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Prontuario estadísticojulio 2018
Ciudad de México| julio| 2018
Dirección General de Gas Natural y PetroquímicosUnidad de Políticas de Transformación Industrial Subsecretaría de Hidrocarburos
2
Contenido
1. Infraestructura de gas natural2. Oferta-gas natural3. Transporte (reporte SISTRANGAS)4. Precios-gas natural5. Oferta, consumo y almacenamiento de gas
natural en Estados Unidos6. Petroquímica7. Producción Etano – Etileno de Estados Unidos8. Notas de Interés
Infraestructura Nacional de Gas Natural (2018)
4
1. El Área Coatzacoalcos se compone de plantas y equipos de procesos distribuidos en los complejos:(i) Morelos, (ii) Pajaritos, y (iii) Cangrejera (propiedad de Pemex Transformación Industrial (TRI)).
2. Fecha de Actualización: 29 de enero de 2018
Elaboración propia de SENER con información de:
a. PEMEX. Anuario Estadístico 2014.b. CRE. Mapa del Sistema Nacional de Gasoductos
(SNG) y Sistema de Transporte de Gas Natural de Acceso Abierto.
c. SENER. Prospectiva de Gas Natural 2016-2030.d. SENER. Plan Quinquenal de Expansión del
SISTRANGAS 2015-2019.e. EIA (U.S. Energy Information Administration).
Mexico's oil and natural gas fields.f. SENER. Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico
Nacional 2015 - 2029.g. CFE. Programa de Obras e Inversiones del Sector
Eléctrico 2012–2016.
Las importaciones de gas natural (principalmente desde el sur de EEUU)han permitido compensar la disminución de la producción nacional
6
Fuente:Elaboración propia de la Sener con información de:1. Sistema de Información Energética (SIE).2. Energy Information Administration (EIA).3. Servicio de Administración Tributaria (SAT).
2015 (MMpcd) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Pro
du
cció
n N
acio
nal
Complejos Procesadores de Gas (CPG) 3,674 3,654 3,469 3,205 3,316 3,304 3,338 3,325 3,405 3,467 3,314 3,312
Arenque 32 30 29 30 26 28 30 30 30 31 32 31
Burgos 816 797 776 758 676 689 659 634 648 640 623 621
Cactus 844 869 665 754 720 623 715 836 860 878 771 873
Cd. Pemex 756 772 751 614 731 722 727 743 615 594 571 574
La Venta 157 166 160 139 140 141 149 137 147 136 140 147
Matapionche 18 17 17 16 16 16 16 15 15 15 15 15
Nuevo Pemex 882 834 903 728 840 928 890 785 929 1,009 1,006 893
Poza Rica 169 169 168 166 167 157 152 145 161 164 156 158
Inyección desde campos 681 670 664 648 635 621 606 574 564 559 566 565
SUBTOTAL (complejos + campos) 4,355 4,324 4,133 3,853 3,951 3,925 3,944 3,899 3,969 4,026 3,880 3,877
Imp
ort
acio
nes
Importación continental 2,215 2,308 2,395 2,575 2,801 3,025 3,259 3,262 3,337 3,172 3,048 3,225
Agua Prieta/Naco 184 170 139 176 188 208 216 212 203 175 165 171
Nogales 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Sásabe 0 0 0 48 81 133 122 139 128 119 82 72
Mexicali 22 21 21 22 21 20 21 22 22 22 23 27
Los Algodones 292 284 299 291 253 318 334 381 405 359 288 296
Tijuana 2 2 1 2 2 2 2 1 2 2 2 0
Reynosa 119 143 211 214 257 230 239 176 192 222 181 374
San Jerónimo/El Hueco 337 339 328 328 367 368 375 374 399 325 357 357
Acuña 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Piedras Negras 10 10 10 12 12 12 12 11 12 13 13 13
Argüelles 103 110 125 134 196 216 227 227 221 189 188 80
Río Bravo 225 235 203 172 205 196 240 214 244 244 261 252
Camargo 516 631 689 761 743 818 960 982 993 1,003 1,000 1,111
Ciudad Mier 403 361 367 413 474 502 509 521 514 497 486 470
San Isidro 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas natural licuado 773 833 861 937 572 662 1,090 619 432 476 602 795
Altamira 418 355 408 385 326 106 276 293 - 87 213 210
Ensenada - - 99 - 98 - 102 - - - -
Manzanillo 355 478 453 453 246 458 814 224 432 389 389 585
SUBTOTAL (continental + GNL) 2,988 3,141 3,256 3,512 3,373 3,687 4,349 3,881 3,769 3,648 3,650 4,020
Oferta Nacional Total(producción nacional + importaciones)
7,343 7,465 7,389 7,365 7,324 7,612 8,293 7,780 7,738 7,674 7,530 7,897
Las importaciones de gas natural (principalmente desde el sur de EEUU)han permitido compensar la disminución de la producción nacional
7
Fuente:Elaboración propia de la Sener con información de:1. Sistema de Información Energética (SIE).2. Energy Information Administration (EIA).3. Servicio de Administración Tributaria (SAT).
2016 (MMpcd) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Pro
du
cció
n N
acio
nal
Complejos Procesadores de Gas (CPG) 3,386 3,200 3,177 3,121 3,078 3,114 3,051 2,999 2,929 2,965 2,817 2,734
Arenque 31 32 35 26 34 33 33 32 31 31 16 29
Burgos 610 608 590 579 560 546 523 509 494 479 454 464
Cactus 902 763 783 743 731 834 661 606 618 684 664 608
Cd. Pemex 590 570 597 565 553 612 683 706 639 661 587 558
La Venta 148 145 144 148 151 156 137 116 110 95 99 91
Matapionche 15 15 15 15 15 15 14 14 14 15 14 15
Nuevo Pemex 933 914 877 911 897 784 866 889 895 873 859 845
Poza Rica 157 153 136 134 137 134 134 127 128 127 124 124
Inyección desde campos 556 548 529 524 507 496 494 481 472 453 437 432
SUBTOTAL (complejos + campos) 3,942 3,748 3,706 3,645 3,585 3,610 3,545 3,480 3,401 3,418 3,254 3,166
Imp
ort
acio
nes
Importación continental 3,188 3,690 3,337 3,496 3,730 3,862 3,975 4,272 4,124 4,194 4,013 3,608
Agua Prieta/Naco 236 197 190 198 202 223 241 237 238 242 236 247
Nogales 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Sásabe 66 70 80 127 146 159 158 164 126 90 73 76
Mexicali 28 28 26 26 27 26 25 25 23 24 24 27
Los Algodones 276 269 269 285 276 328 399 447 371 352 305 209
Tijuana 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 1
Reynosa 424 598 352 295 394 342 349 397 281 225 256 217
San Jerónimo/El Hueco 364 372 328 437 465 460 451 430 432 464 347 351
Acuña 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Piedras Negras 13 17 16 15 15 15 25 16 17 20 19 19
Argüelles 105 110 101 95 107 113 64 102 126 137 156 126
Río Bravo 221 217 236 254 238 210 202 220 222 239 228 217
Camargo 1,002 1,390 1,315 1,377 1,498 1,511 1,616 1,804 1,882 1,932 1,923 1,599
Ciudad Mier 450 419 421 384 358 471 441 426 402 465 442 517
San Isidro 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas natural licuado 387 205 389 764 614 652 702 688 409 508 504 502
Altamira 0 0 0 99 114 115 214 116 - - - -
Ensenada - 102 - - - 102 - - - - - -
Manzanillo 387 103 389 665 500 435 488 572 409 508 504 502
SUBTOTAL (continental + GNL) 3,575 3,895 3,726 4,260 4,344 4,514 4,677 4,960 4,533 4,702 4,517 4,110
Oferta Nacional Total(producción nacional + importaciones)
7,517 7,643 7,432 7,905 7,929 8,124 8,222 8,440 7,934 8,120 7,771 7,276
Las importaciones de gas natural (principalmente desde el sur de EEUU)han permitido compensar la disminución de la producción nacional
8
Fuente:Elaboración propia de la Sener con información de:1. Sistema de Información Energética (SIE).2. Energy Information Administration (EIA).3. Servicio de Administración Tributaria (SAT).
2017 (MMpcd) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Pro
du
cció
n N
acio
nal
Complejos Procesadores de Gas (CPG) 2,739 2,820 2,793 2,806 2,759 2,762 2,746 2,699 2,608 2,537 2,379 2,317
Arenque
Burgos 28 29 29 23 25 32 27 31 17 0 0 0
Cactus 460 463 452 446 445 441 431 425 425 421 417 406
Cd. Pemex 604 626 597 575 479 493 468 462 644 569 474 510
La Venta 555 616 664 662 654 653 690 671 593 561 519 512
Matapionche 106 138 133 134 130 129 121 125 125 118 115 47
Nuevo Pemex 15 14 14 14 14 14 13 13 13 13 13 13
Poza Rica 847 809 783 832 893 886 877 856 677 749 816 758
Inyección desde campos 124 125 121 120 119 114 119 116 114 106 25 71
SUBTOTAL (complejos + campos) 3,160 3,233 3,204 3,217 3,168 3,166 3,134 3,076 2,975 2,906 2,747 2,677
Imp
ort
acio
nes
Importación continental 3,926 4,109 4,154 3,867 4,166 4,471 4,357 4,358 4,135 4,283 4,459 4,377
Agua Prieta/Naco 256 256 244 227 262 245 250 252 222 241 184 201
Nogales 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Sásabe 58 67 72 97 95 127 154 175 125 152 59 58
Mexicali 28 56 55 55 55 54 71 49 42 54 55 52
Los Algodones 285 274 244 219 209 312 400 407 358 388 286 277
Tijuana 2 2 2 1 2 1 1 1 1 1 2 2
Reynosa 242 299 282 299 376 432 420 334 335 363 433 532
San Jerónimo/El Hueco 342 326 344 361 334 477 316 184 201 234 304 382
Acuña 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Piedras Negras 18 19 21 19 21 24 26 26 22 25 25 22
Argüelles 112 115 139 134 126 127 118 116 88 107 238 246
Río Bravo 176 197 235 248 231 109 164 221 249 211 301 212
Camargo 1,885 1,971 1,956 1,685 1,877 1,961 1,921 1,991 1,813 1,908 1,912 1,813
Ciudad Mier 519 525 558 519 545 550 514 532 563 536 536 528
San Isidro 0 0 0 1 31 50 0 68 114 61 122 50
Ojinaga 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Gas natural licuado 504 502 510 610 680 780 830 900 850 700 800 740
Altamira - - - 110 180 280 330 400 350 200 240 210
Ensenada - - - - - - - - - - - -
Manzanillo 504 502 510 500 500 500 500 500 500 500 560 530
SUBTOTAL (continental + GNL) 4,430 4,611 4,664 4,477 4,846 5,251 5,187 5,258 4,985 4,983 5,259 5,117
Oferta Nacional Total(producción nacional + importaciones)
7,590 7,844 7,868 7,694 8,014 8,417 8,321 8,334 7,960 7,889 8,006 7,794
Las importaciones de gas natural (principalmente desde el sur de EEUU)han permitido compensar la disminución de la producción nacional
9
Fuente:Elaboración propia de la Sener con información de:1. Sistema de Información Energética (SIE).2. Energy Information Administration (EIA).3. Servicio de Administración Tributaria (SAT).
2018 (MMpcd) Enero Febrero Marzo Abril Mayo
Pro
du
cció
n N
acio
nal
Complejos Procesadores de Gas (CPG) 2,458 2,420 2,507 2,449 2,445
Arenque 0 2 27 29 29
Burgos 401 397 392 383 377
Cactus 543 547 396 453 501
Cd. Pemex 579 562 581 551 584
La Venta 105 136 153 140 145
Matapionche 13 13 13 12 13
Nuevo Pemex 709 655 840 778 692
Poza Rica 108 108 105 103 103
Inyección desde campos 350 333 330 331 330
SUBTOTAL (complejos + campos) 2,808 2,753 2,837 2,780 2,775
Imp
ort
acio
nes
Importación continental 4,390 4,490 4,157 4,352 4,312
Agua Prieta/Naco 194 166 162 176 165
Nogales 2 2 1 2 1
Sásabe 57 84 82 81 92
Mexicali 55 57 56 58 56
Loa Algodones 254 280 277 273 284
Tijuana 1 1 2 1 2
Reynosa 324 376 202 296 253
San Jerónimo/El Hueco 286 355 326 328 335
Acuña 1 1 1 1 1
Piedras Negras 9 27 10 15 16
Argüelles 360 455 403 412 410
Río Bravo 281 146 222 214 195
Camargo 1,891 1,941 1,809 1885 1888
Ciudad Mier 516 491 466 470 492
San Isidro 159 105 127 130 112
Ojinaga 0 3 11 10 10
Gas natural licuado 660 713 818 717 840
Altamira 160 173 273 163 309
Ensenada - - - - 0
Manzanillo 500 540 545 554 531
SUBTOTAL (continental + GNL) 5,050 5,203 4,975 5,069 5,152
Oferta Nacional Total(producción nacional + importaciones)
7,858 7,956 7,978 7,849 7,927
Capacidad instalada de CPG de Pemex Transformación Industrial
Complejo Procesador de GasEndulzamiento de gas
(MMpcd)Endulzamiento de líquidos
(Mbd)Proceso Criogénico
(MMpcd)
Fraccionamientode líquidos
(Mbd)
A Arenque 34 N/A 33 N/A
B Burgos N/A N/A 1,200 18
C Cactus 1,960 48 1,275 104
D Cd. Pemex 1,290 N/A 915 N/A
E CPGP Coatzacoalcos* N/A N/A 192 217
F La Venta N/A N/A 182 N/A
G Matapionche 109 N/A 125 N/A
H Nuevo Pemex 880 96 1,500 208
I Poza Rica 250 N/A 490 22
Total 4,523 144 5,912 569
10
Nota: (*) Las Instalaciones de Proceso de Gas (IPG) Cangrejera cambió su razón social a Centro de Proceso de Gas y Petroquímicos (CPGP) Coatzacoalcos.Fuente: Sistema de Información Energética.1. Capacidad Instalada al mes de junio de 2018.2. N/A: No aplica.
Nivel de utilización de los CPG de Pemex Transformación Industrial
11
59% 59%61%
66%63% 63% 64%
66%62% 62% 62%
65%61% 62% 62%
57%
52%
45%42%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
47% 47% 46% 46% 44% 43%40% 39%
42% 41% 42% 41% 41%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
may
-17
jun
-17
jul-
17
ago
-17
sep
-17
oct
-17
no
v-1
7
dic
-17
ene-
18
feb
-18
mar
-18
abr-
18
may
-18
Capacidad Criogénica utilizada de los CPG Capacidad Total
Nota:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Fuente: Sistema de Información Energética.
Capacidad criogénica total utilizada(%, porcentaje)
2000-2018 2017-2018
12
3,6913,6793,7703,853
3,9633,879
4,1534,2834,240
4,4364,4724,5274,3824,4044,343
4,073
3,672
3,2393,024
2,7912,8042,916
3,0293,1443,147
3,4453,5463,461
3,5723,6183,6923,6283,6933,640
3,398
3,047
2,6642,458
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
2,759 2,760 2,747 2,7002,606 2,537
2,379 2,3182,458 2,420 2,506 2,449 2,445
3,344 3,356 3,328 3,2473,123 3,068
2,898 2,8503,049 2,989 3,051 3,009 2,986
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
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Gas seco a ductos Autoconsumo de las plantas de Pemex Volumen de gas húmedo procesado
Volumen de gas húmedo procesado y oferta de gas seco de CPG al SISTRANGAS (MMpcd)
2000-2018 2017-2018
Nota:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Fuente: Sistema de Información Energética.
Se observa una disminución sostenida en la producción de gas húmedoque implica una caída de gas natural seco enviado al Sistrangas
13
156 147127 125 133 129 127 119 117 121 119 121 115 109 110 107 107 101 88
204 206205 212
225 215 215199
182 181 184 185176 172 170
145 135124
114
85 88
84 86
9088 92
85
74 76 79 8272
71 75
6861
51
45
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
104 107 103 94 92 95 88 85 90 90 85 92 85
129 127 127120 119 115
110 111 118 114 113 117108
55 56 5451 48 47
44 3844 45 46
4644
0
50
100
150
200
250
300
350
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450
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Nota:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Fuente: Sistema de Información Energética.
Elaboración de productos en los CPG de Pemex (Mbd)
2000-2018 2017-2018
La producción de líquidos de gas natural se ha estabilizado en el últimoaño en los CPG de Pemex Transformación Industrial
Tendencia en la quema de gas natural de 2010-2017*
14
*Promedio de enero-diciembre 2017.Fuente: Sistema de Información Energética de la SENER.
Quema de gas natural por activo(MMpcd)
11 8 5 3 7
59
117
119 5 4 3 2 2 3 3
281
126
30 30 38
98 96
62
11 10 9 9 9 6 9 7
35 29 2338
134 138
189
90
17 22 2310
24
8766
142 2 4 1 1 3 1 2
20 17 13 12 15 21 17 187 5 2 2 1 2 2 2
29 2513 12 10 6 3 3
421
249
127 123
242
423
504
213
0
100
200
300
400
500
600
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
Abkatun-Pol-Chuc Bellota-Jujo Cantarell Cinco Presidentes Ku-Maloob-Zaap Litoral de Tabasco
Macuspana-Muspac Poza Rica-Altamira Samaria-Luna Aceite Terciario del Golfo Veracruz Total anual
Quema de gas natural durante 2016-2017
15
Quema de gas natural por activo(MMpcd)
Fuente: Sistema de Información Energética de la SENER.Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo de los valores y los activos que no se observan en la gráfica.
82 93
135
78
60
80
116
92
86
53
10
3
62
52
48 55
51 41
81
44
24
21
5
21
1
204
20
4
19
8
194
193 194 197
129
12
4
99
86 88
76
31
29 30
48
47
17
16
15 16 17 15 21 16 15 16 16 17
16 14 15 17
28
44
39 4
8
643
532 540
481 470
414439
377
334
228
284
220 218193 190
128143
190206
189
0
100
200
300
400
500
600
700
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17
Abkatun-Pol-Chuc Bellota-Jujo Cantarell Cinco Presidentes Ku-Maloob-Zaap Litoral de Tabasco
Macuspana-Muspac Poza Rica-Altamira Samaria-Luna Veracruz Aceite Terciario del Golfo Total mensual
2,795
146
5,106
3,655
7,900
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
19
98
19
99
20
00
20
01
20
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20
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20
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20
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10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
Producción de Gas Natural
Importaciones de Gas Natural
Consumo de Gas Natural
16
(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Consumo de Gas Natural: Producción total de gas natural de Pemex más las importaciones.Producción de Gas Natural: Volumen de gas natural producido por Pemex, incluyendo el gas que auto consume.Fuente: Sistema de Información Energética, Base de Datos Institucional de Pemex y U.S. Energy InformationAdministration.
Consumo, producción e importación de gas natural(MMpcd)
3,509
Las importaciones de gas natural han incrementado para cubrir lademanda nacional ante una disminución de la producción doméstica
La importación de GNL se ha vuelto recurrente para cubrir la demandaincremental estacional y los desbalances de corto plazo
17
Importación continental y Gas Natural Licuado(MMpcd)
Fuente: Sistema de Información Energética, Base de Datos Institucional de Pemex y U.S. Energy Information Administration
2,2
15
2,3
08
2,3
95
2,5
75
2,8
01
3,0
25
3,2
59
3,2
62
3,3
37
3,1
72
3,0
48
3,2
25
3,1
88 3,6
90
3,3
37
3,4
96
3,7
30
3,8
62
3,9
75
4,2
72
4,1
24
4,1
94
4,0
13
3,6
08
3,9
26
4,1
09
4,1
54
3,8
67
4,1
66
4,4
71
4,3
57
4,3
58
4,1
35
4,2
83
4,4
59
4,3
77
4,3
90
4,4
90
4,1
57
4,3
00
4,3
12
77
3 83
3 86
1 93
7
57
2 66
2
1,0
90
61
9
43
2
47
6
60
2 79
5
38
7
20
5
38
9
76
4 61
4 65
2 70
2
68
8
40
9 50
8
50
4
50
2
50
4 50
2
51
0
61
0
68
0
78
0
83
0
90
0
85
0
70
0 80
0
74
0
70
9 70
3
83
5 83
8
84
0
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
ene-
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-18
Importaciones Gas natural licuado
Disminución en la oferta de gas húmedo amargo 2010 - 2023
18
Fuente: Sistema de Información Energética de la SENERPlataforma de Producción de Gas 2018-2023*Datos promedio Enero-Mayo 2018
Límite superior 2018 2019 2020 2021 2022 2023
PEP 3,738 4,029 3,865 4,252 3,971 3,820
Rondas de licitación CNH 292 394 394 444 518 716
Total (PEP + Rondas de licitación CNH) 4,030 4,423 4,259 4,696 4,489 4,536
Oferta de gas húmedo amargo(MMpcd)
Límite inferior 2018 2019 2020 2021 2022 2023
PEP 3,737 2,959 2,558 2,446 2,499 2,533
Rondas de licitación CNH 264 341 294 311 353 508
Total (PEP + Rondas de licitación CNH) 4,001 3,300 2,852 2,757 2,852 3,041
6,337
5,913
5,676 5,679 5,758
5,504
4,866
4,205 3,944*
4,030
4,4234,259
4,6964,489 4,536
4,001
3,300
2,8522,757
2,8523,041
2,200
2,700
3,200
3,700
4,200
4,700
5,200
5,700
6,200
6,700
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
Histórico 2010-2018* Prospectiva 2018-2023 Límite superior Prospectiva 2018-2023 Límite inferior
20
Diagrama simplificado del SISTRANGAS 2018
POZARICA/ ANTARES/ CFEPOZARICAIGASAMEX
EXTB
UR
GO
S
CFEELSAUZ
INYT
GN
ELSA
UZ
ISP
AT
IPP
IBER
MTY
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TULA/CFETULA/ CFETULACC
CFEVALLEDEMEXICO/ CFEVMEXICOREP
FCEVENTADECARPIO/ VENTADECARPIO
CFE
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GM
ELSA
LTO
CFEDOSBOCAS/ MECAYUCAN
CU
ERV
ITO
CATALINA
Elaboración propia de SENER con información de:
a. CRE. RES/442/2011. Condiciones generales para la prestación del servicio de transporte de gas natural.
b. Plan Quinquenal de Expansión del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de GasNatural 2015-2019.
Durante el último año no se han presentado alertas críticas en el SISTRANGAS
21
Nivel del empaque (MMpcd)
Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.
Empaque Máximo Operativo: 7,700 MMpc
Empaque Mínimo Operativo: 7,000 MMpc
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
01
/07
/20
17
01
/08
/20
17
01
/09
/20
17
01
/10
/20
17
01
/11
/20
17
01
/12
/20
17
01
/01
/20
18
01
/02
/20
18
01
/03
/20
18
01
/04
/20
18
01
/05
/20
18
01
/06
/20
18
01
/07
/20
18
Sur Centro Norte Total Empaque
En el periodo analizado se han observado 73 días fuera delintervalo operativo recomendado del empaque del Sistrangas
22
El decremento en la producción de gas seco se debe a la maduración de campos.Las caídas pronunciadas son producto de fallas en los equipos o mantenimientos
Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.
Inyección Sureste(MMpcd)
Problemas operativos en el CPG Nuevo Pemex
Trabajos de mantenimientoen la estación de compresiónCárdenas
Trabajos de mantenimientoen la Terminal Marítima DosBocas
Trabajos de mantenimientoen el CPG La Venta
Falla eléctrica en elCPG Nuevo Pemex
Falla eléctrica en elCPG Nuevo Pemex
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
01
/07
/20
17
01
/08
/20
17
01
/09
/20
17
01
/10
/20
17
01
/11
/20
17
01
/12
/20
17
01
/01
/20
18
01
/02
/20
18
01
/03
/20
18
01
/04
/20
18
01
/05
/20
18
01
/06
/20
18
01
/07
/20
18
Nuevo Pemex Cactus La Venta Total Sureste
23
Inyecciones Norte y Golfo(MMpcd)
El decremento en la producción de gas seco se debe a la maduración de campos.Las caídas pronunciadas son producto de fallas en los equipos o mantenimientos
Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.1. Las Zona del Golfo considera las inyecciones realizadas por los puntos: i) Cauchy, ii) El Veinte,
iii) Cuenca del Papaloapan, iv) Matapionche, v) Playuela, vi) Poza Rica, vii) Lankahuasa, viii) Papan.2. La Zona Norte considera las inyecciones realizadas por: i) Burgos, íi)Culebra, iii) Miguel Alemán,
iv) Nuevo Laredo, v) Monclova, vi) Nejo, vii) Mareógrafo y viii Huizache.
0
200
400
600
800
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18
Total Golfo Total Norte
Trabajos de mantenimiento en la Planta de control de punto de rocío, Cauchy
El crecimiento de la demanda se ha atendido a través de la importación
Importaciones EE.UU.(MMpcd)
Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.
Mantenimiento en NET del 27 de marzo al 3 de abril.
Huracán Harvey: 24 al 28 de agosto, afectación de -3,300 mmpcd.
Falla en los sistemas de compresión del ducto de NET del 13 al 16 de noviembre.
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
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18
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18
Reynosa Tetco Reynosa Tennessee Kinder Morgan Rey Energy Transfer Kinder Mongan MTY GdN. Ramones Gloria a Dios Importaciones EEUU
La entrada en operación de nueva infraestructura disminuirá ladependencia del consumo de GNL
25
Inyecciones provenientes de GNL al SISTRANGAS(MMpcd)
Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.
0
200
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18
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18
01
/07
/20
18
GNL Altamira GNL Manzanillo Total GNL
El uso volumétrico del SISTRANGAS propicia estacionalidad semanal pronunciada y caídas de consumo en días inhábiles
26
Consumo(MMpcd)
Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.
´ ´
4850
4900
4950
5000
5050
5100
5150
5200
5250
5300
Lunes Martes Miercoles Jueves Viernes Sabado Domingo
Pro
med
io P
emex
2017 - Promedio Total Consumo 2018 - Promedio Total Consumo
27
Balance consumo vs. inyecciones al SISTRANGAS(MMpcd)
La diferencia diaria entre el consumo y las inyecciones totales explican la variación en el empaque
Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
01
/07
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17
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17
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17
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17
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17
01
/01
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18
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18
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18
01
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18
01
/06
/20
18
01
/07
/20
18
Total Sureste Norte/Golfo Importaciones EEUU Total GNL Total Consumo
El gas natural es el combustible más económico comparado contraotros combustibles de uso común
29
Precios de combustibles(USD/MMBTU)
Fuente: Elaboración propia con datos de la SHCP, CRE y SE.
9.57
12.50
29.94 29.89
23.22 22.90
2.783.66
13.37
9.90
0
5
10
15
20
25
30
35
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-15
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-15
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7
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Gas natural
Combustóleo
GLP
Diésel
GNL
30
Fuente: U.S. Energy Information Administration y CME Group.
Precio Spot vs. Precio Futuro 2016-2018 (USD/MMBTU)
2.96
0
1
2
3
4
5
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6
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18
Spot Futuro (histórico) Futuro
El precio spot alcanzó un máximo de diciembre 2017 a enero 2018 debido a las condiciones climáticas derivadas del invierno en los Estados Unidos
31
Notas:1. Datos disponibles hasta junio de 2018.2. Antes VPM Reynosa. El Precio de VPM es un cálculo por Pemex de manera libre mediante una fórmula queincluye las siguientes variables: precio de referencia, costo por inyección de GNL , ajuste por calidad del gas naturaly modalidad de entrega.Fuente: U.S. Energy Information Administration y CRE
Precio Henry Hub1 vs. VPM Golfo2 2017-2018 (USD/MMBTU)
2.9
8
2.9
8
2.9
0
2.9
8
2.8
8
3.0
1
2.8
1
3.8
8
2.6
7
2.7
0
2.7
9
2.8
0
2.9
6
3.28
3.52 3.48* 3.46 3.513.37
3.55
3.29
4.36
3.323.46
3.62 3.66
0
1
2
3
4
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/20
17
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17
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17
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/20
17
01
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18
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/20
18
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18
01
/06
/20
18
Henry Hub VPM Golfo
El precio de VPM Golfo alcanzó un precio máximo en febrero de 2018 debido a las condiciones climáticas derivadas del invierno en Estados Unidos
Pemex Transformación Industrial: Precios de VPM por zona
32
Nota:Precios anunciados para el mes de junio de 2018.Fuente: Precios Gas Natural mensual, Base de Datos Pemex.
Nota:(*) Los precios de la zona Centro son los mismo de la zona Norte en el periodo de julio 2017 a junio 2018.
VPM por zona(USD/MMBTU)
3.77
3.87 4.09
3.79 3.99
3.27
2.64
2.93
4.04
4.21
3.523.66
0
1
2
3
4
5
jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18
Sur Istmo Centro* Norte Gloria a Dios Naco Occidente Golfo
33
Nota:1. El costo de servicio para las modalidades de entrega en el esquema de VPM son:
a) Base firme, le aplica precio mensual o precio diarios.b) Base interrumpible, la aplica precio diario.c) Base ocasional, le aplica precio diario.
Fuente: Petróleos Mexicanos y CRE.
Contamos con 2 referencias del precio del gas natural, la VPM de Pemexy el IPGN publicado por la CRE
ConceptoValores para junio 2018
USD/MMBTU
Precio de referencia en zona Golfo 3.43
Costo asociado al Gas Natural Licuado 0.21
Costo por modalidad de entrega base firme 0.02
Ajuste por calidad del gas natural de la zona de influencia 0
VPM Golfo 3.66
Pemex TRI comercializa el gas natural en puntos de inyección bajo el esquema de VPM:
VPM Golfo vs. IPGN*(USD/MMBTU)
𝑉𝑃𝑀 = PR − AC + GNL + 𝑀𝐸𝑉𝑃𝑀
𝑃𝑅 = 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎
𝐴𝐶 = 𝐴𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑝𝑜𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎
𝐺𝑁𝐿 = 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑎𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑑𝑜 𝑎𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 𝑙𝑖𝑐𝑢𝑎𝑑𝑜
𝑀𝐸 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑎 𝑚𝑜𝑑𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒𝑔𝑎 𝑏𝑎𝑗𝑜 𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑞𝑢𝑒𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑃𝑀1
Venta de primera mano (VPM)
VPM Golfo
Índice que refleja el promedio de los precios de las transacciones realizadas de maneralibre y voluntaria por los comercializadores en el mercado mexicano. Este índice incluye,entre otros, el costo por logística.
*Índice de Referencia Nacional de Precios de Gas Natural al Mayoreo (IPGN)
Tipo de cambio peso/dólar 19.73
3.52 3.48 3.46 3.513.37
3.55
3.29
4.36
3.323.46
3.62 3.66
4.10
4.31
4.093.97
4.194.05
4.34
4.56
3.88
4.134.02
0
1
2
3
4
5
jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18
VPM Golfo IPGN
Notas:(**) Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.
34
Regiones para la publicación de índices de referencia de precios de gas natural
Nota:
El 15 de febrero de 2018 se publicó el Acuerdo por el cual la Comisión Reguladora de Energía (CRE) da a conocer regiones para la publicación de índices de referencia de precios de gas natural.
Fuente: CRE.
Desde febrero de 2018, la CRE publica índices regionales de precios degas natural, para asistir a los participantes del mercado
RegiónFebrero 2018 (USD/MMBTU)
Marzo 2018 (USD/MMBTU)
Abril 2018 (USD/MMBTU)
Mayo 2018(USD/MMBTU)
I 6.0582 5.6809 4.7772 4.6665
II 4.514 3.8915 4.2786 3.7802
III 4.2475 3.5369 3.9874 3.8721
IV 5.1927 4.2578 4.4202 4.3818
V 5.0425 4.459 4.6142 4.4686
VI 4.8858 4.2078 4.4216 4.2946
Región I$4.67(mayo 2018)
Región II$3.78(mayo2018)
Región IV$4.38(mayo 2018)
Región V$4.47(mayo 2018)
Región III$3.87(mayo 2018)
Región VI$4.29(mayo 2018)
36
Fuente: U.S. Energy Information Administration y CME Group.
Exportación continental vs. Exportación GNL (USD/MMBTU)
Precios de gas natural de exportación
3.15 3.10 3.01 3.03 3.04 3.05 3.02 3.09 3.18
3.75
3.21
2.79 2.88
5.01
4.664.48
4.14
3.77 3.773.90
4.344.60
4.21
5.46
4.32 4.43
0
1
2
3
4
5
6
7
8
abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18
Exportación continental Exportación GNL
El consumo de gas natural se incrementó en un 24.4% del 2017 a abrilde 2018
37
Producción, consumo, importación y exportación de gas natural en Estados Unidos
(MMpcd)
Notas:
(*) Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.
Fuente: U.S. Energy Information Administration.
448
9,5249,823
8,807
61,384
92,327
54,260
84,675
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
100,000
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
Exportación Importaciones Consumo Producción Comercializada
El consumo de gas natural se incrementó durante el mes de junio 2018 debido alaumento estacional de la temperatura
38
Producción, Consumo, Importación y Exportación Semanal de Gas Natural en Estados Unidos
[Bcfd]
Fuente: U.S. Energy Information Administration.
90.1 89.9 90.1 90.1 89.8 90.0 90.5 89.8 89.8 90.291.2
67.6
63.6
57.855.3
57.5 56.7 56.657.8
5…
59.8 60.5
5.8 5.8 6.0 6.1 6.2 6.4 6.5 5.8 5.7 6.1 5.9
7.7 7.6 8.1 7.7 7.97.1 7.2 7.1 7.3
7.7 7.9
0
5
10
15
20
25
30
35
40
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
90.0
100.0
12/4/2018 - 18/4/2018 19/4/2018 - 25/4/2018 26/4/2018 - 02/5/2018 03/05/2018 - 09/05/2018 10/05/2018 - 16/05/2018 17/05/2018 - 23/05/2018 24/05/2018 - 30/05/2018 31/05/2018 - 06/06/2018 07/06/2018 - 13/06/2018 14/06/2018 - 20/06/2018 21/06/2018 - 27/06/2018
Producción comercializada Consumo Importaciones Exportaciones
39
El volumen de gas natural total almacenado en Estados Unidos hadisminuido en un 17.7% de 2017 a abril 2018
Notas:
(*) Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.
Fuente: U.S. Energy Information Administration.
Inventario de Gas Natural en Estados Unidos(Bcf)
6,640
6,210 6,336
6,716
6,2576,460 6,493
6,860 6,8386,592
7,052 7,052 7,004
7,5027,149
6,621
7,171
7,5787,309
6,013
8,229 8,241 8,182 8,207 8,206 8,255 8,268 8,330 8,402 8,4998,656 8,764 8,849 8,991
9,173 9,233 9,231 9,234 9,253 9,254
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
Gas de base Gas de trabajo Gas Natural Total Almacenado Capacidad Total de Almacenamiento
2,694
1,857
3,160
1,281
2,074
3,523
3,129
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
06/
01/2
017
13/
01/2
017
20/
01/2
017
27/
01/2
017
03/
02/2
017
10/
02/2
017
17/
02/2
017
24/
02/2
017
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03/2
017
10/
03/2
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03/2
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24/
03/2
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31/
03/2
017
07/
04/2
017
14/
04/2
017
21/
04/2
017
28/
04/2
017
05/
05/2
017
12/
05/2
017
19/
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017
26/
05/2
017
02/
06/2
017
09/
06/2
017
16/
06/2
017
23/
06/2
017
30/
06/2
017
07/
07/2
017
14/
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07/2
017
04/
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017
11/
08/2
017
18/
08/2
017
25/
08/2
017
01/
09/2
017
08/
09/2
017
15/
09/2
017
22/
09/2
017
29/
09/2
017
06/
10/2
017
13/
10/2
017
20/
10/2
017
27/
10/2
017
03/
11/2
017
10/
11/2
017
17/
11/2
017
24/
11/2
017
01/
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017
08/
12/2
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15/
12/2
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22/
12/2
017
29/
12/2
017
05/
01/2
018
12/
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018
19/
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26/
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16/
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23/
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22/
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018
Gas de trabajo 2017 - 2018
40
El gas natural en almacenamiento subterráneo de Estados Unidos ha incrementado61.9% desde un mínimo el 20 de abril al 22 de junio de 2018.
Gas de trabajo almacenado en Estados Unidos(Bcf)
Nota:
Los máximos y mínimos son valores promedios correspondientes al periodo 2012 – 2018.
Fuente: U.S. Energy Information Administration.
Máx y mín 2017 - 2018
Ubicación de los complejos petroquímicos de Petróleos Mexicanos
42
Fuente: Elaboración propia con datos de Petróleos Mexicanos.
E.
HG
D
C
Notas: (*)En proceso de rehabilitación. (**) Fuera de operación desde 2007.
(***) A partir del 12 de septiembre de 2013 pasó a formar parte
del consorcio Petroquímica Mexicana de Vinilo S.A. de C.V. (PMV).
A. Complejo Petroquímico Camargo *
B. Complejo Petroquímico Escolin **
C. Complejo Petroquímico de Tula**
D. Complejo Petroquímico Independencia
G. Complejo Petroquímico Cosoleacaque
A
E. Complejo Petroquímico Morelos
H. Complejo Petroquímico Cangrejera
B
FF. Complejo Petroquímico
Pajaritos ***
Capacidad instalada de los complejos petroquímicos de Pemex
43
N/A: No aplica.Notas: Capacidad instalada al mes de mayo de 2018.(*) En proceso de rehabilitación.(**) Fuera de operación desde 2007.(***) A partir del 12 de septiembre de 2013 pasó a formar parte del consorcio Petroquímica Mexicana de Vinilo S.A. de C.V. (PMV).
ComplejoCapacidad Instalada
(Mta)Ubicación Empresa productiva subsidiaria
Camargo* 333 Camargo, Chihuahua. Pemex Fertilizantes
Escolín** 237 Poza Rica, Veracruz Pemex TRI
Tula** 66 Tula, Hidalgo Pemex TRI
Independencia 217 San Martín Texmelucan, Puebla. Pemex TRI
Morelos 2,727 Coatzacoalcos, Veracruz. Pemex Etileno
Pajaritos*** N/A Coatzacoalcos, Veracruz. N/A
Cosoleacaque 4,318 Coatzacoalcos, Veracruz. Pemex Fertilizantes
Cangrejera 2,977 Coatzacoalcos, Veracruz.Pemex TRI (40%)
Pemex Etileno (60%)
Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos (BDI).
La producción de petroquímicos de Pemex ha disminuido en un13.6% en el periodo de mayo 2017 a mayo 2018
44
31
2827
2829 29
30
32 33 33
36
34
29
31 31
27
24
20
17
0
5
10
15
20
25
30
35
40
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
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20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
Notas:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Fuente: Sistema de Información Energética.
22
24
2221
17 17 17
1516 15
16
1819
0
5
10
15
20
25
30
35
40
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-18
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-18
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18
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-1
8
Producción total de petroquímicos de Pemex(Mtd)
Producción total de petroquímicos
2000-2018 2017-2018
Producción de los principales petroquímicos en Pemex TRI
45
Empresa
Productiva
subsidiaria
Complejo
petroquímicoProducto
2013
(Mtd)
2014
(Mtd)
2015
(Mtd)
2016
(Mtd)
2017
(Mtd)
2018*
(Mtd)
Pemex TRI
Cangrejera
Benceno 0.2 0.3 0.2 0.13 0.05 0
Tolueno 0.3 0.4 0.3 0.24 0.14 0
Xilenos 0.2 0.3 0.2 0.27 0.16 0
Estireno 0.2 0.3 0.3 0.09 0 0
Hidrocarburos de alto octano 0.8 0.9 1.3 1.58 1.28 0.59
Independencia
Metanol 0.4 0.5 0.4 0.40 0.29 0.43
Especialidades Petroquímicas 0.02 0.02 0.03 0.02 0.005 0.004
Notas:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Mtd: miles de toneladas diarias.Fuente: Sistema de Información Energética.
Producción de los principales petroquímicos en Pemex Etileno
46
Empresa
Productiva
subsidiaria
Complejo
petroquímicoProducto
2013
(Mtd)
2014
(Mtd)
2015
(Mtd)
2016
(Mtd)
2017
(Mtd)
2018*
(Mtd)
Pemex Etileno
Morelos
Etileno 1.5 1.3 1.2 1.14 0.78 0.92
Óxido de etileno 0.7 0.6 0.6 0.63 0.45 0.46
Polietileno Alta Densidad 0.5 0.4 0.4 0.26 0.12 0.04
Acrilonitrilo 0.1 0.1 0.1 0.07 0 0
Glicoles 0.5 0.4 0.4 0.43 0.30 0.38
Cangrejera
Etileno 1.1 1.4 1.3 0.93 0.81 0.64
Óxido de etileno 0.3 0.3 0.3 0.17 0.16 0.19
Polietileno Baja Densidad 0.7 0.7 0.5 0.41 0.26 0.37
Glicoles 0.04 0.04 0.04 0.03 0.02 0.03
Notas:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Mtd: miles de toneladas diarias.Fuente: Sistema de Información Energética.
Producción de los principales petroquímicos en Pemex Fertilizantes
47
Empresa
Productiva
subsidiaria
Complejo
petroquímicoProducto
2013
(Mtd)
2014
(Mtd)
2015
(Mtd)
2016
(Mtd)
2017
(Mtd)
2018*
(Mtd)
Pemex Fertilizantes
Cosoleacaque
Anhídrido carbónico 3.4 3.3 2.3 2.15 2.32 1.75
Amoniaco 2.5 2.4 1.6 1.45 1.37 0.78
Camargo**
Anhídrido carbónico 0 0 0 0 0 0
Amoniaco 0 0 0 0 0 0
Notas:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.(**) Unidad petroquímica en rehabilitación.Mtd: miles de toneladas diarias.Fuente: Sistema de Información Energética.
La disminución en la producción total de amoniaco y etileno se debe a lapoca disponibilidad de gas natural para las plantas petroquímicas de Pemex
48
2.5
1.91.9
1.5
1.9
1.4
1.6
2.1
2.5
2.2
2.52.4
2.6 2.52.4
1.61.5
1.4
0.8
3.2
2.92.7 2.7 2.8
3.03.1
2.72.9
3.23.1 3.1 3.1
2.82.7
2.5
2.1
1.6 1.6
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
1.1
1.6
1.4
1.1
1.41.3
1.5
0.9 0.9
0.6 0.7
0.90.8
1.5
1.91.8
1.51.4 1.5
1.41.3 1.3
1.5
1.61.5
1.9
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
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Nota:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos (BDI).
Producción total de amoniaco y etileno (Mtd)
2000-2018 2017-2018
Amoniaco Etileno
El valor de las importaciones de petroquímicos de Pemex se ha mantenido estable en el periodo de abril 2017 a abril 2018
49
16
2019 20
23
28
34
38
42
49
36
49
5958 59
63
55
52
59
64
67 6 6 6
8 9 1012
14
11
1517 18 17 17
1413
1516
0
10
20
30
40
50
60
70
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
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20
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20
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20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
20
17
20
18*
15 15 1614 15
13 14 1415 14
17 17 16
60 5962
55
5957
60 60 6058
6466
68
0
10
20
30
40
50
60
70
80
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18
Nota:(*) Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.Fuente: Banco de México.
Valor de las importaciones y exportaciones de petroquímicos(MMUSD)
1999-2018 2017-2018
Importación Exportación
Regiones administrativas para petróleo y refinados (PADD) en Estados Unidos
51
Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.
Los Petroleum Administration for Defense Districts (PADD) son regiones utilizadas en Estados Unidos para elaborar el balance de petróleo y petrolíferos, así como para analizar los movimientos deproductos entre regiones.
52
Producción total
Nota: Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.
1,3581,412 1,417 1,387
1,3521,305
1,5551,610
1,534 1,503
1,6091,669
1,725
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
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18
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-18
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18
La producción de etano en Estados Unidos incrementó en un 27% en el periodo de abril 2017 a abril 2018
Producción neta de en Estados Unidos(Mbd)
La región de la Costa Golfo (PADD 3) concentra la mayor producción de etano en Estados Unidos
53
Nota: Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.
Producción de etano de las plantas procesadoras de gas en Estados Unidos por PADD(Mbd)
PADD 1 PADD 2 PADD 3 PADD 4 Total
1,3531,405 1,412 1,382
1,3441,302
1,5501,603
1,528 1,499
1,6041,661
1,719
0
200
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
abr-
17
may
-17
jun
-17
jul-
17
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-17
sep
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oct
-17
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7
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-17
ene-
18
feb
-18
mar
-18
abr-
18
54
Nota: Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.
5
7
5 5
8
3
5
7
6
4
5
8
6
1
1
1 1
1
1
1
1
1
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
abr-
17
may
-17
jun
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sep
-17
oct
-17
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-18
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-18
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18
Etano (PADD 3) Etileno (PADD 1)
La región de la Costa Golfo (PADD 3) concentra la mayor producción de etanoen Estados Unidos, mientras que la región Costa Este (PADD 1) de etileno
Producción de etano y etileno de las refinerías en Estados Unidos por PADD(Mbd)
La exportación de etano en Estados Unidos incrementó en un 89% en elperiodo de abril 2017 a abril 2018
55
Nota:1. Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.2. La fuente de información no distingue entre etano y etileno.Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.
Importaciones y exportaciones totales de etano - etileno en Estados Unidos(Mbd)
169
191
120
201210
204
146
248
234213
206
233
319
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
0
50
100
150
200
250
300
350
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18
Exportaciones Importaciones
56
Nota: Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.
Inventarios totales de etano en Estados Unidos (Mbd)
52,166
48,488
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
Ener
o
Feb
rero
Mar
zo
Ab
ril
May
o
Jun
io
Julio
Ago
sto
Sep
tie
mb
re
Oct
ub
re
No
viem
bre
Dic
iem
bre
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
En abril de 2018, el inventario de etano fue de 48,488 Mb, una reducción de7.1% en comparación al inventario del mismo periodo en el año anterior
57
Fuente: Thomson Reuters.
Referencia de precios del etano(USD/GAL)
24.4625.18
26.4226.73
26.62 26.31
22.03
27.08
24.10
25.13
27.63
26.27
32.54
15
17
19
21
23
25
27
29
31
33
35
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-17
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-18
abr-
18
may
-18
jun
-18
Precio del etano
En junio de 2018, el precio del etano fue de 32.54 USD/GAL, el cual aumentó enun 33% en comparación al precio de junio de 2017
Avances derivados de la implementación de un mercado competitivo en materia de Gas Natural*
59
• Publicación de la Política Pública para la Implementación del Mercado de Gas Natural en la página web de la Sener: 25 de julio de 2016. http://bit.ly/2DkjBYf
Sener CRE Cenagas Pemex
Aprobación programa de cesión gradual de
contratos (PCGC)
Aprobación Primera Temporada Abierta
Primera Subasta de Capacidad en Ductos de
Internación
Presentación resultados de la primera temporada
abierta
Eliminación del precio máximo VPM
Actualización del ajuste por balanceo VPM
Publicación índice de referencia nacional de
precios al mayoreo (IPGN)
Publicación de resultados del
PCGC
Consulta Pública CENAGAS 2017
México se integra a la
AIE
Publicación Acuerdo de Zona Geográfica Única
Rezonificación para publicar IPGN
Renovación de Contratos
Publicación del Boletín Electrónico del Sistrangas
Política Pública de Almacenamiento de Gas Natural
Tercera revisión del Plan Quinquenal
Publicación del anteproyecto de las Fases II y III del PCGC
Inicia vigencia de los contratos renovados
1 Sep 1 Oct 1 Nov 1 Dec 1 Jan 1 Feb 1 Mar 1 Apr 1 May 1 Jun 1 Jul 1 Aug 1 Sep 1 Oct 1 Nov 1 Dec 1 Jan 1 Feb 1 Mar 1 Apr 1 May 1 Jun 1 Jul
2016 2017 2018
60
Avances
•El pasado 28 de marzo de 2018 la Secretaría de Energía (SENER) publicó la Política Pública en materia de Almacenamiento de Gas Natural (Política oPPAGN). Ésta busca salvaguardar los intereses y la seguridad nacionales, de conformidad con el artículo 80, fracción II, de la Ley de Hidrocarburos.
Publicación de la Política
• Informar: reportar información periódica en materia de volúmenes producidos, transportados por medio de ductos y almacenados de gas natural.
• Constituir inventarios estratégicos (CENAGAS deberá contar en 2026 con 45 BCF, licitando los primeros 10 BCF en 2018 para constituir 5 días dedemanda proyectada al 2026); y
• Contar con inventarios operativos.
La Política establece tres obligaciones:
• El primer proceso licitatorio será conducido por CENAGAS en 2018 y estará limitado a campos dictaminados como económicamente inviables para laextracción de hidrocarburos, previamente nominados, y considerará la constitución de al menos 10 BCF. Los campos seleccionados para este propósitoson: Acuyo, Jaf , Saramako y Brasil.
Primera licitación de Almacenamiento Estratégico
•Fase I.- Apertura del cuarto de datos (Mayo-Junio). Con el apoyo de la CNH y la SENER, el 14 de mayo del 2018, CENAGAS puso a disposición de losinteresados (mediante el cuarto de datos de CNH) el paquete de datos de los cuatro campos económicamente inviables para la extracción dehidrocarburos con la siguiente información: Sísmica de pozos disponible, Infraestructura de transporte de gas natural, capas georreferenciadas de lasuperficie asociada.
•Fase II.- Proceso de nominación (Julio-Agosto). La nominación será un proceso que permitirá a las empresas interesadas proponer, de manera novinculante, el desarrollo de un campo para fines de almacenamiento estratégico, brindando argumentos técnicos, económicos, jurídicos y sociales.
•Fase III. Preparación de bases de licitación (Agosto-Septiembre). Una vez que el campo sea seleccionado, CENAGAS elaborará las bases preliminaresde licitación del proyecto de infraestructura de almacenamiento estratégico.
•Licitación del Servicio de Almacenamiento (duración de 4 a 6 meses).
Proceso de nominación y preparación para la primera licitación
Política Pública en materia de Almacenamiento de Gas Natural
Glosario
61
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 don elmetano, etano, propano, butano, pentanos y hexanos.
Gas húmedo Término usado para referirse al gas natural con una concentración de líquidos recuperables más pesados que el metano.
Gas húmedo amargo Gas natural con hidrocarburos líquidos y contiene ácido sulfhídrico.
Gas seco Gas natural que existe en ausencia de condensado o hidrocarburos líquidos, o gas del que se han eliminado los hidrocarburos condensables.
GNL Gas natural licuado. Término usado para denominar a la mezcla de hidrocarburos propano y n-butano, la cual bajo ciertas condiciones puede ser líquida o gaseosa.
Gas L.P. El gas licuado del petróleo es la mezcla de gases licuados presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Lleva consigo procesos físicos y químicos por ejemplo el uso demetano.
CPG Complejo procesador de gas. Lugar donde se encuentra localizados uno o más procesos industriales y se obtienen productos.
VPM Venta de Primera Mano.
SENER Secretaria de Energía.
Pemex Petróleos Mexicanos. es una empresa estatal productora, transportista, refinadora y comercializadora de petróleo y gas natural de México.
Pemex TRI Pemex Transformación Industrial. Empresa productiva subsidiaria que se encargada de refinación, transformación, procesamiento y comercialización de hidrocarburos,petrolíferos, has natural y petroquímicos.
Pemex Etileno Empresa productiva subsidiaria encargada de producción, distribución y comercialización de derivados de metano, etano y propano.
Pemex Fertilizantes Empresa productiva subsidiaria encargada de la producción de fertilizantes en México.
Pemex PEP Exploración y Producción PEP. Empresa productiva subsidiaria encargada de realizar estudios y actividades exploratorias, administración de pozos, campos y reservas descubiertas,desarrollo de campos de producción y entrega de hidrocarburos para procesos subsecuentes.
Glosario
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CRE Comisión Reguladora de Energía.
CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos.
SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
SE Secretaría de Economía.
SISTRANGAS (Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural) Está conformado por el Sistema Nacional de Gasoductos, el Gasoducto de Tamaulipas, Gasoducto Zacatecas,Gasoducto de Bajío, ramones I, Ramones II y Ramones Sur.
Henry Hub Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana.
MMUSD millones de dólares.
BTU Unidad térmica británica (British thermal unit).
USD/MMBTU dólares por millón de Btu.
USD/GAL dólares por galón
MMBtu millones de Btu.
Mb miles de barriles
Mbd miles de barriles diarios.
MMpcd millones de pies cúbicos diarios.
Mtd miles de toneladas diarias.
Mta miles de toneladas anuales.