respecto al año previo, al pasar de 127.10 a 71.84 dólares por tonelada métrica en 20093. El mismo comportamiento se experimentó en otras regiones de consumo,

por ejemplo en el Noroeste de Europa pasó de 147.67 a 70.66 dólares por tonelada métrica, mientras que el precio spot promedio en Estados Unidos disminuyó de 118.79 a 68.08 dólares por tonelada métrica. La mínima caída de 0.2% en el consumo del carbón durante el último año, fue la segunda registrada desde 1999 cuando la demanda

mermó 0.5%. El conjunto de los países pertenecientes a la OCDE y la Comunidad de Estados Independientes experimentaron fuertes decrementos en sus consumos de carbón debido a una combinación de los efectos de la

recesión económica y los precios competitivos del gas natural. Pese a lo anterior, la participación del carbón en el consumo mundial de energía representó 29.4% en 2009, siendo la más alta en la canasta de combustibles desde 1970.

En el caso de la energía nuclear se presentó una caída por tercer año consecutivo en 2009, pese a la recuperación de

la nucleoeléctrica de Japón que había quedado fuera de operación por un terremoto. Por el contrario, la generación hidroeléctrica incrementó su uso, lo que sucedió dada la mayor utilización de países como Brasil, China y Estados

Unidos.

1.2 Consumo mundial de gas natural, 2009

El 2009 fue un año difícil en la historia de la industria del gas natural. Globalmente el gas natural fue el combustible que experimentó la declinación más vertiginosa en el consumo, disminuyendo 2.4% respecto al año anterior,

convirtiéndose en una caída récord en la historia de esta industria, de hecho no se había presentado una contracción del consumo en el mercado del gas natural desde la Segunda Guerra Mundial.

El consumo mundial de gas natural fue de 284,487 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en 2009. La caída del consumo originada por la recesión económica significó un retroceso de un par de años en el tamaño del mercado, ya

que los niveles de consumo de 2009 fueron muy parecidos a los registrados en 2007, apenas 0.1% más elevado. En cuanto a la geografía de los mercados de consumo, las regiones predominantes como son Europa-Euroasia4 y Norteamérica, que en conjunto representan 63.7% de la demanda global, ambas experimentaron caídas en 2009, la

primera lo hizo 6.8%, en tanto Norteamérica mermó 1.2% su consumo. La declinación del uso en el último año, no fue generalizada, ya que las regiones de Asia-Pacífico y Oriente Medio presentaron crecimientos de 3.4% y 4.4% en

su volumen de consumo, respectivamente.

3 De acuerdo con el Commodity Price Data del Banco Mundial con referencia en Australia, julio de 2010. 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. 4 La región de Europa y Euroasia 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.


25

Gráfica 2 Consumo regional de gas natural en 2009

(millones de pies cúbicos diarios)


En el caso de la región Europa-Euroasia, tanto los países europeos pertenecientes a la OCDE como los miembros de

la Comunidad de Estados Independientes disminuyeron sus consumos. La demanda de los países europeos pertenecientes a la OCDE cayó 5.9%, mientras que los miembros de la antigua Unión Soviética, que representan más de 50% del consumo de la región, tuvieron una baja de 7.3% en 2009. El volumen total de la caída en la región

fue 7,426 mmpcd menos respecto a 2008.

El país que más afectado en el consumo de gas natural fue Rusia, y su declinación en 2009 alcanzó 2,438 mmpcd menos que en el año anterior. Aun así, Rusia continuó siendo el segundo consumidor más grande de gas natural con un total de 37,703 mmpcd. Otro gran consumidor que vio reducida su demanda por gas natural fue Canadá, con una

caída de 3.3% en 2009. Además, pese a que la región de Asía Pacífico presentó un incremento en el consumo de gas natural, este no fue generalizado en todos sus países, ya que consumidores importantes como Japón y Corea del

Sur disminuyeron su uso en 6.5% y 5.0%, respectivamente. Por el contrario, China e India continuaron con sus incrementos del consumo durante el último año, destacando que el primero se convirtió en el quinto más importante a nivel global al alcanzar un volumen de 8,582 mmpcd, en tanto el segundo pasó del lugar diecisiete al trece en el

mismo ranking de consumo.

9,092

13,031

33,438

48,043

78,458

102,425

África

Centro y Sudamérica

Oriente Medio

Asia Pacífico

Norteamérica

Europa y Euroasia


26

Gráfica 3 Consumo mundial de gas natural, 2009



Estados Unidos, el consumidor más grande de gas natural, presentó una declinación 1.5% durante 2009. Aún con los precios bajos, el consumo de gas natural disminuyó en el sector residencial, comercial e industrial debido a una

combinación de condiciones climáticas y factores económicos. Por un lado, las condiciones climáticas influyeron en un consumo más bajo en el sector residencial; mientras que el entorno de una economía en recesión contribuyó a

consumos menores de gas natural en los sectores comercial e industrial. El consumo del sector comercial cayó aproximadamente 1%, mientras que en el sector industrial, el consumo cayó 8% en 2009. De hecho, el consumo industrial de gas natural de 2009 fue aproximadamente 9% más bajo que el promedio de los 5 años anteriores

(2004-2008). Pese al incremento del consumo de gas natural en el sector eléctrico y en el uso vehicular, en el total no se compensaron las pérdidas de los otros sectores, pasando de 63,462 mmpcd en 2008 a 62,559 mmpcd en

2009.

75,789

4,116

4,125

4,174

4,544

4,716

5,020

5,717

6,735

6,929

7,493

7,546

8,374

8,460

8,582

9,164

12,742

37,703

62,559

Resto del mundo

18. Egipto

17. Francia

16. Argentina

15. Ucrania

14. Uzbekistán

13. India

12. Emiratos Árabes

11. México

10. Italia

9. Arabia Saudita

8. Alemania

7. Reino Unido

6. Japón

5. China

4. Canadá

3. Irán

2. Rusia

1. Estados Unidos

Total mundial

284,487


27

1.3 Reservas mundiales de gas natural, 2009

El BP Statistical Review of World Energy 2010 reportó que hasta finales de 2009 las reservas probadas de gas

natural totalizaron 6,621 billones de pies cúbicos (bpc)5, lo que significó un ascenso de 1.2% respecto al año anterior. Este incremento fue significativo, y confirmó la tendencia histórica de esta industria donde prácticamente se

presentan incrementos en el nivel de reservas probadas cada año. Lo anterior implica que hasta el momento, los productores han podido reemplazar las reservas exitosamente con nuevos recursos incorporados en tiempo, pese al rápido crecimiento del consumo, principalmente en la última década.

Por lo que toca a la relación mundial de reservas de gas natural respecto a los niveles actuales de producción (R/P),

en términos de reservas probadas, es de 62.8 años6, esto significó aumentar casi dos años a dicho indicador, dada la disminución del nivel de producción originado por la caída de la demanda del hidrocarburo en el último año. La relación R/P del gas natural respecto a otros combustibles fósiles es la segunda en importante, ya que la del carbón

es de 119 años en tanto que la del petróleo es de 45.7 años. Específicamente, México se ubica en el lugar 34 en reservas de gas seco a nivel mundial.

Usualmente las publicaciones internacionales suelen tener ligeras diferencias, el BP Statistical Review of World Energy durante 2009 daba a conocer las significativas adiciones de reservas en Turkmenistán, mismas que lo

colocaban como el cuarto país con más reservas de gas seco, destacando que un año antes éste no figuraba ni siquiera entre los primeros 18 países. No fue hasta 2010 que el Oil & Gas Journal dio a conocer dichos incrementos

consolidando la información de ambas fuentes.

La clasificación de las reservas probadas pueden diferir según los criterios de la referencia, sin embargo estás

coinciden en que los grandes descubrimientos de yacimientos que incrementaron el nivel de reservas de gas natural se encontraron en Turkmenistán y Australia. En el caso de Turkmenistán, el incremento se originó por las revisiones

al alza y adiciones de reservas probadas del campo gasífero gigante de South Yolotan-Osman. Al cierre del año se reconocieron incrementos a la reserva probada de gas por 171 bpc únicamente en el campo South Yolotan-Osman. Cabe señalar que aún se continúan evaluando las reservas del campo, y se estima que el volumen real se encuentra

entre 141 bpc y 494 bpc, convirtiéndolo en el quinto campo gasífero más grande del mundo7. Así, al cierre de 2009 en Turkmenistán se estima una reserva probada de 286 bpc.

En Australia, los incrementos se debieron a una reclasificación de las reservas respecto al tradicional reporte que

emitía el gobierno, además de un importante desarrollo para aprovechamiento del gas grisú (coalbed methane) en los últimos años. Los principales descubrimientos de Australia se dieron en los campos Mimia-1, Nimblefoot-1, Lago-2, Julimar-1, Western Australia, Blackwood y en la cuenca de Bonaparte.

Otros países también tuvieron incrementos por revisiones al alza y adiciones en campos existentes, aunque fueron de

menor impacto, algunos como: Indonesia (campos Abadi y Kambuna), Irán (campos Kish y Fars), Egipto (campos Satis 1, North El-Burg, Al-Tawil-1, El Basant-2 y Manzala West), China (campos Klamelie y Xinjiang) y Perú

5 Un billón equivale a 1012. 6 Esto 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 2010. 7 International Energy Outlook 2010, U.S. Department of Energy, p. 57.


28

(campos Kinteroni XI y Norte de Camisea). Al incremento generalizado, también contribuyeron los descubrimientos de recursos de gas no convencional en Norteamérica ocurridos en Louisiana y British Columbia, así como la

aportación de reservas de gas asociado en la faja petrolera del Orinoco en Venezuela8. Por el contrario, los decrementos más significativos se presentaron en el Reino Unido y Trinidad y Tobago.

Cuadro 2

Reservas probadas mundiales de gas natural, 20091

(billones de pies cúbicos)

1 Cifras al cierre de 2009. 2 Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción, p. 33.


Los volúmenes anunciados de las reservas probadas para el gas natural por las publicaciones internacionales son más certeros, comparados con los del petróleo, por lo tanto las estimaciones sólo varían ligeramente. En términos de

reserva probadas de gas, BP Statistical Review of World Energy cuantifica en 6,621 bpc, en tanto Oil & Gas Journal publicó 6,609 bpc, esto significa una diferencia de 0.2%, en el caso del petróleo esas mismas publicaciones difieren

en 1.6%9. Existe una pequeña controversia gracias a una diferencia básica en la conducta entre gases y líquidos, por lo que los volúmenes pueden ser determinados con distintas precisiones. El gas natural es producido por una descompresión del fluido en el lugar, tan pronto como los volúmenes se producen la presión disminuye dentro de la

formación geológica, esto ayuda a determinar con precisión las cantidades extraíbles restantes.

8 Short-term trends in the gas industry, Panorama 2010, Institut Français du Pétrole. 9 BP Statistical Review of World Energy cuantifica una reserva de 1,333 miles de millones de barriles (mmmb) y el Oil & Gas Journal cita un

volumen de reservas de 1,354 mmmb.

Posición PaísReserva probada

(bpc)

Participación

mundial

Relación R/P

(años)

1 Federación Rusa 1,567.1 23.7% 84.1

2 Irán 1,045.7 15.8% 100.0

3 Qatar 895.8 13.5% 100.0

4 Turkmenistán 286.2 4.3% 100.0

5 Arabia Saudita 279.7 4.2% 100.0

6 Estados Unidos 244.7 3.7% 11.7

7 Emiratos Árabes 227.1 3.4% 100.0

8 Venezuela 200.1 3.0% 100.0

9 Nigeria 185.4 2.8% 100.0

10 Argelia 159.1 2.4% 55.3

11 Indonesia 112.5 1.7% 44.3

12 Irak 111.9 1.7% 100.0

13 Australia 108.7 1.6% 72.7

14 China 86.7 1.3% 28.8

15 Malasia 84.1 1.3% 38.0

34 México 2

16.8 0.3% 8.2

6,621.2 100% 62.8Total mundial

>

>

>

>

>

>

>

>


29

Al igual que los recursos petroleros, existe una distribución desigual de las reservas de gas natural; la Federación Rusa posee 23.7% casi una cuarta parte del total, le siguen Irán y Qatar con 15.8% y 13.5%, respectivamente. Así, a

2009 los primeros diez países poseen 76.9% del total. La distribución irregular del recurso ocurre tanto en los agrupamientos de entidades geográficas como en entidades geoeconómicas.

Desde el punto de vista geográfico se observan las siguientes variaciones: Norteamérica posee 4.9% del total de reservas de gas natural; Centro y Sudamérica representa 4.3%, siendo ésta la menor proporción para una región;

África tiene 7.9%; Asia-Pacífico contiene 8.7%; Europa-Euroasia contabiliza 33.7%; Finalmente, la región de Oriente Medio se concentra la mayor cantidad del recurso, 2,690.4 bpc, esto es 40.6% de las reservas en todo el

mundo, y una relación R/P mayor a 100 años.

Mapa 1

Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2009 (billones de pies cúbicos)


De acuerdo con las agrupaciones geoeconómicas, también se muestra una distribución irregular. En una misma clasificación de la distribución, Cedigaz obtuvo que la mayor concentración de reservas la poseen los países de la

OPEP con 44.8%, seguido de los miembros de la Comunidad de Estados Independientes que cuentan con 28.6%; los miembros de la OCDE poseen reservas que representan apenas 9.5% del total mundial, el resto se ubica en países no pertenecientes a las entidades geoeconómicas anteriormente mencionadas10.

10 Update hydrocarbon resources 2-natural gas, Parorama 2010, Institut Français du Pétrole.

Norteamérica

Reserva Probada: 323.4 bpc

Participación mundial: 4.9%

R/P: 11.3 años

Centro y Sudamérica



R/P: 53.2 años

África



R/P: 72.4 años

Europa y Euroasia

Reserva Probada: 2,228.1 bpc


R/P: 64.8 años

Asia Pacífico



R/P: 37.0 años

Oriente Medio

Reserva Probada: 2,690.4 bpc


R/P: mayor a 100 años


30

Sin duda, el desequilibrio en la distribución de los recursos gasíferos significa que la mayoría de las grandes concentraciones serán intercambiadas hacia otras regiones geográficas. La región de Norteamérica ha logrado

mantener los niveles de importación de gas natural, pese a una mayor producción de gas no convencional, esto mismo no se puede decir de regiones como Asia-Pacífico y Europa-Euroasia. Considerando el crecimiento que ha tenido la demanda de gas natural, se esperaría que los flujos interregionales aumenten y exista mayor explotación de

las reservas.

1.4 Producción mundial de gas seco, 2009

Al término de 2008, se presentó una disminución aguda en la demanda de petróleo y gas natural, acompañada de una recesión financiera que causó la postergación de muchos proyectos de exploración y producción. Así, el 2009 se

caracterizó por una sobrecapacidad substancial en términos de equipos e instalaciones, lo que determinó el nivel de la actividad, el precio de los servicios y los ingresos de los productores en el mundo.

En 2009, la inversión mundial en exploración y producción disminuyó cerca de 16%, lo que significó aproximadamente US$ 80 mil millones menos que en 2008, promediando una inversión de US$ 406 mil millones.

Aunque pareciera que el nivel se mantuvo elevado, sí hubo un contraste considerable en algunas regiones, mientras en Norteamérica la disminución de la inversión fue de 37%, en el resto del mundo promedió 8%.11

Durante el año, los precios de mercado se desplomaron después del crecimiento sostenido en el sector de la exploración y producción que había llevado a un aumento constante del suministro mundial de gas, provocando una

sobrecapacidad en la producción disponible. En este sentido, el interés por el gas natural creció hasta 2008 y se reflejó en una mayor relación de producción y reservas entre gas y petróleo, derivado de un rápido desarrollo de cuencas de gas no asociado y el aprovechamiento de fuentes no convencionales como el gas de lutita o esquisto

(shale gas) en Estados Unidos y el gas grisú (coalbed methane) en Australia.

La producción mundial de gas seco fue de 288,996 mmpcd durante 2009, lo que significó una caída en este rubro de 2.1% registrada por primera vez en esta industria. Lo anterior fue motivado por la disminución en la demanda del

combustible, así como por las condiciones financieras no favorables en algunos países productores. En cuanto al ranking internacional, los principales productores siguen siendo Estados Unidos y la Federación Rusa, mismos que durante 2009 registraron niveles de 57,411 mmpcd y 51,038 mmpcd, respectivamente.

Cabe señalar que, en el último año Estados Unidos destacó porque superó a la Federación Rusa en sus niveles de

producción, lo que no ocurría desde 2001. Lo anterior se debió a que la producción cayó en promedio 12.1% en Rusia durante 2009, pese a la recuperación de las exportaciones hacia finales del año, tan sólo entre enero y octubre la producción disminuyó 16.7%, aunado a que en Estados Unidos continuó el auge por el desarrollo de las fuentes

no convencionales de gas.

Otros países de la Comunidad de Estados Independientes también sufrieron decrementos en sus niveles de producción; el caso más considerado fue Turkmenistán cuya producción disminuyó 44.8% reduciendo sus niveles a

11 Activities and markets in exploration-production, Panorama 2010, Institut Français du Pétrole.


31

casi la mitad de lo ofertado en 2008, pasando de 6,374 mmpcd a 3,520 mmpcd entre 2008 y 2009. De acuerdo con el BP Statistical Review of World Energy, durante el año nueve países continuaron con niveles de producción por

encima de los 7,000 mmpcd. Es importante señalar que con la caída de producción en Turkmenistán, México se colocó en el lugar 16 del ranking en 2009, es decir una posición más elevada que en la clasificación de 2008.

Gráfica 4

Producción mundial de gas seco, 2009 (millones de pies cúbicos diarios)


En 2009, la producción comercializable12 de gas natural en Estados Unidos promedió 60.0 miles de millones pies

cúbicos diarios (mmmpcd), y al igual que la producción de gas seco, representó el registro más elevado desde 1973. El principal elemento de este auge en Estados Unidos fue la continuidad en el incremento de producción del gas de esquisto y de formaciones de baja permeabilidad. El mejor aprovechamiento fue resultado de técnicas más eficientes

y rentables de perforación, particularmente en la extracción del gas natural a partir de esquistos. Adicionalmente al mayor aprovechamiento del gas de lutita como fuente primaria de recursos técnicamente recuperables de gas natural,

la producción convencional se mantuvo fuerte a través del año ante la poca afectación de la temporada de huracanes, por lo que las pérdidas en producción fueron mínimas.

La producción se mantuvo fuerte y estable en Estados Unidos pese a la tendencia de los precios a boca de pozo, los cuales se mantuvieron bajos durante el año. Algunos factores que contribuyeron a la caída de los precios fueron la

recesión económica, la demanda reducida para calefacción, así como los elevados niveles de producción y

12 Se refiere a la producción aprovechable de los campos y que se puede enviar a proceso, es decir no considera el gas venteado, quemado y

el reinyectado a pozos.

54,362

4,002

4,096

4,725

5,629

5,771

6,062

6,065

6,067

6,234

6,960

7,493

7,878

8,240

8,640

10,011

12,694

15,615

51,038

57,411

Resto del mundo

19. Argentina

18. Australia

17. Emiratos Árabes

16. México

15. Reino Unido

14. Malasia

13. Egipto

12. Holanda

11. Uzbekistán

10. Indonesia

9. Arabia Saudita

8. Argelia

7. China

6. Qatar

5. Noruega

4. Irán

3. Canadá

2. Rusia

1. Estados Unidos

Total mundial 288,996


32

almacenamiento. Durante 2009, los niveles de los precios a boca de pozo del gas natural cayeron a los niveles más bajos de los últimos 7 años, promediando 3.71 dólares por millar de pies cúbicos (US$/MPC), comparado con 7.96

US$/MPC de 2008.

Gráfica 5 Producción comercializable y precio a boca de pozo en Estados Unidos, 2009

Fuente: US Energy information Administration.

En años anteriores, usualmente la cantidad de equipos de perforación que producían gas natural reaccionaban ante el

precio Henry Hub en Estados Unidos, aunque a veces demoraba varias semanas o más. Sin embargo, esta relación fue menos aparente en la segunda parte de 2009. El número de equipos en activo cayó al punto más bajo de 665 el 17 de julio de 2009, el nivel más bajo desde 2002, antes de recuperarse a 759 el 31 de diciembre. A pesar del bajo

número de equipos en activo, la producción continuó sólida en 2009, mostrando eficiencia en las reacciones al precio de mercado. Este desarrollo fue factible por progresos tecnológicos al perforar y por mejores técnicas de terminación

de pozos. Al reforzar esta infraestructura de producción también se han incrementado los niveles de reservas y recursos extraíbles del país, en particular los del gas de lutita.13

13 Natural Gas year in review 2009, DOE.

$0.0

$1.0

$2.0

$3.0

$4.0

$5.0

$6.0

0

10

20

30

40

50

60

70

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

Pre

cio

(U

SD

/M

PC

)

Pro

du

cció

n (

mm

mp

cd)

Producción comercial Precio a boca de Pozo


33

Gráfica 6 Relación entre el número de equipos de perforación en operación que producen gas

y el precio Henry Hub en Estados Unidos, 2007-2009

Fuente: Equipos de perforación, Baker Hughes Incorporated; precio Henry Hub, Canadian Gas Association.

Por el contrario, otros productores importantes en el mundo vieron afectada su actividad. En el caso de los países productores europeos, principalmente los pertenecientes a la OCDE, hubo dos que mostraron decrementos sustanciales, Reino Unido y Holanda, el primero disminuyó su producción 14.1% y el segundo 5.6%, registrando

niveles de 5,771 mmpcd y 6,067 mmpcd en 2009, respectivamente. En contraste, Noruega aumentó su producción de gas y registró un volumen de 10,011 mmpcd en el año, que lo posicionaron como el quinto productor. En África,

productores como Nigeria y Argelia padecieron mermas en su producción durante el año, al igual que países Sudamericanos como Brasil, Argentina y Bolivia.14

En la región de Oriente Medio, países productores como Irán y Qatar lograron mantenerse al alza en sus niveles. Irán obtuvo un volumen de 12,694 mmpcd en 2009, es decir 13.1% más que el año anterior, en tanto Qatar creció en

su oferta de gas seco 16.3%, para promediar 8,640 mmpcd. Otra región que tuvo un aumento en la extracción de gas natural fue Asia Pacífico, dados los incrementos de productores como China (6.4%), India (28.9%), Australia

(11.0%) y Tailandia (7.6%). Respecto a lo anterior, destaca que China se consolidó como el principal productor de gas natural en esta región, y su producción lo colocó como el séptimo lugar del ranking mundial, dos lugares más que en 2008, además de superar niveles de producción arriba de los 8,000 mmpcd en sólo un año.

14 Short-term trends in the gas industry, Op. Cit. 8, p. 2.

$0.00

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0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800 Equipos de perforación en operación

Precio Henry Hub

Número US$/MMBTU


34

La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)15 produjo 41.2% del petróleo en el mundo y 18.1% del gas natural comercializado durante 2009. Cabe señalar que cuatro de sus miembros se encuentran entre los 10

principales productores del mundo, Irán, Qatar, Argelia y Arabia Saudita. En general, todos los países de la OPEP han incrementado su participación en la oferta mundial para capturar los beneficios que ofrece el mercado de gas natural, de hecho en 2009 la producción comercial creció 10.0% respecto al año anterior16. Muchos de los países de la OPEP

poseen demandas internas menores a su producción, lo que les permite colocar excedentes fuera de sus regiones geográficas.

Gráfica 7 Producción bruta y comercial de gas de la OPEP, 1999-2009

Fuente: Annual Statistical Bulletin OPEC, 2009.

Los esfuerzos de los países de la OPEP por incrementar su aprovechamiento en la producción de gas natural han sido constantes a lo largo de la década. Entre las mejoras operativas se tiene una reducción del gas venteado, en 1999 la proporción promedio de éste respecto a la producción bruta de todos los países fue de 10.0%, en tanto que para

2009 el registro disminuyó a 7.6%, el más bajo de la última década. Por otro lado, el uso del gas para reinyección de pozos productores de crudo también ha disminuido, principalmente en los últimos cinco años, de 25.8% en 2004 a

22.0% en 2009. En este sentido, la mayoría de los pozos en los países de la OPEP son fluyentes, casi 40%, lo que ayuda a disminuir la cantidad de gas usado para reinyección a pozos, comparado con el promedio mundial de 2.4%, en ambos casos el complemento son pozos que utilizan cualquier sistema artificial.

En 2009, las principales empresas petroleras privadas (majors) incrementaron en conjunto su producción de gas

natural, salvo Chevron y Royal Dutch/Shell que tuvieron pequeños decrementos respecto al año anterior. En total alcanzaron una producción de 36,223 mmpcd, lo que representó 12.5% del total mundial. Por otro lado, no es

15 Los miembros de la OPEP son: Arabia Saudita, Angola, Argelia, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y

Venezuela. 16 De acuerdo con el Annual Statistical Bulletin OPEC 2009, en 1999 la participación de los países de la OPEP en la producción fue de

12.6%, para 2009 alcanzó 18.1%, considerando la salida de Indonesia del cartel.

10.0% 9.5%8.5% 8.5%

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

7.6%

24.9%25.0%

25.8% 26.8%25.5%

25.8%

24.3% 24.1% 23.8% 23.4%22.0%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

30.0%

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Par

tici

pac

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po

rce

ntu

al

Pro

du

cció

n O

PEP

(m

mp

cd)

Producción Bruta Producción comercial Gas venteado Inyección a Pozos


35

sorpresivo que las otras majors hayan experimentado ligeros incrementos en su producción durante el año, lo cual es comprensible ya que estas empresas tratan de desarrollar y producir rápidamente los recursos a los que tienen acceso

y venderlos en los mercados competitivos, sin embargo, la caída de los precios del gas en los mercados internacionales provocó que la captura de esos márgenes no fuera tan atractiva como para incrementar enormemente la producción. Pese a la posibilidad que tienen de operar en distintas partes del mundo, e incluso participando en

algunos países de la OPEP, no han logrado estar exentas de restricciones en la venta de terrenos para tener acceso a reservas. Dado lo anterior, han diversificado las oportunidades de negocios en el desarrollo de oferta de gas natural a

partir de yacimientos no convencionales y GNL, e inclusive haciendo mejoras para disminuir la cantidad de gas enviado a la atmosfera.

En general, las majors han buscado mantener una composición relativa entre la producción de gas respecto a la de crudo que maximiza el valor de sus inversiones, de acuerdo con los precios equivalentes y vigentes en el mercado, y

por ende su recuperación en el menor periodo. En este equilibrio, con la recesión vino la caída de los precios de crudo en 2009, mermando la extracción del mismo, y con ello la producción de gas asociado y de refinados de estas empresas.

Gráfica 8

Producción comercial de gas seco de las principales empresas privadas, 1999 -2009 (millones de pies cúbicos diarios)

Nota: En el caso de Chevron, como corporativo, no se cuenta con reportes en el año de 1999. Cabe

señalar que Chevron y Texaco se fusionaron en octubre de 2001, y en mayo de 2005 el nombre cambió

a únicamente Chevron.

Fuente: Informes anuales, compañías petroleras, varios años.

De acuerdo con Energy Intelligence Group, Petróleos Mexicanos (Pemex) continuó bajando su posición en el ranking internacional de las empresas productoras de gas, colocándose en la decimosexta posición durante 2008, en comparación con todas las grandes corporaciones petroleras de distintos países. Los movimientos destacados de este

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

BP 6,067 7,609 8,632 8,707 8,613 8,503 8,424 8,417 8,143 8,334 8,485

ExxonMobil 10,308 10,343 10,279 10,452 10,119 9,864 9,251 9,334 9,384 9,095 9,273

Total 3,322 3,758 4,061 4,532 4,786 4,894 4,780 4,674 4,839 4,837 4,923

Royal Dutch/Shell 8,218 8,212 8,902 9,286 8,849 8,808 8,263 8,368 8,214 8,569 8,553

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

-

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

n.d.


36

ranking se dieron en la posición 6, donde se colocó Saudi Aramco en lugar de Sonatrach, CNPC de China que superó Petronas, y Uzbekneftegas que superó a Chevron y Conoco Phillips. Parte del desplazamiento de Pemex se debió a

los resultados que obtuvo Qatar Petroleum (QP), que incluso superó a las dos petroleras anteriormente mencionadas.

Cuadro 3

Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 20081

1 El gas natural es clasificado por PIW como neto o producción comercial según el país. 2 El lugar 11 en la producción de gas seco no fue publicado, al no estar considerado en las primeras 50

empresas petroleras con base en criterios de reservas y producción de crudo y gas.

Fuente: Petroleum Intelligence Weekly (PIW), noviembre de 2009.

1.5 Oferta mundial de gas natural licuado, 2009

La recesión económica de muchas economías consumidoras de gas natural impactó en el corto plazo en las transacciones hechas durante 2009 en las distintas regiones. Pese a todo, el comercio mundial de gas natural fue al alza durante el año, sustentado por la comercialización a través de gasoductos en los países deficitarios y por muchos

contratos de largo plazo en la industria del GNL, que ayudaron a mantener las cuotas intercambiadas durante el año.

En 2009 se intercambió un volumen total de 84,807 mmpcd en todo el mundo, esto fue 8.0% mayor respecto al año anterior. La mayor parte se comercializó a través de gasoductos, aproximadamente 72.3% y el restante 27.7%

se hizo en forma de GNL. Comparando las variaciones por separado, se observa que el comercio a través de gasoductos creció 8.2%, mientras que el intercambio de GNL fue 7.5%, recuperándose del estancamiento del año anterior (véase gráfica 9)17.

17 En 2009 el comercio de gas natural a través de gasoductos fue de 61,319 mmpcd, mientras que el GNL colocó 23,488 mmpcd. En

2008, el intercambio por gasoductos fue 56,664 mmpcd y de GNL fue 21,855 mmpcd.

Posición 2 Compañía Pais

Propiedad del

Estado (%)

Propiedad de

Privados (%)

Producción de

gas (mmpcd)

1 Gazprom Rusia 50 50 53,018

2 NIOC Irán 100 - 11,259

3 Exxon Mobil Estados Unidos - 100 9,095

4 Royal Dutch/Shell Reino Unido / Holanda - 100 8,569

5 BP Reino Unido - 100 8,334

6 Saudi Aramco Arabia Saudita 100 - 7,561

7 Sonatrach Argelia 100 - 7,516

8 CNPC China 100 - 6,405

9 Petronas Malasia 100 - 6,209

10 Uzbekneftegas Uzbekistán 100 - 5,795

12 QP Qatar 100 - 5,324

13 Conoco Phillips Estados Unidos - 100 5,203

14 Chevron Estados Unidos - 100 5,125

15 Total Fina Elf Francia - 100 4,837

16 Pemex México 100 - 4,489


37

Gráfica 9 Comercio internacional de gas natural, 1999-2009


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

En los últimos años, los altos precios del gas y las tensiones en los balances de los mercados de consumo habían acelerado el intercambio de cargamentos GNL, por lo que algunos analistas sostenían el argumento de que esos movimientos interregionales de GNL se dirigían hacia una tendencia globalizadora del mercado de gas natural.

Por el contrario, otros expertos estimaban que en los siguientes años se observaría el regreso a mercados regionales,

aún con la expectativa de incrementos de capacidad de licuefacción y regasificación alrededor del mundo, asumiendo que alguna externalidad en los requerimientos de las regiones podría darse, por ejemplo una producción excedente dentro de alguna región, como ha venido sucediendo en Norteamérica dado el incremento de la producción de las

fuentes no convencionales de gas como sucedió en 2008. Sin embargo, pese a la recesión económica, Estados Unidos recuperó parte de las importaciones de GNL durante 2009, aun cuando la producción resistió los precios

bajos del año.

Sin duda coexisten ambas partes, la competencia entre llevar gas a través de gasoductos o GNL, y el complemento entre ambos tipos de comercialización cuando la demanda rebasa la capacidad de suministro de la oferta. En la gráfica 10 se muestran las tasas de crecimiento acumulado del intercambio por gasoductos, el de GNL y la

producción mundial tomando como base los registros de 1995. Es evidente que el intercambio interregional va creciendo cada vez más rápidamente respecto a la producción, como muestra de la importancia que el combustible

ha adquirido en el mundo. Mientras que en 1995 se comercializaba 18.4% del total de la producción, para 2009 la relación alcanzó 29.3% de la producción mundial.

Si se particulariza la dinámica de los crecimientos con base en 1995, el intercambio vía gasoductos ha crecido 78.9%, el de GNL 100.8% y la producción creció 35.2%; lo cual explica el impulso que los intercambios de GNL le

0

10,000

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90,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Gas natural licuado Por gasoductos


38

han dado al comercio internacional. En este sentido, destaca que durante 2009 estuvieron vigentes un total de 144 contratos de GNL de mediano y largo plazo, es decir 24 más de los ejercidos en 200818.

Gráfica 10 Tasa de crecimiento acumulada del comercio internacional de gas natural 1, 1995-2009

(Porcentaje)

1 Se considera la base acumulada de los datos respecto a los registrados en 1995.


Al cierre de 2009 operaron 28 plantas de licuefacción19 que están ubicadas en 17 países. Durante el año,

comenzaron operaciones dos nuevas plantas de licuefacción, las terminales de Sakhalin II y de Balhaf, con lo que se unieron a la lista de exportadores Rusia y Yemen, respectivamente. Otros incrementos de la capacidad se dieron con

la instalación de nuevos trenes de licuefacción en terminales existentes: Dos trenes en Qatargas II, uno en RasGas 3, ambas terminales ubicadas en Qatar, y dos más en la planta de Tangguh de Indonesia.

Considerando las expansiones anteriores, al último año existe una capacidad nominal de licuefacción de 511 millones de metros cúbicos (mmm3) de GNL por año, repartidos en 85 trenes de licuefacción. De acuerdo con esa capacidad

de licuefacción se obtuvo un porcentaje de utilización promedio de 77.9% durante 2009, es decir 5.8% menor respecto a 2008, lo cual refleja que el desarrollo de infraestructura de oferta de GNL continuó en el año, aunque la capacidad estuvo subutilizada por las condiciones del mercado. La capacidad total de almacenaje de GNL ascendió

aproximadamente a 7,706 miles de metros cúbicos (mm3) distribuidos en 79 tanques, lo que representa poco más de siete días (7.04) de la producción mundial promedio de GNL.

18 LNG Industry 2009, Grupo internacional de importadores de gas natural licuado, p.2. 19

Considerando las empresas o sociedades propietarias, la distancia de los trenes de licuefacción con respecto al puerto principal y la

administración de las plantas.

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

Gasoductos

GNL

Producción


39

Por el lado de la regasificación, al término de 2009 se registró la existencia de 78 terminales en el mundo, es decir 12 más que las que operaban en 2008. Cabe mencionar que, del total de las terminales, ocho son del tipo no

convencional, ya sea flotantes o costa fuera, en las cuales no se cuenta con tanques de almacenamiento para el GNL que reciben. Durante 2009 iniciaron operaciones cuatro de estas terminales no convencionales: Rovigo en Italia, Pecém y Guanabara Bay en Brasil y Mina Al Ahmadi en Kuwait. Estas cuatro nuevas terminales no convencionales se

unieron a las que operaban en 2008: Northeast Gateway y Gulf Gateway en Estados Unidos, Bahía Blanca en Argentina, y Teesside de Reino Unido; además, incrementaron la capacidad de regasificación en aproximadamente

23.8 mm3 por año, pero no lo hicieron en la capacidad de almacenamiento.

Otras terminales convencionales de regasificación también iniciaron operaciones durante el año: Fos-Cavaou en Francia, South Hook y Dragon en Reino Unido, Cameron en Estados Unidos, Canaport en Canadá, Quintero en Chile, Yangshan y Mengtougou en China. Con estos incrementos, se totaliza una capacidad instalada de regasificación de

838 miles de millones de metros cúbicos (mmmm3) por año de gas natural y una capacidad de almacenamiento de 35,402 mm3 de GNL con 344 tanques.

Mapa 2

Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2009

Fuente: International Energy Agency.

(27)(4)

(6)

(3)

(3)

(3)

Terminales de regasificación de GNL: 78

Terminales de licuefacción de gas natural: 28

(2)

(2)

(2)

(2)

(2)

(4)

(2)

(2)

(2)


40

La flota de buques para transportar GNL en el mundo estuvo integrada de 336 metaneros al término de 2009. Cabe señalar que ningún buque fue dado de baja o vendido para otro tipo de navegación en el transcurso del año20. Por el

contrario, destaca que en 2009 fueron entregados 40 buques nuevos para transportar GNL, 36 del tipo membrana y 4 del tipo esférico. Con la flota de buques existentes se completaron 3,414 viajes con cargamentos de GNL durante 2009, esto es 106 más comparados con los que se realizaron en 2008.

La industria de transporte de GNL está cambiando, por un lado se está expandiendo y por otro la flota de buques se

está renovando. En general, es una industria madura, de hecho en 2009 se cumplieron 50 años de que el buque methane Poineer realizará el primer viaje experimental para transportar GNL, desde Lake Charles en Estados Unidos a

Canvey Island en el Reino Unido, aunque fue hasta 1964 cuando se realizó el primer viaje comercial. En cuanto a la antigüedad de la flota actual se tiene que 169 de los buques totales tienen una edad máxima de 5 años; 59 entre 5 y 10 años; 29 barcos entre 10 y 15 años; 16 entre 15 y 20 años; 5 entre 20 y 25 años; 18 entre 25 y 30 años; y 40

buques tienen una antigüedad mayor a 30 años.

Respecto a los países exportadores, Qatar encabeza el mercado siendo el mayor productor de GNL, durante 2009 exportó 4,784 mmpcd, esta producción fue 24.9% mayor a la de 2008, lo cual significó un importante aumento como resultado de las expansiones que hubo en dos de sus terminales de licuefacción. Malasia continuó como el

segundo mayor productor al colocar 2,857 mmpcd, volumen muy similar al registrado en 2008; en tanto Indonesia continuó como el tercer productor con 2,516 mmpcd, esto fue 2.9% menos que lo exportado en 2008.

Otro exportador que experimentó un incremento importante fue Australia, colocando 2,345 mmpcd en 2009, esto significó 20.1% más que en 2008, con ello desplazó a Argelia del cuarto lugar, además de que este ultimo exportó

4.2% menos durante el último año. Algo similar pasó con Trinidad y Tobago, dado que creció 14.0% en su exportación, colocando 1,910 mmpcd de GNL, y con ello desplazó del sexto lugar a Nigeria que experimentó una

caída en las exportaciones de 22% entre 2008 y 2009. Vale la pena mencionar que, Trinidad y Tobago exportó por lo menos un cargamento a todos los países importadores con excepción de Italia durante 2009. Por el contrario, Nigeria tuvo problemas con el suministro de gas en el Delta de Níger, con lo que mermó la producción de las plantas

de licuefacción. Otros países que tuvieron ligeros decrementos en sus exportaciones durante el año fueron: Egipto, Brunei, Emiratos Árabes, Guinea Ecuatorial y Estados Unidos.

Rusia comenzó sus exportaciones en 2009, promediando un volumen de 639 mmpcd originados en la terminal de licuefacción Sakhalin II. Esta terminal cuenta con una capacidad nominal de licuefacción de 21.1 mmm3 por año a

partir de dos trenes de licuefacción, además de dos tanques para almacenar un volumen de 200 mm3. El primer cargamento fue entregado el 29 de marzo en Japón, y distribuido en las compañías Tokio Gas y Tokio Electric.

Otro nuevo exportador a partir de 2009 es Yemen, la planta de licuefacción de Balhaf comenzó la producción de

GNL en octubre. Sin embargo, no fue sino hasta noviembre que colocó su primer cargamento en Corea del Sur, y posteriormente envió otros a México y España. Esta terminal sólo cuenta con un tren de licuefacción con una capacidad nominal de 7.4 mmm3 y dos tanques para almacenar 140 mm3.

20 LNG Industry 2009, Op. Cit., p. 6.


41

Cuadro 4 Exportaciones de GNL, 1999-2009



Dado que anteriormente se mencionó la existencia de 17 países exportadores, cabe aclarar que durante 2009 cuatro

cargamentos fueron reasignados exitosamente en la terminal de regasificación de GNL en Zeebrugge, Bélgica como se muestra en el cuadro 4, estos fueron reexportados a Kuwait, China y España. Uno de ellos todavía se encontraba

en el mar a finales del año. De hecho, originalmente todos esos cargamentos provenían de Qatar, y habían sido importados por Bélgica. La carga en mar fue reexportada a la terminal de Freeport LNG en Estados Unidos en diciembre y entregada a principios de 2010.

En cuanto a los países importadores de GNL, Japón permanece como el mayor consumidor con un volumen de

8,311 mmpcd en 2009, que representa 35.4% del total importado en el mundo. Le siguen Corea del Sur con 3,322 mmpcd y España con 2,613 mmpcd. Estos tres países consumen conjuntamente 60.6% del total mundial, y durante

el año disminuyeron sus importaciones de GNL en 6.5%, 5.8% y 5.7%, respectivamente.

Las importaciones de GNL del mercado de Europa crecieron de 24.4% en 2008 a 28.4% en 2009 en el total

mundial. Esta situación se originó debido a una reducción significativa en los flujos de la cuenca del Atlántico a la del Pacífico durante 2009 respecto al año anterior, ocasionado por la captura de mejores precios para los cargamentos

que en otras condiciones se hubieran dirigido al mercado asiático. De hecho, en 2009 se realizaron 1,080 cargamentos hacia Europa, comparados con los 942 cargamentos registrados el año anterior.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total 12,017 13,215 13,831 14,512 16,336 17,170 18,268 20,423 21,906 21,855 23,488

1. Qatar 787 1,355 1,600 1,799 1,857 2,322 2,622 3,008 3,723 3,829 4,784

2. Malasia 1,988 2,029 2,023 1,985 2,263 2,671 2,759 2,713 2,882 2,837 2,857

3. Indonesia 3,755 3,445 3,077 3,322 3,450 3,231 3,044 2,861 2,684 2,590 2,516

4. Australia 974 975 987 970 1,018 1,174 1,437 1,744 1,958 1,953 2,345

5. Argelia 2,492 2,540 2,471 2,601 2,709 2,485 2,485 2,388 2,387 2,110 2,022

6.Trinidad y Tobago 198 339 353 515 1,152 1,350 1,356 1,572 1,756 1,675 1,910

7. Nigeria 72 541 758 759 1,141 1,215 1,165 1,701 2,047 1,982 1,547

8. Egipto - - - - - - 670 1,448 1,317 1,357 1,240

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

10. Brunei 814 848 871 884 936 917 885 949 905 888 853

11. Emiratos Árabes 684 669 685 663 688 712 691 685 730 728 678

12. Rusia - - - - - - - - - - 639

13. Guinea Ecuatorial - - - - - - - - 137 500 457

14. Noruega - - - - - - - - 14 211 307

15. Estados Unidos 160 159 173 164 159 162 178 166 114 94 84

16. Libia 93 77 74 61 73 61 84 70 74 51 70

17. Yemen - - - - - - - - - - 40

18. Bélgica - - - - - - - - - - 23

19.Taiwán - - 40 - - - - - - - -

20. Japón - - - 15 - - - - - - -

21. Corea del Sur - - - 5 - - - - - - -


42

Cuadro 5 Importaciones de GNL, 1999-2009


1 La cifra para México proviene de la fuente y no coincide con el dato del balance nacional de gas natural 1999-2009.


Además de lo anterior, la pauta más importante del comercio la marcó el aumento de la capacidad de regasificación

con las terminales de Dragon y South Hook en el Reino Unido, mostrando un impulso a las políticas de seguridad de suministro. A lo anterior, se sumaron los incrementos de países como Bélgica e Italia, este último también incrementó su capacidad de importación de GNL con la terminal flotante de Rovigo. Cabe mencionar que, Francia es el segundo

importador de GNL más importante de la región después de España, y pese al inicio de operaciones de la terminal de Fos-Cavaou, no incrementó en forma considerable sus importaciones.

En América, las importaciones de GNL tuvieron un incremento de 35.5% en 2009 respecto al año anterior. En

Norteamérica, el volumen llegó a 1,676 mmpcd en el año, considerando que Estados Unidos retomó sus importaciones de GNL pese a mantener una producción elevada, y que en Canadá comenzó a operar la terminal de Canaport en junio. En el caso de Centro y Sudamérica, las importaciones pasaron de 163 mmpcd a 316 mmpcd

entre 2008 y 2009. Este último incremento se debió a las nuevas importaciones de las terminales de Pecem y Guanabara Bay en Brasil y Quintero en Chile. Lo anterior incentivó un mayor número de cargamentos de GNL en

América, incrementándose de 203 a 261 entre 2008 y 2009.

El mercado asiático concentró 62.7% del GNL comercializado en el mundo, y a 2009 registró un volumen de

14,732 mmpcd distribuido en cinco países (Japón, Corea del Sur, Taiwán, India y China), lo que significó una caída de 2.1% respecto al año anterior. En este último año, la actividad fue diferente en cada país, por un lado Japón,

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total 12,017 13,215 13,831 14,512 16,336 17,170 18,268 20,423 21,906 21,855 23,488

1. Japón 6,703 6,992 7,166 7,038 7,718 7,425 7,384 7,920 8,594 8,889 8,311

2. Corea del Sur 1,695 1,899 2,112 2,328 2,538 2,884 2,946 3,303 3,327 3,526 3,322

3. España 693 817 952 1,186 1,455 1,690 2,114 2,363 2,339 2,772 2,613

4. Francia 993 1,084 1,011 1,117 955 736 1,241 1,343 1,255 1,215 1,265

5. Estados Unidos 442 602 638 627 1,388 1,782 1,729 1,602 2,111 959 1,238

6. India - - - - - 254 584 773 966 1,041 1,221

7. Taiwán 518 569 610 677 724 881 930 987 1,057 1,165 1,140

8. Reino Unido - - - - - - 50 344 141 100 991

9. China - - - - - - - 97 374 428 738

10. Bélgica 391 405 232 319 305 275 288 414 307 240 632

11. Turquía 308 357 467 518 483 412 472 553 581 512 552

12. México - - - - - - - 91 210 348 344

13. Italia 275 461 508 551 534 569 242 300 235 151 281

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

15. Canadá - - - - - - - - - - 95

16. Argentina - - - - - - - - - 40 93

17. Kuwait - - - - - - - - - - 86

18. Puerto Rico - - 61 61 72 66 65 70 72 78 73

19. Grecia - 29 48 48 53 53 45 47 78 91 72

20. Chile - - - - - - - - - - 63

21. Rep. Dominicana - - - - 29 17 24 24 35 45 54

22. Brasil - - - - - - - - - - 33


43

Corea del Sur y Taiwán disminuyeron sus cargamentos de importación, en tanto India y China se consolidaron como importadores.

1.6 Almacenamiento de gas natural, 2009

El almacenamiento subterráneo de gas juega varios roles, mantener certeza en el suministro durante periodos de demanda alta (incluyendo los días pico tanto en el invierno como en el verano), apoyar a equilibrar la carga de los gasoductos, y proporcionar flexibilidad a los propietarios del gas en los depósitos (distribuidores, comercializadores,

entre otros) sincronizando en forma efectiva sus actividades de compra y venta respecto a las necesidades del mercado, minimizando los costos de sus actividades. La funcionalidad del almacenamiento obedece a que el

consumo de gas natural sigue un patrón estacional con un marcado incremento en la demanda durante la temporada de invierno por ser un combustible usado para calefacción.

En general, el almacenamiento del gas es una parte esencial de su cadena de valor, ayuda a satisfacer las grandes variaciones estacionales y proporciona seguridad de suministro contra interrupciones imprevistas. Sin embargo, el

almacenamiento de gas es costoso, normalmente de cinco a diez veces más que el del petróleo en la misma base energética, además enfrenta más restricciones regulatorias y sus costos de mercado son más inciertos.

Hoy en día, las tendencias para satisfacer la seguridad de suministro se centran en desarrollar más proyectos de producción, gasoductos y terminales de GNL, mientras que las inversiones en instalaciones de almacenaje, que

también son cruciales, apenas comienzan a desarrollarse a un ritmo más lento en algunos países. Cabe señalar que, los almacenamientos de gas natural son normalmente subterráneos en formaciones geológicas naturales con

características similares a las de los yacimientos. También se puede almacenar en estado líquido como GNL, lo que permite ocupar menos espacio, pero tiene un costo elevado.

Algunas barreras al crecimiento de la capacidad de almacenamiento de gas tienen su origen en aspectos regulatorios, de demanda y costos de las instalaciones. Por ejemplo, desarrollar nuevos proyectos de almacenamiento en particular

en yacimientos agotados y acuíferos, puede requerir un largo tiempo de construcción, entre tres y 10 años, sin tomar en cuenta las autorizaciones necesarias. Al respecto, cada país tiene procesos específicos y diferentes para desarrollar

nuevas instalaciones de almacenaje que en ocasiones, sólo requieren la aprobación de la autoridad nacional competente, pero en otros casos también de autoridades locales y de otro tipo.

Al 31 de diciembre de 2009, en términos de gas disponible existía una capacidad de almacenamiento de gas natural de 8,174.1 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) en el mundo. Actualmente, la producción máxima en los

depósitos o entrega disponible en los almacenamientos es de 96,332.4 mmpcd, lo que equivale a 33.9% del consumo mundial diario. Hoy en día existe también una capacidad de 6,330.2 mmmpc para almacenamiento en yacimientos agotados de gas natural o petróleo, 967.8 mmmpc más en acuíferos, 586.5 mmmpc en domos salinos y

289.3 mmmpc en otro tipo de instalación.

En 2009, las variaciones en los parámetros de capacidad de almacenamiento y producción máxima respecto al año anterior fueron: en el caso de la cantidad de gas disponible en almacenamientos se incrementó 3.5%, mientras que

los retiros máximos del año disminuyeron 0.5%. En el caso del aumento del gas disponible se debió a que algunas instalaciones ya existentes incrementaron sus posibilidades de almacenaje, principalmente lugares en yacimientos


44

agotados y acuíferos, en países como Austria, Bélgica, Francia, Italia, Serbia, la República Eslovaca y Turquía. En cuanto a los retiros máximos durante el año, fueron menores ante la baja generalizada del consumo mundial

provocada por la recesión.

Cuadro 6 Capacidad mundial de almacenamiento de gas natural a 2009

(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.

Fuente: Natural Gas Information 2010, International Energy Agency.

1.7 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica, 2009

La región de Norteamérica es uno de los mercados de gas natural más importantes del mundo, el consumo de los tres países que la integran representó más de la cuarta parte (27.6%) del total mundial en 2009, y produce la tercera

parte (33.5%). En términos netos, Norteamérica es una región autosuficiente en gas natural, y sus precios en el último año se han convertido en los más bajos en el mundo. Estados Unidos, es el productor y consumidor más importante de la región, y su posición geográfica le permite importar y exportar gas natural al norte con Canadá y al

Sur con México, además de que los tres países han desarrollado terminales de licuefacción para importar GNL, como estrategia de diversificación de suministro a sus mercados internos.

Estados Unidos 4,276.6 25,084 3,655.2 385.8 235.5 -

Canadá 746.7 12,088 480.0 - 4.0 262.7

Alemania 701.6 16,426 376.0 49.9 263.1 12.5

Italia 504.8 9,577 504.8 - - -

Francia 437.7 8,772 - 401.8 35.9 -

Hungria 221.8 2,871 221.8 - - -

Holanda 179.3 6,251 176.6 - - 2.8

Austria 163.8 1,934 163.8 - - -

Reino Unido 152.2 3,991 132.8 - 13.1 6.4

Rumania 114.0 989 114.0 - - -

Eslovaquia 98.4 1,236 98.4 - - -

España 96.3 512 96.3 - - -

Republica Checa 88.3 1,723 79.8 6.3 - 2.3

Letonia 81.2 n.a. - 81.2 - -

Turquía 74.2 600 74.2 - - -

Polonia 57.6 1,236 44.5 - 13.1 -

Australia 46.2 713 45.6 - - 0.6

Dinamarca 35.3 554 - 19.8 15.6 -

Bélgica 25.0 848 - 23.0 - 2.1

Bulgaria 22.8 148 22.8 - - -

Croacia 19.7 205 19.7 - - -

Serbia 16.8 177 16.8 - - -

Irlanda 7.0 99 7.0 - - -

Portugal 6.4 254 - - 6.4 -

Suecia 0.3 34 - - - 0.0

Total 8,174.1 96,322.4 6,330.2 967.8 586.5 289.3

País Gas disponible

Producción

máxima

( mmpcd )

Gas disponible por tipo de almacenamiento

Yacimientos

agotados1

AcuíferosDomos

SalinosOtros

2


45

Sin duda, lo más relevante en 2009 fue que Estados Unidos mantuvo en niveles elevados la producción como resultado de técnicas de perforación más eficientes y económicas aplicadas a las formaciones del gas de lutita (shale

gas). Además, el huracán Ida se presentó en noviembre, hacia el final de la temporada de Huracanes, con lo que la producción cerrada fue poco significativa durante el año. Así, las exportaciones a Estados Unidos provenientes de Canadá cayeron bruscamente 8.5% en 2009.

Gráfica 11

Comercio exterior de gas natural de Canadá, 1989-2009 (millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Energy Information Administration.

La reducción en la producción de Canadá, particularmente en la cuenca sedimentaria del oeste (de sus siglas en ingles WCSB-Western Canada Sedimentary Basin) también contribuyó al descenso en las entregas hacia Estados Unidos. La producción convencional de gas en Canadá ha ido disminuyendo desde 2005, en tanto la actividad y

producción en áreas poco convencionales como en formaciones de esquistos, ha ido creciendo aunque más lentamente que en Estados Unidos.

Este comportamiento orilló a que Canadá incrementara significativamente sus importaciones por gasoductos desde Estados Unidos en 25.8%, pasando de 1,526 mmpcd a 1,919 mmpcd entre 2008 y 2009. Cabe señalar que en

Canadá, últimamente el gas es utilizado en la industria petrolera no convencional, en el proceso de extracción de arenas bituminosas, y en procesos de cogeneración para producir electricidad y vapor. Las exportaciones de Estados

Unidos a Canadá ocurrieron principalmente a través del gasoducto Vector desde el área de Chicago hacia Ontario, donde los traspasos se incrementaron 19%. Así, las importaciones de Canadá representaron 65% del volumen que Estados Unidos exporta fuera de su territorio.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009

Exportaciones a EU

Importaciones de EU


46

Mapa 3 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2009



En el caso del intercambio entre Estados Unidos y México, las exportaciones netas del primero disminuyeron en 2009, como consecuencia de una mayor producción de Pemex en los últimos dos años, así como una mayor capacidad instalada de importación de GNL, ya que se encuentran operando la terminal de Altamira desde 2006 y la

de Ensenada desde 2008. Esto contribuyó a que las exportaciones por gasoductos a México se mantuvieran por debajo de la cifra histórica más alta ocurrida en 2004.

Durante 2009 entraron en operación dos terminales más de regasificación en Norteamérica, Cameron en Estados Unidos y Canaport en Canadá, con ello la región cuenta con 11 terminales instaladas en los tres países y que en

2009 importaron un volumen de 1,676 mmpcd de GNL. Por otro lado, las exportaciones de GNL de Estados Unidos a Japón disminuyeron por cuarto año consecutivo con un volumen de 84 mmpcd en 2009, esto se debió a los

descensos en la producción de gas en la región de Kenai. Cabe señalar que, el permiso de exportación para la terminal de licuación de Nikiski en Kenai, Alaska expira en marzo de 2011, aunque los propietarios de la terminal han manifestado la intención de extender la licencia por dos años más21.

21 Natural Gas year in review 2009, Op. Cit. 13.

84

1,921

8,924

930

1,238

Terminales de regasificación

Terminales de licuefacción

76

344

GNL

Por gasoductos


47

1.8 Precio internacional del gas natural, 2009

Después de que a mediados de 2008 los precios del gas natural alcanzaran niveles cercanos a los 13 y 14 dólares por

millón de BTU (US$/MBTU) en los mercados internacionales comenzó la caída de los índices, y continuó extendiéndose hasta 2009. Los proyectos de desarrollo de oferta de gas y las condiciones económicas que

prevalecieron desde 2008, han ocasionado nuevas tendencias del precio de gas, donde la principal consecuencia observada es una desconexión marcada entre los precios spot y los precios indexados al crudo, lo que puede ser atribuido al papel creciente de la producción poco convencional de gas en Estados Unidos y al superávit en el

suministro del GNL, que causó un desplome en precios dictados por los fundamentales del mercado.

De esta manera, los precios promedio de los diferentes mercados presentaron caídas de manera generalizada durante 2009, siendo el más significativo, el índice Heren NBP en el Reino Unido, con un decremento de 5.94 dólares

respecto a 2008. Sin duda, la mayor disponibilidad de GNL en el Reino Unido contribuyó a dicha caída en el índice.

Cuadro 7 Precios internacionales del gas natural¹, 1999-2009

(dólares por millón de BTU)

¹ Precios promedio.

² csf: Costo + seguro + flete.

Fuente: BP Statistical review of world energy, 2010.

En Estados Unidos y Canadá, los precios cayeron a su nivel más bajo en siete años durante 2009, el precio Henry Hub promedió 3.89 US$/MBTU y el precio en Alberta fue 3.38 US$/MBTU. Estos precio fueron 4.96 y 4.61

dólares menos que en 2008, respectivamente. En el caso del índice Henry Hub, los factores que contribuyeron a la declinación fueron la recesión económica en Estados Unidos, la reducción de la demanda para la calefacción, así

como altos niveles de producción y de almacenamientos de gas natural durante el año.

La desconexión de los precios spot de gas, como el Henry Hub y aquellos indexados al petróleo en contratos de largo

plazo de Europa y Asia, fue marcado entre agosto de 2008 y noviembre de 2009, ya que los precios spot se quedaron aproximadamente 50% más bajos en el promedio que los precios de gas indexados al petróleo. El

diferencial fue considerable y persistió hasta el invierno, aun cuando hubo abundancia y flexibilidad del suministro de GNL hacia los mercados de Europa y Asia, así como la tímida recuperación de las economías al final del año.

Año GNL Gas natural

Japón csf²Unión Europea

csf²

Reino Unido

(Heren NBP index)

EU

(Henry Hub)

Canadá

(Alberta)

1999 3.14 1.88 1.58 2.27 2.00

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


48

Los indicadores del gas vinculados al petróleo presentaron cotizaciones de 8.52 US$/MBTU para el promedio de la Unión Europea y 9.06 US$/MBTU para el GNL de Japón. En la gráfica 12 se observan las cotizaciones de los

precios de importación del gas natural de Europa, Japón y Estados Unidos, en ella se observa desconexión de los precios en el periodo mencionado. 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 asignado promedio 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 de Henry Hub y a pequeños diferenciales de transporte.

Gráfica 12

Precios de importación de gas natural, 2006-2009 (dólares por millón de BTU)

Fuente: Eurostat, European Union; Natural Gas Monthly, DOE; Japan Trade statistics and

Korean Energy Review Monthly.

Sin duda, esta nueva situación no es sostenible en el tiempo, y proporciona elementos adicionales para cuestionar la continuidad de los mecanismos de indexación de gas a petróleo en contratos "toma o paga (take or pay)", así como

el posible establecimiento y participación activa en los mercados de un cartel como la OPEP, que en el mediano o largo plazo regule el suministro de gas natural y GNL, enfocándose a exportar hacia países donde se puedan mantener los precios en un nivel elevado. Es posible que este debate llegue a ser más intenso en la medida en que se

mantenga la hipótesis de aumentos probables en el futuro para el precio del crudo. Sin embargo, otros factores como la presión de los países por producir, la falta de liquidez y profundidad en los Hubs de gas en Europa, el papel limitado

para negociar de Asia y las ventajas asociadas con la indexación actual de gas al precio del crudo, inhiben la posibilidad inmediata de un precio de mercado de referencia para contratos a largo plazo en Europa y Asia.22

22 Short-term trends in the gas industry, Op. Cit. 8, p. 5.

0.00

2.00

4.00

6.00

8.00

10.00

12.00

14.00

Europa Japón Estados Unidos


49

Al respecto, es importante señalar que en mayo de 2001 se llevó a cabo la primera reunión ministerial del Foro de Países Exportadores de Gas23 (GECF de las siglas en inglés Gas Exporting Countries Forum), integrando una reunión

con los principales productores de gas natural en el mundo con el fin de promover y representar sus intereses comunes. A la fecha el GECF ha realizado 10 reuniones ministeriales, donde han podido intercambiar información y puntos de vista en el desarrollo mundial de proyectos de gas; el balance oferta y demanda de gas; tecnologías de

exploración, producción y transporte, así como las implicaciones de sus costos; estrategias para mejorar la participación del gas natural en la canasta de fuentes de energía; así como los convenios internacionales como el

protocolo de Kioto para medir el impacto del consumo de gas en el mundo. El GECF busca promover el diálogo entre productores y consumidores en el mundo, por lo que podría convertirse en la OPEP del gas natural en el futuro.24

1.9 Mercado prospectivo de gas natural, 2007-2035

Este apartado toma como referencia las estimaciones del International Energy Outlook 2010 del Departamento de

Energía (DOE) de los Estados Unidos. Se estima que la energía comercializada en el mundo se incrementará 52.9% de 2007 a 2035, donde el total de energía consumida pasará de 495.2 PetaBTU25 a 738.7 Peta BTU. De este total de energía, se calcula que los países que no pertenecen a la OCDE, y que consumieron 249.5 PetaBTU en 2007,

incrementarán su consumo en 83.6% hacia 2035, mientras el conjunto de países de la OCDE lo harán en 14.2% en el mismo periodo, llegando a 280.7 PetaBTU. Pese a que los últimos datos considerados son de 2007, la proyección

considera la recesión económica que comenzó en 2008 y que continuó en 2009, teniendo un impacto en la demanda mundial de energía fundamentalmente en el corto plazo, por ello el DOE considera una contracción de 2.2% entre dichos años.

Se prevé que los combustibles líquidos seguirán dominando en el abastecimiento de energía hacia 2035, siendo los

únicos que en todo el periodo de estimación cubrirán más de 30% del consumo, aunque en el total, sí se observa la diversificación de fuentes, ya que los combustibles líquidos disminuyen de 35.3% a 30.3% entre 2007 y 2035. Los precios del crudo tienen una inferencia directa en las expectativas de la demanda, y en esta proyección mantienen la

expectativa de que la recuperación económica incentivará una mayor demanda de crudo, por lo que se asume el alza en los precios. Así, las estimaciones esperadas en el documento consideran un precio del crudo de 79 US$/bbl en

2010, 108 US$/bbl para 2020 y 133 US$/bbl para 2035. Al ser el petróleo la fuente de energía más importante tiene incidencia en las otras fuentes.

23 En el último foro realizado en abril de 2010, participaron 11 miembros: Argelia, Bolivia, Egipto, Guinea Ecuatorial, Irán, Libia, Nigeria,

Qatar, Rusia, Trinidad y Tobago, y Venezuela, además de Noruega, Holanda y Kazajistán que participaron como observadores. 24 Fuente: www.gecforum.com.qa 25

El prefijo Peta equivale a 1015.


50

Gráfica 13 Demanda mundial de energía por fuente, 2000-2030

(PetaBTU)

Fuente: International Energy Outlook 2010, EIA/DOE.

En ausencia de acuerdos internacionales que limiten o reduzcan las emisiones de gases de efecto invernadero, el consumo de carbón se incrementará de 132.5 PetaBTU a 206.3 PetaBTU entre 2007 y 2035, consolidándose

como la segunda energía más utilizada en el mundo con una participación de 27.9% en el último año de estimación. Gran parte de ese incremento sucederá en países no pertenecientes a la OCDE en Asia. De hecho, muchos de esos

países incrementarán su demanda de carbón para usos del sector eléctrico e industrial, por ejemplo la capacidad instalada de generación eléctrica a base de carbón en China, casi se duplicará entre 2007 y 2035, mientras que el uso en el sector industrial crecerá 55%. Dado que China prevé el desarrollo del uso del carbón en el sector eléctrico e

industrial, se requerirán inversiones en infraestructura de esos sectores, además de otras áreas que complementen el desarrollo de la minería y transporte del carbón hacia esos años.

El aumento rápido en los precios mundiales de los energéticos entre 2003 y 2008, aunado a las preocupaciones de emisiones de gases de efecto invernadero y sus consecuencias ambientales, ha creado el interés por incrementar el

uso de otras alternativas diferentes de los hidrocarburos, especialmente mediante un mayor uso de la energía nuclear y el aprovechamiento de los recursos renovables. Por lo anterior, las expectativas del DOE muestran que en el largo

plazo se incrementa tanto el uso de la energía nuclear como el de las energías renovables, a un ritmo promedio anual de 2.0% y 2.6%, respectivamente, en el periodo 2007-2035, bajo el supuesto de que los gobiernos apoyarán este tipo de energías con estímulos y que los precios de los hidrocarburos se incrementan en el largo plazo.

En este sentido, el DOE estima que de 2007 a 2035 el uso de energía renovables para la generación de electricidad

crecerá a una tasa anual de 3.0% por año, con lo que su participación en la generación se incrementará de 18% en 2007 a 23% en 2035. Por otro lado, el uso del carbón también presentará un incremento activo en la generación de electricidad a razón de 2.3% anual, siendo la segunda tasa de crecimiento más significativa. Sin embargo, la

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2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

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

Histórico Prospectivo tmca 2007-2035 = 0.9%

tmca 2007-2035 = 1.6%tmca 2007-2035 = 1.3%

tmca 2007-2035 = 2.6%

tmca 2007-2035 = 2.0%


51

expectativa puede ser alterada a la baja en el futuro de acuerdo a cómo evolucionen las políticas de mitigación de emisiones de los gases de efecto invernadero.

En la generación de electricidad, la mayoría de los incrementos en el uso de energías renovables provendrá de

hidroenergía y energía eólica, dado que esas dos fuentes son las más económicamente competitivas respecto a otras que usan combustibles fósiles en la proyección del periodo. Sin embargo, la energía solar normalmente no es económicamente viable, pero puede llegar a serlo en países donde los costos de generación de electricidad son altos,

y a su vez reciba incentivos fiscales para su instalación o bonos de carbono.

1.9.1 Demanda mundial de gas natural, 2007-2035

El consumo mundial de gas natural en el escenario base del DOE se incrementará a una tasa anual de 1.3%, con lo que pasa de 297.2 miles de millones de pies cúbicos diarios (mmmpcd) en 2007 a 428.2 mmmpcd en 2035. La

recesión económica que comenzó en 2008 afectó los mercados energéticos en el mundo, por lo que la demanda de gas natural comenzó a perder dinamismo en 2009, presentando una caída de 1.1% entre estos dos años, y que el

DOE incluyó en sus estimaciones.

El impacto de la recesión en el uso de gas natural fue evidente en el sector industrial, donde la demanda del gas

natural disminuyó 6% entre 2008 y 2009. Cabe recordar que este sector es el mayor consumidor del hidrocarburo en el mundo. Los países han comenzado a recuperarse de la recesión económica, por lo que se espera que la

demanda global de gas natural se incremente paulatinamente. La ventaja de este mercado, es que el gas natural puede ser suministrado a partir de fuentes de distintos orígenes, lo que ha ayudado a mantener los mercados regionales con abasto suficiente y con precios relativamente bajos. En el escenario base del DOE, el consumo de gas

natural se expandirá a un promedio de 1.8% por año de 2007 a 2020. Posteriormente, el crecimiento en el consumo de gas natural, de 2020 a 2035 se desacelerará a un promedio del 0.9% por año, esto último como

consecuencia de que los precios se incrementan en el horizonte de tiempo.

En el periodo de proyección, el gas natural permanece como la fuente de energía más importante para los sectores industrial y eléctrico. El consumo del sector industrial durante 2007 se estimó aproximadamente en 40% de la demanda mundial de gas natural, y se prevé que esa proporción se mantenga hasta 2035; dado que el gas produce

menor cantidad de dióxido de carbono (CO2) en la combustión respecto al carbón y los derivados del petróleo, algunos gobiernos están implementando políticas nacionales y/o regionales para reducir las emisiones de gases de

efecto invernadero en sus sectores de consumo de energía intensivos, lo que podría incrementar el uso del gas natural desplazando a otros combustibles fósiles.

En el sector eléctrico, el gas natural es a menudo una elección atractiva para nuevas plantas de generación a causa de su eficiencia térmica relativa al combustible, bajas emisiones, tiempos cortos de construcción, y costos bajos de

capital. La generación de electricidad como uso final, en el escenario base, se estima sea cada vez más importante en el consumo mundial de gas natural, alcanzando una participación de 36% del total en 2035, por encima del 33% registrado en 2007.


52

En la estructura geopolítica del consumo de gas hacia 2035, se observa que la tasa de crecimiento de los países no pertenecientes a la OCDE será tres veces más rápida que en los países de la OCDE. Mientras el consumo de los

primeros crece 1.9% por año entre 2007 y 2035, los países de la OCDE lo harán a 0.6% en el mismo periodo. Por lo que se espera que los países de no-OCDE justifiquen 78% del incremento del consumo mundial de gas natural durante el período de proyección, este hecho significará que la participación de estos países en el consumo total se

incrementará de 50% en 2007 a 59% durante 2035.

Lo anterior significa que estos países desarrollarán una mayor infraestructura para el uso del combustible. De hecho, considerando todas las regiones del mundo, el crecimiento más rápido en el consumo de gas natural se estima provendrá de los países Asiáticos no-OCDE, el aumento en sus consumos representará 35% del incremento total en

el uso de gas natural en el escenario base, casi duplicando su participación en el consumo mundial de gas natural pasando de 10% en 2007 al 18% en 2035. En esta región, India y China encabezarán los incrementos de consumo

en el escenario, aun cuando hoy en día el consumo de gas natural sea poco significativo en la canasta de energéticos de ambos, ya que la participación es cercana a 7% y 3%, respectivamente, y se espera que esas proporciones aumenten a 12% en la India y 6% en China en el 2035.

Gráfica 14 Demanda mundial de gas natural, 2007-2035

(miles de millones de pies cúbicos diarios)


1.9.2 Oferta mundial de gas natural, 2007-2035

De acuerdo con las estimaciones de demanda, se necesitará incrementar la oferta en 133.7 mmmpcd entre 2007 y 2035, la mayor parte de esos incrementos se espera provengan de países que no pertenecen a la OCDE, estimándose

que aporten 89.3%. En este sentido, el escenario de referencia del DOE estima que la producción de los países no OCDE crecerá a una tasa anual de 1.8% hacia 2035, mientras que la oferta de los países de la OCDE sólo crecerá

0.5% anual en el mismo periodo.

En cuanto a la producción de los países no OCDE, los incrementos más significativos provendrán de la región de

Oriente Medio (un aumento de 43.3 mmmpcd entre 2007 y 2035), África (19.7 mmmpcd), Rusia y los otros

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2007 2015 2020 2025 2030 2035

No-OCDE

OCDE


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países de Europa-Euroasia (17.5 mmmpcd). En el periodo estimado, Irán y Qatar incrementarán en conjunto su producción 32.9 mmmpcd entre 2007 y 2035, lo que representará una cuarta parte del total mundial. Esta porción

incremental significativa se espera provenga de un solo campo costa afuera, conocido como North Field en el lado de Qatar y South Pars en el lado iraní.

Cuadro 8

Producción mundial de gas natural por región, 2007-2035 (miles de millones de pies cúbicos diarios)

*Tasa media de crecimiento anual 2007-2035


Cabe señalar que, aun y cuando el aprovechamiento de las fuentes no convencionales de gas natural no ha sido valorado, el escenario base del DOE estima un aumento considerable que provendrá de esos suministros, tales como el gas en depósitos de baja permeabilidad (tight gas), el gas de esquisto (shale gas) y el gas grisú (coalbed

methane), especialmente en países como Estados Unidos, Canadá y China.

En Estados Unidos, una de las claves más importantes para esperar un incremento en la producción de las fuentes no convencionales ha sido el avance tecnológico en la perforación horizontal y el fracturamiento hidraúlico, con lo que

se está haciendo posible el desarrollo de los vastos recursos del gas de esquisto que posee el país, por ello se prevé que hacia 2035 el gas de esquisto aporte una porción de 26% de su producción. En el caso de Canadá y China las aportaciones del gas en depósitos de baja permeabilidad, el gas de esquisto y el gas grisú se convertirán en una fuerte

más importante que en Estados Unidos, ya que su aportación significará 63% y 56% de sus producciones en 2035, respectivamente.

1.10 Impacto ambiental del gas natural en el mundo, 2007-2035

En los próximos años, cualquier acción por disminuir las emisiones de los gases de efecto invernadero podría afectar

el uso de energía primaria alrededor del mundo y alterar el nivel y la composición de emisiones de bióxido de carbono

Región/País 2007 2008 2015 2020 2025 2030 2035 tmca*

OCDE

Norteamérica 75.1 77.0 73.7 75.7 80.3 84.9 88.2 0.6

Europa 27.9 29.2 26.3 24.6 23.6 22.7 21.9 -0.9

Asia 5.2 5.5 10.1 10.7 11.0 11.5 12.6 3.2

Total OCDE 108.2 111.5 110.1 110.7 114.8 119.2 122.7 0.5

No OCDE

Europa y Euroasia 83.3 85.2 87.9 92.3 95.6 98.4 100.8 0.7

Rusia 63.3 63.9 63.0 66.4 69.3 72.6 74.8 0.6

Otros 20.0 21.3 25.2 26.0 26.3 26.0 26.3 1.0

Asia 32.9 34.4 43.3 46.7 50.4 54.2 57.3 2.0

China 6.6 7.4 7.9 8.2 9.3 12.3 15.3 3.1

India 3.0 3.0 7.4 8.2 8.8 9.0 9.0 4.0

Otros 23.3 24.0 27.9 30.3 32.3 32.9 32.9 1.2

Oriente Medio 34.5 36.9 57.3 67.2 72.9 76.2 77.8 2.9

África 18.6 19.7 31.0 34.7 37.8 38.6 38.4 2.6

Centro y Sudamérica 14.2 14.5 18.1 23.8 25.8 27.4 28.8 2.5

Total no OCDE 183.6 190.4 237.8 265.0 282.2 295.1 303.0 1.8

Total mundial 292.1 301.9 347.7 375.7 396.7 414.0 425.8 1.4


54

(CO2) según la fuente de energía. El CO2 es uno de los gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera que causan mayor preocupación en el mundo.

Las emisiones de CO2 son resultado principalmente de la utilización de un combustible fósil para obtener energía, lo que ha generado un gran debate respecto al cambio climático. De acuerdo con el DOE, las emisiones de bióxido de

carbono del mundo se incrementarán 42.3% entre 2007 y 2035, alcanzando un valor estimado de 42.4 miles de millones de toneladas (mmmta) en el último año. La contribución a las emisiones a partir de combustibles fósiles ha

cambiado en los últimos años, las asociadas a los combustibles líquidos en 1990 representaban 42.4% del total, en 2007 se estima en 38% y para 2035 representarán 33.9%. En el caso del gas natural, las emisiones de CO2 representaban 18.6% en 1990, para 2007 se elevaron a 20%, estimándose que en 2035 la participación apenas

crecerá 20.3%. Por el contrario, si bien el carbón no es el combustible fósil más demandado, en 1990 representaba 39% de las emisiones totales, posteriormente en 2004 éstas superaron a las de los combustibles líquidos, y en 2007

llegaron a representar 42.1%, finalmente el escenario del DOE estima que llegarán a significar 45.8% de las emisiones totales de CO2, lo que significa que aquellas emisiones que provengan del uso del gas natural serán más benévolas al medio ambiente respecto a los otros combustibles.

Gráfica 15 Emisiones mundiales de bióxido de carbono

por tipo de combustible, 2000-2035 (miles de millones de toneladas por año)


Durante 2010, el BP Statistical Review of World Energy estimó las emisiones de CO2 con base en los consumos de

petróleo, gas natural y carbón para cada país. Esta fuente indica que en 2009 se emitieron 31.1 mmmta de CO2 en todo el mundo, sin embargo sólo 15 países representan 74.4% de ese valor, entre los cuales México ocupa la

posición 13 y se estima que generó 437 millones de toneladas de CO2 ese año.

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2000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035

Líquidos Gas natural Carbón

Histórico Prospectivo

tmca 2007-2035 = 1.3%

tmca 2007-2035 = 0.9%

tmca 2007-2035 = 1.6%


55

Cuadro 9 Emisiones mundiales de bióxido de carbono por país en 2009

(millones de toneladas por año)


Posición País Emisiones de CO2

1 China 7,518

2 Estados Unidos 5,942

3 India 1,539

4 Federación Rusa 1,535

5 Japón 1,222

6 Alemania 796

7 Corea del Sur 663

8 Canadá 603

9 Irán 540

10 Arabia Saudita 538

11 Reino Unido 529

12 Sudáfrica 469

13 México 437

14 Italia 435

15 Brasil 409

Resto del mundo 7,955

31,130Total


56


57

Marco regulatorio de la industria

de gas natural

Este capítulo comprende un breve panorama del marco regulatorio y normativo actual de la

industria de gas natural en México, en particular, las modificaciones realizadas por la Comisión Reguladora de Energía (la CRE) a dicha regulación entre 2009 y 2010.

2.1 Marco regulatorio básico de la industria de gas natural

El marco regulatorio básico de la industria del gas natural se conforma, de manera general, 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 Federal de las Entidades Paraestatales

Ley Federal de Procedimiento Administrativo

Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Ley de Planeación

Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo

Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos

Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales

Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización

Reglamento de Gas Natural

Normas Oficiales Mexicanas

Directivas y Resoluciones expedidas por la CRE

CAPÍTULO DOS


58

2.2 Marco constitucional

Las disposiciones constitucionales relativas a la industria del gas natural en México se encuentran previstas

principalmente en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

Entre los citados artículos, destaca el 27 Constitucional, párrafo cuarto, 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

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 r

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 lo siguiente con relación a 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.

Salvo lo dispuesto en el artículo 3 de la citada 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 en materia de gas natural

De conformidad con el marco jurídico aplicable a la industria del gas natural, la Secretaría de Energía (Sener) cuenta,

principalmente, con las atribuciones siguientes:

Establecer y conducir la política energética del país.

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.

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


59

Integrar el Consejo Nacional de Energía.

Proponer al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción del petróleo y del gas de 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.

Asimismo, en conformidad con su Ley, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) 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 ductos, así como el almacenamiento que se encuentre directamente vinculados a éstos, 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.

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.

Establecer los términos y condiciones a que deberán sujetarse los sistemas de transporte y almacenamiento que formen parte de sistemas integrados y las tarifas de los sistemas que correspondan en las condiciones

generales de los servicios de cada permisionario que se trate.

Otorgar y revocar permisos y autorizaciones que, conforme a las disposiciones legales aplicables, se requieran

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 Ventas de primera mano

La venta de primera mano (VPM), actividad reservada en exclusiva al Estado por conducto de Pemex y sus organismos subsidiarios, se define como la primera enajenación de gas que realiza Pemex a un tercero para su entrega en territorio nacional. La CRE regula los precios y los términos y condiciones de las VPM.

Durante 2009 y 2010, la CRE ha continuado con el proceso de análisis y adecuación de diversos instrumentos de

regulación aplicables a las VPM a efecto de establecer un marco regulador congruente con las condiciones dinámicas del mercado. A continuación se mencionan los temas más relevantes que la CRE ha analizado en materia de regulación de las VPM.


60

Expedición de la Directiva sobre la Determinación de los Precios de Gas Natural Objeto de Ven ta de Primera Mano, DIR GAS 001-2009

En 2009, la CRE concluyó con el proceso de expedición de la nueva Directiva de precios de VPM de gas natural. En enero de 2009, la CRE recibió el dictamen final total aprobatorio de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (Cofemer) a los proyectos de Directiva elaborados durante 2007 y 2008.

El dictamen estableció que la CRE podía proceder a la publicación del proyecto de la nueva Directiva en el Diario

Oficial de la Federación (DOF), en tanto se atendieran algunas observaciones relativas a los parámetros mu (µ) y

delta () que forman parte de la metodología de precios de VPM comprendida en el proyecto. Además de tomar en

cuenta lo anterior, la CRE consideró conveniente introducir cambios respecto de: a) el tipo de cambio que se debe emplear en el ajuste de transporte TPi, con el fin de homologarlo con el utilizado por Pemex para facturar las VPM, y

b) los casos extraordinarios en que la calidad del gas natural incumpla de forma permanente con las especificaciones de la Norma Oficial Mexicana (NOM) que se encuentre vigente.

Estas modificaciones fueron sometidas a consideración de la Cofemer, quien emitió un nuevo dictamen total final aprobatorio en julio de 2009. Con base en lo anterior, la CRE incorporó las últimas modificaciones al proyecto y

publicó en el DOF del 20 de Julio de 2009 la Directiva sobre la Determinación de los Precios de Gas Natural Objeto de Venta de Primera Mano, DIR GAS 001-2009 (la DIR-GAS-001-2009).

Posteriormente, con el fin de detallar y precisar los contenidos de la DIR-GAS-001-2009, la CRE elaborde la Directiva sobre la determinación de precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano, DIR-

GAS-001-

Actualización de los valores de los parámetros µd, µm, d y m

La DIR-GAS-001-2009 incorpora, como parte de la formulación de los precios máximos del gas natural objeto de

VPM, los parámetros µd, µm, d y m, que capturan la relación de largo plazo existente entre las series de tiempo de

los precios de referencia en Henry Hub y el sur de Texas, y establece en las disposiciones 4.2 y 11.3 que los valores de dichos parámetros se actualizarán trimestralmente con base en el procedimiento descrito en la disposición 4.1 del

mismo ordenamiento. Lo anterior, con la finalidad de coadyuvar a que los precios del gas natural objeto de VPM reflejen su costo de oportunidad y condiciones de competitividad en el mercado internacional, tal como lo dictan las

disposiciones reglamentarias en la materia.

Derivado de lo anterior, en lo que va de 2010 se han expedido dos Resoluciones para actualizar los citados parámetros: la RES/019/2010 y la RES/108/2010, RES/211/2010 y RES/325/2010, respectivamente. Los valores establecidos en la última Resolución estarán vigentes hasta el 31 de ENERO DE 2011.

Redefinición del alcance de las ventas de primera mano de gas natural

El Decreto de Reformas a la Ley de la CRE, publicado en noviembre de 2008 por el Ejecutivo Federal en el DOF, amplió las atribuciones en lo relativo a la regulación económica del sector hidrocarburos. Entre otros aspectos, las

Reformas a la Ley de la CRE redefinen el alcance de las VPM establecido en el Reglamento de Gas Natural (el Reglamento). En el Reglamento se define la VPM como la primera enajenación de gas natural de origen nacional que realice Pemex a un tercero para su entrega en territorio nacional. Sin embargo, la Ley de la CRE reformada define las


61

realicen en

nacional o importado.

Como resultado de lo anterior, con fecha 17 de noviembre de 2009 se expidió la Resolución RES/265/2009, por la

que la CRE precisa el alcance de las VPM del gas, del combustóleo y de los petroquímicos básicos. De conformidad con dicha Resolución las VPM de estos productos, que realicen Pemex o cualquiera de las personas morales

controladas por este organismo, comprenden la primera enajenación del gas, del combustóleo y de los petroquímicos básicos a un tercero en territorio nacional, con independencia del origen del producto.

Ajustes al precio del gas natural objeto de VPM derivados del incumplimiento d e las especificaciones establecidas en las Normas Oficiales Mexicanas

La Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural, publicada en el DOF del 29 de marzo de 2004, establece las características y especificaciones que debe cumplir el gas natural que se conduzca en los

sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, a fin de preservar la seguridad de las personas, medio ambiente e instalaciones de los permisionarios y de sus usuarios.

A raíz de que la CRE tuvo conocimiento en abril de 2009 de que, en las VPM realizadas en la Zona Sur del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB) suministraba gas natural que incumplía

de manera consistente con parámetros especificados en la NOM-001-SECRE-2003, en lo que se refiere al Índice de Wobbe26, al poder calorífico y al contenido de nitrógeno, se propusieron adecuaciones a la regulación de las VPM para internalizar esta situación.

En junio de 2009, la CRE expidió la Resolución RES/146/2009, por la cual se declaró una situación de emergencia

severa y se ordenó la expedición y publicación en el DOF de la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-002-SECRE-2009, Calidad del Gas Natural durante el Periodo de Emergencia Severa. Mediante este ordenamiento,

se establecieron nuevas especificaciones para el gas natural suministrado en las zonas afectadas por la emergencia severa. El objeto de la Norma Oficial Mexicana de Emergencia fue preservar la seguridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones de los permisionarios y de los usuarios del gas natural.

Derivado de lo anterior, la CRE sostuvo diversas reuniones con PGPB para analizar las medidas encaminadas a reducir

el contenido de nitrógeno en el gas natural producido en las regiones Marinas y Sureste. Como resultado de dichas reuniones, la CRE expidió y publicó en el DOF del 19 de marzo de 2010, la NOM-001-SECRE-2010

Especificaciones del gas natural (la NOM-2010), que cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-2003 y a la NOM-EM-002-SECRE-2009, y establece nuevos valores de los parámetros de calidad del gas natural para todas las Zonas del SNG.

26 Indice Wobbe: la relación del poder calorífico superior (HS) en base volumétrica, con respecto a la raíz cuadrada de la densidad relativa.


62

En congruencia con las modificaciones al marco normativo del gas natural, la CRE ha formulado el proyecto de Resolución por la que se determina el ajuste en los precios máximos de venta de primera mano de gas natural y las

bonificaciones por calidad, en función de lo dispuesto en la Norma Oficial Mexicana NOM-001- SECRE-2010, especificaciones del gas natural (el Proyecto), el cual fue enviado por la CRE a la Cofemer en mayo de 2010 para el trámite de mejora regulatoria correspondiente.

El proyecto establece que el precio de VPM del gas natural que incumpla con la NOM-2010 se ajustará para reflejar

su menor calidad, mediante el establecimiento de un sistema de ajustes y bonificaciones. Una vez enviada la solicitud a la Cofemer, se inició con un período de consulta pública, en el que se recibieron comentarios de particulares y de

PGPB, los cuales están siendo atendidos, por lo que se prevé que en cuanto se atiendan los comentarios, se estará en posibilidad de expedir dicha Resolución.

Modificaciones a los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural respecto al esquema de penalizaciones

Como resultado de los trabajos realizados para la revisión de la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2003, Calidad del Gas, dentro del Comité Consultivo Nacional de Normalización de Derivados de Petróleo, Gas y

Bioenergéticos, la CRE llevó a cabo consultas con el sector industrial sobre el esquema de penalizaciones comprendido en los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural (TCGVPM) y se concluyó que era necesaria su revisión.

El esquema de penalizaciones de los TCGVPM tiene por objetivo prevenir o desalentar el incumplimiento de los

términos contractuales por cualquiera de las parte firmantes. Se pretende que el porcentaje de penalización previsto en los citados términos sea congruente con el esquema de penalizaciones establecido en las CGS del Servicio de

Transporte en el SNG.

En Abril de 2010, la CRE modificó el esquema de penalizaciones que establecen los TCGVPM mediante la expedición de la Resolución RES/109/2010. El nuevo esquema permite ponderar de mejor manera las penalizaciones aplicables en función de la flexibilidad que ofrece cada modalidad de venta, así como los riesgos

implícitos en el lugar de entrega del gas. Ello resulta en señales de costo más precisas para los adquirentes en su proceso de decisión de adquisición del gas.

2.6 Regulación en la industria de gas natural

Modificaciones al Reglamento de Gas Natural

Durante 2009 la CRE desarrolló un proyecto de adecuaciones al Reglamento a efecto de actualizar dicho instrumento regulatorio con base en las condiciones y características actuales en la industria del gas natural de

México, toda vez que el Reglamento vigente data de 1995. La CRE ha sometido el proyecto de Reglamento a la consideración de Pemex, la Asociación Mexicana del Gas Natural y de los permisionarios, así como de diversas

cámaras y asociaciones industriales, principales interlocutores de la CRE en materia de este energético, a fin de recibir y dar cabida a sus opiniones y propuestas. En paralelo, la CRE inició los trabajos de manifestación de impacto regulatorio del proyecto, a fin de que sea sometido a consulta pública y sea objeto de dictamen por la Cofemer.


63

Enseguida se presentan los objetivos que se persiguen con las propuestas de modificación, así como las principales acciones a implantar para alcanzar dichos objetivos.

1. Promover mayor competencia y participación de nuevos agentes en el mercado de gas natural.

Se establece la desagregación de la adquisición del gas y de la contratación del servicio de transporte en las VPM. La contratación del suministro con servicios agregados se realizará a través de comercializadores, incluido Pemex como

comercializador no regulado, independiente de su carácter de permisionario del SNG.

Se promueve la comercialización precisando que no se trata de una actividad regulada. Asimismo, se fomenta el mercado secundario de capacidad estableciendo que los transportistas deberán facilitar la cesión de derechos de

.

2. Mejorar las condiciones para el desarrollo de infraestructura.

Se establecen las bases para el desarrollo de los sistemas integrados de transporte y almacenamiento bajo la modalidad de tarifas sistémicas (roll-in). El desarrollo de los sistemas integrados se sujetará a la planeación energética

que disponga la Sener periódicamente y se conformarán por sistemas de transporte y almacenamiento que generen externalidades positivas sistémicas en beneficio de todos los usuarios de la red.

Se modifican los periodos de exclusividad a fin de dar mayor certidumbre al desarrollo de las redes de distribución de acuerdo con los planes de negocio de los permisionarios. Asimismo, se establecen reglas de convivencia de dos o más

permisionarios en una misma zona geográfica de distribución. Además, se propone la nueva figura de distribución restringida que permitirá mayores posibilidades para la distribución del energético en localidades pequeñas o a grupos

de usuarios predefinidos.

3. Precisar las condiciones de integración vertical.

El proyecto propone cambios en las condiciones bajo las que se permite la integración vertical de sistemas de transporte, almacenamiento y distribución, a fin de ofrecer mayor flexibilidad a los permisionarios para integrar

cadenas de suministro, en tanto que dicha integración se mantiene controlada, vía la regulación, con objeto de proteger los intereses de los usuarios.

Lo anterior se traduce en que cualquier persona podrá ser titular de diversos permisos para actividades distintas (transporte, almacenamiento y distribución), incluso si los sistemas respectivos se encuentran integrados, siempre y

cuando proponga un esquema efectivo y congruente de acceso abierto a los sistemas, realice temporadas abiertas para asignación de capacidad, presente aviso a la Comisión Federal de Competencia de la intención de integración y mantenga sistemas contables y de facturación separados.

4. Asegurar el acceso abierto a los servicios y la transparencia, y evitar la discriminación indebida.

Para lograr el objetivo anterior se refuerzan las disposiciones que promueven el acceso a los servicios y se establecen obligaciones respecto al acceso abierto a los sistemas y la prestación de los servicios, la ampliación y extensión de

sistemas, así como la interconexión de usuarios.


64

5. Mejorar la calidad de las VPM y los servicios de transporte almacenamiento y distribución, asegurar el suministro y las condiciones de seguridad técnica.

Se fortalecen aspectos de seguridad del suministro y se establecen obligaciones en materia de medición y calidad del gas.

6. Efectuar las adecuaciones necesarias de conformidad con las reformas a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 y a la Ley de la Comisión Reguladora de Energía.

Derivado de los Decretos de Reformas expedidos por el Ejecutivo Federal el 28 de noviembre del 2008 a la LRA27C y la Ley de la CRE, es necesario realizar algunas precisiones, adiciones y redefiniciones al Reglamento para contar con una legislación congruente y armónica en la materia.

Entre los cambios propuestos destaca la precisión de que las VPM y la prestación de los servicios regulados deben

basarse en principios de eficiencia, continuidad, uniformidad, equidad, homogeneidad, regularidad y seguridad. Asimismo, se incorporó al proyecto de Reglamento la redefinición de las VPM para que éstas incluyan también las enajenaciones de Pemex con gas natural importado. Además, se replican en el Reglamento las disposiciones que

establece la LRA27C en materia de sanciones.

Modificación de las Condiciones Generales para el servicio de transporte en el Sistema Nacional de Gasoductos en lo que respecta al esquema de desbalances y penalizaciones

En diciembre de 2009, la CRE y PGPB llevaron a cabo la revisión del esquema de desbalances y penalizaciones de las Condiciones Generales para la Prestación del Servicio de Transporte de Gas Natural (CGS) del SNG. Como resultado

de dicha revisión y con el propósito de contribuir a salvaguardar la prestación de los servicios públicos, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender a la confiabilidad, estabilidad y

seguridad en el suministro y la prestación de los servicios, la CRE modificó, mediante la Resolución RES/078/2010, en el SNG.

Aunado a lo anterior, la CRE hizo del conocimiento de PGPB que no está previsto en el marco regulatorio un mecanismo para trasladar las penalizaciones por desbalances de programación a los usuarios que consumen el gas

natural bajo las modalidades de contratación del régimen transitorio de las VPM, por lo que las penalizaciones serán aplicables una vez que PGPB enajene el gas bajo el régimen permanente de los TCGVPM.

Revisión quinquenal de tarifas de distribución de permisionarios privados

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. En conformidad con los principios regulatorios considerados 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 realiza 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, que la depreciación corresponda


65

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.

Entre mayo de 2009 y mayo de 2010, la CRE finalizó 14 revisiones quinquenales a permisionarios de distribución de gas natural, correspondientes al tercer periodo de prestación del servicio en las zonas geográficas de Saltillo, Nuevo Laredo, Toluca, Chihuahua, Mexicali, Monterrey, Ciudad Juárez, Distrito Federal, Valle Cuautitlán Texcoco- Hidalgo,

Norte de Tamaulipas, Río Pánuco y La Laguna-Durango.

Cuadro 10 Permisionarios de distribución cuya revisión tarifaria para el tercer quinquenio fue concluida

Fuente: CRE.

Estos planes de negocios incluyen estimaciones respecto al crecimiento del número de usuarios, de la red de distribución y de la inversión correspondiente. Se contempla adicionar a 408,710 usuarios y extender la red en 6,259 km, lo que representa un inversión de 2,617 millones de pesos, según se detalla a continuación:

Permisionario Zona Geográfica

Resólución Ingreso

Requerido Q3 Fecha Resolución

Gas Natural México Monterrey RES/099/2009 28/05/2009

Gas Natural México Toluca RES/100/2009 28/05/2009

Gas Natural México Saltillo - Ramos Arizpe - Arteaga RES/101/2009 28/05/2009

Gas Natural México Nuevo Laredo RES/102/2009 28/05/2009

Comercializadora Metrogas Distrito Federal RES/292/2009 17/12/2009

Consorcio Mexigas Valle Cuautitlán - Texcoco - Hidalgo RES/297/2009 17/12/2009

Gas Natural de Juárez Ciudad Juárez RES/298/2009 17/12/2009

Distribuidora de Gas Natural México Valle Cuautitlán - Texcoco - Hidalgo RES/299/2009 17/12/2009

Ecogas México Mexicali RES/097/2009 28/05/2009

Ecogas México Chihuahua RES/098/2009 28/05/2009

Compañía Mexicana de Gas Monterrey RES/096/2009 28/05/2009

Ecogas México La Laguna-Durango RES/172/2010 17/06/2010

Tamauligas Norte de Tamaulipas RES/112/2010 06/05/2010

Tractebel GNP Río Pánuco RES/134/2010 27/05/2010


66

Cuadro 11 Datos de los compromisos de los permisionarios al tercer quinquenio

Fuente: CRE.

Asimismo, se encuentran en proceso las revisiones quinquenales de los permisos de las Zonas Geográficas de Piedras Negras, Querétaro y Puebla-Tlaxcala.

Revisión quinquenal de tarifas de transporte

Durante 2009 y el primer semestre de 2010 se concluyó la revisión quinquenal correspondiente al primer periodo de

operaciones de las empresas Tejas Gas de Toluca, S. de R. L. de C. V., Gasoductos del Bajío, S. de R. L. de C. V., Conceptos Energéticos Mexicanos, S. de R. L. de C.V. y Finsa Energéticos, S. de R. L. de C. V., titulares de un

permiso de transporte de gas natural de acceso abierto. Asimismo, se autorizaron las tarifas iniciales para el segundo periodo de operaciones de Gasoducto Bajanorte, S. de R. L. de C. V.

Permisionario Usuarios Nuevos Kms Adicionales

Inversión Adicional

(Pesos)

Gas Natural México 37,805 1,762 316,806,564

Gas Natural México 5,867 171 39,804,293



Comercializadora Metrogas 91,348 508 440,569,107

Consorcio Mexigas 92,686 1,768 569,098,337

Gas Natural de Juárez 26,587 222 370,362,445

Distribuidora de Gas Natural México 28,908 309 266,517,468

Ecogas México 1,057 20 16,480,077

Ecogas México 13,154 197 210,023,326

Compañía Mexicana de Gas 50,543 546 56,140,106

Ecogas México 1,864 62 29,447,938

Tamauligas 37,805 73 82,994,422

Tractebel GNP 5,020 122 12,223,932

Total 408,710 6,259 2,617,036,162


67

Cuadro 12 Tarifas autorizadas a transportistas entre 2009 y el primer semestre de 2010

Fuente: CRE.

Cargo por

capacidad

(Pesos/GJ)

Cargo por Uso

(Pesos/GJ)

Cargo Servicio

Interrumpible

(Pesos/GJ)

Tasa ROE real

Tejas Gas de Toluca,

S. de R. L. de C. V.G/28/TRA/1998 RES/145/2009 25-jun-09 9.7513 - - 12.33%

Sector 1

Estampilla

Salamanca

Sector 2

Estampilla León

Sector 3

Estampilla

Aguascalientes

Subtramo 1:

Algodones -

Interconexión

Lateral Ensenada

Tecate (30")

1.259 0.0631 1.1832

Gasoducto Bajanorte,

S. de R. L. de C. V.G/100/TRA/2000 RES/045/2010

Subtramo 2:

Interconexión

Lateral Ensenada

Tecate - TGN

(30")

0.1596 0.008 0.15

Terminal GNL

Costa Azul-

Estación de

medición Tecate

0.3845 0.0181 0.3653

Algodones-Yuma 0.3635 0.0171 0.3453

Estación de

compresión

Algodones

0.7291 0.0285 -

Conceptos

Energéticos

Mexicanos, S. de R. L.

de C. V.

G/146/TRA/2003 RES/106/2010 30-abr-10

-

1.8158 0.1286 - 11.33%

Finsa Energéticos, S.

de R. L. de C. V.G/036/TRA/98 RES/163/2010 17-jun-10

-5.868 0.9985 9.2146 11.33%

0.0024 0.3666

12.87%4.9546 1.2733 6.2279

7.7179 2.4399 10.1577

Empresa Permiso Resolución Fecha

Tarifas aprobadas

Gasoductos del Bajío,

S. de R. L. de C. V.G/45/TRA/1998 RES/171/2009 23-jul-09

0.3642


68

2.7 Normalización

2.7.1 Normas Oficiales Mexicanas

Una de las facultades con que cuenta la CRE en materia de Normalización es la Expedición de Normas Oficiales Mexicanas en materia de gas natural. En ese sentido durante 2009 y el primer semestre de 2010 se publicaron en el

DOF los siguientes proyectos de Norma Oficial Mexicana:

PROY-NOM-001-SECRE-2008, Calidad del gas natural.

PROY-NOM-002-SECRE-2008, Instalaciones de aprovechamiento de gas natural, y

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

Actualmente, se encuentran en proceso de revisión y análisis de los comentarios recibidos las siguientes NOM y

proyectos de NOM en materia de gas natural:

PROY-NOM-002-SECRE-2008, Instalaciones de aprovechamiento de gas natural.

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

PROY-NOM-007-SECRE-2008, Transporte de gas natural.

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.

A la fecha, la CRE ha expedido las siguientes Normas Oficiales Mexicanas en materia de gas natural:

Cuadro 13 Normas Oficiales Mexicanas

Fuente: CRE.

Es importante resaltar que el 22 de febrero de 2010 se publicó en el DOF, el aviso de cancelación de las Normas siguientes: NOM-004-SECRE-1997, Gas natural licuado-Instalaciones vehiculares; NOM-005-SECRE-1997, Gas

NOM Objeto Publicación DOF

NOM-001-SECRE-2010 Especificaciones del gas natural 29 de marzo de 2010

NOM-002-SECRE-2003 Instalaciones para el aprovechamiento del gas natural 8 de diciembre de 2003

NOM-003-SECRE-2002Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por

ductos12 de marzo de 2003

NOM-007-SECRE-1999 Transporte de gas natural 4 de febrero de 2000

NOM-008-SECRE-1999Protección catódica de tuberías de acero para la

conducción de gas natural y gas licuado de petróleo27 de enero de 2000

NOM-009-SECRE-2002Monitoreo, detección y clasificación de fugas de gas

natural y gas L.P., en ductos8 de febrero de 2002

NOM-010-SECRE-2002Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos

mínimos de seguridad para estaciones de servicio23 de octubre de 2002

NOM-011-SECRE-2000Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitos

mínimos de seguridad en instalaciones vehiculares.23 de octubre de 2002

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.

8 de noviembre de 2004


69

natural licuado-Estaciones de servicio; y NOM-006-SECRE-1999, Odorización del gas natural; esta última forma parte del apéndice de la NOM-003-SECRE-2002.

2.7.2 Unidades de Verificación

Actualmente se cuentan con 15 unidades de verificación para realizar la evaluación de la conformidad de las Normas

Oficiales Mexicanas en materia de gas natural. No obstante, derivado de la publicación en el DOF de fecha 23 de marzo de 2009, de la Convocatoria para la aprobación de unidades de verificación en 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, se cuenta con un aspirante para la evaluación de la conformidad

de esta Norma Oficial Mexicana, el cual se encuentra en la etapa de acreditación por parte de la Entidad Mexicana de Acreditación, A. C.

Cuadro 14 Unidades de Verificación Aprobadas por la CRE

Fuente: CRE.

2.8 Avances en el desarrollo de infraestructura de gas natural

A junio de 2010, se encuentran vigentes 195 permisos de transporte y distribución de gas natural. Estos permisos representan compromisos de inversión por 4,685 millones de dólares y una longitud de 57,727 kilómetros de

gasoductos.

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 y NOM-008

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

Buro 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


70

Cuadro 15 Permisos de transporte y distribución de gas natural vigentes a junio de 2010

Fuente: CRE

Desde su creación hasta junio de 2010, la CRE ha autorizado un total de 204 permisos de transporte, de los cuales

175 permanecen activos, 152 corresponden a usos propios, con una longitud total de 960 km, una inversión comprometida de 293 millones de dólares y con capacidad de transporte de 180.3 millones de metros cúbicos por

día, 23 permisos corresponden a transporte de acceso abierto con una longitud de 12,480 km, una inversión comprometida de 2,526 millones de dólares y con capacidad de transporte de 361.84 millones de metros cúbicos diarios (12.78 bcfd). Pemex es el titular de 2 permisos de acceso abierto, mientras que el sector privado es el titular

de 21 permisos. Cabe mencionar que de los 23 permisos de acceso abierto otorgados, 16 se encuentran operando, 2 no han sido construidos y 5 más están en proceso de construcción.

En materia de distribución, desde su creación la CRE ha autorizado un total de 22 permisos en 19 Zonas Geográficas

determinadas por la propia Comisión. De los 22 permisos otorgados, 20 permanecen activos, cuyos sistemas representan una longitud de 44, 287 km y una inversión aproximada de 1,866 millones de dólares.

2.8.1 Distribución

El 17 de noviembre de 2009, mediante la Resolución RES/266/2009, la CRE autorizó la terminación anticipada

del Permiso de distribución de gas natural G/065/DIS/99, otorgado a Distribuidora de Gas de Occidente, S. A. de C. V., en la ciudad de Cananea, Sonora.

Con anticipación a la terminación de dicho permiso, y con la finalidad de que la población dispusiera de una alternativa de suministro energético, se integró un grupo de trabajo interinstitucional con la participación de las

Secretarías de Energía, Hacienda y Crédito Público y Gobernación, el Gobierno del Estado de Sonora, el Ayuntamiento de Cananea, y la CRE. El grupo de trabajo determinó que la opción más viable para garantizar el

suministro energético a los usuarios de Cananea era la conversión de gas natural a gas licuado de petróleo. El proceso de conversión se llevó a cabo mediante una calendarización del cierre de válvulas del sistema de distribución, a fin de garantizar el suministro de gas bajo las mejores condiciones de seguridad.

Con base en la información reportada por los 20 permisionarios de distribución que se encuentran operando, la CRE

estima que en diciembre de 2009 el número de usuarios del servicio de distribución era de 1.98 millones de usuarios, lo cual representa un aumento de 1.93% respecto al 2008. Asimismo, se estima que se distribuyeron 314.1

millones de Gigajoules en dicho año. De conformidad con información financiera presentada por las empresas

Tipos de permiso Permisos vigentes Longitud de la red (km) Inversión

(MM USD.)

Transporte 175 13,440 2,819

Acceso abierto 23 12,480 2,526

Usos propios 152 960 293

Distribución 20 44,287 1,866

Total 195 57,727 4,685


71

distribuidoras, al cierre de 2009 la inversión ascendió a 23,982 millones de pesos de diciembre de 2007, lo que representa un incremento anual de 0.25% en relación al 2008.

Durante 2009, los distribuidores incrementaron en 2,440 km la longitud de la red de distribución, con lo que se alcanzó una longitud total de 44,288 km. Esto representa un aumento de 5.83% respecto al cierre del año anterior.

La red de distribución se compone de 30,599 km de red principal y 13,688 km de red de conexiones.

Desde que se autorizó la participación privada en la construcción y operación de sistemas de distribución, la longitud de dichos sistemas ha aumentado a una tasa promedio anual del 11.2%, lo que representa un incremento absoluto de 36,179 km. A finales de 2009, la red de distribución contaba con una capacidad para distribuir 4.04 millones de

metros cúbicos por hora.

Cuadro 16 Usuarios totales del servicio de distribución por Permisionario

Fuente: CRE

Administración de los permisos de distribución

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

2008 2009

Compañía Nacional de Gas, S.A. de C.V. 16,407 14,288

Consorcio Mexi-Gas, S.A. de C.V. 167,430 168,648

Gas Natural de Juárez, S.A. de C.V. 207,705 213,899

Natgasmex, S.A. de C.V. 67,091 71,358

Tamauligas, S.A. de C.V. 22,032 21,991

Ecogas México (antes DGN Chihuahua, S. de R.L. de C.V.) 58,124 56,725

Tractebel DGJ, S.A. de C.V. 23,436 26,022

Ecogas México (antes DGN de La Laguna-Durango, S. de R.L. de C.V.) 25,186 23,952

Ecogas México (antes Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, S. de R.L. de C.V.) 11,343 10,582

Tractebel GNP, S.A. de C.V. 41,107 42,026

Tractebel Digaqro, S.A. de C.V. 57,537 57,418

Gas Natural México, S.A. de C.V.- Toluca 19,888 19,898

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Nuevo Laredo 31,069 31,193

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Saltillo 69,795 71,127

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Monterrey 666,505 673,556

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Bajio 39,385 -

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Bajio Norte 32,917 69,812

Comercializadora Metrogas, S.A. de C.V. 288,761 302,680

Distribuidora de Gas de Occidente, S.A. de C.V. 4,130 -

Compañía Mexicana de Gas, S.A. de C.V. 74,848 87,436

Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. 14,710 13,534

Distribudiora de Gas Natural México 18 20

Total 1,939,424 1,976,165

Clientes

Permisionario


72

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.

Modificación de zonas geográficas de distribución de gas natural

Mediante la RES/293/2009 de fecha 17 de diciembre de 2009, la CRE modificó la Zona Geográfica de Saltillo Ramos Arizpe Arteaga, a través de la adecuación del permiso de distribución correspondiente a Gas Natural México, S. A. de C. V., con el objeto de incorporar a la poligonal envolvente de esta zona la extensión territorial denominada

ficación permitirá incrementar la longitud de la red en 20.4 kilómetros y prestar el servicio a 3 usuarios industriales con un consumo promedio diario

de 2,763 Gigajoules diarios, lo cual representará una inversión estimada de 33 millones de pesos.

Asimismo, mediante las RES/132/2009 y RES/077/2010 de fechas 11 de junio de 2009 y 25 de marzo de 2010, respectivamente, la CRE modificó la Zona Geográfica de Monterrey para incluir dentro de dicha zona a los municipios El Carmen y Salinas Victoria, ubicados en el Estado de Nuevo León. Estas modificaciones permitirán

ofrecer otra alternativa de suministro energético a los usuarios residenciales, comerciales e industriales asentados en dicha área, lo cual genera condiciones para la inversión en otros sectores productivos. También, mediante

RES/154/2010 de fecha 3 de junio de 2010, la CRE, aprobó la modificación de la Zona Geográfica de Bajío para

Guanajuato.

Por otro lado, la CRE recibió manifestación de interés para la determinación de una zona geográfica en el estado de

Morelos. Al respecto, la CRE analizó dicha manifestación de interés y mediante RES/079/2010 de fecha 25 de marzo de 2010 determinó la creación de la Zona Geográfica de Morelos, la cual integra a los municipios de Atlatlahucan, Ayala, Cuautla, Cuernavaca, Emiliano Zapata, Huitzilac, Jiutepec, Temixco, Tepoztlán, Tlayacapan,

Xochitepec, Yautepec y Yecapixtla, en el Estado de Morelos.

2.8.2 Transporte para Usos Propios

Permisos de transporte para usos propios otorgados por la CRE

Durante el primer semestre de 2010 se han autorizado 4 permisos de transporte bajo la modalidad de usos propios,

los cuales comprenden sistemas con una longitud de 39 km y una capacidad de 2.1 millones de metros cúbicos por día.

Cuadro 17 Permisos de transporte de usos propios de gas natural

Fuente CRE

Ahora bien, entre enero de 2009 y junio de 2010, la CRE aprobó la expedición de 20 Resoluciones relativas a

modificaciones de permisos de gas natural en lo que respecta a la estructura accionaria, la inclusión y la exclusión de

Longitud Capacidad máxima Inversión estimada

(km) (miles de m3/d) (MM USD)

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Hidalgo, S. A. de C. V. Cd. Sahagún, Hidalgo 4.22 396.02 0.71

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Monclova, S. A. de C. V. Monclova, Coahuila 22.40 511.60 2.05

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Celaya, S. A. de C. V. Celaya, Guanajuato 9.89 481.40 0.17

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de San Jerónimo, S. A. de C. V. San Jerónimo, Chihuahua 2.58 724.57 0.99

Permisionario Ubicación


73

socios, las instalaciones y el trayecto, la capacidad del sistema y las CGS. Adicionalmente, la CRE resolvió la terminación anticipada de 12 permisos de transporte para usos propios.

2.8.3 Almacenamiento

2.8.3.1 Almacenamiento de Gas Natural Licuado (GNL)

Respecto al almacenamiento en terminales de GNL actualmente existen 3 permisos que implican una inversión estimada en 3 037 millones de dólares y una capacidad de almacenamiento de 1.24 millones de metros cúbicos

(43.79 millones de pies cúbicos). Adicionalmente, es importante mencionar que se ha otorgado 1 permiso para almacenamiento subterráneo con una inversión comprometida de 200 millones de dólares.

En septiembre de 2009 la Terminal de GNL de Altamira cumplió tres años de operación ininterrumpida en el Golfo

de México, en este lapso ha recibido la descarga de más de 120 buques transportadores de GNL. Esta terminal de GNL tiene una capacidad de regasificación nominal de 14.16 millones de metros cúbicos por día (0.5 Bcfd) y una capacidad máxima de 21.52 millones de metros cúbicos por día (0.76 Bcfd), lo que contribuye a garantizar el abasto

de gas natural para la centrales de ciclo combinado de Altamira V, Tuxpan V y Tamazunchale I.

La terminal de GNL localizada en Ensenada, Baja California, cumplió un año de operación. Esta terminal tiene una capacidad nominal de 28.32 millones de metros cúbicos (1 Bcfd) y una capacidad pico de 36.81 (1.3 Bcfd) para

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 con usuarios potenciales contratos de servicio de almacenamiento que le permitan la ampliación de su terminal hasta una capacidad doble a la

actual.

Finalmente, la Terminal KMS de GNL se encuentra en construcción y está previsto que entre en operación en el segundo semestre de 2011.

En julio de 2009, mediante la RES/166/2009, la CRE aprobó la modificación del Permiso G/138/ALM/2003

para incorporar al sistema de la Terminal de GNL de Altamira los siguientes equipos:

1) Compresor de gas para controlar la presión en los tanques de GNL para reducir la posibilidad de ventear gas natural a la atmósfera en los periodos en que la entrega de gas natural a los usuarios de la Terminal de GNL

se reduce al flujo mínimo.

2) Subestación de suministro de electricidad de respaldo a la subestación actual, como respaldo para evitar la

suspensión de la operación de la Terminal de GNL cuando se requiera dar mantenimiento a cualquiera de las subestaciones.

Ambos proyectos tienen como objeto mejorar la continuidad y flexibilidad del servicio, así como disminuir la posibilidad de ventear gas natural a la atmósfera.


74

Cuadro 18 Permisos de Almacenamiento de GNL

Fuente: CRE.

En construcción En proyecto

Nombre de la

empresa

Terminal de LNG

de AltamiraEnergía Costa Azul Terminal KMS de GNL Energía Costa Azul, ampliación

LocalizaciónAltamira, Tamaulipas

Ensenada,

Baja CaliforniaManzanillo, Colima Ensenada, Baja California

Número de

ResoluciónRES/145/2003 RES/147/2003 RES/406/2008 RES/389/2007

Número de

PermisoG/138/ALM/2003 G/140/ALM/2003 G/228/ALM/2008 G/140/ALM/2003

Fecha del Permiso 31/07/2003 07/08/2003 05/12/2008 17/10/2007

Capacidad de

regasificación

(Mm3/d)

14.16-21.52 28.32-36.81 14.16 28.32-36.81

Capacidad de

regasificación

(BCFD)

0.50-0.76 1.00-1.30 0.5 1.00-1.30

Capacidad de

cada tanque (m3)150,000 160,000 150,000 160,000

Capacidad de

almacenamiento

de la terminal

(m3)

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

Ampliación de

capacidad de

almacenamiento

posibles

150,000 300,000

Inversión

(millones de

dólares)

$378.61 $875.00 $783.00 $1,000.00

Entrada en

operación30/09/2006 14/05/2008 01/09/2011 Por determinar

Posibles fuentes

de suministro

Nigeria, Trinidad y

Tobago, Argelia, Qatar

Qatar, Bolivia, Australia,

Indonesia, Malasia

Perú, Indonesia, Rusia,

Australia

Qatar, Bolivia, Australia,

Indonesia, Malasia

Cargo por

capacidad en %

de la tarifa

93 a 94% 1 Por determinar 1

Cargo por uso en

% de la tarifa 7 a 6% 0 Por determinar 0

En operación

Ampliación de la

capacidad de

regasificación

posibles

14.16 (Mm3/d)

0.50 (BCFD)


75

2.9 Estrategia Nacional de Energía

La Estrategia Nacional de Energía (ENE) publicada en febrero de 2010 por la Sener define el rumbo del sector

energético con base en tres grandes Ejes Rectores: Seguridad Energética, Eficiencia Económica y Productiva, y Sustentabilidad Ambiental, los cuales se definen a continuación:

Seguridad Energética

Diversificar la disponibilidad y uso de energéticos, asegurando la infraestructura para un suministro suficiente, confiable, de alta calidad y a precios competitivos;

Satisfacer las necesidades energéticas básicas de la población presente y futura, y

Desarrollar las capacidades humanas y tecnológicas para la producción y el aprovechamiento eficiente de la

energía.

Eficiencia Económica y Productiva

Proveer la energía demandada por el país al menor costo posible;

Contar con una oferta suficiente, continua, de alta calidad y a precios competitivos;

Aprovechar de manera eficiente los recursos energéticos;

Contar con mercados nacionales vinculados a los mercados internacionales, donde las empresas del Estado

sean competitivas, eficientes financiera y operativamente, con capacidad de autogestión y sujetas a transparencia y rendición de cuentas;

Alcanzar y mantener estándares internacionales de seguridad industrial, y

Desarrollar los proyectos de inversión en infraestructura adoptando las mejores prácticas.

Sustentabilidad Ambiental

Reducir de manera progresiva los impactos ambientales asociados a la producción y consumo de energía;

Hacer uso racional del recurso hídrico y de suelos en el sector energético, y

Realizar acciones para remediar y evitar los impactos ambientales en zonas afectadas por las actividades relacionadas con la producción y consumo de energéticos.

A partir de los Ejes Rectores se han establecido nueve objetivos que pretenden asegurar que el sector evolucione hacia una operación segura, eficiente y sustentable, y que responda a las necesidades energéticas y de crecimiento

económico y desarrollo social del país. Los nueve objetivos se muestran a continuación:

1. Restituir reservas, revertir la declinación de la producción de crudo y mantener la producción de gas natural.

2. Diversificar las fuentes de energía, incrementando la participación de tecnologías limpias.

3. Incrementar los niveles de eficiencia en el consumo de energía.

4. Reducir el impacto ambiental del sector energético.

5. Operar de forma eficiente, confiable y segura la infraestructura energética.


76

6. Ejecutar oportunamente las inversiones necesarias en capacidad de procesamiento para reducir el costo de suministro de energéticos.

7. Fortalecer la red de transporte, almacenamiento y distribución de gas y petrolíferos.

8. Proveer de energéticos de calidad y a precios competitivos a los centros de población marginados del país.

9. Promover el desarrollo tecnológico y de capital humano para el sector energía.

Para cada uno de estos objetivos, a su vez, se han definido líneas de acción específicas. La industria del gas natural en

México tiene particulares características en su estructura funcional, por lo que las líneas de acción referidas a esta industria en la ENE son muy diversas, algunas de ellas referidas indirectamente o compartidas dado que están dirigidas a otros energéticos.

Del objetivo uno destacan las siguientes líneas de acción, las cuales podrían reflejarse en el mantenimiento del nivel

producción nacional de gas natural:

5.1.1 Completar la caracterización de recursos de hidrocarburos aprovechando tecnologías de punta.

Evaluar el potencial de hidrocarburos en cuencas del país que no han sido exploradas, especialmente aguas profundas, adoptando y desarrollando tecnologías necesarias para resolver las complejidades de las mismas;

Dirigir esfuerzos para desarrollar los recursos prospectivos terrestres y de la plataforma continental;

Reevaluar las cuencas ya exploradas que representan oportunidades, dados los cambios tecnológicos, y

Delimitar y caracterizar los campos descubiertos con mayor potencial.

5.1.2 Asegurar la mejor aplicación de los recursos físicos y financieros en la exploración.

Determinar zonas exploratorias y su jerarquización en función del atractivo (recurso prospectivo, probabilidad de éxito y costo esperado de desarrollo);

Adoptar mejores prácticas y tecnologías para mantener costos de descubrimiento competitivos a nivel internacional, y

Asegurar la canalización de recursos financieros y físicos en las áreas de mayor potencial y eficiencia económica.

5.1.3 Asegurar la disponibilidad de capacidades técnicas y de ejecución para resolver complejidades del

desarrollo que impiden capturar el valor económico de los recursos del país.

Maximizar los factores de recuperación económica de reservas de cada yacimiento, promoviendo la incorporación de tecnologías en los procesos de recuperación secundaria y mejorada, con el objetivo de

obtener una mayor recuperación final;

Incorporar esquemas de producción con procesos de recuperación secundaria y mejorada en campos con

estado avanzado de explotación (marginales) y en campos abandonados, aprovechando prácticas operativas de bajo costo;

Ampliar las capacidades técnicas y de ejecución a través de contratos de desempeño y mediante el impulso a programas de desarrollo en los Institutos de Investigación e Instituciones de Educación Superior;

Asimilar y desarrollar habilidades y tecnologías de punta para el desarrollo de los recursos del país;


77

Identificar e instrumentar el modelo tecnológico adecuado para el desarrollo de los recursos en Chicontepec, así como de otros proyectos con retos significativos en esta materia;

Diseñar y ejecutar esquemas de aprovechamiento y comercialización de crudos pesados y extrapesados, y

Llevar a cabo acciones para definir e incorporar a la producción a los pozos cerrados con potencial de

producción.

En caso del objetivo cuatro, la primera línea de acción en parte compete al impacto ambiental del gas natural, específicamente en el aprovechamiento del hidrocarburo:

5.4.1 Reducir impactos derivados de emisiones a la atmósfera de gases de efecto invernadero en la

producción de energéticos.

Alinear prácticas de aprovechamiento de gas natural con los mejores estándares de la industria (quema y

venteo);

Analizar las oportunidades de captura, secuestro e inyección de CO2 y otros gases provenientes de

emisiones del sector eléctrico e industrial para mantenimiento de presión de yacimientos, y

Promover la captura de oportunidades económicas de abatimiento de emisiones de procesos del sector

energético de otros gases de efecto invernadero (metano, óxidos de nitrógeno y CFCs).

Finalmente, el objetivo séptimo dirigido a la expansión de la red gasoductos, que incluye las siguientes líneas de acción:

5.7.1 Fortalecer la infraestructura de transporte de gas natural.

Desarrollar tarifas sistémicas que transmitan de una manera adecuada las señales económicas para el desarrollo eficiente de la infraestructura de transporte;

Separar, de manera clara y transparente, la venta de primera mano del gas natural de los servicios de transporte que presta Petróleos Mexicanos;

Construir redundancias en la distribución de las troncales más críticas y/o vulnerables, reconociendo gradualmente, en las tarifas de servicio, el valor de la redundancia para el sistema;

Instrumentar, de manera gradual, el acceso abierto en el Sistema Nacional de Gasoductos, y

Promover una política de precios que refleje la sustitución potencial entre distintos tipos de combustibles.

5.7.2. Desarrollar la infraestructura de almacenamiento y distribución de gas natural y gas LP para

fortalecer el suministro y mitigar la volatilidad de precios.

Aplicar, de manera gradual, tarifas que reflejen las señales económicas para el desarrollo de infraestructura de almacenamiento y distribución;

Promover el desarrollo de una infraestructura de almacenamiento subterráneo de gas natural;

Reconocer el valor del almacenamiento para la seguridad energética y reflejarlo, de manera gradual, en las

tarifas de gas natural, e

Instrumentar el acceso abierto en infraestructura de almacenamiento de gas natural y gas LP.


78

5.7.3. Promover el desarrollo de nueva infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural con base en la viabilidad económica y el beneficio social.

Consolidar procesos de planeación integral;

Desarrollar metodologías que permitan al Fondo Nacional de Infraestructura apoyar el desarrollo del

transporte y la distribución de gas natural para el fomento de polos de desarrollo industrial, y

Promover la creación de esquemas financieros para el desarrollo de infraestructura.

5.7.4. Contar con un sistema de transporte, distribución y almacenamiento de energéticos eficiente y flexible para asegurar el suministro al menor costo posible.

Fomentar la inversión eficiente en infraestructura de transporte, almacenamiento y distribución de energéticos, e

Impulsar un suministro de energéticos oportuno que envíe las señales necesarias al mercado para atraer inversiones.


79

Mercado nacional de gas natural

1999-2009

Este capítulo ofrece el panorama actual y la evolución del mercado nacional de gas natural durante

los últimos 10 años, analizando la oferta, la demanda, el comercio exterior, el desarrollo de infraestructura, la evolución de los proyectos públicos y privados, así como los precios nacionales

del combustible entre 1999 y 2009.

El apartado contiene la estadística acerca de los mercados regionales del país, la demanda estatal, así como la trayectoria histórica del gas natural respecto a otros combustibles sustitutos en cada sector de consumo.

3.1 Consumo de gas natural, 1999-2009

La demanda de cualquier tipo de energía es sensible a cualquier variación en la actividad

económica de cada país, aun un combustible como el gas natural que puede ser utilizado en forma directa o indirecta en la vida de toda la población, debido a su versatilidad de uso. El creciente

desarrollo y utilización del gas natural se encuentra sustentado en puntos clave como los amplios beneficios, tanto ambientales como energéticos y hasta económicos, con respecto a otros combustibles.

A más de una década, la evolución del mercado de gas natural en México se ha venido

fortaleciendo, incluso en momentos donde la actividad económica nacional no ha sido favorable en su desarrollo. Lo anterior se debe a que los impactos en el consumo son diferentes de acuerdo a cada sector, algunos son más sensibles a la actividad y a los precios como el sector industrial, y

otros por estrategia han seguido incrementando los usos como el sector eléctrico público.

México sufrió los efectos de la recesión mundial durante 2009, esto condujo a que el país enfrentara caídas importantes en la demanda por sus exportaciones manufactureras y en otros renglones de ingresos de la cuenta corriente, una fuerte restricción de financiamiento externo y un

choque a sus términos de intercambio, al reducirse de manera importante el precio del petróleo de exportación. El efecto de esto último sobre los ingresos por las ventas externas de crudo se vio

exacerbado por la tendencia negativa que ha registrado el volumen de exportación de este energético. A su vez, un factor adicional que también contribuyó a acentuar la caída en los niveles de actividad durante el segundo trimestre del año en particular fue el brote de influenza A(H1N1)

y sus consecuencias sobre la demanda por diversos servicios.

CAPÍTULO TRES


80

A raíz de estos eventos, en 2009 los niveles de actividad productiva del país descendieron 6.5%, lo cual es comparable con la contracción del PIB registrada durante la crisis de 1995 (6.2%). A lo largo del año, sin embargo,

se observaron dos fases claramente distinguibles en la trayectoria que presentó la actividad productiva. En particular, la contracción de la actividad económica del país se observó en buena medida durante el primer semestre del año, cuando la actividad industrial en Estados Unidos continuaba exhibiendo una tendencia negativa en sus niveles de

producción. En contraste, la gradual mejoría en las condiciones externas durante el segundo semestre y, en particular, el restablecimiento de mayores niveles de actividad industrial en Estados Unidos, tuvo como consecuencia un

repunte en las exportaciones manufactureras de México. Esto, en combinación con el desvanecimiento de los choques que habían afectado temporalmente a la economía en el segundo trimestre, condujo a que la actividad productiva mostrara una tendencia positiva durante la segunda mitad del año27.

Pese al entorno de recesión, la utilización del gas natural continuó en ascenso durante 2009. De esta manera, el

consumo de gas natural creció 2.4% respecto al año anterior, para alcanzar un promedio de 7,377 mmpcd. Este crecimiento fue más bajo que el promedio de la última década. Sin embargo, durante 2009 el consumo aumentó

debido a los requerimientos de los sectores eléctrico, petrolero y las recirculaciones de Pemex Exploración y Producción (PEP).

Gráfica 16 Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB en México, 1999-2009

* Las cifras están referidas al año base de 2003.

Fuente: CRE e IMP.

La distribución sectorial del consumo de gas natural en 2009, quedó estructurada en 39.8% por el sector eléctrico, 25.7% el sector petrolero, 20.7% las recirculaciones del sector petrolero, 12.4% sector industrial y el resto

27 Informe Anual 2009, Banco Nacional de México, Abril 2010, p. 23.

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(mil

lon

es

de

pie

s cú

bic

os

dia

rio

s)

( m

ile

s d

e m

illo

ne

s d

e p

eso

s d

e 2

00

3)

PIB* Consumo de gas natural

3.1%

8.3%

-6.5%

8.3%0.7%

11.3%

9.0%

8.2%

2.9%

10.9% 6.9%

1.5% 2.4%

3.6%

6.0% -1.0% 0.1%1.3%

4.0%3.2%

4.9%3.3%


81

correspondió a los sectores residencial, servicios y transporte. Durante el año, el sector industrial resultó el más afectado por la caída en la actividad económica, pese a que los precios del combustible se mantuvieron bajos. No así,

en los consumos de gas para las operaciones de PEP, que se incrementaron para realizar actividades enfocadas a revertir la declinación de la producción de crudo, y en las inherentes al sector eléctrico público, donde la generación a base del combustible se vio favorecida al ser 2009 un año seco, lo que propició generar menos electricidad con las

plantas hidroeléctricas, e incrementar el uso del ciclo combinado.

3.1.1 Sector eléctrico

La capacidad efectiva instalada disponible para generar electricidad en México se ubicó en 60,440 Megawatts (MW)28 al cierre de 2009. Este concepto es la suma de las capacidades autorizadas por la CRE a permisionarios que

se encuentran operando bajo las distintas modalidades permitidas por el marco legal vigente, así como por la capacidad efectiva29 para el servicio público de energía eléctrica. La capacidad instalada disponible de 2009 fue ligeramente mayor respecto a 2008, en 1,010 MW pese a la crisis.

El mayor incremento en la capacidad instalada provino del servicio público durante 2009, aproximadamente 581

MW. Dicha capacidad se incrementó por adiciones, modificaciones y traslados de centrales de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) para un total de 453 MW, además 128 MW instalados por parte de la extinta Luz y Fuerza del Centro (LFC)30, ya que los 21 PIE que actualmente operan comercialmente continuaron con la misma capacidad

instalada que en los dos años anteriores. Cabe señalar que en cuanto a las adiciones de la CFE, estas se dieron en unidades de las centrales Presidente Juárez y San Lorenzo convertidas a ciclo combinado, lo cual favoreció durante el

año al consumo de gas natural.

El incremento de la capacidad efectiva de generación del servicio privado fue de 429 MW entre 2008 y 2009, en términos absolutos, dado que los distintos tipos de permisos presentaron distintos comportamientos. El autoabastecimiento y la cogeneración se incrementaron en 337 MW y 120 MW, respectivamente en este periodo.

La capacidad para exportación de electricidad se mantuvo igual, en tanto la capacidad instalada bajo la modalidad de usos propios continuos31 disminuyó en 28 MW.

28 Este total considera la mejor información disponible de permisionarios a noviembre de 2010. 29 Es la potencia máxima en MW que puede entregar una unidad en forma sostenida tomando en cuenta las condiciones ambientales y el

estado físico de las instalaciones. 30 A partir del Decreto por el que se extingue el organismo descentralizado de Luz y Fuerza del Centro, publicado el 11 de octubre de 2009

en el DOF. 31 Cabe señalar que, los permisos bajo la modalidad de usos propios continuos que corresponden a particulares que generaban electricidad

para sus operaciones antes de 1992, que fueron reconocidos tras las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE),

han estado migrando hacia otras modalidades de autogeneración.


82

Gráfica 17 Capacidad efectiva instalada de generación eléctrica en México, 2008-2009

(Megawatts)

Fuente: CFE y CRE.

El volumen total de combustibles consumidos en el sector eléctrico nacional fue de 4,868.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (mmpcdgne) durante 2009. De este consumo, 90.4% fue destinado a generación

del servicio público y 9.6% al servicio privado. La proporción de uso en los combustibles dentro del sector eléctrico fue de 60.2% gas natural, 22.9% combustóleo, 14.1% carbón, 1.7% coque de petróleo y 1.0% diesel.

Gráfica 18

Estructura del consumo de combustibles para el sector eléctrico, 2009 (participación porcentual)

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

59,431

11,457

1,174

38,474

478

3,855

2,662

1,330

60,440

11,457

1,302

38,927

450

4,192

2,782

1,330

Total

PIE

Extinta LFC

CFE

Usos propios continuos

Autoabastecimiento

Cogeneración

Exportación 2009 2008

Servicio Privado

Servicio Público

Gas natural59.0%

Combustóleo24.6%

Diesel0.9%

Carbón15.6%

Público

Gas natural72.3%

Combustóleo7.2%

Diesel2.3%

Carbón0.7%

Coque de Petróleo

17.5%

Privado


83

3.1.1.1 Sector eléctrico público (CFE, Extinta LFC y PIE)

La generación del servicio público de energía eléctrica se distribuye a través del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). El

SEN contó con 207 centrales de generación y 774 unidades de tecnologías diferentes al cierre de 2009. Así, la capacidad efectiva que dispuso para el servicio público fue de 51,686 MW al 31 de diciembre de 2009, lo que

representó un incremento de 1.1% respecto a la misma fecha en 2008.

De la capacidad efectiva disponible, 64.2% se basa en hidrocarburos (combustóleo, gas y diesel), 22.0% de

hidroeléctricas, 9.1% en carboeléctricas, 1.9% con origen en la geotermia, 2.6% correspondiente a la central nucleoeléctrica de Laguna Verde y 0.2% de las eoloeléctricas32. Cabe señalar que lo anterior corresponde a la

distribución de la capacidad efectiva instalada del SEN, sin embargo la nominación de cada tecnología de generación de electricidad obedece a distintos factores durante el transcurso del año como el precio del combustible y la disponibilidad del mismo.

De la capacidad efectiva de generación que dispuso el SEN al cierre de 2009, las fuentes alternas tuvieron una

participación de 26.9%33, esta representación fue muy similar a la de los últimos dos años. Sin embargo, en la utilización para generación de electricidad si hubo una disminución en el uso de las fuentes alternas. La generación bruta de electricidad fue de 235,106.81 Gigawatts-hora en 2009, es decir 0.4% menor al año anterior. En este

sentido, la participación de las fuentes alternas se vio disminuida durante el año, principalmente porque 2009 se consideró como un año seco, por lo que la generación bruta de las centrales hidroeléctricas cayó 32.0% en el año

respecto a 2008. Tras lo anterior, las tecnologías a base de combustibles fósiles sustituyeron parte de la generación de electricidad que dejaron de cubrir las hidroeléctricas durante 2009.

Gráfica 19 Generación bruta de electricidad del servicio público, 2008 y 2009

(participación porcentual)

Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

32 De acuerdo con Unidades Generadoras en Operación, capacidad 2009, Sistema Eléctrico Nacional, Febrero 2010, CFE. 33 Incluye tecnologías de generación hidroeléctrica, nucleoeléctrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica. Fuente: Unidades Generadoras en

Operación. Capacidad 2009, Comisión Federal de Electricidad, Febrero 2010.

Vapor, 18.4%

Ciclo combinado,

13.5% Turbogas, 1.2%

Combustion

interna, 0.5%

Dual, 2.9%

Carboelectrica, 7.5%Geotermolectrica,

3.0%

Nucleoelectrica, 4.2%

Eolica, 0.1%

Hidroelectrica, 16.5%

PIE, 32.2%

Generación 2008: 235,870.99 Giga watts-hora

Vapor, 18.3%

Ciclo combinado,

15.2%

Turbogas, 1.6%

Combustion

interna, 0.5%

Dual, 5.2%

Carboelectrica, 7.2%

Geotermolectrica, 2.9%

Nucleoelectrica, 4.5%

Eolica, 0.1%

Hidroelectrica, 11.2%

PIE, 33.2%

Generación 2009: 235,106.81 Giga watts-hora


84

Lo anterior trajo un alza en el consumo de combustibles fósiles para el servicio eléctrico público. Así, el consumo de combustibles fue de 4,401.6 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (mmpcdgne) durante 2009,

que representó 6.6% más que el utilizado en 2008.

Cabe señalar que, los combustibles fósiles utilizados en la generación del sector público son el diesel, carbón,

combustóleo y gas natural. El combustóleo se utiliza principalmente en unidades generadoras de carga base, aunque en algunas zonas críticas se utiliza una mezcla combustóleo-gas o solamente gas por restricciones ambientales. El

diesel se utiliza para el arranque de unidades a base de gas natural, combustóleo y carbón, y en unidades de combustión interna en las áreas aisladas. En el caso de la tecnología carboeléctrica, esta se ha desarrollado en Coahuila y Guerrero. El primer estado cuenta con una capacidad total de 2,600 MW y corresponde a las centrales de

Río Escondido (1,200 MW) y Carbón II (1,400 MW). Posteriormente se construyó Petacalco (Plutarco Elías Calles), ubicada en el estado de Guerrero, con capacidad de 2,100 MW. En el caso de esta última, a partir de 2001

inició la quema de carbón en cuatro de sus seis unidades, por lo que es considerada como dual, ya que continúa quemando combustóleo.

Cuadro 19

Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 1999-2009 (millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

1 Incluye CFE, PIE´s 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.

En el periodo 1999-2009 es notable el uso de gas natural en la generación de electricidad para el servicio público, en

el último año su participación llegó a 59.0% del total de los combustibles fósiles. Sin duda, lo que detonó el uso fueron las ventajas que ofrece la tecnología de ciclo combinado, en muchos casos desplazando algunas centrales

termoeléctricas convencionales que usaban combustóleo. Además, los 21 Productores Independientes de Energía (PIE´s) han instalado únicamente ciclos combinados. Cabe señalar que en 2009, entre agosto y septiembre se entregaron cuatro unidades con tecnología Turbogás con 32 MW cada una, que formaban parte de la expansión de

LFC, misma que fue extinguida por decreto presidencial el 11 de octubre de 2009. Asimismo, la CFE incluyó

1999 705.2 2,294.0 474.5 45.2 3,519.0 20.0

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 1,601.7 690.0 38.8 4,068.9 42.7

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

2006 2,058.7 1,282.5 736.6 39.7 4,117.5 50.0

2007 2,321.9 1,260.5 734.8 18.6 4,335.7 53.6

2008 2,446.1 1,112.5 541.6 29.3 4,129.5 59.2

2009 2,594.9 1,081.7 685.7 39.2 4,401.6 59.0

tmca 13.9 -7.2 3.7 -1.4 2.3

Año

Combustibles del sector electrico público1 Penetración del gas

natural con relación al

total (%)2Gas natural Combustóleo Carbón Diesel Total


85

unidades adicionales de ciclo combinado en las centrales Presidente Juárez y la conversión de San Lorenzo Potencia. Lo anterior contribuyó a que el uso del gas natural promediara 2,595 mmpcd durante 2009.

En el caso del carbón, el consumo para generación aumentó 26.6% en 2009 respecto al año anterior, dicha

recuperación se originó tras la normalización del nuevo contrato de suministro de carbón importado, y aunque las carboeléctricas dedicadas generaron menos electricidad que en 2008 en términos brutos, la central de Petacalco que es dual, y usa combustóleo y carbón si incrementó su uso de carbón para generación de electricidad en 2009.

En cuanto al comportamiento de los precios de los combustibles, durante 2009 la opción más barata continuó

siendo el carbón, promediando 3.27 USD/MBTU. Aunque el gas natural fue la segunda opción más barata, y promedió 3.38 USD/MBTU en 2009, la diferencia con el carbón fue poco significativa, a penas centavos de dólar. Por lo que ambas fuentes fueron favorecidas en el despacho de generación sobre tecnologías que usan productos

refinados, como el combustóleo y el diesel, lo que desincentivó su consumo al considerar condiciones de precio, costos de generación y eficiencia de las tecnologías de ambos combustibles respecto al carbón y gas natural.

Gráfica 20 Evolución del precio1 de los combustibles para el servicio eléctrico público, 2005-2009


1 Corresponde al promedio ponderado.

Fuente: CFE.

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

Combustóleo

Carbón

Gas natural

Diesel


86

3.1.1.2 Sector eléctrico privado (autogeneración y exportación)

La autogeneración de energía eléctrica se refiere a las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración y usos

propios continuos. Estas tres 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. La modalidad de exportación de electricidad, como su nombre lo dice, se refiere a la generación de energía eléctrica para destinarse fuera del territorio nacional.

En el último año, la participación del sector privado creció en el número de permisos, no así en la demanda de combustibles, dado que este segmento de consumidores es muy sensible a la actividad económica, por lo tanto lo

acontecido en 2009 afectó la demanda de combustibles para la autogeneración y exportación de electricidad. El número de permisos registrados por la CRE como vigentes pasó de 690 a 704 en las modalidades de autogeneración

entre 2008 y 2009. De estos permisos, al 31 de diciembre de 2009 operaban un total de 669 permisos (569 de autobastecimiento, 45 de usos propios continuos y 55 de cogeneración), es decir 15 más en operación a la misma fecha en 2008.

Por el lado del consumo de combustibles del sector privado cayó de 474.7 a 467.0 mmpcdgne entre 2008 y 2009.

De este total, el gas natural representó 72.3% de los combustibles de este subsector durante 2009, lo que significó una menor participación respecto al año anterior. Por el contrario, el combustóleo y el diesel presentaron pequeños

incrementos en el consumo dentro del servicio eléctrico privado.

En el caso del consumo de gas natural dentro de este subsector, también se presentó un decremento de 2.9% entre

2008 y 2009, registrando un valor de 337.8 mmpcd en el último año. Lo anterior estuvo motivado por una menor utilización de gas natural para la exportación de electricidad, dado que este rubro cayó de 145.5 mmpcd a 135.4

mmpcd en el mismo periodo, en tanto el gas destinado para autogeneración permaneció en el mismo nivel de 202.4 mmpcd, dado que el efecto de un mayor número de permisos en operación durante 2009 no se reflejó en el consumo.


87

Cuadro 20 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 1999-2009

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

1 Incluye la autogeneración y la 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.

3.1.2 Sector industrial

La recesión de 2009 afectó la evolución de la industria en México, dado que algo que caracterizó al entorno fue la ausencia de presiones por la demanda de bienes derivado de la baja actividad, y la caída en los requerimientos de los productos del sector proveniente de los mercados externos.

La industria mexicana está muy vinculada con la industria norteamericana, por lo que la reactivación de la actividad

productiva en el segundo semestre de 2009, como consecuencia del inicio de la fase de recuperación en la economía global y, en particular, de la producción industrial en Estados Unidos, se tradujo en un repunte de las exportaciones manufactureras del país y, por ende, condujo a que la producción manufacturera retomara una tendencia positiva

durante la segunda mitad del año. Sin embargo, la demanda interna mostró sólo una reactivación incipiente durante la segunda mitad de 200934.

34 Informe anual 2009, Banco de México, abril de 2010.

1999 116.3 103.0 3.3 - - 222.5 52.3

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 330.8 53.3 5.4 85.6 1.1 476.2 69.5

2007 324.0 52.4 7.3 85.1 3.4 472.2 68.6

2008 347.9 32.1 9.9 81.9 2.9 474.7 73.3

2009 337.8 33.8 10.6 81.7 3.1 467.0 72.3

tmca 11.3 -10.6 12.5 - - 7.7

Combustibles del sector electrico privado1

Año

Penetración del gas


total (%)2Gas natural Combustóleo Diesel

Coque de

petróleoCarbón Total


88

Durante 2009, el sector secundario (industrial) registró una caída de 7.3% anual en su producción, esto se vio influido por las reducciones en los subsectores de industrias manufacturas y de construcción de -10.2% y -7.5%,

respectivamente. Por su parte, el subsector electricidad, agua y suministro de gas por ductos al consumidor final presentó un aumento de 1.2%, en tanto la minería rompió con una tendencia de dos años con variaciones anuales negativas, al incrementare su actividad 1.0%. En total, 20 de los 21 subsectores manufactureros mostraron caídas

en su producción en 2009. Entre los sectores con mayores reducciones anuales en su producción se encuentran los de fabricación de equipo de transporte, fabricación de maquinaria y equipo, industrias metálicas básicas, fabricación

de productos metálicos, confección de productos textiles; fabricación de prendas de vestir y la industria de la madera35.

Si bien el sector industrial es muy sensible a variaciones de precios de materias primas y energéticos, depende más del nivel de la actividad económica de los mercados donde coloca sus productos. En este sentido, 2009 se caracterizó

por ser un año donde las materias primas y energéticos fueron baratos, pero con mercados deprimidos por el entorno de recesión económica, lo que mermó el consumo de muchos productos, provocando una caída en el consumo de combustibles. Con ello, la demanda de combustibles del sector industrial alcanzó 1,590.1 mmpcdgne durante 2009,

esto fue 12.0% menos que el registrado un año antes, siendo el consumo más bajo del sector en la última década.

Cuadro 21 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 1999-2009


1 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector industrial.

Fuente: Sener con base en CFE, IMP y Pemex.

Dicho volumen se distribuye en una serie de combustibles, donde el gas natural continúa siendo el más utilizado en el sector, cubriendo 57.4% del total en 2009. Este porcentaje representó la participación más elevada en los últimos

10 años, en virtud de que todos los combustibles de la canasta del sector industrial disminuyeron sus consumos. En

35 Idem, pág. 92.

1999 1,023.0 563.1 109.6 123.9 76.3 1,896.0 54.0

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 1,026.6 222.0 108.3 147.6 303.0 1,807.5 56.8

2009 912.8 186.5 106.4 133.7 250.7 1,590.1 57.4

tmca -1.1 -10.5 -0.3 0.8 12.6 -1.7

Año

Combustibles del sector industrial Penetración del gas


total (%)1Gas natural Combustóleo Gas LP Diesel

Coque de

petróleoTotal


89

contraste, el consumo del gas natural de 2009 se convirtió en el segundo más bajo de la década, dado las condiciones de recesión ya mencionadas.

Respecto a los otros combustibles, destaca que 2009 se convirtió en el tercer año consecutivo en que el coque de

petróleo fue el segundo combustibles más usado en el sector, cubriendo 15.8% del total. Lo anterior se debe a que en los últimos años algunas industrias han optado por adaptar sus tecnologías para consumir coque de petróleo, entre ellas las industrias de cemento hidráulico, de metales básicos y la química, todas ellas intensivas en uso de energía, y

que desde 2005 vienen incrementando constantemente sus consumos de coque de petróleo; sin embargo, en 2009 de manera generalizada disminuyeron sus consumos de este combustible en el sector36.

La demanda de gas natural del sector industrial registró un volumen de 912.0 mmpcd durante 2009, 11.1% menos

que el año anterior. En general, el consumo de gas natural en el sector ha sido muy inestable en la última década, en 2009 volvió a niveles por debajo de un consumo de 1,000 mmpcd, muy similar al consumo de 2003. En cuanto a las ramas que consumen gas natural, la demanda de la industria de metales básicos, productos de vidrio y la de

productos metálicos cayeron 75.9 mmpcd, 12.6 mmpcd y 11.3 mmpcd, respectivamente en el último año.

Cuadro 22 Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 1999-2009


Fuente: IMP con base en información de la CRE, Pemex y empresas privadas.

36 Véase Prospectiva de petrolíferos.

Grupo de ramas 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009tmca

1999-2009

Total 1,023.0 1,019.2 838.5 965.5 924.1 956.5 935.2 1,014.0 1,040.1 1,026.6 912.8 -1.1

Industrias básicas de metales 318.9 298.9 195.2 240.9 265.6 297.3 279.5 293.6 305.6 299.3 223.4 -3.5

Química 162.2 160.3 138.8 155.2 125.8 117.5 115.9 127.1 131.7 132.3 135.2 -1.8

Vidrio y productos de vidrio 91.9 91.8 77.9 101.9 91.0 93.6 95.0 105.6 111.1 116.6 104.0 1.2

Productos metálicos, maquinaria y equipo 89.8 91.8 84.4 105.8 96.8 103.2 103.4 106.9 111.2 106.3 95.0 0.6

Alimentos, bebidas y tabaco 79.9 82.2 67.5 77.2 79.3 82.6 89.1 92.3 95.9 96.0 102.9 2.6

Papel y cartón, imprentas y editoriales 69.1 62.4 50.9 62.0 59.2 55.2 52.3 63.8 65.2 69.9 62.9 -0.9

Productos de minerales no metálicos 51.3 53.5 63.3 65.9 64.4 64.1 63.9 68.3 69.4 66.2 58.2 1.3

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 26.9 29.8 25.1 31.4 32.3 32.4 30.4 33.9 35.0 34.4 34.4 2.5

Minería 16.6 22.4 21.1 22.4 24.0 23.6 23.8 23.8 22.4 20.3 17.5 0.5

Cerveza y malta 24.3 26.5 17.1 19.0 16.4 15.9 15.3 18.9 16.6 17.7 15.8 -4.2

Cemento hidráulico 26.7 28.6 22.7 23.5 19.9 16.5 13.0 18.1 10.7 8.7 11.7 -7.9

Resto de las ramas 65.4 71.0 74.5 60.3 49.4 54.7 53.6 61.6 65.3 59.0 51.9 -2.3


90

Por el contrario, el consumo de algunas industrias como la de alimentos, bebidas y tabaco incrementaron su demanda de gas natural en 6.9 mmpcd en 2009. En general, la actividad de esta industria no se vio muy afectada por la

recesión económica, principalmente las de bebidas y tabaco, algunas de ellas usan como insumo al gas LP, por lo que la caída de éste no fue tan marcada como la de otros combustibles.

3.1.3 Sector petrolero

El sector petrolero utiliza preferentemente gas natural para el desarrollo de sus actividades productivas. Se usa como

gas combustible, materia prima o recirculaciones internas37. El total utilizado por Pemex alcanzó 3,422 mmpcd durante 2009, lo que significó un aumento de 4.7% respecto a 2008. En cuanto a los autoconsumos de las subsidiarias, en el último año hubo un incremento de 12 mmpcd respecto al año anterior, poco significativo en el

neto total dado que algunas mostraron aumentos en sus consumos, principalmente Pemex Exploración y Producción (PEP), y en menor magnitud Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB). Por el contrario Pemex Refinación y Pemex

Petroquímica vieron disminuidos sus consumos durante 2009.

Cuadro 23 Consumo de gas natural del sector petrolero, 1999-2009


1 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell.

Fuente: Pemex.

Durante 2009, la producción de petróleo crudo continuó cayendo y promedió 2,601 miles de barriles diarios (mbd), volumen menor en 6.8% respecto a 2008. Lo anterior, debido a que continuó la declinación del activo Cantarell, por

lo que PEP intensificó su actividad en otros activos durante el año, con el fin de estabilizar la caída de la producción de crudo, con ello vino un mayor requerimiento de gas para bombeo neumático (recirculaciones internas), llegando a

1,524 mmpcd en el último año, es decir 10.2% más respecto 2008.

37 Gas seco utilizado en bombeo neumático.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Total 2,072 2,216 2,277 2,289 2,427 2,608 2,833 3,017 3,184 3,269 3,422 5.1

Autoconsumo 1,295 1,286 1,310 1,290 1,323 1,405 1,483 1,581 1,760 1,886 1,898 3.9

Exploración y Producción1

399 442 505 500 515 593 692 744 884 946 987 9.5

Refinación 198 207 230 238 270 262 276 281 284 308 301 4.3

Gas y Petroquímica Básica 247 264 258 256 252 255 251 263 268 288 291 1.7

Petroquímica 449 373 316 295 285 295 264 292 323 344 318 -3.4

Corporativo 1 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 -4.1

Recirculaciones internas 777 930 967 999 1,104 1,203 1,350 1,436 1,424 1,383 1,524 7.0

Concepto


91

Cuadro 24 Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 1999-2009


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.

El volumen de combustibles en términos de gas natural equivalente que Pemex utilizó fue de 2,243.5 mmpcd de hidrocarburos durante 2009 (esto no incluye recirculaciones al no ser un consumo como combustible). De estos

insumos energéticos, el gas natural es el más utilizado en 84.6%, la participación de los otros combustibles fue 9.3% combustóleo, 5.1% diesel, y el complemento provino del gas LP y gasolinas.

La petroquímica es una industria que se orienta a la obtención de productos de alto valor a partir de gas natural y de refinados. Esta industria se integra en cadenas productivas que se interrelacionan, es intensiva en capital y presenta

ciclos de precios en los que alternan periodos de altos rendimientos con otros que no cubren la totalidad de los costos. La industria petroquímica en Pemex está integrada por cuatro cadenas principales, de las cuales destacan el etileno y sus derivados, y los aromáticos, además de derivados del metano, y del propileno.

La elaboración de petroquímicos en PPQ disminuyó 3.2% en 2009 respecto el año anterior, la caída provino

principalmente del nivel producción de los derivados del metano y aromáticos. La producción de derivados del metano fue de 1,962 miles de toneladas anuales (mta), 10.9% menor a la de 2008. Esto se debió a los trabajos de mantenimiento en las plantas de amoniaco VI y VII del Complejo Petroquímico Cosoleacaque en los periodos agosto-

septiembre, y octubre-noviembre, respectivamente, así como a rendimientos menores durante el resto del año, además las plantas de metanol del Complejo Petroquímico Independencia permanecieron fuera de operación por

estrategia de negocio.

En general, la caída de la producción de petroquímicos en PPQ se tradujo en una disminución de 7.5% en los consumos requeridos de gas por la subsidiaria durante 2009, promediando 318 mmpcd. En el caso del gas para uso

1999 1,294.7 268.3 66.6 26.4 7.1 1,663.1 77.8

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

tmca 3.9 -2.5 5.7 -3.3 -7.7 3.0

Año

Combustibles del sector petrolero Penetración del gas


total (%)1Gas natural Combustóleo Diesel Gas LP Gasolinas Total


92

combustible pasó de 291 mmpcd a 256 mmpcd entre 2008 y 2009, en este rubro tuvo menores requerimientos debido a una menor actividad productiva en los complejos petroquímicos. Por el contrario, el gas usado como materia

prima se incrementó de 54 a 63 mmpcd, principalmente como respuesta al incremento de los productos de la cadena de derivados del etano.

Cuadro 25 Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ1, 1999-2009

(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 Anuario Estadístico 2010.

3.1.4 Sectores residencial y servicios

El 2009 se convirtió en el año donde se registró la menor demanda de combustibles para los sectores residencial y servicios de la última década. En este año, se estima que el total de combustibles de estos sectores cayó 4.6%

respecto a 2008, alcanzando un valor aproximado de 1,689.7 mmpcdgne, esta disminución provino de una baja de 3.1% en los consumos de gas LP, 6.3% del uso de la leña, y 4.7% en el consumo gas natural de ambos sectores. Pese a lo anterior, el gas natural mantuvo la misma participación en el total de los combustibles de los sectores,

además su tasa de crecimiento medio de 3.4% ha sido la más elevada para un combustible en el periodo 1999-2009.

Durante la última década, el consumo de estos sectores se caracterizó por tendencias de sustitución entre los tres combustibles, por un lado el gas natural ha desplazado ligeramente al gas LP, como respuesta al crecimiento de la

población que tiene acceso a ambos combustibles y que puede decidir entre las ventajas de usar uno u otro; y por otro, la leña ha disminuido su uso en comunidades rurales que ahora tienen acceso al gas LP.

La menor intensidad del uso de los combustibles en estos sectores en los últimos años se debe principalmente al aumento de la eficiencia en algunos aparatos electrodomésticos como estufas y calentadores de agua, así como

cambios de hábitos, como usar más el horno de microondas en lugar de estufas. Es un hecho que, la normatividad oficial ha favorecido la eficiencia energética en el uso de combustibles dentro de estos sectores, como la NOM-003-

ENER-2000, para la eficiencia térmica de calentadores de agua para uso domestico y comercial.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Consumo de gas natural (mmpcd) 449 373 316 295 285 295 264 292 323 344 318 -3.4

Combustible 320 274 251 228 238 237 222 244 272 291 256 -2.2

Materia prima 129 99 65 67 47 58 41 48 51 54 63 -7.0

Elaboración de petroquímicos (mta) 7,991 6,836 5,994 5,889 6,085 6,223 6,219 6,572 7,496 7,841 7,587 -0.5

Derivados del metano 3,019 2,271 1,752 1,663 1,383 1,668 1,242 1,404 1,859 2,202 1,962 -4.2

Derivados del etano 2,696 2,636 2,408 2,309 2,218 2,073 2,440 2,748 2,607 2,604 2,695 0.0

Aromáticos y derivados 1,235 667 642 670 795 1,222 1,187 1,089 1,338 1,354 1,233 0.0

Propileno y derivados 193 180 127 115 125 116 104 24 47 17 31 -16.7

Otros 848 1,083 1,065 1,133 1,563 1,145 1,246 1,307 1,645 1,664 1,666 7.0

Concepto


93

Cuadro 26 Consumo de combustibles en los sectores residencial y servicios, 1999-2009


Fuente: Sener con base en información del IMP, CRE, PGPB y Distribuidoras.

Aun cuando se ha venido mostrando una declinación en el total de combustibles de los sectores residencial y

servicios, el gas natural se ha consolidado paulatinamente como una opción, mientras que en 1999 su participación era de 4.3%, el último año alcanzó 6.4%, y no ha presentado contracción durante esos años. Por el contrario, el gas LP bajó de 55.0% a 51.3% en el mismo periodo. La leña continua teniendo gran participación como combustible en

muchos hogares de la República Mexicana con bajos ingresos, por lo que en 2009 casi 42.3% de los requerimientos de los sectores residencial y servicio fue abastecido con esta fuente de energía.

Durante décadas la penetración del gas natural fue limitada, debido a algunos aspectos como la infraestructura de distribución local y los precios de comercialización con respecto al gas LP en las diferentes regiones del país. Con la

desregulación del mercado de gas natural en 1995, se buscó el desarrollo de la red de distribución, y como resultado un mayor número de usuarios han tenido acceso en los últimos años. Aun con lo anterior, la participación del gas LP

ha continuado siendo la más importante en ambos sectores.

El sector residencial de México es quizá el sector donde más se han enfocado los programas de ahorro de energía,

cuando menos desde la perspectiva de lo que son el reemplazo de equipos y las modificaciones de viviendas ya construidas. En este sentido, el consumo de gas natural pasó de 87 mmpcd a 83 mmpcd entre 2008 y 2009, en

tanto el gas LP disminuyó de 740 mmpcd a 711 mmpcd.

En el sector servicios, no existió afectación en los consumos de ambos combustibles contrario a que se hubiera

esperado una caída como consecuencia del brote del virus de influenza A(H1N1) a finales de abril de 2009, y que

1999 76.7 983.7 729.0 1,789.4 4.3

2000 79.2 1,008.9 729.7 1,817.9 4.4

2001 84.7 987.6 741.1 1,813.4 4.7

2002 93.4 998.3 749.9 1,841.5 5.1

2003 99.8 986.0 757.8 1,843.6 5.4

2004 106.0 988.1 763.1 1,857.2 5.7

2005 107.1 946.1 772.1 1,825.3 5.9

2006 107.7 944.7 784.1 1,836.6 5.9

2007 112.7 924.2 775.7 1,812.6 6.2

2008 112.7 894.9 763.0 1,770.7 6.4

2009 107.5 867.3 714.9 1,689.7 6.4

tmca 3.4 -1.3 -0.2 -0.6

Año

Combustibles del sector residencial y servicios Penetración del gas


total (%)Gas natural Gas LP Leña Total


94

tuvo repercusión en los niveles de producción de diversas actividades consideradas de alto riesgo de contagio, como lo son restaurantes, hoteles, esparcimiento, y comercio al menudeo, entre otros.

.

Cuadro 27 Consumo de gas natural y gas LP en los sectores residencial y servicios, 1999-2009



Fuente: IMP.

3.1.5 Sector autotransporte

El consumo del gas natural en el sector autotransporte no ha conseguido una consolidación desde su inicio. Durante 2009, la utilización del gas natural comprimido (GNC) bajó de 1.7 a 1.5 mmpcd respecto 2008, siendo el tercer año consecutivo con disminuciones en el total requerido. Esta industria que incursionó en México durante 1999, ha

enfrentado retos que no han permitido la expansión de estaciones de servicio y un mayor número de conversiones, su participación se mantuvo en 0.03% del total de combustibles consumidos en el sector autotransporte en el último

año.

Al término de 2009 estaban en operación seis estaciones de servicio en México, tres ubicadas en Monterrey, Nuevo

León, propiedad de la empresa Gas Natural México (Monterrey) y tres en la zona Metropolitana del Valle de México, Toreo, Balbuena y Tacubaya, estas últimas propiedad del consorcio colombiano Gazel. Respecto al año anterior,

operó una estación más en Monterrey, la cual ya había sido construida pero no registró ventas durante 2008. Por otro, lado la estación de Gómez Palacio, Durango, propiedad del grupo SIMSA continuó cerrada en 2009. Finalmente, la estación de servicio ubicada en Tultitlán, Edo. de México, fue reinaugurada el 28 de diciembre de

2009, misma que no había operado desde 2008 debido a problemas financieros, sin embargo dicha estación no registró ventas hacia el cierre del año.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Total (mmpcdgne) 1,060 1,088 1,072 1,092 1,086 1,094 1,053 1,052 1,037 1,008 975 -0.8

Gas natural (mmpcd) 77 79 85 93 100 106 107 108 113 113 107 3.4

Residencial 57 60 64 71 81 86 87 84 89 87 83 3.9

Servicios 20 20 21 22 19 20 21 23 24 25 25 2.1

Gas LP (mmpcdgne) 984 1,009 988 998 986 988 946 945 924 895 867 -1.3

Residencial 825 830 811 811 808 816 775 767 760 740 711 -1.5

Servicios 159 179 177 187 178 172 171 177 165 155 156 -0.2

Sector


95

Cuadro 28 Demanda nacional de combustibles del sector autotransporte, 1999-2009


n.a.: no aplica.; n.s.: no significativo. 1 Se refiere a la penetración del GNC con respecto todos los combustibles del sector autotransporte.

Fuente: IMP con base en CRE, INEGI, Pemex y empresas privadas.

Con la baja del consumo total del GNC en 2009, el número de vehículos que usaron el combustible disminuyó ligeramente de 3,135 a 3,110 unidades. Este parque prácticamente no ha cambiado desde 2007, y se ha mantenido

a través de estrategias comerciales que han abaratados los costos de las conversiones a GNC mediante la diversificación de los componentes del equipo. Cabe señalar que los comercializadores de GNC siguen promoviendo

financiamientos accesibles para liquidar el costo de las motorizaciones y convenios que permiten a los usuarios la conversión de GNC mediante el pago de rentas por uso.

Dicha estrategia ha sido muy exitosa para mantener el mercado cautivo ganado, pese a ligeras pérdidas, en comparación con otros combustibles alternativos como el gas LP cuyo parque vehicular se ha reducido 43.9% entre

2004 y 2009, derivado de los incrementos en el precio del combustible lo que ha frenado el interés por las conversiones para su uso. A diferencia del GNC y el gas LP, el diesel ha venido ganando unidades vehiculares de uso, apenas 0.5% en 2009, aun cuando su consumo disminuyó 5.2% entre 2008 y 2009.

1999 0.0 2,454.3 101.2 1,242.0 3,797.6 n.s.

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 3,803.6 107.2 1,853.7 5,766.0 0.03

2009 1.5 3,803.1 99.9 1,756.4 5,660.9 0.03

tmca 53.6 4.5 -0.1 3.5 4.1

Año

Combustibles del sector autotransporte Penetración del gas


total (%)1GNC Gasolinas Gas LP TotalDiesel


96

Gráfica 21 Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2009

(miles de unidades)

Fuente: IMP.

3.1.6 Consumo regional

El análisis regional se divide en cinco zonas: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste. Lo anterior

se hace para contar con cifras comparables entre los diferentes mercados nacionales, los estados integrantes de cada región se enlistan en el mapa 4.

El consumo regional de gas natural está estrechamente relacionado con la distribución de la infraestructura, así como con la ubicación de los centros industriales, actividades petroleras, puntos de generación de electricidad y

concentración poblacional. Estos factores son los que principalmente han desarrollado el mercado de gas natural en México. Cabe señalar que, sólo ocho estados de la República Mexicana (Baja California Sur, Colima, Guerrero,

Morelos, Nayarit, Quintana Roo, Sinaloa y Zacatecas) no presentan consumos de gas natural al cierre de 2009.

El principal volumen de consumo del hidrocarburo en el país se localiza en la región Sur-Sureste, donde se concentra

50.2%, derivado de los requerimientos de gas para las actividades petroleras que se llevan a cabo en dicha demarcación. La región Noreste le sigue en importancia al representar 26.1% del consumo nacional, cuya

participación se sustenta en las actividades del sector eléctrico e industrial que allí se llevan a cabo.

22,774.7

933.1184.9 3.1 23,895.8

Gasolina Diesel Gas LP GNC Total


97

Mapa 4 Regionalización del mercado de gas natural

Fuente: CRE.

La recesión de 2009 tuvo impacto diferente en los consumos de cada demarcación. Las regiones Noreste, Centro y Sur-Sureste incrementaron sus consumos de gas natural, sin embargo, las regiones Noroeste y Centro-Occidente si se vieron afectadas por la baja actividad económica. En caso de la Noroeste, se observó una caída de 4.8%

principalmente porque el sector eléctrico de privados disminuyó sus consumos, en tanto la baja en la región Centro-Occidente provino del sector industrial, que en general fue uno de los más afectados durante el año, dado que el

consumo regional cayó 5.5%.

Campeche es el principal estado consumidor del país, localizado en la región Sur-Sureste. Durante 2009, demandó

1,569 mmpcd, mismos que representaron 21.3% de total nacional. Aún cuando dicho estado incrementó su consumo en 0.9% respecto a 2008, no ha vuelto a alcanzar los niveles 2007, dado que en los últimos dos años la

demanda del sector eléctrico ha disminuido. En esta misma región destacan los consumos de los estados de Veracruz y Chiapas, con 1,015 mmpcd y 674 mmpcd, respectivamente. En estos tres estados, el sector petrolero ha generado una alta demanda en sus consumos totales, en orden de importancia Campeche, Veracruz y Chiapas incrementaron

los requerimientos de su sector petrolero en 2.1%,9.0% y 11.1%, respectivamente en el último año. Cabe señalar que, en Veracruz la demanda del sector eléctrico alcanzó un volumen considerable de 390 mmpcd, que representa

38.5% de su demanda total, destaca que el consumo de este sector en el estado ha crecido a 20.1% por año en el periodo 1999-2009, como resultado de la capacidad de generación que se ha instalado en la entidad.

A nivel estatal, la entidad que aumentó el mayor volumen de consumo del hidrocarburo durante 2009 fue Veracruz con 82 mmpcd más respecto 2008, por el contrario la caída más drástica se registró en el estado de Michoacán con

66 mmpc.

NoroesteNoreste

Centro - Occidente

Centro

Sur - Sureste

Baja California

Baja California Sur

Sinaloa

Sonora

Coahuila

Chihuahua

Durango

Nuevo León

Tamaulipas

Aguascalientes

Colima

Guanajuato

Jalisco

Michoacán

Nayarit

Querétaro

San Luis Potosí

Zacatecas

Distrito Federal

Hidalgo

México

Morelos

Puebla

Tlaxcala

Campeche

Chiapas

Guerrero

Oaxaca

Quintana Roo

Tabasco

Veracruz

Yucatán


98

Cuadro 29 Consumo regional de gas natural por estado1, 1999-2009


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 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Total nacional 3,993 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6,984 7,204 7,377 6.3

Noroeste 25 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 32.4

Baja California 11 36 63 100 180 227 248 283 266 303 289 38.9

Baja California Sur - - - - - - - - - - - -

Sinaloa - - - - - - - - - - - -

Sonora 14 24 34 54 77 85 86 109 111 126 119 24.0

Noreste 1,009 1,153 1,068 1,307 1,359 1,483 1,502 1,718 1,874 1,896 1,925 6.7

Coahuila 147 142 110 145 127 128 122 130 136 142 127 -1.4

Chihuahua 150 181 180 213 224 221 199 230 258 266 276 6.3

Durango 43 50 40 45 38 39 72 99 108 108 112 10.2

Nuevo León 433 501 468 529 609 560 555 607 604 617 591 3.2

Tamaulipas 237 279 270 375 362 536 554 653 767 763 818 13.2

Centro - Occidente 382 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 5.7

Aguascalientes - - 0 5 7 10 11 13 12 13 13 n.a.

Colima - - - - - - - - - - - -

Guanajuato 94 80 88 171 189 193 195 218 220 220 201 7.9

Jalisco 58 58 48 54 50 45 46 48 47 50 50 -1.5

Michoacán 131 130 84 98 128 136 126 135 140 132 66 -6.6

Nayarit - - - - - - - - - - - -

Querétaro 87 105 107 125 100 110 115 121 112 118 157 6.1

San Luis Potosí 12 16 17 20 24 26 26 31 107 172 178 30.8

Zacatecas - - - - - - - - - - - -

Centro 613 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 0.9

Distrito Federal 81 97 50 55 56 59 57 56 51 49 50 -4.6

Hidalgo 197 193 185 146 177 208 170 182 151 169 155 -2.4

México 247 232 304 316 313 275 284 301 322 320 348 3.5

Morelos - - - - - - - - - - - -

Puebla 71 67 58 72 88 87 78 88 98 102 98 3.2

Tlaxcala 17 20 17 16 17 17 16 17 17 17 22 2.5

Sur-Sureste 1,964 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,932 3,214 3,458 3,518 3,705 6.6

Campeche 581 740 818 879 1,047 1,253 1,462 1,550 1,606 1,556 1,569 10.5

Chiapas 291 305 360 359 360 358 404 472 543 607 674 8.7

Guerrero - - - - - - - - - - - -

Oaxaca - - 0 0 0 0 0 1 3 4 4 n.a.

Quintana Roo - - - - - - - - - - - -

Tabasco 282 291 276 258 249 236 221 213 215 250 274 -0.3

Veracruz 810 740 676 710 778 825 761 869 941 933 1,015 2.3

Yucatán - 39 102 108 88 89 84 109 151 168 169 n.a.


99

3.1.6.1 Consumo de la región Noroeste

Una característica distintiva de esta región es que no se encuentra conectada al Sistema Nacional de Gasoductos

(SNG) y por ende no tiene acceso a producción nacional. Así, el consumo regional total hasta 2007 había sido abastecido por importaciones provenientes del sur de Estados Unidos hacia Baja California y Sonora, debido a que

éstos cuentan con infraestructura de suministro del hidrocarburo. Hasta dicho año, la demanda regional era abastecida por gas importado conocido como continental, y entró a través de seis interconexiones, tres en Baja California y tres en Sonora.

A partir de 2008 la región comenzó a diversificar su abastecimiento, con la entrada en operación de la terminal de

GNL de Ensenada, en el estado de Baja California. Esta terminal se convirtió en la primera terminal de regasificación de acceso abierto, sin embargo las condiciones de recesión mermaron el consumo regional en 2009, que aunado a la baja del precio en el gas natural, ocasionó una menor importación de GNL en la terminal en su segundo año de

operaciones, promediando 7 mmpcd, por lo que en la región se utilizó principalmente el gas continental traído de Estados Unidos como fuente de suministro durante 2009.

Cuadro 30

Balance de gas natural de la región Noroeste, 1999-2009 (millones de pies cúbicos diarios)

n.a.: no aplica.

* Incluye diferencias y empaque.

Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Pemex, Sempra, Sener y empresas particulares.

Concepto 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009tmca

1999-2009

Origen 24 60 97 154 254 310 334 392 374 442 397 32.6

Producción regional - - - - - - - - - - - -

Importación 24 60 97 154 254 310 334 392 374 442 397 32.6

Importaciones por logística 24 60 97 154 254 310 334 392 374 417 390 32.4

Importaciones de PGPB por balance - - - - - - - - - - - -

Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - 25 7 n.a.

De otras regiones - - - - - - - - - - - -

Destino 25 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 32.4

Demanda regional 25 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 32.4

Sector petrolero - - 0 1 1 0 0 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 n.a.

Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - -

Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - -

Sector industrial 16 20 14 19 17 21 24 27 28 28 27 5.3

Sector eléctrico 7 39 80 132 237 289 309 362 346 398 380 48.7

Público 5 38 79 130 185 199 191 226 222 250 241 47.6

Comisión Federal de Electricidad 5 38 69 105 100 88 82 109 113 122 122 37.9

Extinta LFC - - - - - - - - - - - -

Productores Independientes de Energía - - 10 25 84 111 109 117 109 128 119 n.a.

Privado 2 0 1 2 53 89 117 137 124 148 139 50.6

Autogeneración de electricidad 2 0 1 2 0 0 0 1 2 3 4 4.3

Exportación de electricidad - - - - 52 89 117 135 122 145 135 n.a.

Sector residencial 1 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 -5.2

Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6.2

Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* -1 -1 0 0 -2 -1 0 1 -3 13 -12 n.a.


100

El desarrollo del consumo en la región de los últimos 10 años ha sido detonado por el sector eléctrico, mismo que representó 93.0% del total consumido en 2009. El desarrollo comenzó con un proceso de sustitución de

combustóleo por gas natural en algunas de las plantas termoeléctricas de CFE a partir de 1999. Posteriormente, se propició una mayor demanda a partir de 2001 con el gas requerido por los PIE, además dos años después la entrada de exportadores de electricidad intensificó más el consumo. En la última década esta región es la que ha presentado

el más rápido desarrollo de la demanda, a una tasa de 32.4% anual entre 1999 y 2009.

3.1.6.2 Consumo de la región Noreste

La región Noreste presenta distintas características en su consumo respecto a otras regiones, es la única donde todos los estados que la integran consumen gas natural y todos los sectores registran una demanda a 2009. Otra

característica es que a través de su territorio fluyen los volúmenes más significativos del comercio exterior del hidrocarburo, ya que cuenta con distintas interconexiones con Estados Unidos para importar y exportar gas natural por gasoducto, además de recibir GNL en la terminal de regasificación de Altamira desde 2006.

El consumo de la región promedió 1,925 mmpcd en 2009, es la segunda región más importante para el consumo

nacional. La composición de su demanda por estado en la región en 2009 fue: Tamaulipas, 42.5%; Nuevo León, 30.7%; Chihuahua, 14.4%; Coahuila, 6.6%; y Durango, 5.8%. Esta región incluye al tercer consumidor más grande del país, Tamaulipas cuya demanda fue de 818 mmpcd en 2009. Durante el último año los estados de Nuevo León

y Coahuila disminuyeron sus consumos en 4.3% y 10.5%, respectivamente, los otros tres estados si incrementaron su demanda pese a la recesión económica.

El sector eléctrico ha tenido un gran desarrollo en la región, su consumo de gas natural representa 67.2% del total, dicho aumento fue propiciado por los consumos de los PIE a partir de 2001. De hecho, hasta 2009 se han instalado

y operan en la región un total de 10 PIE, que en el último año consumieron 763 mmpcd.

Otro sector importante es el industrial, cuyo consumo no sólo es significativo para la región, sino a nivel nacional como sector, ya que representa 37.3% del consumo nacional del sector industrial. Este sector es el segundo más importante para la región, durante 2009 registró 340 mmpcd, y representó 17.7% del total regional.

Así mismo, el sector residencial de la región únicamente representa 2.8%, sin embargo, la relevancia para el consumo

nacional como sector regional radica en que éste representa cerca de dos terceras partes (64.7%) del consumo nacional del sector. Cabe señalar, que la región Noreste concentra 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, el Norte de Tamaulipas y dos más en Monterrey).


101

Cuadro 31 Balance de gas natural de la región Noreste, 1999-2009


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.


Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Gas del Litoral, Pemex, Sener y empresas particulares.

3.1.6.3 Consumo de la región Centro-Occidente

La región Centro-Occidente se caracteriza por cubrir toda su demanda de gas natural con suministro de otras regiones del país, principalmente de la Noreste y de la Sur-Sureste. En 2009, esta demarcación consumió 666 mmpcd lo que significó un decremento de 39 mmpcd respecto al año anterior. Dicha caída colocó a la región como la

cuarta de mayor consumo en el país detrás de la Centro durante el año, a la cual únicamente la superó durante 2008. Los sectores que utilizan predominantemente el gas natural que llega a la región son el eléctrico (55.3%) y el

industrial (34.7%). La recesión impactó de manera considerable al sector industrial regional, y casi todos los combustibles disminuyeron sus requerimientos en la región, salvo el coque de petróleo.

Concepto 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009tmca

1999-2009

Origen 1,174 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 1,838 2,069 2,179 2,310 2,401 7.4

Producción regional 1,024 1,058 1,042 1,072 1,150 1,143 1,267 1,442 1,449 1,415 1,539 4.2

Gas de PEP para operación1

25 32 35 36 38 36 36 35 35 39 43 5.5

Gas de PEP para recirculaciones 51 56 58 56 48 45 46 47 51 48 46 -1.2

Gas de PEP directo a Refinación 17 12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 -19.6

Producción de plantas de PGPB 211 235 265 312 361 470 595 829 970 907 924 15.9

Directo de campos 716 719 671 638 689 584 582 528 392 420 525 -3.1

Etano inyectado a ductos - - 2 3 2 2 2 0 - - - n.a.

Otras corrientes 4 5 5 5 6 4 5 1 - - - n.a.

Importación 145 221 283 576 742 814 572 626 730 894 861 19.5


Importaciones de PGPB por balance 6 75 152 392 527 515 249 167 78 128 98 32.3

Importación de gas natural licuado - - - - - - - 79 250 331 334 n.a.

De otras regiones 5 - - - - - - - 0 - - n.a.

Destino 1,174 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 1,838 2,059 2,186 2,299 2,391 7.4

Demanda regional 1,009 1,153 1,068 1,307 1,359 1,483 1,502 1,718 1,874 1,896 1,925 6.7

Sector petrolero 80 108 130 141 150 156 162 168 188 183 175 8.2

Pemex Exploración y Producción 39 47 42 42 44 42 42 41 41 43 47 1.9

Pemex Refinación 32 43 75 87 94 101 104 105 122 115 105 12.7

Pemex Gas y Petroquímica Básica 9 9 8 9 12 13 17 23 24 25 24 10.4

Pemex Petroquímica 1 9 5 3 0 - - - - - - n.a.


Sector petrolero recirculaciones internas 51 56 58 56 48 45 46 47 51 48 46 -1.2

Sector industrial 425 436 340 397 348 356 348 371 384 372 340 -2.2

Sector eléctrico 386 485 469 640 737 850 869 1,058 1,175 1,219 1,294 12.9

Público 318 427 434 582 599 679 702 915 1,029 1,069 1,152 13.7


Extinta LFC - - - - - - - - - - - -

Productores Independientes de Energía - - 5.5 197 218 397 463 631 725 711 763 n.a.

Privado 67 59 35 57 138 172 167 143 146 150 143 7.8


Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - -

Sector residencial 50 51 53 55 60 61 61 57 60 58 54 0.7

Sector servicios 17 18 17 18 15 15 15 16 17 17 16 -1.1

Sector Autotransporte - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 n.a.

Exportación 136 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 -6.9

A otras regiones 29 103 232 336 532 473 312 309 174 295 400 30.1

Variación de inventarios y diferencias* - - - - 0 0 0 9 -6 10 9 n.a.


102

A diferencia del sector industrial, el sector eléctrico impulsó un mayor consumo regional, dado que se incrementó el uso para generación del servicio público de electricidad, tanto de la CFE como los PIE´s, además el uso para

autogeneración del sector privado se mantuvo durante el año. Así, el sector eléctrico en la región pasó de de un volumen de 334 mmpcd a 368 mmpcd entre 2008 y 2009, y convirtiéndolo por segundo año consecutivo en el sector de consumo más importante de la región arriba del industrial que lo fue hasta 2007.

La mayor parte de la demanda regional fue requerida por los estados de Guanajuato (30.2%), San Luis Potosí

(26.8%) y Querétaro (23.6%), este último desplazó a Michoacán como el tercer consumidor de la región, dado que redujo casi al 50% sus requerimientos por la caída del sector industrial y de autogeneración. Además durante el año,

el estado de Querétaro incrementó sus consumos 33.3%, principalmente por mayores requerimientos de gas para el sector eléctrico público.

Cuadro 32 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 1999-2009


n.a.: no aplica.


Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Pemex, Sener y empresas particulares.

3.1.6.4 Consumo de la región Centro

La región Centro, al igual que la región Centro-Occidente, abastece toda su demanda de gas de otras regiones, de

hecho sus consumos son muy similares, específicamente durante 2009 requirió de 673 mmpcd que la hizo la tercer región de mayor consumo en el país. Asimismo la configuración de sus consumos son similares dado que los mayores sectores que demanda gas son el eléctrico y el industrial. El primero representó 46.6% de la demanda regional en

Concepto 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009tmca

1999-2009

Origen 382 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 5.7


Importación - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 382 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 5.7

Destino 382 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 5.7



Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - -


Pemex Gas y Petroquímica Básica - - 0 0 - 0 - - 0 0 0 n.a.

Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - n.a.

Pemex Corporativo - - - - - - - - - - -

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - -



Público 61 65 86 156 165 179 166 174 242 306 340 18.8


Extinta LFC - - - - - - - - - - - -

Productores Independientes de Energía - - 2 75 68 82 75 80 154 212 229 n.a.

Privado 24 31 23 35 29 26 24 26 30 28 28 1.4






Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* 0 0 0 0 0 0 0 n.a.


103

2009, en tanto el sector industrial participó con 34.9%. Estos sectores son los más importantes en el consumo de la región, sin embargo estos recibieron en forma diferente la recesión de 2009, el sector eléctrico de la región

incrementó en 8.8% su consumo, por el contrario el sector industrial fue 4.1% menor que el año anterior.

En 2009 el consumo de la región creció 2.6% respecto 2008, este crecimiento se repitió por segundo año consecutivo. Los estados que impulsaron una mayor demanda de gas en la región fueron el Estado de México y Tlaxcala, en el caso del primero se debió a mayores requerimientos del sector eléctrico para generación del servicio

público, y en Tlaxcala se originó por sus demandas del sector industrial.

Cabe señalar que la distribución del consumo regional en 2009 fue de: 51.7% en el Estado de México, donde hay una presencia importante del sector industrial; le sigue Hidalgo con 23.1%; Puebla con 14.5%; el Distrito Federal

con 7.5%; y el resto se distribuyó en Tlaxcala. Durante 2009, los consumos de la extinta LFC se incrementaron, debido a la instalación de las plantas turbogás para generación; estos consumos se reflejaron en la demanda del Estado de México, y se expresan en el balance regional y nacional como parte de los consumos de la compañía, sin

embargo en posteriores ejercicios se reconocerá la operación de la CFE en esa región.

Cuadro 33 Balance de gas natural de la región Centro, 1999-2009


n.a.: no aplica.



Concepto 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009tmca

1999-2009

Origen 613 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 0.9


Importación - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 613 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 0.9

Destino 613 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 0.9



Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - -


Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 -5.6

Pemex Petroquímica 31 33 28 28 35 24 15 19 15 19 16 -6.6

Pemex Corporativo 1 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 -4.1

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - -



Público 260 259 293 271 282 274 256 275 276 271 289 1.1


Extinta LFC 40 35 38 35 33 29 29 30 57 50 60 4.1

Productores Independientes de Energía - - - - - - - - - - -

Privado 18 20 18 23 22 23 23 22 20 17 24 3.2


Exportación de electricidad - - - - - - - - - - -



Sector Autotransporte 0 1 1 2 2 2 2 2 2 2 1 52.7

Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* - - - - 0 0 0 0 0 0 0 n.a.


104

3.1.6.5 Consumo de la región Sur-Sureste

La región Sur-Sureste es la más importante en la producción y consumo de gas natural debido a que gran parte de los

activos de PEP y PGPB dedicados a la extracción y procesamiento del gas natural se encuentran en la región, y sus instalaciones requieren un volumen considerable de gas para seguir operando. Durante 2009, la región Sur Sureste

presentó un consumo de gas natural de 3,705 mmpcd, lo que significó un incremento de 5.3% respecto a 2008, dicho volumen representa la mitad (50.2%) de la demanda nacional, e incluye la mayoría de las actividades del sector petrolero, que representa 82.3% de la demanda regional, incluyendo el gas destinado para las recirculaciones

hacia los pozos petroleros.

La producción de la región Sur-Sureste llegó a 4,705 mmpcd en 2009, de los cuales 939 mmpcd es enviado hacia otras regiones como la Centro y Centro-Occidente dentro del territorio nacional.

Cuadro 34 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 1999-2009


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 del año 2000.



Concepto 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009tmca

1999-2009

Origen 3,015 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 3,780 4,100 4,576 4,599 4,705 4.5

Producción regional 3,015 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 3,780 4,100 4,576 4,599 4,705 4.5


167 153 162 165 172 206 365 435 550 567 588 13.4

Gas de PEP para recirculaciones 192 185 184 137 166 266 354 339 420 439 594 12.0

Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - - - -

Producción de plantas de PGPB 2,498 2,556 2,539 2,603 2,668 2,674 2,552 2,615 2,577 2,555 2,649 0.6

Directo de campos 34 33 39 59 73 231 416 624 942 962 800 37.2

Etano inyectado a ductos 114 98 99 88 93 106 92 87 87 76 74 -4.3

Otras corrientes 10 8 9 9 4 0 - - - - - n.a.

Importación - - - - - - - - - - - -

De otras regiones - - - - - - - - - - - -

Destino 2,935 3,010 2,961 3,054 3,139 3,454 3,742 4,113 4,561 4,583 4,644 4.7

Demanda regional 1,964 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,932 3,214 3,458 3,518 3,705 6.6

Sector petrolero 1,075 1,033 1,053 1,031 1,019 1,118 1,190 1,270 1,447 1,545 1,569 3.9

Pemex Exploración y Producción2

360 395 463 458 471 551 651 704 843 903 940 10.1





Sector petrolero recirculaciones internas 726 874 909 943 1,056 1,157 1,303 1,390 1,373 1,335 1,478 7.4



Público 61 108 185 240 360 408 363 469 553 550 573 25.2


Extinta LFC - - - - - - - - - - - -

Productores Independientes de Energía - 27 72 128 255 306 271 365 404 449 433 n.a.

Privado 5 5 2 5 3 2 3 3 4 4 4 -1.2

Autogeneración de electricidad 5 5 2 5 3 2 3 3 4 4 4 -1.2


Sector residencial - - - - - - - - - - - -

Sector servicios 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -19.1


Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 971 895 728 740 618 693 810 899 1,103 1,065 939 -0.3

Variación de inventarios y diferencias* 79 23 71 8 38 29 38 -12 15 16 61 n.a.


105

Cabe señalar que el principal incremento del sector petrolero en región durante 2009 provino de las recirculaciones para los pozos de PEP, ya que pasó de 1,335 a 1,478 mmpcd. Otro sector no menos importante es el eléctrico

público que consumió un promedio de 573 mmpcd de gas natural en 2009, volumen que representó 15.6% del total regional. Si bien, las centrales de generación de la CFE si incrementaron su demanda, los requerimientos de los PIE´s ubicados en Campeche, Veracruz y Yucatán disminuyeron en el último año.

3.2 Oferta

3.2.1 Reservas probadas de gas natural por región38

Las reservas totales remanentes39 de gas natural, conocidas también como 3P, ascendieron a 61,236.0 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) al 1 de enero de 2010. De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, la región Norte concentra 57.7% del total, la Marina Suroeste 20.0%, la Sur 14.9% y la Marina Noreste

7.4%. Destaca que durante 2009, hubo un repunte de 1.4% de las reservas totales de gas natural, principalmente porque la región Marina Suroeste incrementó su cuantificación de reservas 3P, tanto de gas asociado como de no

asociado respecto al año anterior.

Cuadro 35 Reservas remanentes totales de gas natural, 2000-2010*


* Cifras al 1 de enero de cada año.

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Pemex Exploración y Producción, varios

años.

38 Corresponde a la regionalización de activos de Pemex Exploración y Producción. 39 Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una fecha específica.

2000 Asociado 62,049.6 8,897.9 4,979.3 36,853.0 11,319.4

No asociado 16,236.9 0.0 1,935.7 7,321.5 6,979.7

2001 Asociado 60,010.5 8,161.3 4,663.7 36,319.6 10,865.9

No asociado 16,424.4 0.0 1,935.7 7,663.7 6,825.0

2002 Asociado 55,049.1 7,916.5 3,982.5 33,424.6 9,725.5

No asociado 14,055.8 0.0 1,944.2 6,373.5 5,738.1

2003 Asociado 52,010.8 6,919.5 3,627.6 32,659.2 8,804.5

No asociado 13,422.1 0.0 2,773.8 6,087.4 4,560.9

2004 Asociado 50,412.8 6,437.4 3,480.7 32,365.6 8,129.1

No asociado 13,480.0 0.0 2,679.0 6,608.1 4,192.9

2005 Asociado 49,431.5 6,036.5 3,574.9 32,373.3 7,446.8

No asociado 14,447.3 57.8 3,048.5 7,210.0 4,131.0

2006 Asociado 48,183.0 6,130.7 2,961.6 31,726.6 7,364.1

No asociado 14,171.8 57.8 2,709.3 7,328.5 4,076.2

2007 Asociado 47,403.0 5,658.9 3,280.4 31,436.5 7,027.2

No asociado 15,642.1 57.8 4,681.5 7,473.5 3,429.4

2008 Asociado 46,067.0 5,325.0 3,163.0 30,594.1 6,984.9

No asociado 15,291.6 57.8 5,106.3 6,952.0 3,175.5

2009 Asociado 44,710.0 4,835.1 3,232.9 29,883.7 6,758.4

No asociado 15,664.3 57.8 6,338.9 6,619.4 2,648.2

2010 Asociado 44,046.7 4,481.8 3,262.6 29,498.7 6,803.6

No asociado 17,189.4 57.8 8,964.3 5,825.0 2,342.3

Sur

Región

Año Tipo de gas Total Marina Noreste Marina Suroeste Norte


106

De la clasificación de las reservas totales de gas natural por su asociación con el aceite en el yacimiento, se observa que las reservas 3P de gas asociado al 1 de enero de 2010 totalizan 44,046.7 mmmpc, representando 71.9% del

total, como consecuencia de que la mayoría de los yacimientos en el país son de aceite, y el restante 28.1% son reservas de gas no asociado. En particular, la Región Norte aporta 33.9% de estas reservas, la mayor parte localizadas en yacimientos de gas húmedo, mientras que la Región Marina Suroeste concentra 52.2%, encontrándose la mayor

parte de la reserva en yacimientos de gas y condensados. La Región Sur por su parte explica 13.6% del total, ubicándose principalmente en yacimientos de gas y condensado, y el complemento de 0.3% se localiza en la Región

Marina Noreste en yacimientos de gas seco. Cabe señalar que de las remanentes totales se estima que el volumen de las reservas de gas a entregar en las plantas procesadoras ascienda a 54,083.8 mmmpc, en tanto que las reservas de gas seco alcancen 44,712.2 mmmpc.

Las reservas probadas (1P) se estimaron de acuerdo con los lineamientos de reservas emitidos por la Securities and

Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos40. Para las reservas probables y posibles, la evaluación está alineada a las definiciones emitidas por la asociación de profesionales Society of Petroleum Engineers (SPE) y American Association of Petroleum Geologists (AAPG), así como por el comité nacional World Petroleum Council (WPC).

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 remanentes totales por categoría, muestra que 27.5% son probadas, 33.8% probables y 38.7% posibles.

Gráfica 22

Reservas remanentes totales de gas natural por categoría al 1 de enero de 2010 (miles de millones de pies cúbicos)

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción.

40 Este criterio se ha utilizado por PEP desde 2003.

16,814.6

20,694.337,508.9

23,727.2 61,236.0

Probadas Probables 2P Posibles 3P


107

La evolución histórica de las reservas probadas de gas natural del país se muestra que al 1 de enero de 2010 alcanzan 16,814.6 mmmpc, presentando una reducción de 4.7% con respecto al año anterior. Las reservas de gas a entregar

en plantas se ubicaron en 14,824.2 mmmpc. Mientras que las reservas probadas de gas seco ascienden a 11,966.1 mmmpc, de las cuales la Región Sur concentra 38.3% y la Región Norte 28.1%.

Cuadro 36

Reservas probadas de gas seco por región, 2000-2010* (miles de millones de pies cúbicos)

* Cifras al 1 de enero de cada año.

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Pemex Exploración y Producción, varios años.

En términos exploratorios de hidrocarburos durante 2009 los descubrimientos permitieron adicionar reservas 3P por

1,773.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce) de hidrocarburos, cifra que supera en 19.7% al volumen de reservas incorporadas en 2008. Nuevamente, destacan las Cuencas del Sureste, donde a pesar de

considerarse cuencas maduras siguen demostrando su gran potencial petrolero y se realizaron hallazgos por 1,710.5 mmbpce de hidrocarburos, que significa el 96.4% del total descubierto.

En la porción marina de las Cuencas del Sureste se adicionó 73.7% de las reservas 3P incorporadas, destacan en esta área los descubrimientos realizados con la perforación y terminación de los pozos Tsimin-1, Xux-1 e Ichalkil-1ADL

de la Región Marina Suroeste y Tekel-1, Kayab-1ADL y Chapabil-1A de la Región Marina Noreste. En la porción terrestre, la adición de reservas 3P fue 22.7%, con respecto al total nacional incorporado, destacan los volúmenes de reservas agregados con los pozos Terra-1, Bajlum-1, Bricol-1 y Madrefil-1 de la Región Sur. El resto de la

incorporación exploratoria, es decir, 3.6%, se ubicó en la Región Norte, donde las principales adiciones se dieron a través de los pozos Cougar-1 y Parritas-1001.

Asimismo, durante 2009 se continuó dando un fuerte impulso a la actividad exploratoria en aguas profundas del Golfo de México, donde sobresale el pozo Leek-1, que se perforó en un tirante de agua de 851 metros y descubrió

tres yacimientos de gas húmedo en areniscas del Mioceno a profundidades de entre 3,100 a 3,300 metros bajo nivel del mar.

Los resultados anteriores, son consecuencia de las inversiones sostenidas que PEP ha destinado para la incorporación de nuevas áreas de oportunidad, así durante 2009 se invirtieron un total de 30,914 millones de pesos, que fue

erogado principalmente en la perforación y terminación de 75 pozos exploratorios y delimitadores, y en la toma de 18,032 kilómetros de sísmica 2D y 16,951 kilómetros cuadrados de sísmica 3D. Del total de los pozos

exploratorios, 29 fueron productores, lo que representó un éxito de 38.7% en exploración 2.8% menos que el año previo.

De los pozos exploratorios terminados, 9 correspondieron al programa de evaluación del potencial, 64 a incorporación de reservas y dos a delimitación de yacimientos. Los resultados de la actividad exploratoria fueron: 29

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

Total 30,394 29,505 28,151 14,985 14,851 14,808 14,557 13,856 13,162 12,702 11,966

Sur 9,237 8,655 8,335 7,571 7,181 6,464 6,245 5,453 5,199 4,782 4,582

Norte 16,402 16,311 15,586 3,231 3,565 4,181 4,412 4,332 4,006 3,693 3,357

Marina Noreste 3,308 3,063 2,885 2,737 2,750 2,658 2,460 2,198 1,891 1,840 1,602

Marina Suroeste 1,447 1,476 1,345 1,446 1,355 1,505 1,440 1,873 2,066 2,386 2,426


108

pozos productores, de los cuales 13 fueron de aceite, 6 de gas seco, 9 de gas y condensado, y uno de gas húmedo; 10 pozos resultaron productores no comerciales: tres de aceite, cinco de gas, y dos de gas y condensado; además, los

36 restantes fueron improductivos.

De los descubrimientos41 en 2009, por lo que corresponde al gas natural, se adicionaron 3,733.0 mmmpc a la reserva 3P de los cuales 3,045.1 mmmpc corresponden a yacimientos de gas no asociado. Los descubrimientos de gas natural a la reserva 1P llegaron a 566.2 mmmpc, y los descubrimientos considerados en la reserva 2P fueron de

1,277.9 mmmpc. Las incorporaciones más importantes para el gas natural en la reserva 1P se ubicaron con la perforación de los pozos Xux-1 (311.6 mmmpc), Cougar-1(49.0 mmmpc), Terra-1 (31.3 mmmpc), Bajlum-1

(24.8 mmmpc) y el Kayab-1ADL (19.9 mmmpc).

Cuadro 37 Composición de los descubrimientos de gas natural por cuenca y región en 2009


Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción.

3.2.2 Extracción de gas natural

En general durante 2009, el desarrollo de las actividades operativas de Petróleos Mexicanos presentó resultados favorables en diversos aspectos, entre los que destacan el aumento en la perforación de pozos, en adquisición de

información sísmica y de la producción de crudo en la mayoría de los activos, con excepción de Cantarell, donde se moderó la disminución; la mejora en el aprovechamiento de gas natural; un mayor proceso y producción en los complejos procesadores de gas y refinerías; inicio de la producción de gasolina Pemex Magna UBA y Pemex Diesel

UBA en tres refinerías; y el reinicio de la producción de acrilonitrilo en el Complejo Petroquímico Morelos.

Del mismo modo que en exploración, los resultados en el ámbito de producción fueron positivos durante el año conforme a la cadena de valor de PEP, tanto en desarrollo de campos como en explotación de yacimientos. En el

41 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 566.2 1,277.9 3,733.0

Burgos 58.6 115.5 226.3

Norte 58.6 115.5 226.3

Sabinas 49.0 59.0 72.5

Norte 49.0 59.0 72.5

Sureste 451.4 1,096.2 3,427.0

Marina Noreste 23.1 52.0 61.8

Marina Suroeste 326.1 697.4 2,827.1

Sur 102.2 346.8 538.1

Veracruz 7.2 7.2 7.2

Norte 7.2 7.2 7.2


109

primer caso, durante 2009 se terminaron 1,075 pozos de desarrollo, 61.9% más (411 pozos) que el año anterior. Por regiones destaca la actividad en la Región Norte con 917 pozos, 89.1% más que en 2008, debido al impulso a la

perforación en sus cuatro activos: 426 pozos terminados en el Activo Aceite Terciario del Golfo, 386 en Burgos, 67 en Poza Rica-Altamira y 38 en Veracruz. Los pozos productores fueron 1,014, con 94.3% de éxito, 1.9% superior al año anterior.

En términos de explotación de yacimientos, durante 2009 se realizaron 3,219 intervenciones a pozos para mantener

su producción, 14.3% más que el año anterior. Esto fue resultado de una mayor actividad en todas las regiones que permitió obtener una producción incremental de 184.5 mbd de crudo y 487 mmpcd de gas. Del total de intervenciones, 955 fueron mayores, 1,911 menores y 353 estimulaciones.

La producción total de gas natural ascendió a 7,031 mmpcd, cantidad que incluye 496 mmpcd de nitrógeno mismo

que proviene junto con este hidrocarburo, debido al proceso de recuperación secundaria utilizado para mantener la presión del campo Cantarell.

Mapa 5

Extracción de gas natural por región, 2009 (millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en Pemex.

En 2009, la producción de gas natural hidrocarburo creció 3.9% respecto al año previo al alcanzar 6,535 mmpcd, principalmente por la terminación de pozos y el aumento en la producción de otros en los activos integrales Samaria Luna y Macuspana de la Región Sur (106 y 65 mmpcd, respectivamente), Litoral de Tabasco de la Región Marina

Suroeste (78 mmpcd), y Ku-Maloob-Zaap de la Región Marina Noreste (54 mmpcd). Cabe señalar que, en el

Región

Norte Región Marina

Suroeste

Región Sur

Región Marina

Noreste

1,782

1,112

1,600

2,537

Total 7,031


110

cuadro 38 se muestra el dato de la producción de gas natural sin nitrógeno en la región Marina Noreste a partir de 2007, como resultado de la aplicación de procesos de recuperación secundaria del Activo Integral Cantarell, que ha

provocado que la producción de los pozos cercanos a la zona de transición presente un alto contenido de nitrógeno mezclado con el gas hidrocarburo.

Cuadro 38

Extracción de gas natural por región, 1999-2009 (millones de pies cúbicos diarios)


Fuente: Pemex Exploración y Producción.

Las regiones Norte y Sur fueron las principales abastecedoras de gas natural con una producción conjunta de 4,137 mmpcd, cantidad que representó 63.3% de la producción nacional de este hidrocarburo (sin considerar el nitrógeno). Le siguió en importancia la Región Marina Noreste con una producción de 1,286 mmpcd y la Marina Suroeste con

1,112 mmpcd. Todas las regiones, con excepción de la Norte, observaron un crecimiento en su producción resultado de las inversiones en exploración y desarrollo de campos.

Gráfica 23 Producción de gas natural por tipo y porcentaje de gas enviado a la atmósfera1, 1999-2009

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

Fuente: Sener con información de Memoria de labores e Informe estadístico de labores, Pemex.

La producción de gas asociado, sin nitrógeno, fue 3,984 mmpcd, 8% más que en 2008, en tanto que la de gas no

asociado fue 2,550 mmpcd, 1.9% menos que el año previo. Esta última variación debido, sobre todo, a la caída en la producción del Activo Integral Veracruz de 15.6% (149 mmpcd).

Región 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Extracción total 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 3.9

Marina Noreste 648 737 794 831 940 947 928 920 1,157 1,901 1,783 10.6

Marina Suroeste 922 820 736 621 581 603 655 856 993 1,023 1,112 1.9

Sur 1,996 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 1,353 1,451 1,600 -2.2

Norte 1,224 1,266 1,238 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 2,556 2,544 2,537 7.6

Extracción total 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 5,915 6,289 6,535 3.2

Marina Noreste 648 737 794 831 940 947 928 920 1,014 1,272 1,286 7.1

Producción de gas con nitrógeno

Producción de gas hidrocarburo sin nitrógeno

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

20.0%

25.0%

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Po

r ci

en

to d

e l

a p

rod

ucc

ión

mm

pcd

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

4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,824

5,407

6,150

6,983 7,031

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Gas hidrocarburo Gas natural con nitrógeno

6,289

6,535

5,915


111

En el caso del Activo Integral Burgos, de la Región Norte, aumentó su producción 9.6%, al ubicarse en 1,515 mmpcd. Cabe destacar que a partir del inicio de la explotación de los bloques bajo la modalidad de los Contratos de

Obra Pública Financiada (COPF), en marzo de 2004, este activo presenta a partir de esa fecha un crecimiento promedio anual de 6.7%. Sin embargo, en 2009, la Región Norte muestra una disminución de 0.3% en su producción, debido a la caída en la extracción de gas natural en el Activo Integral Veracruz, en particular, por fallas en

los equipos de compresión y libranzas.

El objetivo de los COPF es disponer de un esquema contractual para la ejecución eficiente de obras públicas, que permita incrementar 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 solo contrato, en ellos Pemex-Exploración y Producción mantiene la propiedad de los hidrocarburos extraídos y de las obras realizadas.

De 2003 a 2009 se han celebrado nueve contratos para ejecutar obras y servicios necesarios para la producción de gas natural en distintas áreas (bloques) de la cuenca de Burgos de los cuales ocho continúan vigentes (Reynosa-

Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo, Olmos, Pirineo, Nejo y Monclova), ya que a mediados de 2008 Pemex-Exploración y Producción dio por terminado el contrato del bloque Pandura-Anáhuac.

Las principales obras realizadas en 2009 mediante los COPF fueron: perforación de 87 pozos (22.4% del total en Burgos), y la terminación de 104 pozos (90 de desarrollo y 14 exploratorios) de los cuales 99 resultaron

productores, además de la adquisición de 1,466 kilómetros cuadrados de información sísmica 3D (52% del total en Burgos). Resultado de las inversiones, la producción de gas natural de los bloques en 2009 promedió 408 mmpcd,

59.3% superior a la del año previo. En diciembre alcanzó 468 mmpcd, es decir 162 mmpcd mayor al mismo mes de 2008. Destaca el aumento en la producción del bloque Monclova (52 mmpcd) y de los bloques Nejo y Misión (41 mmpcd y 40 mmpcd, respectivamente).

El aprovechamiento de gas natural en 2009 fue 90.1%, lo que representó 2.4 puntos porcentuales más que el año

previo, este avance se debió a las acciones implantadas para reducir el envío de gas natural a la atmósfera. El volumen de gas natural enviado a la atmósfera fue 699.1 mmpcd (incluye 12.2 mmpcd de bióxido de carbono). Por otra parte, se envió a la atmósfera 332.5 mmpcd de nitrógeno. Las acciones para reducir el envío de gas natural a la

atmósfera que se llevan a cabo son:

Aumentar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión (implantación del sistema de

confiabilidad operacional).

Mejorar la eficiencia del proceso de endulzamiento de gas amargo.

Incrementar la capacidad de inyección de gas amargo al campo Cantarell de 350 mmpcd a 1,230 mmpcd.

Incrementar la capacidad de manejo de gas de alta presión de 2,480 mmpcd a 2,620 mmmpcd.

Aumentar la capacidad de compresión. Instalación de dos turbocompresores y la rehabilitación de otro.


112

Gráfica 24

Gas enviado a la atmósfera y aprovechamiento del gas, 2008-2009

Fuente: Memoria de Labores 2009, Pemex.

Cuadro 39

Producción1 y distribución de gas natural en PEP, 1999-2009 (millones de pies cúbicos diarios)

1 Incluye el nitrógeno de la región Marina Noreste.

n.d.: no disponible; n.a.: no aplica

* Incluye gas para bombeo neumático.

Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeos

Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.

87.7 90.12.4

2008 2009

Aprovechamiento del gas1

(por ciento)

851.5

152.1

698.9

482.0

149.5

332.5

1,333.5

1,031.4

2008 2009

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

Nitrógeno

Gas

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Disponibilidad 5,532 5,589 5,478 5,472 5,619 5,742 5,984 6,571 7,211 8,055 8,198 4.0

Producción 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 3.9

Gas amargo 3,567 3,445 3,294 3,164 3,133 2,994 2,937 3,075 3,415 4,236 4,315 1.9

Gas dulce 1,223 1,234 1,216 1,260 1,365 1,579 1,881 2,281 2,644 2,682 2,716 8.3

De Pemex Gas y Petroquímica Básica 741 909 967 1,048 1,121 1,169 1,166 1,215 1,153 1,136 1,167 4.6

Distribución 5,532 5,589 5,478 5,472 5,620 5,742 5,984 6,571 7,211 8,055 8,199 4.0

Consumo propio 398 406 439 443 441 521 618 665 785 848 1,128 11.0

A la atmósfera 569 545 425 318 296 180 198 286 560 1,347 1,044 6.2

CO2 102 95 78 52 43 27 16 15 13 13 12 -19.1

Gas 468 450 347 266 254 153 182 271 547 1,334 1,031 8.2

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

CO2 inyectado a yacimientos n.d. 1 9 26 25 31 23 9 8 5 6 n.a.

Condensación en ductos 270 242 271 241 261 233 240 267 244 225 227 -1.7

A Pemex Refinación 17 12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 -19.6

A Pemex Gas y Petroquímica Básica 4,271 4,372 4,321 4,411 4,585 4,775 4,923 5,340 5,621 5,638 5,784 3.1

Directo a ductos 750 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,326 5.9

A plantas de proceso * 3,521 3,620 3,611 3,714 3,823 3,960 3,926 4,188 4,287 4,256 4,458 2.4

Endulzadoras 3,074 3,165 3,176 3,208 3,325 3,296 3,118 3,162 3,150 3,190 3,388 1.0

Criogénicas 447 455 435 506 498 664 807 1,025 1,138 1,066 1,070 9.1


113

3.2.3 Procesamiento de gas natural

En 2009, el proceso de gas húmedo alcanzó 4,436 mmpcd 4.6% superior respecto al año previo. Este

comportamiento permitió una mayor elaboración de gas seco y líquidos del gas con relación a 2008. Del total procesado 76.2% fue gas húmedo amargo, un punto porcentual más que el año anterior, mientras que de gas

húmedo dulce fue 23.8% del total.

Como resultado de la operación de los complejos procesadores de gas se obtuvieron 3,572 mmpcd de gas seco, 3.2% más que en 2008; si a este volumen se añade el gas que procede directamente de PEP de 1,325 mmpcd y las corrientes de etano que se envían a ductos de gas seco, la oferta total de gas seco de origen nacional alcanzó 4,971

mmpcd.

Cuadro 40

Proceso de gas natural, producción de gas seco1 y gas directo de campos, 1999-2009 (millones de pies cúbicos diarios)

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

Fuente: Pemex.

En Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB), el nivel de utilización de las plantas de proceso está en relación directa con la disponibilidad de oferta de gas húmedo y de condensados. La cadena de valor del proceso de producción de

gas y líquidos del gas inicia con el endulzamiento de gas húmedo y de condensados, de tal manera que la utilización de los procesos subsecuentes: recuperación de líquidos, fraccionamiento y proceso de gas ácido, depende de la oferta

de materia prima.

PGPB cuenta con 10 complejos procesadores de gas42, de ellos, ocho están ubicados en la región sur-sureste del país

(en Chiapas, Tabasco y Veracruz) y dos en la región noreste (en Tamaulipas). En los complejos existe un total de 20 plantas endulzadoras y 21 plantas criogénicas para recuperación de líquidos, con una capacidad instalada que alcanza

4,503 mmpcd y 5,792 mmpcd, respectivamente.

42 Administrativamente el CPG Coatzacoalcos funciona como tal desde abril de 1997, con la integración de la terminal refrigerada, la

terminal de azufre, las plantas fraccionadoras de Morelos y Cangrejera, las plantas criogénicas de Cangrejera y Pajaritos, así como 600 km de

ductos para transporte e integración.

Tipo de gas 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Gas húmedo procesado 3,527 3,691 3,677 3,770 3,853 3,963 3,879 4,153 4,283 4,240 4,436 2.3

Gas húmedo amargo 3,071 3,220 3,227 3,260 3,360 3,349 3,153 3,203 3,162 3,188 3,381 1.0

Gas húmedo dulce 456 471 450 510 492 614 726 950 1,120 1,052 1,055 8.7

Gas seco de CPG´s 2,709 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 2.8

Gas directo de campos 750 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 5.9


114

Durante 2009, los índices de utilización de la capacidad instalada tuvieron el comportamiento siguiente: Ante el incremento de la disponibilidad de gas húmedo amargo, la utilización de las plantas de endulzamiento de gas fue

75.1%, esto fue 4.3 puntos porcentuales mayor respecto al año anterior; en tanto, la utilización de la capacidad instalada del proceso de recuperación de líquidos en plantas criogénicas, se ubicó en 75.9%, igual al alcanzado en 2008.

Cuadro 41 PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2009


Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. 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 Coatzacoalcos. 3 De acuerdo con PGPB, el CPG Reynosa quedó fuera de operación el 31 de agosto de 2009.

Fuente: Sener con base en información de PGPB.

Durante 2009, la inversión total devengada en PGPB fue de 3,257.3 millones de pesos, 30.2% menos respecto a 2008; de este monto 3,228.7 millones de pesos correspondió a inversión presupuestaria (99.1%), y 28.6 millones

a los fondos de inversión (0.9%). Los proyectos con mayor ejercicio de recursos fueron: la planta criogénica de 200 mmpcd en el Complejo Procesador de Gas (CPG) Poza Rica; la conclusión de las plantas criogénicas modulares del CPG de Burgos; y el incremento de la capacidad de las plantas actuales en el CPG Poza Rica, entre otros.

En específico, durante enero de 2009 concluyó la construcción de la planta criogénica VI del CPG Burgos e inició

operaciones en febrero. La actividad principal de este complejo es la de recuperación de los líquidos del gas húmedo dulce y separar sus componentes, mediante dos procesos industriales, que son: la recuperación de licuables del gas natural y el fraccionamiento de licuables. Una vez procesado el gas húmedo se entregan productos como el gas

natural seco, gas licuado y gasolinas naturales. Con ello, el CPG dispuso al término de 2009 de infraestructura para procesar 1,200 mmpcd de gas húmedo dulce proveniente de la Cuenca de Burgos. Lo anterior generó que en la toma de decisiones el CPG de Reynosa quedará fuera de operación a finales de agosto de 2009.

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 5,792 3,381 4,399 3,572

Cactus 1,960 1,275 1,712 1,037 795

Cd. Pemex 1,290 915 847 768 683

Matapionche 109 125 51 49 45

Nuevo Pemex 880 1,550 658 1,170 899

Poza Rica 230 290 91 87 73

Arenque 34 33 23 17 21

Cangrejera2 30

La Venta 182 180 153

Pajaritos2 192 146

Reynosa3 11 11

Burgos 1,200 932 892

Centro

procesador


115

Por otro lado, también en 2009 inició la construcción en Poza Rica, de la planta criogénica para procesar 200 mmpcd de gas húmedo dulce proveniente del Activo Aceite Terciario del Golfo, además del aumento de capacidad de

las plantas existentes. La inversión ejercida en 2009 fue 696.1 millones de pesos en la planta nueva y 228.9 millones de pesos en las plantas existentes. El proyecto incluye una fraccionadora de licuables, esferas de almacenamiento, integración y servicios auxiliares. Al cierre de 2009, el avance físico era 17.2%, 5.3 puntos

porcentuales mayor al previsto, debido al inicio de los trabajos de ingeniería básica y de detalle, a la colocación anticipada de las órdenes de compra para los equipos principales, y a la conclusión de la obra civil de la residencia de

obra.

Mapa 6 Red de ductos y centros procesadores de gas

Fuente: Sener.

La oferta nacional de gas se compone del gas seco de proceso de PGPB, el usado por PEP en operaciones y recirculaciones, y otras corrientes que complementan la oferta de PGPB. El gas seco que se oferta de PEP es 20.4%

del total, en tanto el 79.6% restante lo produce PGPB, y es comercializado tanto para el mercado interno como externo, así como para los insumos de gas de las otras subsidiarias de Pemex (véase cuadro 42).

Golfo de México

Arteaga

Toluca

Tampico

Mexicali

Monterrey

Saltillo

Ramos

Arizpe

Piedras

Negras

Silao

Aguascalientes

Torreón

Gómez Palacio

Cd. Lerdo

Cd. Juárez

Altamira

Cd. Madero

Tlax.

Nuevo Laredo

Río Bravo

Pachuca

Puebla

DF

Merida

HermosilloChihuahua

Delicias

Cd.

Camargo

.

Jiménez

San Luis Potosí

Guadalajara

Tula

.

.

Tlalchinol

CACTUS NUEVO PEMEX

L. Cárdenas

Escalón

CadereytaParras

San Fernando

.

C.F.E. El Verde

Naco Nogales

Valladolid

Océano Pacífico

Zona de consumo

Sistema de Gasoductos de PGPB

Ductos de acceso abierto

CIUDAD PEMEX

PAJARÍTOS

MATAPIONCHE

CANGREJERA

POZA RICA

BURGOS

LA VENTA

Centros Procesadores de Gas

ARENQUE

REYNOSA

Celaya

Irapuato

León

Salamanca

Cananea

San Agustín Valdivia

Samalayuca

Química

del Rey


116

Cuadro 42 Oferta nacional de gas natural, 1999-2009


Fuente: Sener con base en información de PEP y PGPB.

3.2.4 Infraestructura de transporte y distribución

La infraestructura de transporte de gas natural del país se constituye por sistemas de transporte a través de

gasoductos extendidos en el territorio nacional, constituida principalmente por el SNG43 y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PGPB, así como gasoductos fronterizos interconectados con el sur de Estados

Unidos, algunos conectados al SNG y otros aislados, estos últimos son propiedad de privados.

Los sistemas de transporte se integran por ductos de diferentes diámetros y longitudes, trampas de diablos, válvulas

de seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos, de carreteras y de ferrocarriles. Dentro de la extensión del ducto existen estaciones de compresión, las cuales permiten incrementar la presión para hacer llegar, en

condiciones operativas óptimas, el producto a su destino. Estos sistemas transportan y distribuyen el gas sin interrupción las 24 horas del día, los 365 días del año.

PGPB transporta el gas natural a los grandes consumidores, así como a la entrada de las ciudades, mientras que la distribución al interior está a cargo de empresas privadas. Las empresas que han recibido permisos de distribución en

diversas zonas geográficas del país por parte de la CRE cuentan con sus propios gasoductos. Además, algunos transportistas de acceso abierto se han interconectado al SNG, conducen y comercializan a terceros el gas que pasa por sus ductos.

El SNG cuenta con una extensión de 8,553 km de longitud y pasa por 18 estados de la República, mientras que el

sistema aislado de Naco-Hermosillo se extiende con una longitud de 339 km y está conectado con el estado de Arizona en Estados Unidos. Al cierre de 2009, Pemex operó 10 estaciones de compresión, de las cuales 9 son propiedad de PGPB y una de PEP, la estación Cd. Pemex. Todas incorporadas dentro del SNG (Véase mapa 7).

43 Inicia en Chiapas y pasa por Tabasco y Veracruz hasta Tamaulipas con líneas de 24, 36 y 48 pulgadas de diámetro; posteriormente se

prolonga por los estados de Nuevo León, Coahuila, Durango y Chihuahua, con líneas de 24 y 36 pulgadas de diámetro. Además, existen tres

líneas importantes de 18, 24 y 36 pulgadas que recorren el centro del país pasando por los estados de Veracruz, Puebla, Tlaxcala, Hidalgo,

México, Querétaro, Guanajuato, San Luis Potosí, Michoacán y Jalisco.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca

Total 4,039 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 6,025 6,014 6,244 4.5

Oferta de PEP 452 438 445 417 429 555 803 858 1,058 1,094 1,273 10.9

De formación empleado por PEP 435 426 439 394 424 554 802 856 1,057 1,092 1,271 11.3

Para operación 192 186 197 201 209 243 401 470 586 605 631 12.6

Para recirculaciones 243 240 242 193 214 311 400 386 471 487 640 10.2

Entrega directa a Refinación 17 12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 -19.6

Oferta de PGPB 3,587 3,654 3,629 3,717 3,898 4,071 4,244 4,685 4,967 4,920 4,971 3.3

Plantas PGPB 2,709 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 2.8

Directo de campos 750 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 5.9




117

La capacidad de compresión instalada de Pemex tiene una potencia de 321,200 caballos de fuerza (de sus siglas en inglés HP) al cierre 2009. Además, existe una capacidad de potencia de 179,848 HP de ocho estaciones de

compresión de privados, algunas ubicadas a lo largo de SNG, otras en los sistemas de Naco-Hermosillo y el sistema de Baja California. Las 18 estaciones de compresión acumularon una capacidad de potencia de transporte total de 501,048 HP (véase cuadro 43).

Cabe señalar que en 2009 se concluyó la construcción de la estación de compresión Emiliano Zapata, que tiene

como objetivo incrementar la capacidad de transporte de gas natural del ducto de 48 pulgadas de diámetro Cempoala-Santa Ana. La estación de compresión posee una potencia de 35,000 HP. Además, el proyecto incluye el libramiento a la ciudad de Jalapa, el cual alcanzó 58.4% de avance físico real al cierre de 2010. Este proyecto

permitirá incrementar la capacidad de transporte de gas natural y contribuirá a atender el crecimiento de la demanda de la zona centro del país.

Adicionalmente en 2010 se concluyó la construcción de la estación de compresión Chávez, en el estado de Coahuila,

que sirve para comprimir el gas que se transporta a través del gasoducto de 16 pulgadas desde Chávez hasta Durango, para suministrar principalmente a la planta de generación eléctrica La Trinidad. La estación de compresión Chávez tiene una capacidad instalada de 6,780 HP.

Mapa 7 Distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2009

(HP)

* Propiedad de PEP

Fuente: PGPB.

Naco: 14,300 HP

Gloria a Dios: 14,300 HP

Santa Catarina: 9,400 HP

Los Ramones: 21,250 HP

Estación 19: 23,700 HP

Los Indios: 46,350 HP

Valtierrilla: 4,700 HP

El Sauz: 13,500 HP

Cempoala: 55,000 HP

Lerdo: 55,000 HP

Chinameca: 55,000 HP

Cárdenas: 55,000 HP

Cd. Pemex*: 7,150 HP

Estaciones de compresión existentes de PGPB

Estaciones de compresión privada

El caracol: 46,350 HP

El Sueco: 6,160 HP

Los Algodones: 30,888 HP

Rosarito:

8,000 HP

Emiliano Zapata: 35,000 HP


118

Cuadro 43 Estaciones de compresión de gas natural a 2009

(horse power)

* Propiedad de PEP

Fuente: PGPB y Sempra.

3.2.5 Sector privado

A mediados de los noventa, el gobierno impulsó la apertura de ciertas actividades del sector de gas a la inversión privada. Así, se permitió la inversión en el transporte, la distribución, el almacenamiento, la importación y la comercialización de gas natural en territorio nacional, de tal manera que Pemex pudiera concentrar sus inversiones en

la exploración y explotación del gas, actividades estratégicas de la industria que quedaron reservadas al Estado.

De conformidad con la visión de largo plazo de la industria de gas natural, en noviembre de 1995 se introdujeron las reformas pertinentes a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y se expidió el 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.

En lugar de privatizar la industria, la reforma sentó las bases de un esquema regulado de convivencia entre el sector

público y el privado que tenía como propósito impulsar de manera eficiente el aprovechamiento del gas natural, un combustible que además de ser el motor de cualquier esfuerzo serio de industrialización, es limpio y seguro. Como resultado de este esquema, en beneficio de los usuarios que ya existían y de muchos otros nuevos que se han

generado, México ha podido concretar inversiones fundamentales en este sector, en circunstancias que, han sido cada vez más restrictivas para el ejercicio presupuestal público.

3.2.5.1 Distribución

A partir de la publicación del Reglamento de gas natural en 1995, la CRE inició la definición de las zonas geográficas

de distribución y los procesos de licitación para otorgar permisos de distribución de gas natural en dichas zonas. A la fecha, ha otorgado 21 permisos definitivos a diferentes consorcios privados que cuentan con participación de capital

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

Centro-Occidente Valtierrilla 4,700 Noreste Gloria a Dios 14,300

Sur-Sureste Cempoala 55,000 Noreste El Sueco 6,160

Sur-Sureste Lerdo 55,000 Noreste El Caracol 46,350

Sur-Sureste Chinameca 55,000 Noreste Los Indios 46,350

Sur-Sureste Cardenas 55,000 Centro-Occidente El Sauz 13,500

Sur-Sureste Cd. Pemex* 7,150 179,848

Sur-Sureste Emiliano Zapata 35,000

321,200 501,048Total compresión PGPB

Total compresión Privada

Total compresión


119

nacional y extranjero para llevar a cabo la distribución del gas natural en distintas zonas geográficas del país. Cabe mencionar que en la zona geográfica de Valle Cuautitlán-Texcoco operan dos distribuidores, dado que desde

septiembre de 2003 culminó el periodo de exclusividad que se otorgó al primer distribuidor en 1998.

Por otro lado, se reconocen 21 permisos y el cuadro 44 muestra 22 permisionarios, esto se debe a que desde 2008

los permisos de las zonas geográficas de Bajío y Bajío Norte se constituyeron en una zona geográfica denominada Bajío, toda vez que el titular de los permisos de distribución de las zonas previas era la misma empresa. Sin embargo,

la CRE considera que debido a que ambos planes de negocio no han concluido los compromisos del segundo quinquenio, será hasta el tercer quinquenio en que los registros queden unificados en el mismo permiso.

Con relación al otorgamiento de permisos de distribución de gas natural, durante 2009 la CRE no recibió solicitudes para obtener permisos de distribución en las zonas geográficas existentes ni manifestaciones de interés para nuevas

zonas geográficas. No obstante lo anterior, la Comisión resolvió sobre las solicitudes de modificación de zonas geográficas de Saltillo Ramos Arizpe y Artega, y de Monterrey, presentadas por Gas Natural México, S. A. de C. V., y Compañía Mexicana de Gas, S. A. de C. V., respectivamente.

En el primer caso se permiten dentro del mismo municipio de

Saltillo donde se está expandiendo la zona urbana. En el caso de la Zona Geográfica de Monterrey, los límites se extendieron para cubrir el municipio del Carmen donde se prevén diversos desarrollos. Por otra parte, en noviembre de 2009 la Comisión resolvió sobre la terminación anticipada del permiso G/065/DIS/1999, solicitada por el

entonces permisionario de la Zona Geográfica de Cananea, Distribuidora de Gas de Occidente, S. A. de C. V.


120

Cuadro 44 Situación de los permisos de distribución de gas natural al quinquenio correspondiente por región

1/ a miles de dólares de diciembre de 2009

Q2/ Empresas que se encuentran en el segundo periodo de cinco años

Q3/ Empresas que se encuentran en el tercer periodo de cinco años

Fuente: CRE.

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 46,823 874.8 2,412,404 345,545

Total Región Noreste 29,107 410.7 1,342,352 114,300

1 Cía. Nacional de Gas Q3/ Piedras Negras 695 5.3 12,656 764

2 Ecogas México (antes DGN de Chihuahua) Q3/ Chihuahua 1,933 28.2 72,047 18,711

3 Gas Natural de México (Saltillo) Q3/ Saltillo-Ramos Arispe-Arteaga 2,833 26.0 89,510 11,809

4 Cía. Mexicana de Gas Q3/ Monterrey 2,550 49.8 114,843 5,001

5 Gas Natural de México (Nvo. Laredo) Q3/ Nuevo Laredo, Tamaulipas 1,068 4.2 35,381 6,869

6 Gas Natural de Juárez Q3/ Ciudad Juárez 4,362 29.3 228,584 32,995

7 Tractebel GNP Q3/ Río Pánuco 917 24.2 44,583 1,089

8 Tamauligas Q3/ Norte de Tamaulipas 975 8.7 23,336 7,393

9 Gas Natural México (Monterrey) Q3/ Monterrey 12,812 225.6 696,800 27,046

10 Ecogas México (DGN La Laguna Durango) Q3/ Torreón-Gómez Palacio-Ciudad Lerdo-Durango 963 9.5 24,612 2,623

Total Región Centro 10,983 318.6 777,439 132,482

11 Gas Natural México (Toluca) Q3/ Toluca 812 26.6 26,941 3,398

12 Comercializadora Metrogas Q2/ Distrito Federal 3,851 66.8 380,393 39,250

13 Consorcio Mexi-Gas Q3/ Valle Cuautitlán-Texcoco 4,758 131.2 260,793 50,700

14 Distribuidora de Gas Natural México Q2/ Valle Cuautitlán-Texcoco 421 11.0 28,921 23,744

15 NATGASMEX Q2/ Puebla-Tlaxcala 1,142 47.2 80,391 15,390

Total Región Centro - Occidente 5,716 131.5 257,859 96,724

16 Tractebel Digaqro Q2/ Querétaro 1,628 43.7 68,228 32,377

17 Gas Natural México (Bajío) Q2/ Silao-León-Irapuato 2,240 45.9 92,590 15,242

18 Gas Natural México (Bajío Norte) Q2/ Zona Bajío Norte 692 31.5 47,238 13,515

19 Tractebel DGJ Q2/ Guadalajara 1,155 45.0 49,803 35,590

Total Región Noroeste 1,017 14.0 34,754 2,038

20 Ecogas México (DGN de Mexicali) Q3/ Mexicali 502 11.6 13,055 1,468

21 Gas Natural del Noroeste Q2/ Hermosillo 392 1.8 17,184 0

22 Distribuidora de Gas de Occidente Q2/ Cananea, Sonora 123 0.6 4,515 570

Permisionario


121

Al cierre de 2009, la CRE había finalizado el proceso de revisión quinquenal de 11 distribuidoras, estimando programas para el tercer periodo de prestación del servicio, que contemplan adicionar en 369,041 usuarios para los

próximos 5 años, y extender los sistemas de distribución en 6,125 km. Con lo anterior, se tiene una expectativa que para al término de los periodos comprometidos habrá una cobertura de 2,412,404 usuarios, con inversiones realizadas por 345.5 millones de dólares y redes de suministro de gas natural de estos permisionarios que alcancen

una longitud acumulada de 46,823 km, manejando un volumen promedio de 874.8 mmpcd para todos los usuarios.

De acuerdo con el Informe anual 2009 de la CRE, la cobertura de los permisionarios de distribución creció de 1,905,081 usuarios en 2008 a 1,976,165 usuarios al cierre de 2009. En cuanto a la expansión de los sistemas de distribución, la longitud se incrementó en 2,440 kilómetros en 2009 para alcanzar una longitud total de 44,288 km

al cierre del mismo año. Esta longitud representa 5.83% más respecto a la longitud que tenían al cierre del año anterior, compuesta por 30,599 km de red principal y 13,688 km de red de conexiones. Lo anterior corresponde a la

información de los 20 permisionarios que operaron al término del año.

3.2.5.2 Transporte de acceso abierto

El transporte de acceso abierto es una actividad regulada o sujeta a permisos que consiste en recibir, conducir y entregar gas natural por medio de gasoductos en un trayecto aprobado por la CRE 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.

Al cierre de 2009 se han mantenido vigentes un total de 23 permisos de transporte de acceso abierto, que incluyen al SNG y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PGPB, además de 21 permisos de transportistas particulares. El total de permisos de acceso abierto acumulan una longitud 12,480.3 km, con programas de

inversiones por 2,526.1 millones de dólares, ambas cantidades comprometidas al quinto año del otorgamiento de todos los permisos (véase cuadro 45). Cabe señalar que durante 2008 se autorizó el permiso de Fermaca Pipeline

del Pacífico, sin embargo este permiso dependía del resultado de la licitación de CFE para la adjucación del servicio de transporte de gas de Manzanillo a Guadalajara, mismo que no favoreció al permisionario, por lo que es posible que en el futuro este permiso se una a otros cinco permisos más que hoy se encuentran terminados anticipadamente.

Durante 2009 la CRE otorgó un permiso de transporte de acceso abierto a la empresa Energía Occidente de México,

S. de R. L. de C. V., para la construcción de un gasoducto de 300 km de longitud con capacidad de 14.16 millones de metros cúbicos por día (500 mmpcd). El sistema de transporte interconectará a la Terminal de GNL en Manzanillo con el SNG de PGPB en la zona occidente de la República Mexicana, específicamente en Guadalajara.

En el caso de PGPB, durante 2009 transportó a través de la red de gasoductos 4,603 mmpcd de gas natural,

volumen 0.3% superior al observado en 2008, debido al comportamiento del mercado de este hidrocarburo que se caracterizó por un ligero incremento (1.1%) en las ventas a terceros. Actualmente, operan 16 permisionarios en el territorio nacional.


122

Cuadro 45 Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a diciembre de 2009

* Cifra comprometida al quinto año del otorgamiento del permiso.

n.d.: no disponible.

Fuente: CRE.

El 3 de diciembre de 2009 fue otorgado el permiso de acceso abierto a Energía Occidente de México, S. de R. L. de

C. V., este proyecto incluye el diseño, construcción, propiedad, operación y mantenimiento de un sistema de transporte de gas natural con un trayecto de Manzanillo a Guadalajara. El proyecto se ubicará en los estados de

Colima y Jalisco y tendrá una longitud aproximada de 300 kilómetros (km). La trayectoria inicia en el Municipio de Manzanillo, en el Complejo Termoeléctrico de Manzanillo y la interconexión con la Terminal de GNL Manzanillo (TGNM), esto se considera el primer trayecto, con una longitud de 6 km y el gasoducto tendrá un diámetro nominal

La trayectoria Manzanillo Guadalajara, considerada como Trayecto 2, continua una ruta de aproximadamente 294 km de longitud

mmpcd, hasta llegar al punto de entrega en la interconexión con el ducto de 36 de diámetro del SNG propiedad de PGPB.

3.2.6 Precio nacional de gas natural

Tomando en cuenta las últimas modificaciones de la Reforma Energética del año 2008, de acuerdo con el artículo 2 de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, ésta tiene por objeto promover el desarrollo eficiente de diferentes

actividades del sector energético del país, entre ellas, la explicita en la fracción V, que son las ventas de primera mano

Permisionario Localización Longitud*

(km)

Volumen

Promedio

mm3d

Volumen

promedio

mmpcd

Inversión*

(millones de

dólares)

Estatus

1 Gasoductos de Chihuahua San Agustín Valdivia - Samalayuca 38.0 7,702.0 272.0 18.2 Operando

2 Igasamex Bajío Huimilpan - San José Iturbide 2.5 360.0 12.7 0.3 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

6 Transportadora 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 Básica Sistema Nacional de Gasoductos 8,704.0 144,614.0 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 Nogales Frontera México - EUA - Nogales 14.9 437.3 15.4 4.1 En construcción

11 Gasoductos Baja Norte Los 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 Prieta Frontera México - EUA - Naco 12.5 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

18 Transportadora de Gas Natural de la Huasteca Terminal de GNL Altamira, Tamps.-Tamazunchale, S.L.P. 127.0 9,887.0 349.2 162.9 Operando

19 Tejas Gas de la Península Valladolid - Nizuc y Punta Venado-Valladolid-Nizuc, Quintana Roo 234.5 5,200.0 183.6 139.5 Por iniciar obras

20 Terranova Energía Matamoros-Argüelles, Tamps 256.9 33,980.0 1,200.0 N.D. Por iniciar obras

21 Tarahumara Pipeline, S. de R. L. de C. V. Cd. Juárez-Chihuahua 375.3 27,220.0 961.3 368.8 Por iniciar obras

22 Fermaca Pipeline del Pacífico, S. A. de C. V. Manzanillo, Guadalajara 303.5 17,308.3 611.2 N.D. Por iniciar obras

23 Energía Occidente de México, S. de R. L. de C. V. Manzanillo, Guadalajara 300.0 14,158.4 500.0 413.0 Por iniciar obras

Total nacional 12,480.3 361,841.9 12,778.3 2,526.1


123

(VPM) del gas, del combustóleo y de los petroquímicos básicos. Por venta de primera mano se entenderá la primera enajenación que Petróleos Mexicanos y sus subsidiarios realicen en territorio nacional a un tercero y para los efectos

de esta Ley se asimilarán a éstas las que realicen a terceros las personas morales que aquellos controlen.

Además el artículo 3, fracción VII de esta Ley, faculta a este órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía, que goza de autonomía técnica y operativa, para aprobar los términos y condiciones a que deberán sujetarse las ventas de primera mano de gas natural y expedir las metodologías para la determinación de sus precios, salvo que existan

condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia. Por otro lado, considerando que de conformidad con el artículo 8 del Reglamento de Gas Natural, publicado en el DOF el 8 de noviembre de

1995, el precio máximo del gas objeto de las ventas de primera mano (precio de VPM) será fijado conforme a lo establecido en las directivas expedidas por la Comisión, y la metodología para su cálculo deberá reflejar los costos de oportunidad y condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional y al lugar donde se realice la

venta. Actualmente se encuentra vigente por la CRE, la Directiva sobre la Determinación de los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano, DIR-GAS-001-2009 (Véase la sección 2.5 del documento para los

antecedentes regulatorios).44

Así, a partir de agosto de 2009 dicha Directiva aplica en la determinación del precio máximo de gas para las VPM. En

general, dicho precio corresponde al índice Henry Hub ajustado por el diferencial respecto de las referencias en el sur de Texas y afectado, en su caso, por el mecanismo de sustitución a que se refiere la propia Directiva. Toda vez que

hasta julio de 2009 estuvo vigente la Directiva sobre la determinación de precios y tarifas para las actividades reguladas en materia de gas natural, DIR GAS 001 1996 (la DPT) y con base en la disposición 12.3 de la DPT (la Metodología Transitoria), la CRE emitió el precio máximo de VPM aplicable en Reynosa, por lo que la gráfica 25

incluye estas variaciones en la serie mensual a diciembre de 2009.

El gas natural, aun cuando se trata de una fuente de energía no renovable, cuenta con numerosas reservas explotables en el mundo y aumentan al mismo tiempo que se descubren nuevas técnicas de exploración y de explotación. El promedio de la determinación del precio de venta de primera mano en México para Reynosa fue de

3.53 dólares por millón de BTU (US$/MBTU), es decir 58.1% menor a la cotización del año anterior, lo cual estuvo influido por los altos inventarios y el menor consumo en plantas generadoras de energía y de gas residencial en

Estados Unidos. La variación del precio en 2009, también se explica por las condiciones de la oferta del gas natural En Estados Unidos, estimulada por las nuevas técnicas de exploración y explotación, así como por el acceso a mayor número de reservas explotables de este hidrocarburo en el mundo, con notables ventajas de utilización respecto de

otros combustibles, por lo que al estar referenciado a este mercado los precios cayeron en las VPM, alcanzando un mínimo de 2.64 US$/MBTU en septiembre.

44 Es el precio más alto que Petróleos Mexicanos podrá cobrar por el gas entregado a la salida de las plantas de proceso o en el punto o

puntos de entrega que determine el adquirente.


124

Gráfica 25 Precio de venta de primera mano de gas natural en Reynosa, 1999-2009


Fuente: Sener con base en la CRE.

Acorde con 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, se estructuran los precios al público que ofrecen los distribuidores en

cada uno de los sectores de consumo. En este sentido las componentes de dicho precio son básicamente el precio máximo de adquisición (PMA) y las tarifas máximas de distribución.

El PMA representa el precio máximo que los distribuidores podrán transferir a los usuarios por concepto de adquisición del gas como parte del servicio de distribución con comercialización. Este PMA será equivalente al que

resulte de aplicar la metodología para determinar el precio máximo del gas objeto de venta de primera mano que corresponda.

Por otro lado, las tarifas máximas para el servicio de distribución normalmente se componen de los cargos máximos por capacidad y por uso. El cargo por capacidad tiene como finalidad permitir recuperar los costos fijos que forman

parte del requerimiento de ingresos asignado al grupo tarifario que corresponda y representa la contraprestación a pagar por la capacidad reservada por el usuario en el sistema para satisfacer su demanda en un periodo determinado, expresada en pesos por unidad. En tanto, el cargo por uso tiene el objetivo de permitir la recuperación de los costos

variables que forman parte del requerimiento de ingresos correspondiente al grupo tarifario respectivo y representa la contraprestación a pagar por el uso del sistema, calculada con base en la cantidad de gas conducida a cuenta del

usuario, expresado en pesos por unidad. Es decir, que en cada zona geográfica de distribución, las compañías distribuidoras aplican bajo criterios particulares, con base en la autorización de la CRE, cargos específicos por distribución, por tipo de cliente, servicio y rango de consumos.

En 2009, los precios promedio nacional de gas natural al público aplicado por todas las distribuidoras en los

diferentes sectores experimentaron una situación similar a los precios de venta de primera mano. Así, los precios al público promedio nacional de gas natural fueron de: 14.57 US$/MBTU para los usuarios del sector residencial, 10.52 US$/MBTU para el sector servicios o comercial y 9.12 US$/MBTU en el sector industrial. Estos precios

$0.0

$2.0

$4.0

$6.0

$8.0

$10.0

$12.0

$14.0

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Promedios 1999-2002 = 3.27 US$/MBTU2003-2006 = 6.06 US$/MBTU2007-2009 = 6.10 US$/MBTU


125

promediaron 11.41 US$/MBTU en 2009, y fueron apenas más bajos en 6.9%, 4.4% y 3.6%, respectivamente (véase gráfica 26).

Gráfica 26 Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector1, 1999-2009


1 Se refiere al precio promedio estimado de la facturación de todas las distribuidoras del país.

Fuente: Sener con base en CRE.

3.2.7 Comercio exterior

Durante 2009 la actividad del comercio exterior de la industria del gas natural vino a menos en todos sus rubros, tanto la importación a través de gasoductos, como la de GNL y la exportación, derivado de la baja en la actividad económica del país, así como una sobre oferta en Estados Unidos que desincentivó la exportación de gas de PGPB.

Tras lo anterior, la balanza comercial de gas natural del país continuó deficitaria en 1,191 mmpcd, monto menor en 3.1% al saldo observado en 2008.

El total de las importaciones durante 2009 se realizaron a través de gasoductos distribuidos en la franja fronteriza

con los estados norteamericanos de California, Arizona y Texas, y por medio de los cargamentos de GNL que arribaron a las terminales de regasificación de Altamira y Ensenada. En 2009 se importó un total de 1,258 mmpcd de gas natural, de los cuales 72.9% ingresó al país por los ductos interconectados con Estados Unidos y el 27.1%

restante provino de las terminales de regasificación. El volumen de gas importado en 2009 fue 5.9% menor al registrado en 2008.

A la fecha, se tienen identificados un total de 17 gasoductos interconectados con Estados Unidos, que acumulan una capacidad máxima de transporte cercana a los 3,295 mmpcd para la importación de gas, que considera las

capacidades contratadas en base firme e interrumpible en cada punto de interconexión. Diez de estas interconexiones

$0.0

$2.0

$4.0

$6.0

$8.0

$10.0

$12.0

$14.0

$16.0

$18.0

$20.0

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Residencial Servicios Industrial


126

pertenecen a sistemas aislados a los que no puede llegar la producción nacional y las siete restantes tienen acceso al SNG.

Mapa 8 Capacidad de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos


Fuente: Sener con base en CRE, IMP, PGPB y empresas privadas.

Cabe señalar que durante la elaboración del presente ejercicio, se identificó la existencia de dos interconexiones fronterizas que han venido operando desde 2007, una en el cruce fronterizo en Nogales, Sonora y otra más en

Ciudad Acuña, Coahuila, por lo que hasta la edición anterior de este documento sólo se reportaban 15 interconexiones. Ambos casos pertenecen a sociedades de autoabastecimiento con permisos transporte de usos propios, cuyas importaciones tienen por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades de gas natural de los socios

que las integran respectivamente.

El punto de interconexión de Nogales es propiedad de la Compañía de Abastecedores de Gas Natural de Nogales S.A. de C.V., este sistema de transporte posee una capacidad de diseño de 7.5 mmpcd a condiciones de operación. El

sistema de transporte, se interconecta al gasoducto propiedad de la empresa El Paso Natural Gas Co. localizado en la Ciudad de Nogales, en Arizona, al sur de la línea fronteriza de Nogales, en Sonora, México. En el caso de la interconexión en Ciudad Acuña, corresponde a un sistema de transporte con una capacidad máxima de 16.5 mmpcd,

y se encuentra conectado a la salida de la estación de regulación y medición de un ducto de 8 de diámetro, perteneciente a West Texas Gas Inc. ubicada en la ciudad Del Río, Estado de Texas, en Estados Unidos.

Naco

Piedras Negras

San Agustín Valdivia

Tijuana

Los Algodones Naco - Agua Prieta

Mexicali

Cd. Juárez

Agua Prieta

Ciudad Mier-Monterrey

Kinder Morgan

Gulf Terra

Río Bravo

Tennessee Tetco

Nogales

Cd. Acuña

Importación Exportación

Total 3,295 750

1. Tijuana, B.C. 300 -

2. Mexicali, B.C. 29 -

3. Los Algodones, B.C. 500 -

4. Nogales, Son. 7.5 -

5. Naco, Son. 130 -

6. Naco - Agua Prieta, Son. 215 -

7. Agua Prieta, Son. 85 -

8. Cd. Juárez, Chih. 80 -

9. San Agustín Valdivia, Chih. 417 -

10. Cd. Acuña, Coah. 16.5 -

11. Piedras Negras, Coah. 10 -

12. Ciudad Mier, Tamps. 425 -

13. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. 50 -

14. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. 300 300

15. Reynosa (Tetco), Tamps. 50 150

16. Reynosa (Tennessee), Tamps. 350 300

17. Reynosa (Río Bravo), Tamps. 330 -

Capacidad máxima (mmpcd)Punto de intercambio en México


127

Cuadro 46 Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 1999-2009


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.

Por otro lado, las exportaciones realizadas disminuyeron de 107 mmpcd a 67 mmpcd entre 2008 y 2009. Cabe señalar que las exportaciones se llevan a cabo por tres de los ductos interconectados al SNG (Kinder Morgan, Tetco y Tennessee) cercanos al área de Reynosa, estos gasoductos pueden ser utilizados en forma bidireccional para exportar

un volumen máximo de gas de 750 mmpcd hacia el sur de Texas (véase mapa 8).

Punto de internación en México Importadores 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total Importaciones 168 281 380 729 996 1,124 905 1,018 1,104 1,336 1,258

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

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

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

PGPB - - - 4 21 12 7 14 10 12 10

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

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

4. Nogales, Son. Particulares - - - - - - - - 0 0 1

5. Naco, Son. 7 15 25 43 51 36 37 63 59 74 69

PGPB 7 15 16 18 19 10 9 31 34 38 32

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

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

7. Agua Prieta, Son. Particulares 6 8 9 11 9 10 10 10 11 10 9

8. Ciudad Juárez, Chih. 2 132 141 124 178 186 201 191 210 236 247 259

PGPB 132 141 124 178 167 170 170 184 207 211 225

Sector eléctrico público 1 - - - - 19 31 21 25 30 35 34

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

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

PGPB 1 - - - - - - - - - -

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

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

12. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. PGPB - 2 - 13 8 2 - - - - -

13. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. - 13 116 206 179 167 72 49 22 98 41

PGPB - 13 116 206 179 167 72 49 12 46 29

Particulares - - - - - - - - 10 52 12

14. Reynosa (Tetco), Tamps. PGPB 5 1 4 39 15 2 - - - - 0

15. Reynosa (Tennessee Gas, PMX), Tamps. PGPB 1 60 33 133 155 172 75 62 4 14 14

16. Reynosa (Tennessee Gas, RB), Tamps. - - - - 23 92 125 165 149 132 154

PGPB - - - - 23 59 45 54 57 62 57

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

Importación por gasoductos 168 281 380 729 996 1,124 905 940 854 980 917

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

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

Importación de GNL - - - - - - - 79 250 356 341

Total Exportaciones 136 24 25 4 - - 24 33 139 107 67

1. Reynosa (SNG-PGPB) PGPB 136 24 25 4 - - 24 33 139 107 67


128

En cuanto a la utilización de las interconexiones, destaca que 2009 fue el quinto año consecutivo que no se utilizó el ducto de Gulf Terra para realizar importaciones, debido a que los requerimientos de PGPB en el área de Reynosa no

fueron tan significativos como en años anteriores. De la misma manera, el gasoducto de Tijuana continúa inhabilitado para importar gas desde 2002, ya que el área de Baja California se abastece principalmente de flujo importado por Los Algodones y la terminal de Ensenada.

La importación del GNL en México se vio afectada durante 2009, con la caída de la actividad económica en todo el

mundo y en el país, sin embargo, lo que más afectó los requerimientos del país fue la sobreoferta de gas continental en la región, que llevó a precios más bajos tanto de la producción nacional como la del gas importado por gasoductos

desde Estados Unidos, dado que los contratos de suministro son flexibles en el origen del gas abastecido a los clientes, por lo que el total de GNL importado pasó de 356 mmpcd a 341 mmpcd entre 2008 y 2009. Así en 2009, la Terminal de regasificación de Altamira llegó a suministrar 334 mmpcd, mientras que la de Ensenada únicamente

entregó 7 mmpcd.

México recibió 41 cargamentos de GNL en total durante 2009, cuatro menos de los que arribaron en 2008. Los barcos provinieron de siete países diferentes, cuyo origen del volumen depositado en las terminales tuvo su principal fuente en Nigeria, con 74.5%, le siguió Egipto con 12.5%, y el resto vino de Qatar, Yemen, Noruega, Trinidad &

Tobago, y Singapur. Cabe señalar que este último no es un exportador, sin embargo fue señalado como el país de origen del gas, mismo que tendrá una terminal de GNL en 2013, por otro lado, los estudios de la Agencia

Internacional de Energía señalan que el gas provino de Indonesia.

Gráfica 27 Importaciones de gas natural licuado por país de origen, 2009


Nota: Los totales pueden no coincidir con el 100% debido al redondeo.

Fuente: Gas del Litoral y Energía Costa Azul.

3.2.8 Balance oferta-demanda, 1999-2009

Hablar del mercado de gas natural en México, es describir el desarrollo del mismo tras la reforma de 1995. En este mercado, la demanda por gas natural ha sobrepasado la producción nacional a partir de año 2000, en tanto que la

balanza comercial se ha inclinado a mayores importaciones en la última década. El aumento en la demanda de este

Nigeria74.5%

Noruega2.4%

Egipto12.5%

Trinidad y Tobago2.4%

Qatar3.7%

Yemen2.5%

Singapur2.0% Total: 341 mmpcd


129

hidrocarburo durante el periodo 1999-2009 fue originado por la puesta en marcha de centrales de ciclo combinado para la generación de electricidad, la sustitución del combustóleo en los sectores industrial y eléctrico, así como

mayores requerimientos para la industria petrolera, y en menor medida por el uso de gas natural que han logrado los distribuidores en los sectores residencial y de servicios.

La oferta nacional de gas seco creció de 4,039 mmpcd a 6,244 mmpcd entre 1999 y 2009, esto significó un aumento anual de 4.5% en el periodo. Dicho incremento se ha logrado en gran parte por la participación ascendente

del gas no asociado, principalmente el que proviene de la cuenca de Burgos. Aun con ello, la velocidad de crecimiento de la demanda nacional a razón de 6.3% por año entre en el mismo periodo, comenzó a impulsar las importaciones de gas natural cada vez mayores, primero de Estados Unidos y luego de otros países con la instalación de las

terminales de GNL en Altamira y Ensenada, a partir de 2006 y 2008, respectivamente. Estas importaciones que en 1999 representaban 4.2% de la demanda nacional, y para 2009 significaron 17.0%.

En una década, el consumo de gas natural del sector eléctrico ha sido sobresaliente ya que ha crecido 2,111 mmpcd entre 1999 y 2009, siendo muy significativa su participación, ya que en el último año alcanzó los 2,933 mmpcd. La

sustitución de las termoeléctricas convencionales de vapor por ciclos combinados en la CFE y la participación de los PIE a partir de 2000, potencializó el consumo del sector. Otros requerimientos que han crecido en forma

considerable son los vinculados a la industria petrolera, tanto el gas inyectado a pozos en las recirculaciones de PEP como el usado en las operaciones productivas de las subsidiarias de Pemex, estos presentan un crecimiento de 747 mmpcd y 604 mmpcd en 10 años, respectivamente.

Dentro del balance nacional de gas natural del país existen particularidades, que explican que el déficit no puede ser

totalmente cubierto por la producción nacional, pese a la existencia del potencial productivo del hidrocarburo, ya que se tienen que considerar algunos aspectos como la estructura geográfica del sistema, en México se tiene la región Noroeste que está totalmente aislada de un posible suministro con gas de origen nacional, es decir las importaciones

hechas en esa región no pueden ser sustituidas con producción nacional. Además, existen dos regiones superavitarias en la producción de gas como son la Noreste y la Sur-Sureste, que abastecen a la Centro y a la Centro-Occidente. Por

otro lado, existen 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. Pese a lo anterior, la producción nacional permitió atender en el último año el 84.6% de la demanda nacional.


130

Cuadro 47 Balance nacional de gas natural, 1999-2009


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 del año 2000.


Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Gas del Litoral, Pemex, Sener y otras empresas particulares.

Concepto 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009tmca

1999-2009

Origen 4,207 4,372 4,454 4,863 5,323 5,750 5,952 6,561 7,129 7,350 7,502 6.0

Producción nacional 4,039 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 6,025 6,014 6,244 4.5


192 186 197 201 209 243 401 470 586 605 631 12.6

Gas de PEP para recirculaciones 243 240 242 193 214 311 400 386 471 487 640 10.2

Gas de PEP directo a Refinación 17 12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 -19.6

Producción de plantas de PGPB 2,709 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 2.8

Directo de campos 750 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 5.9



Importación 168 281 380 729 996 1,124 905 1,018 1,104 1,336 1,258 22.3


Importaciones de PGPB por balance 6 75 152 392 527 515 249 167 78 128 98 32.3

Importación de gas natural licuado - - - - - - - 79 250 356 341 n.a.

Destino 4,129 4,350 4,383 4,856 5,287 5,722 5,914 6,563 7,123 7,311 7,444 6.1

Demanda nacional 3,993 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6,984 7,204 7,377 6.3

Sector petrolero 1,295 1,286 1,310 1,290 1,323 1,405 1,483 1,581 1,760 1,886 1,898 3.9


399 442 505 500 515 593 692 744 884 946 987 9.5




Pemex Corporativo 1 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 -4.1

Sector petrolero recirculaciones internas 777 930 967 999 1,104 1,203 1,350 1,436 1,424 1,383 1,524 7.0

Sector industrial 1,023 1,019 838 966 924 957 935 1,014 1,040 1,027 913 -1.1

Sector eléctrico 821 1,011 1,157 1,501 1,835 2,050 2,013 2,390 2,646 2,794 2,933 13.6

Público 705 897 1,077 1,379 1,591 1,738 1,680 2,059 2,322 2,446 2,595 13.9


Extinta LFC 40 35 38 35 33 29 29 30 57 50 60 4.1

Productores Independientes de Energía - 27 89 425 625 896 918 1,192 1,392 1,500 1,544 n.a.

Privado 116 115 80 122 244 312 334 331 324 348 338 11.3


Exportación de electricidad - - - - 52 89 117 135 122 145 135 n.a.



Sector Autotransporte 0 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 n.a.

Exportación 136 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 -6.9

Variación de inventarios y diferencias* 78 23 71 8 35 27 38 -2 6 39 58 n.a.


131

Evolución de la demanda y oferta

nacional de gas natural 2010-2025

En este capítulo se analiza la demanda futura de gas natural, tanto sectorial como regional, bajo un escenario definido como base, que considera una tendencia de crecimiento para la economía

nacional de 3.5% en promedio anual para el periodo 2010-2025.

Asimismo, la oferta es resultado de una estimación basada en la cartera 2010 de proyectos de PEP, donde fue estimada la oferta tanto de gas asociado como de no asociado con origen en los

potenciales de extracción de 80 proyectos, a su vez PGPB generó la oferta de gas seco que pondrá disponible al mercado. Finalmente, ambas subsidiarias de Pemex colocarán una oferta de gas seco en el mercado nacional que crecerá a 2.1% anual durante el periodo 2009-2025.

Con el fin de satisfacer los requerimientos del mercado interno de gas natural, Pemex ha diseñado

nuevas estrategias para apoyar el desarrollo de su oferta. En ellas se busca mejorar el aprovechamiento de las reservas de este hidrocarburo, optimizar el uso de la infraestructura

productiva, así como incrementar su capacidad con una base tecnológica de vanguardia.

Por otro lado, se considera la participación programada de las terminales de GNL de Altamira, Ensenada y Manzanillo, que apoyarán el crecimiento de la disponibilidad de gas y la diversificación en las importaciones. En tanto la Secretaría de Energía continua promoviendo proyectos de

expansión en la infraestructura de transporte de gas natural, que podrían fortalecer al mercado de consumo y al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) dotándole de redundancia y mayor

capacidad de transporte que requerirá esta industria en los próximos 15 años.

4.1 Análisis de la demanda prospectiva de gas natural

Se estima que en los próximos años, la demanda nacional de gas natural experimentará un crecimiento promedio anual de 2.4% al pasar de 7,377 mmpcd en 2009 a 10,779 mmpcd en el

2025. Estos resultados presentan diferencias respecto a la Prospectiva del año anterior debido a la revisión en términos nominales en el crecimiento del PIB en los escenarios macroeconómicos. Dicha revisión ya considera el efecto que la recesión de 2009 provocó en la economía nacional en

el corto plazo, así como la recuperación paulatina durante 2010 y el impacto que tendrá en la demanda de combustibles hacia el futuro.

CAPÍTULO CUATRO


132

Cabe señalar que el escenario macroeconómico es el insumo principal que sustenta la estimación de la demanda del mercado nacional de gas natural, además del escenario de precios de los hidrocarburos autorizado por la Secretaría de

Energía, y otras consideraciones relacionadas con tendencias en cada sector de consumo final, proyectos de infraestructura de particulares y del sector público, así como la mejor información disponible al cierre de la edición de esta prospectiva. En particular, el escenario macroeconómico estima un crecimiento promedio anual de 3.5% en el

PIB del país.

Bajo el comportamiento analizado de los componentes y las variables independientes mencionadas, la expectativa para el consumo interno de gas natural es que experimentará un incremento total de 3,402 mmpcd entre 2009 y

2025. Al respecto, durante el horizonte de análisis los dos sectores que predominarán en los incrementos de la demanda serán el eléctrico con 1,853 mmpcd y el petrolero con 1,021 mmpcd, de hecho hacia 2025 ambos consumirán 85.6% del total nacional, por lo que son importantes para alcanzar ahorros de energía y promover la

eficiencia energética en sus procesos productivos.

Cuadro 48

Demanda de gas natural por sector, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios)

1 Incluye el gas para recirculaciones.

Fuente: IMP con base en información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.

Por el lado de la demanda regional, la participación permanecerá similar que en 2009 aun cuando el desarrollo del mercado de gas natural en el horizonte de estudio sea al alza. Lo anterior implica que la región Sur-Sureste continuará

siendo la mayor consumidora de gas natural y representará 39.3% del total de 2025, lo cual obedece a la concentración de las actividades del sector petrolero de esta región. En segundo término, la región Noreste, que absorberá 25.6% de la demanda de gas natural al mismo año, atribuible al desarrollo del sector eléctrico y al industrial

como principales consumidores, estas regiones le seguirán la región Centro, Centro-Occidente y Noroeste.

Cuadro 49

Demanda de gas natural por región, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios)


4.1.1 Sector eléctrico

La planeación del desarrollo del mercado eléctrico para el periodo 2010-2025 pretende estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, sectorial y regional. Este ejercicio permite

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total 7,377 7,747 7,980 8,407 8,471 8,600 8,629 8,908 9,273 9,715 9,867 10,186 10,277 10,450 10,510 10,524 10,779 2.4

Petrolero 1 3,422 3,642 3,906 4,183 4,192 4,304 4,072 4,148 4,300 4,466 4,411 4,387 4,345 4,341 4,403 4,460 4,444 1.6

Eléctrico 2,933 2,973 2,923 3,041 3,056 3,022 3,209 3,385 3,583 3,838 4,027 4,341 4,453 4,612 4,594 4,532 4,786 3.1

Industrial 913 1,013 1,026 1,053 1,087 1,132 1,203 1,224 1,236 1,253 1,268 1,296 1,314 1,331 1,344 1,362 1,379 2.6

Residencial 83 91 96 101 106 111 115 119 122 125 128 130 132 133 135 136 137 3.2

Servicios 25 26 27 27 28 28 29 29 30 30 30 30 30 30 30 30 30 1.3

Transporte vehicular 2 1 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 4.6

Sector

Región 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Nacional 7,377 7,747 7,980 8,407 8,471 8,600 8,629 8,908 9,273 9,715 9,867 10,186 10,277 10,450 10,510 10,524 10,779 2.4

Noroeste 408 421 419 418 475 505 502 548 562 584 621 648 635 634 664 649 670 3.1

Noreste 1,925 2,019 2,099 2,107 2,041 2,022 2,133 2,206 2,288 2,358 2,493 2,606 2,608 2,692 2,697 2,638 2,762 2.3

Centro-Occidente 666 719 738 848 955 930 1,006 1,013 1,084 1,174 1,205 1,362 1,502 1,512 1,515 1,477 1,550 5.4

Centro 673 682 633 689 684 755 797 1,037 1,068 1,176 1,225 1,266 1,318 1,443 1,435 1,498 1,559 5.4

Sur-Sureste 3,705 3,905 4,090 4,346 4,317 4,387 4,192 4,104 4,272 4,424 4,324 4,304 4,214 4,168 4,199 4,262 4,239 0.8


133

identificar los requerimientos de capacidad de generación y transmisión, a fin de satisfacer el consumo de energía eléctrica, tanto del sector público como el cubierto por los privados a través del autoabastecimiento.

Con el decreto del 11 de octubre de 2009 en el que se extinguió el organismo descentralizado Luz y Fuerza del Centro (LFC), la CFE se hizo cargo de la generación, transmisión y comercialización de la zona donde realizaba estas

operaciones. Sin embargo, durante 2010 se dio seguimiento a los proyectos iniciados en el centro del país, reestructurando las necesidades y formas de abastecimiento en materia eléctrica de la misma zona.

La planeación de la demanda de combustibles se obtiene como respuesta a la programación de centrales requeridas

para cubrir las necesidades futuras de energía eléctrica del país. Cabe señalar que, la oportunidad para la diversificación de combustibles en procesos de generación eléctrica está plasmada en los procesos de planeación, por lo que se espera sigan incorporándose nuevas tecnologías en el periodo de análisis.

Además, en los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en la generación

de energía eléctrica bajo las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración. La instalación de nuevas centrales con base en nuevos esquemas influirá de manera importante en el desarrollo del SEN, ya que se modificarán los

requerimientos de reserva y será necesario adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y el respaldo necesario.

4.1.1.1 Demanda de gas natural para el servicio público de electricidad

En los últimos 40 años, el crecimiento de la capacidad de generación del SEN se ha apoyado principalmente en los hidrocarburos, base fundamental del sistema. La mayor parte de las centrales de este tipo corresponde a térmicas

convencionales que utilizaban combustóleo. En épocas recientes las empresas eléctricas del mundo y los PIE en otros países han mostrado una marcada preferencia por las plantas de ciclo combinado, en virtud de sus bajos niveles de

contaminación por utilizar gas natural , alta eficiencia térmica y construcción modular, así como menores requerimientos de inversión comparados con otras tecnologías.

Por lo anterior, el programa de expansión del sistema de generación de la CFE45 contiene una importante cantidad de proyectos de ciclo combinado, que utilizan gas natural como combustible. Al final del periodo, la participación de las

tecnologías a base de gas natural en la capacidad total de generación del servicio público se limita a 45%; las fuentes renovables alcanzarán una participación de 23.2%; la nueva generación limpia46 participará con 8.8% y las nuevas tecnologías de generación47 8.6%; las que operan a base de combustóleo, coque y diesel reducirán su participación a

5.2%; y el carbón disminuirá su participación a 7.3%, la tecnología nuclear participará con 2%.

Para cuantificar la generación y consumo de combustibles, se consideran la oferta y evolución prevista de precios de los energéticos, así como las restricciones de la norma ambiental. Con los planes de expansión del sector eléctrico

45 Véase Prospectiva del sector eléctrico 2010-2025. 46 NGL: Nueva generación limpia: Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2; nuclear, solar o importación de energía. 47 CC/NTG: Nueva Tecnología de Generación: Ciclos combinados con eficiencia mejorada y nuevas tecnologías de generación distribuida.


134

público, el gas natural será el más consumido y representará 65.7%48 del total de combustibles usados en promedio durante el periodo 2009-2025.

La demanda de combustibles del sector eléctrico público se muestra en el cuadro 50. En particular, el consumo de gas natural del sector eléctrico público se incrementará de 2,594.9 mmpcd a 4,400.9 mmpcd entre 2009 y 2025.

De este incremento la mayor aportación provendrá del consumo de las centrales de los PIE mismo agregado que pasará de 1,544.4 mmpcd a 3,375.5 mmpcd en el mismo periodo.

El consumo esperado de gas natural por parte de la CFE oscila en el periodo de análisis ya que considera el

abastecimiento a las centrales existentes e incluye algunos proyectos de conversión de plantas turbogás a ciclo combinado, y nuevas centrales en construcción, en proceso de licitación o planeadas. Respecto al origen del abasto del hidrocarburo en todas las centrales será diversificado, ya que se estima que provendrá de gas de origen nacional,

gas importado por gasoductos desde Estados Unidos, y además de tres terminales de regasificación de GNL (Altamira, Ensenada y Manzanillo).

Cuadro 50

Demanda de combustibles en el sector eléctrico público1, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

1 Se incluye en CFE el consumo de combustibles de la extinta LFC para el año 2009 dado que operó oficialmente hasta octubre de ese año.

Fuente: IMP, con base en información de CFE, Pemex y empresas privadas.

Ante la incertidumbre en los precios del gas natural, la estrategia de diversificación cobra mayor importancia y la

tecnología de carbón se vuelve competitiva. Por esta razón, se ha considerado la posibilidad de incorporar centrales a base de carbón con dispositivos de secuestro y captura de CO2. En esta prospectiva se plantea la posible instalación

de estas centrales en Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en la región de Sabinas, Coahuila, por lo que el uso del carbón llega a significar 23.4% del total de combustibles hacia 2025.

Adicionalmente, se consideran opciones de nueva generación limpia (NGL) tales como ciclos combinados con eficiencia mejorada y nuevas tecnologías para generación distribuida. Asimismo, tecnologías de generación limpia

48 Respecto a un promedio total de 5,050 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (mmpcdgne) entre 2009-2025.

Año 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total 4,401.6 4,367.3 4,236.5 4,261.5 4,313.3 4,299.3 4,458.4 4,606.7 4,810.3 5,106.7 5,346.6 5,597.3 5,801.8 6,057.6 6,011.2 5,952.7 6,215.3 2.2

Comisión Federal de Electricidad 2,857.1 2,707.7 2,526.4 2,573.5 2,670.4 2,638.5 2,608.1 2,544.1 2,567.1 2,669.7 2,703.9 2,744.1 2,855.0 2,907.2 2,835.1 2,834.0 2,839.8 0.0

Producción Independiente de Energía 1,544.4 1,659.6 1,710.2 1,688.0 1,642.9 1,660.8 1,850.3 2,062.6 2,243.2 2,437.0 2,642.8 2,853.2 2,946.7 3,150.5 3,176.1 3,118.7 3,375.5 5.0

Carbón 685.7 777.2 840.5 875.1 899.0 903.0 899.0 894.8 941.6 1,018.7 1,079.9 1,153.5 1,278.3 1,375.0 1,407.8 1,448.9 1,452.9 4.8

Comisión Federal de Electricidad 685.7 777.2 840.5 875.1 899.0 903.0 899.0 894.8 941.6 1,018.7 1,079.9 1,153.5 1,278.3 1,375.0 1,407.8 1,448.9 1,452.9 4.8

Combustóleo 1,081.7 936.6 798.7 715.6 706.6 709.9 687.0 662.2 622.1 579.3 572.1 434.3 404.2 401.6 341.5 301.4 306.4 -7.6

Comisión Federal de Electricidad 1,081.7 936.6 798.7 715.6 706.6 709.9 687.0 662.2 622.1 579.3 572.1 434.3 404.2 401.6 341.5 301.4 306.4 -7.6

Diesel 39.2 33.4 30.4 14.6 12.1 14.0 12.5 13.7 12.5 19.7 15.9 17.8 15.6 18.0 16.7 19.6 19.0 -4.4

Comisión Federal de Electricidad 39.0 33.4 30.4 14.6 12.1 14.0 12.5 13.7 12.5 19.7 15.9 17.8 15.6 18.0 16.7 19.6 19.0 -4.4

Producción Independiente de Energía 0.2 - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Coque de petróleo - - - - 24.7 35.5 36.1 36.2 36.1 36.1 36.1 36.2 36.1 36.1 36.1 36.2 36.1 n.a.

Comisión Federal de Electricidad - - - - 24.7 35.5 36.1 36.2 36.1 36.1 36.1 36.2 36.1 36.1 36.1 36.2 36.1 n.a.

Gas natural 2,594.9 2,620.1 2,566.9 2,656.3 2,670.9 2,636.9 2,823.9 2,999.8 3,197.9 3,452.9 3,642.6 3,955.5 4,067.6 4,226.9 4,209.0 4,146.6 4,400.9 3.4

Comisión Federal de Electricidad 1,050.7 960.5 856.7 968.3 1,028.0 976.1 973.6 937.3 954.8 1,015.8 999.8 1,102.4 1,120.8 1,076.4 1,032.9 1,027.9 1,025.4 -0.2

Producción Independiente de Energía 1,544.2 1,659.6 1,710.2 1,688.0 1,642.9 1,660.8 1,850.3 2,062.6 2,243.2 2,437.0 2,642.8 2,853.2 2,946.7 3,150.5 3,176.1 3,118.7 3,375.5 5.0


135

donde la captura y secuestro de CO2 se incorporarían a ciclos combinados y carboeléctricas, además la generación nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o en su caso importación de capacidad.

La reducción en el consumo de combustóleo se debe al aumento en el uso de gas en centrales existentes para

cumplir con la normativa ambiental, a los altos precios esperados de este energético y a la capacidad de centrales con base en combustóleo que se retirarán de operación. Este combustible disminuirá a 7.6% anual en todo el periodo de análisis.

4.1.1.2 Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado

La recesión no hizo mayor estrago en la demanda de gas natural y otros combustibles por concepto de

autogeneración de particulares, debido a que gran parte de su producción se efectúa por empresas dedicadas exclusivamente a esta actividad, misma que cuentan con contratos de largo plazo de sus socios.

La demanda de combustibles en el sector autogeneración de energía eléctrica no tendrá mayores cambios en el periodo prospectivo, presentando un ligero incremento a una tasa promedio de crecimiento anual de 0.8% en todo el

periodo 2009-2025 (véase cuadro 51). El combustible más utilizado en el sector seguirá siendo el gas natural con una participación de 65.8% hacia el final del periodo, seguido del coque de petróleo y combustóleo con 21.5% y

8.2%, respectivamente. En el caso del carbón y diesel se mantienen con participaciones menores a 5%, de hecho el primero permanece igual dado que no se prevén proyectos que impulsen su demanda en este rubro. Cabe señalar que la expansión del subsector se espera no dependa de combustibles de origen fósil, sino de energías renovables como

eólica, hidráulica y solar.

Cuadro 51

Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, Pemex y empresas privadas.

Sector Producto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Autogeneración de electricidad Total 331.6 349.8 353.3 381.7 381.9 380.5 380.5 380.3 380.5 380.5 380.0 380.1 380.3 379.6 379.6 379.3 379.6 0.8

Combustóleo 33.8 33.7 33.4 33.4 33.4 32.0 32.0 32.0 32.0 32.0 32.0 31.8 31.8 31.0 31.0 31.0 31.0 -0.5

Coque de petróleo 81.7 81.8 81.8 81.5 81.8 81.8 81.8 81.5 81.8 81.8 81.8 81.5 81.8 81.8 81.8 81.5 81.8 0.0

Diesel 10.6 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 14.0 1.8

Carbón 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 0.0

Gas natural 202.4 217.1 221.0 249.6 249.6 249.6 249.6 249.6 249.6 249.6 249.1 249.6 249.6 249.6 249.6 249.6 249.6 1.3

Exportación de electricidad Gas natural 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 0.0


136

De los cinco proyectos que utilizan combustibles considerados en la proyección dos son ingenios azucareros que cogeneran electricidad y vapor con bagazo como insumo, los otros tres utilizan gas natural. Una planta de

autoabastecimiento asociada a una papelera en Michoacán prevé consumir 2.3 mmpcd. Otra perteneciente al sector servicios en el estado de Nuevo León consumirá 0.2 mmpcd en un sistema de cogeneración de electricidad y vapor para un proceso industrial. El tercer permisionario instalará en el mismo estado un equipo de ciclo combinado de 146

MW con el fin de generar 1,116 GWh para varias decenas de socios con un consumo de 31.2 mmpcd de gas natural. La demanda de gas natural del proyecto de cogeneración de Pemex en Nuevo Pemex está considerada en el sector

petrolero. Por otro lado, en el caso de la exportación de electricidad no se espera cambios en los permisionarios, porque se estima el consumo de gas natural permanecerá en 135.4 mmpcd en todo el periodo 2009-2025.

4.1.2 Sector industrial

Se estima que el consumo de gas natural por parte del sector industrial crecerá de 912.8 mmpcd en 2009 a 1,379.1 mmpcd para 2025. Este sector será el tercero de mayor consumo del combustible, después del sector eléctrico y petrolero. Pese a que el volumen de consumo del sector aumenta, su participación en el mercado nacional permanece

casi igual, representando 12.4% en 2009 y 12.8% en 2025, lo cual resulta significativo si se considera que el año base de 2009 fue un año con recesión económica.

Las expectativas durante 2010 son de crecimiento en el sector, dado que se ha ido recuperando la actividad

productiva durante el año. Sin embargo, para el período 2010-2025 se prevé un crecimiento promedio de 2.6% anual en el consumo de gas natural del sector. En el periodo 2010-2015 el crecimiento del consumo de gas natural se estima de 3.5% anual, debido a una expansión esperada tanto en la rama de metales básicos como en la química,

ambas intensivas en el consumo del hidrocarburo. En los diez años posteriores se espera un incremento de 1.4% por menores aumentos en la capacidad productiva y mejoras en los rendimientos de los procesos industriales. Asimismo,

se espera que estas mejoras se aceleren en el transcurso del periodo de proyección, y tendrán distintos impactos en las diferentes ramas del sector industrial.

La demanda regional esperada de gas natural muestra ciertas disparidades, el crecimiento promedio en la región Sur-Sureste sobresale y es consecuencia de la puesta en operación del proyecto Etileno XXI, que aumenta la demanda

regional en 54.3% en el 2015. Entre las regiones Noreste, Centro-Occidente y Centro la segunda tendrá el mayor crecimiento por el peso de la fuerte recuperación de la industria del acero en esa zona.

Cuadro 52 Demanda regional de gas natural sector industrial, 2009-2025


Fuente: IMP, con base en CNIA, CRE, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

Región 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total 912.8 1,012.7 1,025.5 1,053.1 1,087.0 1,132.5 1,202.6 1,224.3 1,236.3 1,252.6 1,268.1 1,295.5 1,314.3 1,330.9 1,343.9 1,362.3 1,379.1 2.6

Noroeste 26.8 24.3 24.2 24.7 25.0 25.4 26.7 26.5 25.5 26.3 27.8 28.8 28.0 28.1 27.9 27.7 28.0 0.3

Noreste 340.1 364.0 364.7 371.1 375.1 405.1 415.4 422.7 422.0 427.0 434.4 446.5 456.9 461.6 468.0 474.2 480.8 2.2

Centro-Occidente 231.1 286.6 297.6 311.7 329.1 333.0 337.2 341.3 348.1 353.2 358.3 363.2 367.4 369.2 371.5 377.3 381.9 3.2

Centro 234.6 251.4 250.5 253.6 264.3 275.0 278.3 288.0 294.9 299.4 300.8 309.3 316.0 322.4 327.8 332.1 335.4 2.3

Sur-Sureste 80.3 86.5 88.6 92.1 93.5 94.0 145.1 145.8 145.8 146.7 146.8 147.7 146.0 149.6 148.7 151.1 153.1 4.1


137

El gas natural seguirá siendo el combustible de mayor demanda en las principales actividades industriales de nuestro país. Pese a los ligeros incrementos a lo largo de todo el periodo, se prevé que continuará el proceso de sustitución de

combustóleo por gas natural, debido a la mayor eficiencia y menores precios equivalentes del último. Su participación representará más de la mitad del total de los combustibles utilizados en el sector industrial durante el horizonte de análisis, pese a que su crecimiento en volumen se considera bajo respecto a otros sectores de consumo, el

hidrocarburo abastecerá 52.7% de los requerimientos del total de la canasta de combustibles del sector hacia el final del periodo (véase gráfica 28)

.

Lo anterior se explica porque el ritmo de crecimiento del consumo anual promedio del gas natural es ligeramente superior al total de la canasta de combustibles, el cual se estima en 2.5% para el periodo 2009-2025. Por otro lado,

la demanda de carbón crecerá a 5.8% en promedio anual y a partir de 2010 se consolidará como el segundo combustible más importante en el sector durante casi todo el periodo de estudio, además el coque de petróleo

aumentará su demanda en 3.3%, en tanto que el uso de combustóleo seguirá en descenso como consecuencia de los mayores costos y la sustitución por otros combustibles, presentando decrementos de 6.5% anual entre 2009 y 2025.

Gráfica 28 Demanda de combustibles en el sector industrial, 2009-2025



La estimación de la demanda de gas natural del sector industrial se divide en tres secciones: 1) la demanda tendencial, en donde se refleja el comportamiento esperado en relación con la eficiencia energética, crecimiento

económico y los precios, 2) la demanda por sustitución, que incluye el consumo de gas LP y combustóleo que será desplazado por gas natural como consecuencia de nueva infraestructura de distribución, y 3) el consumo de gas

natural por el proyecto Etileno XXI a partir de 2015 (véase cuadro 54).

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Gas Natural

Combustóleo

Diesel

Coque de petróleo

Gas LP

Carbón


138

La demanda tendencial se realizó para doce grupos de ramas según la intensidad en el consumo de gas natural y su importancia en la demanda del sector industrial.

Cuadro 53 Demanda de gas natural por grupo de ramas, 2009-2025



Para la división de industrias básicas de metales se nota una recuperación fuerte de la demanda en el 2010. En los próximos años se esperan algunas adiciones de capacidad de producción con sus respectivos incrementos en la

demanda de gas natural, posteriormente, no son tan significativos en la demanda. Continuará siendo la división de mayor consumo de gas natural, y se estima un incremento a lo largo de todo el periodo de 127.2 mmpcd, por lo que

su participación en 2025 será de 25.4% del total industrial.

Aun con los problemas de competitividad internacional que ha enfrentado la industria química, la escasez de materias

primas y los altos precios de las mismas para importarlas, esta industria será la segunda rama de mayor consumo de gas natural. Se estima un aumento en su consumo de 107.7 mmpcd durante de 2009-2025, su participación en la

demanda de este combustible al inicio del periodo se calcula en 14.8% y al finalizar el mismo en 17.6%.

Dentro de la estimación del consumo de gas natural de la industria química, se considera el desarrollo del proyecto

Etileno XXI, el cual ya fue adjudicado por Pemex a dos empresas, una mexicana y otra brasileña, Idesa y Braskem, las cuales mantendrán un contrato de suministro de largo plazo de etano con PGPB, para la producción de etileno y

algunos otros derivados, particularmente los polietilenos. Este proyecto requerirá un insumo de gas natural a partir de 2015 y que alcanzará 50 mmpcd anuales hasta 2025. El proyecto permitirá aumentar la oferta de polímeros nacionales para activar la industria química nacional y sustituir importaciones. Sin el proyecto Etileno XXI, el

crecimiento promedio de la demanda de gas natural entre 2009 y 2025 para el grupo de ramas de la industria química sería de 2.2%, con éste se aumenta a 3.7% en el mismo periodo.

El gas natural continuará siendo el energético de mayor demanda en la industria del vidrio, el incremento en el

volumen de consumo en el lapso 2009-2025 será de 64.0 mmpcd, mostrando un crecimiento anual de 3.0%. El combustible usado en esta industria se destina principalmente a los hornos de fundición, y la producción se destina al sector automotriz, vivienda y alimentos y bebidas que vienen en envase de vidrio.

Grupo de ramas 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total 912.8 1,012.7 1,025.5 1,053.1 1,087.0 1,132.5 1,202.6 1,224.3 1,236.3 1,252.6 1,268.1 1,295.5 1,314.3 1,330.9 1,343.9 1,362.3 1,379.1 2.6

Industrias básicas de metales 223.4 284.1 292.8 301.9 317.9 343.9 344.7 345.4 346.3 346.8 347.5 348.0 348.3 349.0 349.6 350.4 350.6 2.9

Química 135.2 142.7 144.5 149.0 152.1 155.0 208.3 211.0 213.2 216.6 218.8 223.9 225.4 229.9 231.9 237.3 243.0 3.7

Vidrio y productos de vidrio 104.0 108.0 108.9 112.2 114.6 117.7 122.9 129.3 134.7 137.4 142.7 149.2 154.6 157.3 160.5 165.0 168.0 3.0

Productos metálicos, maquinaria y equipo 95.0 107.1 107.7 111.3 114.4 117.9 121.0 123.0 124.6 127.1 128.5 130.7 133.9 136.5 140.4 144.0 146.0 2.7

Alimentos, bebidas y tabaco 102.9 99.8 99.6 101.4 103.1 105.0 105.9 107.6 108.9 109.6 109.0 111.5 112.0 113.0 113.9 114.4 115.1 0.7

Productos de minerales no metálicos 58.2 67.7 69.0 71.7 74.4 76.6 80.2 84.9 85.1 89.7 92.6 96.0 100.4 101.9 102.4 105.6 108.5 4.0

Papel y cartón, imprentas y editoriales 62.9 67.5 66.4 67.0 65.8 65.3 65.8 66.5 66.1 66.3 68.4 71.4 72.9 73.0 73.1 72.5 73.0 0.9

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 34.4 33.0 32.6 32.4 31.6 31.4 31.0 31.3 30.7 30.5 29.1 29.6 30.1 30.5 30.1 29.6 29.2 -1.0

Minería 17.5 21.5 22.0 22.4 23.3 23.7 24.6 24.4 23.9 23.8 25.4 26.8 25.3 25.3 24.6 23.1 23.2 1.8

Cerveza y malta 15.8 16.9 17.1 17.4 17.6 17.8 18.1 18.3 18.5 18.0 18.3 17.9 17.6 18.0 18.1 17.9 17.9 0.8

Cemento hidráulico 11.7 12.4 11.9 11.4 10.9 10.5 10.1 9.7 9.3 9.3 9.3 9.3 9.3 9.3 9.3 9.3 9.3 -1.4

Resto de las ramas 51.9 52.0 53.2 55.1 61.1 67.6 70.1 72.9 75.0 77.5 78.5 81.3 84.4 87.2 90.1 92.9 95.4 3.9


139

En la rama de productos metálicos, maquinaria y equipo se estima un crecimiento en la demanda de 51.0 mmpcd entre 2009 y 2025. Después de pasar por los efectos de la recesión, que afectó seriamente la industria automotriz se

espera una recuperación de la demanda al cierre del año de 2010.

En el proceso de producción de celulosa y papel se continuará empleando, entre otros, gas natural para generar vapor. Al cierre de 2025 habrá un aumento en la demanda de gas natural de 10.2 mmpcd, reflejado en un crecimiento anual de 0.9% y la actividad económica en esta rama se estimó en 2.6%.

El consumo de gas natural en la industria del cemento hidráulico ya es poco relevante. Las productoras de cemento

están terminando la sustitución energética cambiando combustóleo y gas natural por coque de petróleo, también reciclando materiales y aprovechando mejor los insumos energéticos. Dentro de las medidas de reemplazo está el

coprocesamiento de neumáticos y el tratamiento de residuos industriales como aceites y lodos impregnados de hidrocarburos que sirven de combustible en los hornos de las cementeras.

Una de las ramas económicas con gran relevancia en la actividad manufacturera en México es la de alimentos, bebidas y tabaco. El consumo estimado pasará de 102.9 mmpcd en 2009 a 115.1 mmpcd en 2025. La demanda de

combustible requerido mostrará un crecimiento promedio anual de 0.7% en el periodo de análisis.

Gráfica 29 Estructura de la demanda por grupo de ramas del sector industrial, 2009 y 2025



Únicamente en el estado de Morelos se prevé nueva infraestructura de distribución industrial de gas natural, con un volumen de 13.6 mmpcd al finalizar el periodo de análisis, este volumen sustituiría al combustóleo y gas LP que el

sector consume en ese estado (véase cuadro 54).

Alimentos, bebidas y tabaco

11.3%

Papel y cartón, imprentas y editoriales

6.9%Cemento hidráulico

1.3%

Cerveza y malta1.7%

Industrias básicas de metales

24.5%

Minería1.9%

Productos de minerales no metálicos

6.4%

Productos metálicos, maquinaria y equipo

10.4%

Química14.8%

Resto de las ramas industriales

5.7%

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero

3.8%Vidrio y

productos de

vidrio

11.4%

2009

Alimentos, bebidas y

tabaco

8.3%

Papel y cartón, imprentas y editoriales

5.3%

Cemento hidráulico0.7%

Cerveza y malta1.3%

Industrias básicas de metales

25.4%

Minería1.7%

Productos de minerales no metálicos

7.9%

Productos metálicos,

maquinaria y

equipo10.6%

Química17.6%

Resto de las ramas industriales

6.9%

Textiles, prendas de vestir e industria del

cuero

2.1%

Vidrio y productos de vidrio

12.2%

2025


140

Cuadro 54 Demanda industrial de gas natural por componente de proyección, 2009-2025


* Se refiere a la sustitución de combustóleo y gas LP por nueva infraestructura de distribución industrial de gas natural.


4.1.3 Sector petrolero

El gas natural es utilizado en el sector petrolero como combustible en ductos, refinerías, plantas procesadoras de gas, bombeo neumático, generación de energía eléctrica y materia prima en complejos petroquímicos, entre otros usos. Históricamente es un sector intensivo en el uso del hidrocarburo dentro del balance nacional, y durante el periodo

2010-2025 lo seguirá siendo, aun cuando en 2021 deje de ser el sector de mayor consumo y sea desplazado por el sector eléctrico.

Los requerimientos de gas para recirculaciones internas de PEP continuarán siendo muy significativos en todo el periodo prospectivo, su volumen promedio representará 45.9% del total del gas requerido por el sector petrolero, por

lo que más de la mitad del gas utilizado por Pemex se destinará a autoconsumos de las diferentes subsidiarias, además del gas combustible requerido para el proyecto de cogeneración en Nuevo Pemex. Específicamente, el

volumen requerido para inyección a pozos pasará de 1,524 mmpcd en 2009 a 1,828 mmpcd en 2025, alcanzando un máximo de 2,158 mmpcd en 2018. Cabe señalar que PEP tiene considerado que al desarrollar campos en aguas profundas, el 50% del gas obtenido será aprovechable y el otro 50% se reinyectará a cada pozo donde sea extraído.

El consumo de gas natural de las subsidiarias de Pemex crecerá a 2.0% en promedio anual en el periodo 2009-

2025. La subsidiaria que demandará la mayor cantidad de gas para su operación será PEP, ya que ésta prevé una intensa actividad en el horizonte de estudio, dado que buscará estabilizar y revertir la declinación de la plataforma de

producción de petróleo crudo, por lo que incrementará su uso del gas natural de 987 mmpcd a 1,232 mmpcd entre 2009 y 2025.

Por su parte, se estima que Pemex Refinación (PR) se convertirá en la subsidiaria que más aumente en volumen el uso del gas natural hacia 2025, este pronóstico se vincula con la expectativa de la instalación de nuevas capacidades

de refinación, así como un mayor transporte de petrolíferos que serán requeridos en el país durante el horizonte prospectivo. Destaca que esta subsidiaria incrementará a más del doble su consumo entre 2009 y 2025, ya que el

diferencial será de 326 mmpcd, volumen mayor al usado durante el año base. El primer incremento notable en el uso de gas natural se prevé para 2011, dado que se habrán concluido los trabajos de reconfiguración de la refinería de Minatitlán, incrementando la capacidad de procesamiento de crudo en 100 miles barriles diarios (mbd), y haciendo

más intensivo el uso del gas natural para sus operaciones, además se espera un incremento en los requerimientos de la refinería de Cadereyta. Para alcanzar una mayor oferta de petrolíferos y mejorar la calidad de los combustibles, PR

va incrementando otras capacidades en distintos procesos, lo que incrementará el insumo de gas en la subsidiaria. Sin embargo, el proyecto que detonará de manera considerable el consumo será el nuevo tren de refinación con aprovechamiento de residuales en Tula, mismo que requerirá un promedio de 170.7 mmpcd de gas natural entre

2016 y 2025, este proyecto aumentará la capacidad de procesamiento de crudo en 250 mbd y se prevé quede

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Tendencial 912.8 1,012.7 1,025.5 1,053.1 1,082.7 1,123.6 1,143.4 1,164.6 1,176.0 1,191.6 1,207.1 1,234.5 1,252.8 1,268.8 1,281.5 1,299.3 1,315.5

Sustitución* - - - - 4.3 8.9 9.1 9.7 10.3 11.0 11.0 11.0 11.4 12.1 12.4 13.0 13.6

Proyecto Etileno XXI - - - - - - 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0 50.0

Total 912.8 1,012.7 1,025.5 1,053.1 1,087.0 1,132.5 1,202.6 1,224.3 1,236.3 1,252.6 1,268.1 1,295.5 1,314.3 1,330.9 1,343.9 1,362.3 1,379.1


141

concluido hacia finales de 2015. Adicionalmente, al producir una mayor cantidad de petrolíferos, éstos serán transportados por la red de poliductos de PR, incrementando los requerimientos de gas para los compresores

conforme avanza el periodo de análisis.

Cuadro 55 Demanda de gas natural del sector petrolero, 2009-2025


1 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell.


El uso del gas natural en Pemex Petroquímica (PPQ) será ascendente entre 2009-2013, y posteriormente a partir del 2014 se consideran ahorros por los proyectos de cogeneración en Cangrejera, Morelos y Cosoleacaque, lo que

disminuye el uso del gas combustible en la subsidiaria hasta 2015. Finalmente, se incrementan los consumos de gas durante el siguiente año y prevé se conserven en ese orden hasta el cierre del escenario en 2025. Por un lado, el gas

combustible crecerá de 253 a 304 mmpcd entre 2009 y 2025, mientras que el uso como materia prima pasará de 65 a 100 mmpcd en el mismo periodo. Entre las premisas que se planean y favorecen al uso de gas en la subsidiaria se encuentran la entrada de una tercera y cuarta planta de amoniaco en 2012 y 2016, respectivamente, en el

Complejo Petroquímico (CPQ) Cosoleacaque, lo cual incrementará el consumo de gas como materia prima y uso combustible en esos años. Además, se requerirá una mayor cantidad de gas combustible asociada a incrementos en la

elaboración de algunos productos de PPQ como el Cloruro de Vinilo, cuya planta se estima operará a mayor capacidad a partir de 2012, el proyecto de modernización y ampliación del tren de aromáticos de La Cangrejera, y el aumento en la producción óxido de etileno, estos dos últimos considerados posiblemente a partir de 2013.

Cuadro 56

Demanda de gas natural de Pemex Petroquímica1, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios)

1 No incluye el consumo del proyecto Etileno XXI, se incluye en el sector industrial.

Fuente: PPQ.

Durante 2010 continuó considerándose la inclusión del proyecto de cogeneración en Nuevo Pemex. Este proyecto producirá energía eléctrica con alta eficiencia, confiabilidad y bajo costo; y consiste en la instalación de una planta de

generación de energía eléctrica con capacidad de 300 MW y cuyo inicio de operaciones se programa durante 2012 con un consumo promedio 80 mmpcd entre 2013 y 2025.

El proyecto considera la instalación de una planta de cogeneración con turbinas de gas y recuperación de calor en el CPG de Nuevo Pemex, utilizando agua y gas natural para producir vapor y energía eléctrica. El proyecto suministrará

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total 3,422 3,642 3,906 4,183 4,192 4,304 4,072 4,148 4,300 4,466 4,411 4,387 4,345 4,341 4,403 4,460 4,444 1.6

Autoconsumo 1,898 2,112 2,267 2,333 2,295 2,213 1,957 2,050 2,168 2,308 2,303 2,336 2,355 2,390 2,479 2,565 2,616 2.0

Exploración y Producción1

987 1,129 1,240 1,278 1,114 1,063 791 654 760 899 899 936 960 1,000 1,088 1,177 1,232 1.4

Refinación 301 354 406 371 394 416 450 625 625 625 625 625 625 625 625 627 627 4.7

Gas y Petroquímica Básica 291 304 270 279 290 309 291 286 297 300 293 289 284 280 280 276 272 -0.4

Petroquímica 318 324 351 384 416 345 345 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 1.5

Corporativo 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0.4

Cogeneración Nuevo Pemex - - - 20 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 n.a.

Recirculaciones internas 1,524 1,530 1,639 1,849 1,897 2,091 2,115 2,098 2,132 2,158 2,109 2,051 1,990 1,951 1,925 1,896 1,828 1.1

Concepto

Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total 318 324 351 384 416 345 345 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 1.5

Combustible 253 257 292 311 330 271 271 304 304 304 304 304 304 304 304 304 304 1.2

Materia prima 65 66 59 73 86 73 73 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 2.7


142

más de la mitad de la demanda de vapor, así como la totalidad de energía eléctrica del CPG. PGPB estima que del total de la capacidad de la planta el CPG requiere utilizar 40 MW, por lo que se enviará vía porteo la energía eléctrica

excedente generada por los otros 260 MW, a otros centros de trabajo de otras subsidiarias de Pemex en la región, sustituyendo la generación de equipos ineficientes y/o al final de su vida útil. Por lo que no es considerado un consumo particular de PGPB. El proyecto generará un ahorro total de 78 mmpcd de gas combustible y reducirá en

920,000 ton/año las emisiones de CO2 a la atmósfera.

4.1.4 Sector residencial y servicios

En el sector residencial y servicios, el gas LP continuará siendo el principal combustible utilizado, sin embargo, las expectativas de expansión e inversión en infraestructura de gas natural por parte de empresas privadas será un factor

que permita incrementar las redes de distribución destinadas a estos sectores. Se estima un crecimiento anual de 2.8% en la demanda de gas natural al pasar de 107.5 mmpcd en 2009 a 167.3 mmpcd en 2025. Al finalizar el

periodo de estudio, se estima una penetración de 15.9% en el uso de gas natural en estos sectores. Por otro lado, el uso de gas LP mostrará un incremento de apenas de 0.1% anual en el periodo 2009-2025(véase cuadro 57).

Cuadro 57 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2009-2025


* Pies cúbicos diarios.

Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Entre 2009 y 2025 se espera un incremento en el consumo de gas natural por parte del sector residencial y servicios

de 59.8 mmpcd. El sector residencial aportará 54.3 mmpcd, en tanto que el sector servicios aumentará en 5.6

Año Gas natural Gas LP Total

Penetración

del gas natural

respecto al

total (%)

Habitantes

Consumo gas

natural y gas

LP por

habitante *

Crecimiento

(%)

2009 107.5 867.3 975 11.0 107,550,697 9.1

2010 117.8 892.1 1,010 11.7 108,396,211 9.3 2.8

2011 122.7 884.4 1,007 12.2 109,219,931 9.2 -1.0

2012 128.4 881.1 1,010 12.7 110,022,552 9.2 -0.5

2013 134.1 880.4 1,015 13.2 110,804,591 9.2 -0.2

2014 139.4 881.1 1,021 13.7 111,566,783 9.1 -0.1

2015 144.0 880.5 1,025 14.1 112,310,260 9.1 -0.3

2016 148.4 881.7 1,030 14.4 113,036,756 9.1 -0.1

2017 151.9 880.9 1,033 14.7 113,746,425 9.1 -0.4

2018 155.1 880.6 1,036 15.0 114,437,635 9.1 -0.3

2019 157.8 880.3 1,038 15.2 115,109,547 9.0 -0.4

2020 160.2 880.7 1,041 15.4 115,762,289 9.0 -0.3

2021 161.9 880.2 1,042 15.5 116,395,567 9.0 -0.4

2022 163.6 880.4 1,044 15.7 117,007,442 8.9 -0.3

2023 165.0 881.0 1,046 15.8 117,595,470 8.9 -0.3

2024 166.3 881.8 1,048 15.9 118,157,718 8.9 -0.3

2025 167.3 882.0 1,049 15.9 118,692,987 8.8 -0.3

tmca 2.8 0.1 0.5 2.3 0.6 -0.2


143

mmpcd. La expectativa de crecimiento del combustible en estos sectores es atribuible por un lado, al impulso de nuevos desarrollos urbanos que se consideran mercados potenciales de consumo, a nueva infraestructura de

gasoductos de distribución y por último a los acuerdos con empresas constructoras para el acceso a sus fraccionamientos, para el sector residencial.

El consumo promedio por habitante (gas natural y gas LP) es de 9.1 pies cúbicos diarios y se espera que este consumo baje a 8.8 pies cúbicos diarios, derivado del aumento de eficiencia en equipos de calentamiento, cocción de

alimentos e introducción de paneles solares (véase gráfica 30).

Gráfica 30

Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)


Por otro lado, conforme al Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2009-2012, la

expectativa de incremento en la eficiencia de equipos para calentamiento convencional para agua, cocción de alimentos y la introducción de paneles solares, serán factores que permitirán un ahorro significativo en la demanda de gas natural en los sectores residencial y servicios. Así, se estima que dicho ahorro llegué a 23.6 mmpcd al final del

período prospectivo (véase gráfica 31).

107 118 123 128 134 139 144 148 152 155 158 160 162 164 165 166 167

867 892 884 881 880 881 880 882 881 881 880 881 880 880 881 882 882

9751,010 1,007 1,010 1,015 1,021 1,025 1,030 1,033 1,036 1,038 1,041 1,042 1,044 1,046 1,048 1,049

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Gas natural Gas LP Total


144

Gráfica 31 Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios, 2009-2025


Fuente: IMP, con base información de Banxico, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

La participación de la demanda de gas natural en los sectores residencial y servicios aumentará en forma modesta al

final del periodo de proyección. Así, esta representará 15.9% de la demanda total de combustibles fósiles (gas natural y gas LP) en 2025. En el caso del gas LP, disminuirá debido a la competencia que existe con el gas natural en

las zonas geográficas de distribución, mientras que en zonas rurales se espera que el gas LP le gane mercado a la leña. El gas LP continuará siendo el combustible con mayor participación (véase gráfica 32).

Gráfica 32

Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2009 y 2025 (participación porcentual)


El aumento en la demanda de gas natural del sector residencial se deberá en gran medida al impulso de nuevos desarrollos urbanos con un gran potencial de consumo de gas natural en ciertas regiones del país como son la Centro

117.8 122.7

128.4 134.1

139.4 144.0

148.4 151.9 155.1

157.8 160.2 161.9 163.6 165.0 166.3 167.3

107.5

118.7

124.5 131.2

138.0 144.6

150.6 156.4 161.5

166.3 170.7 174.8 178.3 181.7 185.0

188.1 190.9

0

50

100

150

200

250

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Sin mejora en eficiencia

Con mejora en eficiencia

Ahorro

Gas natural, 11.0%

Gas LP, 89.0%

2009

Gas natural, 15.9%

Gas LP, 84.1%

2025


145

y Noreste. Al final del periodo prospectivo, la región Noreste tendrá una participación de 52.3% de la demanda total de gas natural para el sector residencial, seguida de la Centro con 34.6% y Centro-Occidente con 12.3%. Esta

situación se debe esencialmente al grado de maduración que tiene el mercado de gas natural en dichas regiones, por lo que la aceptación del consumidor y la ampliación de redes de distribución serán detonantes de la demanda (véase cuadro 58).

Cuadro 58

Demanda de gas natural por región, sector residencial, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios)

n.a.:Significa que no aplica.


La demanda de gas natural en el sector servicios, mostrará un crecimiento promedio anual de 1.3%, con lo que esta

se ubicará en 30.1 mmpcd al final del período prospectivo. La región Noreste será la más importante al demandar 58.9% de la demanda total de gas natural en el sector, seguida de la Centro con 23.5% y Centro-Occidente 16.5%.

En el sector servicios, la tendencia esperada será similar a la del sector residencial pues su demanda se encuentra fuertemente vinculada a la disponibilidad de una red de infraestructura que garantice el suministro constante en las

zonas urbanas. Para el periodo de estudio, se proyecta un crecimiento equivalente a 5.6 mmpcd entre 2009 y 2025. La región Noreste seguirá demandando el mayor volumen de gas natural a nivel nacional en este sector debido a que en esta región se cuenta con una red de distribución extensa (agrupa 10 permisos de distribución en 9 zonas

geográficas) lo que facilita una mayor disponibilidad de este energético (véase cuadro 59).

Cuadro 59 Demanda de gas natural por región, sector servicios, 2009-2025



4.1.5 Sector autotransporte

El gas natural consumido por el sector autotransporte crecerá en promedio 4.6% cada año durante el periodo 2009-2025, hacia el último año se estima una demanda de 3.1 mmpcd. En este sentido se espera que la región Centro

Región 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total 82.9 91.5 96.2 101.2 106.1 110.9 115.1 119.1 122.4 125.3 127.8 130.0 131.8 133.5 134.9 136.2 137.2 3.2

Noroeste 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 2.0

Noreste 53.6 57.4 58.8 60.5 62.1 63.7 65.0 66.3 67.3 68.1 68.9 69.6 70.1 70.6 71.1 71.5 71.8 1.8


Centro 23.4 26.3 28.4 30.6 32.7 34.8 36.6 38.4 39.9 41.2 42.4 43.6 44.5 45.3 46.1 46.8 47.4 4.5

Sur-Sureste - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Región 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total 24.5 26.3 26.5 27.3 28.0 28.5 28.9 29.3 29.6 29.8 30.0 30.1 30.1 30.1 30.1 30.1 30.1 1.3

Noroeste 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 -0.3

Noreste 15.6 17.3 17.6 17.8 18.0 18.0 18.1 18.1 18.2 18.2 18.2 18.2 18.1 18.0 17.9 17.8 17.7 0.8


Centro 5.9 5.7 5.4 5.6 5.8 5.9 6.1 6.2 6.3 6.5 6.6 6.7 6.8 6.8 6.9 7.0 7.1 1.1

Sur-Sureste 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 1.2


146

crezca a un ritmo 4.1% anual y, se demanden 2.7 mmpcd. Por otro lado en la región Noreste se estima que el crecimiento sea de 10.0% anual, para llegar a los 0.4 mmpcd al final de periodo de proyección (véase gráfica 33).

Gráfica 33

Demanda regional de gas natural en el sector autotransporte, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, Pemex, Sener y empresas privadas.

En el ejercicio de proyección se consideran como determinantes de la demanda el nivel de Producto Interno Bruto, el precio del combustible y la probable penetración de la tecnología en el número de vehículos que cada año se irán

integrando al parque vehicular. Las dos primeras variables tendrán un efecto favorable en la demanda futura del energético, puesto que se espera una eventual mejora en la actividad económica y un escenario de precios atractivos para el gas natural en el autotransporte.

No obstante a lo anterior, el lento avance en las inversiones en infraestructura y bajo desempeño de la demanda del

gas natural vehicular, condujeron a un reajuste de expectativas en el pronóstico de la demanda en el sector. En esta versión de la proyección se prevé un ritmo de crecimiento menor a lo estimado en años anteriores.

Con respecto al parque a gas natural, la cantidad de vehículos en circulación crecerá en promedio 5.4% cada año en el horizonte prospectivo, con lo que llegarán a existir alrededor de 7.2 miles de unidades al final del periodo. En la

región Centro se espera que el parque a gas natural casi se duplique, alcanzando la cantidad de 5.0 mil de vehículos en 2025. En la región Noreste se considera que el parque puede aumentar 1.8 miles de unidades y llegar a un total de 2.2 miles de vehículos.

1.4 1.4 1.4 1.5 1.6 1.6 1.71.9

2.12.3 2.4

2.5 2.6 2.8 2.8 2.8 2.70.1

0.1 0.10.1

0.1 0.20.2

0.2

0.3

0.30.3

0.40.4

0.4 0.4 0.40.4

1.51.4

1.51.7

1.7 1.81.9

2.1

2.4

2.62.7

2.93.0

3.13.2 3.2

3.1

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Centro Noreste Total


147

Para determinar la penetración de la tecnología a gas natural, se evalúa el costo de la conversión y el diferencial del costo por kilómetro de un vehículo a gas natural contra uno a gasolina. Se obtiene entonces los kilómetros mínimos

para recuperar la inversión en un vehículo a tecnología de gas natural. El resultado de la evaluación permite determinar el porcentaje probable de vehículos que entran en el rango de unidades en las que es redituable invertir en conversiones a gas natural.

Aunque en varios casos la evaluación de la inversión en un vehículo a gas natural pareciera ser rentable, existe una

importante barrera relacionada con la disponibilidad del combustible y de la tecnología que ha retrasado, y en otros casos, limitado el interés de los agentes económicos por la tecnología en cuestión.

Por otro lado, a finales de diciembre de 2009 en el estado de México ha quedado lista para entrar en operación la estación de servicio Tultitlán. Se estima que para el 2025 existirán en total 9 estaciones servicio, lo que representa

un crecimiento promedio de 2.6% anual. En la zona Centro existirán 5 estaciones y 4 en la zona Noreste (véase cuadro 60).

Cuadro 60 Estaciones y parque vehicular a gas natural comprimido por región, 2009-2025

(unidades y miles de unidades, respectivamente)

Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, Pemex, Sener y empresas privadas.

Región 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Total estaciones 6 7 7 7 7 7 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9 2.6

Total parque vehicular 3.1 2.9 3.2 3.5 3.7 3.9 4.3 4.8 5.4 5.9 6.2 6.6 6.9 7.2 7.4 7.5 7.2 5.4

Noreste

Estaciones 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 4 2.2

(unidades)

Parque vehicular 0.5 0.4 0.6 0.7 0.9 1.0 1.2 1.3 1.5 1.7 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.3 2.2 10.0

(miles de unidades)

Centro

Estaciones 3 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 5 5 5 2.7

(unidades)

Parque vehicular 2.6 2.5 2.6 2.8 2.9 2.9 3.1 3.4 3.8 4.1 4.3 4.6 4.8 5.0 5.1 5.2 5.0 4.1

(miles de unidades)


148

4.2 Oferta de gas natural

El ejercicio de prospectiva tiene dos etapas para la estimación de la oferta de gas natural. En la primera, PEP integra

una cartera de proyectos de acuerdo a las oportunidades de exploración y explotación asociadas a las reservas y recursos prospectivos de hidrocarburos identificados y documentados en nuestro país hasta 2010, de acuerdo con

los objetivos y estrategias del Plan de Negocios de la subsidiaria.

Así, PEP estima el posible perfil de producción de petróleo y gas natural considerando el desarrollo de los activos actuales y el potencial de reservas a incorporar por la actividad exploratoria, ambos vinculados a las inversiones planeadas para exploración y explotación. Cabe señalar que, las oportunidades de producción de los hidrocarburos

son seleccionadas de acuerdo a su generación de valor económico, rentabilidad, o techos presupuestales para los siguientes 15 años.

A partir de la extracción de gas natural estimada por PEP, se determina el volumen de gas natural que pondrá a

disposición de PGPB para su procesamiento o para inyección a gasoductos durante el periodo 2011-2025, esto depende de las características del gas que se planea obtener. Con esta información, PGPB obtiene en una segunda etapa la oferta de gas seco que comercializará e inyectará al SNG en los próximos 15 años, con lo que se conforma la

oferta final del balance nacional.

4.2.1 Escenario de producción de PEP

La cartera de proyectos 2010 de PEP muestra el conjunto de oportunidades en términos exploratorios y de

explotación que se han identificado al día de hoy, y a partir de ella se ha generado el escenario de planeación de producción de aceite y gas natural. Cabe señalar que la cartera de proyectos 2010 de PEP presenta estimaciones

alineadas con la inversión correspondiente para cada proyecto en términos del valor económico en pesos de 2010, y su estructura pretende integrar y desarrollar proyectos de gas no asociado y gas asociado de los proyectos de aceite, para garantizar el abastecimiento del mercado nacional.

La descripción del escenario de producción ha sido ampliamente explicita en el documento Prospectiva del mercado

de petróleo crudo 2010-2025, sin embargo algunas consideraciones relevantes que dan sustento al escenario de producción de gas natural de PEP son:

Se actualiza la estrategia de desarrollo en Cantarell, Burgos y Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).

Con la actividad exploratoria y de futuro desarrollo en aguas profundas se inicia la producción de gas a partir

de 2014, con el proyecto Lakach.

Se mantiene la exploración en las cuencas de Burgos, Veracruz, Tampico-Misantla y las del Sureste. En estas

últimas se dirigen esfuerzos hacia la producción de gas no asociado en la provincia de Macuspana.

Los proyectos de las regiones Sur y Suroeste mantienen estables sus producciones, con una estrategia de

explotación que incluye la perforación de pozos de desarrollo, reparaciones mayores y la puesta en producción de nuevos descubrimientos.

El escenario mantiene una expectativa de producción mayor a 7,000 mmpcd en promedio durante el periodo de 2010-2025, alcanzando un máximo en volumen de 8,050 mmpcd en 2023. Estos niveles de producción promedio

dependerán del éxito de la actividad exploratoria, generalmente sujeta a un alto grado de incertidumbre;


149

disponibilidad de recursos oportunos, tanto financieros como técnicos; y, la capacidad de ejecución de un mercado de materiales y servicios para suministrarlos eficientemente de acuerdo a los ritmos de ejecución de los proyectos de

PEP.

La cartera de proyectos 2010 de PEP se compone de un total de 80 proyectos, de los cuales: 5 son proyectos integrales de exploración y explotación; 28 son proyectos de explotación; 22 son proyectos de exploración; y 25 son proyectos de infraestructura y soporte para la operación y mantenimiento del transporte y distribución de

hidrocarburos. Salvo los últimos, todos los demás incluyen inversiones de seguridad industrial y protección ambiental. En términos de la inversión promedio anual, se estima que este escenario se sustenta con 315.0 miles de millones de

pesos en el periodo 2010-2025.

Dentro del contenido total de proyectos en la cartera 2010, los proyectos integrales de exploración y explotación abarcan tanto la actividad prospectiva de búsqueda de hidrocarburos en yacimientos nuevos como la actividad extractiva de producción de las reservas ya existentes. En este sentido, cuatro de los cinco proyectos corresponden al

desarrollo de gas no asociado en la componente de explotación, en tanto la parte exploratoria integrará un proyecto que tiene como objetivo la evaluación del potencial, y el resto están enfocados a incorporar reservas. Respecto a los

proyectos de explotación, éstos consideran únicamente la producción de reservas ya descubiertas, y hay tres de éstos dedicados a la extracción de gas no asociado y en 25 más se obtendrá producción de gas asociada a la del crudo, mientras que los proyectos de exploración están orientados a la estimación de recursos prospectivos e incorporación

de reservas de hidrocarburos, en estos proyectos se prevé que la aportación a la producción sea importante hacia el futuro.

Lo anterior tiene como consecuencia que la mayor parte del origen del gas obtenido en el periodo 2010-2025 esté asociado al crudo, así la aportación promedio se estima en 63.4% y el 36.6% restante se prevé corresponda a gas no

asociado. La composición de la producción por origen del gas va cambiando en el tiempo, principalmente aumenta la participación del gas asociado, y hacia el final del periodo cuando represente 64.6% del total nacional. De hecho

durante el periodo de análisis la participación del gas asociado oscila entre un máximo de 67.1% y un mínimo de 59.0%.

Gráfica 34

Producción de gas natural por origen y calidad, 2010-2025 (millones pies cúbicos diarios)


-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Asociado No asociado

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Húmedo amargo Húmedo dulce Seco


150

Respecto a la calidad del gas, la obtención del tipo húmedo amargo predominará durante el periodo, dado que su participación promedio en la producción será de 43.6%. En el caso del gas húmedo dulce su obtención crecerá

rápidamente a 8.6% por año entre 2010 y 2025, llegando al último año a un volumen de 3,185 mmpcd que significará 40.4% de la producción total. Por otro lado, el gas seco obtenido de los campos disminuirá ligeramente y promediará 1,360 mmpcd en el periodo 2010-2025. Cabe señalar que en la medida que PEP va adquiriendo mejor

información sobre los fluidos del yacimiento se van caracterizando mejor las calidades de los gases, principalmente en las estimaciones de los proyectos exploratorios.

Cabe señalar que el incremento en la producción de gas húmedo dulce se debe principalmente a la aportación de los

proyectos Burgos, Aceite Terciario del Golfo y Coatzacoalcos. En tanto, la producción de gas húmedo amargo se sostiene principalmente por los proyectos Crudo Ligero Marino, Cantarell, Antonio J. Bermúdez, Ku-Maloob-Zaap y Chuc. Mientras que la producción de gas seco provendrá de los proyectos como Burgos, Lakach, Veracruz y

Lankahuasa.

Por el lado de las regiones administrativas de PEP, dependerá de los proyectos potenciales que se desarrollen en cada una de ellas, sin embargo, la Región Norte se consolidará en el periodo como la más importante en la producción de

gas natural seguida de la Región Marina Suroeste y la Sur, en tanto la región Marina Noreste será la de menor aportación. La inversión principal de la cartera de proyectos en la Región Norte está enfocada al crecimiento de la producción, principalmente en Burgos y Veracruz, además de los proyectos de aguas profundas de Golfo de México

Sur y Área de Perdido.

En cuanto a las categorías de los proyectos, la plataforma de explotación de proyectos diferentes a Burgos, Cantarell y Chicontepec, sostendrá la producción nacional en los primeros años, y a partir de 2016 su aportación es menor al

50% del total nacional. En esta categoría destaca el proyecto integral de la cuenca de Veracruz, ya que este únicamente produce hasta 2013 un volumen mayor a 400 mmpcd, y su componente exploratoria aporta más de 100 mmpcd a partir de 2014. Otros importantes son el Integral Antonio J. Bermúdez, Delta del Grijalva, Integral

Cuenca de Macuspana y Jujo-Tecominoacán.

Sin duda, el proyecto Burgos es uno de los más significativos en el escenario de planeación, sólo la componente de explotación alcanzará su máximo en 2011 cuando llegue a 1,640 mmpcd, y a partir de 2015 su componente

exploratoria registrará volúmenes mayores a 500 mmpcd hacia 2025, incluso mayores a 1,000 mmpcd a partir de 2021. Cabe señalar que la estimación que se muestra en la gráfica 35, sólo considera la parte actual de Burgos que está en explotación, incluyendo los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF), en tanto la componente

exploratoria se incluye en la producción de proyectos exploratorios.

El proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG) prevé una intensa actividad de perforación en los siguientes años en la búsqueda de mantener estables los niveles de producción de petróleo crudo, sin embargo por las características del

aceite del paleocanal se favorece la producción de gas asociado, ya que posee una alta relación aceite/gas. Se estima que ATG tendrá un desarrollo incremental en la producción de gas y aportará volúmenes mayores a 500 mmpcd entre 2019 y 2024, promediando 513 mmpcd en esos años.

Por su parte los proyectos de aguas profundas comienzan una aportación a la producción de gas en 2014 con el

proyecto de Lakach, e inicia con una extracción promedio de 50 mmpcd, después en 2016 se suma el proyecto


151

Golfo de México B y en 2018 los proyectos Golfo de México Sur y Área Perdido. Estos cuatro proyectos siguen su desarrollo incremental de producción de gas durante el periodo y llegan a 2025 con un nivel significativo de 1,316

mmpcd. Si bien, el reto en aguas profundas es importante, estos proyectos pretenden establecer una producción comercial en tirantes de agua mayores a 500 metros, y aunque aparenta una aportación considerable en el total nacional, dadas las condiciones ambientales donde se llevarán a cabo estos proyectos, sólo se considera que el 50%

de esa producción es aprovechable y el otro 50% normalmente se reinyecta como practica operativa recomendada.

Gráfica 35 Producción de gas natural por regiones y grandes proyectos, 2010-2025

(millones pies cúbicos diarios)


4.2.2 Oferta de gas seco de PGPB

Una vez que PEP determina la cantidad de gas que producirá, descuenta la parte del volumen total que utilizará tanto

en sus operaciones como en la inyección a pozos, y posteriormente estima la cantidad de gas que pondrá a disposición de PGPB para su procesamiento o transporte. De acuerdo con la caracterización del apartado anterior, la mayor parte del gas que PGPB recibirá corresponde a la calidad de húmedo amargo, que será procesado en las

endulzadoras de los distintos CPG, y cuyo volumen promedio del periodo 2010-2025 será 55.8% del total dispuesto por PGPB.

Conforme avanza el periodo prospectivo PEP prevé obtener cada vez más gas húmedo dulce, por lo que su partición en directa a las plantas de proceso aumentará paulatinamente. Se estima que entre 2010 y 2025, la participación de

este gas dirigido a criogénicas aumente de 18.5% a 32.5%. En tanto el gas seco y dulce recibido de campos presentará variaciones durante el periodo de análisis, registrando un mínimo de 1,133 mmpcd en 2013 y un máximo

de 1,505 mmpcd en 2023, esto se depende de la incorporación de cada proyecto a la producción. Las características de la disponibilidad futura del gas, determinarán las expansiones que PGPB seguirá para incrementar su capacidad de proceso y transporte.

Por lo que corresponde a la oferta de gas seco proveniente de los CPG, ésta se incrementará rápidamente en los

primeros años, pasando de 3,710 mmpcd en 2010 a 5,207 mmpcd en 2018, esto significa 4.3% anual en ese periodo, y posteriormente se mantendrá en una oferta de plantas arriba de 5,000 mmpcd hasta 2025. Cabe señalar

-

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Norte Sur Marina Suroeste Marina Noreste

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Explotación Burgos Cantarell ATG Exploración Aguas profundas


152

que del total de gas seco producido en plantas de PGPB, una cuarta parte (24.5%) en promedio durante todo el periodo de análisis provendrá de los centros de procesamiento del Norte, Burgos y Arenque, y la mayoría tendrá su

origen en los CPG de la región Sur-Sureste. En el caso del gas seco de campos, PGPB lo inyectará al SNG.

Gráfica 36 Disponibilidad de gas natural y oferta de gas seco de PGPB, 2010-2025


* 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: Pemex Gas y Petroquímica Básica.

4.3 Inversiones en PGPB para el procesamiento y transporte de gas natural

El programa de inversiones 2011-2025 de PGPB atiende a los lineamientos establecidos en la Estrategia Nacional de Energía y el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos, en lo relativo a realizar con oportunidad las inversiones en capacidad de proceso de gas asociado, así como a fortalecer la red de transporte de gas natural para asegurar el

suministro del producto en condiciones de eficiencia económica.

Al respecto, de acuerdo con el escenario49 de PEP, la oferta de gas húmedo crecerá 1.7% promedio anual durante el periodo 2009-2025, por lo que en dicho escenario PGPB requerirá ampliar su capacidad de proceso criogénico

mediante la construcción de tres nuevas plantas, dos de ellas en el Centro Procesador de Gas (CPG) de La Venta, durante los años 2014 y 2015 respectivamente, con capacidad de 200 mmpcd cada una, y otra más en el año 2018 en el CPG Poza Rica, con capacidad de 100 mmpcd.

Asimismo, entre 2017 y 2023 se requerirá incrementar la capacidad de endulzamiento (100 mmpcd), la criogénica

(100 mmpcd), la de fraccionamiento de líquidos (5 mbd) y la de recuperación de azufre (35 tpd) en el CPG Arenque, así como de la instalación de capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de los nuevos

desarrollos en Golfo de México Sur, Delta del Bravo, Área Perdido, Lamprea, Sur de Burgos y Lakach.

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

49 Se refiere al escenario 10.515 de PEP.

0

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Endulzadoras Criogénicas y/o absorción Directo a ductos

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2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Producción de plantas PGPB Directo de campos Etano reinyectado*


153

en la demanda de gas natural en las zonas centro y occidente. A continuación se describen los proyectos de infraestructura requeridos para transportar la oferta planeada por Pemex.

Cuadro 61 Proyectos de infraestructura de transporte de PGPB

Proyecto Inicio de operación Capacidad (HP)

Estaciones de compresión

EC Omealca 2012 14,100

EC Los Robles 2015 30,000

Repotenciación EC Cárdenas 2017 17,000

Repotenciación EC Chinameca 2017 17,000

EC del Golfo 2022 20,000

EC del Golfo etapa II 2024 10,000

Libramientos Inicio de operación Extensión (Km)

2014 15

2017 10

2020 80

Gasoductos Inicio de operación Extensión (Km)

-Punta de Piedra 2017 46

Reubicación de trampas de diablos de Santa Ana 2013 -


Cabe mencionar que PGPB considera la participación de otros proyectos de sistemas privados que se desarrollarán en

el horizonte prospectivo, algunos se prevé serán contratados por la CFE y otros por PGPB, y en todos los casos existen una coordinación entre ambas empresas para las características necesarias de diseño y operación en las

interconexiones con el SNG.

Cuadro 62 Proyectos de infraestructura de transporte de privados en el futuro

Proyecto Inicio de operación HP/Km

EC El Castillo (Contrato de servicio de compresión a cargo de PGPB) 2012 12,540 HP

Sistema de transporte GN Ramones-San Luis Potosí-Aguascalientes, San Luis

Potosí-San José Iturbide (Contrato de servicio de transporte a cargo de PGPB)

2016 660/160 Km



154

Cada uno de estos proyectos serán explicados en el siguiente apartado del documento. Por otro lado, es importante señalar que, paralelo a la estrategia de incremento de capacidad, es prioritario para PGPB continuar realizando la

inspección interior con equipo instrumentado a los ductos y sus mantenimientos integrales, por lo que se requiere contar con recursos suficientes en los próximos años para lograrlo.

El desarrollo de estos proyectos de proceso y transporte estará sujeto entre otros factores, al cumplimiento de los escenarios de oferta y demanda que los sustentan, así como la definición de su forma de financiamiento, ya que 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 infraestructura de transporte requerida para abastecer el mercado

nacional de gas natural, y garantizar la seguridad energética del país.

4.4 Prospectiva de infraestructura de gasoductos

La Secretaría de Energía (Sener) ha puesto especial atención en buscar mecanismos que permitan materializar proyectos de infraestructura de transporte que demandan tanto el desarrollo del mercado de gas natural como el

crecimiento económico del país. Lo anterior en congruencia con las líneas de acción establecidas en la Estrategia Nacional de Energía, con el fin de fortalecer dicha infraestructura y asegurar el suministro oportuno de este combustible.

Esta sección presenta los proyectos de infraestructura de transporte de gas por proyecto y las mejores rutas

exploradas por la CFE y PGPB, las cuales fueron propuestas a la Sener y CRE en el transcurso de 2010. Sin embargo, se continúa con el análisis y evaluación de rutas y proyectos que permitan maximizar la flexibilidad operativa del sistema de transporte de gas natural y seguridad en la prestación del servicio, en beneficio de los usuarios. El

desarrollo de estos trabajos ha propiciado que al cierre de este ejercicio se tenga un gasoducto en construcción, tres cuyos procesos de licitación se desarrollarán en el primer semestre de 2011, y uno en evaluación; asimismo se ha

comenzado el análisis de otros proyectos.

Además, con los propósitos de promover la expansión de infraestructura, fortalecer el Sistema Nacional de

Gasoductos (SNG) y dotarle de flexibilidad operativa y mayor capacidad de transporte, se tienen definidos esquemas para hacer atractivas las inversiones en este tipo de infraestructura. Durante el análisis de cada proyecto se ha venido

evaluando la posibilidad del tipo de tarifa y/o apoyo que podría recibir cada uno de los gasoductos.

Tarifas Sistémicas

La Comisión Reguladora de Energía (CRE) ha considerado la implementación de un nuevo esquema de tarifas que reconoce los beneficios que cada nuevo desarrollo de infraestructura, tanto de almacenamiento como de transporte, otorga a los usuarios en un sistema interconectado.

Los sistemas de almacenamiento y transporte de gas natural que se incorporen al nuevo esquema de tarifas

sistémicas deberán satisfacer algunas características genéricas como:

Integrarse o ser parte de un sistema interconectado;


155

Aportar beneficios sistémicos en términos de: mejorar las condiciones de seguridad, continuidad, eliminación de cuellos de botella, aportar redundancia, cerrar circuitos y mejorar la eficiencia de los sistemas integrados,

así como incrementar los puntos de inyección de gas natural; y

Homologar, en la medida de lo posible, las condiciones actuales para la prestación del servicio a las

condiciones prevalecientes para los sistemas integrados.

Algunos de los proyectos que se presentan en este apartado son candidatos a ser considerados dentro de este nuevo esquema tarifario, de acuerdo con los beneficios que aporten tanto al SNG como a los consumidores existentes y

futuros de gas natural.

Cabe señalar que la CRE ya desarrolló el proyecto de adecuaciones al Reglamento de Gas Natural, y a fin de actualizar dicho instrumento regulatorio, sometió este nuevo esquema a consideración de los interlocutores involucrados en materia del energético, e inició los trabajos de impacto regulatorio. Dentro del proyecto de

modificaciones se establecen las bases para el desarrollo de los sistemas integrados bajo la modalidad de tarifas sistémicas (roll-in).

Entre las premisas básicas del esquema de tarifas sistémicas se pretende que:

Los usuarios de en una misma zona tarifaria paguen lo mismo por el transporte, no importa a cual sistema se

esté interconectado.

En aquellas inversiones que refuercen o amplíen al sistema integrado, los costos serán repercutidos de

manera sistémica, es decir, a través de una asignación relacionada con el beneficio o externalidad positiva resultante de la integración.

El cobro de tarifas en todo el sistema integrado permita recuperar los costos del sistema central y los periféricos, dándole al esquema viabilidad financiera global y de largo plazo.

En un primer paso, la CRE ya autorizó la integración de Gasoductos de Tamaulipas al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) de PGPB. Dicha infraestructura aporta capacidad de compresión significativa al SNG, a la vez que

ofrece redundancia valiosa al sistema. Adicionalmente, en breve la CRE enviará a la Comisión Federal de Mejora Regulatoria un documento normativo que regulará los criterios generales para valorar la infraestructura que se

pretenda incorporar al esquema de tarifas sistémicas, así como los principios para la determinación de éstas.

Proyectos de Transporte de Gas Natural

Gasoducto Manzanillo - Guadalajara

El gasoducto Manzanillo-Guadalajara permitirá suministrar gas natural proveniente de la Terminal de Almacenamiento y Regasificación de GNL que será ubicada en un área aledaña al canal de Tepalcates,

aproximadamente a 7 km del puerto de Manzanillo, en el Estado de Colima. El principal destino del gas natural será las centrales termoeléctricas Manzanillo I y II, localizadas en las cercanías de dicho puerto, así como las que CFE tiene actualmente en la región Centro-Occidente y las contempladas a desarrollar en esa zona del país.

El fallo de la licitación del gasoducto que llevó a cabo la CFE, se dio el 6 de mayo de 2009, declarando ganadora a la

empresa Energía Occidente de México S. de R.L. de C.V. El proyecto se desarrollará en los estados de Colima y Jalisco y tendrá una longitud aproximada de 300.2 kilómetros; actualmente este gasoducto se encuentra en


156

construcción y de acuerdo a lo que reporta la CFE a finales de 2010 registra un 70% de avance en obra física, con fecha de entrega programada en mayo de 2011.

Como resultado del proceso de licitación para la prestación del servicio de transporte de gas natural de la terminal de GNL a las centrales termoeléctricas de Manzanillo y Guadalajara, Energía Occidente de México construirá dos

gasoductos: i) un primer trayecto de 6 km, aproximadamente, y 24 pulgadas de diámetro que conectará la terminal de almacenamiento de GNL en Manzanillo con las centrales termoeléctricas en ese mismo puerto, y ii) un segundo

trayecto de 294 km de longitud y 30 pulgadas de diámetro, que tiene el mismo origen y termina hasta llegar al punto de entrega en la interconexión con el ducto de 36 pulgadas de diámetro propiedad de PGPB, en el sitio denominado El Castillo, en las cercanías de Guadalajara. El servicio de transporte está amparado en un contrato por

25 años, y requerirá un servicio de compresión que contratará PGPB como se explicó en el apartado de inversiones de la subsidiaria.

Cabe señalar que el proyecto integral de la CFE, considera la repotenciación de 4 de las 6 unidades que actualmente se encuentran en operación (4 x 760 MW), donde el gas requerido para el proyecto será suministrado por la terminal

regasificadora de Manzanillo, cuya operación comercial de la unidad 1 en la central Manzanillo I iniciará en septiembre de 2011, en tanto que el gas de pruebas para esa unidad lo proporcionará PGPB.

La terminal suministrará el gas de acuerdo con una programación ascendente hasta transportar 500 mmpcd a través del sistema Manzanillo-Guadalajara. En específico, el gas se distribuirá en el primer trayecto conforme las

repotenciaciones se lleven a cabo, inicialmente de las unidades 1 y 2 de la Central Manzanillo I que actualmente se encuentran en construcción, las cuales estarán terminadas en 2011 y 2012, respectivamente. En tanto las unidades

1 y 2 de la central Manzanillo II serán requeridas hacia 2018 y 2020, respectivamente.

Lo anterior implica que el trayecto dos, que posee una capacidad máxima de transporte de 321 mmpcd, podrá

inyectar gas al SNG hacia otras centrales existentes y programadas por la CFE en los estados de Aguascalientes, Jalisco, Guanajuato, Hidalgo y Querétaro. Esto implica que PGPB tendrá que contar con capacidad adicional de

compresión en El Castillo, Jalisco, para garantizar las condiciones de presión de entrega en los distintos puntos del SNG hacia las centrales en los estados mencionados. En general, el gasoducto Manzanillo-Guadalajara aportará un nuevo punto de inyección de suministro en la región Occidente que carece de producción nacional.

Gasoducto Tlaxcala-Morelos

Durante 2009, el gobierno del Estado de Morelos realizó estudios con apoyo de Banobras, y obtuvo los siguientes resultados:

La zona industrial ubicada en ese Estado, ha carecido del suministro de gas natural, teniendo que consumir fundamentalmente combustóleo y otros refinados.

El uso de dichos productos tiene un impacto negativo sobre el medio ambiente y la competitividad de las empresas.

Además, representa altos riesgos y costos de logística por tener que transportar estos insumos vía terrestre.

Para dar viabilidad al Proyecto Integral Morelos, que involucra el desarrollo de un gasoducto que permita transportar

gas natural a la región, la CFE analizó la posibilidad de reubicar una central hacia el Estado de Morelos, previamente


157

registrada en el Valle de México, concluyendo que desde el punto de vista eléctrico la ubicación de nuevas centrales en la zona entre Valle de México, Jorge Luque y Yautepec, era indistinta. Por otro lado, desde el punto de vista

financiero la opción Yautepec, aun considerando el costo incremental de transporte, tiene un mayor valor presente neto que la central Valle de México II. Sin embargo, el SNG no cuenta con una ruta de transporte a esa zona.

En virtud de lo anterior, se propuso durante 2010 desarrollar el Proyecto Integral Morelos cuyo sistema de transporte de gas natural abastecerá el sector eléctrico en la zona centro del país.

La demanda pronosticada en Morelos se estimó aproximadamente en 40 mmpcd en un horizonte de 30 años, siendo

el principal consumidor el sector industrial. Por otro lado, se prevé que al inicio de la operación del gasoducto, se tendrá una demanda de 20 mmpcd en el sector industrial. A su vez la CFE ha programado desarrollar dos centrales con capacidad de generación bruta de 660 MW cada una (Centro y Centro II) con un consumo máximo de gas

natural de 120 mmpcd por cada central, mismas que se ubicarán tentativamente en la zona comprendida entre Yautepec y Cuautla, lo que incorporará un elemento más para dar viabilidad al proyecto.

De acuerdo a la ruta tentativa, se considera el inicio del gasoducto en La Magdalena Soltepec (Tlaxcala), en el ducto de 48 pulgadas que va de Cempoala Santa Ana, con trayectoria hasta el Estado de Morelos, en el municipio de

Yecapixtla. La primera etapa estaría a cargo de la CFE y alcanzaría aproximadamente de 150 a 170 km de línea troncal, cruzando los estados de Tlaxcala, Puebla y Morelos. La capacidad máxima del sistema podría alcanzar de 320

a 360 mmpcd y un diámetro mínimo de 30 pulgadas.

Por otro lado, para garantizar el suministro de la molécula de gas natural, CFE y PGPB analizan un contrato de

servicio de transporte y uno de compresión, que permitan un intercambio en donde el abastecimiento de gas natural proveniente de Manzanillo se entregue en la región de Guadalajara a PGPB, en tanto el último entregue gas para

abastecer a las plantas de generación eléctrica en la región centro del país.

Es importante resaltar que este gasoducto formará parte de la red que se desarrollará en el corto y mediano plazos, y

que dará certeza al suministro de las centrales existentes y futuras del sector eléctrico en el centro del país. El proceso de licitación del sistema de transporte de la primera fase se desarrollará en el primer semestre de 2011.

Gasoducto Tamazunchale-El Sauz

El gasoducto de Tamazunchale, S.L.P, a El Sauz, Qro., reforzará el suministro de gas natural a las centrales de CFE en la zona centro del país que ya se encuentran en operación comercial, y el abasto a las nuevas centrales de generación eléctrica que se necesiten conforme a los requerimientos del sector eléctrico. Este sistema contará con una capacidad

mínima de 400 mmpcd. Cabe señalar que para dar soporte a este gasoducto, PGPB programa la estación de compresión Golfo en el horizonte prospectivo, aunque se instalará en un punto del actual SNG.

Por medio de este proyecto se abastecerá a centrales en Querétaro, Guanajuato y el Estado de México, además se fortalecerá el SNG al proporcionarle mayor flexibilidad de operación, aportando beneficios sistémicos que implican

mayor certidumbre de abasto. Adicionalmente, el suministro de gas natural a través de este gasoducto permitirá la sustitución de combustibles líquidos para la generación de energía eléctrica, y por ende la reducción de emisiones

contaminantes a la atmósfera.


158

El proyecto iniciará con un punto de interconexión en el gasoducto Naranjos-Tamazunchale de 36 pulgadas,

propiedad de un privado, cercano a la central de CFE del mismo nombre. El sistema tendrá una longitud estimada de 200 Km y un diámetro mínimo de 30 pulgadas. Se estima que el gasoducto iniciará su operación a partir de abril de 2013, y que el contrato de servicio por el transporte

de gas natural en el tramo Tamazunchale-El Sauz sea por 25 años. El proceso de licitación de este gasoducto también se llevará a cabo en el primer semestre de 2011.

Mapa 9

Proyectos en desarrollo para infraestructura de gasoductos en la zona Centro, Golfo y Occidente

Fuente: Sener.

Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino)

Este gasoducto se desarrollará a lo largo del denominado Corredor Chihuahua, y proporcionará gas natural a las centrales futuras de CFE en el Norte del país conforme los requerimientos del sector eléctrico, que se localizarán en la

región de El Encino, Torreón y Durango. También servirá para abastecer a las centrales que ya se encuentran en operación comercial. Se espera tenga una capacidad mínima de 500 mmpcd.

El gasoducto iniciará en la frontera Internacional con Estados Unidos, en un punto cercano a la zona de Ciudad Juárez, y tendrá como punto final un sitio denominado El Encino, cercano a la ciudad de Chihuahua, con una

longitud estimada de 385 Km y un diámetro de mínimo de 30 pulgadas. Se estima que el gasoducto iniciará su operación a partir de octubre de 2013. Las interconexiones de este gasoducto serán por un lado, en la línea fronteriza

con uno o más sistemas de transporte en los Estados Unidos, y en el lado mexicano en un punto del gasoducto de 12 pulgadas y en otro punto del gasoducto de 24 pulgadas, ambos del SNG.

TGNL en operación

TGNL en construcción

Gasoductos de PGPB

Gasoductos Privados en operación

Gasoductos en construcción

Naranjos

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

Tamazunchale

El Sauz

Zacatecas

Aguascalientes

Valtierrilla

León

S.L.P.

Guadalajara

Altamira

Toluca

Cuernavaca

Tlaxcala

Proyectos futuros a licitar


159

Este sistema garantizará el suministro de gas a las centrales de la región sur de Chihuahua; tomando en cuenta el

incremento esperado en la demanda de gas natural de alrededor de 500 mmpcd. El proceso de licitación se llevará a cabo en durante el primer semestre de 2011.

Entre otros impactos positivos de este gasoducto está el suministro de gas natural que permitirá la sustitución de combustibles líquidos para la generación de energía eléctrica, y por ende la reducción de emisiones contaminantes a

la atmósfera. Por otro lado, se manejarán volúmenes incrementales hacia Torreón y El Encino, lo que repercutirá en obtener tarifas de transporte más competitivas, y se diversificará las fuentes de abastecimiento de gas natural.

Mapa 10

Proyecto de gasoducto de Chihuahua en proceso de licitación

Fuente: Sener.

Gasoducto Los Ramones-San Luis Potosí-Aguascalientes y San Luis Potosí-San José Iturbide

Este gasoducto se encuentra en estudio de factibilidad y su análisis ha surgido en respuesta a que la capacidad

disponible de transporte en la zona centro actualmente es de 5 mmpcd. Ante el potencial crecimiento de la demanda de gas natural en esta zona será importante incrementar en el corto plazo la capacidad de transporte, con el gasoducto Tamazunchale-El Sauz, y el de Los Ramones a San Luis Potosí.

La construcción del sistema incluye una etapa que permita conducir el gas natural desde Los Ramones hasta

Aguascalientes, y podría entrar en operación en 2016, cuya capacidad de transporte sería de 400 mmpcd. El proyecto deberá crecer a otra etapa hasta alcanzar una capacidad de 850 mmpcd en 2022, con una extensión de

San Luis Potosí a San José Iturbide. La longitud de Los Ramones a Aguascalientes se estima cercana a 660 km y un

Línea Fronteriza con EU

El Encino

Ciudad Juárez

ChihuahuaGasoductos de PGPB




160

diámetro que podría ir de 36 a 30 pulgadas, y de San Luis Potosí a San José Iturbide de 160 km con un diámetro de 16 a 24 pulgadas.

Mapa 11

Proyecto de gasoducto Los Ramones-San Luis Potosí-Aguascalientes, S.L.P.-San José Iturbide

Fuente: Sener.

Otros proyectos potenciales

En 2010 también se comenzó con el análisis de otros proyectos considerados como potenciales, mismos que podrían definirse en el transcurso de 2011, a fin de consolidar los beneficios sistémicos que esos gasoductos podrían agregar

al sistema integrado. Algunos proyectos de este tipo son la adecuación del gasoducto del Bajío y Guadalajara-Aguascalientes. A través de esos ductos potenciales, el sistema transporte de gas natural adquiere nuevas rutas y respaldos de capacidad de transporte hacia el futuro.

Posible configuración de los proyectos en estudio

En el análisis de los anteriores proyectos es evidente que el avance de cada uno es diferente, sin duda algunos poseen un detalle más a fondo e incluso el de Manzanillo-Guadalajara está en fase de construcción, otros están por iniciar el

proceso de licitación y algunos más apenas se explorarán las rutas viables.

A continuación se describe la configuración del sistema de transporte de gas natural para los próximos años, en algunos casos se recomienda continuar con sus estudios de viabilidad, y en otros continuar caracterizándolos en el transcurso de 2011 (véase mapa 12).

Los Ramones

S.L.P.Aguascalientes

S. José Iturbide

Gasoductos de PGPB


Proyecto en estudio de factibilidad


161

Mapa 12 Integración de proyectos potenciales al SNG

Fuente: Sener.

4.5 Comercio exterior de gas natural

Dentro del escenario en que se desarrolla la prospectiva del mercado de gas natural, se prevé un consumo interno en crecimiento durante el periodo 2010-2025, y al igual que en lo histórico se espera que superará la velocidad de

desarrollo en la oferta nacional para satisfacer el mercado. Ante esta perspectiva, y a fin de satisfacer los requerimientos del mercado interno de gas natural, en años anteriores se diseñaron estrategias para apoyar la oferta

nacional, mediante la diversificación del origen de las importaciones, en específico mediante terminales de GNL.

A diferencia de las prospectivas anteriores donde la planeación del mercado nacional consideraba la participación

intensiva de las tres terminales de GNL en el abasto del consumo nacional, el entorno cambió en los últimos dos años con los desarrollos tecnológicos ocurridos en Estados Unidos, que han permitido una mayor oferta de gas a partir de

fuentes consideradas como no convencionales, lo que generó una sobreoferta en la región, aunado con la crisis y recesión que mermó la demanda, ocasionando la baja de los precios del gas natural. Sin embargo, en términos generales la tendencia será la misma que en años anteriores, es decir conforme avanza el desarrollo del mercado

estimado, la composición de las importaciones cambiará en el periodo, observando que las importaciones de GNL serán cada vez más significativas, aunque si se reconoce el efecto de los precios del gas continental en la región con

mayor participación de las importaciones por gasoductos, en tanto la expectativa de regasificación de GNL en la terminales de Altamira y Ensenada se espera sea menor respecto otros ejercicios anteriores.

Sin duda, la dinámica del comercio exterior es importante en el ejercicio de prospectiva para determinar el origen de las importaciones que complementarán los requerimientos del mercado nacional.

Gasoductos de PGPB


Gasoductos en construcción


Proyectos en estudio de factibilidad

Proyectos potenciales


162

Gráfica 37 Comercio exterior de gas natural, 2009-2025


Fuente: IMP con base en información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas

La importación por gasoductos interconectados con Estados Unidos disminuirá de 917 mmpcd a 701 mmpcd entre

2009 y 2014, y posteriormente comenzará a incrementarse hasta alcanzar 1,204 mmpcd en 2025. Esta pequeña disminución de las importaciones por gasoductos en los primeros años se debe a que hay una sustitución por la

importación incremental del GNL que llegará principalmente en la terminal de Ensenada.

Con la entrada de la terminal de regasificación de GNL en Manzanillo, la producción de PGPB que abastece parte del

consumo de la región Centro-Occidente, quedará liberada conforme se incrementen las importaciones de GNL. Esta misma producción tendrá que enviarse a otras regiones de consumo en el país, y también provocará un incremento

en las exportaciones por la zona de Reynosa que podría ir de 271 mmpcd en 2011, alcanzando un máximo de 1,731 mmpcd en 2017, posteriormente el mercado interno crece y va absorbiendo los parte de los excedentes de gas, por lo que la exportación por Reynosa disminuye pero no menos de 1,000 mmpcd.

4.5.1 Gas natural licuado

Esta Prospectiva considera en su escenario de planeación las importaciones de las terminales Altamira, Ensenada y Manzanillo, las dos primeras actualmente en operación y la ultima su inicio de operación comercial programada en

septiembre de 2011. Ante la sobreoferta de Estados Unidos, con precios bajos en la molécula de gas, ha hecho más atractiva la importación por gasoductos, por lo menos en el corto plazo. En este sentido, las terminales de GNL de

Altamira y Ensenada, retrasan el alcanzar al máximo de su capacidad programada y permisionada en el periodo prospectivo para realizar importaciones de gas de otras regiones del mundo.

La terminal de GNL de Altamira se encuentra funcionando desde septiembre de 2006 y durante 2009 registró importaciones por 334 mmpcd. Cabe establecer la diferencia entre el volumen de GNL con origen en otras regiones y

el volumen entregado por el operador comercial a la CFE, ya que el primero tiene la flexibilidad de abastecer parte del

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500

1,000

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2,000

2,500

3,000

3,500

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Imp. GNL Imp. ducto Exportaciones


163

suministro del contrato con gas de origen continental, que puede ser gas nacional o gas importado por gasoducto. Por lo anterior, y ante la expectativa de que los precios en la región se mantengan bajos, se prevé que el

comercializador del contrato únicamente realice importaciones de GNL por un máximo de 350 mmpcd en todo el periodo, en tanto las condiciones de mercado no cambien.

De la misma manera, la expectativa original para la terminal de regasificación de Ensenada es que incrementará sus importaciones de GNL y abastecerá las plantas generadoras de electricidad y diversas industrias del estado de Baja

California, así como algunas exportaciones hacia Estados Unidos. La terminal está interconectada con los sistemas ya existentes en el área (Gasoducto Bajanorte), por lo que se prevé que por razones económicas, el comercializador

abastecerá a los contratos regionales con gas importado en el corto plazo. La expectativa en la terminal es que llegará a importar más de la cuarta parte de su capacidad hasta 2015, y después de 2018 que la regasificación superará los 1,000 mmpcd.

Gráfica 38

Importaciones de gas natural licuado, 2009-2025 (millones de pies cúbicos diarios)


La única terminal de GNL en la prospectiva que se prevé llegue a su máximo será la de Manzanillo, proyecto liderado por la CFE y promediará un consumo de 32 mmpcd en el primer año de operación (2011) hasta alcanzar 500 mmpcd en 2015, y se mantiene así hasta el cierre de 2025. Lo anterior se debe a que a diferencia de Ensenada y

Altamira, la terminal de Manzanillo se convertirá en un nuevo punto de inyección de abastecimiento hacia el SNG, y la región Centro-Occidente no se encuentra conectada a un suministro de importación alterno, y tendrá un precio

competitivo con el gas nacional y el importado por Reynosa.

4.6 Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2009-2025

Durante el ciclo prospectivo 2009-2025 se estima un crecimiento menos dinámico en la demanda interna de gas natural respecto al periodo histórico. Mientras que en la última década la demanda nacional creció a 6.3%, hacia el

futuro se estima que se incrementará 2.4%. Lo anterior tiene diferentes explicaciones, primero durante la década pasada se realizó un amplio proceso de sustitución de centrales de generación de electricidad en CFE desplazando al

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200

400

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2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Ensenada Manzanillo Altamira


164

combustóleo por el gas natural, y con ellos un gran número de ciclos combinados se instalaron. Posteriormente, la planeación de la política energética hizo conciencia de generar una mayor diversidad del uso de fuentes de energía

para el sector eléctrico, dando cabida a otras tecnologías que usen principalmente energías renovables.

Aún así, el crecimiento de la demanda de gas natural será sin duda uno de los más dinámicos en el mercado de combustibles. De esta manera para 2025, la demanda estimada de gas natural alcanzará un volumen de 10,779 mmpcd de los cuales, la mayor parte del crecimiento provendrá del sector eléctrico, llegando a un volumen a 4,786

mmpcd ese año, que significará 44.4% de la demanda nacional. Sin duda, en futuro este sector será determinante tanto en la expansión de la demanda, como el desarrollo de nueva infraestructura de gasoductos en todo el país.

El sector petrolero tendrá una intensa actividad en el periodo, ya que casi todas las subsidiarias operativas de Pemex planean proyectos para mejorar el abastecimiento de sus mercados de consumo, para lo cual incrementarán sus

requerimientos de gas natural. PEP intensificará sus actividades para revertir la caída de la producción de petróleo, por lo que incrementará la cantidad de gas utilizado para sus operaciones productivas, así como el gas requerido para el

mantenimiento de la presión de muchos de sus pozos productores de petróleo. En este sector destacará que PR duplicará su demanda de gas natural hacia el final de periodo de análisis, derivado de los incrementos de capacidad de los procesos por las reconfiguraciones enfocadas a incrementar la oferta de petrolíferos y a mejorar la calidad de los

mismos, además de la instalación de un nuevo tren de refinación en Tula planeado hacia finales de 2015. Lo mismo ocurrirá en Pemex Petroquímica quien incrementará la producción de amoniaco, entre otros proyectos, por lo que

requerirá mas gas natural como materia prima en sus procesos productivos. Finalmente, el proyecto de la planta de cogeneración en Nuevo Pemex requerirá una demanda importante de gas para el sector petrolero, del cual se beneficiarán las subsidiarias de Pemex promoviendo una generación más eficiente de energía eléctrica utilizada para

sus operaciones. Destaca en este sector que PGPB disminuirá sus consumos para operación derivado de la mejora y de hacer más eficientes sus procesos productivos.

En el sector industrial el crecimiento del consumo de gas natural será de 2.6% anual en promedio entre 2009 y 2025, y se estima que las ramas cuya expansión aumentará la demanda del combustible en el sector son las

industrias de metales básicos y la industria química. En esta última destacarán los consumos que se destinarán al proyecto Etileno XXI que comenzarán en 2015.

Por el lado de la oferta nacional, ésta crecerá a un ritmo de 2.1% en el periodo 2009-2025, de tal manera que

llegará a una producción de gas seco de 8,738 mmpcd en el último año. Cabe señalar que, la producción aguas arriba provendrá de proyectos en cuencas terrestres y un incremento en las actividades tanto en aguas someras, la expectativa del desarrollo en aguas profundas, mediante el proyecto de Lackach con el que PEP está planeando

incorporar producción en 2014, al tiempo que se continúa con los proyectos de explotación en Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos y Veracruz; además, de la intensa actividad en Aceite Terciario del Golfo.

Con el respaldo de los proyectos citados, PGPB estaría disponiendo de gas natural en forma incremental en sus

plantas de procesamiento, lo que permitiría aumentar esa oferta de gas seco a un ritmo de 2.3% promedio anual en el periodo 2009-2025, hasta alcanzar un volumen de 5,141 mmpcd en el último año. Además, estaría inyectando al SNG un volumen de 1,166 mmpcd de gas seco directo de los campos de PEP y reinyectaría a los ductos etano por

42 mmpcd que obtendría de sus plantas fraccionadoras en el mismo año.


165

Cuadro 63 Balance nacional de gas natural, 2009-2025. Escenario de planeación


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 a partir del año 2000. 3 Incluye el consumo de la extinta LFC hasta octubre de 2009.


Fuente: IMP con base en información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas

La balanza comercial será deficitaria en todo periodo de 2009-2025, alcanzando un saldo mínimo neto de 768 mmpcd durante 2015, en tanto al cierre del periodo de estudio el saldo neto de las importaciones se estima que

llegue a 2,041 mmpcd, aun cuando se espera exportar más de 1,000 mmpcd. Se prevé que las importaciones de gas natural crecerán 1,882 mmpcd en 2025 respecto a 2009. Los precios regionales se prevé aplazarán que las

terminales de GNL de Altamira y Ensenada incrementen rápidamente las importaciones de gas proveniente de otras regiones, abasteciendo sus mercados con gas continental, así únicamente se espera que la terminal de Manzanillo alcance su máxima capacidad de operación en el periodo prospectivo, convirtiéndose en un nuevo punto de

inyección al SNG a partir de 2011.

Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2009-2025

Origen 7,502 7,852 8,250 8,736 9,068 9,624 10,175 10,295 11,004 11,393 11,491 11,567 11,547 11,834 11,977 11,825 11,817 2.9

Producción nacional 6,244 6,508 6,836 7,188 7,266 7,719 7,862 7,711 8,232 8,535 8,582 8,597 8,625 8,853 8,983 8,875 8,738 2.1


631 725 806 894 739 690 420 322 441 582 669 698 727 774 856 944 1,004 2.9

Gas de PEP para recirculaciones 640 637 695 747 808 942 1,065 1,149 1,270 1,396 1,448 1,445 1,435 1,436 1,433 1,435 1,396 5.0

Gas de PEP directo a Refinación 2 0 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Producción de plantas de PGPB 3,572 3,710 3,969 4,284 4,456 4,709 4,954 4,910 5,123 5,207 5,084 5,113 5,100 5,096 5,142 5,112 5,141 2.3

Directo de campos 1,325 1,366 1,249 1,149 1,128 1,169 1,313 1,216 1,274 1,227 1,279 1,254 1,292 1,488 1,504 1,340 1,166 -0.8

Etano inyectado a ductos 74 71 116 113 135 208 109 115 123 123 102 87 71 58 48 44 32 -5.2

Otras corrientes - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Importación 1,258 1,344 1,415 1,548 1,803 1,905 2,314 2,584 2,772 2,858 2,910 2,970 2,922 2,981 2,994 2,950 3,079 5.8

Importaciones por logística 819 867 785 712 598 556 635 668 705 710 765 822 776 841 860 828 960 1.0

Importaciones por balance PGPB 98 110 162 164 151 144 144 212 277 273 270 273 271 265 259 247 244 5.9

Importación de gas natural licuado 341 367 468 672 1,054 1,205 1,535 1,703 1,790 1,875 1,875 1,875 1,875 1,875 1,875 1,875 1,875 11.2

Destino 7,444 7,760 8,250 8,736 9,068 9,624 10,175 10,295 11,004 11,393 11,491 11,567 11,547 11,834 11,977 11,825 11,817 2.9

Demanda nacional 7,377 7,747 7,980 8,407 8,471 8,600 8,629 8,908 9,273 9,715 9,867 10,186 10,277 10,450 10,510 10,524 10,779 2.4

Sector petrolero 1,898 2,112 2,267 2,333 2,295 2,213 1,957 2,050 2,168 2,308 2,303 2,336 2,355 2,390 2,479 2,565 2,616 2.0


987 1,129 1,240 1,278 1,114 1,063 791 654 760 899 899 936 960 1,000 1,088 1,177 1,232 1.4

Pemex Refinación 301 354 406 371 394 416 450 625 625 625 625 625 625 625 625 627 627 4.7

Pemex Gas y Petroquímica Básica 291 304 270 279 290 309 291 286 297 300 293 289 284 280 280 276 272 -0.4

Pemex Petroquímica 318 324 351 384 416 345 345 405 405 405 405 405 405 405 405 405 405 1.5

Pemex Corporativo 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0.4


Sector petrolero recirculaciones internas 1,524 1,530 1,639 1,849 1,897 2,091 2,115 2,098 2,132 2,158 2,109 2,051 1,990 1,951 1,925 1,896 1,828 1.1

Sector industrial 913 1,013 1,026 1,053 1,087 1,132 1,203 1,224 1,236 1,253 1,268 1,296 1,314 1,331 1,344 1,362 1,379 2.6

Sector eléctrico 2,933 2,973 2,923 3,041 3,056 3,022 3,209 3,385 3,583 3,838 4,027 4,341 4,453 4,612 4,594 4,532 4,786 3.1

Público 2,595 2,620 2,567 2,656 2,671 2,637 2,824 3,000 3,198 3,453 3,643 3,956 4,068 4,227 4,209 4,147 4,401 3.4

Comisión Federal de Electricidad3

1,051 961 857 968 1,028 976 974 937 955 1,016 1,000 1,102 1,121 1,076 1,033 1,028 1,025 -0.2

Productores Independientes de Energía 1,544 1,660 1,710 1,688 1,643 1,661 1,850 2,063 2,243 2,437 2,643 2,853 2,947 3,150 3,176 3,119 3,375 5.0

Privado 338 353 356 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 0.8

Autogeneración de electricidad 202 217 221 250 250 250 250 250 250 250 249 250 250 250 250 250 250 1.3

Exportación de electricidad 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 0.0

Sector residencial 83 91 96 101 106 111 115 119 122 125 128 130 132 133 135 136 137 3.2

Sector servicios 25 26 27 27 28 28 29 29 30 30 30 30 30 30 30 30 30 1.3

Sector Autotransporte 2 1 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 4.6

Exportación 67 14 271 328 598 1,024 1,546 1,387 1,731 1,679 1,624 1,381 1,271 1,383 1,468 1,301 1,038 18.7

Variación de inventarios y diferencias* 58 91 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


166

4.7 Balances regionales de gas natural

El escenario de planeación corresponde al de oferta y demanda base, en el cual se considera que la probabilidad de

certidumbre es mayor en cuanto a la industria del gas natural se refiere.

Como complemento al escenario de planeación, en esta sección se presentan los balances regionales que lo integran, mientras que en el anexo tres del documento se muestran las estimaciones por entidad federativa de la demanda de

gas natural hasta 2025.

Cuadro 64 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2009-2025



Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2009-2025

Origen 397 421 419 418 497 619 836 1,046 1,144 1,245 1,252 1,260 1,231 1,231 1,226 1,211 1,216 7.3

Producción regional - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Gas de PEP para operación - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Gas de PEP para recirculaciones - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Producción de plantas de PGPB - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Directo de campos - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Etano inyectado a ductos - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


Importación 397 421 419 418 497 619 836 1,046 1,144 1,245 1,252 1,260 1,231 1,231 1,226 1,211 1,216 7.3

Importaciones por logística 390 404 333 276 155 148 152 193 204 220 227 234 205 206 200 185 190 -4.4

Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado 7 17 86 142 342 471 685 853 940 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 36.8

De otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Destino 408 421 419 418 497 619 836 1,046 1,144 1,245 1,252 1,260 1,231 1,231 1,226 1,211 1,216 7.1

Demanda regional 408 421 419 418 475 505 502 548 562 584 621 648 635 634 664 649 670 3.1

Sector petrolero 1 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -1.3

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Pemex Refinación - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 27 24 24 25 25 25 27 26 26 26 28 29 28 28 28 28 28 0.3

Sector eléctrico 380 396 393 392 448 478 474 520 534 556 591 617 605 604 634 620 640 3.3

Público 241 257 254 253 309 339 335 381 395 417 452 479 466 465 495 481 501 4.7

Comisión Federal de Electricidad 122 128 127 124 166 164 162 149 150 155 149 155 133 128 130 123 126 0.2

Productores Independientes de Energía 119 129 126 128 143 175 173 232 246 262 303 324 333 338 365 358 374 7.4

Privado 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 139 0.0




Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -0.3

Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - 23 114 334 497 582 661 632 612 596 597 562 562 546 n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios y diferencias* -12 0 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


167

Cuadro 65 Balance de gas natural de la región Noreste, 2009-2025


1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.



Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2009-2025

Origen 2,401 2,495 2,626 2,791 2,798 2,933 3,345 3,096 3,436 3,375 3,485 3,375 3,352 3,631 3,720 3,695 3,933 3.1

Producción regional 1,539 1,573 1,662 1,841 1,854 1,840 1,738 1,652 1,695 1,659 1,767 1,923 2,160 2,381 2,451 2,456 2,569 3.3


43 52 50 56 58 60 60 60 65 85 128 164 200 232 246 250 265 12.0

Gas de PEP para recirculaciones 46 33 37 47 54 58 55 47 40 33 26 20 16 13 10 8 6 -12.1


Producción de plantas de PGPB 924 948 996 1,175 1,174 1,121 1,089 1,035 1,033 973 979 1,062 1,168 1,340 1,474 1,548 1,696 3.9

Directo de campos 525 540 579 563 568 600 535 510 558 567 634 677 776 797 722 649 602 0.9



Importación 861 922 964 950 944 902 978 1,038 1,128 1,113 1,157 1,210 1,192 1,250 1,268 1,239 1,364 2.9



Importación de gas natural licuado 334 350 350 350 350 350 350 350 350 350 349 350 350 350 350 350 350 0.3

De otras regiones - - - - - 190 629 406 613 603 560 242 - - - - - n.a.

Destino 2,391 2,495 2,626 2,791 2,798 2,933 3,345 3,096 3,436 3,375 3,485 3,375 3,352 3,631 3,720 3,695 3,933 3.2

Demanda regional 1,925 2,019 2,099 2,107 2,041 2,022 2,133 2,206 2,288 2,358 2,493 2,606 2,608 2,692 2,697 2,638 2,762 2.3

Sector petrolero 175 206 220 201 216 229 230 229 234 255 305 347 390 432 451 459 478 6.5

Pemex Exploración y Producción 47 56 54 60 62 64 64 64 68 90 134 171 207 238 251 256 272 11.6


Pemex Gas y Petroquímica Básica 24 23 23 27 26 25 26 25 25 25 31 36 43 54 60 62 65 6.6



Sector petrolero recirculaciones internas 46 33 37 47 54 58 55 47 40 33 26 20 16 13 10 8 6 -12.1



Público 1,152 1,193 1,251 1,231 1,137 1,070 1,171 1,244 1,328 1,378 1,461 1,525 1,478 1,519 1,500 1,429 1,529 1.8

Comisión Federal de Electricidad 389 370 332 337 262 231 216 198 203 182 158 150 140 128 123 109 96 -8.4

Productores Independientes de Energía 763 824 919 894 875 840 955 1,046 1,125 1,196 1,303 1,375 1,338 1,390 1,378 1,320 1,432 4.0

Privado 143 147 150 178 178 178 178 178 178 178 178 178 178 178 178 178 178 1.4


Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.




Exportación 67 14 271 328 575 910 1,212 890 1,149 1,017 992 770 675 786 906 739 492 13.3

A otras regiones 400 463 256 355 182 - - - - - - - 69 153 117 318 679 n.a.

Variación de inventarios y diferencias* 9 - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


168

Cuadro 66 Balance de gas natural región de la Centro-Occidente, 2009-2025




Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2009-2025

Origen 666 719 738 848 955 930 1,006 1,013 1,084 1,174 1,205 1,362 1,502 1,512 1,515 1,477 1,550 5.4









Importación - - 32 180 362 384 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 n.a.

Importaciones por logística - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


Importación de gas natural licuado - - 32 180 362 384 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 500 n.a.

De otras regiones 666 719 706 668 593 546 506 513 584 674 705 862 1,002 1,012 1,015 977 1,050 2.9

Destino 666 719 738 848 955 930 1,006 1,013 1,084 1,174 1,205 1,362 1,502 1,512 1,515 1,477 1,550 5.4

Demanda regional 666 719 738 848 955 930 1,006 1,013 1,084 1,174 1,205 1,362 1,502 1,512 1,515 1,477 1,550 5.4


Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.







Sector eléctrico 368 356 359 455 541 509 546 547 611 695 721 872 1,007 1,015 1,015 972 1,040 6.7

Público 340 324 326 422 508 476 513 514 578 662 688 839 974 982 982 939 1,007 7.0

Comisión Federal de Electricidad 111 83 129 217 340 331 344 339 345 415 440 523 550 539 536 518 516 10.1


Privado 28 32 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 1.1






Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.




169

Cuadro 67 Balance de gas natural de la región Centro, 2009-2025


1 Incluye el consumo de la extinta LFC hasta octubre de 2009.



Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2009-2025

Origen 673 682 633 689 684 755 797 1,037 1,068 1,176 1,225 1,266 1,318 1,443 1,435 1,498 1,559 5.4









Importación - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.



Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

De otras regiones 673 682 633 689 684 755 797 1,037 1,068 1,176 1,225 1,266 1,318 1,443 1,435 1,498 1,559 5.4

Destino 673 682 633 689 684 755 797 1,037 1,068 1,176 1,225 1,266 1,318 1,443 1,435 1,498 1,559 5.4

Demanda regional 673 682 633 689 684 755 797 1,037 1,068 1,176 1,225 1,266 1,318 1,443 1,435 1,498 1,559 5.4


Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.







Sector eléctrico 314 298 230 279 257 310 346 403 423 525 571 603 648 765 750 808 865 6.5

Público 289 266 199 247 225 278 314 371 391 493 540 572 616 734 718 776 833 6.8


289 266 199 247 197 189 190 189 195 201 190 218 243 227 193 185 185 -2.8

Productores Independientes de Energía - - - - 28 89 124 182 196 292 350 354 373 507 525 591 649 n.a.

Privado 24 32 32 32 32 32 32 32 32 32 31 32 32 32 32 32 32 1.7






Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.




170

Cuadro 68 Balance de gas natural región de la Sur-Sureste, 2009-2025


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 a partir del año 2000.



4.8 Escenarios alternativos

El complemento del balance nacional son dos escenarios alternativos de demanda, uno bajo y otro alto, donde el

primero se sustenta en un escenario macroeconómico de cuyo crecimiento del PIB es 2.8%, en tanto que el alto es de 4.2%, ambos en el periodo 2010-2025. El objetivo de la elaboración de escenarios alternos no es predecir con

exactitud los acontecimientos futuros sino explorar posibles tendencias, y otras dinámicas de la demanda del gas natural en el futuro y poder así evaluar las opciones estratégicas para preparar la toma de decisiones.

Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2009-2025

Origen 4,705 4,935 5,173 5,347 5,412 5,879 6,123 6,059 6,537 6,876 6,814 6,674 6,465 6,471 6,532 6,419 6,169 1.7

Producción regional 4,705 4,935 5,173 5,347 5,412 5,879 6,123 6,059 6,537 6,876 6,814 6,674 6,465 6,471 6,532 6,419 6,169 1.7


588 673 755 838 681 630 360 262 376 497 541 534 527 541 610 694 739 1.4




Directo de campos 800 826 670 587 560 568 779 706 716 660 645 577 516 692 782 690 564 -2.2



Importación - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.



Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

De otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Destino 4,644 4,844 5,173 5,347 5,412 5,879 6,123 6,059 6,537 6,876 6,814 6,674 6,465 6,471 6,532 6,419 6,169 1.8

Demanda regional 3,705 3,905 4,090 4,346 4,317 4,387 4,192 4,104 4,272 4,424 4,324 4,304 4,214 4,168 4,199 4,262 4,239 0.8



940 1,074 1,186 1,219 1,052 999 727 590 692 810 765 766 754 762 837 920 959 0.1








Sector eléctrico 577 583 540 506 495 477 494 492 509 506 505 545 537 530 516 525 534 -0.5

Público 573 580 537 503 492 474 491 489 506 503 502 542 534 527 513 522 531 -0.5

Comisión Federal de Electricidad 140 113 69 42 63 62 63 63 63 63 62 57 55 54 51 93 102 -2.0


Privado 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 -1.9

Autogeneración de electricidad 4 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 -1.9


Sector residencial - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.



Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones 939 939 1,083 1,001 1,095 1,492 1,932 1,955 2,264 2,452 2,491 2,370 2,251 2,303 2,333 2,157 1,930 4.6



171

Cuadro 69 Balance nacional de gas natural, 2009-2025

Demanda alta oferta base (millones de pies cúbicos diarios)

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 a partir del año 2000. 3 Incluye el consumo de la extinta LFC hasta octubre de 2009.



Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2009-2025

Origen 7,502 7,852 8,251 8,737 9,070 9,626 10,178 10,299 11,008 11,398 11,497 11,575 11,556 11,844 11,988 11,836 11,830 2.9



631 725 806 894 739 690 420 322 441 582 669 698 727 774 856 944 1,004 2.9







Importación 1,258 1,344 1,415 1,549 1,804 1,907 2,317 2,588 2,777 2,863 2,916 2,978 2,931 2,991 3,005 2,962 3,092 5.8




Destino 7,444 7,760 8,251 8,737 9,070 9,626 10,178 10,299 11,008 11,398 11,497 11,575 11,556 11,844 11,988 11,836 11,830 2.9




987 1,129 1,240 1,278 1,114 1,063 791 654 760 899 899 936 960 1,000 1,088 1,177 1,232 1.4









Público 2,595 2,620 2,567 2,656 2,671 2,637 2,824 3,000 3,198 3,453 3,643 3,956 4,068 4,227 4,209 4,147 4,401 3.4


1,051 961 857 968 1,028 976 974 937 955 1,016 1,000 1,102 1,121 1,076 1,033 1,028 1,025 -0.2


Privado 338 353 356 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 0.8






Exportación 67 14 243 275 510 926 1,436 1,263 1,593 1,528 1,448 1,190 1,064 1,162 1,230 1,046 767 16.5



172

Cuadro 70

Balance nacional de gas natural, 2009-2025 Demanda baja oferta base


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 a partir del año 2000. 3 Incluye el consumo de la extinta LFC hasta octubre de 2009.



Concepto 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca

2009-2025

Origen 7,502 7,852 8,250 8,735 9,067 9,622 10,173 10,292 11,000 11,389 11,487 11,562 11,542 11,828 11,971 11,818 11,810 2.9



631 725 806 894 739 690 420 322 441 582 669 698 727 774 856 944 1,004 2.9







Importación 1,258 1,344 1,414 1,547 1,801 1,903 2,311 2,581 2,769 2,854 2,905 2,965 2,917 2,975 2,988 2,943 3,072 5.7




Destino 7,444 7,760 8,250 8,735 9,067 9,622 10,173 10,292 11,000 11,389 11,487 11,562 11,542 11,828 11,971 11,818 11,810 2.9




987 1,129 1,240 1,278 1,114 1,063 791 654 760 899 899 936 960 1,000 1,088 1,177 1,232 1.4









Público 2,595 2,620 2,567 2,656 2,671 2,637 2,824 3,000 3,198 3,453 3,643 3,956 4,068 4,227 4,209 4,147 4,401 3.4


1,051 961 857 968 1,028 976 974 937 955 1,016 1,000 1,102 1,121 1,076 1,033 1,028 1,025 -0.2


Privado 338 353 356 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 385 0.8






Exportación 67 14 275 339 631 1,089 1,616 1,463 1,812 1,768 1,723 1,489 1,387 1,510 1,603 1,446 1,194 19.8



173

Notas aclaratorias

1. En los cuadros y gráficas de distribución porcentual, los valores pueden no sumar cien, debido al redondeo.

presentada en algunos cuadros se refiere a datos menores a 0.049, - de valor.

3. En vista del número de decimales implícito en cada una de las cifras presentadas, algunas variaciones anuales 2008-2009 y tasas medias de crecimiento anual pueden no coincidir en el cálculo al usar únicamente los decimales

incluidos en los cuadros.

4. Los datos para el último año del periodo histórico (2009) están sujetos a revisiones posteriores.


174


175

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.

Cargo por uso Porción de la tarifa basada en la prestación del servicio que refleja el uso del sistema de acuerdo al 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.

ANEXO UNO


176

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.

Directivas Disposiciones de carácter general expedidas por la CRE, tales como criterios,

lineamientos y metodologías, a que deben sujetarse las ventas de primera mano y las actividades de transporte, almacenamiento y distribución de gas.

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, 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


177

es regenerada para su contínua 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).

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.


178

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. 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 aquellas 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.

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.


179

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.

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.

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 Éste proceso se recibe el gas dulce húmedo del proceso de 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 mas 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 mas pesados).

Producción independiente de energía

La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, y cuya energía será destinada exclusivamente a su venta al

suministrador o a la exportación.


180

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.

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.

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


181

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 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 LSPEE.

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


182

expresada en términos porcentuales

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.


183

Metodología para la proyección de

la demanda de gas natural 2010-2025

En el presente anexo se presenta en forma breve el desarrollo metodológico que realiza el Instituto Mexicano del

Petróleo para la realización de las proyecciones de la demanda de gas natural para los sectores industrial, residencial, servicios, autotransporte y autogeneración de energía eléctrica.

Las metodologías empleadas para las estimaciones hacen uso de modelos estadísticos, econométricos y de optimización, y dependen en gran medida de la información disponible y del sector de demanda de uso final que se

esté investigando.

A.2.1 Sector Industrial

La proyección de la demanda de gas natural en el sector industrial se realiza por estado y por grupo de ramas. Este año el INEGI publicó por primera vez las cifras de la desagregación por estado del PIB aplicando la clasificación

ramas en términos del nuevo sistema (véase cuadro A.2.1). Esta migración no causa mayores problemas a este nivel de desagregación.

Cabe señalar que para fines del análisis de los usos finales de combustibles aplicamos algunos criterios específicos no

comunes en las cuentas nacionales. Se separan del sector industrial lo que en esta Prospectiva llamamos los sectores petrolero y eléctrico. En términos del SCIA

natural en el sector primario es mínimo y su separación causaría además problemas de confidencialidad. También la construcción (sector 23) está en resto.

Salvo estos dos sectores se aplica en las Prospectivas una desagregación hasta el nivel de subsector con tres dígitos excepto algunas ramas que por su alta intensidad energética justifican su separación en grupos individuales.

Finalmente conviene observar que el grupo celulosa y papel incluye imprenta, cemento la fabricación de yeso, química la fabricación de plásticos y hule y resto, aparte de los sectores arriba mencionados, la industria de la madera,

fabricación de muebles y productos relacionados y otras industrias manufactureras.

ANEXO DOS


184

Cuadro A.2.1

Clasificación de grupos de ramas industriales

Notas: CSCN = Codificador del Sistema de Cuentas Nacionales

SCIAN: Sistema de Clasificación Industrial de América del Norte

Fuente: IMP, con base en INEGI

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.

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 industrial50 . Así, se caracterizan los diferentes procesos productivos y se simula como en estos procesos se puede optimizar el consumo de energéticos con equipo existente

o, en su caso, reemplazar equipo y aplicar tecnología más moderna y por ende ahorradora de energía.

A.2.2 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.

50 NEMS (National Energy Modeling System) Industrial Demand Module. Para mayor información consúltese: http://www.eia.doe.gov

Grupos de ramas Ramas CSCNSectores, subsectores y ramas

SCIAN

Alimentos, bebidas y tabaco excepto cerveza 11 a 20, 22 y 23 311 y 312 excepto 31212

Celulosa y papel 31 y 32 322 y 323

Cemento 44 3273 y 3274

Cerveza y malta 21 31212

Metales básicos 46 y 47 331

Minería 5, 7 a 10 212 y 213

Productos de minerales no metálicos 45 3271 y 3279

Productos metálicos, equipo eléctrico y de transporte 48 a 58 332 a 336

Química 33 a 42 325 y 326

Resto 1 a 4, 29, 30, 59 y 60 11, 23, 321,337, 339

Textil 24 a 28 313 a 316

Vidrio 43 3272


185

La información de los permisos en operación del 2009 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 del 2009 y los aplica hasta el horizonte del 2025 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.

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.

A.2.3 Sectores residencial y servicios

A.2.3.1 Supuestos

Unos de los factores determinantes en la estimación de la demanda total de combustibles del sector residencial es el

nivel de ingreso expresado a través del PIB regional. Sin embargo, existen otros factores que influyen significativamente en el comportamiento de la demanda. Se pueden considerar tres grupos de factores adicionales de

acuerdo a sus características: a) eficiencia e intensidad de uso de equipos, b) sustitución entre combustibles y c) variación de temperaturas.

a) Eficiencia e intensidad de uso de equipos

Este tipo de factores se integra con modelos que simulan el parque de calentadores de agua, estufas y hornos de

microondas. Las fuentes de información en que se basan dichas simulaciones son: fabricantes de equipos, CONUEE, EIA, Normas Oficiales Mexicanas e INEGI. Se construyeron para cada año parques por edades y tipo de equipo y

eficiencias promedio de equipo nuevo. Posteriormente, se calcularon las eficiencias medias del parque de cada año tomando en cuenta la composición por edades del parque en cada año.

Con base en lo anterior, se estimaron los factores de eficiencia derivados del ahorro de calentadores de agua (convencionales y solares), ahorro por encendido electrónico en estufas y el desplazamiento de gas por el uso de

hornos de microondas. Estos factores, al combinarse y convertir el resultado en un número índice, dan origen al factor de eficiencia compuesto del sector residencial.


186

b) Sustitución por otros combustibles

En el sector residencial, el combustible predominante es el gas LP y los competidores más importantes son el gas

natural y la leña. En el caso de la estimación de gas natural, se modela la penetración de gas natural en cada una de las Zonas Geográficas con curvas de Gompertz. Estas curvas representan la penetración del gas natural en el mercado de combustibles residenciales. Tienen forma de S y se muevan en un intervalo de 0 a 1, correspondientes a

porcentajes de penetración de 0 a 100%. Inicialmente la introducción de gas natural es lenta por razones de permisos y trámites, desconocimiento de los consumidores y falta de infraestructura. Posteriormente el avance del

producto toma impulso para llegar después a un nivel de maduración.

En el caso de la leña, este combustible tradicionalmente es usado en zonas rurales del país. Existen hogares que únicamente usan leña, otros leña o gas LP y otros solamente gas LP. La sustitución depende del ingreso familiar, el costo de juntar leña o comprarla y el precio de gas LP. Además, existe una relación empírica entre el uso de leña y el

grado de urbanización. Así, la estimación de la leña considera el porcentaje de hogares que usan gas para cocinar (dato censal) y el grado de urbanización por estado, o sea el porcentaje de la población de cada estado que vive en

poblaciones con más que 2,500 habitantes.

c) Temperaturas

La demanda de gas LP y gas natural en el sector residencial aumenta considerablemente en épocas de frío, especialmente en los estados del Centro-Norte. Se capta esta relación haciendo en cada estado un conteo de los días

de calefacción es decir los días en que el promedio entre la temperatura máxima y mínima observada es menor que 15°C. El número obtenido muestra una correlación positiva con la demanda de combustibles.

No fue posible incluir los precios en las regresiones, por problemas de significancia y signos de los coeficientes que representan la elasticidad precio de la demanda.

La demanda de gas LP en el sector residencial se calcula como la diferencia entre la proyección de la demanda total

de combustibles (gas LP, gas natural y leña) y la suma de las proyecciones de gas natural y leña.

A.2.3.2 Especificación de los modelos

El modelo para estimar la demanda total de combustibles del sector residencial aplicó el método de Regresiones Aparentemente no Relacionadas51 con la siguiente especificación:

Donde:

GNRit = Demanda regional de gas natural, sector residencial.

LPRit = Demanda regional de gas LP, sector residencial.

51 También conocido como SUR por sus siglas en inglés (Seemingly Unrelated Regressions).

ititTPitPIBiitLARtFEitLPRitGNR )15ln(*2

)ln(*1

*ln


187

FEt = Factor de eficiencia que, multiplicado por el volumen de combustibles demandado, expresa la demanda en términos de unidades de servicio al consumidor.

LARit = Demanda regional de leña, sector residencial.

PIBit = Producto interno bruto regional.

TP15it = Días de calefacción (temperatura promedio diaria menor a 15°C).

i = Subíndice de región (Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste).

t = Subíndice de periodo.

Aunado a ello, para determinar el porcentaje de hogares que usa gas LP o gas natural en el sector residencial se empleó un modelo de regresión clásico con la siguiente especificación:

Donde:

GAS it = % de hogares que utiliza gas LP o gas natural.

URB it = % de la población estatal que vive en poblaciones con más de 2,500 habitantes (zonas urbanas).

Dit = Variable dicotómica correspondiente a la entidad federativa.

i = Subíndice de entidad federativa.

t = Subíndice de periodo.

El resultado de esta regresión permite, en combinación con las previsiones de crecimiento de la población de CONAPO, calcular el número de hogares que utiliza leña que, multiplicado por un volumen unitario regional típico, resulta en una estimación de la demanda de leña.

Para el caso del sector servicios se utiliza nuevamente el método SUR, la especificación del modelo para estimar la

demanda conjunta de combustibles es la siguiente:

Donde:

GNSit = Demanda regional de gas natural, sector servicios.

LPSit = Demanda regional de gas LP, sector servicios.

itiiitit + (D) * + (URB)ln * = (GAS)In

ititPIBSitFESitLPSitGNS )ln(*1

*ln


188

FESt = Factor de eficiencia que multiplicado por el volumen, expresa la demanda en términos de unidades de servicio al consumidor.

PIBSit = Producto interno bruto regional del sector servicios.

i = Subíndice de región (Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste).

t = Subíndice de periodo

A.2.3.3 Resultados

Los coeficientes obtenidos del modelo del sector residencial muestran una elasticidad ingreso de la demanda para los combustibles del sector de 0.19, es decir, a medida que aumenta el ingreso del consumidor en 1% la demanda de

combustibles aumentará 0.19%. Por otro lado, al aumentar los días de calefacción en 1%, la demanda de combustibles aumentará en 0.02% (véase cuadro A.2.2).

Cuadro A.2.2

Coeficientes de estimación del modelo de la demanda conjunta de gas LP y gas natural, sector residencial


En el sector servicios se incluye un factor de eficiencia compuesto similar al desarrollado en el sector residencial, pero

con la diferencia que sólo considera equipos de calentamiento de agua convencionales y solares. El modelo de estimación emplea el método SUR. Los resultados del modelo muestran una elasticidad-ingreso de 0.27, lo que se traduce en que ante un aumento del valor agregado del sector de 1% la demanda de combustibles se incrementará

en 0.27%.

VariableCoeficientes

comunesNoroeste Noreste

Centro-

OccidenteCentro Sur-Sureste

PIB 0.19

Estadístico t 9.12

TP15 0.02

Estadístico t 3.07

Intercepto 3.11 3.78 4.23 4.55 4.48

Estadístico t 22.51 25.04 27.69 26.38 29.30


189

Cuadro A.2.3

Coeficientes de estimación del modelo de la demanda conjunta de gas LP y gas natural, sector servicios

Fuente: IMP, con base en información de CONUEE, CRE, EIA, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

A.2.4 Sector transporte

La proyección de la demanda regional de gas natural del sector autotransporte se hace en conjunto con los demás energéticos del sector. Dentro de la metodología utilizada, se representan las preferencias que los agentes

económicos tienen sobre las diferentes modalidades de transporte disponibles en el mercado. Para determinar la demanda de gas natural de este sector es crucial modelar adecuadamente la decisión de los agentes económicos de

invertir en un vehículo a gas natural en lugar de otras opciones.

La metodología está organizada en cinco módulos, cuya descripción es la siguiente:

Módulo 1: Demanda kilómetros-pasajero y kilómetros-tonelada. Con un modelo microeconómico de

elasticidad de sustitución constante se busca representar las preferencias de los agentes económicos sobre las distintas modalidades de transporte. Se determina la demanda de transporte que maximice la satisfacción de las necesidades de transporte en el mercado de cada región económica, considerando que existe una

restricción en el presupuesto de los agentes. La demanda de transporte cambia en función del crecimiento del PIB y de los costos del transporte.

Módulo 2: Parque vehicular. Se elaboran bases de datos con información regional de los vehículos en circulación según su clase y tecnología. La información de las bases se utiliza para las estimaciones del primer

modulo. Una vez que se proyecta la demanda de transporte, se puede estimar el parque requerido para satisfacerla. Con la información generada del modulo 4 se determina el número de conversiones a gas natural que tendrán lugar cada año del periodo de proyección.

Módulo 3: Eficiencias. Se junta información histórica sobre eficiencias de vehículos nuevos. Posteriormente se elaboran escenarios de eficiencias en vehículos para cada uno de los años del periodo prospectivo, a partir

de las expectativas de la EIA, EPA e IMP. Se simula la perdida de eficiencia por desgaste para estimar las eficiencias medias del parque, considerando la edad de los vehículos.

Módulo 4: Elección tecnológica. Se contrasta el costo de conversión de un vehículo a gas natural con el

menor costo por kilómetro con respecto a un vehículo a gasolina. El cálculo considera los costos de conversión y/o costos adicionales, los rendimientos en kilómetros, los escenarios de precios y la

disponibilidad (del combustible y de la tecnología). Se obtiene un factor de penetración que determina la probable proporción de vehículos a gas natural que entrarían al parque.

VariableCoeficientes

comunesNoroeste Noreste

Centro-

OccidenteCentro Sur-Sureste

PIBS 0.27

Estadístico t 3.34

Intercepto 1.25 2.10 1.74 2.41 1.43

Estadístico t 2.45 3.73 3.04 3.80 2.57


190

Módulo 5: Consumo de combustibles. Se conjunta el pronóstico de parque vehicular, la intensidad de uso y el escenario de eficiencias en cada categoría de vehículo, para calcular la cantidad de gas natural necesaria

para suplir la demanda de transporte pronosticada.


191

Estadísticas complementarias

Cuadro A.3.1

Demanda nacional de gas natural por estado, 1999-2025


n.a.: no aplica.

Fuente: IMP con base en información de CRE, PGPB y empresas particulares.

Estado 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025tmca

2009-2025

Aguascalientes 0.4 6.8 10.7 12.4 13.2 15.1 16.1 17.2 64.1 85.6 86.3 86.2 158.2 16.8

Baja California 10.8 62.8 180.0 248.1 265.8 289.2 299.6 319.6 350.7 357.8 393.7 383.5 408.6 425.7 2.4

Baja California Sur

Campeche 580.6 818.2 1,046.6 1,462.2 1,605.8 1,569.2 1,850.3 1,742.5 1,508.6 1,345.2 1,264.7 1,110.4 1,045.0 1,088.9 -2.3

Coahuila 146.9 110.5 126.8 122.1 136.3 127.3 146.2 142.2 169.7 170.8 173.1 180.0 274.5 264.0 4.7

Colima 32.4 200.7 210.2 205.1 307.7 415.2 405.5 404.2 n.a.

Chiapas 291.4 360.5 359.9 404.2 542.5 674.1 787.2 836.0 694.2 619.3 540.7 548.3 543.2 526.9 -1.5

Chihuahua 150.3 179.8 223.5 199.3 258.5 276.4 249.0 255.3 303.3 316.6 383.8 415.5 419.8 442.6 3.0

Distrito Federal 80.6 50.3 56.5 56.6 50.9 50.2 53.8 57.1 61.6 67.1 66.8 72.1 72.5 74.0 2.5

Durango 42.7 40.2 38.0 71.8 107.5 112.3 173.9 159.7 153.6 162.7 158.5 152.6 135.6 104.0 -0.5

Guanajuato 94.3 88.3 189.3 194.8 219.6 201.0 213.4 283.0 319.8 326.1 327.9 417.1 410.4 406.5 4.5

Guerrero

Hidalgo 196.9 184.7 177.2 169.9 151.1 155.2 190.9 228.4 236.3 407.3 410.6 390.2 508.5 628.3 9.1

Jalisco 58.5 48.4 49.9 45.6 47.2 50.4 50.6 52.7 55.1 57.1 58.2 103.5 121.5 122.4 5.7

México 247.3 304.2 313.0 283.5 321.7 348.1 241.4 215.9 210.9 238.4 387.7 492.6 484.7 482.3 2.1

Michoacán 130.6 83.5 128.1 125.9 139.7 65.9 135.8 161.0 161.1 161.3 161.7 161.3 161.8 161.7 5.8

Morelos 32.1 133.5 195.5 196.3 196.7 197.4 198.4 n.a.

Nayarit

Nuevo León 432.7 467.8 609.0 554.6 604.1 591.2 575.5 588.3 596.8 736.3 887.9 897.2 898.6 889.1 2.6

Oaxaca 0.0 0.0 0.0 3.0 4.0 4.2 4.4 4.9 5.2 5.9 6.5 6.8 6.8 3.4

Puebla 71.4 58.4 88.3 78.3 98.4 97.7 121.2 122.6 124.9 129.1 131.7 132.8 137.1 139.6 2.3

Querétaro 86.7 107.4 99.7 114.7 111.6 157.4 133.0 97.2 95.1 105.2 99.8 107.6 104.8 86.9 -3.6

Quintana Roo

San Luis Potosí 12.1 16.7 24.5 26.4 106.9 178.3 157.6 143.8 147.4 164.8 164.3 210.9 224.6 210.1 1.0

Sinaloa

Sonora 13.9 34.2 76.7 86.4 110.6 119.1 119.1 155.1 151.6 203.9 226.8 251.4 255.3 244.0 4.6

Tabasco 282.2 276.2 248.6 220.8 214.6 273.6 219.0 342.3 395.9 431.5 473.3 455.2 459.0 468.3 3.4

Tamaulipas 236.7 269.9 362.0 554.1 767.0 817.6 954.6 895.2 909.2 901.2 889.5 962.8 968.6 1,061.9 1.6

Tlaxcala 16.9 17.4 16.9 15.7 17.0 21.7 26.1 28.0 29.5 30.2 32.0 33.5 34.3 36.5 3.3

Veracruz 810.0 676.3 778.1 760.9 940.6 1,015.1 1,069.2 1,256.8 1,452.2 1,724.3 1,888.4 1,903.4 1,951.1 1,901.1 4.0

Yucatán 102.1 87.8 83.9 151.4 168.7 160.4 134.5 135.7 146.9 150.8 189.8 193.9 247.0 2.4

Zacatecas

Total nacional 3993.4 4358.2 5287.2 5890.2 6984.2 7377.0 7979.5 8470.6 8629.3 9273.1 9867.3 10276.5 10509.7 10779.3 2.4

ANEXO TRES


192

Cuadro A.3.2

Demanda de gas natural de los sectores industrial y

autogeneración de electricidad, por estado, 1999-2025


n.a.: no aplica.

Fuente: IMP con base en información de CFE, CRE, Pemex y empresas privadas.

Estado 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025tmca

2009-2025

Aguascalientes 0.4 6.7 10.5 12.1 13.0 14.1 14.7 15.4 16.1 16.9 17.5 17.4 18.0 2.1

Baja California 10.7 5.3 7.1 10.5 14.5 18.8 15.9 16.1 17.3 17.2 18.2 19.2 19.7 20.3 0.5

Baja California Sur

Campeche

Coahuila 141.8 92.9 91.3 84.5 96.7 84.7 97.0 96.9 125.1 125.5 129.1 134.8 131.5 133.3 2.9

Colima

Chiapas

Chihuahua 34.8 30.9 26.6 25.6 30.0 30.5 31.6 31.8 33.4 33.8 36.2 40.4 39.2 40.6 1.8


Durango 1.5 5.1 5.1 7.3 6.7 5.8 5.9 6.3 6.4 6.9 7.2 7.5 8.1 8.6 2.5

Guanajuato 23.0 22.9 31.1 30.8 41.4 45.5 46.6 50.1 53.6 56.4 60.2 60.6 61.5 65.2 2.3

Guerrero

Hidalgo 30.9 22.7 21.5 21.0 25.9 25.7 33.3 34.2 34.7 35.3 36.0 36.7 37.9 38.0 2.5

Jalisco 58.2 48.1 46.7 44.5 45.7 48.9 47.5 48.3 49.5 50.5 50.8 51.4 49.4 50.2 0.2

México 94.3 119.9 123.2 129.0 131.6 121.9 126.9 132.4 136.1 144.9 145.8 156.3 159.7 161.2 1.8

Michoacán 130.6 83.5 128.1 125.9 139.7 65.9 135.8 160.7 160.8 160.9 161.3 161.1 161.5 161.5 5.8

Morelos 4.3 9.1 10.3 11.0 11.4 12.4 13.6 n.a.

Nayarit

Nuevo León 251.0 182.7 299.1 328.9 314.8 286.1 303.4 340.7 349.7 354.2 358.6 368.3 382.2 390.5 2.0

Oaxaca 0.0 0.0 0.0 3.0 4.0 4.2 4.4 4.9 5.2 5.9 6.5 6.8 6.8 3.4

Puebla 42.0 32.1 45.5 50.6 61.2 61.9 66.0 65.4 67.6 71.0 73.5 74.5 78.8 81.0 1.7

Querétaro 45.9 42.1 41.9 46.2 56.6 55.4 56.4 56.0 55.9 59.5 61.3 65.6 67.5 68.3 1.3

Quintana Roo

San Luis Potosí 12.1 16.7 23.8 25.1 30.9 30.4 30.3 32.5 35.2 37.9 40.9 44.3 47.3 51.9 3.4

Sinaloa

Sonora 7.6 10.3 10.2 13.3 15.5 11.5 11.8 12.4 12.9 11.9 13.1 12.3 11.7 11.2 -0.2

Tabasco 5.1 5.1 6.7 3.9 1.2 2.4 1.5 1.4 1.4 1.3 1.2 1.2 1.2 1.2 -4.2

Tamaulipas 62.8 64.1 63.9 68.1 81.4 75.6 76.6 77.9 79.2 80.0 81.8 84.2 85.4 86.3 0.8

Tlaxcala 16.9 17.4 16.9 15.7 17.0 21.7 26.1 28.0 29.5 30.2 32.0 33.5 34.3 36.5 3.3

Veracruz 95.6 80.8 78.0 70.2 79.3 74.9 85.4 90.2 141.3 141.7 142.2 140.7 143.2 147.5 4.3

Yucatán 1.1 1.0 1.1 3.1 0.5 0.5 0.5 0.6 0.5 0.6 0.5 0.5 -10.4

Zacatecas

Total nacional 1,139.3 918.5 1,116.0 1,151.8 1,242.1 1,115.2 1,246.5 1,336.6 1,452.2 1,485.9 1,517.3 1,563.9 1,593.6 1,628.7 2.4


193

Cuadro A.3.3

Demanda de gas natural de los sectores residencial,

servicios y transporte, por estado, 1999-2025


n.a.: no aplica.

Fuente: IMP con base en información de CRE, Pemex y empresas privadas.

Estado 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025tmca

2009-2025

Aguascalientes 0.1 0.2 0.4 0.2 1.1 1.4 1.8 2.1 2.3 2.4 2.4 2.5 16.1

Baja California 0.1 0.5 0.6 0.5 0.5 0.5 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.2

Baja California Sur

Campeche

Coahuila 3.6 5.7 6.4 8.8 7.5 6.2 8.6 9.2 9.5 9.8 10.0 10.1 10.2 10.3 3.2

Colima

Chiapas

Chihuahua 15.7 19.7 21.0 22.3 24.1 22.1 26.6 27.8 28.7 29.3 29.7 29.9 30.0 30.2 2.0


Durango

Guanajuato 0.0 0.7 1.1 1.0 1.0 2.0 2.4 2.8 3.1 3.3 3.4 3.4 3.4 7.9

Guerrero

Hidalgo 0.1 0.1 0.1 0.2 n.a.

Jalisco 0.2 0.2 0.5 1.0 1.4 1.5 3.1 4.4 5.6 6.6 7.4 7.9 8.1 8.3 11.3

México 2.1 4.3 7.4 9.0 11.4 11.3 13.6 15.2 16.6 17.8 18.6 19.3 19.8 20.1 3.7

Michoacán

Morelos

Nayarit

Nuevo León 46.0 42.0 43.7 40.9 40.2 36.2 33.6 35.1 36.5 37.8 38.8 39.4 39.9 40.3 0.7

Oaxaca

Puebla 0.0 0.0 0.6 2.1 3.4 3.9 4.5 4.7 4.8 4.9 4.9 5.0 5.0 5.0 1.6

Querétaro 1.1 1.5 2.4 3.1 3.2 4.2 3.1 3.2 3.4 3.4 3.5 3.5 3.5 3.5 -1.1

Quintana Roo

San Luis Potosí 0.0 0.7 1.3 1.1 0.9 2.2 2.8 3.3 3.7 3.9 4.0 4.1 4.1 10.0

Sinaloa

Sonora 1.4 1.4 1.2 1.2 1.2 0.5 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 2.9

Tabasco 1.0 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 1.2

Tamaulipas 2.0 2.7 4.1 4.5 4.9 4.8 7.7 8.2 8.6 8.8 9.0 9.1 9.2 9.2 4.1

Tlaxcala

Veracruz 0.3 0.3 0.3 0.2 0.2 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 1.2

Yucatán

Zacatecas

Total nacional 76.7 86.0 101.8 109.0 114.6 109.0 124.3 135.8 145.9 154.3 160.6 165.0 168.2 170.4 2.8


194

Cuadro A.3.4

Demanda sector eléctrico de gas natural por Estado1, 1999-2025


n.a.: no aplica. 1 No incluye autogeneración de electricidad

Fuente: IMP con base en información de CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.

Estado 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025tmca

2009-2025

Aguascalientes 45.9 66.4 66.4 66.4 137.7 n.a.

Baja California 57.0 172.3 237.0 250.7 269.8 283.2 303.0 332.9 340.2 375.1 363.8 388.4 404.9 2.6

Baja California Sur

Campeche 23.1 34.5 36.8 16.9 31.5 21.7 22.6 24.7 24.7 26.4 22.1 25.8 2.7

Coahuila 1.3 11.5 28.9 28.8 32.1 36.4 39.6 35.6 34.6 34.9 32.5 33.4 131.0 118.7 7.7

Colima 32.4 200.7 210.2 205.1 307.7 415.2 405.5 404.2 n.a.

Chiapas

Chihuahua 99.0 123.7 175.9 151.4 204.3 223.7 190.9 195.6 241.2 253.5 317.9 345.1 350.5 371.8 3.2

Distrito Federal 2.5 6.9 2.6 4.2 0.5 6.5 6.7 5.0 5.3 6.3 4.9 7.0 4.9 4.9 -1.7

Durango 41.1 35.0 32.9 64.4 100.9 106.5 168.0 153.4 147.2 155.8 151.3 145.1 127.5 95.5 -0.7

Guanajuato 21.2 21.9 106.4 101.1 115.6 95.5 96.0 160.9 158.1 161.3 159.1 247.8 240.2 232.6 5.7

Guerrero

Hidalgo 106.9 111.4 93.9 99.3 82.2 57.7 69.3 101.9 104.1 102.1 104.3 84.5 201.1 320.7 11.3

Jalisco 2.7 44.2 64.0 64.0 n.a.

México 150.9 174.3 182.4 145.6 178.7 215.0 100.8 68.2 58.2 75.7 223.3 317.0 305.2 300.9 2.1

Michoacán

Morelos 27.8 124.4 185.3 185.3 185.3 185.0 184.8

Nayarit

Nuevo León 125.9 193.9 225.0 138.4 191.0 220.8 162.0 150.6 146.1 279.6 424.4 425.0 411.8 393.7 3.7

Oaxaca

Puebla 3.2 6.9 14.2 10.2 22.2 22.2 22.2 22.2 22.2 22.2 22.2 22.2 5.0

Querétaro 39.7 63.8 55.4 65.4 51.7 97.8 72.8 37.8 35.7 42.0 35.0 37.6 32.8 14.2 -11.4

Quintana Roo

San Luis Potosí 74.9 147.0 125.1 108.5 109.0 123.3 119.5 162.5 173.3 154.1 0.3

Sinaloa

Sonora 4.9 22.3 64.6 71.4 93.2 106.3 106.0 141.3 137.3 190.6 212.2 237.6 242.1 231.4 5.0

Tabasco

Tamaulipas 51.1 69.7 136.6 319.6 500.3 564.1 690.7 601.9 601.7 604.1 534.7 529.4 479.2 549.0 -0.2

Tlaxcala

Veracruz 60.7 83.0 250.2 246.1 366.2 390.4 345.3 336.1 333.3 334.6 327.4 318.1 297.8 258.9 -2.5

Yucatán 102.1 86.7 82.9 150.4 165.6 159.9 134.0 135.2 146.3 150.2 189.3 193.4 246.4 2.5

Zacatecas

Total nacional 705 1,077 1,643 1,797 2,444 2,730 2,702 2,806 2,959 3,333 3,778 4,203 4,344 4,536 3.2


195

Cuadro A.3.5

Demanda de gas natural del sector petrolero1 por estado, 1999-2025


n.a.: no aplica. 1 Incluye recirculaciones


Estado 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025tmca

2009-2025

Aguascalientes

Baja California

Baja California Sur

Campeche 580.6 818.2 1,023.5 1,427.7 1,569.0 1,552.3 1,818.8 1,720.8 1,486.1 1,320.5 1,240.0 1,084.0 1023.0 1063.1 -2.3

Coahuila 0.1 0.3 0.1 0.0 - - 0.9 0.6 0.5 0.5 1.5 1.7 1.8 1.7 n.a.

Colima

Chiapas 291.4 360.5 359.9 404.2 542.5 674.1 787.2 836.0 694.2 619.3 540.7 548.3 543.2 526.9 -1.5

Chihuahua 0.8 5.5 0.0 - - -


Durango

Guanajuato 50.1 43.5 51.1 61.9 61.6 59.0 68.9 69.6 105.3 105.3 105.3 105.3 105.3 105.3 3.7

Guerrero

Hidalgo 59.1 50.6 61.7 49.7 42.9 71.8 88.3 92.3 97.5 270.0 270.3 268.9 269.3 269.4 8.6

Jalisco

México 5.6

Michoacán 0.4 0.4 0.4 0.4 0.2 0.2 0.2 n.a.

Morelos

Nayarit

Nuevo León 9.8 49.2 41.2 46.4 58.1 48.1 76.5 61.9 64.5 64.7 66.1 64.4 64.7 64.7 1.9

Oaxaca n.a.

Puebla 29.3 26.3 39.0 18.7 19.5 21.7 28.6 30.3 30.3 31.0 31.1 31.1 31.1 31.4 2.3

Querétaro 0.7 0.1 0.2 0.3 0.1 0.9 0.9 0.9 n.a.

Quintana Roo

San Luis Potosí

Sinaloa

Sonora 0.1 0.7 0.4 0.7 0.9 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 -1.3

Tabasco 276.0 271.1 241.9 216.9 213.5 271.2 217.5 340.9 394.6 430.2 472.1 454.0 457.8 467.1 3.5

Tamaulipas 120.7 133.3 157.5 162.0 180.4 173.1 179.6 207.3 219.8 208.2 264.0 340.1 394.9 417.4 5.7

Tlaxcala

Veracruz 653.4 512.2 449.5 444.4 494.9 549.8 638.3 830.4 977.4 1,247.8 1,418.6 1,444.4 1510.0 1494.5 6.4

Yucatán

Zacatecas

Total nacional 2,072.2 2,277.1 2,426.7 2,832.7 3,183.7 3,422.4 3,906.4 4,191.8 4,071.9 4,299.5 4,411.4 4,344.6 4,403.5 4,443.9 1.6


196

Cuadro A.3.6

Balance de gas natural formato AIE, 2010-2025


2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 tmca

Producción 4,500 4,637 4,705 4,901 5,229 5,636 5,596 6,004 6,160 6,173 6,218 6,282 6,515 6,602 6,439 6,317 2.3

Otras fuentes - - - - - - - - - - - - - - - -

Importaciones 1,344 1,415 1,548 1,803 1,905 2,314 2,584 2,772 2,858 2,910 2,970 2,922 2,981 2,994 2,950 3,079 5.7

Exportaciones 14 271 328 598 1,024 1,546 1,387 1,731 1,679 1,624 1,381 1,271 1,383 1,468 1,301 1,038 33.3

Búnkers marítimos internacionales - - - - - - - - - - - - - - - -

Cambio de stocks 0.47- - - - - - - - - - - - - - - -

SUMINISTRO AL CONSUMO 5,831 5,781 5,924 6,105 6,110 6,404 6,792 7,046 7,340 7,459 7,807 7,933 8,113 8,128 8,088 8,358 2.4

Transferencias - - - - - - - - - - - - - - - -

Diferencias estadísticas 92 0 0 - 0 0 0 0- 0 0- 0- 0 - 0 0 0-

SECTOR TRANSFORMACIÓN 2,989 2,944 3,082 3,157 3,123 3,310 3,486 3,684 3,939 4,128 4,442 4,554 4,713 4,695 4,633 4,887 3.3

Centrales eléctricas 2,883 2,838 2,956 2,971 2,937 3,124 3,300 3,498 3,753 3,942 4,255 4,367 4,527 4,509 4,446 4,701 3.3

Centrales de cogeneración de calor y electricidad 106 106 126 186 186 186 186 186 186 186 186 186 186 186 186 186 3.8

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 973 1,053 972 996 1,037 1,087 1,213 1,242 1,259 1,176 1,185 1,184 1,190 1,208 1,213 1,216 1.5

Minas de carbón - - - - - - - - - - - - - - - -

Extracción de petróleo y gas 652 681 645 646 665 681 637 666 683 600 609 607 614 632 637 639 -0.1

Refinerías de petróleo 321 371 327 350 372 406 576 576 576 576 576 576 576 576 576 576 4.0

Centrales eléctricas y de calor - - - - - - - - - - - - - - - -

Bombeo (electricidad) - - - - - - - - - - - - - - - -

Otros sectores energéticos - - - - - - - - - - - - - - - -

Pérdidas de distribución - - - - - - - - - - - - - - - -

CONSUMO FINAL 1,776 1,784 1,870 1,952 1,951 2,007 2,093 2,120 2,142 2,154 2,180 2,196 2,210 2,225 2,242 2,256 1.6

SECTOR INDUSTRIAL 1,538 1,547 1,601 1,664 1,670 1,718 1,769 1,789 1,808 1,814 1,839 1,853 1,864 1,876 1,890 1,903 1.4

Siderúrgica 271 279 288 303 328 329 330 330 331 332 332 332 333 334 334 335 1.4

Químico y petroquímico 668 666 697 729 693 724 756 766 772 765 768 764 763 764 765 767 0.9

Metales no ferrosos 13 13 14 15 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16 1.4

Minerales no metálicos 188 190 195 200 205 213 224 229 236 245 254 264 269 272 280 286 2.8

Equipos de transporte 107 108 111 114 118 121 123 125 127 129 131 134 136 140 144 146 2.1

Maquinaria - - - - - - - - - - - - - - - -

Extracción y minas 22 22 22 23 24 25 24 24 24 25 27 25 25 25 23 23 0.5

Alimentación y tabacco 117 117 119 121 123 124 126 127 128 127 129 130 131 132 132 133 0.9

Cellulosa, papel e imprenta 68 66 67 66 65 66 67 66 66 68 71 73 73 73 73 73 0.5

Industria de madera y corcho - - - - - - - - - - - - - - - -

Construcción - - - - - - - - - - - - - - - -

Industria textil y cuero 33 33 32 32 31 31 31 31 31 29 30 30 30 30 30 29 -0.8

No especificado 52 53 55 61 68 70 73 75 78 79 81 84 87 90 93 95 4.1

SECTOR DE TRANSPORTE 55 56 67 68 67 71 75 78 79 82 80 81 82 83 85 85 3.0

Transporte aéreo internacional - - - - - - - - - - - - - - - -

Transporte aéreo interno - - - - - - - - - - - - - - - -

Transporte por carretera 1 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 5.3

Ferrocarril - - - - - - - - - - - - - - - -

Oleoducto 53 54 66 66 66 69 73 76 76 79 77 78 79 80 82 82 2.9

Navegación interna - - - - - - - - - - - - - - - -

No especificado - - - - - - - - - - - - - - - -

OTROS SECTORES 118 123 128 134 139 144 148 152 155 158 160 162 164 165 166 167 2.4

Agricultura - - - - - - - - - - - - - - - -

Comercio y servicio público 26 27 27 28 28 29 29 30 30 30 30 30 30 30 30 30 0.9

Residencial 91.49 96.18 101.17 106.11 110.90 115.07 119.10 122.37 125.30 127.78 130.04 131.82 133.45 134.89 136.21 137.23 2.7

No especificado - - - - - - - - - - - - - - - -

USOS NO ENERGÉTICOS 66 59 73 86 73 73 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 2.8

En la industria/transformación/energía 66 59 73 86 73 73 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 2.8

En el transporte - - - - - - - - - - - - - - - -

En otros sectores - - - - - - - - - - - - - - - -

Fuente: IMP, con base en informacion de BANXICO, CFE, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


197

Factores de conversión

Equivalencias de volumen

Celdas de Unidad base

Factor de Nueva unidad cambio 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

Equivalencias energéticas


Factor de Nueva unidad

cambio conversión

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) 11,917.3 Kilocalorías

ANEXO CUATRO


198

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

* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo diesel.

Equivalencias energéticas


Factor de Nueva unidad cambio conversión

1 pie cúbico 1.03 Miles de BTU de gas natural

1 BTU 1,055.056 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


199

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

ANEXO CINCO


200

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

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

VPM Ventas de Primera Mano

WTI West Texas Intermediate

ZC Zona conurbada

ZG Zona geográfica

ZMVM Zona Metropolitana del Valle de México

Pulgadas


201

Bibliografía

Bibliografía

BP Statistical Review of World Energy June 2010, Formato digital.

World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2010. Formato digital.

Petroleum Intelligence Weekly (PIW), diciembre de 2009.

Commodity Price Data del Banco Mundial, julio de 2010. Formato digital.

Natural Gas Information 2010, International Energy Agency. Formato digital.

International Energy Outlook 2010, Energy Information Administration. Formato digital.

Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción, 2010.

World Oil Outlook 2009, Organization Petroleum Exporting Countries. Formato digital.

Annual Energy Outlook 2010, Energy Information Administration. Department of Energy.

Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción.

Memoria de labores 2009, Pemex.

Anuario Estadístico 2010, Pemex.

Informe Anual 2009, Pemex.

The oil context and trends, Instituto Francés del Petróleo, Panorama 2010.

Un point sur les ressources en hydrocarbures, Instituto Francés del Petróleo, Panorama 2010.

-scale hydrocarbon resource, julio 2010. Formato digital

Annual Statistcal Bulletin 2009, OPEP.

Base de Datos Institucional. Pemex 2010.

Referencias de Internet

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: ssie_se.energia.gob.mx/

Country Analysis Briefs (EIA): http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/index.html


202


203

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 Energética

Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico


Tel. 5000 62 04 / 5000 60 00 extensiones 2208 y 1418

Fax. 5000 62 23

E-mail: [email protected]

Para nosotros es muy importante la retroalimentación al documento, por lo que en la siguiente dirección encontrará la encuesta para su opinión y comentarios:

http://www.energia.gob.mx/webSener/res/PE_y_DT/pub/Encuesta%20DGPE%20vs%20%202007-2016.doc



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