Prospectiva Gas Natural y Gas LP 2013-2027

Prospectiva deGas Natural y Gas L.P.2013-2027

Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P.

2013-2027

México, 2013

Secretaría de Energía PROSPECTIVA DE GAS NATURAL Y GAS L.P. 2013-2027

5

Secretaría de Energía

Pedro Joaquín Coldwell

Secretario de Energía

Leonardo Beltrán Rodríguez

Subsecretario de Planeación y Transición Energética

Maria de Lourdes Melgar Palacios

Subsecretaria de Electricidad

Enrique Ochoa Reza

Subsecretario de Hidrocarburos

Gloria Brasdefer Hernández

Oficial Mayor

Javier Estrada Estrada

Director General de Planeación e Información Energéticas

Víctor Manuel Avilés Castro

Director General de Comunicación Social


6

Responsables de la elaboración de Prospectivas y

contacto:

Javier Estrada Estrada

Director General de Planeación e Información Energéticas

([email protected])

Joel Hernández Santoyo

Director de Integración de Prospectivas del Sector

([email protected])

José Alfredo Ontiveros Montesinos

Subdirector de Integración de Política Energética

([email protected])

Fabiola Rodríguez Bolaños

Subdirectora de Políticas de Combustibles

([email protected])

Erika Yazmin Jaime Buenrostro

Jefa del Departamento de Programas Sectoriales

([email protected])

Alain de los Ángeles Ubaldo Higuera

Jefa de Departamento de Políticas Energéticas

([email protected])

Israel Ricardo Chavarría Hernández

Servicio social

En la portada: Terminal de Almacenamiento y Distribución, Aguascalientes, Aguascalientes.

Diseño de portada: Karimi Anabel Molina Garduño. (Jefa del Departamento de Diseño Gráfico).

Apoyo administrativo: María de la Paz León Femat, Maricela de Guadalupe Novelo Manrique.

2013. Secretaría de Energía


7

Agradecimientos

Agradecemos la participación de las siguientes dependencias, entidades, organismos e instituciones para la integración de esta prospectiva:

Comisión Federal de Electricidad

Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía

Comisión Reguladora de Energía

Comisión Reguladora de Energía

Dirección Corporativa de Finanzas de PEMEX

Dirección Corporativa de Operaciones de PEMEX

Dirección de Integración de Estrategias

Dirección General de Gas L.P., Secretaría de Energía

Director General de Transformación Industrial de Hidrocarburos

Energía Costa Azul

Gas del Litoral

Gas Natural México de Monterrey

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

Subsecretaría de Hidrocarburos

Terminal KMS de GNL


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CONTENIDO

Contenido 8

Índice de cuadros 10

Índice de figuras 13

Presentación 16

Introducción 18

Resumen Ejecutivo 20

1 México en el Mercado Internacional de Gas Natural y Gas L.P. 28

1.1 Consumo y disponibilidad 28 1.1.1 Gas natural 28 1.1.2 Gas L.P. 37

1.2 Mercados relevantes para México 42 1.2.1 Gas natural 42 1.2.2 Gas L.P. 50

1.3 Tendencias mundiales de los mercados 52 1.3.1 Gas natural 52 1.3.2 Gas L.P. 57

2 Marco Regulatorio del Gas Natural y Gas L.P. en México 62

2.1 Estructura del mercado de gas natural y gas L.P. 62 2.2 Las atribuciones del Estado 63

2.2.1 Secretaría de Energía 64 2.2.2 Petróleos Mexicanos 66 2.2.3 Comisión Reguladora de Energía 67

2.3 Sector privado 68 2.4 Comisión Federal de Electricidad 71 2.5 Política de Precios 72

3 Mercado Nacional de Gas Natural y Gas L.P., 2002-2012 78

3.1 Demanda nacional 78 3.1.1 Demanda sectorial 78 3.1.2 Demanda regional y estatal 94

3.2 Oferta nacional 108 3.2.1 Distribución de las reservas de hidrocarburos 108 3.2.2 Extracción de gas natural 112 3.2.3 Procesamiento de gas natural 114 3.2.4 Refinación del petróleo 119 3.2.5 Infraestructura de transporte 120 3.2.6 Distribución 125 3.2.7 Almacenamiento 130 3.2.8 Comercio exterior 132

3.3 Precios al público 136 3.3.1 Gas natural 136 3.3.2 Gas L.P. 139

3.4 Balance nacional 2002-2012 140 3.4.1 Gas natural 140 3.4.2 Gas L.P. 142

4 Variables y Supuestos del Caso Base 144

4.1 Supuestos macroeconómicos 144 4.2 Supuestos de eficiencia energética 146 4.3 Elasticidades 148


9

4.4 Población 149 4.5 Precios del gas natural y gas L.P. 149 4.6 Parque de calentadores de agua 152 4.7 Parque vehicular 153 4.8 Procesos de sustitución de gas L.P. por gas natural en el sector industrial 154 4.9 Inversiones de PEMEX Exploración y Producción 155

5 Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P., 2013-2027 158

5.1 Demanda nacional de gas natural y gas L.P. 158 5.1.1 Demanda sectorial prospectiva 158 5.1.2 Demanda regional y estatal 175

5.2 Producción nacional de gas natural y gas L.P. 186 5.2.1 PEMEX Exploración y Producción 186 5.2.2 PEMEX Gas y Petroquímica Básica 190 5.2.3 PEMEX Refinación 193 5.2.4 Requerimientos de inversión e infraestructura 194

5.3 Prospectiva de gasoductos 196 5.4 Comercio exterior 207

5.4.1 Gas natural 207 5.4.2 Gas L.P. 208

5.5 Balances prospectivos nacionales 2013-2027 209 5.5.1 Gas natural 209 5.5.2 Gas L.P. 211

6 Análisis de Sensibilidad 214

6.1 Por variación de la actividad económica 214 6.1.1 Gas natural 215 6.1.2 Gas L.P. 216

6.2 Variación de rendimientos y ahorro de la energía 218 6.2.1 Gas natural 219 6.2.2 Gas L.P. 220

6.3 Variación de los precios 222

7 Aspectos Tecnológicos en la Industria del Gas Natural y Gas L.P. 225

7.1 Avances en exploración y producción 225 7.1.1 Exploración 225

7.2 Producción 227 7.3 Tecnología de Gas Natural Licuado (GNL) 229 7.4 Celdas de combustible de Gas Natural 230 7.5 Tecnología del Gas L.P. 231

Anexo A. Estadísticas complementarias 233

Anexo B. Glosario 245

Gas Natural 245 Gas L.P. 254

Anexo C. Factores de conversión 261

Gas natural 261 Gas L.P. 262

Anexo D. Abreviaturas y siglas 263

Referencias 267

Notas aclaratorias 269


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ÍNDICE DE CUADROS

Cuadro 1.1 Reservas probadas mundiales de gas natural, 2012 32 Cuadro 1.2 Importaciones de gas natural por región, 2011 y 2012 35 Cuadro 1.3 Exportaciones de gas natural por región, 2011 y 2012 36 Cuadro 1.4 Capacidad de transporte de gas natural a México en Estados Unidos, 2012 44 Cuadro 1.5 Consumo mundial de gas natural por región, 2013-2040 56 Cuadro 1.6 Producción mundial de gas natural por región, 2013-2040 57 Cuadro 3.1 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 2002-2012 83 Cuadro 3.2 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 2002-2012 85 Cuadro 3.3 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 2002-2012 86 Cuadro 3.4 Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 2002-2012 87 Cuadro 3.5 Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 2002-2012 88 Cuadro 3.6 Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ, 2002-2012 89 Cuadro 3.7 Utilización de la capacidad total de PEMEX Petroquímica, enero-diciembre 2012 89 Cuadro 3.8 Ventas de gasolinas, gas L.P. carburante y gas natural comprimido en el sector autotransporte, 2002-2012 90 Cuadro 3.9 Consumo de combustibles en el sector residencial, 2002-2012 92 Cuadro 3.10 Consumo de combustibles en el sector servicios, 2002-2012 94 Cuadro 3.11 Consumo regional de gas natural por estado, 2002-2012 96 Cuadro 3.12 Ventas internas de gas L.P. por región y entidad federativa, 2002-2012 97 Cuadro 3.13 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2002-2012 98 Cuadro 3.14 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Noroeste; 2002-2012 99 Cuadro 3.15 Balance de gas natural de la región Noreste, 2002-2012 100 Cuadro 3.16 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Noreste; 2002-2012 101 Cuadro 3.17 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2002-2012 103 Cuadro 3.18 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Centro-Occidente; 2002-2012 103 Cuadro 3.19 Balance de gas natural de la región Centro, 2002-2012 105 Cuadro 3.20 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Centro; 2002-2012 105 Cuadro 3.21 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2002-2012 106 Cuadro 3.22 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Sur-Sureste; 2002-2012 107 Cuadro 3.23 Reservas remanentes totales de gas natural, 2003-2013 109 Cuadro 3.24 Reservas remanentes totales de gas natural y sus líquidos, 2003-20131 109 Cuadro 3.25 Composición de los descubrimientos de gas natural por cuenca y región

en 2012 111 Cuadro 3.26 Extracción de gas natural por región, 2002-2012 112 Cuadro 3.27 Producción y distribución de gas natural en PEP, 2002-2012 114 Cuadro 3.28 Proceso de gas natural, producción de gas seco y gas directo de campos, 2002-2012 114 Cuadro 3.29 PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2012 115 Cuadro 3.30 Oferta nacional de gas natural, 2002-2012 116 Cuadro 3.31 Productos del fraccionamiento, 2002-2012 117 Cuadro 3.32 Producción de gas L.P. en PGPB, 2002-2012 118 Cuadro 3.33 Producción de gas L.P. de PEMEX Refinación, 2002-2012 120 Cuadro 3.34 Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a diciembre de 2012 121 Cuadro 3.35 Estaciones de compresión de gas natural a 2012 123


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Cuadro 3.36 Número de usuarios por permisionario de distribución, 2009-2012 126 Cuadro 3.37 Datos y compromisos quinquenales de los permisionarios de distribución, al cierre de 2012 127 Cuadro 3.38 Nuevos permisos de distribución de gas natural, julio de 2012 a julio de 2013 128 Cuadro 3.39 Modificaciones en zonas distribución de gas natural, de 2012 a julio de 2013 128 Cuadro 3.40 Permisos de almacenamiento de GNL, 2012 130 Cuadro 3.41 Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 2002-2012 133 Cuadro 3.42 Balance nacional de gas natural, 2002-2012 141 Cuadro 3.43 Balance nacional de gas L.P., 2002-2012 142 Cuadro 4.1 Principales variables del escenario macroeconómico para el ejercicio de planeación 2013-2027 144 Cuadro 4.2 Elasticidades de la demanda de gas natural por grupo de ramas industriales 148 Cuadro 4.3 Escenario de parque vehicular a gas L.P. y gas natural comprimido, 2012-2027 154 Cuadro 5.1 Demanda de gas natural por sector, 2012-2027 159 Cuadro 5.2 Demanda interna de gas L.P. por sector, 2012-2027 160 Cuadro 5.3 Demanda de combustibles en el sector eléctrico público, 2012-2027 161 Cuadro 5.4 Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2012-2027 162 Cuadro 5.5 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 2012-2027 163 Cuadro 5.6 Demanda de gas natural por grupo de ramas, 2012-2027 164 Cuadro 5.7 Demanda industrial de gas natural por componente de proyección, 2013-2027 165 Cuadro 5.8 Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 2012-2027 167 Cuadro 5.9 Demanda de gas natural del sector petrolero, 2012-2027 167 Cuadro 5.10 Demanda de gas natural de PEMEX Petroquímica1, 2012-2027 168 Cuadro 5.11 Ventas de gasolinas, gas L.P. carburante y gas natural comprimido en el sector autotransporte, 2012-2017 169 Cuadro 5.12 Consumo de combustibles en el sector residencial, 2012-2027 171 Cuadro 5.13 Consumo de combustibles en el sector servicios, 2012-2027 172 Cuadro 5.14 Consumo regional de gas natural por estado, 2012-2027 175 Cuadro 5.15 Ventas internas de gas L.P. por región y entidad federativa, 2012-2027 176 Cuadro 5.16 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2012-2027 177 Cuadro 5.17 Balance de gas L.P. de la región Noroeste, 2012-2027 178 Cuadro 5.18 Balance de gas natural de la región Noreste, 2012-2027 179 Cuadro 5.19 Balance de gas L.P. de la región Noreste, 2012-2027 180 Cuadro 5.20 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2012-2027 181 Cuadro 5.21 Balance de gas L.P. de la región Centro-Occidente, 2012-2027 182 Cuadro 5.22 Balance de gas natural de la región Centro, 2012-2027 183 Cuadro 5.23 Balance de gas L.P. de la región Centro, 2012-2027 184 Cuadro 5.24 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2012-2027 185 Cuadro 5.25 Balance de gas L.P. de la región Sur-Sureste, 2012-2027 186 Cuadro 5.26 Capacidad de proceso de PGPB, 2014-2028 195 Cuadro 5.27 Nuevas zonas potenciales de distribución de gas natural 205 Cuadro 5.28 Lista de permisos de transporte de gas natural comprimido por ruedas otorgados por la Secretaría de Energía 206 Cuadro 5.29 Balance nacional de gas natural, 2012-2019 210 Cuadro 5.30 Balance nacional de gas natural, 2020-2027 211 Cuadro 5.31 Balance nacional de gas L.P., 2012-2027 212


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Cuadro 6.1 Escenarios de crecimiento del Producto Interno Bruto total nacional, 2013-2027 215 Cuadro 6.2 Escenarios de eficiencias térmicas de calentadores de agua nuevos, 2013-2027 218 Cuadro 6.3 Escenarios de rendimientos de vehículos a gasolina nuevos, 2013-2027 219 Cuadro 6.4 Escenarios de crecimiento en los precios al público de gas L.P., 2013-2027 222


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ÍNDICE DE FIGURAS

Figura 1.1 Consumo mundial de gas natural, 2012 29 Figura 1.2 Producción mundial de gas natural, 2012 33 Figura 1.3 Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2012 37 Figura 1.4 Demanda mundial de gas L.P., 2001-2011 39 Figura 1.5 Distribución de la producción y demanda de gas L.P. por región, 2011 40 Figura 1.6 Producción mundial de gas L.P., 2001-2011 41 Figura 1.7 Principales exportadores e importadores de gas L.P., 2011 42 Figura 1.8 Consumo final de gas natural por sector, 2012 43 Figura 1.9 Producción de gas seco y el precio Henry Hub en Estados Unidos, 2006 a 2012 44 Figura 1.10 Producción, consumo y estructura de exportaciones de gas natural de Qatar 45 Figura 1.11 Producción, consumo y estructura de exportaciones de gas natural de Perú 46 Figura 1.12 Producción, consumo y estructura de exportaciones de gas natural de Nigeria 47 Figura 1.13 Producción, consumo y estructura de exportaciones de gas natural de Indonesia 48 Figura 1.14 Producción, consumo y estructura de exportaciones de gas natural de Yemen 49 Figura 1.15 Producción, consumo y estructura de exportaciones de gas natural de Trinidad y Tobago 50 Figura 1.16 Mercados relevantes para México, 2009-2012 50 Figura 1.17 Precios del crudo con relación a los del propano 51 Figura 1.18 Precios internacionales del gas natural, 1996-2012 52 Figura 1.19 Promedio anual de los precios spot Henry Hub de gas natural, 1996-2040 53 Figura 1.20 Precios de los líquidos y Henry Hub de gas natural de Estados Unidos, 2009-2013 54 Figura 1.21 Exportaciones netas de gas L.P. de los Estados Unidos, en tres escenarios de producción de gas y petróleo, 2011-2040 59 Figura 2.1 Cadena de valor de la industria del gas natural y gas L.P 62 Figura 2.2 Estructura jurídica de la industria de gas natural y gas L.P. 64 Figura 2.3 Atribuciones de la SENER en materia de regulación de gas 65 Figura 2.4 Atribuciones de la CRE en materia de regulación de gas 68 Figura 2.2.5 Componentes del precio final del gas natural 73 Figura 3.1 Demanda de gas natural y PIB nacional, 2002-2012 79 Figura 3.2 Estructura de la demanda de gas natural y gas L.P., 2012 80 Figura 3.3 Patrón estacional anual en las ventas internas de gas L.P., 2002-2012 80 Figura 3.4 Estructura del consumo de combustibles para el sector eléctrico, 2012 81 Figura 3.5 Capacidad efectiva instalada de generación eléctrica en México, 2011-2012 81 Figura 3.6 Generación bruta de electricidad del servicio público, 2010 y 2011 82 Figura 3.7 Evolución del precio de los combustibles para el servicio eléctrico público, 2006-2012 84 Figura 3.8 Estructura del consumo de gas natural y gas L.P. para el sector petrolero, 2012 88 Figura 3.9 Precio relativo gasolina/gas L.P. y diésel/gas L.P., 2002-2012 91 Figura 3.10 Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2012 91 Figura 3.11 Ahorro de gas L.P. en el consumo residencial por mejoras técnicas y cambio en los patrones de consumo, 2002-2012 93 Figura 3.12 Regionalización de los mercados de gas natural y gas L.P. 95 Figura 3.13 Flujos de gas L.P. en la región Noroeste, 2012 99 Figura 3.14 Flujos de gas L.P. en la región Noreste, 2012 102 Figura 3.15 Flujos de gas L.P. en la región Centro-Occidente, 2012 104 Figura 3.16 Flujos de gas L.P. en la región Centro, 2012 106


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Figura 3.17 Flujos de gas L.P. en la región Sur-Sureste, 2012 108 Figura 3.18 Reservas remanentes totales de gas natural y sus líquidos por categoría, al 1 de enero de 2013 110 Figura 3.19 Reservas probadas de gas seco y sus líquidos del gas natural, al 1 de enero de 2013 111 Figura 3.20 Producción de gas natural asociado y no asociado, 2002-2012 113 Figura 3.21 Red de ductos y centros procesadores de gas, a diciembre de 2012 116 Figura 3.22 Carga a fraccionadora y obtención de gas L.P. en los CPG Nuevo Pemex, Cangrejera y Burgos, 2002-2012 118 Figura 3.23 Oferta de gas L.P. de PEP, 2002-2012 119 Figura 3.24 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2012 123 Figura 3.25 Infraestructura de transporte por ducto de gas L.P., 2012 124 Figura 3.26 Vehículos para transporte de gas L.P., septiembre de 2012 125 Figura 3.27 Permisos de distribución de gas L.P. otorgados por SENER 129 Figura 3.28 Infraestructura de distribución de gas L.P. por ducto, 2012 130 Figura 3.29 Capacidad de almacenamiento de gas L.P., 2012 131 Figura 3.30 Capacidad de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos, 2012 132 Figura 3.31 Importaciones de gas natural licuado por país de origen, 2012 134 Figura 3.32 Comercio exterior de gas L.P. en México, 2012 135 Figura 3.33 Importaciones de gas L.P., por composición y país de origen, 2012 136 Figura 3.34 Precios de referencia y de venta de primera mano en Reynosa de gas natural, 2010-2012 136 Figura 3.35 Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector, 2000-2012 137 Figura 3.36 Precios del gas natural a usuarios finales de las principales ciudades del país, julio de 2013 (dólares por millón de BTU) 138 Figura 3.37 Precios de gas L.P., VPM y al público, 2000-2011 139 Figura 3.38 Precios de Gas L.P. y Gas Natural, 2002-2012 140 Figura 4.1 Crecimiento del Producto Interno Bruto total nacional, industrial, industrias manufactureras y Estados Unidos, escenario base, 2012-2027 145 Figura 4.2 Crecimiento del Producto Interno Bruto total e industrial por región, 2012-2027 146 Figura 4.3 Factores de eficiencia en el uso de gas natural en el sector industrial, 2012-2027 147 Figura 4.4 Eficiencias térmicas* del parque de calentadores de agua, 2012-2027 147 Figura 4.5 Población a mitad de año por región, 2012-2027 149 Figura 4.6 Factores involucrados en el proceso de generación de escenarios de precios de gas natural 150 Figura 4.7 Escenario de precios del gas natural Henry Hub y de la Canasta de Referencia, 2013-2027 151 Figura 4.8 Escenario de precios al público de gas natural, sectores industrial y eléctrico, 2013-2027 151 Figura 4.9 Escenario de precios de referencia del propano y butano, 2013-2027 152 Figura 4.10 Escenario de parque de calentadores de agua, 2012-2027 153 Figura 4.11 Sustitución de gas L.P. por gas natural en el sector industrial, 2012-2027 154 Figura 4.12 Inversión requerida para la cartera de proyectos de PEP, 2013-2027 155 Figura 5.1 Demanda nacional de gas natural y gas L.P., 2002-2027 159 Figura 5.2 Estructura de la demanda industrial de gas natural por grupo de ramas, 2012 y 2027 163


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Figura 5.3 Demanda industrial de gas L.P. y PIB de la industria Manufacturera, 2012-2027 166 Figura 5.4 Distribución de la demanda de combustibles para el sector autotransporte, 2012 y 2027 169 Figura 5.5 Ahorro de gas L.P. en el sector residencial por tipo de equipo, 2012-2027 172 Figura 5.6 Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios (Base=2001), 2012-2027 173 Figura 5.7 Ahorro de gas L.P. en el sector servicios por tipo de equipo, 2011-2027 174 Figura 5.8 Consumo por habitante de gas L.P. y gas natural para uso residencial y de servicios, 2012-2027 174 Figura 5.9 Escenario de producción de gas natural por origen y calidad, 2013-2027 187 Figura 5.10 Escenario de producción de gas natural por regiones y grandes proyectos, 2013-2027 188 Figura 5.11 Escenario de producción de gas natural por etapa de ciclo de vida de los proyectos, 2013-2027 190 Figura 5.12 Escenario de gas natural enviado por PEP a PGPB, 2013-2027 191 Figura 5.13 Escenario de oferta de gas seco de PGPB, 2013-2027 192 Figura 5.14 Producción de gas L.P. de PGPB por CPG, 2012-2027 193 Figura 5.15 Producción de gas L.P. de PR por refinería, 2012-2027 194 Figura 5.16 Gasoducto de Chihuahua 197 Figura 5.17 Proyectos de infraestructura de gasoductos en la zona Centro, Golfo y Occidente 198 Figura 5.18 Proyecto Gasoducto de Zacatecas 199 Figura 5.19 Nueva red de gasoductos para incrementar capacidad en Yucatán 200 Figura 5.20 Proyecto Agua Dulce-Frontera-Los Ramones-San Luis Potosí-Apaseo El Alto 201 Figura 5.21 Proyecto Noroeste 202 Figura 5.22 204 Figura 5.23 Proyectos de adiciones de compresión 205 Figura 5.24 Nuevas zonas potenciales de distribución de gas natural 206 Figura 5.25 Importaciones de gas natural, 2012-2027 207 Figura 5.26 Importaciones de gas natural licuado, 2012-2027 208 Figura 5.27 Comercio exterior de gas L.P., 2012-2027 209 Figura 6.1 Demanda interna de gas natural, 2013-2027. Caso base y Criterios 2014 215 Figura 6.2 Demanda de gas natural por grupo de sectores, 2013-2027. Caso base y Criterios 2014 216 Figura 6.3 Ventas internas de gas L.P., 2013-2027. Caso base y Criterios 2014 217 Figura 6.4 Ventas internas de gas L.P. por grupo de sectores, 2013-2027. Caso base y Criterios 2014 218 Figura 6.6 Demanda de gas natural en los sectores residencial y servicios, 2013-2027. 220 Figura 6.7 Ventas internas de gas L.P. en los sectores residencial y servicios, 2013-2027. Caso base y Rendimientos fijos 221 Figura 6.8 Ventas internas de gas L.P. en el sector autotransporte, 2013-2027. Caso base y Rendimientos fijos 221 Figura 6.9 Ventas internas de gas L.P. en el sector autotransporte, 2013-2027. 223 Figura 7.1 Gas natural y geología de yacimientos 228 Figura 7.2 Gas a líquidos 229


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Presentación

Para la administración del Presidente Enrique Peña Nieto, el uso y suministro de energía son esenciales para el desarrollo económico del país. De esta manera, la planeación del sector energético es una actividad imprescindible para buscar la satisfacción de las necesidades energéticas en México. Por ello, la elaboración de estudios como la Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. 2013-2027 representan instrumentos que permiten caracterizar e identificar de manera anticipada los requerimientos energéticos del país.

En el caso del gas natural, éste se ha convertido en una fuente de energía clave para el desarrollo industrial y la generación de electricidad en México. Asimismo, se le considera como un combustible esencial para la transición energética hacia fuentes sustentables. Desde hace varios años, la demanda del hidrocarburo ha venido presentando una tendencia creciente, por lo que se ha convertido en un reto garantizar el suministro confiable, de calidad y a precios competitivos que demandan los consumidores.

Para hacer frente a los retos que implica garantizar el suministro del gas natural en México, el Gobierno Federal busca impulsar la expansión de la capacidad de transporte en el marco de la Estrategia de Suministro de Gas Natural. La estrategia tiene el objetivo de garantizar un abastecimiento seguro y confiable de gas natural en el mediano y largo plazo, a fin de fomentar el crecimiento y la competitividad del sector industrial y generar empleos.

Por otro lado, el gas licuado de petróleo (gas L.P.) es un insumo fundamental para la economía nacional, principalmente por el consumo qué este tiene en los hogares de las familias mexicanas. Sin embargo, mantener y mejorar el acceso de la población a este combustible requiere mejorar la eficiencia del mercado nacional y garantizar el mejor funcionamiento de la industria del gas L.P.

Si bien este documento prospectivo ha sido elaborado a lo largo del año 2013, con base en la legislación vigente y bajo el actual marco organizacional, desde el inicio de la administración del gobierno del presidente Peña Nieto se ha emprendido la propuesta de una reforma energética de gran calado que, al ser aprobada, abrirá nuevas posibilidades para mejorar la producción y abasto de gas natural y gas L.P., así como de su transporte, almacenamiento y distribución a los usuarios nacionales. La Prospectiva 2014-2028 de Gas Natural y Gas L.P. que se prepare el año entrante incorporará las nuevas estructuras en la oferta energética que deriven de la Reforma Energética.

Mientras tanto, en este documento, con el fin dar certidumbre y establecer una visión de las acciones que se vislumbra se lleven a cabo dentro del sector energético durante los próximos cinco años, la actual administración ha elaborado el Programa Sectorial de Energía 2013-2018, el cual se desprende Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018. El programa prevé el reforzamiento de PEMEX y CFE, de los institutos de investigación, cadenas de proveedores y centros de capacitación. Además promoverá la eficiencia energética y la transición hacia un sector de menor impacto ambiental, local y global.


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Esta publicación representa un esfuerzo para ofrecer elementos recientes de análisis que amplíen el conocimiento del mercado y ser un instrumento de ayuda en las decisiones en el mediano y largo plazo. Es importante señalar que, el presente estudio de Prospectiva, es un ejercicio de planeación coordinada con las diferentes entidades del sector energético y representa una visión de los posibles escenarios del mercado del gas natural y gas L.P. en México.

Pedro Joaquín Coldwell

Secretario de Energía


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Introducción

La Secretaría de Energía tiene el mandato de publicar anualmente las Prospectivas sobre el comportamiento del mercado nacional de gas natural y gas L.P., las cuales deberán elaborase con rigor metodológico y a partir de la información más actualizada y confiable1.

Conforme a ello, este documento integra la información en siete capítulos. El primer capítulo considera el mercado Internacional de Gas Natural y Gas L.P. Los temas que se abordan son consumo y disponibilidad, reservas, mercados relevantes para México y tendencia mundiales.

El segundo capítulo explica la cadena de valor del gas natural y gas L.P. por medio del marco regulatorio vigente. Aborda las principales actividades de la industria de estos energéticos, y da una introducción a lector sobre el tema de los precios de ventas de primera mano y al usuario final.

El tercer capítulo contiene un análisis de los componentes de los mercados nacionales de gas natural y gas L.P. Un aspecto importante es la introducción de una nueva versión del balance de gas natural que se centra en mostrar datos del gas seco que está disponible para el consumo en el mercado nacional.

En el cuarto capítulo se describen los principales elementos que se incorporaron al caso base de las proyecciones de la demanda y oferta de gas natural y gas L.P. Con este fin, se exponen los supuestos económicos, de eficiencia energética y población que dieron forma a este ejercicio de planeación.

En el capítulo cinco se analiza el comportamiento esperado de la demanda y oferta de gas natural y gas L.P. En el estudio de la demanda futura, se consideran los principales factores que afectan la evolución del consumo sectorial, así como el desarrollo del consumo regional. Asimismo, se incluye una descripción de los proyectos de expansión en el transporte de gas natural.

El sexto capítulo contiene los resultados de tres casos de sensibilidad en la demanda de los energéticos objetos de este documento, consecuencia de incluir escenarios diferentes a los contenidos en el caso base de proyección de esta la Prospectiva. Se considera la variación de tres elementos: crecimiento económico, rendimientos de los combustibles y los precios.

El último capítulo se presenta de manera general una descripción tecnológica de la industria del gas natural, centrándose aquellas en el sector de exploración y producción, así como algunas innovaciones selectas que han tenido de profundo efecto sobre el potencial de gas natural.

1 Con base en el Artículo 109 del Reglamento de Gas Natural y el Artículo 8 del Reglamento de Gas Licuado de Petróleo.


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Resumen Ejecutivo

Mercado internacional

Gas natural

El consumo mundial de gas natural promedió 319,801 millones de pies cúbicos (mmpcd) en 2012 y creció 2.2% respecto a 20112. Con la excepción de Europa y Euroasia, donde la demanda disminuyó 2.3%, la evolución sostenida del mercado en la mayoría de las regiones impulsó el crecimiento de la demanda mundial. Las regiones con mayor crecimiento en su volumen consumido fueron Norteamérica y Asia Pacífico. Asimismo, el aumento conjunto en los consumos de Estados Unidos y China, representaron más de la mitad del incremento de la demanda mundial de gas natural de 2012.

Respecto a las reservas probadas mundiales de gas natural, al cierre de 2012, éstas totalizaron un volumen de 6,614 billones de pies cúbicos (bpc). Las reservas de Medio Oriente representaron 43.0%, en tanto que Irán posee 18.0% de las reservas globales. La estimación de las reservas probadas de en Estados Unidos fue recortada 3.8%, debido a los precios del gas natural más bajos y una reducción en la actividad de perforación.

En 2012 la producción mundial de gas natural totalizó 324,578 mmpcd, 1.9% mayor que la de 2011. Los principales productores fueron Estados Unidos y Rusia, con 65,746 mmpcd y 57,147 mmpcd, respectivamente. Por su parte, el comercio mundial de gas natural creció 0.1% durante 2012, con un intercambio de 99,710 mmpcd. Rusia fue el principal exportador en 2012, con un volumen de 19,368 mmpcd, del cual 92.6% correspondió a gas natural por ductos. En el caso del gas natural licuado (GNL), Qatar fue el principal exportador en 2012, con 10,173 mmpcd.3

Japón y Estados Unidos fueron los dos importadores más importantes, con 11,461 mmpcd y 8,566 mmpcd, respectivamente. La totalidad de las importaciones del primero fueron de GNL, mientras que la mayor parte de las importaciones de Estados Unidos correspondieron a inyecciones por ducto (8,089 mmpcd). Por su parte, México realizó importaciones de Estados Unidos (78.5%), Qatar (7.6%), Perú (6.0%), Nigeria (4.3%), Indonesia (1.5%), Yemen (1.4%) y Trinidad y Tobago (%).

En cuanto a los precios del gas natural, durante 2012 continuó la tendencia a la baja del precio de referencia en Norteamérica, Henry Hub, alcanzando un mínimo histórico de 2.76 dólares estadounidenses por millón de BTU. Se espera que el precio Henry Hub vuelva a un nivel más equilibrado en el corto plazo, aproximadamente 4.00 US$ por millón de BTU.

Dada la tendencia de crecimiento de la producción de gas natural en Estados Unidos, y la expectativa de que en el mediano plazo se presente un superávit en el mercado de gas natural, en ese país empiezan a generarse proyectos de exportación del energético. Por otro lado, se proyecta4 que el consumo mundial de gas natural se incrementará a una tasa anual de 1.7%, con lo que pasará de 320 miles de millones de pies cúbicos diarios (mmmpcd) en 2013 a 506 mmmpcd en 2040. Por su parte, se espera un panorama de fuerte crecimiento de las reservas y de la producción, en tanto que los mayores aumentos de producción se producirán en los países que no forman parte de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos, que en 2040 alcanzarán una producción de 343 mmmpcd.

2 BP Statistical Review of World Energy 2013. 3 Ídem. 4 Con base en información del escenario de referencia del International Energy Outlook 2013, del Departamento de Energía de Estados Unidos.


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Gas L.P.

Durante 2011, la región de Asia-Pacífico fue la principal demandante de gas L.P., representando poco más del 33% del consumo mundial. El sector con el mayor consumo fue el residencial y comercial con poco más del 60% de consumo, los sectores industriales y autotransporte tuvieron poca participación; alrededor del 10% en conjunto.

En cuanto a la disponibilidad del gas L.P., durante 2011, Medio Oriente se posicionó como la principal región productora, con alrededor del 24% de gas L.P. mundial, desplazando la región de Norteamérica que durante 2010 mantuvo la mayor producción. Con respecto a 2010, la oferta de esta región se incrementó 25% al pasar de 1,715.7 miles de barriles diarios (mbd) en 2010 a 433.7 mbd en 2011.

Por otra parte, las exportaciones de gas L.P. se ubicaron en 1,950 mbd durante 2011. Medio Oriente fue la principal región exportadora con 1,144 mbd, representando el 58.7% del total. En lo que respecta a las importaciones de gas L.P. a nivel mundial, durante 2011 estas sumaron 1,876 mbd, siendo la región Asia-Pacífico (sin considerar a Japón) la principal importadora con 634.4 mbd, es decir 33.8% del total de su demanda a nivel mundial.

En relación a los precios internacionales, hasta septiembre de 2011, los precios del petróleo West Texas Intermediate (WTI) y el propano Mont Belvieu seguían la misma tendencia. Pero a partir de octubre de 2011, mientras que el precio del WTI prácticamente se mantiene por arriba de los 200 centavos de dólar por galón, el precio del Mont Belvieu sigue una trayectoria a la baja. La relación del WTI entre Mont Belvieu pasó de 1.3 en septiembre de 2011 a 2.6 en diciembre de 2012.

Con la iniciativa “Energía Sostenible para Todos” de Naciones Unidas5, que busca garantizar el acceso universal a los servicios de energía modernos, se acelera la transición al gas L.P., para que se convierta en un combustible asequible para cocción de alimentos en las regiones en las que aún no lo es. Por su parte, la Asociación Mundial de Gas L.P. a través del programa Global Autogas Industry Network, estima que en el corto plazo Corea del Sur, Japón y Turquía su demanda de gas L.P. para uso vehicular, por medio de un programa que generará contratos con fabricantes de autos y con proveedores de conversiones a gas L.P. para estimular el consumo.

Hacia 2016 la región de Medio Oriente seguirá como la principal región exportadora de gas L.P. En tanto que en Estados Unidos, se pronostica que las exportaciones continuarán expandiéndose. De acuerdo con las proyecciones del Annual Energy Outlook 2013, este país seguirá como un exportador neto de gas L.P. por lo menos hasta 2040, debido al aumento en la producción de gas de lutitas y recursos petroleros.

Marco Regulatorio del Gas Natural y Gas L.P. en México

La cadena de valor de los mercados del gas natural y gas L.P., inicia con la exploración y producción de hidrocarburos, actividad realizada por mandato constitucional por la Nación a través de Petróleos Mexicanos (PEMEX)6. Posteriormente, con el procesamiento del gas húmedo y de condensados en los Centros Procesadores de Gas (CPG) de PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB), se obtienen gas seco y gas L.P. El gas seco que proviene directo de campos, y que por norma cumpla su especificación, puede ser directamente inyectado a gasoductos para su transporte y comercialización.

5 Sustainable Energy for All, United Nations Foundation. 6 Por medio de la subsidiaria PEMEX Exploración y Producción.


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El transporte de gas natural o gas seco, el almacenamiento vinculados a ductos, así como sus las ventas de primera mano (VPM), son actividades reguladas por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). En el caso de la importación y exportación de gas natural, esta actividad se realiza en términos de la Ley de Comercio Exterior. En el transporte, importación y exportación y almacenamiento de gas natural pueden participar PEMEX y particulares. En cambio, en la actividad de distribución de gas natural participan los sectores social y privado en términos de la regulación de la CRE. Finalmente, la comercialización del energético es una actividad que no se encuentra regulada.

El 17 de octubre de 2013, por medio de la resolución RES/445/2013, la CRE emitió de manera transitoria una metodología a PGPB para determinar el precio máximo de gas natural objeto de venta primera mano. Esto, después de que se declaró la nulidad de la Directiva de precios de VPM DIR-GAS-001-2009.

Por lo que respecta al gas L.P., éste se obtiene a partir de su procesamiento en los CPG por parte de PGPB, de la refinación de petróleo por parte de PEMEX Refinación (PR) y del que se recupera a partir del procesamiento en la extracción de crudo por parte de PEMEX Exploración y Producción (PEP).

Las VPM de gas L.P. que PEMEX hace a un tercero, están sujetas a lo establecido por regulación de la CRE, así como a los términos y condiciones de VPM. Las demás actividades de la cadena de valor que involucran la participación de los sectores social y privado, corresponden al transporte, almacenamiento y distribución de gas L.P. a través del otorgamiento de permisos ante la CRE y la Secretaría de Energía (SENER), respectivamente.

Mercado nacional de gas natural y gas L.P.

Gas natural

La demanda nacional de gas natural se ubicó en 6,678.4 mmpcd en 20127. De dicho volumen, 46.6% correspondió al sector eléctrico, 34.0% al sector petrolero, 17.7% al sector industrial y 1.7% a los sectores residencial, servicios y autotransporte. En el periodo 2002-2012, el crecimiento promedio de la demanda de gas natural fue de 4.2% anual. En 2012, el consumo industrial de gas natural fue el más dinámico, con un crecimiento anual de 4.6%. Lo anterior se atribuye al desempeño de la actividad económica de la industria manufacturera, que en 2012 presentó un crecimiento de 3.9% en el PIB.

Las reservas remanentes totales de gas natural en nuestro país ascendieron a 63,229 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) al 1° de enero de 2013. La región Norte concentró 53.4% de dicho volumen, la Marina Suroeste 25.3%, la Sur 14.3% y la Marina Noreste 7.0%. Por su parte, las reservas probadas de gas seco del país alcanzaron 12,713 mmmpc, y la de líquidos del gas natural 1,351 millones de barriles de petróleo equivalente.

En 2012, la extracción total de gas natural fue de 6,385 mmpcd, 3.2% menos que en 2011. Esto es resultado de una reducción de 12% en la extracción de gas no asociado, principalmente en la región de exploración producción Norte, donde disminuyeron las actividades de perforación y terminación de pozos en los activos Burgos y Veracruz.

El procesamiento de gas totalizó 4,382 mmpcd en 2012. De este volumen, 77.5% fue gas húmedo amargo y 22.5% gas húmedo dulce. El gas seco obtenido en los centros procesadores de gas (CPG) ascendió a 3,628 mmpcd y el gas directo de campos 911 mmpcd.

7 Esta cifra sólo considera gas seco, debido a modificaciones que se hicieron a las estadísticas de la SENER. Para más información sobre dichas modificaciones, véase la sección 3.5 Balance nacional 2002-2012 de este documento.


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Al cierre de 2012, la red de gasoductos de PGPB poseía una extensión de 9,038 km, destinados para el transporte de gas natural. PGPB cuenta con dos sistemas de transporte de gas natural: el SNG y el Sistema Naco-Hermosillo (SNH). Además, estaban vigentes 20 permisos de transporte de acceso abierto de gas natural, de los cuales 17 corresponden a sistemas en operación, uno en construcción y dos por iniciar obras. En el caso de distribución de gas natural, el número de permisos vigentes fue de 22 a mediados de 2013, de los cuales 20 corresponden a sistemas en operación. De los permisionarios en operación, la una red de distribución contaba con una longitud de 47,688 km.

Las importaciones de PGPB por ductos se contabilizaron en 1,089 mmpcd, mientras que las realizadas por privados totalizaron 583 mmpcd. En el caso del GNL, las importaciones ascendieron a 458 mmpcd. En suma, en 2012 las importaciones aumentaron 21.7% respecto al año previo, y representaron 31.6% de la oferta total. En 2012, este incremento en las importaciones se debió a la disminución de 4.4% en la oferta nacional y al aumento de 2.6% en la demanda, respecto a lo observado en 2011.

Gas L.P.

Durante 2012 la demanda interna de gas L.P. fue de 290.9 mbd, 0.2% mayor con respecto a 2011. Los sectores con mayor crecimiento en el consumo fueron el autotransporte e industrial con 1.8 mbd y 0.9 mbd adicionales, respectivamente. La región Centro fue la de mayor consumo de gas L.P. en el territorio nacional, seguida de la Centro-Occidente. En 2012, ambas concentraron 63.5% de las ventas nacionales de gas L.P., equivalente a 182.0 mbd.

El sector más representativo fue el residencial, con 62.3% de la demanda interna, seguido del sector servicios, con 14.4%. Los sectores autotransporte, industrial, petrolero y agropecuario aportaron 10.7%, 9.6%, 1.5% y 1.5%, respectivamente.

La producción nacional de gas L.P. se ubicó en 206.4 mbd en 2012, un 1.9% inferior a 2011. De dicho volumen, 85.3% provino de los CPG de PGPB, 13.3% fue elaborado en PR y el restante lo aportó PEP. En 2012 la producción de PGPB se ubicó en 176.0 mbd. De 2002 a 2012, dicha producción disminuyó 1.5 % promedio anual. En 2012, el CPG Cangrejera aportó 24.4% total de la producción de los CPG, siendo el mayor productor.

La producción de PR se ubicó en 27.5 mbd en 2011. De dicho total, la refinería Tula aportó 42.5%, Minatitlán 29.3% y Salina Cruz 12.9%. Por otro lado, la caída más significativa en la producción fue la de Salina Cruz (-19.6% respecto a 2011). Con respecto a la producción de PEP, en 2012 ésta se ubicó en 2.9 mbd, 18.8% mayor en comparación a 2011.

Para el transporte de gas L.P. a través de ducto, la CRE tiene registro de cuatro permisos al cierre de 2012. Mientras que la SENER tenía un registro de 172 permisos vigentes para el transporte de gas L.P. por medio de autotanques, semiremolques, carrotanques o buquetanques, a septiembre de 2013. De igual manera, la SENER tenía un registro de 12,859 vehículos de reparto.

En 2012 las importaciones representaron 29.3% de la oferta total, al ubicarse en 85.6 mbd. Dicho volumen fue 3.9% superior al de 2011. Las exportaciones totalizaron 0.1 mbd en 2012, 1.4 Mbd menos que en 2011.

Variables y Supuestos del Caso Base

El escenario macroeconómico del ejercicio de prospectiva 2013-2027, parte de la visión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) para la economía mexicana, la cual abarca el periodo 2013-2018. Dicha visión está expresada en los Criterios Generales de Política


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Económica 2013, Precriterios 2013 y la revisión del pronóstico del PIB del 17 de mayo de 2013. Posteriormente, y en conjunto a los puntos de vista de la SHCP, PEMEX y la SENER, se elaboró un escenario que incluye la proyección de diversas variables macroeconómicas y del Producto Interno Bruto (PIB) tanto nacional como estatal para el periodo 2013-2027.

El escenario macroeconómico utilizado para las proyecciones del ejercicio de prospectiva, se basa en condiciones inerciales, es decir, no considera los efectos asociados a las acciones y las reformas estructurales que impulsa la presente administración.

Se espera que el Producto Interno Bruto (PIB) de México crezca a un ritmo promedio de 3.7% anual entre 2013 y 2027. En este sentido, se prevé que la economía mexicana presente un aumento consistente en las exportaciones, así como crecimiento de la demanda interna, la cual favorecerá la formación de empleos, el crecimiento en la disponibilidad del financiamiento y de la inversión pública.

En cuanto a las oportunidades de ahorro en el sector industrial, la proyección de la demanda muestra una mejora en el rendimiento del gas natural basada en las expectativas del National Energy Modeling System (NEMS) de la U.S. Energy Information Administration. Asimismo, en los sectores residencial y de servicios, se considera la mejora de los equipos de calentamiento de agua. El escenario de eficiencias térmicas de calentadores de agua nuevos, se basan en información de fabricantes y de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía. También se considera la mejora en eficiencias de equipos nuevos tomando como base las expectativas del NEMS.

El supuesto de crecimiento de población considera las estimaciones del CONAPO, con un crecimiento promedio de la población mexicana de 0.9% de 2013 a 2027. Dicho comportamiento involucrará una paulatina reducción en el ritmo de crecimiento, asociada con el descenso en el número de nacimientos.

Por otro lado, se espera que el precio al público del gas natural en México muestre un crecimiento promedio real anual de 2.8% entre 2013 y 2027 en el sector industrial; y de 2.9% real anual para el sector eléctrico en el mismo periodo. En el caso del gas L.P. en México, se ha considerado un escenario de precios administrados con un precio que prácticamente se mantendrá constante.

El escenario de inversiones en producción y exploración de hidrocarburos, incluido en el ejercicio de prospectiva 2013-2027, considera techos presupuestales de inversión y una base estructural de la plataforma productiva cercanos al comportamiento histórico de los recursos presupuestales que se han autorizado para PEMEX. Asimismo, este escenario se enmarca en torno a los objetivos y estrategias definidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018, la Estrategia Nacional de Energía 2013-2027 y el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2014-2018. De manera que la inversión asociada al escenario de producción hidrocarburos se estima en 300.9 miles de millones de pesos de 2013 en promedio anual durante el periodo 2013-2027.

Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P., 2013-2027

Gas natural

La demanda nacional de gas natural crecerá en promedio de 3.6% anual, pasando de 6,678 mmpcd en 2012 a 11,425 en 2027. En 2027 el sector eléctrico consumirá 57.6% del total, el sector petrolero 22.2% y el sector industrial 18.6%. La proyección de la demanda considera la evolución esperada de la actividad económica y del precio del combustible, además del desarrollo de la infraestructura de transporte y comercialización de gas natural.


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El gas natural aumentará su participación dentro de la demanda de combustibles industriales, al pasar de 64.8% en 2012 a 74.1% en 2027. La proyección de la demanda industrial de gas natural considera nuevos proyectos industriales, nueva infraestructura de transporte, la venta de gas natural comprimido y nuevos desarrollos de distribución.

En 2027, se estima que la producción de gas natural de PEP ascenderá a 6,849 mmpcd. La producción de gas asociado tendrá una participación de 70.9% y 29.1% la de no asociado. Los proyectos que al inicio de 2013 se encuentran en fase de exploración aportarán una producción primaria de gas natural de 4,387 mmpcd en 2027, mientras que los proyectos en fase de explotación 1,805 mmpcd. Asimismo, se prevé una extracción de 179 mmpcd de gas de lutitas al final del periodo de proyección.

Por su parte, la oferta de gas seco de PGPB crecerá en promedio 1.3% entre 2012 y 2027, con 5,567 mmpcd al final del periodo. La oferta de los CPG representará 91.0%, el gas directo de campos 8.1% y el etano reinyectado 0.9%. En lo que respecta a las importaciones, se espera un crecimiento promedio anual de 7.0% de 2012 a 2027. En este último año, éstas totalizarán 5,858 mmpcd y representarán 51.3% de la oferta total.

Por otro lado, se proyecta la instalación de nueva capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de los proyectos Tlancanan y Área Perdido. Esta nueva capacidad de procesamiento de gas natural, en conjunto producirán un volumen que pasará de 27.6 mmpcd en 2023, a 493.3 mmpcd en 2027.

Las proyecciones del mercado de gas natural consideran la expansión de la capacidad de transporte en el marco de la Estrategia de Suministro de Gas Natural. En el corto plazo, la estrategia busca incrementar la importación de GNL por los puertos de Manzanillo y Altamira; en el mediano plazo, incrementar la capacidad de transporte en los gasoductos del sur de Estados Unidos que se interconectan en la frontera mexicana en Tamaulipas; y en el largo plazo, desarrollar nuevos gasoductos.

Entre 2013 y 2027 se prevé el inicio de operaciones de los siguientes proyectos de transporte de gas natural: Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino), Gasoducto Tamazunchale-El Sauz, Gasoducto de Zacatecas, Gasoducto de Morelos, Gasoducto Yucatán, Gasoducto Jáltipan-Salina Cruz, Proyecto Agua Dulce-Frontera-Los Ramones-Centro, Proyecto Noroeste. Además, se considera la ampliación de la red de distribución de gas natural, con al menos tres nuevas zonas geográficas. Finalmente, están contemplados proyectos seis proyectos para transportar gas natural comprimido, por medio de autotanques.

Gas L.P.

Durante el periodo de proyección, se estima que la demanda nacional de gas L.P. crecerá a un ritmo promedio de 0.3% anual. Al cierre de 2027, se estima que la demanda interna se ubicará en 302.5 mbd; es decir, 11.7 mbd más que en 2012.

En los sectores residencial y servicios, que se mantendrán como los más importantes consumidores de gas L.P., con un crecimiento en la demanda de 1.5% de 2012 a 2027. Asimismo, se espera un ahorro en el consumo, debido a las mejoras en las eficiencias de las estufas y calentadores convencionales, así como la mayor penetración de paneles solares, tal y como ha sucedido en los últimos años.

El consumo del sector industrial aumentará 0.8% promedio anual de 2012 a 2027, mientras que el sector autotransporte presentará expectativas de reducción en su crecimiento debido al diferencial de precios del gas L.P. frente a otros combustibles, como la gasolina y el diésel.


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Por otro lado, las regiones Centro y Centro Occidente se mantendrán como las mayores consumidoras de gas L.P. El consumo de la región Centro representará 41.8% del total nacional en 2027, en tanto que Centro-Occidente representará 22.1%.

Respecto a la producción, PGPB proyecta un nivel de 200.2 mbd al cierre de 2027, lo que significa un aumento de 13.7% respecto a 2012. El CPG con más producción del combustible, será La Cangrejera, con 36.9 mbd en 2027. Al final de la proyección, la nueva capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de los proyectos Tlancanan y Área Perdido, producirán en conjunto 16.4 mbd.

En el caso de la producción de gas L.P. de PR, al final del periodo prospectivo ésta se ubicará en 44.6 mbd, incrementándose 17.1 mbd respecto a 2012. En 2027, la mayor producción por refinería provendrá de Salina Cruz, con 19.9% del total. Asimismo, se prevé que a partir de 2020 el nuevo tren de refinación en Tula, comenzará operaciones y tendrá una producción inicial de gas L.P. de 7.0 Mbd.

Respecto a la balanza comercial de gas L.P., se estima un saldo deficitario de 57.7 mbd en 2027. Para ello, se tendrán que exportar 12.9 mbd más que en 2012 y las importaciones tendrán que disminuir 14.9 mbd.

Análisis de sensibilidad

Se elaboraron tres casos de sensibilidad en la demanda de gas natural y gas L.P., consecuencia de incluir escenarios diferentes a los contenidos en el caso base de proyección de la Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. 2013-2027. En este análisis de sensibilidad se considera la variación de tres elementos: crecimiento económico, rendimientos de los combustibles y los precios.

En el ejercicio de sensibilidad ante cambios en el Producto Interno Bruto (PIB), se incluyó un escenario de crecimiento del PIB basado en los Criterios Generales de Política Económica 2014 de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Criterios 2014 SHCP), basado en el marco macroeconómico inercial de la publicación.

En 2013 la demanda de gas natural del caso Criterios 2014 SHCP será 1.3% menor (21.5 mmpcd) respecto al caso base. Para 2027, ésta será 2.8% (74.9 mmpcd) menor con respecto al caso base. Por el lado de las ventas internas de gas L.P., en el caso Criterios 2014 SHCP. Asimismo, en el último año de la proyección el volumen promedio de las ventas internas de gas L.P. en el caso Criterios 2014 SHCP será de 290.8 mbd y la del caso base será de 293.8 mbd, por lo que la diferencia será de 3.1 mbd; en suma, el caso Criterios 2014 será 1.0% menor.

Para el análisis de sensibilidad por cambios en el escenario de rendimiento de combustibles, se hizo un ejercicio en el que se asume que los calentadores nuevos, o en su caso vehículos nuevos, mantienen constante el rendimiento a lo largo del periodo prospectivo (escenario de rendimientos fijos). Tomando como base la proyección sin mejoras en los rendimientos, en los sectores residencial y servicios se estiman mejoras en calentadores convencionales de agua a gas natural que supondrían un ahorro energético acumulado de 37.4 mmpcd hacia 2027. Para la demanda de gas L.P., se estiman mejoras en calentadores convencionales de agua que supondrían un ahorro energético acumulado de 51.5 mbd hacia 2027.

Finalmente, el análisis de sensibilidad por variación de precios sólo arrojó resultados significativos en la demanda de gas L.P. del sector autotransporte. Se consideraron dos casos: precios del gas L.P. administrados, que es el caso base del momento de prospectiva, y precios no administrados. En este último caso, se incluyeron dos escenarios de precios: 1) precios de


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referencia iguales a los del caso base, pero sin administración del precio final; y 2) precios moderados basado en precios de referencia bajos.

El cambio en el caso base de los precios administrados a los no administrados, hace que el crecimiento real medio de los precios pase de 0.4% a 1.0%, respectivamente; en tanto que los precios de gasolina PEMEX Magna pasan de un crecimiento real medio de 0.6% a 0.9%. Esta diferencia en los ritmos de crecimiento entre los combustibles, hace menos competitivo el precio del gas L.P. y su consumo se reduciría ligeramente. Este efecto se refuerza en el caso moderado de precios no administrados, con un crecimiento medio de 0.2% para el precio del gas L.P. y una reducción promedio de 0.8% en la gasolina PEMEX Magna, que implica 2.1 mbd menos para la demanda de gas L.P. carburante en 2027.

Aspectos tecnológicos en la industria del gas

Durante las últimas décadas, la industria de los hidrocarburos se ha transformado en una de las tecnológicamente más avanzadas en el mundo. A continuación se mencionan algunos avances relacionados con el gas.

El desarrollo de la imagen sísmica en tres dimensiones (3-D) cambió en gran medida la naturaleza de la exploración de gas natural. Esta tecnología utiliza las técnicas tradicionales de imágenes sísmicas, combinadas con potentes ordenadores y procesadores para crear un modelo tridimensional de las capas del subsuelo.

La tecnología de arena fracturada de CO2 se ha utilizado desde la década de los 70’s para ayudar a aumentar la velocidad de flujo de gas natural y petróleo de formaciones subterráneas. Esta técnica implica el uso de una mezcla de agentes de sostén de arena y CO2 líquido para fracturar formaciones, la creación y la ampliación de grietas a través del cual el aceite y el gas natural pueden fluir libremente.

La perforación de pozos angostos es exactamente como suena; consiste en la perforación de un agujero más delgado en el suelo para llegar a gas natural y yacimientos de petróleo. La perforación de diámetro reducido puede mejorar significativamente la eficiencia de las operaciones de perforación, así como reducir su impacto ambiental.

Por otro lado, la fracturación hidráulica se utiliza para el gas natural libre que queda atrapado en formaciones de roca de esquisto (o gas de lutitas). Una mezcla líquida que es 99% agua y arena que se inyecta en la roca a muy alta presión, provoca las fracturas dentro de la roca la cual libera el gas natural de una ruta de acceso fluyendo hacia la boca del pozo. La mezcla de fluido de fractura hidráulica también ayuda a mantener la formación más porosa.

Una clase diferente de tecnología de conversión de gas natural a hidrocarburo líquido denominada conversión de gas a líquidos (GTL por sus siglas en inglés) está transformando el mercado del transporte y la utilización del gas natural.

Las celdas de combustible que funcionan con gas natural son una tecnología innovadora y prometedora para la generación limpia y eficiente de la electricidad. Las celdas de combustible tienen la capacidad de generar electricidad a partir de las reacciones electroquímicas en lugar de la quema de combustibles fósiles para generar electricidad.


28

1 Capítulo Uno.

México en el Mercado

Internacional de Gas Natural

y Gas L.P.

En este capítulo se describen los elementos más importantes del consumo y disponibilidad mundial del gas natural y gas licuado de petróleo (gas L.P.) Asimismo, se presenta un análisis de los componentes más sobresalientes de los mercados relevantes para México y, finalmente, se exponen las principales tendencias mundiales de los mercados de gas natural y gas L.P.

Durante 2012, el consumo de gas natural de Estados Unidos y China impulsó el crecimiento de la demanda la mundial, mientras que los países europeos se caracterizaron por sus resultados negativos. Por el lado de la oferta, Estados Unidos y Noruega aportaron la mayor producción adicional. Asimismo, México importó gas natural principalmente de Estados Unidos, Qatar y Perú.

En el caso de gas L.P. se destacan las principales regiones demandantes y productoras a nivel mundial y su comercio internacional durante 2011. Posteriormente, se detalla el papel de los Estados Unidos en la producción de gas L.P como un mercado relevante para México y la relación entre los precios de gas propano de Mont Belvieu y del crudo con referencia en West Texas Intermediate (WTI). Finalmente, se describen las tendencias mundiales de los mercados en lo que respecta a la demanda, oferta y precios de gas L.P.

1.1 Consumo y disponibilidad

1.1.1 Gas natural

Demanda

En 2012 el consumo mundial de gas natural8 creció 2.2% respecto a 2011, alcanzando 319,801 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd). Las regiones que contribuyeron en mayor medida con dicho crecimiento fueron Norteamérica y Asia Pacífico. Los países con mayores crecimientos en el volumen consumido, fueron Estados Unidos y China, que en conjunto sumaron más de la mitad del incremento de la demanda mundial de gas natural de 2012.

A nivel regional, el consumo de gas natural en Norteamérica se ubicó en 87,467 mmpcd en 2012 (véase Figura 1.1), resultado en un aumento de 3,488 mmpcd en comparación con 2011. El país donde se registró el mayor crecimiento en la demanda de este energético, incluso a nivel mundial, fue Estados Unidos, alcanzado 2,871 mmpcd. La magnitud de este crecimiento se debe, principalmente, a que durante la primavera de 2012 los precios spot de gas natural cayeron a niveles históricamente bajos, lo que repercutió en un aumento significativo en el uso del gas natural para la generación de electricidad, por encima del carbón. Como resultado, el consumo total de gas natural en Estados Unidos llegó a niveles máximos entre abril y noviembre de 2012.

8 Las estadísticas de producción y demanda de gas natural comprende la producción comercializada de gas seco, y excluye el gas venteado y para recirculación.


29

Figura 1.1 Consumo mundial de gas natural, 2012

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: SENER con información del BP Statistical Review of World Energy 2013.

Por su parte, en la región Asia Pacífico el consumo de gas natural presentó un incrementó de 2,871 mmpcd, alcanzando 60,300 mmpcd. Cabe destacar que China (incluyendo Hong Kong) contribuyó con 42.7% del incremento de la región, con un crecimiento anual de 9.5%; tasa notablemente menor que las registradas en 2010 y 2011. China es el cuarto consumidor más importante de gas natural en el mundo, contabilizando 13,879 mmpcd. Es este país, el gas natural representa aproximadamente el 5.5% de su cartera de energía primaria, muy por detrás del carbón. China se convirtió en un país importador de gas natural en 2006, y desde entonces la dependencia de sus importaciones se ha acercado al 30% en 2012. Las importaciones de gas natural por ducto fueron mayores a las de gas natural licuado (GNL) en 2012, siendo Turkmenistán el país que contribuyó en mayor porcentaje de su importación. En agosto de 2012, China inició importaciones de Uzbekistán, con cantidades suministradas que no han sido anunciadas, pero el contrato firmado por ambos países en junio involucró el suministro de 967.5 mmpcd (10 mil millones de metros cúbicos) para 20139.

Por otro lado, Japón aumentó 10.3% su demanda de gas natural en 2012, lo que significó un consumo adicional de 1,056 mmpcd. Los factores que intervinieron en el crecimiento de la

9 “Short-term trends in the gas industry”, Panorama 2013, Institut Français du Pétrole, p. 3.

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Norteamérica

Consumo: 87,467

Participación mundial: 27.5%

Centro y Sudamérica

Consumo: 15,928

Participación mundial: 5.0%África

Consumo: 11,849


Europa y Euroasia

Consumo: 104,524


Asia Pacífico

Consumo: 60,300


Oriente Medio

Consumo: 39,732


Total mundial: 319,801


30

demanda, se relacionan con el paro de plantas nucleares desde agosto de 201210 y al frío extremo que se presentaron en aquel país, provocando una mayor demanda de gas natural en los sectores eléctrico, residencial y comercial.

Dentro de la misma región, Corea del Sur aumentó sus importaciones de gas natural para evitar el riesgo de cortes de energía tras el cierre de reactores nucleares en 2012. Corea del Sur también ha registrado inviernos excepcionalmente fríos, impulsando así el consumo de gas natural en los sectores residencial y comercial.

En lo que corresponde a la región de Medio Oriente, ésta aumentó 4.0% el consumo de gas natural en 2012, con respeto a 2011. Los conflictos geopolíticos en la región, la reducción de importaciones de Egipto a Jordania, así como la reducción de las importaciones de GNL de Dubái y Kuwait, han contribuido con el lento crecimiento de la demanda regional de gas natural. El mayor crecimiento en el consumo de gas natural de la región fue el de Arabia Saudita, con 993 mmpcd adicionales, debido a una mayor producción disponible11. Por otro lado, Qatar incrementó su demanda en 402 mmpcd, que en buena parte fue estimulado por el consumo creciente del proyecto de gas-to-liquids12 (GTL) La Perla. Un factor clave en la demanda regional es el crecimiento del consumo de gas en Irán en 2012, aunque el dato es desconocido debido a la falta de información sobre la producción iraní y sus importaciones provenientes de Turkmenistán. En muchos países de la región Medio Oriente, siguen enfrentándose a la escasez de suministro debido a un crecimiento insuficiente de la producción nacional de gas natural.

En cuanto a la región África, se estima que la demanda de gas natural aumentó de 11,025 mmpcd en 2011 a 11,849 mmpcd en 2012. En Egipto registró un crecimiento de 5.7%, que para satisfacer su demanda, debió reducir sus exportaciones dadas las limitaciones de su industria de exploración y producción de gas natural. De igual manera, en Argelia el crecimiento del consumo de gas natural sólo pudo ser atendido, con una oferta que creció a expensas de la reducción de las exportaciones de GNL. Por otro lado, existe incertidumbre sobre la recuperación de la demanda interna de Libia, pues los conflictos bélicos del país han propiciado daños potenciales en plantas industriales y centrales eléctricas, aunque la producción se recobró, tal como lo indican las exportaciones a Italia. También, se espera que la demanda de gas natural de Nigeria se recupere ligeramente hasta llegar a los niveles de 2008, cuando se consumió 1,184 mmpcd13.

Por lo que se refiere a Centro y Sudamérica, la demanda de gas natural se incrementó 796 mmpcd durante 2012, promediando al final del año 15,928 mmpcd. Brasil registró el mayor crecimiento, con 230 mmpcd adicionales, alcanzando un consumo de 2,814 mmpcd en 2012. Factores como la reducción de los embalses de presas hidroeléctricas a causa de la sequía, motivaron al país a aumentar sustancialmente sus importaciones de GNL. Asimismo, la producción nacional de gas natural y las importaciones procedentes de Bolivia también aumentaron. Por su parte, Argentina aumentó las importaciones de gas para hacer frente a un déficit de oferta frente a la demanda, debido a que se presentó una caída de la producción interna y una mayor demanda en los sectores residencial y comercial. En general, el consumo

10 Desde entonces, sólo dos unidades nucleares han estado operando (Ohi 3 y 4), y a partir de mediados de 2013, 44 unidades que representan 39 Gigawatts están cerradas por mantenimiento. En 2012, la generación nuclear en Japón se redujo 138 Terawatts-hora (TWh) y la generación a partir de combustibles tuvo que aumentar en 127 TWh para compensar. Los derivados de petróleo y el GNL fueron las principales fuentes de suministro alternativas (Medium-Term Gas Market Report 2013, International Energy Agency, p. 23.). 11 Arabia Saudita no importa ni exporta gas natural, por lo que toda la producción se destina al consumo interno. 12 La tecnología de gas-to-liquids utiliza un proceso de refinación para convertir gas natural en combustibles líquidos como diésel con bajo contenido de azufre y nafta, entre otros productos. 13 Según información de la U.S. Energy Information Administration.


31

de gas aumentó en otros países de la región, lo que provocó un aumento de importaciones de GNL (caso de Puerto Rico) y de la producción interna en Colombia y Venezuela.

Finalmente, la única región que presentó una disminución en el consumo de gas natural durante 2012 fue Europa y Euroasia, al registrar una disminución de 2.3%, es decir, unos 2,463 mmpcd menos respecto a 2011. Dentro de la región, el consumo de la Unión Europea regresó a los niveles anteriores a 200114, con una reducción de 1,005 mmpcd en 2012. Este resultado fue consecuencia de una economía endeble y un entorno de precios elevados del gas natural en la región, que se conjugaron con un débil crecimiento de la demanda de energía eléctrica, con un aumento de las energías renovables y el cambio de gas a carbón. El consumo de gas natural en el Reino Unido presento uno de los descensos más notables en 2012, con una reducción de 5.7%. De acuerdo a la Agencia Internacional de Energía (AIE), el consumo de gas de los productores de energía eléctrica en el Reino Unido se redujo en un tercio en comparación con 2011, no obstante, la generación de electricidad presentó una ligera diferencia debido a una mayor eficiencia promedio de la cartera de generación15.

En Rusia, el consumo de gas natural disminuyó 2.2% respecto a 2011, de acuerdo a estimaciones de BP. Igualmente, el total de la demanda del resto de países de la antigua Unión Soviética también se redujo. En Ucrania se presentó una reducción de 407 mmpcd en su consumo de 2012, debido a la intensión de reducir su déficit mediante la importación de menos gas natural ruso. En contraste, Azerbaiyán registró un aumento de 29 mmpcd, debido a la mayor producción de gas natural destinado al mercado interno, en lugar de realizar exportaciones.

Reservas

Al cierre de 2012, la estimación de las reservas probadas mundiales de gas fue de 6,614 billones de pies cúbicos (bpc)16, lo que significó una reducción de 0.3% respecto a 2011 (véase Cuadro 1.1). Estas estimaciones fueron recortadas debido, en buena parte, a una revisión a la baja de las reservas de Rusia17, lo que ha colocado a Irán como el país con las mayores reservas probadas de gas natural.

Alrededor del 80% de las reservas de gas natural de Irán se encuentran en campos no asociados; sin embargo, la mayoría de éstas no se han desarrollado debido a la falta de inversión y tecnología. Los yacimientos de gas natural más importantes en ese país son: Pars del Sur, Pars del Norte, Kish y Kangan. La mayoría de las reservas iraníes son costa afuera, aunque una parte importante de la producción de gas natural proviene de campos de gas asociado en tierra18.

En lo que respecta a Estados Unidos, donde la industria de la energía ha sido transformada por el aceite y gas de lutitas, BP recortó su estimación de sus reservas probadas. Esto debido a precios del gas natural más bajos y una reducción en la actividad de perforación. De manera que las reservas de Estados Unidos al cierre de 2012 se estimaron en 300 bpc, lo que representó una reducción de 3.8% con respecto a 2011.

Por otro lado, las reservas probadas de gas natural están disminuyendo en los principales países productores europeos (Noruega, Holanda y el Reino Unido), y en ciertos países

14 En 2000 la demanda de gas natural de la Unión Europea fue de 42,483 mmpcd, un nivel muy similar al de 2012, que fue de 42,829 mmpcd según BP. 15 Medium-Term Gas Market Report 2013, International Energy Agency, p. 22. 16 Statistical Review of World Energy 2013, BP. 17 Tradicionalmente, los países de la antigua Unión Soviética han tenido criterios diferentes a los usados en otros países, por ello BP ha ajustado las estadísticas de los países de donde no han obtenido datos directos. 18 Country Analysis Brief, U.S. Energy Information Administration, 2013.


32

productores del hemisferio sur, que cuentan con una concentración de depósitos maduros en proceso de agotamiento (Argentina, Trinidad y Tobago, Indonesia, etc.).

Cuadro 1.1 Reservas probadas mundiales de gas natural, 20121

(billones de pies cúbicos)

bpc: Billones de pies cúbicos. 1 Cifras al cierre de 2012. Fuente: SENER con datos del BP Statistical Review of World Energy 2013.

Producción

La producción mundial de gas natural aumentó 1.9% (6,140 mmpcd) en 2012 con respecto al año anterior, promediando 324,578 mmpcd (véase Figura 1.2). Aunque la región Europa y Euroasia posee la mayor participación en la producción mundial, fueron las regiones Medio Oriente y Norteamérica las que presentaron los mayores incrementos en 2012. Asimismo, los países con los mayores crecimientos en términos absolutos, fueron Estados Unidos y Noruega, que en forma conjunta aportaron una oferta adicional de 4,245 mmpcd.

En el Medio Oriente, la producción de gas natural se incrementó 2,732 mmpcd en 2012, alcanzando un nivel de 52,914 mmpcd que representó el 16.3% del total mundial. Los mayores aumentos en la región se presentaron en la producción de Qatar, Arabia Saudita e Irán. En 2012, Qatar produjo 15,153 mmpcd de gas natural, dos veces la cantidad de 2008. Qatar continúa expandiendo su oferta de gas natural con el propósito expreso de realizar exportaciones, en especial de GNL. En Arabia Saudita, la empresa Saudi Aramco ha completado la puesta en marcha de dos de los tres trenes instalados en la planta de gas Khursaniyah para procesar gas natural no asociado en el campo Karan en alta mar. En contraste, los conflictos sociopolíticos en Siria y ataques a los gasoductos en Yemen, han llevado a una caída combinada de 312 mmpcd en la producción de gas natural en aquellos países.

Por su parte, en Norteamérica se produjeron 2,658 mmpcd de gas natural más (3.1% adicional), con lo cual se promedió 86,492 mmpcd durante 2012. En la región, Estados Unidos registró una producción adicional de 3,001 mmpcd. De 2008 a 2012, este país incrementó su producción en 10,667 mmpcd, un volumen muy cercano a la producción de Noruega. Aunque en Estados Unidos han predominado los precios bajos del gas natural, la oferta sigue fluyendo al mercado de Norteamérica.

Posición PaísReserva probada

(bpc)Participación

mundialRelación R/P

(años)1 Irán 1,187.3 18.0% > 100.02 Rusia 1,162.5 17.6% 55.63 Qatar 885.1 13.4% > 100.04 Turkmenistán 618.1 9.3% > 100.05 Estados Unidos 300.0 4.5% 12.56 Arabia Saudita 290.8 4.4% 80.17 Emiratos Árabes 215.1 3.3% > 100.08 Venezuela 196.4 3.0% > 100.09 Nigeria 182.0 2.8% > 100.0

10 Argelia 159.1 2.4% 55.311 Australia 132.8 2.0% 76.612 Irak 126.7 1.9% > 100.013 China 109.3 1.7% 28.914 Indonesia 103.3 1.6% 41.215 Noruega 73.8 1.1% 18.2

35.0 México 12.7 0.2% 6.2Total mundial 6,614.1 100% 55.7Países Miembros de la OCDE 658.4 10% 15.4Países de la Ex-URSS 5,955.7 90.0% 78.4


33

De acuerdo a las estadísticas reportadas por BP, México ocupa la posición 15 entre los principales productores de gas natural a nivel mundial, con 5,641 mmpcd en 201219. Por su parte, Canadá disminuyó su oferta en 348 mmpcd, debido a la reducción de envíos de gas natural a Estados Unidos. Las exportaciones de Canadá no son competitivas en el mercado estadounidense, principalmente por el aumento de la capacidad de extracción de gas natural de la formación de lutitas Marcellus en el noreste de los Estados Unidos.

Figura 1.2 Producción mundial de gas natural, 2012


Fuente: SENER con información del BP Statistical Review of World Energy 2013.

Respecto a la producción de Centro y Sudamérica, se presentó un aumento de 513 mmpcd en 2012, a pesar de la caída continua de la oferta de gas natural de Argentina. En Bolivia y Perú se registraron aumentos de la producción de 213 mmpcd y 150 mmpcd, respectivamente. La producción de Bolivia fue impulsada por el aumento de exportaciones argentinas, mientras que la de Perú por las exportaciones de GNL. Por su parte Venezuela reportó un aumento de 141 mmpcd, debido a una mayor extracción de gas natural en las cuencas Oriental y Maracaibo-Falcón.

Asimismo, se estima que la región Asia-Pacífico alcanzó una producción de 47,299 mmpcd, unos 512 mmpcd más que en 2011. Un volumen de 625 mmpcd, provino de los países en

19 Los datos que presenta BP, se derivan de toneladas equivalentes de petróleo utilizando factores de conversión promedio, que no necesariamente equivalen a los volúmenes de gas natural expresados en términos nacionales específicas. Las variaciones anuales y las participaciones en el total se calculan en millones de toneladas de petróleo equivalente.

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Norteamérica

Producción: 86,492



Producción: 17,106

Participación mundial: 5.3% África

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Europa y Euroasia

Producción: 99,904


Asia Pacífico

Producción: 47,299


Oriente Medio

Producción: 52,914


Total mundial: 324,578


34

déficit: Pakistán y Tailandia. Pakistán registró un aumento de 5.6%, habiendo contado con la adición del campo KPD-TAY. Por otro lado, la oferta interna de gas natural de China se incrementó 410 mmpcd durante 2012, para llegar a 10,345 mmpcd. La empresa estatal CNPC tiene la mayor parte de la producción de China (75%), seguido de Sinopec (16%). El crecimiento fue especialmente fuerte en la región norte (Shaanxi, Jilin), mientras que la extracción de gas natural de las regiones occidentales (Xinjiang) estuvo en línea con el crecimiento del país, al mismo tiempo que la producción de Sichuan se estancó.

En el caso de Australia, la producción de gas natural es cada vez es más importante como fuente de energía interna, ganó 382 mmpcd en 2012. La extracción de gas convencional de Australia proviene principalmente de tres cuencas: Carnarvon, Cooper/Eromanga y Gippsland. En el caso de la producción de gas grisú20, la cual se ha incrementado significativamente en los últimos cinco años, provino principalmente de Queensland. La reducción más importante en la región Asia-Pacífico durante 2012 tuvo lugar en la India, con 583 mmpcd menos, debido a la caída continua del campo D6 de la cuenca Krishna-Godavari, cuyas reservas probadas de gas natural han pasado de 10.3 bpc a 3.4 bpc de 2006 a 2012, según el Oil & Gas Journal.

En lo que respecta a África, la producción de gas natural aumentó 434 mmpcd, debido a la recuperación en Libia y Nigeria. La reanudación de la oferta en Libia con 1,177 mmpcd en 2012, estuvo impulsada principalmente por el aumento de las exportaciones por ducto a Italia. En el caso de Nigeria, los volúmenes adicionales de gas natural se destinaron al mercado interno y al de GNL. La recuperación de la producción tuvo lugar en la primera parte del año, debido a la reanudación de la producción de Mobil y de la creciente producción de NAOC21. En cambio, en África, Argelia y Egipto no pudieron revertir una producción declinante que ha estado en curso desde hace varios años.

Finalmente, la oferta de gas natural en la región de Europa y Euroasia experimentó una reducción de 709 mmpcd, para alcanzar un nivel de 99,904 mmpcd en 2012. En el caso de la Unión Europea, la producción fue de 14,439 mmpcd, un volumen 5.5% menor que en 2011. Noruega fue el país con mayor aumento de producción en 2012, con 1,244 mmpcd de gas natural adicional. Los factores que impulsaron este aumento incluyen una mayor explotación de gas natural de los campos Troll y Oseberg, así como de los nuevos campos como Gjøa y Vega. No obstante, estos volúmenes adicionales pueden ser engañosos, ya que la producción de Noruega es tan sólo 668 mmpcd mayor que en 2010, lo que refleja una estrategia para reducir su oferta en 2011 que no fue originada por problemas en la producción o la declinación de los campos22. Por otro lado, Italia y Austria también aumentaron su producción ligeramente en 2012, rompiendo la tendencia del año anterior. En Euroasia, Turkmenistán registró un fuerte aumento de 450 mmpcd, llegando a un nivel de 6,211 mmpcd en 2012. La producción de otros países se mantuvo estable, como es el caso de Uzbekistán, o aumentó ligeramente como en Kazajstán y Azerbaiyán.

En el caso de Rusia, la producción de gas natural en 2012 mostró una reducción de 1,582 mmpcd respecto a 2011. La oferta de Gazprom se redujo alrededor de un 5% en 2012, aunque destaca el crecimiento de Novatek y de los productores de gas natural independientes. El Reino Unido perdió 652 mmpcd, a finales de 2012, mostrando una disminución de su producción a la mitad en comparación a 2011, cuando esta cayó más de 20%. Holanda, el segundo más grande oferente de gas natural de Europa, mantiene una producción prácticamente constante de 6,161 mmpcd23.

20 Conocido en Australia como gas de veta de carbón (coal seam gas). 21 Nigerian Agip Oil Company. 22 Medium-Term Gas Market Report 2013, International Energy Agency, p. 67. 23 Statistical Review of World Energy 2013, BP.


35

Comercio internacional

El comercio mundial de gas natural aumentó 70 mmpcd en 2012, para ubicarse en un estimado de 99,710 mmpcd24. El comercio de gas por ductos y de GNL representaron el 68.3% y 31.7% del total, respectivamente.

Las regiones Europa y Euroasia, Norteamérica y Asia-Pacífico continuaron siendo importadores netos de gas natural en 2012. En Europa las importaciones retrocedieron 3.4%, debido al impacto negativo de demanda debilitada. Destaca la disminución de importaciones provenientes Rusia y de GNL. En Asia-Oceanía, las mayores importaciones de Japón y las importaciones estables de Corea fueron compensadas por la mayor producción de Australia. Asimismo, en 2012, China que se consolidó como el tercer mayor importador, al aumentar tanto sus compras de GNL como de gas natural por ducto (véase Cuadro 1.2).

Por otro lado, en Norteamérica las importaciones de GNL en Estados Unidos y Canadá se derrumbaron en 2012, con reducciones de 50.6% y 45.9%, respectivamente. Caso contrario a lo que sucedió en México. Asimismo, los volúmenes de GNL provenientes de Alaska y las reexportaciones disminuyeron sustancialmente.

Cuadro 1.2 Importaciones de gas natural por región, 2011 y 2012


1 Con base en información de CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas particulares. Fuente: SENER con datos del BP Statistical Review of World Energy 2013.

Por el lado de los exportadores, Rusia siguió siendo el más importante, con un volumen de 19,368 mmpcd en 2012 (véase Cuadro 1.3). Aunque este país no logró incrementar sus envíos a Europa, si aumentó la oferta a China de manera significativa. En el caso de los cargamentos de GNL desde Medio Oriente, éstas fueron impactados negativamente debido a la escasez de Omán y los Emiratos Árabes Unidos.

En África, las exportaciones se redujeron 84 mmpcd en 2012, debido a menores envíos de GNL de Egipto y Argelia, así como a menores ventas egipcias a Israel y los países del Medio Oriente. Cabe mencionar, que aunque las exportaciones de GNL de Libia se detuvieron, por ducto éstas volvieron a un nivel cercano al registrado antes de la guerra. Libia despacho 910 mmpcd de GNL en 2010, un volumen de 226 mmpcd en 2011 debido a la guerra, y 624 mmpcd en 2012. No obstante, su comercio con el exterior sigue siendo frágil debido a la inestabilidad en el norte de África. En las demás regiones, el consumo interno de los países

24 Statistical Review of World Energy 2013, BP.

Por ducto GNL Total Por ducto GNL TotalNorteamérica 12,478 1,679 14,157 12,436 1,116 13,552 -4.3%

Estados Unidos 8,542 969 9,511 8,089 477 8,566 -9.9%Canadá 2,571 319 2,890 2,654 172 2,826 -2.2%México1 1,356 393 1,749 1,672 458 2,130 21.7%

Centro y Sudamérica 1,435 1,023 2,458 1,628 1,466 3,094 25.9%África 548 - 548 578 - 578 5.5%Medio Oriente 3,103 445 3,548 2,818 445 3,264 -8.0%Asia-Pacífico 4,149 19,951 24,099 5,355 21,926 27,280 13.2%

Japan - 10,348 10,348 - 11,461 11,461 10.8%Corea del Sur - 4,891 4,891 - 4,796 4,796 -1.9%China 1,379 1,608 2,987 2,068 1,929 3,997 33.8%

Europa y Euroasia 46,013 8,815 54,828 45,256 6,685 51,941 -5.3%Europa 35,768 8,815 44,582 36,391 6,685 43,076 -3.4%

Alemania 8,125.4 - 8,125.4 8,378.0 - 8,378.0 3%Total 67,725.2 31,912.9 99,638.1 68,071.7 31,638.1 99,709.7 0%

Variación anual(%)

2011 2012


36

compitió por el gas natural que se destinaba a ventas externas. Esto requirió que se importara GNL adicional en Centro y Sudamérica.

Por su parte, un aumento de 346 mmpcd en el comercio internacional a través de gasoductos se presentó a finales de 2012. Este incremento se explica por el importante crecimiento del suministro de Turkmenistán a China, el regreso del suministro de gas natural desde Libia a Europa, y el aumento de las exportaciones de Noruega en el continente europeo, que han alcanzado un nuevo máximo de 10,289 mmpcd. Por otro lado, dos principales proveedores de gas natural de Europa como son Rusia y Argelia, han visto una reducción en sus exportaciones. Por ejemplo, los suministros de Argelia a Italia, a través del gasoducto Enrico Mattei, cayeron 10% en 201225.

Cuadro 1.3 Exportaciones de gas natural por región, 2011 y 20121


1 Incuye reexportaciones. 2 Con base en información de CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas particulares. Fuente: SENER con datos del BP Statistical Review of World Energy 2013.

Por otro lado, se presentó un exceso de oferta de GNL en el mercado mundial, que sirvió para compensar la falta de gas disponible e interrupciones en ciertas plantas (las terminales de Argelia, en particular, operan a menos de 60% de su capacidad). Asimismo, se ha generado una competencia entre las exportaciones y las necesidades nacionales en muchos países productores (Egipto, Omán, etc.). En algunos países se ha retrasado el inicio de proyectos en curso (Angola, Argelia, etc.). Un evento negativo en 2012, lo representaron problemas de sabotaje contra la infraestructura de la planta de licuefacción de gas natural de Balhaf en Yemen 26.

En términos de infraestructura de exportación, al cierre de 2012 existían 29 plantas de licuefacción, ubicadas en 18 países (véase Figura 1.3). La capacidad nominal de todas estas plantas fue de 282 millones de toneladas anuales (mmta)27. Durante 2012, comenzó operaciones la planta de licuefacción Pluto en Australia, con lo que aumentó a tres el número de terminales de exportación en ese país. En contraste, la terminal Marsa-El-Brega en Libia se encuentra fuera de operación como consecuencia de la guerra civil en ese país.

25 “Short-term trends in the gas industry”, Panorama 2013, Institut Français du Pétrole. 26 Ídem. 27 The LNG Industry in 2012, Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (GIIGNL, por sus sigla en inglés), pp. 16-22.

Por ducto GNL Total Por ducto GNL TotalNorteamérica 12,478 166 12,645 12,436 77 12,514 -1.0%

Canadá 8,535 - 8,535 8,088 - 8,088 -5.2%Estados Unidos 3,936 166 4,102 4,348 77 4,425 7.9%México2 16 9 24 8 - 8 -67.8%

Centro y Sudamérica 1,435 2,285 3,720 1,628 2,406 4,034 8.4%África 4,126 5,596.85 9,722 4,418 5,220.58 9,639 -0.9%Medio Oriente 2,733 12,440 15,174 2,666 12,674 15,340 1.1%

Qatar 1,858 9,713 11,571 1,855 10,173 12,029 4.0%Asia-Pacífico 2,769.83 9,480 12,250 3,286.39 9,070 12,356 0.9%

Indonesia 902.12 2,833 3,736 986.11 2,416 3,402 -8.9%Europa y Euroasia 44,185 1,944 46,129 43,637 2,190 45,826 -0.7%

Europa 18,059 571 18,630 19,057 762 19,820 6.4%Noruega 9,190 432 9,622 10,289 455 10,744 11.7%

Rusia 20,032.4 1,372.6 21,405.0 17,940.5 1,427.6 19,368.1 -10%Total 67,726.2 31,912.9 99,639.1 68,071.6 31,638.1 99,709.6 0.1%

Variación anual(%)

2011 2012


37

Respecto a la regasificación, al término de 2012 se registró la existencia de 94 terminales en el mundo. Las nuevas terminales fueron la de Manzanillo (México, 3.8 mmta), Nusantara (Indonesia, 3 mmta), Zhejiang (China, 3 mmta) e Ishikari (Japón, 1.7 mmta). Con estas adiciones, la capacidad instalada de regasificación de gas natural ascendió a 668 mmta. En tanto, la capacidad de almacenamiento alcanzó 46 millones de metros cúbicos de GNL, con 406 tanques28.

Figura 1.3 Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2012

Fuente: SENER con información de la AIE y The LNG Industry in 2012, GIIGNL.

1.1.2 Gas L.P.

Demanda

La demanda de gas L.P. a nivel mundial se analiza a través de seis regiones productoras: Norteamérica, Asia-Pacífico, Medio Oriente, Europa y Eurasia, Latinoamérica y África29.

Durante 2011, la región de Asia-Pacífico30 fue la principal demandante de gas L.P., representando poco más del 33% del consumo mundial. El sector con el mayor consumo fue el residencial y comercial con poco más del 60% de consumo, los sectores industriales y autotransporte tuvieron poca participación; alrededor del 10% en conjunto.31

En Asia-Pacifico algunos países como Tailandia e Indonesia, han optado por utilizar los subsidios para incentivar el consumo o, en su caso, compensar los precios del gas L.P. En el caso de Indonesia, desde 2007 ha implementado un programa cuyo objetivo es disminuir los

28 The LNG Industry in 2012, Grupo Internacional de Importadores de Gas Natural Licuado (GIIGNL, por sus sigla en inglés), pp. 23-31. 29 De acuerdo a la clasificación de la Asociación Mundial de Gas L.P. 30 Esta región comprende cuatro subregiones: Lejano Oriente; Sureste de Asia; Oceanía; y Subcontinente Indio. 31 Summary of Statistical Review of Global L.P. Gas 2012, Argus Media.

(30)(4)

(3)(3)

(6)

(3)

Terminales de regasificación de GNL: 94

Terminales de licuefacción de gas natural: 29

(2)(2)

(2)

(2)

(2)

(2)

(2)

(3)

(2)(2)


38

subsidios al queroseno para fomentar el uso del gas L.P. En Tailandia por el contario, se contempla quitar los subsidios al gas L.P., ya que los precios han subvencionado han llegado a niveles por debajo del costo. Desde enero de 2012, el gobierno Tailandés ha implementado aumentos graduales a los precios del gas L.P. así como a otros combustibles, por lo que el subsidio de gas L.P. para el transporte comenzó a disminuir a finales de 2012. Asimismo, ese país contempla la eliminación del subsidio para los sectores residencial, industrial y otros de manera gradual32.

Por su parte, la región de Norteamérica33 se ubicó como la segunda mayor demandante de gas L.P. durante 2011. Su demanda representó poco más del 20% del consumo mundial. Los sectores de consumo más importantes fueron el petroquímico, con más del 34%, seguido del residencial y comercial con 30%, y las refinerías con 20%, aproximadamente. En cuanto al sector industrial y autotransporte, su consumo representó alrededor del 4% y 3%, respectivamente.34

Particularmente, el gas L.P. utilizado en la industria petroquímica de la región de Norteamérica, se destina al proceso de elaboración de metil tert-butil éter (MTBE), iso-octano, etileno, ácido acético y otros químicos. No obstante, la demanda de gas L.P. (principalmente butano) en las refinerías de esta región ha disminuido, luego de la prohibición del MTBE como oxigenante en gasolinas, generando un desplome en la demanda de butano.

El consumo residencial y comercial en la región de Norteamérica está vinculado principalmente a la calefacción, cocción de alimentos y calentamiento de agua. Su principal destino son las zonas en donde aún no se tiene la infraestructura de gas natural, particularmente en lugares con baja densidad de población.

Respecto al consumo de gas L.P. en la región de Europa y Eurasia35, ésta representó alrededor del 16% de la demanda mundial durante 201136. Los principales sectores de consumo fueron el residencial y comercial con aproximadamente el 37% de la demanda regional, seguido del sector autotransporte que desde 2007 desplazó al petroquímico. Por su parte la demanda del sector autotransporte representó el 18% del gas L.P. consumido en la región37.

Asimismo, durante 2011, los consumos de gas L.P. en las regiones de Medio Oriente38, Latinoamérica39 y África40 representaron alrededor del 12%, 11% y 5%, respectivamente41. En Medio Oriente, el sector petroquímico fue el principal demandante de gas L.P, seguido del residencial y comercial. Habitualmente, la demanda del sector petroquímico representa poco

32 Energy Demand and Supply Outlook, 5th Edition, Asia-Pacific Economic Cooperation. 33 Incluye a Estados Unidos y Canadá. 34 Summary of Statistical Review of Global L.P. Gas 2012, Argus Media. 35 En esta región se incluye a los países miembros de la Unión Europea (Austria, Bélgica, Bulgaria, Chipre, República Checa, Dinamarca, Estonia, Finlandia, Francia, Alemania, Grecia, Hungría, Irlanda, Italia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Holanda, Polonia, Portugal, Rumania, Eslovaquia, Eslovenia, España, Suecia y Reino Unido), los países de los Balcanes que no son miembros de la Unión Europea (Albania, Bosnia y Herzegovina, Kosovo, Croacia, Montenegro, Macedonia, y Serbia), los países miembros de la Comunidad de Estados Independientes (Armenia, Azerbaiyán, Bielorrusia, Kazajstán, Kirguistán, Moldavia, Rusia, Tayikistán, Turkmenistán y Uzbekistán), además de Noruega, Suiza, Georgia, Ucrania y Turquía. 36 Ídem, Argus Media. 37 Demanda Mundial de Gas L.P. por Región, 2011, Purvin & Gertz. 38 Esta región incluye a Arabia Saudita, Irán, Irak, Kuwait, Qatar, Emiratos Árabes Unidos, así como “Otros Medio Oriente” (Bahréin, Omán, Siria, Yemen, Chipre, Israel, Jordania y Líbano). 39 En esta región se incluye a México, Centroamérica (Belice, Costa Rica, El Salvador, Guatemala, Honduras, Nicaragua y Panamá), Sudamérica (Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Guyana, Guyana Francesa, Paraguay, Perú, Surinam, Uruguay y Venezuela), así como los países del Caribe (Antigua y Barbuda, Aruba, Bahamas, Barbados, Cuba, Dominica, Granada, Guadalupe, Haití, Islas Caimán, Islas Turcas y Caicos, Islas Vírgenes, Jamaica, Martinica, Puerto Rico, República Dominicana, San Bartolomé, San Cristóbal y Nieves, San Vicente y las Granadinas, Santa Lucía y Trinidad y Tobago). 40 La región incluye todos los países del continente africano. 41 Ídem, Argus Media.


39

más del 50% de la demanda regional, su consumo obedece principalmente a los requerimientos en plantas MTBE y olefinas a base de propano42.

En las regiones de Latinoamérica y África, el principal sector de consumo fue el residencial y comercial, representando alrededor del 75% y 95%, respectivamente. En Latinoamérica predomina el uso de gas L.P. para el calentamiento de agua y cocción de alimentos, pues las temperaturas templadas y cálidas han reducido el uso del gas L.P. en sistemas de calefacción en comparación con otras regiones. Asimismo, se espera una mayor distribución de gas L.P. para sustituir la demanda de combustibles fósiles tales como el carbón y queroseno, como es el caso de Perú43.

A nivel mundial, el consumo del gas L.P. en los sectores residencial y comercial, representa alrededor del 50% del consumo total de gas L.P., las tres principales regiones demandantes son Asia-Pacífico, Latinoamérica, Europa y Eurasia. De acuerdo con la Asociación Mundial de Gas L.P. (WLPGA) a nivel mundial se registró un aumento en el consumo residencial durante 2011, algunos de los factores que han incrementado el consumo residencial son la expansión de la población, el desarrollo en infraestructura para tener mayor acceso al gas L.P., un marco regulatorio adecuado y un precio atractivo para el consumidor.

Asimismo, de acuerdo a la WLPGA, en países donde el consumo residencial es muy significativo, estos factores han tenido mayor impacto. Por ejemplo, en Indonesia se puso en marcha un programa para sustituir el consumo de queroseno por gas L.P. Dicho programa fue apoyado por el gobierno, y a través de incentivos lograron estimular la demanda, la cual superó los 4.4 millones de toneladas métricas, es decir 145.5 miles de barriles diarios (mbd) de gas L.P. en 201144.

Figura 1.4 Demanda mundial de gas L.P., 2001-2011

(millones de toneladas métricas)

Fuente: Summary of Statistical Review of Global L.P. Gas 2012, Argus Media.

Después del sector residencial y comercial, la petroquímica es el segundo gran demandante de gas L.P. a nivel mundial, representado aproximadamente el 20% del consumo total durante

42 Demanda Mundial de Gas L.P. por Región, 2011, Purvin & Gertz. 43 Energy Demand and Supply Outlook, 5th Edition, Asia-Pacific Economic Cooperation. 44 Summary of Statistical Review of Global L.P. Gas 2012, Argus Media.

0

50

100

150

200

250

300

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Norteamérica Latinoamérica Europa y Eurasia

Medio Oriente África Asia Pacífico


40

2011. Del total demandado por la petroquímica, la región de Norteamérica consumió alrededor del 38% y Medio Oriente 29%.

Por su parte, el consumo del sector autotransporte se ubicó en 783.7 mbd, es decir, 23.7 millones de toneladas métricas, lo que significó 9% del consumo mundial durante 201145. El sector industrial representó un poco menos del 10%, en ambos sectores, la región de Asia-Pacífico fue la principal demandante de gas L.P. En caso contrario, el sector con menor demanda de gas L.P. a nivel mundial es el de la refinación con aproximadamente 5% del consumo mundial; para este sector de consumo la región de Norteamérica es la mayor demandante.

Producción

En cuanto a la disponibilidad del gas L.P., durante 2011, Medio Oriente se posicionó como la principal región productora, con alrededor del 24% de gas L.P. mundial, desplazando la región de Norteamérica que durante 2010 mantuvo la mayor producción. Cabe resaltar que la región de Medio Oriente a pesar de ser la mayor oferente de gas L.P., durante 2011 se posicionó como la cuarta mayor consumidora del mundo (véase Figura 1.5).

Al cierre de 2011, la producción de Medio Oriente se ubicó en 2,149.3 mbd, es decir, 65 millones de toneladas métricas46 (véase Figura 1.6). Con respecto a 2010, su oferta se incrementó 25% al pasar de 1,715.7 mbd en 2010 a 433.7 mbd en 2011. Aproximadamente el 90% de la disponibilidad de gas L.P. de la región se obtiene del procesamiento de gas natural, el restante corresponde al procesamiento de crudo en las refinerías. En este sentido, uno de los principales factores que aumentaron la oferta en la región, fue el incremento de gas natural en Qatar47 a través de la puesta en marcha de varios proyectos.

Figura 1.5 Distribución de la producción y demanda de gas L.P. por región, 2011


Por otro lado, la región de Norteamérica tuvo una oferta interna de 1,950.9 mbd durante 2011, es decir 59 millones de toneladas métricas de gas L.P. La producción de la región creció 7% respecto al año anterior, incrementando su disponibilidad de gas L.P. 131.7 mbd durante 2011. La región de Norteamérica se situó como la segunda mayor productora de gas L.P. durante 2011, con aproximadamente el 22% del total mundial. El gas L.P. de la región, se obtiene principalmente del procesamiento de gas natural, el cual representa alrededor del 60% y el restante proviene de la refinación del crudo. 45 Annual Report 2012, World L.P. Gas Association (WLPGA). 46 Summary of Statistical Review of Global L.P. Gas 2012, Argus Media. 47 Special Report: Worldwide Gas Processing: Stability of LPG markets threatened by world events”, Oil & Gas Journal.

0%5%10%15%20%25%30%

Medio Oriente

Norteamérica

Asia Pacífico

Europa y Eurasia

Latinoamérica

ÁfricaProducción

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35%

Asia Pacífico

Norteamérica

Europa y Eurasia

Medio Oriente

Latinoamérica

África Demanda


41

La región Asia-Pacífico se ubicó como la tercera mayor productora de gas L.P. durante 2011, seguida de Europa y Eurasia, Latinoamérica y África. Cabe resaltar que aproximadamente el 78% de la oferta de gas L.P. en la región de Asia-Pacífico, se obtiene a partir del procesamiento del crudo en las refinerías y el 22% restante del procesamiento del gas natural.

La región Asia-Pacífico se subdivide en cuatro regiones: Lejano Oriente, Sureste de Asia, Oceanía y Subcontinente Indio. De éstas, la mayor productora es Lejano Oriente con aproximadamente el 50% de la producción regional, siendo principalmente China el que aporta alrededor del 70% a la subregión. Cabe resaltar que esta subregión se abastece principalmente de gas L.P. obtenido a través del procesamiento del crudo en las refinerías; por el contrario, la subregión de Oceanía obtiene más del 80% de gas L.P. a través del procesamiento del gas natural.

Las regiones de Europa y Eurasia, Latinoamérica y África, obtienen el gas L.P. principalmente del procesamiento del gas natural. Particularmente la región africana se abastece con más del 80% de dicho combustible. Por su parte, la región de Latinoamérica, se abastece principalmente del procesamiento de gas natural con poco más del 60%, para esta región México y Brasil aportan más del 50% de la producción.48

Figura 1.6 Producción mundial de gas L.P., 2001-2011

(millones de toneladas métricas)


En lo que respecta a las importaciones de gas L.P. a nivel mundial, durante 2011 estas sumaron 1,876 mbd, siendo la región Asia-Pacífico (sin considerar a Japón) la principal importadora con 634.4 mbd, es decir 33.8% del total de su demanda a nivel mundial. Cabe resaltar que durante ese mismo año la región Asia-Pacífico fue la principal consumidora y la tercera mayor productora de gas L.P. en el mundo. En China el gas L.P. es suministrado mediante cinco terminales en Tsing Yi Island y en Hong Kong por empresas petroleras y a través de importaciónes49.

48 Summary of Statistical Review of Global L.P. Gas 2012, Argus Media. 49 Energy Demand and Supply Outlook, 5th Edition, Asia-Pacific Economic Cooperation.

0

50

100

150

200

250

300

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Norteamérica Latinoamérica Europa y Eurasia

Medio Oriente África Asia Pacífico


42

Por lo que respecta a Japón, este fue el país con la mayor importación de gas L.P. en 2011, contabilizando 446 mbd (véase Figura 1.7), lo que representó 23.8% del total mundial; haciendo notar que su crecimiento de importaciones con respecto al año 2010 fue de 12.3%. El accidente nuclear en Fukushima y el cierre de plantas nucleares, han derivado en una creciente demanda de hidrocarburos en Japón.

En la región de América Latina se registraron importaciones de 267.1 mbd de gas L.P., durante 201150. América Latina es la región con el segundo volumen más grande en importaciones del hidrocarburo, las cuales representaron el 14.2% del total mundial. Por otro lado, las zonas del Mediterráneo y el Noroeste de Europa tuvieron importaciones por 253.2 mbd y 248.7 mbd, respectivamente. Por su parte, las importaciones de los Estados Unidos representaron el 1.4% del total.

Por otra parte, las exportaciones de gas L.P. se ubicaron en 1,950 mbd durante 2011. Medio Oriente fue la principal región exportadora con 1,144 mbd, representando el 58.7% del total. África y la zona del Mar del Norte tuvieron exportaciones por 302.7 mbd y 205.5 mbd respetivamente, representando el 15.5% y 10.5% de las exportaciones totales.

Durante 2011, Estados Unidos tuvo exportaciones de gas L.P. equivalentes a 108.8 mbd, representando el 5.6% del total. Durante ese año, sus exportaciones superaron en 82 mbd su volumen importado, convirtiéndose en un exportador neto de gas L.P. La región de Sudamérica tuvo exportaciones por 102.7 mbd y Asia-Pacífico por 86.4 mbd, representando el 5.3% y 4.4%, respectivamente.

Figura 1.7 Principales exportadores e importadores de gas L.P., 2011

(miles de barriles diarios)

Fuente: Global NGL Market Short-Term Outlook, IHS CERA-Purvin & Gertz, Junio de 2013.

1.2 Mercados relevantes para México

1.2.1 Gas natural

México es un país importador de gas natural; la producción nacional no satisface la demanda interna, por lo que se ve obligado a importar grandes cantidades de este energético. En 2012 el mercado mexicano importó 2,130 mmpcd de gas natural, de los cuales 78.5% fueron transportados por ducto desde Estados Unidos, y el resto correspondió a importaciones de

50 Global NGL Market Short-Term Outlook, IHS CERA-Purvin & Gertz, junio de 2013.

05001,0001,500

Asia Pacífico

Sudamérica

Estados Unidos

Mar del Norte

África

Medio Oriente

Exportadores

0 200 400 600 800

Estados Unidos

Noroeste de Europa

Mediterráneo

América Latina

Japón

Otros de Asia Pacífico

Importadores


43

GNL. De manera que, durante 2012, el 78.5% de las importaciones de gas natural en México provienen de Estados Unidos, 7.6% de Qatar, 6.0% de Perú, 4.3% de Nigeria, 1.5% de Indonesia, 1.4% de Yemen y 0.7% de Trinidad y Tobago. Los anteriores constituyen mercados que resultan relevantes para el mercado de México, por ser los proveedores externos de gas natural.

Estados Unidos

En Estado Unidos, el 39.1% del gas natural entregado a los consumidores se destinó al sector eléctrico en 2012 (véase Figura 1.8). En dicho sector el consumo aumentó 20.6%51, debido a un incremento notable en la generación de electricidad a base de este combustible. De acuerdo a la AIE, las plantas generadoras de electricidad que consumen gas natural generaron el 77% de la energía eléctrica que producían las centrales que consumen carbón, debido al atractivo de los precios bajos del gas natural en 2012.

Figura 1.8 Consumo final de gas natural por sector, 2012

(participación porcentual)

Fuente: SENER con información de U.S. Energy Information Administration.

La producción estadounidense de gas natural aumentó 4.7% en 2012, donde la producción de gas de lutitas impulsó este crecimiento52. Según estimaciones de la U.S. Energy Information Administration (EIA), la producción de gas de lutitas aumentó 18.2% durante 2012, y representó alrededor de 37% del total de producción de gas seco en el país (véase Figura 1.9). Esta abundante oferta, combinada con niveles máximos de almacenamiento disponible, ha llevado nuevamente a una disminución de 23% de las importaciones netas en Estados Unidos.

51 Con base en información U.S. Energy Information Administration. 52 A pesar de los bajos precios y una desaceleración en las actividades de perforación de yacimientos de gas (de 790 equipos de perforación en enero a 423 en diciembre de 2012), la producción de gas ha sido principalmente impulsada por la producción de aceite de arenas comprimidas y líquidos del gas de lutitas (“Short-term trends in the gas industry”, Panorama 2013, Institut Français du Pétrole).

Energía eléctrica39.1%

Industrial30.5%

Residencial y comercial

30.3%

Vehículos0.1%


44

Figura 1.9 Producción de gas seco y el precio Henry Hub en Estados Unidos, 2006 a 2012

Fuente: SENER con información de U.S. Energy Information Administration.

Los estados con el mayor volumen de reservas probadas de gas natural53 son Texas (104 bpc), Wyoming (37 bpc), Louisiana (31 bpc), Oklahoma (30 bpc), Pennsylvania (27 bpc) y Colorado (26 bpc). Entre los principales campos de gas natural en Estados Unidos se pueden mencionar Newark East Field, que produce gas de Barnett Shale en la Cuenca Fort Worth de Texas, el área de gas de la Cuenca de San Juan en Colorado y Nuevo México, Pinedale Field de Wyoming, Haynesville Shale Unit en Louisiana y el campo B-43 en Arkansas54.

Cuadro 1.4 Capacidad de transporte de gas natural a México en Estados Unidos, 2012


Fuente: U.S. Energy Information Administration.

Alrededor de 98.3% de la exportaciones de Estados Unidos en 2012, se realizaron a través de gasoductos, de las cuales 39.0% se realizaron hacia México y el restante 61.0% fueron a Canadá. La capacidad de transporte de gas natural de Estados Unidos a México, en términos de origen-destino pueden observarse en el Cuadro 1.4.

53 Información al 2011, publicada en abril de 2013 en U.S. Crude Oil and Natural Gas Proved Reserves 2011, U.S. Energy Information Administration. 54 Top 100 Oil and Gas Fields, U.S. Energy Information Administration.

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Gas de lutitas Resto Precio Henry Hub

Destino Gasoducto CapacidadEstado CondadoArizona Santa Cruz Sonora El Paso Nat Gas Co 261Arizona Cochise Sonora El Paso Nat Gas Co 185Texas El Paso Chihuahua El Paso Nat Gas Co 312Texas Webb Tamaulipas Encinal Gathering Ltd. 60Texas Hidalgo Tamaulipas Kinder Morgan Border Pipeline LP 350Texas Starr Tamaulipas Kinder-Morgan Texas Pipeline Co 375

California Riverside Baja California North Baja Pipeline Co 500Texas El Paso Chihuahua Oktex Pipeline Co 90

California San Diego Baja California San Diego Gas & Electric Co 300California Imperial Baja California Southern California Gas Co 25

Texas Hidalgo Tamaulipas Tennessee Gas Pipeline Co 527Texas Hidalgo Tamaulipas Texas Eastern Trans Corp 350Texas Maverick Coahuila Tidelands Oil & Gas Co 15Texas Val Verde Coahuila West Texas Gas Co 472.0

Origen


45

Los envíos por ducto de Texas a México entre 2009 y 2012, aumentaron 34% en promedio por año, para llegar a 1.3 miles de millones de pies cúbicos diarios en 2012. Este volumen equivale a 75% del total de exportaciones de gas natural de Estados Unidos a México. La mayor parte de las exportaciones estadounidenses a México, salieron por el condado de Hidalgo, con suministros que provinieron del play Eagle Ford55.

Qatar

El consumo de gas natural de Qatar fue de aproximadamente 2,523 mmpcd en 2012. Aunque la producción de combustibles del gas natural está aumentando en aquel país, y la mayor parte se destina a la exportación de GNL, las necesidades de gas natural de la industria interna y de los proyectos de GTL se está ampliando (véase Figura 1.10 inciso a).

Figura 1.10 Producción, consumo1 (a) y estructura de exportaciones2 de gas natural (b) de Qatar

1 Periodo 2002-2012 2 Exportaciones de GNL en 2012. 3 Norteamérica menos México. 4 Asia-Pacífico menos Japón, India y Corea del Norte. Fuente: SENER con información del BP Statistical Review of World Energy 2013.

Qatar fue el principal exportador de GNL del mundo en 2012, dado que exportó 10,173 mmpcd. Los destinos principales de estas exportaciones fueron Japón (2,055 mmpcd), India (1,554 mmpcd), Corea del Sur (1,367 mmpcd) y el Reino Unido (1,284 mmpcd). Según información de BP, Qatar exportó a México 165 mmpcd de GNL en 2012, por lo que México se ubicó como el décimo segundo destino de las exportaciones qataríes. Durante 2012, la región Asia Pacífico fue el eje principal de las importaciones, que representó 63.0% del GNL de Qatar (véase Figura 1.10 inciso b). Los mercados europeos, como el Reino Unido, Italia y Bélgica también fueron compradores importantes de GNL de Qatar, los cuales representaron 22% del total de sus exportaciones.

Las reservas probadas de gas natural de Qatar fueron aproximadamente 885 bpc al cierre de 2012, que representó 13.4% del total de las reservas mundiales de gas natural y el tercer lugar en este rubro. La mayor parte de las reservas de gas natural de Qatar se encuentran inmersas en alta mar, en Campo Norte, que a su vez forma parte del mayor yacimiento de gas natural no asociado en el mundo que se encuentra tanto en Qatar y en los territorios marítimos de Irán. El campo iraní Pars del Sur tiene un adicional de 450 bpc de gas natural

55 “U.S. natural gas exports to Mexico reach record high in 2012”, Energy Today, U.S. Energy Information Administration.

Norteamérica3

1.8%

México1.6%


1.3%Medio Oriente

2.8%

Asia Pacífico4

14.1%

Japan20.2%

India15.3%

Corea del Sur13.4%

Europa y Euroasia29.5%

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recuperable. Qatar también es un productor de condensados y líquidos, junto con su producción de gas natural.

Las empresas dominantes son Qatargas y Ras Laffan. Qatar cuenta con tres terminales de exportación de GNL en la ciudad Ras Laffan, con una capacidad de licuefacción de alrededor de 77 mmta.

Qatar es el proveedor de gas natural para el Proyecto Dolphin, que conecta las redes de Qatar, Emiratos Árabes Unidos y Omán con el primer gasoducto transfronterizo en la región del Golfo Pérsico. Sin embargo, el aumento de los suministros de Qatar es incierto. Gasoductos internacionales adicionales a Kuwait y Bahrein, a través de Arabia Saudita y de Pakistán han sido propuestos, pero se enfrentan a retrasos indefinidos debido a los problemas políticos y financieros56.

Perú

La producción de gas natural en Perú fue de 1,243 mmpcd a finales de 2012, siendo 13.7% superior que en 2011. La producción de Perú ha aumentado rápidamente desde 2010, debido al inicio de producción del Campo Camisea en aquel año. La demanda interna de gas natural de este país también ha pasado de 83 mmpcd en 2004 a 723 mmpcd en 2012 (véase Figura 1.11), impulsada por los incentivos del gobierno, el crecimiento económico y el creciente número de centrales eléctricas a gas natural.

Figura 1.11 Producción, consumo1 (a) y estructura de exportaciones2 de gas natural (b) de Perú

1 Periodo 2002-2012 2 Exportaciones de GNL en 2012. Fuente: SENER con información del BP Statistical Review of World Energy 2013.

Las reservas probadas de gas natural en Perú fueron de 13 bpc al cierre de 2012, de las cuales la principal reserva es el proyecto Camisea en el sureste de Perú. Otros nuevos yacimientos importantes incluyen a Madre de Dios y la cuenca del Ucayali, ambos tierra adentro. Las grandes compañías de gas que operan en Perú son Pluspetrol57 de Argentina, Hunt Oil de Estados Unidos, Repsol de España, SK Corp de Corea del Sur, Tecpetrol de Italia, y Sonatrach de Argelia. La distribución de gas natural a través de gasoductos en Perú está controlada por el consorcio privado Transportadora de Gas Peruano, formado por Tecgas, Pluspetrol, Hunt Oil, SK Corp, Sonatrach y Graña y Montero.

56 Country Analysis Brief, U.S. Energy Information Administration, 2013. 57 Pluspetrol opera los pozos de gas natural de Camisea.

España49.1%

México22.4%

Japón20.7%

Tailandia7.8%

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Perú es autosuficiente en gas natural y comenzó exportaciones de GNL en 2010 desde su planta en Pampa Melchorita58. En 2012 este país exportó 519 mmpcd de GNL en 2012, enviando cargamentos a España (255 mmpcd), México (116 mmpcd), Japón (107 mmpcd) y Tailandia (41 mmpd), según información de BP.

Nigeria

La mayor parte del gas natural comercializado en Nigeria se exporta como GNL, otra porción se exporta regionalmente a través del Gasoducto de África del Oeste, y el resto se consume en aquel país africano. En 2012, según datos de BP, la producción de gas natural de Nigeria aumentó 6.2% (véase Figura 1.12). Nigeria presentó 182 bpc de reservas probadas de gas natural a finales de 2012, lo que hace de este país el noveno mayor poseedor de reservas de gas en el mundo y el más grande de África. La mayoría de las reservas de gas natural se encuentran en el delta del Níger.

Figura 1.12 Producción, consumo1 (a) y estructura de exportaciones2 de gas natural (b) de Nigeria

1 Periodo 2001-2011 2 Exportaciones de GNL en 2012. Fuente: SENER de la U.S. Energy Information Administration y BP Statistical Review of World Energy 2013.

En 2012 Nigeria exportó 2,623 mmpcd de GNL, posicionándose como el cuarto mayor exportador de GNL en el mundo y el mayor exportador de GNL en la cuenca atlántica. Además, el GNL de Nigeria representó 8.3% del total suministrado al mercado mundial. A finales de 2012, la capacidad de producción de GNL en Nigeria fue de 22 mmta. Un alto porcentaje del GNL producido en Nigeria fue exportado a la región Asia-Pacífico (48.3%); principalmente a Japón59 (23.9%) y Corea del Sur (9.2%). Otro destino de las exportaciones fue la región Europa y Euroasia (42.8%); principalmente España (19.7%) y Francia (9.9%).

El complejo de instalaciones de GNL de Nigeria se ubica en la isla de Bonny, propiedad de la empresa Nigeria LNG; este complejo cuenta con seis trenes y actualmente se encuentra en construcción el séptimo complejo para aumentar la capacidad de la planta en 8 mmta. La disponibilidad de gas natural para la exportación también dependerá de los esfuerzos de Nigeria para ampliar el uso del gas natural en la generación de electricidad. Por otro lado, en 2011 Nigeria comenzó a exportar parte de su gas natural a través del Gasoducto de Africano

58 Melchorita es propiedad del consorcio PeruLNG, con un participación de 50% de Hunt Oil, 20% de SK Energy, 20% Repsol y 10% Marubeni. La capacidad de licuefacción de la terminal de PeruLNG, en Pama Melchorita, es de alrededor de 4 mmta. 59 En particular, las exportaciones de GNL destinadas a Japón aumentaron más del doble en 2012.

Japón23.9%

España19.7%

Francia9.9%Corea del Sur

9.2%

India7.5%

Taiwán5.8%

Turquía5.6%

México3.9%

Medio Oriente

3.0%Resto11.4%

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Consumo

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del Oeste. El ducto tienen una extensión de alrededor de 670 kilómetros, y transporta gas a Togo, Benin y Ghana en el oeste de África.

Indonesia

En 2011 y 2012, la producción de gas natural de Indonesia ha sufrido reducciones anuales de 7.5% y 6.6%, respectivamente. Un poco más de la mitad de la producción de Indonesia procede de campos costa afuera. El gobierno estima que más del 60% de las reservas convencionales de gas natural del país pueden encontrarse en alta mar. Asimismo, la producción de gas natural de Indonesia ha venido de campos no asociados en los últimos años. Los campos más grandes de Indonesia se encuentran en la región de Aceh en Sumatra del Sur, y al Este de Kalimantan.

Figura 1.13 Producción, consumo1 (a) y estructura de exportaciones2 de gas natural (b) de Indonesia


Históricamente, la producción de gas natural de Indonesia ha estado orientada hacia las exportaciones, sin embargo, la disminución de la producción del país ha llevado a los productores a direccionar el aumento de los volúmenes de gas natural hacia el consumo interno. En consecuencia, el crecimiento de la demanda interna de gas natural también contribuye a reducir la capacidad de Indonesia para la exportación. En este sentido, el sector industrial representa la mayor parte del consumo interno, analistas de la industria esperan que el sector de la energía sea el motor más importante del crecimiento futuro del consumo.

Con una capacidad de licuefacción de 34 mmta, conformada por tres terminales de licuefacción: Blang Lancang Arun, Bontang Badak y Tangguh, Indonesia fue el quinto mayor exportador de GNL del mundo en 2012. Los destinos de las exportaciones de Indonesia (véase Figura 1.13) fueron Corea del Sur (990 mmpcd), Japón (809 mmpcd), China (318 mmpcd), Taiwan (249 mmpcd), México (33 mmpcd) e India (17 mmpcd).

Yemen

En 2011, Yemen reportó una producción bruta de gas natural de 2,953 mmpcd, de los cuales 1,950 mmpcd se inyectaron para llevar a cabo procesos de recuperación mejorada de petróleo. De manera que sólo 974 mmpcd de gas natural se comercializaron, lo que incluye 194 mmpcd exportados en forma de GNL. Los planes del gobierno de Yemen, para aumentar el uso interno de sus reservas de gas natural, incluyen la transición de la generación de

Corea del Sur

41.0%

Japón33.5%

China13.2%

Taiwán10.3%

México1.3%

India0.7%

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electricidad a partir de combustibles a gas natural. A finales de 2012 Yemen tenía 16.9 bpc de reservas probadas de gas natural, la mayoría de las reservas de gas natural, son asociadas. El gas natural de Yemen se concentra en los campos petroleros Marib-Jawf, que contienen 10 bpc de reservas probadas de gas natural.

En este contexto, se estima que Yemen exportó 688 mmpcd de GNL en 2012, el cual se destinó principalmente a Corea del Sur (344 mmpcd), China (78 mmpcd), Estados Unidos (54 mmpcd) e India (53 mmpcd), mientras que México importó 35 mmpcd (véase Figura 1.14). En Yemen, varios actos de sabotaje afectaron el ducto de alimentación de gas natural a la planta Balhaf, causando interrupciones graves del suministro y reducciones en la producción. La terminal Balhaf, que es operada por Total, tiene una capacidad de licuefacción de alrededor de 7 mmta.

Figura 1.14 Producción, consumo1 (a) y estructura de exportaciones2 de gas natural (b) de Yemen


Trinidad y Tobago

En 2012, Trinidad y Tobago produjo 4,074 mmpcd de gas natural, más de tres veces el nivel registrado en 1999 (véase Figura 1.15). Por otra parte, el consumo de gas natural disminuyó 1.8% durante 2012, aun así, representó más del doble del nivel con que inicio en 1999. La demanda interna de gas natural ha aumentado de manera constante, así como el apoyo al consumo con subsidios del gobierno.

La falta de nuevos descubrimientos, conjugado con la rápida producción de gas natural, ha dado lugar a una fuerte disminución de las reservas probadas de este energético. Entre 2007 y 2012, las reservas probadas de gas natural se redujeron 22.0%, según información de BP. Los expertos opinan que, dada la situación actual de reservas, el país no será capaz de mantener los niveles de producción actuales hasta el final de la década.

En 2012, Trinidad y Tobago fue el mayor exportador de GNL a Estados Unidos, y el sexto más grande en el mundo. Trinidad y Tobago exportó 1,845 mmpcd de GNL en 2012, de los cuales 357 mmpcd fueron para Argentina y 307 mmpcd fueron para Estados Unidos. La terminal de licuefacción de Trinidad y Tobago, Point Fortin, cuenta con cuatro trenes con una capacidad total de 31 mmta.

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Corea del Sur50.0%

China11.4%

Estados Unidos7.8%

India7.7%

Tailandia7.6%

Japón5.7%

México5.0%

Chile4.7%

b)


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Figura 1.15 Producción, consumo1 (a) y estructura de exportaciones2 de gas natural (b) de Trinidad y

Tobago

1 Periodo 2001-2011 2 Exportaciones de GNL de 2012. Fuente: SENER del BP Statistical Review of World Energy 2013.

1.2.2 Gas L.P.

En México se han mantenido relaciones comerciales con diversos países a nivel mundial para abastecer la demanda de gas L.P. Entre el año 2002 y 2012, el 30% del consumo nacional fue importado, del cual 59% fue gas L.P., 40% propano y 1% butano (véase Figura 1.16).

Figura 1.16 Mercados relevantes para México, 2009-2012

Fuente:SENER, con información de la Base de Datos Institucional de PEMEX.

En lo que respecta a la importación de gas L.P., ésta se ha obtenido principalmente del comercio con los Estados Unidos (véase Figura 1.16). Varios han sido los factores que explican este comportamiento hacia el mercado estadounidense, por un lado, la mayor producción de gas de lutitas y recursos petroleros, y por el otro, la variación en los precios.

Por su parte, las importaciones de propano se han obtenido de diferentes países, como son Arabia Saudita, Argelia, Venezuela, Noruega, Perú, Nigeria, Angola y Guinea. Sin embargo, en

Argentina19.4%

Estados Unidos16.6%

Chile16.1%

España12.9%

Corea del Sur

6.0%

Brasil4.4%

Canadá4.3%

México0.8% Resto

19.4%

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a)Producción

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Importaciones 2002-2005 2006-2009 2010-2012Gas L.P.Estados Unidos 98.6% 89.0% 97.3%Otros 1.4% 11.0% 2.7%Propano Estados Unidos 31.6% 57.9% 96.2%Otros 68.4% 42.1% 3.8%

Gas L.P.59%

Propano40%

Butano1%

Distribucion de las importaciones por tipo y origen, 2002-2012

Distribucion de las importaciones de gas licuado, 2002-2012


51

los últimos años se ha presentado una preferencia por las importaciones de propano proveniente de Estados Unidos, la cuales ha crecido de manera robusta desde 2002.

Durante 2012, Estados Unidos se convirtió en un exportador neto de gas L.P., debido al incremento en la producción de gas de lutitas y recursos petroleros60. De acuerdo al escenario base de exportación publicado en el Annual Energy Outlook 2013, estas exportaciones ascendieron a 3,845 mbd, y se destinaron principalmente a América Latina. El suministro proviene principalmente de etano y propano obtenidos de las formaciones de gas de lutitas Marcellus, ubicadas en Pensilvania.

Por otro lado, desde octubre de 2011 se ha observado una desvinculación del precio del propano con respecto al petróleo crudo. Históricamente, los precios del gas propano han seguido a los del crudo, sin embargo los recientes cambios en el suministro de propano y la dinámica de la demanda han dado lugar a una desvinculación entre ellos61.

La Figura 1.17 muestra la evolución de los precios del petróleo crudo West Texas Intermediate (WTI) y del gas propano Mont Belvieu, y la desvinculación entre ambos. Hasta septiembre de 2011, los precios del WTI y Mont Belvieu seguían la misma tendencia. Pero a partir de octubre de 2011, mientras que el precio del WTI prácticamente se mantiene por arriba de los 200 centavos de dólar por galón, el precio del Mont Belvieu sigue una trayectoria a la baja. La relación del WTI entre Mont Belvieu pasó de 1.3 en septiembre de 2011 a 2.6 en diciembre de 2012.

Figura 1.17 Precios del crudo con relación a los del propano

(centavos de dólar por galón)


60 “U.S. exports of liquefied petroleum gases projected to continue through 2040”, Today in Energy, U.S. Energy Information Administration. 61 Propane, Winter Outlook 2012-13, National Energy Board, Canada.

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Mont Belvieu WTI


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1.3 Tendencias mundiales de los mercados

1.3.1 Gas natural

Precios

Las estructuras y niveles de precios del gas natural varían considerablemente entre los mercados regionales. El precio spot Henry Hub de la costa del golfo de Estados Unidos, alcanzó un mínimo histórico en 2012 de 2.76 dólares estadounidenses por millón de BTU62 (US$ por millón de BTU)63, debido a la abundancia de la oferta (véase Figura 1.18). Los expertos opinan que el precio Henry Hub debe volver a un nivel más equilibrado en el corto plazo, aproximadamente 4.00 US$ por millón de BTU, que es un precio más en línea con los costos de producción de gas de lutitas64.

Figura 1.18 Precios internacionales del gas natural*, 1996-2012

(dólares por millón de BTU)

* Promedio anual. ** csf: Costo + seguro + flete. Fuente: BP Statistical review of world energy 2013.

Los contratos indexados en Asia y Europa están sujetos al aumento de los precios del petróleo, lo que provocó niveles récord en 2012: alrededor de 16.75 US$ por millón de BTU en Japón y 11.03 US$ por millón de BTU en Europa65. El precio spot en el Reino Unido registró un promedio de 9.46 US$ por millón de BTU, 14.2% más bajo que el precio indexado, haciendo 62 British Thermal Unit. 63 Para obtener el precio del gas natural expresado en dólares por millón de pie cúbico, multiplíquese el precio en US$ por millón de BTU por 1,030. Véase anexo Factores de conversión. 64 “Short-term trends in the gas industry”, Panorama 2013, Institut Français du Pétrole. 65 Precios promedios, calculados por BP.

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que los agentes europeos estén determinados a reducir el componente de petróleo en contratos a largo plazo.

Está claro que los precios del gas natural están siendo determinados por sus fundamentos regionales y no existe un precio del energético que sea representativo a nivel mundial, como es el caso del petróleo. Los precios europeos se encuentran en algún punto intermedio entre Henry Hub y los precios asiáticos del GNL. La gran diferencia entre los precios regionales del gas es resultado de la creciente atracción de suministros de GNL que han estado realizando los países de Asia. Las importaciones de la región Asia Pacífico representaron 69.3% del total de importaciones mundiales de GNL en 2012. A partir de 2013, es probable que más de la mitad de todo el gas que se vende en Europa tenga su precio vinculado a la evolución de precios en los centros europeos de comercialización de gas natural en lugar de petróleo. Por el contrario, en Asia no existe apertura en cuanto a la renegociación de contratos de GNL a largo plazo existentes, aunque empresas y gobiernos han señalado insistentemente que los precios de importación son demasiado altos para la economía y han pedido indexaciones alternativas66.

Figura 1.19 Promedio anual de los precios spot Henry Hub de gas natural, 1996-2040

(dólares de 2011 por millón de BTU)


Para el caso del precio spot Henry Hub del gas natural, la EIA espera un aumento explicado por un crecimiento en el costo del desarrollo de nuevos volúmenes de producción, así como en el desarrollo de las exportaciones del hidrocarburo. Dicho precio de referencia aumentará 2.4 por ciento por año, hasta llegar 7.83 US$ por millón de BTU en el año 2040 (véase Figura 1.19)67. Los niveles futuros de los precios del gas natural dependen de muchos factores, incluyendo las tasas de crecimiento macroeconómico y las tasas esperadas de recuperación de recursos de los pozos de gas natural. Las tasas más altas de crecimiento económico conducen a un mayor consumo de gas natural, causando un agotamiento de los recursos y un aumento en el costo

66 Medium-Term Market Report2013, International Energy Agency, pp. 163-164. 67 Annual Energy Outlook 2013, U.S. Energy Information Administration, pp. 77-78.

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del desarrollo de nueva producción más rápidos, lo que empuja los precios de gas natural hacia la alza68.

Los líquidos del gas natural son componentes de hidrocarburos obtenidos en los separadores gas/líquido de las instalaciones de campo; en el manejo, transporte y compresión del gas natural; y en plantas de procesamiento de gas por medio de separadores. Los líquidos que se obtienen del gas natural son principalmente: etano, propano, y butanos. Debido a que los líquidos del gas natural se venden a un precio con una prima, a menudo hay un incentivo económico para que las actividades de exploración y producción se centren en las áreas que tienen gas natural con un alto contenido de líquidos. El alto contenido de líquidos incrementa la rentabilidad, lo que permite desarrollar agresivamente los recursos de gas de lutitas en períodos que han existido bajos precios del gas natural. Aunque los precios spot de los líquidos de gas natural habían presentado una tendencia al alza entre julio de 2010 y septiembre de 2011, desde finales de 2011 y hasta mayo de 2013, los precios han sido estables, e incluso han disminuido (véase Figura 1.20). Esta tendencia es resultado de una combinación de una oferta amplia y una demanda moderara, además de restricciones existentes a la exportación y por limitaciones de infraestructura en Estados Unidos69. La EIA estima que la oferta de líquidos del gas natural seguirá creciendo y que los precios de estos estarán determinados en gran parte por la evolución de los precios de petróleo crudo Brent y del precio spot Henry Hub del gas natural70.

Figura 1.20 Precios de los líquidos y Henry Hub de gas natural de Estados Unidos, 2009-2013


*Precio compuesto que se deriva de los datos diarios spot de liquidos del gas natural en Mont Belvieu, Texas, ponderados por los volúmenes de producción de la planta de procesamiento de gas. Fuente: U.S. Energy Information Administration.

68 El supuesto de crecimiento económico en Estados Unidos, para la proyección de precios es de un promedio de 2.5% hasta 2040. 69 “Natural gas liquids prices trend down since the start of 2012”, Today in Energy, U.S. Energy Information Administration. 70 Annual Energy Outlook 2013, U.S. Energy Information Administration, pp. 50-51.

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Líquidos del gas natural*

Henry Hub


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Comercio internacional

En 2012, el aumento de 1,975 mmpcd en las importaciones de GNL en Asia-Pacífico, de los cuales 1,114 mmpcd se debieron a Japón, es una muestra de cómo los mercados asiáticos han atraído volúmenes cada vez mayores de GNL; incluso desviando GNL de otros mercados. Los precios asiáticos de este energético han permanecido con una prima constante sobre los precios europeos y han contribuido al atractivo de atesorar el GNL de la región.

Dada la tendencia de crecimiento de la producción de gas natural en Estados Unidos, y la fuerte expectativa de que en el mediano plazo se presente un superávit en el mercado de gas natural, en ese país empiezan a generarse proyectos de exportación del energético. Hasta el momento, cuatro proyectos de exportación de GNL se encuentran firmados y otros en proceso de negociación, tales como Sabine Pass, Freeport, Cameron y Cove Point. Para el caso de los tres primeros, Estados Unidos ha firmado con compradores (sobre todo asiáticos) los contratos a largo plazo basados en indexación al precio spot Henry Hub, mientras que en Cove Point la negociación se encuentra todavía en una etapa preliminar. Estos proyectos se basan en la existencia de terminales de regasificación de GNL que se encuentran subutilizadas, y tras el auge del gas de lutitas, pueden ser utilizadas para exportar. Como resultado de lo anterior, los proyectos se visualizan muy competitivos frente a otros proyectos convencionales, ya que los compradores tendrán que pagar los cargos por capacidad de uso a los proyectos y obtener la posibilidad de recibir y enviar GNL por su cuenta a cualquier destino. De igual manera, en estos contratos no existirá la obligación tradicional “take-or-pay”, ya que los compradores deberán pagar un cargo fijo por capacidad, incluso si deciden no utilizar su capacidad de licuefacción contratada sino vender el gas en el mercado interno de Estados Unidos por razones económicas71.

A pesar de que la volatilidad del precio spot Henry Hub es alta y no hay garantía de que se mantendrá en niveles relativamente bajos en el futuro, la diversificación de los sistemas de precios es importante para los compradores para mitigar los riesgos de fluctuación de los precios. Este nuevo esquema de precios también se puede utilizar para la negociación con los vendedores existentes sobre los precios del GNL. En noviembre de 2012, BP Singapur finalizó un acuerdo preliminar de suministro de 15 años con Kansai Electric, donde el precio del gas se vinculará a los precios spot Henry Hub; si estas dos empresas alcanzan un acuerdo de compra-venta final, será un contrato innovador por ser el primer acuerdo vinculado a precios spot de Japón.

Otra tendencia es la colaboración entre los compradores japoneses y otros compradores asiáticos para mejorar la flexibilidad de adquisición y fortalecer su poder de negociación. En julio de 2012, Osaka Gas y Chubu Electric llegaron a un acuerdo final con el proyecto planeado de un tren de Freeport de Estados Unidos para procesar 6 mil millones de pies cúbicos de GNL por año. En enero de 2013, Chubu Electric y Kogas suscribieron un acuerdo de compra-venta de GNL tripartito con ENI de Italia. Esta es la primera compra internacional conjunta de GNL en Asia, a partir de la cual las dos empresas podrán trasladar GNL entre ellos. A medida que el gobierno japonés promueve tales actividades conjuntas para bajar costos y lograr una adquisición estable de GNL, la tendencia podría continuar72.

Desde 2010 en Asia se importa gas natural por ductos, en tanto que en 2012 tuvo lugar el desarrollo más importante en el comercio interregional del energético en esta región; con China importando cantidades crecientes de gas natural proveniente de Asia Central. Por su parte, los mayores suministros de gas siguen llegando por ducto desde Turkmenistán en

71 Medium-Term Market Report2013, International Energy Agency, p. 130. 72 Ídem, p. 131.


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Uzbekistán, en tanto que Kazajstán tiene previsto comenzar a exportar a China en 2015 después de la finalización del gasoducto Beineu-Shymkent73.

Por lo que respecta a Rusia, este país sufrió una pobre demanda por parte de Europa, debido a sus precios relativamente altos durante 2012. Como muestra, la principal gasera rusa Gazprom está adherida preferentemente a precios del gas natural con indexación al precio del petróleo. Esto explica la mayor preferencia del mercado Europeo por el gas natural de Noruega, que ha presentado una tendencia por la indexación del precio de gas natural al mercado spot. Sin embargo, según información de la AIE, no se espera que éste cambio persista, ya que existe la tendencia de la declinación en la producción de gas natural noruego en 2013, además de que no puede llevar volúmenes adicionales de este país a Europa comparables a los de Rusia74.

Existen muchos proyectos para la construcción de gasoductos para transportar gas natural desde los países de la Antigua Unión Soviética a China u otros países asiáticos, sin embargo ninguno ha tomado la decisión final de inversión. Un proyecto largamente esperado para su aprobación es el gasoducto Corredor Sur, cuya decisión de inversión se espera se realice a finales de 2013. Otro proyecto importante es el gasoducto Myanmar-China, que une países del Sudeste asiático a China, del cual se espera que entre en operación a finales de 201375.

Consumo y disponibilidad

De acuerdo al International Energy Outlook 2013, del Departamento de Energía de Estados Unidos, se proyecta que el consumo mundial de gas natural en el escenario de referencia, se incrementará a una tasa anual de 1.7%, con lo que pasará de 320 miles de millones de pies cúbicos diarios (mmmpcd) en 2013 a 506 mmmpcd en 2040 (véase Cuadro 1.5). Esta proyección considera que el gas natural seguirá siendo el combustible primario para la generación de energía eléctrica y la industria en muchas de las regiones del mundo, ya que presenta contenido de carbono en comparación con el carbón y el petróleo.

Cuadro 1.5 Consumo mundial de gas natural por región, 2013-2040

(miles de millones de pies cúbicos diarios)

*tasa media de crecimiento anual 2013-2040. Fuente: SENER con información del U.S. Energy Information Administration.

Por su parte, se espera un panorama de fuerte crecimiento de las reservas y de la producción, lo que contribuye a la fuerte posición competitiva del gas natural, entre otras fuentes de energía. Asimismo, se espera que los cambios significativos en el suministro de gas natural y los mercados globales continúen. Los mayores aumentos de producción se producirán en los

73 Medium-Term Market Report2013, International Energy Agency, p. 131. 74 Ídem. 75 Ídem, p. 156.

Región/País 2013 2015 2020 2025 2030 2035 2040 tmca* OCDE 158.9 159.4 168.1 176.4 186.3 197.5 207.6 1.0 América 84.7 85.6 91.2 96.3 101.3 107.8 113.6 1.1 Europa 53.6 54.0 55.7 56.9 60.4 63.5 66.9 0.8 Asia 20.6 19.8 21.2 23.2 24.5 26.1 27.1 1.0

No OCDE 161.5 169.6 191.3 216.9 244.5 272.6 297.9 2.3 Europa y Euroasia 57.7 58.7 63.0 68.2 73.6 78.4 81.5 1.3 Asia 40.6 43.7 52.4 63.1 75.5 88.3 99.1 3.4 Oriente Medio 39.6 42.4 48.1 53.9 59.1 63.9 68.7 2.1 África 9.3 10.1 11.6 13.5 16.2 19.7 24.1 3.6 Centro y Sudamérica 14.2 14.7 16.2 18.2 20.1 22.2 24.4 2.0

Total mundial 320.4 329.0 359.3 393.3 430.7 470.0 505.5 1.7


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países que no forman parte de la OCDE76, que en 2040 alcanzarán una producción de 343 mmmpcd. De igual manera, dentro de dicha clase de países, la producción de Europa y Eurasia y la del Medio Oriente mostrarán los mayores incrementos. Estados Unidos y Rusia, en conjunto, representarán casi un tercio del incremento total de la producción mundial de gas natural. El crecimiento de la producción de Estados Unidos provendrá principalmente de recursos de lutitas, en tanto que el crecimiento de la producción de Rusia se apoyará principalmente en el aumento de la explotación de los recursos en las regiones del Ártico y de la región Este de aquel país.

Cuadro 1.6 Producción mundial de gas natural por región, 2013-2040

(miles de millones de pies cúbicos diarios)

*tasa media de crecimiento anual 2013-2040. Fuente: SENER con información del U.S. Energy Information Administration.

1.3.2 Gas L.P.

El mercado de gas L.P. tiene una demanda definida en regiones y sectores de consumo específicos. Sin embargo, en el corto plazo se espera un aumento significativo en la demanda residencial de los mercados de Asia y África, principalmente77.

En cuanto al crecimiento de la demanda residencial de gas L.P., la iniciativa “Energía Sostenible para Todos” de Naciones Unidas tiene entre sus objetivos al año 2030, garantizar el acceso universal a los servicios de energía modernos. De acuerdo a las Naciones Unidas, una de cada cinco personas en todo el mundo no tiene acceso a servicios modernos de energía, por lo que dependen de la leña, el carbón o desechos animales para cocinar y calentar, de manera que se pretende usar el gas L.P. para ayudar a mejorar las condiciones y el nivel de vida de la población mundial78. Esta iniciativa es esencial para el logro de los objetivos del desarrollo convenidos internacionalmente, e incluidos en los objetivos de desarrollo del milenio y del desarrollo sostenible. Para dar cumplimiento con ello, Naciones Unidas procura acelerar la transición al gas L.P., para que se convierta en un combustible asequible para cocción de alimentos en las regiones en las que aún no lo es.

Los objetivos de la iniciativa de las Naciones Unidas, tiene los siguientes objetivos para el año 2015:

• Se aplicarán políticas, marcos regulatorios e inversiones para apoyar la expansión del gas L.P. como un combustible para cocción de alimentos.

Por su parte, para el año 2018:

76 Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos. 77 Annual Report 2012, World LP Gas Association (WLPGA). 78 Sustainable Energy for All, United Nations Foundation.

Región/País 2013 2015 2020 2025 2030 2035 2040 tmca* OCDE 116.7 115.9 124.6 134.4 143.9 155.3 167.1 1.3 América 83.7 83.4 91.6 98.8 104.7 112.6 121.2 1.4 Europa 26.1 24.7 22.0 21.9 23.5 25.3 27.1 0.1 Asia 6.9 7.8 10.9 13.8 15.7 17.4 18.8 3.8

No OCDE 205.6 215.0 238.0 263.0 291.1 320.0 343.3 1.9 Europa y Euroasia 77.1 79.5 87.6 97.6 109.0 119.2 124.5 1.8 Asia 40.6 40.8 42.8 46.4 52.6 60.2 67.1 1.9 Oriente Medio 51.7 55.2 62.2 69.0 75.3 80.6 86.0 1.9 África 19.5 22.0 25.5 28.1 30.8 34.0 37.2 2.4 Centro y Sudamérica 16.7 17.6 20.1 21.7 23.3 26.0 28.5 2.0

Total mundial 322.3 330.9 362.6 397.4 434.9 475.3 510.4 1.7


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• Al menos 50 millones de personas transitarán hacia el uso del gas L.P. para cocción de alimentos.

• Se harán inversiones en infraestructura y sistemas de distribución de gas L.P. • Se darán financiamientos para compensar los costos de introducir el gas L.P. • Con la aplicación de la iniciativa se conservarán 18 millones de toneladas de madera

al año.

Al respecto, la WLPGA tiene contemplado para 2015 dotar de equipamiento para el uso de gas L.P. a 100 millones de personas en la región de Asia-Pacífico. Asimismo, a través del programa “Cooking for Life” se contempla en 2030 la inclusión de mil millones de personas al consumo de gas L.P., con lo que se espera un incremento sustancial en la demanda mundial79.

Por su parte, la WLPGA a través del programa Global Autogas Industry Network (GAIN)80 estima que en el corto plazo Corea del Sur, Japón y Turquía, principales consumidores de gas L.P. en autotransporte, incrementen su demanda. Dicho programa tiene como objetivo, generar contratos con fabricantes de autos y con proveedores de conversiones a gas L.P. para estimular el consumo.

En cuanto a la oferta, en 2016 se prevé un incremento en la producción de gas L.P. equivalente a 182 mbd, derivado principalmente del procesamiento del gas natural. El procesamiento del crudo en las refinerías aportará una cantidad significativa de gas L.P., pero inferior al que se obtendrá del procesamiento de gas natural. Asimismo, se estima que el suministro de gas L.P. estará expandiéndose principalmente en Medio Oriente, Asia y en América del Norte con el desarrollo del gas de lutitas. Por lo anterior, se estima que en 2016 se tenga un incremento de 926 mbd de producción total81.

En Medio Oriente la mayoría de la producción de gas L.P. seguirá vinculada al petróleo; sin embargo, el procesamiento del gas natural será un factor clave en la producción. En 2016 se estima un incremento de 2.6% en la producción regional, en donde Irán, Qatar y los Emiratos Árabes Unidos serán los países que principalmente detonen este crecimiento.

Por lo que respecta a la región de Asia, se espera que en 2016 la producción de gas L.P. continuará expandiéndose debido al fuerte crecimiento económico de la región, donde la refinación de petróleo seguirá siendo la principal fuente de producción; representando más del 80% del total. En este sentido, se estima que la producción total de la región se incrementará 165 mbd. En contraste, esta región seguirá siendo un gran importador neto de gas L.P., debido a la fuerte demanda que presenta para su abastecimiento interno.

En cambio, se estima que en 2016 la región de Medio Oriente seguirá como la principal región exportadora de gas L.P. De modo que Arabia Saudita, uno de sus principales productores, tendrá una disminución en su volumen exportado, debido al incremento en la demanda de gas L.P. para el Reino Unido. Por el contrario, se espera un incremento en las exportaciones en la región debido al aumento de la producción en Qatar. Se estima que al cierre de 2016, las exportaciones Africanas de gas L.P. aumentarán, aunque de manera paulatina.

En tanto que en Estados Unidos, se pronostica que las exportaciones continuarán expandiéndose. De acuerdo con las proyecciones del Annual Energy Outlook 201382, este país seguirá como un exportador neto de gas L.P. por lo menos hasta 2040, debido al aumento en la producción de gas de lutitas y recursos petroleros. Para llegar a estos niveles estimados, las compañías de trasporte por ducto planean agregar más infraestructura para incrementar las 79 Annual Report 2012, World L.P. Gas Association (WLPGA). 80 Ídem. 81 The Outlook for the Global LPG Market, IHS-Purvin & Gertz. 82 U.S. exports of liquefied petroleum gases projected to continue through 2040”, Today in Energy, U.S. Energy Information Administration.


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exportaciones. Al respecto, se estima que el aumento proyectado en las exportaciones de gas L.P. de los Estados Unidos, podría transformar la oferta y la demanda mundial de gas L.P. en el corto plazo83.

Las exportaciones netas de gas L.P. de Estados Unidos, se proyectaron bajo tres escenarios de producción de gas y petróleo hasta 2040, denominados de referencia, medio y bajo. En el escenario de referencia, se contempla en 2013 una producción de 532 mbd, en 2017 llegará a su máximo con 551 mbd y cerrará en 2040 con 360 mbd. Para alcanzar dicho estimado de producción, el escenario de referencia tendría que crecer a una tasa media de 0.9% anual de 2013 a 2017.

Como se puede observar en la Figura 1.21, en el escenario de referencia las exportaciones de gas L.P. declinan después de 2017 debido a una reducción en la producción de gas húmedo (contenido de licuables), lo que resulta en una menor producción de GNL de los centros procesadores; estas variaciones en la oferta de GNL afectan las exportaciones de gas L.P., por ello se estima una disminución de 191 mbd de 2017 a 2040.

Figura 1.21 Exportaciones netas de gas L.P. de los Estados Unidos, en tres escenarios de producción de gas y

petróleo, 2011-2040 (miles de barriles al día)

Fuente: Annual Energy Outlook 2013 with Projections to 2040, U.S. Energy Information Administration.

Por su parte, el escenario alto proyecta elevados niveles de exportaciones netas de gas L.P. en el largo plazo, debido a los pronósticos de producción de gas natural, los cuales se estiman 36% mayores que en el escenario de referencia, pues se obtendrán mayores cantidades de gas de lutitas. Cabe señalar que de acuerdo al escenario alto se exportarán 1,746 mbd de gas L.P. en 2040, es decir, 1,386 mbd más que en el escenario de referencia. Para obtener estos niveles de exportación, en el escenario alto deberá crecer a una tasa anual del 3.8% desde 2013. No obstante, la mayor diferencia entre ambos escenarios radica tanto en las estimaciones de obtención de líquidos de gas de lutitas como al incremento en la producción

83 Americas LPG Summit, Argus Media.

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de petróleo. En cuanto a la producción de petróleo, se pronostica más del doble que en el escenario de referencia.

En consecuencia, se estima que a través del procesamiento en refinerías, se obtendrán importantes volúmenes de gas L.P., los cuales se destinarían a la exportación. En contraste, la demanda industrial de gas L.P. en los Estados Unidos no reflejará el mismo ritmo de crecimiento en comparación con la oferta de gas L.P., a pesar de la construcción de plantas de etileno y otros proyectos químicos previstos hasta 201784. Por otra parte, se estima que en el corto plazo la demanda de gas propano de la industria petroquímica permanezca estable, pues el propano constituye aproximadamente el 20% de los requerimientos de materias primas para las plantas petroquímicas de Estados Unidos.

En el corto plazo, las exportaciones de propano, y en menor medida, de butano de los Estados Unidos, mantendrán la misma tendencia de exportaciones netas, debido a que los precios son inferiores a los precios en los mercados tales como los de América Latina, el Caribe y Europa. Asimismo, se espera que estos volúmenes de exportación continúen durante los meses de invierno.

Finalmente, existen proyectos para ampliar la capacidad de la terminal de exportación de GNL de la Costa del Golfo de los Estados Unidos, de 4.0 millones de barriles por mes a 7.0 millones de barriles por mes a finales de 2013. Estos proyectos influyen para tener precios de gas propano inferiores para el invierno de 2013, en comparación a los precios del invierno de 2012. En este sentido, se estima que el Propano en Mont Belvieu se negociará entre 95 y 105 centavos de dólar por galón a finales de 201385.

84 U.S. exports of liquefied petroleum gases projected to continue through 2040”, Today in Energy, U.S. Energy Information Administration. 85 Propane, Winter Outlook 2012-13, National Energy Board, Canada.


62

2 Capítulo Dos.

Marco Regulatorio del Gas

Natural y Gas L.P. en México

En este capítulo se describe el marco regulatorio del gas natural y gas L.P. en México aplicable a las actividades de exploración y producción; procesamiento; ventas de primera mano; transporte; almacenamiento; distribución y comercialización. Además, en lo que respecta a la industria del gas natural y gas L.P., se describen las atribuciones del Estado, específicamente, de la Secretaría de Energía, Petróleos Mexicanos y la Comisión Reguladora de Energía. Posteriormente, se explica la regulación de las actividades en las que intervienen los sectores social y privado dentro de la cadena de valor de ambas industrias. Finalmente, se destacan los principales elementos que integran la política de precios del gas natural y gas L.P.

La exposición de los temas de este capítulo es de carácter informativo, de modo que el lector deberá consultar las leyes, reglamentos y disposiciones referidas si desea una comprensión exacta de la materia.

2.1 Estructura del mercado de gas natural y gas L.P. La estructura de los mercados del gas natural y gas L.P., analizada a partir de su cadena de valor, inicia con la exploración y producción de hidrocarburos (véase Figura 2.1). Por mandato constitucional, esta actividad corresponde a la Nación a través Petróleos Mexicanos (PEMEX) y su organismo subsidiario PEMEX Exploración y Producción (PEP). Posteriormente, a partir del procesamiento del gas húmedo y de condensados en los Centros Procesadores de Gas (CPG) de PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB), se obtienen gas seco y gas L.P. El gas seco que provenga directo de campos, y que por norma cumpla su especificación, puede ser directamente inyectado a gasoductos para su transporte y comercialización.

Figura 2.1 Cadena de valor de la industria del gas natural y gas L.P

Fuente: SENER.

CRE

CRE CRE y SENER CRE y SENERSENER SENER

PEMEX(PGPB)

PEMEX(PGPB)

PEMEX (PGPB) y Particulares Particulares PEMEX (PGPB) y Particulares

PEMEX (PGPB) y Particulares Particulares PEMEX (PGPB) y Particulares

PEMEX(PGPB y PR)

PEMEX(PEP)

ComercializaciónDistribuciónAlmacenamientoTransporteVentas de primera mano

Procesamiento del gas

Exploración y producción

Recibir, conducir, entregar por medio de ductos dentro de una zona geográfica

Servicios e intermediación,ligada a la compra al mayoreo y venta al menudeoa consumidores y/o a otros comercializadores

Por ducto:Servicio a tercerosTransporte usos propios

Afuera del CPG,Puntos de entrega que determine el adquirente

Planta de distribuciónEstación de gas LP para carburaciónEstablecimiento comercialDuctos

En establecimiento comercial exclusivamente a usuarios finales

Planta de depósitoPlanta de suministroEstación de carburaciónInstalación de aprovechamiento para autoconsumo

Auto-tanquesSemirremolquesCarro-tanquesBuque-tanquesDuctos

Afuera del CPGA través de ductosEn Planta de Suministro

Gas seco

Gas LP

Hidrocarburos

Exploración y extracción de hidrocarburos

En CPGEn refinería

Instalaciones fijas distintas a los ductos:

Servicio a tercerosAlmacenamiento usos propios


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El transporte de gas natural o gas seco a través de ductos desde los CPG, es regulado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). Las ventas de primera mano (VPM), es decir, la primera enajenación del gas natural que realiza PEMEX, se puede efectuar a la salida del CPG o en el punto de entrega que determine el adquiriente, en términos del Reglamento de Gas Natural y de la regulación emitida por la CRE. En el caso de la importación y exportación de gas natural, esta actividad se realiza en términos de la Ley de Comercio Exterior. El almacenamiento de gas natural también es una actividad regulada por la CRE, la cual consiste en recibir, mantener en depósito y entregar el gas.

En las actividades antes descritas (transporte, importación y exportación y almacenamiento de gas natural) puede participar tanto PEMEX y como particulares86. La actividad de distribución de gas consiste en transportar y entregar gas al usuario final, y en ésta participan los sectores social y privado en términos de la regulación que para tales efectos emite la CRE. La comercialización de gas natural es una actividad que no se encuentra regulada por la CRE, por lo tanto puede realizarse libremente por PEMEX, en su caso, y por los sectores social y privado.

Por lo que respecta al gas L.P., éste se obtiene a partir de su procesamiento en los complejos procesadores de gas por parte de PGPB, de la refinación de petróleo por parte de PEMEX Refinación (PR) y de la recuperación a partir del procesamiento en la extracción de crudo por parte de PEP. Si el gas L.P. es importado, debe ser mezclado con el gas L.P. de origen nacional para su venta87.

Las VPM, es decir, la primera enajenación de gas L.P. que PEMEX realice a un tercero, están sujetas a lo establecido en la directiva que expide la CRE para regular sus precios, así como a los términos y condiciones de VPM. Las demás actividades de la cadena de valor que involucran la participación de los sectores social y privado, corresponden al transporte, almacenamiento y distribución de gas L.P., a través del otorgamiento de permisos ante la CRE y la Secretaría de Energía (SENER).

2.2 Las atribuciones del Estado La Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos (CPEUM) es el ordenamiento supremo y columna vertebral de la industria del gas en México. Este ordenamiento supremo define las atribuciones del Estado en materia de hidrocarburos (véase figura 2.2).

El párrafo cuarto del Artículo 27 de la CPEUM, establece que le corresponde a la Nación el dominio directo del petróleo y los hidrocarburos. A su vez, el párrafo sexto de dicho Artículo señala que cuando se trate del petróleo o hidrocarburos, no se otorgarán concesiones ni contratos. Asimismo, establece que la Nación llevará a cabo la explotación de estos recursos, en los términos que señale la Ley Reglamentaria respectiva.

Por su parte, el párrafo primero del Artículo 25 señala que le corresponde al Estado la rectoría del desarrollo nacional para garantizar que éste sea integral y sustentable, que fortalezca la Soberanía de la Nación y su régimen democrático, fomentando el crecimiento económico, el empleo y una distribución más justa del ingreso y la riqueza. A su vez, en el párrafo segundo se establece que el Estado debe planear, conducir, coordinar y orientar la actividad económica nacional. En este sentido, el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en el Artículo 28, párrafo cuarto. Dentro de dichas áreas se encuentran el petróleo y los demás hidrocarburos, respecto de los cuales el Estado ejerce su Soberanía de manera exclusiva, sin considerarse por ello actividades monopólicas. 86 Concretamente, los sectores social y privado, según lo previsto en la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, en su Artículo 4°. 87 Artículo 9, párrafo segundo del Reglamento de gas Licuado de Petróleo.


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En la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo (LRA27CRP) se indica que sólo la Nación podrá llevar a cabo las distintas explotaciones de los hidrocarburos, que constituyen la industria petrolera (Art. 2 de la LRA27CRP). Dicha industria incluye la exploración, la explotación, la elaboración y las ventas de primera mano del gas88, así como el transporte y el almacenamiento indispensables y necesarios para interconectar su explotación y elaboración (Art. 3 de la LRA27CRP).

Figura 2.2 Estructura jurídica de la industria de gas natural y gas L.P.

Fuente. SENER.

2.2.1 Secretaría de Energía

Las principales atribuciones de la SENER en materia de hidrocarburos están contenidas en el Artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF). En dicho Artículo, se establece que la SENER tiene la facultad para 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. Asimismo, conducir y supervisar la actividad de las entidades paraestatales sectorizadas en la propia Secretaría, llevar a cabo la programación de la exploración, explotación y transformación de los hidrocarburos, elaborar la planeación energética a mediano y largo plazos, así como fijar las directrices económicas y sociales para el sector energético paraestatal, entre otros. 88 Con excepción del gas asociado a los yacimientos de carbón mineral.

Const ituc ión Pol í t ica de los Estados Unidos MexicanosLeyes• 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 sobre Metrología y Normalización• Ley de Planeación• Ley de Comercio Exterior• Ley de Inversión Extranjera• Ley de los Impuestos Generales de Importación y Exportación• Ley Federal de Protección al Consumidor• Ley Federal de Competencia Económica• Ley Federal de las Entidades Paraestatales• Ley Federal sobre Metrología y Normalización• Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos

Reglamentos• 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 Interior de la Secretaría de Energía• Reglamento de Gas Natural• Reglamento de Gas Licuado de Petróleo• Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales• Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización• Reglamento de la Ley Federal de Competencia Económica• Reglamento de la Ley Federal de Protección al Consumidor• Reglamento de la Ley de Inversión Extranjera y del Registro Nacional de Inversiones• Reglamento Interior de la Comisión Reguladora de Energía

Normas Of ic ia les MexicanasDirect ivas y Resoluc ionesAcuerdos y Decretos


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En la LOAPF también se establece que la SENER promoverá la participación de los particulares en las actividades del sector en los términos de la legislación y de las disposiciones aplicables. Además tiene la facultad de otorgar, y en su caso, cancelar permisos y autorizaciones en materia energética conforme a las disposiciones aplicables. Otras atribuciones de la SENER son la regulación y la expedición de Normas Oficiales Mexicanas sobre producción, comercialización, compraventa, condiciones de calidad, suministro de energía y demás aspectos que promuevan la modernización, eficiencia y desarrollo del sector, así como controlar y vigilar su debido cumplimiento (véase Figura 2.3).

Figura 2.3 Atribuciones de la SENER en materia de regulación de gas

Fuente. SENER.

De acuerdo con el Reglamento Interior de la Secretaría de Energía (RISE), la SENER aplicará los ordenamientos legales y demás normas jurídicas para regular la exploración y explotación de hidrocarburos; además del proceso, transporte y almacenamiento que se relacionen directamente con las mismas, así como las relativas a la recuperación y aprovechamiento del gas asociado a los yacimientos de carbón mineral (Art. 13, frac. I del RISE). De igual manera, la SENER propondrá anteproyectos de establecimiento de zonas de reservas petroleras, la incorporación y desincorporación de áreas de las mismas; de la plataforma anual de producción de petróleo y de gas, así como de política de restitución de reservas de hidrocarburos (Art. 13, frac. V del RISE).

Específicamente en materia de gas natural, el Reglamento de Gas Natural89 (RGN) señala que la SENER promoverá acuerdos con las autoridades federales y locales, para impulsar el desarrollo de proyectos de construcción, operación y mantenimiento de sistemas90 y la aplicación de medidas de seguridad (Art. 4 del RGN). Asimismo, cuando se revoque un permiso o se abandone un servicio, ya sea de transporte, almacenamiento o distribución, la CRE solicitará a la SENER la aplicación de las medidas necesarias para asegurar la continuidad del servicio en los términos de las disposiciones aplicables (Art. 58 del RGN). Finalmente, la SENER

89 El texto del Reglamento de Gas Natural vigente, fue publicado el 8 de noviembre de 1995 en el Diario Oficial de la Federación. 90 El término sistema se refiere al conjunto de ductos, compresores, reguladores, medidores y otros equipos para la conducción o almacenamiento de gas natural.

Establecer y conducir la política energética

Ejercer los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos de hidrógeno

Elaborar la planeación energética a mediano y largo plazo

Promover la participación de los particulares en las actividades del sector

Otorgar y en su caso cancelar permisos

Regular la exploración y explotación de hidrocarburos

Proponer anteproyectos

Gas

Nat

ural

Gas

Lic

uado

de

Petr

óleo


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cuenta con atribuciones para emitir permisos de transporte y distribución, así como de almacenamiento, que no se encuentren vinculados a ductos (Ar. 14, frac. I del RISE).

En cuanto al gas L.P., la SENER es una de las autoridades encargadas de llevar a cabo la regulación del mercado a través de la aplicación del Reglamento de Gas Licuado de Petróleo (RGLP). En dicho reglamento se precisa que la SENER y la CRE promoverán la participación de los sectores social y privado en las actividades de transporte, almacenamiento y distribución de gas L.P. por medio del otorgamiento de permisos. Por su parte, la SENER establece mediante la Directiva de regulación de las tarifas máximas aplicables a la actividad de distribución de gas licuado de petróleo DIR-DGGu-002-2010. Asimismo, la SENER y la CRE deben llevar un registro de las verificaciones y evaluaciones91 realizadas a los permisionarios (Art. 21 del RGLP); en este sentido, la SENER está autorizada para aprobar a las personas físicas o morales interesadas en ejercer actividades como unidad de verificación, laboratorios de pruebas u organismos de certificación en materia de gas L.P. (Art. 88 del RGLP).

De acuerdo con el Capítulo XX del RGLP, la SENER puede aplicar sanciones por incumplimientos en los procesos administrativos y demás disposiciones aplicables en el ámbito de sus atribuciones. Asimismo, la SENER puede celebrar acuerdos de coordinación (Art. 99 del RGLP) con los Gobiernos de las Entidades Federativas y Municipios, y con la Procuraduría Federal del Consumidor (PROFECO), a fin de diseñar e implementar mecanismos de atención y protección al usuario final. Además, la SENER está encargada, junto con la CRE, de promover la modernización tecnológica de la industria de gas L.P.

2.2.2 Petróleos Mexicanos

La LRA27CRP establece que la Nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las demás actividades de la industria petrolera, las cuales se consideran estratégicas en el Artículo 28 Constitucional (CPEUM), por conducto de PEMEX y sus Organismos Subsidiarios. En este sentido, conforme a lo expresado en el Artículo 3° de la Ley de Petróleos Mexicanos (LPM)92, PEMEX es un organismo descentralizado con fines productivos, personalidad jurídica y patrimonio propios, que tiene por objeto llevar a cabo la exploración, la explotación del petróleo y demás hidrocarburos. A PEMEX, también le corresponde realizar las actividades exclusivas de la industria petroquímica básica, reservadas al Estado.

PEMEX es dirigido y administrado por un Consejo de Administración y un Director General nombrado por el Ejecutivo Federal (Art. 7 de la LPM). Adicionalmente, puede contar con organismos descentralizados subsidiarios para llevar a cabo las actividades que abarca la industria petrolera (Art. 3o. de la LPM). Estos organismos son de carácter técnico, industrial y comercial, con personalidad jurídica y patrimonio propios, y fueron creados con los fines siguientes93:

• PEP: exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y comercialización;

• PR: procesos industriales de la refinación; elaboración de productos petrolíferos y derivados del petróleo que sean susceptibles de servir como materias primas

91 Las verificaciones y evaluaciones pueden ser realizadas por la SENER o por Unidades de Verificación autorizadas. 92 A partir del 28 de noviembre de 2008, con el objeto de regular la organización, el funcionamiento, el control y la rendición de cuentas de PEMEX, el Congreso de la Unión decretó la Ley de Petróleos Mexicanos, la cual abroga la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos. Sin embargo, en la nueva ley está previsto que seguirán vigentes los artículos 3o., 11, y 15 de la ley anterior, en tanto que el Ejecutivo Federal no emita decretos de reorganización de los actuales organismos subsidiarios de PEMEX. 93 Artículo 3° de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.


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industriales básicas; almacenamiento, transporte, distribución y comercialización de los productos y derivados mencionados;

• PGPB: procesamiento del gas natural, líquidos del gas natural y el gas artificial; almacenamiento, transporte, distribución y comercialización de estos hidrocarburos, así como de derivados que sean susceptibles de servir como materias primas industriales básicas; y

• PEMEX Petroquímica: procesos industriales petroquímicos cuyos productos no forman parte de la industria petroquímica básica, así como su almacenamiento, distribución y comercialización.

Las actividades consideradas estratégicas para el Estado, que lleven a cabo PEP, PR y PGPB, sólo pueden realizarse por estos organismos. PEMEX y sus organismos subsidiarios, de acuerdo con sus respectivos objetos, podrán celebrar con personas físicas o morales toda clase de actos, convenios, contratos y suscribir títulos de crédito, manteniendo en exclusiva la propiedad y el control del Estado Mexicano sobre los hidrocarburos (Art. 5° de la LPM).

2.2.3 Comisión Reguladora de Energía

De acuerdo con la Ley de la Comisión Reguladora de Energía (LCRE), la CRE es un órgano desconcentrado de la SENER, y en cuanto al gas natural y gas L.P. se refiere, dicha autoridad tiene por objeto promover el desarrollo eficiente de las VPM, así como el transporte y distribución de gas que se realice por medio de ductos. Lo anterior también incluye los sistemas de almacenamiento que se encuentran directamente vinculados a los sistemas de transporte o distribución por ducto, los cuales pueden formar parte integral de las terminales de importación o distribución.

Para dar cumplimiento a dicho objetivo, la CRE aprueba y expide los términos y condiciones a los cuales deberán sujetarse las VPM. Del mismo modo, expide la metodología para la determinación de sus precios, salvo que existan condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia (CFC), o que sean establecidos por el Ejecutivo Federal mediante Acuerdo.

A su vez, la CRE tiene la autoridad de aprobar y expedir los términos y condiciones a los que deberán sujetarse los servicios de transporte, almacenamiento y distribución por medio de ductos, así como expedir las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones de estos servicios. Asimismo, dicha Comisión aplica verificaciones para supervisar el cumplimiento de las disposiciones jurídicas de las actividades reguladas (véase figura 2.4).

En lo que se refiere al gas natural, la CRE establece los términos y condiciones a los que deberán sujetarse los sistemas de transporte y almacenamiento que formen parte de sistemas integrados y sus tarifas. De igual forma, es la encargada de otorgar permisos de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, así como de regular su transferencia, modificación o renovación (Art. 14, 47 y 52 del RGN). La CRE también determina o modifica, según sea el caso, las zonas geográficas de distribución de gas natural (Art. 26, 27 del RGN). Cuando existan elementos suficientes que justifiquen la realización de un proyecto de distribución de gas natural y, en su caso, la determinación de una zona geográfica, la CRE podrá iniciar un procedimiento de licitación (Art. 38 del RGN).

Otra de las funciones de la CRE consiste en restituir la regulación de precios y de los términos y condiciones de VPM (Art. 12 del RGN), si en condiciones de competencia efectiva94 se detectan prácticas indebidamente discriminatorias (Art. 12 del RGN). Por otro lado, en el RGN se prohíbe que la misma persona posea permisos de transporte y distribución de gas natural 94 El RGN prevé que, si la CFC determina que existen condiciones de competencia efectiva, los términos y condiciones para las VPM y el precio del gas podrán ser pactados libremente.


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(integración vertical). No obstante, la CRE puede autorizar excepciones si resultan en ganancias de eficiencia y rentabilidad en la prestación del servicio, o sea estrictamente necesario por carecerse de infraestructura de transporte en una zona geográfica que se desea desarrollar (Art. 17 del RGN).

Figura 2.4 Atribuciones de la CRE en materia de regulación de gas

Fuente. SENER.

En cuanto a las VPM de gas L.P, el Artículo 7 del RGLP establece su regulación mediante la Directiva que expide la CRE. Asimismo, el Artículo 11 faculta a PEMEX para calcular los precios de VPM conforme a la metodología contenida en la Directiva que expide la CRE, además de publicar y actualizar los precios de VPM para cada punto de venta en el portal electrónico de PEMEX. Por su parte, el Artículo 12 establece que la CRE podrá ordenar a PEMEX la suspensión de las entregas de gas L.P. objeto de VPM a algún adquirente con base en los resultados de las visitas de verificación establecidas en el Artículo 91 de dicho reglamento.

Por otra parte, la CRE está facultada por el RGLP para otorgar permisos de transporte y distribución de gas L.P. por medio de ductos, así como los correspondientes a la actividad de almacenamiento de gas L.P. que se encuentre directamente vinculada a los sistemas de transporte o distribución por ductos, o que forme parte integral de las terminales de importación o distribución de dicho producto (Art. 2, frac. VI y Art. 3, frac. XII de la LCRE). Asimismo, mediante el RGLP regula la prestación del servicio de almacenamiento de gas L.P. en condiciones no discriminatorias, mediante el acceso abierto a los sistemas respectivos que se encuentran directamente vinculados a los sistemas de transporte y distribución por ductos o que forman parte integral de las terminales de importación o distribución de dicho producto95.

Por su parte, el Artículo 25 del RGLP otorga autoridad a la CRE para revocar los permisos, ya sea porque los titulares incurran en prácticas indebidas o por faltas graves y de manera reiterada. En cuanto a las tarifas para el transporte y distribución de gas L.P. por medio de ductos, la CRE expide la Directiva para tales efectos, con base en los Artículos 7, 40 y 41 del RGLP. Además, la CRE tiene entre sus facultades la aplicación de verificaciones y sanciones por incumplimientos.

2.3 Sector privado La LRA27CRP contempla que el transporte, el almacenamiento y la distribución de gas podrán ser llevados a cabo, previo permiso, por los sectores social y privado, los que podrán construir,

95 Establecido en la resolución RES/250/2009 de la CRE.

Otorgar y revocar los permisos y autorizaciones

Ventas de Primera Mano

Transporte y distribución a través de ductos y sistemas de almacenamiento vinculados

Metodología para la determinación de precios, tarifas y contraprestaciones

Aplicar verificaciones

Determinar zonas geográficas para distribución

Gas

Nat

ural

Gas

Lic

uado

de

Petr

óleo


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operar y ser propietarios de ductos, instalaciones y equipos, en los términos de las disposiciones reglamentarias, técnicas y de regulación que se expidan. Asimismo, la LRA27CRP concede a PEMEX y sus organismos subsidiarios en el Artículo 6 el derecho a celebrar con personas físicas o morales toda clase de actos, convenios, contratos y suscribir títulos de crédito, manteniendo en exclusiva la propiedad y el control del Estado Mexicano sobre los hidrocarburos.

Gas natural

El RGN define el transporte de gas natural como la actividad de recibir, conducir y entregar gas por medio de ductos a usuarios finales y a aquéllos que no sean usuarios finales localizados dentro de un área delimitada por la CRE para efectos de distribución – zona geográfica– (Art. 2 del RGN). Como ya se mencionó, el transporte de gas natural es una actividad en la que participa PEMEX, así como los sectores social y privado (sociedades mercantiles).

Para la prestación del servicio de transporte por ductos se requiere obtener un permiso ante la CRE, el cual no confiere exclusividad (Art 23 del RGN). En él se debe estipular la capacidad y trayecto determinado del ducto, cabe señalar que en cualquier punto del trayecto se podrá entregar y recibir gas. En este caso, el interesado en obtener un permiso de transporte deberá presentar una solicitud a la CRE especificando la justificación de la demanda potencial, las fuentes de suministro del gas y convenios de transporte con usuarios específicos, descripción de las modalidades de servicio y su mercado, convenios de transporte establecidos con usuarios específicos, el diagrama de los flujos del gas y los efectos del proyecto propuesto sobre el sistema de transporte correspondiente, si es que aplica (Art. 32 del RGN).

Cuando el transporte por ducto de gas natural tenga por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades del solicitante, la CRE podrá otorgar a éste un permiso de transporte para usos propios (Art. 94 del RGN). Este permiso no concede el derecho a prestar servicios a terceros, salvo cuando se haya otorgado a una sociedad de autoabastecimiento96, se puede prestar el servicio a cada uno de los socios.

La actividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gas por medio de ductos dentro de una zona geográfica es conocida como distribución (Art. 2 del RGN). El servicio de distribución comprende la comercialización y entrega del gas por el distribuidor a un usuario final. Asimismo, incluye 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 (Art. 61 del RGN).

Cada permiso de distribución por ductos será otorgado para una zona geográfica, que será determinada considerando los elementos que permitan el desarrollo rentable y eficiente del sistema de distribución, así como los planes de desarrollo urbano aprobado por las autoridades competentes. Una zona geográfica corresponderá generalmente a un centro de población (Art. 26 del RGN), y será determinada por la CRE considerando a las autoridades federales y locales involucradas. Cuando en una zona geográfica se otorgue por primera vez un permiso de distribución, mediante licitación pública, éste tendrá un periodo de exclusividad de doce años, pero no conferirá exclusividad en la comercialización del gas (Art. 28 del RGN); posteriormente, se podrán otorgar más permisos después de dicho periodo (Art. 29 del RGN).

Los usuarios ubicados en una zona geográfica podrán contratar el suministro de gas con personas distintas al distribuidor, en cuyo caso el distribuidor deberá permitir el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a su sistema en los términos del Artículo 63, mediante el

96 Sólo los usuarios finales que consuman gas para usos industriales, comerciales y de servicios podrán constituir o formar parte de sociedades de autoabastecimiento. Las sociedades de autoabastecimiento sólo podrán entregar gas a los socios que las integren (Art. 96, RGN).


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pago de la tarifa correspondiente (Art. 30 del RGN). La comercialización es un actividad que no está regulada, y generalmente se entiende como una integración de servicios e intermediación, ligada a la compra de gas al por mayor y a la venta al menudeo a consumidores e incluso a otros comercializadores.

El gas natural suministrado a los diferentes sistemas de transporte puede ser importado o de origen nacional. El RGN estipula que la importación y la exportación de gas natural podrán ser efectuadas libremente, en los términos de la Ley de Comercio Exterior. Para ello, los importadores y exportadores deberán presentar a la CRE la información relativa a sus actividades de comercio exterior (Art. 3 del RGN).

Respecto al servicio de almacenamiento vinculado a ductos comprende 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 (Art. 60 del RGN). Cada permiso de almacenamiento será otorgado para una localización específica y una capacidad determinada (Art. 25 del RGN). Cuando el almacenamiento tenga por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades del solicitante, sea una persona o sociedad de autoabastecimiento, la CRE podrá otorgar un permiso de almacenamiento para usos propios (Art. 94 del RGN). Los transportistas o distribuidores no podrán ser titulares de un permiso de almacenamiento para usos propios (Art. 100 del RGN).

Los permisionarios de almacenamiento de gas natural deberán permitir a los usuarios el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a los servicios en sus respectivos sistemas, considerando la capacidad disponible. De igual manera, los permisionarios estarán obligados a permitir la interconexión de otros permisionarios a sus sistemas, si existe viabilidad y capacidad disponible (Art. 63 y 64 del RGN).

Finalmente, para las actividades de transporte y distribución, así como de almacenamiento, que no se encuentren vinculados a ductos, los interesados en obtener el permiso correspondiente deben acudir ante la SENER.

Gas L.P.

De acuerdo con el RGLP, las actividades que contemplan la participación de los sectores social y privado son: VPM, transporte, almacenamiento y distribución de gas L.P. Las VPM están sujetas a los términos y condiciones que aprueba la CRE, mientras no existan condiciones de competencia efectiva a juicio de la CFC. Asimismo, PEMEX es el organismo encargado de realizar la primera enajenación a un tercero en territorio nacional97. Para que los sectores social y privado puedan tener participación en las actividades relacionadas al transporte, almacenamiento y distribución de gas L.P, deberán solicitar un permiso ante la SENER o la CRE según sea el caso. Una vez otorgado, cada permiso tendrá una vigencia de treinta años, pudiéndose prorrogar por periodos de quince años a previa solicitud del permisionario. Por otro lado, está previsto que la SENER y CRE lleven a cabo verificaciones a los permisionarios o a través de las unidades de verificación. En el supuesto de detectar irregularidades durante las verificaciones, podrán aplicarse sanciones correspondientes que estipula el Artículo 101 del RGLP.

Los permisos para el transporte de gas L.P. por medio de auto-tanques, semirremolques, carro-tanques o buque-tanques se tramitan ante la SENER; para el caso de los permisos de transporte por medio de ductos, éstos se gestionan a través de la CRE. Para cada permiso de transporte que otorga la CRE, los titulares deberán especificar la capacidad y el trayecto. Los

97 De acuerdo al Artículo 9 del Reglamento de Gas Licuado de Petróleo, se considerará también Venta de Primera Mano la que realice Petróleos Mexicanos a un tercero en territorio nacional con gas L.P. importado, cuando éste haya sido mezclado con gas L.P. de origen nacional.


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permisionarios estarán obligados a permitir la interconexión de otros permisionarios y a extender o ampliar sus sistemas, a solicitud de cualquier interesado en consideración a las restricciones que señale el RGLP.

Por otro lado, la CRE tiene la facultad de otorgar permisos de almacenamiento mediante planta de depósito y planta de suministro; a su vez, la SENER para almacenamiento mediante estación de gas L.P. para carburación de autoconsumo e instalación de aprovechamiento para autoconsumo. En el caso de la planta de depósito, los almacenistas se hacen responsables por el gas L.P. desde el momento que lo reciben para su resguardo hasta que lo entregan; por su parte, los almacenistas de plantas de suministro son responsables del gas L.P. desde el momento en que lo reciben hasta que lo venden. En ambos casos, los permisionarios deben ofrecer sus servicios a los adquirientes que lo soliciten y deberán asegurarse que sus instalaciones, vehículos y equipos cumplan con las disposiciones y especificaciones que establece el RGLP.

Para la distribución de gas L.P., la SENER otorga permisos a plantas de distribución, estaciones de gas L.P. para carburación y establecimientos comerciales. Por otro lado, la CRE otorga permisos de distribución por medio de ductos. De acuerdo al RGLP, los permisos que autoriza SENER comprenden principalmente la venta de gas L.P. a permisionarios, los usuarios finales o su trasiego a vehículos automotores con equipos de carburación. Asimismo, el Artículo 60 de dicho reglamento, reconoce la figura de comercialización a la venta de gas L.P. a través de establecimiento comercial. Los permisos que otorga la CRE comprenden la recepción, conducción y entrega de gas L.P. a usuarios finales.

Con base en el RGLP, los permisionarios están obligados a presentar trimestralmente a la SENER o a la CRE, según corresponda, la información relacionada a los precios, tarifas, cargos y descuentos dentro de los primeros quince días de los meses de enero, abril, julio y octubre de cada año. Los permisionarios también reportarán el volumen de gas L.P. manejado, incluyendo compras y ventas, así como la información sobre los contratos de las transacciones que realicen con otros permisionarios, entre otros. Del mismo modo, deberán contar con un dictamen técnico a través de una unidad de verificación por cada vehículo e instalación que forme parte del permiso.

De acuerdo al Artículo 74 del RGLP, los permisionarios deberán certificar el equipo de transporte, almacenamiento y distribución. Por su parte, el Artículo 77 señala que el intercambio de recipientes transportables de gas L.P. podrá llevarse a cabo en centros de intercambio a cargo de las plantas de distribución. Adicionalmente, el Artículo 79 establece que los distribuidores mediante planta de distribución y establecimiento comercial, deberán realizar la destrucción de recipientes transportables y recipientes no transportables únicamente a través de centros de destrucción registrados ante la SENER; la destrucción comprende la actividad de adquirir, clasificar y destruir recipientes para contener gas L.P. y sus accesorios que no se encuentren conforme a la normatividad aplicable.

2.4 Comisión Federal de Electricidad La Comisión Federal de Electricidad (CFE) se ha convertido en un importante participante y promotor del desarrollo del mercado de gas natural en México, no obstante que en el marco legal y regulatorio no es una figura con facultades diferentes a las de cualquier otra institución de los sectores social o privado. La CFE ha promovido el desarrollo de infraestructura de transporte, importación y almacenamiento de gas natural, debido a sus nuevos proyectos de generación de electricidad.

Antes de la reforma estructural de la industria del gas natural en 1995, la CFE operaba en Monterrey una de las mayores empresas distribuidoras de gas natural del país.


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Posteriormente, con la instauración del marco legal y regulatorio vigente, se han establecido las bases para nuevas estrategias de diversificación para la CFE, sobretodo en el tema de nuevos proveedores en su cadena de producción, abandonando así el mercado de distribución de gas. Por ello, diversos proyectos de CFE para generación de energía eléctrica se han basado en nuevos suministros de gas natural, terminando así con la dependencia total de PEMEX.

El desarrollo de nueva infraestructura de transporte y almacenamiento requiere de contratos de largo plazo para garantizar a los inversionistas un retorno adecuado de sus inversiones; al respecto, la CFE ha sido un actor que ha impulsado inversiones en transporte y almacenamiento. En contraste, la expansión del Sistema Nacional de Gasoductos de PEMEX ha sido limitada, lo que ha resultado insuficiente para atender la tendencia creciente en los niveles de demanda nacional de este combustible.

Por otro lado, la ubicación de las centrales futuras de la CFE ha resultado crítica para determinar dónde se justifica la construcción de nuevos gasoductos, ampliar la capacidad de transporte de la red existente, así como la instalación de infraestructura necesaria para importación de gas natural. La CFE se ha convertido en un comercializador de gas natural licuado vía las terminales de GNL98, con esquemas de suministro de gas natural que han permitido afrontar las restricciones actuales99 de transporte de las importaciones terrestres.

La CFE ha jugado el rol de promotor, dado que licita los servicios de transporte y deja que todas las demás funciones sean de carácter privado. Este esquema ha permitido que los proyectos hayan madurado rápidamente, ya que minimiza su participación en la ejecución de los proyectos y simplifica su estructura. La estrategia de CFE ha sido dejar en manos de empresas especializadas la instrumentación de este tipo de proyectos, reduciendo así los riesgos de ejecución de los mismos.

Algo que ha caracterizado a los gasoductos privados y mixtos que se han construido, es que la capacidad instalada ha sido adquirida primordialmente por CFE y PEMEX. Lo proyectos no fueron originalmente planteados para atender la demanda de gas natural del sector privado, debido a que la escala del consumo industrial no ha sido suficiente para justificarlos. Las características contractuales de los productores independientes de energía han provocado que la CFE se encargue del abastecimiento del gas natural, además de ocupar casi la totalidad de la capacidad instalada de los gasoductos privados.

Por otro lado, la CFE se ha transformado en un actor relevante en el mercado a través de sus compras de gas natural a PGPB o de los contratos de largo plazo de GNL, con el fin de asegurar un factor adecuado de suministro y precio. Con el interés de desarrollar la competencia, varios participantes consideran necesaria la entrada al mercado de nuevas empresas en la comercialización de gas natural.

2.5 Política de Precios

Precios de gas natural

El precio al público del gas natural se calcula mensualmente para cada una de las zonas de distribución definidas por la CRE, y los conceptos que lo integran son tal y como se presentan en la Figura 2.5.

98 Al cierre de 2012, en México existen tres terminales de GNL: 1) Energía Costa Azul, al norte de Ensenada, Baja California; 2) Terminal de LNG de Altamira, en Tamaulipas; y 3) Terminal KMS de GNL, en Manzanillo, Colima. 99 Existen actualmente cuellos de botella en el Sistema Nacional de Gasoductos para traer desde el norte gas natural importado desde Estados Unidos, lo que impide introducir el energético al centro y occidente del país.


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Figura 2.5 Componentes del precio final del gas natural

Fuente. SENER.

Un importante componente del precio final del gas natural es el precio máximo de las VPM, cuyo cálculo debe reflejar el costo de oportunidad y condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional y al lugar donde se realice la venta (Art. 8 del RGN). Generalmente, se ofrece con una cotización a la salida de las plantas de proceso, o bien, en el punto o los puntos de entrega que determine el adquirente (Art. 10 del RGN).

Respecto al precio máximo de VPM, el 28 de febrero de 2013 se determinó la nulidad de la Directiva sobre la determinación de los precios máximos de gas natural objeto de venta de primera mano DIR-GAS-001-2009. Posteriormente, el 5 de septiembre de 2013 se declaró improcedente la revisión de dicha sentencia. Finalmente, el 17 de octubre de 2013 se anunció en la resolución RES/445/2013 de la CRE una metodología transitoria, la cual tendrá vigencia a partir del 1 de octubre de 2013 y hasta que se emita una nueva Directiva para la determinación de los precios del gas natural objeto de VPM.100

En la Metodología Transitoria para la Determinación de los Precios Máximos del Gas Natural Objeto de Venta de Primera Mano, se indica que este precio se definirá en términos diarios o mensuales, según la preferencia del adquirente. La metodología transitoria comprende la fijación de precios en los siguientes puntos:

A. Determinación del precio máximo del gas objeto de VPM en Reynosa, Tamaulipas

Las fórmulas para establecer el precio máximo de VPM en Reynosa, en términos diarios o mensuales, se expresarán en dólares por unidad101 y se definen como: = [ + ∙ ] + [ ∙ ] − ∙ [ + ] Donde

VPMR = Precio máximo de VPM en Reynosa. HH = Precio cotizado o índice en Henry Hub, si es cálculo diario o mensual, respectivamente. μ = Parámetro del diferencial entre las cotizaciones del Henry Hub y el sur de Texas, calculado considerando la relación de largo plazo. La CRE informará mediante aviso los valores del parámetro. ST = Es el promedio aritmético de los precios del gas natural: 1) Texas Eastern Transmission Corp y 2) Tennessee Gas Pipeline Corp. α = variable que define la aplicación de TF en función del escenario de comercio exterior (exportación neta, comercio exterior de equilibrio o importación neta). TF = Costo de transporte entre la frontera en Tamaulipas y los ductos del sur de Texas. β = variable que define la aplicación de las tarifas de transporte en la Zona Golfo en función del escenario de comercio exterior (exportación neta, o comercio exterior de equilibrio e importación neta). TPG = Tarifa máxima autorizada para prestar el servicio de transporte en base firme en la Zona Golfo del STNI. TPEN = Tarifa máxima nacional autorizada a para prestar el servicio de transporte en base firme en el Sistema de Transporte Nacional Integrado (STNI)102.

100 Con base en información en la resolución RES/445/2013, disponible en: http://www.cre.gob.mx/documento/resolucion/RES-445-2013.pdf. 101 Por unidad la CRE se refiere a la cantidad de gas natural a las condiciones termodinámicas base definidas en las Normas Oficiales Mexicanas aplicables en la materia, que al quemarse en proporción estequiométrica con aire a las mismas condiciones de presión y temperatura, produce la energía térmica equivalente a un Gigajoule (1 x109 Joules). 102 El Sistema de Transporte Nacional Integrado es el conjunto de sistemas de transporte y de almacenamiento interconectados que se agrupan para efectos tarifarios, al cual pertenece el Sistema Nacional de Gasoductos.

Precio de venta de primera mano

Costos de transporte

Costos de distribución

Costos de Comerciali-

zación

Precio del gas natural


74

B. Determinación del precio máximo del gas objeto de VPM en Ciudad Pemex, Tabasco

El precio de VPM en Ciudad Pemex, diario o mensual, será igual al precio máximo de VPM en Reynosa más la tarifa de transporte neta desde la frontera en Reynosa a Ciudad Pemex. La fórmula es la siguiente: = +

Donde

VPMCP = Precio máximo de VPM en Ciudad Pemex. VPMR = Precio máximo de VPM en Reynosa. TP = Tarifa neta aplicable al STNI para el servicio de transporte desde la frontera en Reynosa hasta Ciudad Pemex.

La tarifa neta es la diferencia entre la tarifa para el servicio de transporte aplicable al STNI desde la frontera en Reynosa hasta el punto de arbitraje vigente, y la tarifa por el servicio de transporte aplicable al STNI desde Ciudad Pemex hasta el punto de arbitraje vigente103.

C. Determinación del precio máximo del gas objeto de VPM en Plantas de Proceso distintas a Ciudad Pemex o Reynosa

Para plantas de proceso ubicadas en zonas del sistema de transporte de PEMEX entre la zona correspondiente a la planta de proceso de Reynosa y la zona en la que se localiza el punto de arbitraje, el precio máximo de VPM se calculará como la suma del precio máximo de VPM en Reynosa y las tarifas de transporte aprobadas aplicables al STNI para los sectores que integran el trayecto comprendido entre Reynosa y la Planta de Proceso respectiva, menos la tarifa de transporte del sector donde se ubica dicha planta: = + −

Donde

VPMP = Precio máximo de VPM en Planta de Proceso p. VPMR = Precio máximo de VPM en Reynosa.

= Suma de las tarifas autorizadas para el servicio de transporte aplicables al STNI en las zonas que integran el trayecto desde la frontera en Reynosa hasta la zona de transporte donde se ubica la Planta de Proceso p vigente en el periodo.

= Tarifa de transporte de la zona donde se ubica la Planta de Proceso p vigente en el periodo.

Para Plantas de Proceso ubicadas en zonas del sistema de transporte de PEMEX entre la zona correspondiente a la Planta de Proceso de Ciudad Pemex y la zona en la que se localiza el punto de arbitraje, el precio máximo de VPM se calculará como la suma del precio máximo de VPM en Ciudad Pemex y las tarifas de transporte aprobadas aplicables al STNI para los sectores que integran el trayecto comprendido entre Ciudad Pemex y la Planta de Proceso respectiva, menos la tarifa de transporte del sector donde se ubica dicha planta:

103 Actualmente, el punto de arbitraje se localiza en el Sector Golfo del SNG de PGPB, como parte de su incorporación al STNI.


75

= + −

Donde

VPMP = Precio máximo de VPM en Planta de Proceso p. VPMR = Precio máximo de VPM en Ciudad Pemex.

= Suma de las tarifas autorizadas para el servicio de transporte aplicables al STNI en las zonas que integran el trayecto desde la frontera en Reynosa hasta la zona de transporte donde se ubica la Planta de Proceso p vigente en el periodo. TPPP= Tarifa de transporte autorizada para el servicio de transporte aplicable al STNI en la zona donde se ubica la Planta de Proceso p vigente en el periodo.

En el caso de Plantas de Proceso ubicadas en las zonas del sistema de transporte de PEMEX en las que se ubican las Plantas de Proceso de Reynosa y de Ciudad Pemex, el precio máximo será igual al precio de dichas plantas, respectivamente. Además, se asimilará a las Plantas de Proceso los puntos de inyección directa de campos, así como los puntos de inyección de gas importado.

Cuando, por el desarrollo de nuevos yacimientos de gas natural, la instalación de nuevas plantas de proceso o la incorporación de nuevos puntos de inyección directa de campos o de importación, las fórmulas previstas en la metodología transitoria no permitan determinar adecuadamente el precio del gas proveniente de dichos orígenes con base en su costo de oportunidad o las condiciones de los mercados de referencia que resulten relevantes, la CRE evaluará y, en su caso, expedirá las fórmulas específicas que se requieran.

De acuerdo al RGN, las tarifas para la prestación de los servicios serán tarifas máximas y deberán ser propuestas por los interesados en obtener un permiso. Las tarifas para cada servicio permisionado incluirán todos los conceptos y cargos aplicables al servicio (Art. 84 del RGN), tales como:

I. Cargo por conexión: porción de la tarifa basada en un monto fijo por el costo de interconexión al sistema y que podrá ser cubierto en una o más exhibiciones;

II. Cargo por capacidad: porción de la tarifa basada en la capacidad reservada por el usuario para satisfacer su demanda máxima en un periodo determinado, y

III. Cargo por uso: porción de la tarifa basada en la prestación del servicio.

Las tarifas propuestas por los permisionarios podrán establecer diferencias por Modalidad de la prestación de cada servicio104.

Precios de gas L.P.

La política de precios administrados de gas L.P. comprende los precios máximos de venta al usuario final y el precio límite superior objeto de VPM. El 27 de febrero de 2003 se publicó un Decreto en el Diario Oficial de la Federación (DOF) por el cual el Ejecutivo Federal sujetó el precio de gas L.P. a precios máximos de venta de primera mano y de venta a usuarios finales; el Decreto entró en vigor el día de su publicación con vigencia al 31 de agosto de 2003. El 10 de julio de 2003 fue reformado para tener vigencia al 31 de diciembre de 2003 y de esta forma se fue actualizando durante largos periodos, no fue hasta 2008 que se actualiza cada mes. Debido a que el gas L.P. es un producto necesario para el consumo, se pretende evitar que intermediaciones innecesarias o excesivas provoquen insuficiencia en el abasto, así como

104 Tales como categoría y localización del usuario, condiciones del servicio, y otros usos comerciales generalmente aceptados en la industria


76

el alza de precios105, o en todo caso, evitar aumentos desproporcionados en el precio al usuario final106.

La Secretaría de Economía (SE) tiene la facultad de establecer los precios máximos de venta de gas L.P. al usuario final, conforme a lo estipulado en el Artículo 34, fracción VII de la LOAPF. Dicho precio es publicado cada mes a través del Decreto por el que se modifica y amplía la vigencia del diverso por el que se sujeta el gas licuado de petróleo a precios máximos de VPM y de venta a usuarios finales. Asimismo, dicho decreto da cumplimiento al Artículo 1, párrafo cuarto, de la Ley de Ingresos de la Federación, donde se establece un precio máximo de venta del gas licuado de petróleo que resulte en un precio promedio ponderado nacional al público.

Por lo tanto, durante 2012 los precios del gas L.P. de VPM y al usuario final fueron administrados mediante los Decretos ya descritos. La política implementada mensualmente por el Ejecutivo Federal en el precio final, ha consistido en aumentar 0.07 pesos por kg el precio promedio nacional ponderado al antes del impuesto al valor agregado.

A partir de la expedición del Decreto por el que el Ejecutivo Federal sujeta a precios máximos el gas L.P., los precios de VPM se determinan de tal forma que al incluirlos en el cálculo del precio a usuario final se obtenga el precio promedio ponderado establecido en dicho Decreto.

Debido al diferencial entre el precio al público Administrado por el Gobierno Federal y el de mercado de referencia de gas L.P., se ha generado un impacto en los ingresos de PEMEX y de la Federación. Este impacto no se considera un subsidio, dado que no son recursos que se canalicen a una población objetivo; ni obedece a criterios de objetividad, equidad, transparencia, publicidad, selectividad y temporalidad, los cuales no son factibles de cumplir dada la naturaleza de la comercialización del gas L.P. en México. Por lo que aunque el gas L.P. no se vende por debajo de los costos de producción, si por debajo de las condiciones de mercado internacional.

105 Artículo 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. 106 Artículo 1, párrafo cuarto de la Ley de Ingresos de la Federación.


78

3 Capítulo Tres.

Mercado Nacional de Gas

Natural y Gas L.P., 2002-2012

Este capítulo contiene un análisis de los componentes de los mercados nacionales de gas natural y gas L.P. Se inicia considerando las demandas sectoriales y regionales de ambos combustibles. Posteriormente se examinan las reservas de gas natural, así como la oferta de gas seco y gas L.P. Además, se describe la evolución del comercio exterior y de los precios nacionales de los dos energéticos. El capítulo concluye con los balances de gas natural y gas L.P. para el periodo 2002-2012.

Dentro de los aspectos más relevantes en 2012, destaca el crecimiento de la demanda de gas natural, originado por actividad petrolera e industrial del país. En el caso del gas L.P., destacan las ventas a los sectores autotransporte e industrial, que mostraron crecimiento. Otro aspecto importante es la introducción de una nueva versión del balance de gas natural, con un formato que busca atender los comentarios que han hecho varios usuarios, respecto a presentar la información con mayor simplicidad y transparencia. De manera que el nuevo balance se centra en mostrar datos del gas seco que está disponible para el consumo en el mercado nacional.

3.1 Demanda nacional

3.1.1 Demanda sectorial

En 2012, el entorno externo de la economía mexicana continuó con un crecimiento débil debido a los problemas fiscales y financieros en diversas economías de la zona euro y la desaceleración de algunas economías emergentes. La economía de Estados Unidos presentó un mayor ritmo de crecimiento que en 2011, con una tasa de 2.2%. Sin embargo, la economía estadounidense observó una desaceleración en el último trimestre de 2012, derivado de una disminución en el gasto público, la inversión privada y las exportaciones107.

El PIB nacional aumentó 3.0% en términos reales en 2012108. Las exportaciones totales de México continuaron creciendo pero de forma más moderada que en 2011. Durante 2012 el avance de la economía estuvo balanceado entre sus fuentes internas y externas. El PIB industrial creció 2.8%, mientras que el sector servicios lo hizo en 4.2%. El crecimiento registrado en la industria manufacturera fue de 3.9%.

La demanda109 de gas natural en México creció 2.6% en 2012, alcanzando un volumen de 6,678.4 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd). El aumento del consumo de los sectores petrolero e industrial fueron los principales impulsores de dicho crecimiento. En el periodo 2002-2012, el crecimiento promedio de la demanda de gas natural fue de 4.2% anual (véase Figura 3.1). Asimismo, la estructura de la demanda nacional de gas natural en 2012 fue la

107 Documento relativo al cumplimiento de las disposiciones contenidas en el Artículo 42, Fracción I, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, SHCP, abril 2013, p. 6. 108 A menos que se indique lo contrario, las referencias al PIB se refieren a las series elaboradas con base en el año 2008, por parte de INEGI. 109 Los volúmenes de la demanda nacional de gas natural reportados en este documento, difieren respecto a lo reportado el año anterior debido a cambios en el formato del balance de gas natural y la metodología de su integración. La principal modificación se dio en las estadísticas de la demanda del sector petrolero. Para mayor información véase la sección 3.5 Balance nacional 2002-2012.


79

siguiente: 46.6% el sector eléctrico, 34.0% el sector petrolero, 17.7% el sector industrial, y 1.7% los sectores residencial, servicios y autotransporte.

Figura 3.1 Demanda de gas natural y PIB nacional, 2002-2012

Nota: Los procentajes son tasas de crecimiento anual, para el periodo 2003-2012. Fuente: INEGI, CRE e IMP.

Respecto a la demanda interna de gas L.P.110 de 2012, ésta se ubicó en 290.9 miles de barriles diarios (mbd), 0.2% más que en 2011. Los sectores con mayor crecimiento en el consumo de gas L.P., fueron el autotransporte e industrial con 1.8 mbd y 0.9 mbd adicionales, respectivamente. El sector residencial fue el principal consumidor de gas L.P. en México, que en 2012 representó 62.3% de la demanda nacional. El segundo lugar lo ocupó el sector servicios, con 14.4% del total (véase Figura 3.2). Durante el periodo 2002-2012 la demanda interna de gas L.P. disminuyó 46.0 mbd, mostrando una tendencia negativa de 1.5% promedio anual. Asimismo, los sectores con menor consumo fueron el petrolero y el agropecuario, con consumos inferiores a 2%.

En el caso de las ventas internas111 de gas L.P., se puede observar un componente estacional importante y está asociado a las condiciones climáticas en las distintas regiones del país. Las ventas internas de gas L.P. aumentan cuando las temperaturas disminuyen. De 2002 a 2012, las ventas internas promedio de los meses marzo a octubre fue equivalente a 291.0 mbd112. Para los meses de noviembre a febrero, las ventas internas se incrementaron, promediando 330.4 mbd (véase Figura 3.3).

110 Integrada por el consumo de los sectores residencial, servicios, autotransporte, industrial, petrolero y agropecuario. 111 Ventas que PEMEX factura a sus distribuidores en el territorio nacional o que efectúa directamente a clientes nacionales para uso final o intermedio. 112 Incluyen ventas de materia prima al sector industrial.

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

13,000

14,000

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

(mill

ones

de

pies

cúb

icos

dia

rios

)

( m

iles

de m

illon

es d

e pe

sos

de 2

00

8)

PIB* Consumo de gas natural

1.4%4.3%

3.0%5.0%

3.1% 1.4%

-4.7%

5.1%4.0%

3.8%

9.6%6.4%

-1.5%

11.5%4.5%

3.1%

-0.1%

3.9% 2.7%2.6%


80

Figura 3.2 Estructura de la demanda de gas natural y gas L.P., 2012


Fuente: SENER con información del IMP.

Figura 3.3 Patrón estacional anual en las ventas internas de gas L.P., 2002-2012

Nota: Incluye ventas de materia prima al sector industrial. Fuente: SENER con base en IMP y PEMEX.

Sector eléctrico46.6%

Sector petrolero

34.0%

Sector industrial

17.7%

Sector residencial

1.3%

Sector servicios0.4% Sector

autotransporte0.0%

Gas natural

Sector agropecuario

1.5% Sector petrolero

1.5%

Sector industrial9.6%

Sector residencial

62.3%

Sector servicios14.4%

Sector autotransporte

10.7%

Gas LP


81

3.1.1.1 Sector Eléctrico

El consumo total de combustibles del sector eléctrico nacional ascendió a 5,319.3 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (mmpcdgne) en 2012, un 3.4% más que en 2011 (véase Figura 3.4). Con excepción del carbón, los combustibles utilizados en el sector experimentaron un aumento en su consumo. El combustóleo mostró el mayor incremento, con 129.8 mmpcdgne adicionales, seguido del diésel con 26.7 mmpcdgne. El gas natural mostró un aumento de 23.1 mmpcd, 0.7% más que en 2011. Cabe mencionar que, salvo algunos volúmenes reducidos para uso auxiliar o complementario113, el gas L.P. prácticamente no es utilizado para la generación de electricidad en el país.

Figura 3.4 Estructura del consumo de combustibles para el sector eléctrico, 2012


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

Figura 3.5 Capacidad efectiva instalada de generación eléctrica en México, 2011-2012

(Megawatts)

Fuente: CFE y CRE.

113 Con base en información de la CRE.

Gas natural56.7%

Combustóleo25.6%

Carbón16.1%

Diésel1.5%

Público4,789.2 mmpcgne

Gas natural74.6%

Coque de Petróleo19.0%

Combustóleo4.0%

Carbón0.7%

Diésel1.7%Privado

530.1 mmpcgne

61,568

11,907

40,605

457

4,391

2,878

0

1,330

62,547

12,418

40,697

435

4,753

2,914

0

1,330

Total

PIE

CFE

Usos propioscontinuos

Autoabastecimiento

Cogeneración

Pequeña producción

Exportación 2012 2011

Servicio Privado

Servicio Público


82

La capacidad instalada efectiva nacional presentó un aumentó de 1.6% en 2012, al ubicarse en 62,547 Megawatts (MW). Dentro de los principales cambios, destaca un aumento de 511 MW en la modalidad de producción independiente de energía y 362 MW de autoabastecimiento. En la modalidad de usos propios continuos, se presentó una disminución de capacidad de 22 MW con respecto al año anterior (véase Figura 3.5).

Por otro lado, la capacidad instalada del sector público aumentó principalmente por la adición de 408 MW de las centrales eólicas de Oaxaca I, II, III y IV114, y por la modificación de la central nuclear de Laguna Verde, en la unidades 1 y 2, que permitió agregar 245 MW. En contraste, las modificaciones de la central geotérmica Cerro Prieto I (unidades 3 y 4), y de la térmica convencional Lerma de Campeche (unidad 1), restaron 75 MW y 38 MW de capacidad, respectivamente.

Sector eléctrico público

En el sector eléctrico público, la capacidad efectiva instalada se integra por el parque de generación de la CFE y las centrales construidas por los productores independientes de energía (PIE), la cual aumentó 1.1% durante 2012. Al final del año, en el sector público se tenía una capacidad de 53,114 MW, soportada por un total de 1,123 unidades de diferentes tecnologías repartidas en 216 centrales de generación.

La participación de la capacidad efectiva instalada total por fuente en 2012, se dividió en 62.5% hidrocarburos (combustóleo, gas natural y diésel), 21.7% hidroeléctricas, 10.1% carboeléctricas y duales, 3.0% nucleoeléctricas, 1.5% geotérmicas y 1.1% eoloeléctricas. La capacidad efectiva de centrales de ciclo combinado representó 33.9% del total, mientras que para las centrales turbogás la participación fue de 5.6%.

La generación bruta de electricidad ascendió a 261,895 Gigawatts-hora (GWh) en 2012, con un crecimiento de 1.1%. Las fuentes de energía alternas115 tuvieron una participación de 18.1% respecto al total (véase Figura 3.6). En 2012, se inició el aprovechamiento de la energía solar fotovoltaica con la instalación de un parque solar en Tres Vírgenes, en Baja California.

Figura 3.6 Generación bruta de electricidad del servicio público, 2010 y 2011

(Participación porcentual)

Fuente: CFE.

114 Operadas con permiso de Productor Independiente de Energía. 115 Por fuentes alternas se quiere decir, la generación por energía geotérmica, nuclear, eólica e hidroeléctrica.

Ciclo combinado (PIE)

33.0%

Vapor18.5%

Hidroeléctrica13.8%

Ciclo combinado (CFE)

13.3%

Carboeléctrica8.5%

Dual4.5%

Geotermoléctrica2.5%

Nucleoeléctrica3.9%

Turbogás1.6%

Combustión interna0.4%

Eólica0.0%

Generación 2011: 259,155 Gigawatts-hora

Ciclo combinado (PIE)

31.3%

Vapor20.6%

Hidroeléctrica12.0%

Ciclo combinado (CFE)

14.3%

Carboeléctrica8.7%

Dual4.3%

Nucleoeléctrica3.3%

Geotermoléctrica2.2%

Turbogás2.4%

Combustión interna0.4%

Eólica0.5%

Solar fotovoltaica0.0%

Generación 2012: 261,895 Gigawatts-hora


83

La demanda de combustibles en el sector eléctrico público (gas natural, combustóleo, carbón y diésel) ascendió a 4,789.2 mmpcdgne en 2012, 3.2% superior a la de 2011. A lo largo de los últimos años, el gas natural se ha convertido en la principal fuente de energía empleada por el sector eléctrico público (véase Cuadro 3.1). En 2012 representó 56.7% del total de los combustibles consumidos. El uso del gas natural está ampliamente extendido en las centrales termoeléctricas convencionales, turbogás y ciclo combinado. Cabe mencionar, que favoreciendo la demanda eléctrica de gas natural, en 2012 se llevaron a cabo modificaciones en la central Manzanillo I que adicionaron capacidad con tecnología turbogás (473 MW). Además, con dichas modificaciones se dieron de baja dos unidades térmicas convencionales para iniciar el proyecto de modernización de la central.

Cuadro 3.1 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 2002-2012

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

1 Incluye CFE y PIE. 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.

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

El aumento en el consumo de gas natural en el sector ha estado relacionado con la disminución de sus precios. En 2012, el precio promedio del gas natural se ubicó en 3.34 dólares por millón de BTU (US$ por millón de BTU), 1.33 dólares por debajo del precio promedio del carbón importado y 0.22 por arriba del carbón nacional. En el mes de mayo, se registró el precio del gas natural más bajo del año, con 2.50 US$ por millón de BTU (véase Figura 3.7). Precios competitivos del gas natural, y equipos de generación eléctrica eficientes, han favorecido el despacho de generación con tecnologías a base de gas natural sobre aquellas que usan combustóleo y diésel.

En lo que respecta al consumo del resto de los combustibles, el combustóleo se ubicó en 1,228.1 mmpcdgne en 2012, siendo el segundo en orden de importancia. Ante la reducción en el suministro de gas natural del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y reducción de embalses en centrales hidroeléctricas, en 2012 fue necesario el aumento en el consumo de combustóleo. Sin embargo, la participación de este último se ha venido reduciendo desde hace varios años. El combustóleo se utiliza principalmente en unidades generadoras de carga base, y en algunas zonas críticas se usa mezcla combustóleo-gas o solamente gas por restricciones

Año

Gas natural Combustóleo Carbón Diésel Total

2002 1,379.4 2,070.5 478.1 39.3 3,967.4 34.82003 1,590.6 1,753.7 571.2 94.5 4,010.0 39.72004 1,738.4 1,601.7 575.0 38.8 3,953.9 44.02005 1,679.7 1,671.9 747.6 34.7 4,133.9 40.62006 2,021.3 1,282.5 736.6 39.7 4,080.0 49.52007 2,278.4 1,260.5 734.8 18.6 4,292.3 53.12008 2,404.4 1,112.5 541.6 29.3 4,087.8 58.82009 2,550.4 1,081.7 685.7 39.2 4,357.1 58.52010 2,570.2 974.3 736.4 35.9 4,316.8 59.52011 2,717.4 1,101.0 777.9 44.2 4,640.5 58.62012 2,716.2 1,228.1 772.4 72.6 4,789.2 56.7tmca 7.0 -5.1 4.9 6.3 1.9

Combustibles del sector electrico público1 Penetración del gasnatural con relación

al total (%)2


84

ambientales y de economía. En 2012, en el caso del carbón que se utiliza en plantas carboeléctricas y duales de generación en Coahuila y Guerrero, el consumo totalizó 772.4 mmpcdgne.

Figura 3.7 Evolución del precio1 de los combustibles para el servicio eléctrico público, 2006-2012


1 Media nacional. Fuente: CFE.

Sector eléctrico privado

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

Al cierre de 2012, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) tenía autorizados 61 nuevos permisos. En ese mismo año, considerando todas las modalidades de generación, se registraron un total de 685 permisos vigentes y 589 reportaron operaciones.

La capacidad autorizada para los permisionarios del sector eléctrico privado en 2012 fue de 10,109 MW, y la generación bruta de electricidad se ubicó en 34,324 GWh116. Dentro de la generación privada de 2012, el autoabastecimiento representó 45.0%, la cogeneración 35.0%, la exportación 16.8% y los usos propios continuos 3.1%.

El consumo de combustibles del sector eléctrico privado fue de 530.1 mmpcdgne, lo que representó un crecimiento de 5.7% respecto a 2011. La participación del gas natural fue de 74.6%, dentro del total de los combustibles. El segundo combustible en orden de importancia fue el coque de petróleo, con 19.0% del consumo (véase Cuadro 3.2).

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

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Combustóleo nacional Gas natural Diésel Carbón nacional Carbón importado


85

En 2012, la demanda de gas natural del sector eléctrico privado presentó una aumento de 6.6%, colocándose en 395.3 mmpcd. Lo anterior se derivó por un mayor consumo de gas natural para la exportación de electricidad, dado que su demanda aumentó de 105.4 mmpcd en 2011 a 129.6 mmpcd en 2012. Por otro lado, el gas natural utilizado para la autogeneración se contabilizó en 265.7 mmpcd.

Cuadro 3.2 Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 2002-2012


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

3.1.1.2 Sector Industrial

La producción industrial de Estados Unidos y, en particular la actividad manufacturera, se desaceleró durante la mayor parte de 2012. No obstante, en el año en su conjunto, la producción industrial aumentó 3.6% en 2012, luego de crecer 3.4% en 2011117. Lo anterior influyó para que el PIB industrial en México mostrara una trayectoria positiva a lo largo de 2012. No obstante, la actividad industrial nacional presentó una desaceleración en la segunda mitad del año en relación al ritmo de crecimiento de los primeros dos trimestres de 2012. Esto fue reflejo, principalmente, de una disminución en el ritmo de crecimiento del sector manufacturero y de la construcción118.

Bajo el contexto descrito, la tasa de crecimiento del PIB en el sector manufacturero fue de 3.9%, en minería 1.7% y en electricidad, agua y suministro de gas por ductos al consumidor final 2.1%. Asimismo, el PIB de la industria de la construcción aumentó 1.9%. Dentro de la industria manufacturera, las actividades que experimentaron mayor crecimiento119 en 2012 fueron la fabricación de equipo de transporte, con 14.0%, la industria de la madera con 11.0% y la Industria del plástico y del hule con 9.5%. Sin embargo, las industrias con mayor participación en el PIB manufacturero120 fueron: alimentaria con 22.6%, fabricación de equipo de transporte con 21.9% y química con 8.6%. Estas industrias son especialmente intensivas en el uso del gas natural.

117 Informe Anual 2012, Banxico, p.4. 118 Ídem, p.14. 119 Tasas de crecimiento del promedio anual del Indicador Mensual de la Actividad Industrial base 2008, de INEGI. 120 Participaciones calculadas a partir de los valores del PIB base 2003. La desagregación de las series estadísticas del PIB de las industrias manufactureras base 2008, no se habían publicado al momento de elaborar este documento.

Año

Gas naturalCoque de petróleo

Combustóleo Diésel Carbón Total

2002 122.0 0.0 68.0 5.3 0.0 195.4 62.42003 244.1 20.9 66.1 9.8 0.0 340.9 71.62004 311.9 69.4 76.6 2.5 0.0 460.3 67.82005 333.7 74.8 68.3 5.0 0.5 482.2 69.22006 368.3 85.6 53.3 5.4 1.1 513.7 71.72007 367.5 85.1 52.4 7.3 3.4 515.6 71.32008 389.6 81.9 32.1 9.9 2.9 516.4 75.42009 382.3 81.7 33.8 10.6 3.1 511.5 74.82010 366.1 100.7 25.7 10.3 3.9 506.9 72.22011 371.0 97.6 18.6 10.6 3.6 501.5 74.02012 395.3 100.8 21.4 8.9 3.7 530.1 74.6tmca 12.5 n.a. -10.9 5.3 n.a. 10.5

Combustibles del sector electrico público1 Penetración del gasnatural con relación

al total (%)2


86

Cuadro 3.3 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 2002-2012

mmpcdgne: millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. mbdglpe: miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente. Fuente: IMP con base en información de CRE, PEMEX, SENER y empresas particulares.

En 2012, la demanda industrial de combustibles121 creció 2.6% respecto a 2011, al totalizar 1,823.6 mmpcdgne, aproximadamente 469.8 miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente (mbdglpe). En tanto que el consumo de gas natural en el sector fue de 1,181.1 mmpcd (304.3 mbdglpe), 4.6% superior al de 2011 (véase Cuadro 3.3).

La disminución del precio del gas natural en los últimos años ha favorecido la preferencia del energético en el sector, respecto a otros combustibles. En 2012, el consumo de gas natural representó 64.8% del total de combustibles industriales, mientras que el gas L.P. representó 5.9%. El diésel aumentó dicha participación ubicándose en alrededor de 10.0%, en tanto que el coque de petróleo mantuvo una participación similar a la de 2011. El uso del combustóleo continuó disminuyendo, al continuar su sustitución por coque de petróleo, residuos combustibles y bagazo de caña.

Dados los sistemas de información estadística existente, es posible llevar un registro de la evolución de la demanda de gas natural por grupos de rama. Destaca el crecimiento del consumo de gas natural en 2012 de las industrias de alimentos, bebidas y tabaco, con 14.1 mmpcd adicionales. El segundo incremento más importante del año fue el de las industrias de cemento hidráulico, con un aumento de 9.4 mmpcd. El grupo de industrias de alimentos, bebidas y tabaco fueron las que presentaron la mayor tasa de crecimiento en el consumo de gas natural durante el periodo 2002-2012, con un promedio de 5.4% anual (véase Cuadro 3.4).

Por su parte, la demanda industrial de gas L.P. fue de 27.9 miles de barriles diarios (mbd) en 2012, un equivalente de 108.4 mmpcdgne, observándose un crecimiento de 3.4% respecto a 2011. En las regiones Noreste y Centro-Occidente, se presentaron reducciones en la demanda de gas L.P. en 2012 de 3.1% y 2.8%, respectivamente. No obstante, en las otras tres regiones, la demanda industrial de gas L.P. registró un incremento conjunto de 1.2 mbd respecto a 2011. En la actualidad no se cuenta con información actualizada sobre el consumo industrial de gas L.P. a nivel de rama de la industria manufacturera.

121 Los combustibles considerados son gas natural, combustóleo, diésel, coque de petróleo y gas L.P.

Año(mmpcd) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbd) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe)

2002 965.5 248.8 159.2 41.0 114.7 29.5 123.7 31.9 388.9 100.2 1,752.0 451.42003 924.1 238.1 163.1 42.0 106.8 27.5 126.6 32.6 387.0 99.7 1,707.5 439.92004 956.5 246.4 226.7 58.4 109.7 28.3 154.0 39.7 391.3 100.8 1,838.3 473.62005 935.2 241.0 228.2 58.8 110.0 28.3 145.4 37.5 379.2 97.7 1,798.0 463.22006 1,014.0 261.3 300.9 77.5 115.8 29.8 141.0 36.3 305.3 78.7 1,877.1 483.62007 1,040.1 268.0 348.3 89.7 113.1 29.1 143.7 37.0 285.0 73.4 1,930.2 497.32008 1,026.6 264.5 302.0 77.8 108.0 27.8 147.6 38.0 222.0 57.2 1,806.2 465.32009 912.8 235.2 250.2 64.5 106.3 27.4 133.7 34.4 186.5 48.0 1,589.4 409.52010 1,054.3 271.6 232.9 60.0 112.2 28.9 141.9 36.5 150.7 38.8 1,691.9 435.92011 1,129.2 290.9 254.6 65.6 104.8 27.0 158.4 40.8 130.2 33.6 1,777.4 457.92012 1,181.1 304.3 262.6 67.7 108.4 27.9 182.0 46.9 89.5 23.1 1,823.6 469.8tmca

Combustóleo Total

2.0 5.1 -0.6 3.9 -13.7 0.4

Gas natural Coque de petróleo Gas L.P. Diésel


87

Cuadro 3.4 Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 2002-2012


Fuente: IMP con base en información de la CRE, PEMEX y empresas privadas.

3.1.1.3 Sector Petrolero

La demanda de combustibles del sector petrolero se ubicó en los 2,560.6 mmpcdgne en 2012, aproximadamente 659.7 mbdglpe (véase Cuadro 3.5). Lo anterior significó un crecimiento de 2.4% respecto a 2011. El combustible con mayor aumento en términos de volumen fue el gas natural, seguido del diésel. En el caso del gas L.P., la demanda petrolera presentó una reducción.

El 88.8% de la demanda de combustibles en la industria petrolera en México de 2012, fue de gas natural. El combustóleo fue el segundo en importancia con 5.9%, sin embargo, en los últimos años este combustible ha experimentado una disminución importante. En el caso del gas L.P., la participación fue de apenas 0.7%.

El consumo de gas natural en el sector se ubicó en 2,273.1 mmpcd en 2012122 (585.6 mbdglpe), 4.0% más que el consumo de 2011. Dentro de la demanda nacional de gas natural, el sector petrolero fue el segundo más importante, dado que representó 34.0%.

En el sector petrolero sobresalen el aumento de consumo de gas natural de PEMEX Exploración y Producción (PEP)123, con 72.9 mmpcd adicionales (18.8 mbdglpe), y el incremento de 20.6 mmpcd (5.3 mbdglpe) de PEMEX Petroquímica (PPQ). Por otro lado, el consumo de gas natural en PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) presentó una reducción de 5.9%, lo que significó unos 17.2 mmpcd (4.4 mbdglpe) menos respecto a 2011.

122 El volumen reportado en la demanda de gas natural del sector petrolero en esta versión de las Prospectivas, solo se refiere a gas seco que PGPB vende a otras subsidiarias de PEMEX, o gas natural para su propio consumo. Para una justificación más detallada sobre la decisión de presentar la información con este nuevo formato, leer la sección 3.5 Balance nacional 2002-2012. 123 El volumen de consumo de gas natural de PEP en 2012, incluye gas seco utilizado como combustible para extracción y transporte de hidrocarburos, para inyección en pozos y para mejorar el rendimiento de la extracción de crudo.

Grupo de ramas 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Total 965.5 924.1 956.5 935.2 1,014.0 1,040.1 1,026.6 912.8 1,054.3 1,129.2 1,181.1 2.0

Industrias básicas de metales

240.9 265.6 297.3 279.5 293.6 305.6 299.3 223.4 283.5 298.2 295.3 2.1

Química 155.2 125.8 117.5 115.9 127.1 131.7 132.3 135.2 148.0 158.6 162.5 0.5

Productos metálicos, maquinaria y equipo

105.8 96.8 103.2 103.4 106.9 111.2 106.3 95.0 117.2 130.6 136.4 2.6

Alimentos, bebidas y tabaco

77.2 79.3 82.6 89.1 92.3 95.9 96.0 102.9 109.7 117.1 131.1 5.4

Vidrio y productos de vidrio 101.9 91.0 93.6 95.0 105.6 111.1 116.6 104.0 110.7 118.8 126.5 2.2

Papel y cartón, imprentas y editoriales

62.0 59.2 55.2 52.3 63.8 65.2 69.9 62.9 64.0 67.4 75.8 2.0

Productos de minerales no metálicos

65.9 64.4 64.1 63.9 68.3 69.4 66.2 58.2 67.3 71.9 73.4 1.1

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero

31.4 32.3 32.4 30.4 33.9 35.0 34.4 34.4 37.9 39.4 38.9 2.2

Minería 22.4 24.0 23.6 23.8 23.8 22.4 20.3 17.5 22.2 23.5 24.7 1.0Cerveza y malta 19.0 16.4 15.9 15.3 18.9 16.6 17.7 15.8 16.2 18.6 22.0 1.5Cemento hidráulico 23.5 19.9 16.5 13.0 18.1 10.7 8.7 11.7 12.6 12.0 21.4 -1.0Resto de las ramas 60.3 49.4 54.7 53.6 61.6 65.3 59.0 51.9 65.1 73.0 73.0 1.9


88

Cuadro 3.5 Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 2002-2012

mmpcdgne: millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. mbdglpe: miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente. Fuente: IMP con base en información de PEMEX.

Para el caso específico de gas L.P., el sector petrolero consumió 4.4 mbd en 2012, aproximadamente 17.0 mmpcdgne, lo que significó una reducción de alrededor de 5.6% respecto 2011. Todas las subsidiarias de PEMEX disminuyeron su consumo de gas L.P. en 2012. PR y PGPB son los principales consumidores petroleros de gas L.P. de 2012, con demandas que representaron 86.1% y 13.8% del consumo de gas L.P. del sector, respectivamente (véase Figura 3.8).

Figura 3.8 Estructura del consumo de gas natural y gas L.P. para el sector petrolero, 2012


Fuente: SENER con información del IMP.

Petroquímica

La elaboración total de productos de PPQ en 2012 se redujo 22.2%, produciéndose un total de 6,347 miles de toneladas anuales (mta). Este resultado es consecuencia de que no se efectuaron las corridas de prueba de la planta reformadora en el Complejo Petroquímico (CPQ) La Cangrejera, programadas para iniciar en la segunda quincena de marzo (véase Cuadro 3.6).

Durante 2012, la cadena de derivados del metano fue superior en 7.2% al año anterior. Esto fue resultado de que en el último trimestre de 2012 se dispuso de una tercera planta de amoníaco en el CPQ Cosoleacaque, así como del buen desempeño de la planta de Metanol II en el CPQ Independencia.

Año(mmpcd) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbd) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe)

2002 1,872.4 482.4 241.0 62.1 67.9 17.5 16.7 4.3 4.9 1.3 2,202.9 567.62003 1,998.0 514.8 264.8 68.2 72.0 18.6 19.5 5.0 3.5 0.9 2,357.9 607.52004 2,052.5 528.8 280.5 72.3 91.8 23.7 23.7 6.1 3.5 0.9 2,452.0 631.72005 2,030.0 523.0 265.3 68.4 95.1 24.5 17.1 4.4 3.1 0.8 2,410.7 621.12006 2,159.6 556.4 234.7 60.5 86.8 22.4 20.2 5.2 3.2 0.8 2,504.6 645.32007 2,125.4 547.6 230.6 59.4 99.3 25.6 21.9 5.7 3.2 0.8 2,480.4 639.12008 2,174.9 560.4 225.9 58.2 101.7 26.2 19.7 5.1 3.1 0.8 2,525.3 650.62009 2,149.4 553.8 207.7 53.5 115.4 29.7 18.9 4.9 3.2 0.8 2,494.7 642.72010 2,236.6 576.2 178.2 45.9 110.7 28.5 15.7 4.0 3.3 0.8 2,544.4 655.62011 2,186.2 563.3 190.0 49.0 101.7 26.2 18.0 4.6 4.2 1.1 2,500.2 644.1

2,012.0 2,273.1 585.6 150.1 38.7 114.6 29.5 17.0 4.4 5.8 1.5 2,560.6 659.7tmca 1.5

Gas natural Combustóleo Diésel Gas L.P. Gasolina Total

2.0 -4.6 5.4 0.2 1.8

57.8%

86.1%

15.1%

13.8%

12.1%

0.1%

15.0% 0.01%

Gas L.P.

Gasnatural

PEMEX Exploración y Producción PEMEX Refinación PEMEX Gas Petroquímica Básica

PEMEX Petroquímica PEMEX Corporativo

2,273.1 mmpcd

4.4 mbd


89

Cuadro 3.6 Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ1, 2002-2012

(millones de pies cúbicos diarios y miles de toneladas anuales)

1 Incluye sólo los petroquímicos elaborados por PPQ; excluye los obtenidos por PR, así como el etano y el azufre de PGPB. Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. Fuente: PEMEX Petroquímica y PEMEX Memoria de Labores 2010.

En el caso de la cadena del etano, en 2012 se superó en 0.9% superior el volumen alcanzado en 2011. La producción de etileno ascendió a 1,127.8 mta, 0.3% más que en 2011; la de polietilenos fue de 644.3 mta, volumen 2.4% menor al año anterior. El etileno y los polietilenos representaron 40.6% y 23.2%, respectivamente, de la producción de derivados del etano.

El volumen de producción de aromáticos y derivados de 2012 resultó 82.0% menor al de 2011. Lo anterior de debió a que el tren de aromáticos y las plantas preparadoras de carga permanecieron fuera de operación por realizarse los trabajos de integración de la planta reformadora del CPQ La Cangrejera.

La producción de propileno y derivados se redujo 20.7% en 2012, consecuencia de la planta de acrilonitrilo salió de operación por eventos como falta de propileno, bajos retiros del cliente, falta de materia prima, y altos inventarios al final del año. Asimismo, la elaboración de petrolíferos de PPQ, fue 94.1% inferior a la de 2011, como resultado de los trabajos en la reformadora del CPQ La Cangrejera.

El porcentaje de utilización de las plantas de PPQ en 2012 resultó inferior al año previo, debido principalmente al desfase de las pruebas en CPQ Cangrejera ya mencionadas, por lo que el tren de aromáticos y las preparadoras de carga, permanecieron fuera de operación durante este período.

Cuadro 3.7 Utilización de la capacidad total de PEMEX Petroquímica,

enero-diciembre 2012

Fuente: Informe Anual 2012 de PEMEX, Anexo PEMEX Petroquímica.

Por otra parte, la utilización de capacidad en el CPQ Cosoleacaque resultó superior a 2011, debido a que la capacidad nominal de producción de 2012, dado que no se incluye la operación de una tercera planta de amoníaco que inició el último trimestre. La utilización de la capacidad del CPQ Pajaritos superó en 4 puntos porcentuales lo logrado en el mismo período del año anterior, como resultado del buen desempeño de la planta de cloruro de vinilo.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 tmcaConsumo de gas natural (mmpcd) 294.7 285.2 295.0 263.5 292.0 322.9 344.4 318.4 319.9 320.0 340.6 1.5

Combustible 228.0 238.0 237.1 222.1 244.0 271.9 290.6 255.9 251.7 239.7 257.5 1.2Materia prima 67.0 47.2 57.8 41.4 48.0 51.0 53.8 62.5 68.3 80.3 83.2 2.2

Elaboración de petroquímicos (mta) 5,889.1 6,085.1 6,223.4 6,219.0 6,572.1 7,496.8 7,841.0 7,586.9 8,943.1 8,155.2 6,347.4 0.8Derivados del metano 1,662.8 1,382.7 1,668.0 1,241.7 1,404.1 1,859.2 2,201.7 1,961.7 2,281.5 2,306.5 2,473.0 4.0Derivados del etano 2,308.8 2,218.2 2,072.8 2,440.0 2,747.7 2,607.1 2,603.9 2,695.3 2,830.9 2,750.4 2,774.7 1.9Aromáticos y derivados 669.8 794.8 1,221.6 1,187.3 1,089.0 1,084.5 1,058.1 957.2 1,042.2 923.0 165.9 -13.0Propileno y derivados 114.9 125.3 115.6 104.2 24.2 47.3 17.5 31.0 84.5 61.9 49.1 -8.1Petrolíferos 18.0 23.6 42.0 29.9 24.1 446.6 480.2 390.6 610.0 451.1 26.4 3.9Otros 1,114.9 1,540.5 1,103.3 1,215.9 1,282.9 1,452.1 1,479.6 1,551.1 2,094.1 1,662.2 858.3 -2.6

Capacidad Instalada(miles de toneladas)

Centro Anual 2011 2012Total 10276 79% 62%Cosoleacaque 2150 94% 102%Cangrejera 4328 78% 29%Morelos 2286 84% 87%Pajaritos 1180 58% 62%Independencia 222 72% 72%Escolín 55 n.a. n.a.Tula 55.0 n.a. n.a.

(Acumulado)Porcentaje de Utilización


90

3.1.1.4 Sector Autotransporte

En 2012, el total de ventas de combustibles para el sector autotransporte (gasolinas, gas L.P. carburante y gas natural comprimido) creció 1.4%, al pasar de 1,202.9 miles de barriles diarios de gasolina equivalente (mbdge) en 2011 a 1,219.8 mbdge en 2012 (véase Cuadro 3.8). Del total de combustibles destinados al sector autotransporte en 2012, las gasolinas automotrices participaron con 65.8%, en tanto que el diésel participó con 32.3%, 0.5 puntos porcentuales más que en 2011.

Tanto el gas L.P., como el gas natural comprimido (GNC), son utilizados en el sector autotransporte como carburante alternativo a los convencionales (gasolinas y diésel). Su valor agregado radica en que generan considerablemente menores emisiones que otros combustibles fósiles. En 2012, el gas L.P. carburante representó 1.9% del total de los combustibles consumidos por los vehículos automotores en México, en tanto que el GNC tan solo el 0.01%.

Cuadro 3.8 Ventas de gasolinas, gas L.P. carburante y gas natural comprimido

en el sector autotransporte, 2002-2012 (miles de barriles diarios de gasolina equivalente)

Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER.

En 2012, las ventas de gas L.P. en el sector autotransporte se incrementaron 6.2% respecto a 2011. No obstante, éstas disminuyeron 2.4% promedio anual durante el periodo 2002-2012, al pasar de 39.4 mbd (28.8 mbdge) en 2002 a 31.1 mbd (22.6 mbdge) en 2012. Por otro lado, el consumo de GNC aumentó 22.8%; sin embargo en el periodo de estudio creció 3.1%, pasando de 1.7 mmpcd (0.09 mbdge) en 2002 a 1.8 mmpcd (0.10 mbdge) en 2012.

A lo largo de los años, el comportamiento del consumo de gas L.P. para autotransporte ha respondido a la dinámica de los precios de los combustibles sustitutos como el diésel, la gasolina y el GNC. Años atrás, el diferencial de precios había sido desfavorable hacia el gas L.P., lo que ocasionó la disminución de conversiones a gas L.P. de vehículos convencionales a gasolina o diésel. Dentro de los aspectos que han incidido negativamente en el desarrollo del parque vehicular a gas L.P. en el país, están las malas prácticas en las conversiones en talleres sin personal calificado y sin apego a las normas técnicas específicas124.

124 Estas conversiones deficientes produjeron rendimientos vehiculares menores que los esperados, lo que se reflejó en pérdidas económicas por el costo del combustible y gastos de conversión. Inclusive, parte de esos clientes decidió regresar al uso de gasolina en sus vehículos o bien, intentar otras opciones, como el diésel.

Año Gasolina Diésel Gas L.P.Gas naturalcomprimido

Total

2002 565.3 262.1 28.8 0.09 856.22003 600.5 277.3 28.8 0.11 906.82004 636.1 294.1 29.0 0.11 959.22005 671.5 315.4 25.8 0.10 1,012.72006 718.3 343.9 20.4 0.11 1,082.72007 760.3 364.0 22.1 0.10 1,146.52008 792.0 386.0 20.5 0.09 1,198.62009 791.9 365.7 19.5 0.08 1,177.22010 801.6 376.8 19.3 0.07 1,197.92011 799.1 382.4 21.2 0.08 1,202.92012 803.2 394.0 22.6 0.10 1,219.8tmca 3.6 4.2 -2.4 0.30 3.6


91

Figura 3.9 Precio relativo gasolina1/gas L.P. y diésel2/gas L.P.3, 2002-2012

1 Precio gasolina PEMEX Magna nacional sin zonas fronterizas. 2 Precio PEMEX Diésel nacional sin zonas fronterizas. 3 Precio promedio ponderado nacional del gas L.P., corregido por eficiencia energética. Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER.

No obstante, durante 2011 y 2012, el precio relativo gasolina/gas L.P. promedió 1.24 y 1.26, respectivamente, lo que benefició las ventas de gas L.P. carburante (véase Figura 3.9). Las regiones Centro y Centro-Occidente fueron las principales demandantes de gas L.P. para autotransporte en 2012, con una participación de 36.1% y 23.7%, respectivamente. Asimismo, las regiones con la mayor concentración de vehículos a gas L.P. fueron la Centro-Occidente y Noroeste, que conjuntamente aportaron 59.6% del total. Durante el periodo 2002-2012, el parque vehicular de gas L.P. carburante en los estados que integran la región Sur-Sureste mostró el mayor dinamismo, con un crecimiento medio anual de 1.8%. En 2012, se estima que el parque vehicular a gas L.P. fue de 221.7 miles de vehículos.

Figura 3.10 Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2012

(miles de unidades)

Fuente: IMP.

En el caso del GNC, la cantidad estimada de vehículos que utilizaron dicho energético fue de 1.5 mil unidades en 2012 (véase Figura 3.10). Al cierre de dicho año, en nuestro país existían un total de diez estaciones de servicio para suministro de GNC vehicular: tres estaciones se

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00

2002 2004 2006 2008 2010 2012

Pemex Magna/gas LP Pemex Diesel/gas LP

26,828.5 811.4 221.7 1.5 27,863.1

Gasolina Diesel Gas LP GNC Total


92

encuentran ubicadas en el Noreste del país; dos en Nuevo León y una en Ciudad Juárez; cuatro estaciones se encuentran ubicadas en la región Centro, en la Zona Metropolitana del Valle de México; y tres estaciones en la región Centro-Occidente, ubicadas cada una en Querétaro, Michoacán y Guadalajara.

En el caso del parque vehicular a GNC, pese a que el uso del gas natural es económicamente atractivo para vehículos con una alta intensidad de uso125, el mercado de gas natural vehicular no ha logrado afianzarse a causa del acceso restringido al combustible. Esto ha estado relacionado con la disponibilidad de estaciones de servicio y talleres para conversión, cuya evolución ha sido lenta.

3.1.1.5 Sector Residencial, Servicios y Agropecuario

El principal uso del gas L.P., leña y gas natural en los hogares corresponde a la cocción de alimentos, calentamiento de agua y calefacción. Lo mismo aplica para el sector servicios en locales comerciales, restaurantes y hoteles, entre otros. En 2012 la demanda de combustibles de los sectores residencial y de servicios sumó 407.8 mbdglpe, un aproximado de 1,589.5 mmpcdgne126, con una reducción de alrededor de 0.6% respecto al año anterior. Dicho comportamiento fue resultado un crecimiento de 3.9% en el consumos de gas natural.

El gas L.P. tiene una participación mayoritaria en los sectores residencial y servicios. En el residencial, el consumo de gas L.P. en 2012 representó poco más de 53% del total de combustibles; es decir, un volumen de 181.1 mbd (703.0 mpcdgne). No obstante, el consumo disminuyó 0.9% respecto a 2011. Asimismo, durante el periodo 2002-2012 las ventas residenciales de gas L.P. disminuyeron 1.4% promedio anual. La expansión del uso del gas natural en zonas urbanas, las mejoras de los estándares de eficiencia de los calentadores de agua, la preferencia por el uso del horno de microondas, la sustitución de estufas nuevas con mayor eficiencia y la introducción de paneles solares, han sido los impulsores de la reducción de la demanda residencial de gas L.P.

Cuadro 3.9 Consumo de combustibles en el sector residencial, 2002-2012

mmpcdgne: millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. mbdglpe: miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente. Fuente: IMP.

125 Como es el caso de vehículos ligeros pertenecientes a flotas y vehículos de transporte público como microbuses. 126 Este dato considera nuevas estadísticas sobre consumo de leña, dada la última actualización de información de población y vivienda de INEGI disponible durante la elaboración de este documento (Censo y ENIGH).

Año(mmpcd) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbd) (mmpcdgne) (mbdglpe)

2002 812.0 209.2 71.0 18.3 506.8 129.2 1,389.8 356.72003 808.2 208.2 81.2 20.9 504.2 128.5 1,393.6 357.62004 815.6 210.1 86.5 22.3 499.9 127.4 1,402.0 359.82005 776.7 200.1 86.6 22.3 497.7 126.8 1,361.0 349.32006 769.0 198.1 84.5 21.8 494.1 125.9 1,347.6 345.82007 760.8 196.0 88.5 22.8 491.2 125.2 1,340.4 344.02008 743.3 191.5 87.4 22.5 487.4 124.2 1,318.1 338.22009 712.3 183.5 82.9 21.4 486.4 124.0 1,281.6 328.82010 730.9 188.3 85.7 22.1 483.1 123.1 1,299.7 333.52011 709.8 182.9 81.7 21.0 533.9 136.1 1,325.3 340.0

2,012.0 703.0 181.1 84.1 21.7 528.3 134.6 1,315.4 337.4tmca -1.4 1.7 0.4 -0.6

Gas L.P. Gas natural Leña Total


93

El cambio en los patrones de consumo ha generado ahorros en el consumo de gas L.P., por concepto de cocción de alimentos y calentamiento de agua. Durante 2012, dichos ahorros ascendieron a 12.9 mbd, como se muestra en la Figura 3.11.

Figura 3.11 Ahorro de gas L.P. en el consumo residencial por mejoras técnicas

y cambio en los patrones de consumo, 2002-2012

Nota: Las estimaciones del ahorro pueden no ser idénticas a las del ejercicio anterior debido a la actualización de información del INEGI (Censo y ENIGH). Fuente. IMP, con base en ANES, CONAPO, INEGI, PROCALSOL y empresas privadas.

Del ahorro de gas L.P. estimado, 67.9% se debió a la eficiencia energética en los calentadores de agua e introducción de paneles solares, seguido del ahorro por el mejoramiento de bujías y la reducción de pérdidas del sistema de encendido electrónico para estufas, con 28.7%. El 3.4% restante se originó por la preferencia por el uso del horno de microondas para calentamiento y cocción de alimentos.

Dentro de las limitantes al crecimiento de la demanda de gas L.P. para uso residencial, se encuentra la ausencia de infraestructura en las viviendas, bajos niveles de ingreso y la preferencia por razones culturales en el uso de la leña. Por ejemplo, la situación económica de varias familias en la región Sur-Sureste del país, ha puesto al gas L.P. como el segundo combustible de mayor uso en el sector residencial, por detrás de la leña.

La demanda residencial de gas natural fue de 84.1 mmpcd (21.7 mbdglpe) en 2012, un 2.9% más que en 2011. Entre 2002 y 2012, el consumo residencial de gas natural ha crecido 1.7% en promedio cada año, posicionando a este energético con una participación de 6.4% al final del periodo. Asimismo, la penetración del gas natural en los sectores residencial y servicios, depende de la existencia de infraestructura a través del establecimiento de zonas geográficas de distribución.

En el caso del sector servicios, la demanda de gas L.P. fue de 41.9 mbd (162.6 mmpcdgne) en 2012, y la de gas natural 27.0 mmpcd (6.7 mbdglpe). Mientras que el consumo de gas L.P. del sector se mantuvo prácticamente igual que el de 2011, el de gas natural avanzó 6.9%. Por otro lado, la participación del gas L.P. en la demanda para servicios de combustibles fue de

1.9

3.8

5.7

7.1

8.5

9.710.5

10.911.7

12.212.9

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Ahorro por cambio gradual a encendido electrónico en las estufasAhorro por mejora gradual en la eficiencia de los calentadores convencionales e introducción de paneles solaresDesplazamiento de gas L.P. por hornos de microondas


94

alrededor de 59% en 2012, y la del gas natural se ubicó en aproximadamente 10% (véase Cuadro 3.10).

Cuadro 3.10 Consumo de combustibles en el sector servicios, 2002-2012

mmpcdgne: millones de pies cúbicos de gas natural equivalente. mbdglpe: miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente. Fuente: IMP.

En el caso de la leña, se estima que el consumo ha variado muy poco en los últimos años, aunque el acceso y el uso del gas L.P. se ha extendido en varias comunidades rurales. Entre 2002 y 2012 su participación promedió alrededor de 36% en el consumo conjunto de los sectores residencial y de servicios. La leña es el segundo combustible más importante, por su uso en muchos hogares de bajos ingresos en el país.

En cuanto a el gas L.P. utilizado en actividades agropecuarias, entre 2002 y 2012, el consumo ha mostrado una tendencia a la baja, observándose una reducción promedio de 3.3% anual. El consumo de gas L.P. en este sector disminuyó en todos los casos en 2012, y para el periodo 2002-2012, sólo en la región Noreste la tendencia del consumo ha ido a la alza, promediando un crecimiento de 2.5% anual.

3.1.2 Demanda regional y estatal

La regionalización de los mercados nacionales de gas natural y gas L.P. permite hacer comparativos entre los diferentes estados donde se consumen y producen estos energéticos. Para ello, se divide al territorio nacional en cinco regiones: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste. Los estados integrantes de cada región se enlistan en la Figura 3.12.

La región Sur-Sureste fue la principal consumidora de gas natural en el país en 2012, con un consumo de 2,472.6 mmpcd, lo que representó 37.0% del total nacional. Este consumo se destinó principalmente a la actividad petrolera. La segunda región más importante en cuanto a consumo fue la Noreste, con una participación de 33.2%, derivado principalmente de la dinámica de la demanda de gas natural del sector eléctrico.

En 2012, el consumo de gas natural aumentó en todas las regiones, con excepción de la región Noreste. La demanda de las regiones Centro-Occidente y Sur-Sureste mostraron los mayores crecimientos, con incrementos de 60.5 mmpcd y 60.2 mmpcd, respectivamente. En las regiones Centro-Occidente y Noroeste la demanda conjunta de gas natural del sector eléctrico aumentó 89.1 mmpcd.

Año(mmpcd) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbd) (mmpcdgne) (mbdglpe)

2002 187.0 48.2 22.4 5.8 81.1 20.7 290.5 74.62003 177.8 45.8 18.6 4.8 80.7 20.6 277.1 71.22004 172.5 44.4 19.6 5.0 80.0 20.4 272.0 69.92005 171.0 44.1 20.5 5.3 79.6 20.3 271.1 69.62006 177.9 45.8 23.3 6.0 79.1 20.1 280.2 72.02007 164.8 42.5 24.2 6.2 78.6 20.0 267.6 68.72008 154.9 39.9 25.3 6.5 78.0 19.9 258.3 66.32009 153.9 39.6 24.5 6.3 77.8 19.8 256.2 65.82010 157.3 40.5 26.6 6.9 77.3 19.7 261.2 67.12011 162.7 41.9 25.2 6.5 85.4 21.8 273.4 70.2

2,012.0 162.6 41.9 27.0 6.9 84.5 21.5 274.1 70.4tmca

mmpcdgne: millones de pies cúbicos de gas natural equivalente.

Gas L.P. Gas natural Leña Total

-1.4 1.9 0.4 -0.6


95

Veracruz fue el estado con el mayor consumo de gas natural del país, con un volumen de 866.7 mmpcd. El principal destino del energético fue el sector petrolero. También destacaron los consumos de Tamaulipas y Nuevo León, con 855.4 mmpcd y 672.4 mmpcd, respectivamente.

Figura 3.12 Regionalización de los mercados de gas natural y gas L.P.

Fuente: SENER.

Desde la Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012-2026, el consumo de gas natural en aguas territoriales por actividades petroleras, que antes se contabilizaba dentro de Campeche, se clasificó por separado127. El consumo de gas natural de PEMEX en aguas territoriales, ascendió a 642.8 mmpcd, mostrando un incremento de 7.1% respecto al año anterior.

Pese al importante potencial productivo de gas natural en el país, existen restricciones que se tienen que considerar para explicar el déficit entre la oferta y la demanda nacional. Es necesario examinar las condiciones geográficas de México y del sistema de distribución y transporte del hidrocarburo.

Por ejemplo, la región Noroeste está totalmente aislada del suministro de gas natural de origen nacional; es decir, las importaciones en esta región no pueden ser sustituidas con producción territorial. Además, la región Sur-Sureste es superavitaria en la producción de gas natural y abastece a la Centro y la Centro-Occidente, estas últimas no cuentan con producción propia. La región Noreste no sólo abastece su demanda con gas natural importado y con producción propia, si no que envía el hidrocarburo a otras regiones. Por otro lado, el sistema tiene una restricción de capacidad de compresión que limita el envío de gas natural de la región Noreste a las regiones Sur-Sureste, Centro y Centro-Occidente.

127 El gas natural consumido en aguas territoriales se contabiliza en la región Sur-Sureste.

Centro-Occidente

•BajaCalifornia

•Baja California Sur•Sinaloa•Sonora

•Aguascalientes•Colima•Guanajuato•Jalisco•Michoacán•Nayarit•Querétaro•San Luis Potosí•Zacatecas

•Coahuila•Chihuahua•Durango•Nuevo León•Tamaulipas

•Campeche•Chiapas•Guerrero•Oaxaca•Quintana Roo•Tabasco•Veracruz•Yucatán

•Distrito Federal•Hidalgo•Estado de México•Morelos•Puebla•Tlaxcala

Noroeste

Noreste

Sur-Sureste

Centro


96

Asimismo, la distribución de la infraestructura, la ubicación de los centros industriales, las actividades petroleras, los puntos de generación de electricidad y concentración poblacional, son factores importantes que determinan el consumo de gas natural en cada estado. Al cierre de 2012, son seis los estados de la República Mexicana (Baja California Sur, Guerrero, Nayarit, Quintana Roo, Sinaloa y Zacatecas) que no presentaron consumos de gas natural al cierre de 2012, derivado de la falta de infraestructura.

Cuadro 3.11 Consumo regional de gas natural por estado1, 2002-2012


n.a.: No aplica. 1 Para consultar la demanda de gas natural por sectores y por entidades federativas, véase el Anexo A. Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, SENER, PGPB y empresas privadas.

En 2012, Colima y Morelos iniciaron sus primeros consumos de gas natural. En el primer caso, el inicio de operaciones de la terminal de GNL en Manzanillo permitió el abastecimiento de gas natural a plantas de la CFE. En el caso de Morelos, la comercialización de GNC sobre ruedas ha facilitado el acceso del energético a usuarios del sector industrial.

En el caso del mercado de gas L.P., la región Centro fue la de mayor consumo en el territorio nacional, seguida de la Centro-Occidente. En 2012, ambas concentraron 63.5% de las ventas nacionales de gas L.P., equivalente a 182.0 mbd. Por su parte, las regiones situadas al norte del país consumieron alrededor de dos de cada nueve barriles de gas L.P. a nivel nacional. En la

Estado 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 tmcaTotal nacional 4,434.5 4,858.6 5,167.5 5,087.6 5,672.9 5,925.9 6,109.9 6,104.0 6,340.9 6,512.2 6,678.4 4.2Noroeste 154.0 256.7 311.8 334.4 391.5 376.3 428.9 408.3 380.0 399.3 445.3 11.2Baja California 100.1 180.0 226.8 248.1 282.8 265.8 303.2 289.2 255.6 276.2 317.6 12.2Baja California Sur - - - - - - - - - - - - Sinaloa - - - - - - - - - - - - Sonora 53.9 76.7 85.0 86.4 108.7 110.6 125.7 119.1 124.4 123.1 127.7 9.0Noreste 1,193.1 1,268.2 1,401.1 1,418.7 1,634.1 1,785.8 1,807.9 1,834.0 1,965.6 2,219.3 2,217.0 6.4Chihuahua 213.0 223.5 220.6 199.3 229.6 258.5 266.0 276.4 280.7 306.5 322.1 4.2Coahuila 145.0 126.8 128.0 122.1 129.7 136.3 142.3 127.3 139.2 156.5 174.1 1.8Durango 45.3 38.0 39.0 71.8 98.6 107.5 107.8 112.3 153.3 186.6 193.1 15.6Nuevo León 529.2 609.0 560.0 554.6 607.0 604.1 617.4 591.2 633.4 667.7 672.4 2.4Tamaulipas 260.6 270.9 453.6 470.9 569.2 679.3 674.3 726.8 759.0 902.0 855.4 12.6Centro - Occidente

472.0 498.3 520.1 518.0 564.8 637.3 705.0 666.2 703.4 728.9 789.4 5.3

Aguascalientes 4.6 6.8 9.9 10.7 12.6 12.4 12.8 13.2 16.9 19.2 20.9 16.3Colima - - - - - - - - - - 53.6 n.a.Guanajuato 171.5 189.3 192.6 194.8 217.7 219.6 220.4 201.0 211.2 217.0 226.4 2.8Jalisco 53.5 49.9 45.2 45.6 48.0 47.2 50.0 50.4 54.2 57.1 59.4 1.0Michoacán 97.6 128.1 136.2 125.9 134.5 139.7 131.6 65.9 111.2 119.9 114.3 1.6Querétaro 125.1 99.7 110.4 114.7 121.2 111.6 118.1 157.4 138.4 127.0 143.5 1.4San Luis Potosí 19.6 24.5 25.8 26.4 30.8 106.9 172.1 178.3 171.6 188.8 171.3 24.2Zacatecas - - - - - - - - - - - - Centro 604.6 651.9 646.1 604.0 642.7 639.1 655.8 672.9 712.1 752.4 754.1 2.2Distrito Federal 54.8 56.5 58.9 56.6 55.6 50.9 48.6 50.2 64.1 70.1 74.5 3.1Hidalgo 146.0 177.2 207.7 169.9 181.6 151.1 168.8 155.2 153.4 149.9 162.9 1.1México 315.9 313.0 275.3 283.5 300.9 321.7 319.5 348.1 329.2 335.0 316.6 0.0Morelos - - - - - - - - - - 1.2 n.a.Puebla 71.9 88.3 87.4 78.3 87.8 98.4 102.1 97.7 141.4 172.3 170.3 9.0Tlaxcala 16.1 16.9 16.9 15.7 16.8 17.0 16.9 21.7 24.0 25.1 28.6 5.9Sur-Sureste 2,010.7 2,183.5 2,288.3 2,212.4 2,439.9 2,487.3 2,512.3 2,522.7 2,579.8 2,412.4 2,472.6 2.1Campeche 57.2 97.6 106.7 108.5 116.5 135.4 740.2 89.3 124.1 105.3 120.0 7.7Chiapas 355.3 355.9 354.6 384.3 419.0 450.8 542.8 577.1 561.4 76.6 76.6 -14.2Oaxaca 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 3.0 4.1 4.0 0.0 0.0 0.0 -4.8Quintana Roo - - - - - - - - - - - - Tabasco 158.9 151.0 155.0 151.5 147.0 152.9 174.7 182.3 191.3 663.0 651.8 15.2Veracruz 674.4 746.9 796.5 735.8 843.9 904.0 882.4 900.6 917.2 844.9 866.7 2.5Yucatán 107.9 87.8 88.5 83.9 108.7 151.4 168.1 168.7 151.8 122.5 114.7 0.6Aguas territoriales 657.0 744.2 787.0 748.4 803.4 689.8 0.0 600.7 634.0 600.1 642.8 -0.2


97

región Noreste, las ventas internas de gas L.P. representaron aproximadamente una séptima parte del total nacional, ubicándose en 41.7 mbd, y ocupando el tercer lugar de importancia.

Durante el periodo 2002-2012, las ventas de gas L.P. disminuyeron en todas las regiones. En la Noreste y Centro-Occidente las caídas fueron en promedio de 2.4% y 2.0% anual, respectivamente. En tanto que las de las regiones Noroeste y Sur-Sureste fueron 1.7% y 1.0% anual, respectivamente. La disminución más lenta fue la de la región Centro, con un promedio anual de 0.9 % anual.

En 2012, las entidades federativas que integran la Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM) – Estado de México, Hidalgo, Tlaxcala y Distrito Federal –, registraron las mayores ventas de gas L.P., con 31.1% del total nacional. Asimismo, la mayoría de los distribuidores se encuentran instalados sobre la ZMVM, y atienden principalmente el mercado urbano de esta zona. El Estado de México ocupó el primer lugar de ventas internas, con 49.1 mbd, seguido del Distrito Federal, con 27.7 mbd. Por su parte, Puebla consumió 23.2 Mbd y Jalisco 20.6 mbd. En contraste, Campeche, Baja California Sur y Guerrero fueron los estados con las menores ventas de gas L.P. (véase Cuadro 3.12).

Cuadro 3.12 Ventas internas de gas L.P. por región y entidad federativa, 2002-2012



Estado 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 tmcaTotal nacional 332.6 327.5 328.2 314.1 306.0 301.3 292.1 281.8 288.8 285.8 286.5 -1.5Noroeste 29.2 28.5 28.9 27.8 26.7 26.1 25.1 24.0 24.0 24.3 24.5 -1.7Baja California 10.5 10.5 11.2 11.1 11.1 11.3 10.8 10.4 10.2 9.8 9.4 -1.1Baja California Sur 1.49 1.63 1.64 1.72 1.80 1.89 1.93 1.67 1.84 2.00 2.02 3.1Sinaloa 7.68 7.45 7.28 6.87 6.40 5.96 5.80 5.75 5.73 5.78 6.24 -2.1Sonora 9.4 8.9 8.8 8.1 7.5 6.9 6.6 6.2 6.2 6.7 6.8 -3.2Noreste 53.2 51.3 51.3 47.5 44.4 43.5 40.0 38.1 41.0 40.7 41.7 -2.4Coahuila 11.9 11.5 11.2 10.1 9.2 8.8 8.0 7.6 8.2 7.7 8.2 -3.7Chihuahua 13.9 13.2 13.8 12.8 12.3 12.2 11.4 11.1 12.4 12.4 12.2 -1.3Durango 3.7 3.6 3.9 3.9 3.6 3.5 3.1 2.7 3.0 3.3 3.5 -0.4Nuevo León 13.4 13.3 12.8 11.7 10.7 9.3 7.7 7.1 7.2 6.7 8.2 -4.8Tamaulipas 10.2 9.8 9.6 9.0 8.8 9.6 9.9 9.6 10.2 10.7 9.6 -0.6Centro-Occidente 78.5 76.7 74.9 71.5 70.2 69.7 67.8 64.3 65.9 65.4 64.2 -2.0Aguascalientes 5.0 4.9 4.2 3.9 3.5 3.4 3.4 3.1 3.1 3.0 3.3 -4.0Colima 1.72 1.62 1.62 1.68 1.62 1.67 1.78 1.61 1.76 2.90 3.0 5.6Guanajuato 14.9 14.4 13.8 13.4 13.7 13.7 13.6 13.0 13.8 13.9 12.8 -1.5Jalisco 25.1 24.7 25.8 24.6 23.9 23.5 22.8 22.2 22.5 21.3 20.6 -2.0Michoacán 12.5 12.5 12.0 11.5 11.4 11.4 10.3 10.1 10.3 10.1 10.3 -1.9Nayarit 2.4 2.5 2.6 2.5 2.4 2.4 2.3 2.1 2.3 2.2 2.3 -0.1Querétaro 5.6 5.3 4.7 4.1 3.8 3.5 3.2 2.4 2.3 2.5 2.3 -8.5San Luis Potosí 6.2 5.8 5.5 5.5 5.4 5.5 5.4 5.4 5.5 5.3 5.1 -1.9Zacatecas 5.12 4.94 4.76 4.44 4.51 4.51 4.90 4.49 4.38 4.26 4.42 -1.5Centro 129.3 128.9 130.8 126.3 124.6 122.6 120.3 118.8 120.1 117.3 117.8 -0.9Distrito Federal 35.8 35.5 35.8 34.4 33.9 32.7 30.7 29.1 28.6 27.9 27.7 -2.6Hidalgo 9.5 9.4 9.6 9.2 9.2 8.9 8.4 8.0 7.9 7.7 7.7 -2.1México 55.2 55.5 56.8 55.3 55.3 54.3 51.7 49.6 49.5 48.8 49.1 -1.2Morelos 6.44 6.43 6.54 6.32 6.28 6.11 5.78 5.51 5.46 5.35 5.4 -1.8Puebla 18.6 18.4 18.4 17.6 16.7 17.2 19.7 22.2 23.8 22.9 23.2 2.2Tlaxcala 3.7 3.6 3.6 3.5 3.3 3.4 3.9 4.5 4.8 4.6 4.7 2.6Sur-Sureste 42.4 42.1 42.3 40.9 40.1 39.5 38.9 36.6 37.9 37.9 38.3 -1.0Campeche 1.1 1.1 1.0 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 0.9 1.0 -1.0Chiapas 5.8 5.7 5.8 5.6 5.3 5.2 5.1 4.9 5.0 5.2 5.0 -1.5Guerrero 4.1 4.0 3.9 3.8 3.7 3.6 3.3 3.2 3.2 2.9 2.3 -5.8Oaxaca 4.35 4.27 4.39 4.32 4.33 4.35 4.31 4.35 4.36 4.47 4.57 0.5Quintana Roo 1.5 1.7 2.2 2.4 2.5 3.0 3.3 3.1 3.4 3.5 3.7 9.3Tabasco 4.2 4.3 4.4 4.1 4.1 3.6 3.6 3.6 3.8 3.8 3.9 -0.9Veracruz 17.2 16.9 16.8 15.9 15.5 15.4 15.1 13.4 14.1 14.1 14.9 -1.5Yucatán 4.1 4.0 3.9 3.9 3.7 3.5 3.3 3.0 3.2 3.1 3.1 -2.8


98

3.1.2.1 Región Noroeste

La región Noroeste abarca aproximadamente 382,248 km2, equivalentes a 19.5% de la superficie nacional. En 2012 fue la región con los menores consumos de gas natural y gas L.P. en el país, con participaciones de 6.7% en la demanda nacional de gas natural y 8.5% de las ventas internas de gas L.P.

Entre 2002 y 2012, el consumo de gas natural de la región creció 11.2% promedio anual. Este crecimiento ha sido impulsado por el sector eléctrico, mismo que representó 90.6% del consumo regional de gas natural en 2012. En 1999 comenzó la sustitución gradual de combustibles, cuando en algunas de las plantas termoeléctricas de la CFE se sustituyó combustóleo por gas natural. Además, desde 2001 se comenzó la demanda de gas por los PIE, y en 2003 entraron en operación los exportadores de electricidad, lo que promovió mayores consumos de gas natural.

La oferta de gas natural de la región Noroeste provino de Estados Unidos, y de las importaciones de gas natural licuado (GNL). Las importaciones por ducto que se efectúan en esta región ingresan al país por Tijuana, Mexicali y Los Algodones, en el caso del estado de Baja California; mientras que en Sonora, éstas ocurren en Nogales, Naco y Agua Prieta.

Las importaciones de la terminal de GNL de Ensenada, en Baja California, constituyen el otro componente de la oferta de gas natural en la región. La terminal de regasificación, que es de acceso abierto, en 2012 registró un volumen de importación de 33.3 mmpcd de gas natural.

Cuadro 3.13 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2002-2012


* Incluye usos propios continuos. n.a.: No aplica. Fuente: IMP con información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

En 2012, Baja California fue la entidad de mayor consumo de gas L.P. en la región, con una participación de 38.5% en el total regional. El consumo de este estado se redujo 0.4 mbd

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 153.6 254.2 310.5 333.9 392.0 373.6 441.7 396.6 446.4 414.2 453.0 11.4

Producción regional 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Importación 153.6 254.2 310.5 333.9 392.0 373.6 441.7 396.6 446.4 414.2 453.0 11.4

Importaciones por logística 153.6 254.2 310.5 333.9 392.0 373.6 416.6 389.8 250.3 389.6 419.7 10.6PGPB 22.7 39.9 22.0 16.2 45.4 43.7 49.7 42.7 33.6 30.7 34.8 4.4Particulares 130.9 214.3 288.5 317.7 346.7 329.9 366.9 347.1 216.8 358.9 384.9 11.4

Importación de gas natural licuado - - - - - - 25.1 6.8 196.1 24.6 33.3 n.a.Particulares - - - - - - 25.1 6.8 196.1 24.6 33.3 n.a.

De otras regiones - 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - n.a.Destino 154.0 256.7 311.8 334.4 391.5 376.3 428.9 408.3 444.0 422.2 452.1 11.4

Demanda regional 154.0 256.7 311.8 334.4 391.5 376.3 428.9 408.3 380.0 399.3 445.3 11.2Sector petrolero 0.5 0.7 0.5 0.4 0.9 0.7 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 6.5

Pemex Gas y Petroquímica Básica 0.5 0.7 0.5 0.4 0.9 0.7 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 6.5Sector industrial 19.3 17.0 20.8 23.6 26.5 28.2 28.4 26.8 31.5 37.1 39.6 7.5Sector eléctrico 132.3 237.2 288.8 308.7 362.4 345.7 398.3 379.7 346.5 360.1 403.2 11.8

Público 130.4 184.6 199.3 191.4 225.8 221.9 250.0 240.7 243.0 252.4 270.2 7.6Comisión Federal de Electricidad 105.3 100.4 88.1 81.9 109.1 112.7 121.7 121.6 128.9 130.5 143.4 3.1Productores Independientes de Energía 25.1 84.2 111.3 109.5 116.8 109.3 128.3 119.1 114.1 121.9 126.7 17.6

Privado 1.9 52.6 89.5 117.3 136.6 123.8 148.3 138.9 103.5 107.7 133.1 52.9Autogeneración de electricidad 1.9 0.3 0.4 0.2 1.2 1.8 2.9 3.5 2.9 2.3 3.5 6.2

Autoabastecimiento* 1.9 0.3 0.4 0.2 1.2 1.8 2.9 3.5 2.9 2.3 3.5 6.2Exportación de electricidad 0.0 52.2 89.0 117.1 135.4 122.0 145.5 135.4 100.6 105.4 129.6 n.a.

Sector residencial 1.8 1.6 1.6 1.5 1.4 1.5 1.0 0.8 0.9 1.0 1.2 -4.3Sector servicios 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 6.2

Exportación - - - - - - - - 64.0 22.9 6.9 n.a.A otras regiones - 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - n.a.

Variación de inventarios y diferencias -0.4 -2.5 -1.4 -0.5 0.6 -2.7 12.8 -11.7 2.4 -7.9 0.9 n.a.


99

respecto a 2011. En contraste, Sonora, Sinaloa y Baja California Sur incrementaron sus consumos, al alcanzar 6.8 mbd, 6.2 mbd y 2.0 mbd, respectivamente.

Cuadro 3.14 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Noroeste; 2002-2012


* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito. n.a.: No aplica. Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER.

En la región Noroeste, el consumo de gas L.P. de los sectores residencial, servicios e industrial representaron el 55.1%, 17.6%y 14.4% del total de 2012, respectivamente. Por su parte, los sectores autotransporte y agropecuario consumieron 10.7% y 2.2%, respectivamente (véase Cuadro 3.14).

Figura 3.13 Flujos de gas L.P. en la región Noroeste, 2012



Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 29.0 28.2 28.9 28.2 27.1 26.0 25.3 23.9 23.9 24.4 24.5 -1.7

Nacional - - - - - - - - - - - - Importación 14.6 15.2 16.7 18.0 21.1 17.9 16.3 14.8 15.5 16.7 13.4 -0.8De otras regiones 14.4 13.0 12.2 10.2 6.0 8.1 9.0 9.1 8.5 7.7 11.1 -2.6

Destino 29.2 28.5 28.9 27.9 27.3 26.1 25.1 24.0 24.0 24.3 24.5 -1.7Demanda interna 29.2 28.5 28.9 27.8 26.7 26.1 25.1 24.0 24.0 24.3 24.5 -1.7

Sector agropecuario 0.8 0.7 0.7 0.7 0.7 0.5 0.5 0.5 0.6 0.7 0.5 -3.7Sector autotransporte 4.5 5.0 5.1 4.1 2.7 2.6 2.8 2.1 2.1 2.3 2.6 -5.3Sector industrial 2.5 2.2 2.5 2.5 3.7 3.7 3.7 3.4 3.3 3.4 3.5 3.4Sector residencial 18.0 16.6 16.2 16.0 14.8 15.1 14.1 14.0 14.0 13.7 13.5 -2.8Sector servicios 3.3 3.9 4.4 4.5 5.0 4.2 4.0 4.0 4.0 4.3 4.3 2.7

A otras regiones 0.0 - - 0.1 0.5 - 0.0 0.0 - - - n.a.Variación de inventarios* -0.2 -0.3 0.0 0.3 -0.2 -0.1 0.2 -0.1 0.0 0.1 0.0 n.a.

3.2

Nogales

Noreste

Topolobampo

TijuanaMexicali

2.2

0.7

1.6

Importaciones

Flujos interregionales

Centro- Occidente

7.7

3.4

0.0

5.7

Rosarito0.0


100

La región Noroeste no posee centros productores de gas L.P., por lo que el suministro se efectúa mediante importaciones y flujos provenientes de otras regiones del país. Durante 2012, aproximadamente 54.8% de la demanda regional fue cubierta por importaciones procedentes de Tijuana, Topolobampo, Mexicali, Rosarito y Nogales (véase Figura 3.13).

En lo que respecta al periodo 2002-2012, el consumo de la región Noroeste disminuyó en promedio 1.7% anual. Este comportamiento se explica por la tendencia a la baja de los consumos de Sonora y Sinaloa.

3.1.2.2 Región Noreste

La región Noreste comprende el espacio de la altiplanicie septentrional del país. Su territorio abarca poco más de una tercera parte de la superficie nacional.

La infraestructura de ductos que existe en la región, permite que los estados que la integran dispongan de gas natural para consumo. En 2012, el consumo regional de gas natural en la región se redujo 0.1%, promediando 2,217.0 mmpcd. Coahuila y Chihuahua registraron los incrementos más importantes de la región en términos absolutos (17.6 y 15.5 mmpcd, respectivamente). Respecto a la participación de los estados en el consumo regional, en 2012 fue la siguiente: Tamaulipas (38.6%), Nuevo León (30.3%), Chihuahua (14.5%), Durango (8.7%) y Coahuila (7.9%). Cabe destacar que Tamaulipas fue el estado con el segundo mayor consumo de gas natural del país, con una demanda de 855.4 mmpcd en 2012.

Cuadro 3.15 Balance de gas natural de la región Noreste, 2002-2012


* Incluye usos propios continuos. n.a.: No aplica. Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 1,533.6 1,800.3 1,873.9 1,755.0 1,984.9 2,091.7 2,221.1 2,309.7 2,427.0 2,614.8 2,782.8 6.1

Producción regional 957.8 1,058.4 1,060.2 1,183.5 1,358.5 1,361.4 1,326.7 1,448.6 1,414.6 1,279.6 1,201.2 2.3Producción de plantas 312.4 361.2 470.3 594.8 829.1 969.8 906.6 923.5 900.3 923.6 869.5 10.8Directo de campos 638.1 689.3 584.0 581.6 528.3 391.7 420.0 525.1 514.3 356.0 331.8 -6.3Etano inyectado a ductos 2.5 2.0 1.7 2.2 0.2 - - - - - - n.a.Otras corrientes 4.7 5.9 4.2 4.9 0.9 - - - - - - n.a.

Importación 575.8 741.8 813.8 571.6 626.4 730.0 894.4 861.1 1,012.5 1,335.2 1,581.6 10.6Importaciones por logística 184.3 214.8 298.9 322.2 380.5 402.4 435.9 429.3 434.6 515.3 513.6 10.8

PGPB 178.2 190.0 228.8 214.7 238.4 263.9 272.7 281.6 275.3 308.8 315.6 5.9Particulares 6.1 24.8 70.1 107.4 142.1 138.5 163.2 147.8 159.3 206.4 198.0 41.6

Importaciones por balance PGPB 391.5 527.0 514.8 249.4 167.1 78.1 127.9 97.7 226.9 451.3 738.5 6.6Importación de gas natural licuado 0.0 0.0 0.0 0.0 78.8 249.6 330.6 334.0 351.0 368.6 329.4 n.a.

Particulares 0.0 0.0 0.0 0.0 78.8 249.6 330.6 334.0 351.0 368.6 329.4 n.a.De otras regiones - - - - - 0.2 - - - - - n.a.

Destino 1,533.6 1,800.3 1,873.9 1,755.0 1,975.6 2,098.0 2,210.6 2,300.4 2,424.3 2,616.0 2,784.1 6.1Demanda regional 1,193.1 1,268.2 1,401.1 1,418.7 1,634.1 1,785.8 1,807.9 1,834.0 1,965.6 2,219.3 2,217.0 6.4

Sector petrolero 83.6 107.7 118.9 125.3 131.3 150.8 141.9 130.3 148.9 181.2 191.4 8.6Pemex Exploración y Producción 6.7 6.0 5.5 5.6 5.4 5.8 4.6 3.8 3.6 44.3 49.1 22.1Pemex Refinación 64.6 89.5 100.1 102.7 102.8 120.7 112.8 102.9 124.2 114.6 119.0 6.3Pemex Gas y Petroquímica Básica 8.9 12.3 13.3 17.0 23.1 24.3 24.5 23.6 21.1 22.3 23.3 10.1Pemex Petroquímica 3.3 0.0 - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 397.0 348.2 355.7 347.8 371.4 383.6 371.5 340.1 391.4 416.7 439.5 1.0Sector eléctrico 639.6 737.2 850.2 869.1 1,057.5 1,174.7 1,219.1 1,294.3 1,353.8 1,554.4 1,515.0 9.0

Público 582.1 599.3 678.5 702.5 877.1 985.2 1,027.3 1,107.1 1,157.3 1,356.4 1,321.9 8.5Comisión Federal de Electricidad 384.9 381.2 281.3 239.6 283.9 303.8 358.1 388.9 399.1 488.1 486.3 2.4Productores Independientes de Energí 197.2 218.1 397.2 462.8 593.2 681.4 669.2 718.2 758.2 868.3 835.6 15.5


Autoabastecimiento* 39.6 69.9 89.5 84.2 90.8 98.7 102.1 103.0 107.1 112.9 117.5 11.5Cogeneración 17.9 68.0 82.3 82.4 89.7 90.8 89.8 84.1 89.3 85.1 75.7 15.5

Sector residencial 54.9 60.3 61.1 60.9 57.4 59.7 57.8 53.6 54.4 50.8 53.8 -0.2Sector servicios 18.1 14.8 15.0 15.5 16.4 16.9 17.3 15.6 17.1 16.1 17.4 -0.4Sector Autotransporte 0.0 0.0 0.1 0.1 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.0 57.0

Exportación 4.4 - - 23.9 32.7 138.7 107.4 66.5 19.3 1.3 0.9 -14.5A otras regiones 336.1 532.1 472.8 312.4 308.8 173.5 295.4 399.9 439.5 395.4 566.1 5.4

Variación de inventarios y diferencias - 0.0 0.0 0.0 9.4 -6.4 10.5 9.3 2.7 -1.2 -1.3 n.a.


101

El consumo industrial de gas natural en la región fue el más importante a nivel nacional. En 2012 la región Noreste demandó 37.2% del total industrial del país, promediando 439.5 mmpcd, 5.5% más que el año anterior. El sector residencial de gas natural consumió 53.8 mmpcd, lo que representó 2.4% del total de gas consumido de la región. Además, este volumen representó 64.0% del consumo del sector residencial a nivel nacional. Cabe señalar que la región Noreste concentró el mayor número de zonas geográficas de distribución del país (Piedras Negras, Chihuahua, Saltillo, Ciudad Juárez, Nuevo Laredo, Río Pánuco, Torreón-Gómez Palacio, Norte de Tamaulipas y Monterrey).

A su vez, esta región presentó el mayor nivel de demanda de gas natural del sector eléctrico a nivel nacional, con un volumen de 1,515.0 mmpcd. La mayoría se destinó a los 11 PIE (835.6 mmpcd) que operaron en la región, de los que sobresalen los consumos de Iberdrola Energía Altamira, S.A. de C.V., Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V., e Iberdrola Energía La Laguna, S.A. de C.V.

Asimismo, la región Noreste presentó los volúmenes más importantes de importación de gas natural por ductos y por barco de 2012, con 1,252.2 mmpcd y 329.4 mmpcd, respectivamente. La región recibió GNL por barco, en la terminal de regasificación de Altamira, Tamaulipas. Esta terminal inició su operación comercial en septiembre de 2006, con la cual se suministra gas a las centrales eléctricas Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan II y V.

Cuadro 3.16 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Noreste; 2002-2012



En cuanto a las ventas de gas L.P. en la región Noreste, éstas representaron 14.6% del total nacional en 2012, con 41.7 mbd. Los consumos de Chihuahua y Tamaulipas fueron los más significativos, ubicándose en 12.2 mbd y 9.6 mbd, respectivamente.

Durante el periodo 2002-2012, las ventas de gas L.P. disminuyeron 2.4% promedio anual, pasando de 53.2 mbd en 2002 a 41.7 mbd en 2012. Esto se originó principalmente por la caída en las ventas del sector residencial, donde el gas natural ha alcanzado una penetración importante.

En 2012, las ventas de gas L.P. a los sectores autotransporte y servicios incrementaron en 1.2 mbd y 0.1 mbd, respectivamente. En contraste, los consumos de los sectores industrial, agropecuario y residencial disminuyeron en 0.2 mbd, 0.1 mbd y 0.1 mbd, respectivamente (véase Cuadro 3.16).

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 56.3 58.1 59.9 60.5 59.8 62.7 61.8 58.9 56.8 52.2 52.6 -0.7

Nacional 8.0 10.6 15.3 19.0 20.6 23.3 23.4 23.6 22.5 21.9 20.7 10.0Pemex Gas y Petroquímica Básica 5.8 6.6 10.8 14.3 17.7 19.6 19.5 20.1 19.9 19.8 18.2 12.1Pemex Refinación 2.2 4.0 4.4 4.7 2.9 3.7 3.9 3.5 2.6 2.1 2.6 1.3

Importación 48.3 47.5 44.6 41.5 39.3 39.4 38.3 35.3 34.3 30.3 31.9 -4.1De otras regiones - - - - - - 0.0 0.0 - - - n.a.


Sector agropecuario 1.6 1.6 1.4 1.2 0.8 0.5 2.3 2.1 2.2 2.1 2.0 2.5Sector autotransporte 9.4 8.8 9.9 8.2 7.3 7.1 5.3 4.8 5.2 5.4 6.6 -3.5Sector industrial 4.8 5.1 5.0 4.7 6.0 6.4 5.8 4.8 5.2 5.2 5.0 0.5Sector residencial 29.4 28.0 27.9 25.9 22.5 22.0 20.7 20.2 21.6 20.8 20.7 -3.5Sector servicios 8.0 7.8 7.1 7.5 7.8 7.4 5.9 6.1 6.8 7.3 7.4 -0.9

A otras regiones 3.1 6.7 8.6 12.9 15.4 19.3 21.8 20.9 15.9 11.4 10.8 13.2Variación de inventarios* 0.0 0.1 -0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 n.a.


102

Durante el dicho año, la oferta total de gas L.P. en la región se ubicó en 52.6 mbd. De dicho volumen, 39.4% tuvo un origen nacional (producción y flujos interregionales) y 60.6% provino de importaciones. La producción regional de gas L.P. fue de 20.7 mbd, de la cual 87.6% provino del centro procesador de gas (CPG) Burgos, mientras que las refinerías de Cadereyta y Madero aportaron 8.4% y 4.0%, respectivamente (véase Figura 3.14).

Figura 3.14 Flujos de gas L.P. en la región Noreste, 2012



3.1.2.3 Región Centro-Occidente

Los estados que integran la región Centro-Occidente están ubicados en la altiplanicie meridional. La superficie abarca aproximadamente 355,115 km2, lo que representa 18% del territorio nacional.

La región Centro-Occidente cubre parte de sus necesidades de consumo energético con gas natural proveniente de la región Noreste, Sur-Sureste, y con importaciones de GNL. En 2012, la región consumió en promedio 789.4 mmpcd de gas natural, 8.3% más que en 2011. El consumo del sector eléctrico representó 50.6% del total de la región Centro-Occidente, mientras que el del sector industrial representó 40.4%.

El consumo de gas natural del sector eléctrico creció 45.9 mmpcd en 2012, para alcanzar un total de 399.6 mmpcd. Esto se debe a la importación de GNL en Manzanillo, que aseguró el suministro de gas natural a la central eléctrica Manzanillo I.

La mayor parte de la demanda regional de gas natural correspondió a Guanajuato (28.7%), San Luis Potosí (21.7%) y Querétaro (18.2%). Los estados con los crecimiento más importantes en el consumo fueron Colima, Querétaro y Guanajuato, con 53.6 mmpcd 16.5 mmpcd y 9.4 mmpcd adicionales, respectivamente.

Cd. Juárez(importación) Piedras

Negras

Matamoros(importación)

Noroeste

Centro - Occidente

20.5

3.3

CADEREYTA

1.7

MADERO

0.8

8.1

3.6

7.7

0.4

Nuevo Laredo

BURGOS

18.2

Importaciones


Ducto de Gas LP

PRODUCCIÓN PGPB

PRODUCCIÓN PEMEX REFINACIÓN

Sur - Sureste

0.1

0.2

0.0

Centro

0.0


103

Cuadro 3.17 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2002-2012



En 2012, las ventas de gas L.P. de la región representaron 22.4% del total nacional, con 64.2 mbd. Los estados con mayor consumo en la región fueron Jalisco, Guanajuato y Michoacán, que en conjunto aportaron 68.0%. Sus consumos respectivos fueron 20.6 mbd, 12.8 mbd y 10.3 mbd.

El consumo regional de gas L.P. se concentró en el sector residencial. En 2012, éste fue ligeramente superior a dos terceras partes del total, ubicándose en 43.0 mbd (véase Cuadro 3.18). De 2002 a 2012, el consumo de gas L.P. de este sector disminuyó 2.5% promedio anual. El sector servicios ocupó la segunda posición, con una participación de 12.7%.

Cuadro 3.18 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Centro-Occidente; 2002-2012



Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 472.0 498.3 520.1 518.0 564.8 637.3 705.0 666.2 703.4 730.1 803.5 5.5

Producción regional - - - - - - - - - - - 0.0Importación - - - - - - - - - - 95.2 n.a.

Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - - 95.2 n.a.PGPB - - - - - - - - - - - 0.0Particulares - - - - - - - - - - 95.2 n.a.

De otras regiones 472.0 498.3 520.1 518.0 564.8 637.3 705.0 666.2 703.4 730.1 708.3 4.1Destino 472.0 498.3 520.1 518.0 564.8 637.3 705.0 666.2 703.4 728.9 789.4 5.3

Demanda regional 472.0 498.3 520.1 518.0 564.8 637.3 705.0 666.2 703.4 728.9 789.4 5.3Sector petrolero 48.6 51.1 41.7 61.9 68.5 61.6 65.0 59.0 65.3 57.2 63.0 2.6

Pemex Refinación 48.5 51.1 41.7 61.9 68.5 61.5 64.9 59.0 65.2 57.1 62.9 2.6Pemex Gas y Petroquímica Básica 0.0 - 0.0 - - 0.0 0.1 0.0 0.1 0.1 0.1 42.7

Sector industrial 229.5 249.0 267.0 259.1 287.7 296.4 298.4 231.1 287.7 310.2 318.8 3.3Sector eléctrico 190.9 193.8 204.7 190.4 200.9 272.3 334.3 368.3 340.1 353.7 399.6 7.7

Público 155.8 164.5 178.6 166.4 174.5 242.3 306.0 340.3 309.4 322.8 366.7 8.9Comisión Federal de Electricidad 81.2 96.4 96.7 91.3 94.8 88.2 94.4 110.8 90.7 87.9 147.1 6.1Productores Independientes de En 74.6 68.2 81.9 75.1 79.7 154.1 211.5 229.5 218.7 234.9 219.6 11.4

Privado 35.1 29.3 26.1 24.0 26.4 30.0 28.3 28.0 30.7 30.9 32.9 -0.6Autogeneración de electricidad 35.1 29.3 26.1 24.0 26.4 30.0 28.3 28.0 30.7 30.9 32.9 -0.6

Autoabastecimiento* 28.4 25.0 20.5 21.2 23.9 27.5 25.8 25.4 28.0 28.3 30.4 0.7Cogeneración 6.7 4.3 5.6 2.8 2.5 2.5 2.6 2.5 2.7 2.6 2.5 -9.2

Sector residencial 2.7 3.8 5.6 5.6 5.4 5.0 5.2 5.1 6.9 5.7 5.7 8.0Sector servicios 0.3 0.6 1.0 1.1 2.2 2.1 2.1 2.7 3.4 2.0 2.2 20.7

Variación de inventarios y diferencia - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.2 14.1 n.a.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 78.5 76.7 74.9 71.6 70.1 69.7 67.8 64.3 65.9 65.4 64.2 -2.0

Nacional 3.3 3.5 3.3 3.8 3.3 2.2 2.6 2.0 1.5 1.6 1.7 -6.4Pemex Refinación 3.3 3.5 3.3 3.8 3.3 2.2 2.6 2.0 1.5 1.6 1.7 -6.4

Importación - - - - 4.5 11.0 10.0 10.4 9.2 2.0 1.8 n.a.De otras regiones 75.3 73.3 71.5 67.8 62.4 56.5 55.2 52.0 55.2 61.9 60.7 -2.1


Sector agropecuario 1.7 1.9 2.0 2.3 1.2 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.0 -5.7Sector autotransporte 9.1 8.3 7.5 7.4 5.3 5.1 5.0 5.4 6.0 6.7 7.4 -2.1Sector industrial 3.9 4.0 4.0 3.8 4.2 4.1 4.4 4.3 5.0 4.8 4.7 1.9Sector residencial 55.6 54.8 53.9 51.0 51.6 51.5 48.6 44.9 45.4 44.5 43.0 -2.5Sector servicios 8.2 7.7 7.4 7.1 7.9 8.0 8.6 8.6 8.5 8.3 8.2 0.0

A otras regiones - - - - - - 0.0 0.0 - - - n.a.Variación de inventarios* 0.0 0.0 -0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.


104

La oferta de gas L.P. en la región se integra por la producción de la refinería de Salamanca, que en 2012 aportó 1.7 mbd, y por los flujos de gas L.P. con otras regiones, vía terrestre y marítima. La región Centro-Occidente recibió gas L.P. a través del ducto con origen en Cactus, Chiapas, cuyo flujo llega hasta Zapopan y conecta a las áreas productoras desde la región Sur-Sureste. En 2012 las importaciones regionales totalizaron 1.8 mbd y representaron 2.8% de la oferta regional, las cuales llegaron vía marítima a Manzanillo (véase Figura 3.15).

Figura 3.15 Flujos de gas L.P. en la región Centro-Occidente, 2012



3.1.2.4 Región Centro

La demanda de gas natural en la región Centro se abastece a partir del suministro de otras regiones. En 2012, la región Centro consumió 754.1 mmpcd de gas natural, con un crecimiento de 0.2% respecto al año previo. Con ello, la región ocupó la cuarta posición en cuanto a consumo de gas natural en el país.

Los sectores con mayor consumo de gas natural fueron el eléctrico y el industrial. El primero representó 44.0% de la demanda regional en 2012, en tanto que el segundo participó con 38.0%. El sector eléctrico redujo su demanda de gas natural 2.7% en 2012, respecto al año previo, mientras que el industrial aumentó 4.4%.

Las entidades federativas con mayor participación en el consumo total de gas natural en la región, fueron México y Puebla. El Estado de México demandó 42.0% del consumo de la región, con una presencia importante de los sectores eléctrico e industrial. Puebla consumió 22.6%, Hidalgo 21.6%, el Distrito Federal 9.9%, Tlaxcala 3.8% y el resto correspondió a la demanda de Morelos. Este último estado inició su consumo de gas natural, recibiendo suministros de GNC por autotanque. Por su parte, las entidades que más aportaron al crecimiento de la demanda de gas natural de la región fueron Hidalgo y el Distrito Federal.

Respecto al consumo de gas L.P., la región Centro se ha caracterizado por poseer el mayor consumo a nivel nacional, debido a la alta densidad de población de la zona. En 2012, esta demarcación representó 41.1% de las ventas internas de gas L.P. del país, ubicándose en 117.8 mbd. De dicho volumen, el Estado de México representó 41.7%, el Distrito Federal 23.5%, Puebla 19.7%, Hidalgo 6.5%, Morelos 4.5% y Tlaxcala 4.0%.

Noreste

46.6

SALAMANCA

1.710.7

0.4

3.6


Ducto de Gas LP


Sur – Sureste(ducto)

Noroeste

3.4

Manzanillo

1.8Sur-Sureste

0.1

Importaciones

3.3

Centro

0.0


105

Cuadro 3.19 Balance de gas natural de la región Centro, 2002-2012



Del total de la demanda regional de gas L.P., el sector residencial representó 66.3% en 2012. Por su parte, el sector servicios representó 13.5% del consumo regional. En tanto, los sectores industrial, autotransporte y agropecuario demandaron 10.2%, 9.5% y 0.5%, respectivamente.

Al igual que la región Centro-Occidente, la mayor parte del gas L.P. consumido en la zona provino del ducto de Cactus, y se complementó con la producción de la refinería de Tula. Además, ingresaron flujos de otras regiones que permitieron abastecer la demanda regional (véase Figura 3.16).

Cuadro 3.20 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Centro; 2002-2012



Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 604.6 651.9 646.1 604.0 642.7 639.1 655.8 672.9 712.1 752.4 754.1 2.2

Producción regional - - - - - - - - - - - - Importación - - - - - - - - - - - - De otras regiones 604.6 651.9 646.1 604.0 642.7 639.1 655.8 672.9 712.1 752.4 754.1 2.2

Destino 604.6 651.9 646.1 604.0 642.7 639.1 655.8 672.9 712.1 752.4 754.1 2.2Demanda regional 604.6 651.9 646.1 604.0 642.7 639.1 655.8 672.9 712.1 752.4 754.1 2.2

Sector petrolero 68.0 101.2 88.3 68.8 72.9 63.0 92.6 94.0 87.8 103.8 103.1 4.2Pemex Refinación 39.0 65.3 63.5 52.9 52.9 47.4 72.8 77.4 74.2 74.4 74.7 6.7Pemex Gas y Petroquímica Básica 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.4 0.5 0.5 0.5 -0.1Pemex Petroquímica 28.0 34.9 23.9 15.0 19.1 14.6 18.9 15.7 12.7 28.4 27.5 -0.2Pemex Corporativo 0.5 0.5 0.4 0.4 0.5 0.5 0.4 0.5 0.5 0.5 0.3 -3.0


Público 271.1 282.1 274.0 255.9 274.8 275.7 271.3 289.4 306.1 311.7 301.9 1.1Comisión Federal de Electricidad 271.1 282.1 274.0 255.9 274.8 275.7 271.3 289.4 306.1 311.7 301.9 1.1

Privado 23.0 21.5 22.6 23.2 22.3 20.0 16.7 24.2 30.3 29.7 30.2 2.8Autogeneración de electricidad 23.0 21.5 22.6 23.2 22.3 20.0 16.7 24.2 30.3 29.7 30.2 2.8Autoabastecimiento* 19.4 18.1 18.5 19.5 17.6 14.8 15.7 19.3 24.2 23.0 23.8 2.0Cogeneración 3.5 3.4 4.1 3.7 4.6 5.1 1.0 4.9 6.1 6.6 6.5 6.3

Sector residencial 11.6 15.5 18.2 18.5 20.3 22.3 23.3 23.4 23.5 24.2 23.4 7.2Sector servicios 3.5 2.7 3.2 3.6 4.2 4.8 5.6 5.9 5.8 6.8 7.0 7.1Sector Autotransporte 1.7 2.0 1.9 1.8 1.9 1.8 1.5 1.4 1.3 1.4 1.8 0.0

Variación de inventarios y diferencia 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 129.4 128.9 130.7 126.4 124.7 122.5 120.2 118.7 120.1 117.4 117.8 -0.9

Nacional 12.3 12.3 7.2 8.1 8.3 9.6 8.4 10.4 10.6 8.5 11.7 -0.5Pemex Refinación 12.3 12.3 7.2 8.1 8.3 9.6 8.4 10.4 10.6 8.5 11.7 -0.5

De otras regiones 117.1 116.6 123.5 118.3 116.4 112.9 111.8 108.3 109.4 108.9 106.2 -1.0Destino 129.3 128.9 130.8 126.3 124.6 122.6 120.3 118.8 120.1 117.3 117.8 -0.9

Demanda interna 129.3 128.9 130.8 126.3 124.6 122.6 120.3 118.8 120.1 117.3 117.8 -0.9Sector agropecuario 1.6 1.2 0.9 1.2 0.9 0.6 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 -9.4Sector autotransporte 11.8 13.0 12.3 9.3 9.5 13.4 12.2 11.7 10.4 11.7 11.2 -0.6Sector industrial 16.6 14.5 14.9 14.4 13.9 13.1 12.0 13.0 13.8 11.5 12.0 -3.2Sector residencial 76.2 78.9 82.3 81.7 81.7 78.7 79.8 78.0 79.7 77.6 78.1 0.2Sector servicios 23.0 21.3 20.4 19.7 18.8 16.8 15.8 15.8 15.7 15.8 15.9 -3.7

A otras regiones - - - - - - 0.0 0.0 - - - n.a.Variación de inventarios* 0.1 -0.1 0.0 0.1 0.1 -0.1 -0.1 -0.1 0.0 0.1 0.1 -1.2Nota: El volumen de propano y butanos que se consume como materia prima, se incluye en el sector industrial.

0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 1.0 4.2


106

Figura 3.16 Flujos de gas L.P. en la región Centro, 2012



3.1.2.5 Sureste

La producción y demanda de gas natural de la región Sur-Sureste son las de mayor volumen en el país. Gran parte de la infraestructura de PEP y PGPB que se dedica a la extracción y procesamiento de gas natural se ubica en esta región.

Cuadro 3.21 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2002-2012



Sur - Sureste

166.6

TULA

11.7

10.7

Noreste

3.9

1.2


Ducto de Gas LP


Sur-Sureste (ducto)

Centro – Occidente(ducto)

0.0

46.6

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 2,759.2 2,839.4 3,010.4 3,060.3 3,326.4 3,605.6 3,593.3 3,522.4 3,589.4 3,533.1 3,401.8 2.1

Producción regional 2,759.2 2,839.4 3,010.4 3,060.3 3,326.4 3,605.6 3,593.3 3,522.4 3,589.4 3,533.1 3,401.8 2.1Producción de plantas 2,603.2 2,668.1 2,673.8 2,552.2 2,615.4 2,576.6 2,554.6 2,648.6 2,718.0 2,768.0 2,758.8 0.6Directo de campos 59.0 73.4 230.5 416.2 623.8 941.9 962.3 800.2 797.5 689.3 579.3 25.7Etano inyectado a ductos 88.4 93.4 106.1 91.9 87.1 87.0 76.4 73.7 74.0 75.8 63.7 -3.2Otras corrientes 8.6 4.4 0.0 - - - - - - - - n.a.

Importación - - - - - - - - - - - - De otras regiones - - - - - - - - - - - -

Destino 2,751.2 2,801.6 2,981.7 3,022.0 3,338.6 3,590.4 3,577.8 3,461.8 3,555.8 3,499.5 3,368.9 2.0Demanda regional 2,010.7 2,183.5 2,288.3 2,212.4 2,439.9 2,487.3 2,512.3 2,522.7 2,579.8 2,412.4 2,472.6 2.1

Sector petrolero 1,671.8 1,737.3 1,803.2 1,773.6 1,886.0 1,849.3 1,874.6 1,865.2 1,933.7 1,843.0 1,914.6 1.4Pemex Exploración y Producción 1,098.6 1,189.6 1,236.1 1,234.6 1,319.4 1,245.4 1,231.8 1,236.0 1,285.8 1,196.6 1,264.7 1.4Pemex Refinación 63.5 59.1 55.5 57.4 55.2 52.8 55.5 60.1 74.2 86.7 86.9 3.2Pemex Gas y Petroquímica Básica 246.3 238.1 240.5 233.0 238.4 242.8 261.7 266.5 266.4 268.1 249.8 0.1Pemex Petroquímica 263.4 250.5 271.2 248.6 273.0 308.3 325.6 302.7 307.3 291.6 313.1 1.7


Público 240.0 360.0 408.0 363.5 469.1 553.3 549.8 572.9 554.3 474.0 455.4 6.6Comisión Federal de Electricidad 112.0 105.2 102.2 92.9 104.4 149.0 100.4 139.9 108.0 58.2 55.1 -6.8Productores Independientes de Energía 128.0 254.8 305.8 270.5 364.7 404.3 449.4 432.9 446.3 415.8 400.3 12.1


Autoabastecimiento* 4.6 2.9 2.0 2.6 2.6 4.1 4.3 4.1 5.1 4.8 5.9 2.7Cogeneración - - - - - - - 0.0 0.0 - - n.a.

Sector servicios 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 -5.8A otras regiones 740.5 618.1 693.4 809.6 898.8 1,103.1 1,065.5 939.2 976.0 1,087.0 896.3 1.9Variación de inventarios y diferencias 7.9 37.7 28.7 38.2 -12.2 15.1 15.5 60.6 33.6 33.7 32.9 15.3


107

Durante 2012, la región Sur-Sureste consumió 2,472.6 mmpcd de gas natural, 37.0% de la demanda nacional. El sector petrolero demandó 77.4% del gas natural de la región. En 2012, ésta aumentó 3.9% respecto a 2011, al ubicarse en 1,914.6 mmpcd. El principal incremento provino del consumo de PEP.

Por su parte, el sector eléctrico consumió un promedio de 461.4 mmpcd de gas natural, 3.6% menos que en 2011. Esto se debió principalmente a la disminución de 15.5 mmpcd en el consumo de las centrales de generación de los PIE de la región.

Por otro lado, la producción de gas natural en la región promedió 3,401.8 mmpcd en 2012. De dicho volumen, 896.3 mmpcd se envió a otras regiones como la Centro y Centro-Occidente. Una mayor demanda y menor producción de gas natural, respecto a 2011, redujeron la disponibilidad del energético para otras regiones.

Asimismo, la región Sur-Sureste concentra gran parte de la producción nacional de gas L.P., que satisface la demanda de otras regiones del país, principalmente la Centro y Centro-Occidente, utilizando como medio de distribución el ducto de gas L.P. Cactus-Zapopan.

En 2012, las ventas internas regionales de gas L.P. representaron 13.4% del total nacional, ubicándose en 38.3 mbd. El sector de consumo más importante fue el residencial, que representó 67.5% de las ventas de la región. A éste le siguió el sector servicios, cuya participación fue de 16.1%. Esta región fue la única con demanda de gas L.P. por parte del sector petrolero. En 2012, ésta representó 10.3% de la demanda interna de la región y fue usada principalmente en operaciones de PR.

Durante el periodo 2002-2012, en la región Sur-Sureste, los sectores industrial, servicios y petrolero han registrado crecimientos anuales promedio de 4.5%, 0.9% y 0.2%, respectivamente (véase Cuadro 3.22).

Si bien, el abastecimiento del mercado regional de gas L.P. se realizó prácticamente con la producción local, la región cuenta con las terminales de Pajaritos y Tuxpan, mismas que permitieron importaciones por 31.2 mbd y 7.2 mbd en 2012 (véase Figura 3.17). En este año, las exportaciones de gas L.P. del país se realizaron por esta región con dirección a Belice, ubicándose en 0.1 mbd.

Cuadro 3.22 Balance de gas L.P., propano y butanos de la región Sur-Sureste; 2002-2012



Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 251.0 243.6 252.5 230.3 220.4 205.4 199.0 193.1 197.9 212.0 210.8 -1.7

Nacional 212.4 220.9 229.2 216.8 209.6 190.8 174.9 173.5 178.1 178.5 172.4 -2.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 199.0 205.5 214.1 201.1 197.6 179.3 162.9 160.4 164.3 165.6 157.9 -2.3Pemex Refinación 13.4 14.9 13.9 14.8 11.7 11.3 11.5 12.1 12.0 10.5 11.6 -1.4Pemex Petroquímica 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - 0.0 - - n.a.Pemex Exploración Producción 0.0 0.5 1.2 1.0 0.3 0.2 0.6 1.0 1.9 2.4 2.9 n.a.

Importación 38.7 22.6 23.4 13.4 10.7 14.6 24.1 19.6 19.8 33.4 38.5 0.0De otras regiones - - - - - - 0.0 0.0 - - - n.a.


Sector agropecuario 0.6 0.3 0.6 0.8 0.7 0.6 0.2 0.2 0.1 0.2 0.3 -5.1Sector autotransporte 4.6 5.1 5.1 6.4 3.3 2.3 2.9 2.8 2.9 3.2 3.3 -3.2Sector industrial 1.7 1.7 1.9 2.9 2.1 1.8 1.9 1.8 1.6 2.1 2.7 4.5Sector petrolero 4.3 5.0 6.1 4.4 5.2 5.7 5.1 4.9 4.0 4.6 4.4 0.2Sector residencial 29.9 29.9 29.7 25.5 27.7 28.8 28.3 26.5 27.6 26.3 25.8 -1.5Sector servicios 5.6 5.0 5.0 5.3 6.3 6.1 5.6 5.3 5.6 6.2 6.1 0.9

Exportación 0.4 0.3 0.2 1.8 2.1 1.0 0.1 1.1 0.1 1.5 0.1 -11.4A otras regiones 203.6 196.1 198.7 183.2 168.8 158.1 154.2 148.5 157.2 167.0 167.2 -2.0

Variación de inventarios* 0.4 0.0 5.2 0.0 4.2 1.1 0.7 2.1 -1.3 0.8 0.9 9.2


108

Figura 3.17 Flujos de gas L.P. en la región Sur-Sureste, 2012



3.2 Oferta nacional

3.2.1 Distribución de las reservas de hidrocarburos128

Al 1 de enero de 2013, las reservas remanentes totales de gas natural, se estimaron en 63,229.4 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc), lo que significó un crecimiento de 2.6% respecto al inicio de 2012 (véase Cuadro 3.23). De dichas reservas, se estima que 48,758.9 mmmpc son de gas seco.

La mayoría de las reservas totales de gas natural corresponden a gas asociado, debido a que la mayoría de los yacimientos de hidrocarburos en el país son de aceite. Así pues, las reservas totales de gas natural asociado, con un volumen de 44,402.5 mmmpc, representaron 70.2% del total. Al inicio de 2013, en la región Norte de PEP, se encontraban el 53.4% de las reservas 3P de gas natural y el 65.5% de las reservas totales de gas asociado. Dentro de la región, sobresale el activo Aceite Terciario del Golfo129, que con 27,636.4 mmmpc significó 43.7% del total de las reservas totales de gas natural, y 62.2% de las de gas asociado.

Por otro lado, la región Marina Suroeste concentró el 25.3% de las reservas totales de gas natural, la Sur 14.3% y la Marina Noreste 7.0%. E mayor aumento en las reservas totales reportadas se presentó en región Marina Suroeste, con una variación de 1,386.7 mmmpc, de las cuales 1,077.1 mmmpc fueron ubicadas en el activo Litoral de Tabasco. Se estima que esta región cuenta con las mayores reservas de gas no asociado (12,168.8 mmmpc), asimismo, el activo Litoral de Tabasco representa el 63.5% de las reservas totales de este tipo de gas130.

128 En esta sección, la regionalización presentada corresponde a la utiliza PEMEX para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. 129 Las Reservas de Hidrocarburos de México 2013, PEMEX, p. 80. 130 Ídem, PEMEX, p. 71.

0.1

Centro

8.0

Noreste

166.6

3.9 1.2

MINATITLÁN

3.5

0.1

SALINA CRUZ

Importaciones


Ducto de Gas LP


Cabotaje

Exportaciones (destino)

Centro (ducto)

PGPB

157.90.0

PPQPEP

2.9

PRODUCCIÓN

Cactus(Belice)

Pajaritos

31.2

Centro-Occidente

0.1

Tuxpan

0.2

3.37.2


109

Cuadro 3.23 Reservas remanentes totales de gas natural, 2003-2013*

(miles de millones de pies cúbicos)

*Cifras al 1 de enero de cada año. Fuente: PEP y Las Reservas de Hidrocarburos de México (varios años).

El contenido de líquidos del gas natural en la reservas de hidrocarburos, al 1 de enero de 2013, se estima en 4,338.4 millones de barriles de petróleo equivalente (mmbpce), lo que implica un aumento de 17.5 mmpce respecto a las reservas del año anterior (véase Cuadro 3.24). Dentro de los líquidos del gas natural, predominan ampliamente los líquidos de planta131, con un participación de 92.4%. En la región Norte se ubicó la mayor parte de reservas totales de líquidos del gas natural (1,913.8 mmbpce), y de líquidos de planta (1,892.5 mmbpce)132. En el caso de los condensados133, el 40.4% de sus reservas totales se localizan en la región Marina Noreste.

Cuadro 3.24 Reservas remanentes totales de gas natural y sus líquidos, 2003-20131

1 Cifras al 1 de enero de cada año. 2 Pentanos y componentes de hidrocarburos más pesados. 3 Etano, propano y butano, principalmente. Fuente: PEP y Las Reservas de Hidrocarburos de México (varios años).

131 Líquidos del gas natural recuperados en los complejos procesadores de gas, consistiendo en etano, propano y butano, principalmente. 132 Las Reservas de Hidrocarburos de México 2013, PEMEX, p. 85. 133 Líquidos del gas natural constituidos principalmente por pentanos y componentes de hidrocarburos más pesados.

Marina Noreste

Marina Suroeste

Norte Sur

2003 Asociado 52,010.8 6,919.5 3,627.6 32,659.2 8,804.5No asociado 13,422.1 0.0 2,773.8 6,087.4 4,560.9











RegiónTotal Tipo de gasAño

Concepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmca

Gas seco(mmmpc)

48,796.4 49,008.3 48,649.4 46,715.6 47,367.9 45,858.8 44,622.7 44,712.2 44,969.6 46,308.5 48,758.9 0.0

Liquidos de planta2

(mmpce)3,499.8 3,437.4 3,412.6 3,479.4 3,417.5 3,574.7 3,491.3 3,563.1 3,573.3 3,953.1 4,010.4 1.4

Condensados3

(mmpce)884.2 791.7 835.3 863.0 941.2 879.0 561.7 417.3 294.1 367.8 328.1 -9.4


110

Figura 3.18 Reservas remanentes totales de gas natural y sus líquidos por categoría, al 1 de enero de 2013

Fuente: PEP.

Las reservas remanentes totales de gas natural, al inicio de 2013, están compuestas en un 27.0% por las probadas, 28.2% por probables y 44.8% por posibles (véase Figura 3.18). En el caso de las reservas totales de líquidos de planta, las probadas representaron 28.4%, las probables 28.0% y las posibles 43.5%. Tanto para el gas natural, como para los líquidos de planta, la mayor parte de las reservas probadas se ubicaron en la región Sur, mientras que la región Norte concentró el mayor volumen de las probables y posibles. Respecto a las reservas totales de condensados, están integradas en un 64.0% por reservas probadas, 23.3% por probables y 12.7% por posibles. La mayor parte de las reservas probadas de condensados se encuentran en la región Sur, en tanto que en la región Marina Suroeste se localiza la mayor parte de las probables y posibles.

El volumen de reservas probadas de gas natural del país, al 1 de enero de 2013, alcanzó 17,075.4 mmmpc, un 0.9% menos que el año anterior. Las reservas probadas de gas a entregar en plantas se ubicaron en 15,563.7 mmmpc. Por su parte, las de gas seco ascendieron a 12,713.1 mmmpc. A partir de 2011, el nivel de las reservas probadas de gas seco se han estabilizado al igual que las de líquidos de planta, en tanto que las de condensados han venido disminuyendo a un ritmo anual de 16.2% desde 2008 (véase Figura 3.19). Al inicio de 2013, la región Sur concentró 36.9% de las reservas probadas de gas seco, 49.6% de los líquidos de planta y 44.0% de los condensados. En la región Norte se ubicaron el 26.0% de reservas 1P de gas seco, en la Marina Suroeste el 25.4% de líquidos de planta y en la Marina Noreste el 42.9% de condensados.

210

76

287

42

328

1,141

1,124

2,265

1,746

4,010

Probadas Probables 2P Posibles 3P

Condensados Líquidos de planta

Líquidos del gas natural(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

17,075

17,827 34,902

28,327 63,229

Probadas Probables 2P Posibles 3P

Gas natural(miles de millones de pies cúbicos)


111

Figura 3.19 Reservas probadas de gas seco y sus líquidos del gas natural, al 1 de enero de 2013

* Etano, propano y butano, principalmente. ** Pentanos y componentes de hidrocarburos más pesados. Fuente: PEP y Las Reservas de Hidrocarburos de México (varios años).

Cuadro 3.25 Composición de los descubrimientos de gas natural por cuenca y región en 2012

(miles de millones de pies cúbicos)

Fuente: Las Reservas de Hidrocarburos de México 2013, PEMEX.

Durante 2012, se destinaron 33,345 millones de pesos a la terminación de 36 pozos exploratorios y 1 delimitador, la adquisición sísmica 3D de 26,533 kilómetros cuadrados y la adquisición sísmica 2D de 3,505 kilómetros134. Por consiguiente, a lo largo de 2012, PEP alcanzó una tasa de restitución por descubrimientos de reservas 3P de 127.9% en

134 Las Reservas de Hidrocarburos de México 2013, PEMEX, p. 35.

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gas seco(mmmpc) 14,985 14,850 14,807 14,557 13,855 13,161 12,701 11,966 12,494 12,733 12,713

Liquidos de planta *(mmpce) 1,521. 1,443. 1,401. 1,318. 1,193. 1,125. 1,082. 1,015. 1,034. 1,098. 1,140.

Condensados **(mmpce) 550.5 476.9 518.7 537.9 608.3 559.6 378.4 256.5 198.1 238.7 210.1

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

mill

ones

de

barr

idle

s de

pet

róle

o eq

uviv

alen

te

mile

s de

mill

ones

de

pies

cúb

icos

Cuenca Región 1P 2P 3PTotal 207.4 1,510.3 4,059.3

Burgos 27.9 45.7 60.2Norte 27.9 45.7 60.2

Golfo de México Profundo 0.0 1,059.0 2,572.5Región Marina 0.0 1,059.0 1,793.0Región Norte 0.0 0.0 779.5

Sabinas 45.3 141.9 362.7Norte 45.3 141.9 362.7

Sureste 127.5 239.5 1,024.0Marina Norest 49.0 77.6 77.6Sur 78.5 161.9 946.4

Veracruz 6.7 24.3 39.9Norte 6.7 24.3 39.9


112

hidrocarburos, 195.1% en gas seco, 260.4% en líquidos de planta y 126.7% en condensados135.

Asimismo, sobresalen los trabajos exploratorios realizados en la cuenca Golfo de México Profundo, donde se descubrió Kunah, un campo productor de gas húmedo con reservas 3P de 1,793.0 mmmpc. En la cuenca Sureste, destacan los descubrimientos de 512.5 mmmpc y 360.3 mmmpc, de los pozo Navegante-1 y Teotleco-101, respectivamente. Esta cuenca aportó la mayor incorporación de reservas 1P de gas natural por descubrimiento durante 2012 (véase Cuadro 3.25). En la cuenca Sabinas, en la región Norte, se distinguen los descubrimientos realizados en yacimientos no convencionales de lutitas gasíferas, con los pozos Arbolero-1 y Habano-1136. Las actividades exploratorias realizadas durante 2012, han permitido a PEMEX incorporar reservas 3P por concepto de descubrimientos, volúmenes de 3,044 mmmpc de gas seco, 276 mmbpce de líquidos de planta y 19 mmbpce de condensados137.

3.2.2 Extracción de gas natural

La producción primaria de gas natural de 2012 totalizó 6,385 mmpcd, 3.2% menos que en 2011 (véase Cuadro 3.26). Esto fue resultado de una reducción de 12% en la extracción de gas no asociado, principalmente en la región de exploración y producción Norte, donde disminuyeron las actividades de perforación y terminación de pozos en los activos Burgos y Veracruz. La extracción gas natural ha presentado una disminución de 2010 a 2012, debido a los bajos precios del gas, que derivó en una rentabilidad menor de los proyectos de gas no asociado en comparación con los proyectos de crudo, de los cuales se ha obtenido gas asociado.

Cuadro 3.26 Extracción de gas natural por región, 2002-2012


Fuente: PEP.

En 2012 un volumen total de 708 mmpcd de nitrógeno, acompañó la producción de gas de las regiones Marina Noreste (activo Cantarell) y Sur (activos Bellota-Jujo y Samaria-Luna). De manera que, la extracción de gas natural hidrocarburo (sin nitrógeno) fue de 5,676 mmpcd en 2012, 4.1% menos que en 2011.

De los campos de la región Norte fue se obtuvo el mayor volumen de gas natural en 2012, con 2,139 mmpcd, pero con una reducción de 6.5% respecto a 2011. Además de la reducción del número de pozos terminados, se presentó una falta de supervisión y mantenimiento a pozos

135 Descubrimientos sobre producción, cálculos a partir de los datos de la Memoria de labores 2012 de PEMEX (p. 63). 136 Las Reservas de Hidrocarburos de México 2013, PEMEX, p. 35. 137 Memoria de labores 2012, PEMEX, p. 63.

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

Extracción total 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 7,020 6,594 6,385 3.7Marina Noreste 831 940 947 928 920 1,157 1,901 1,782 1,584 1,406 1,334 4.8Marina Suroeste 621 581 603 655 856 993 1,023 1,112 1,172 1,208 1,259 7.3Sur 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 1,353 1,451 1,600 1,765 1,692 1,652 -0.3Norte 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 2,556 2,544 2,537 2,500 2,288 2,139 5.4

Extracción total 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 5,915 6,289 6,534 6,337 5,913 5,676 2.5Marina Noreste 831 940 947 928 920 1,014 1,272 1,286 1,007 821 732 -1.3Marina Suroeste 621 581 603 655 856 993 1,023 1,112 1,172 1,208 1,259 7.3Sur 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 1,353 1,451 1,600 1,659 1,596 1,545 -1.0Norte 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 2,556 2,544 2,537 2,500 2,288 2,139 5.4

Producción de gas hidrocarburo sin nitrógeno

Producción de gas con nitrógeno


113

derivado de condiciones de seguridad, y continuó la declinación natural de los campos138. En el caso de la cuenca de Burgos, la producción de gas natural a través de los Contratos de Obra Pública Financiada de 2012, se redujo 4.2% respecto a 2011. Por otro lado, la producción de gas hidrocarburo de la región Sur fue de 1,545 mmpcd, 2.4% menos que en 2011. La obtención de gas de los activos Macuspana-Muspac y Samaria-Luna, se redujo 5.0% y 2.8%, respectivamente. En esta región, el proyecto Antonio J. Bermúdez se encuentra en un estado de declinación natural de la producción.

La extracción de gas natural de la región Marina Suroeste, fue de 1,259 mmpcd en 2012, lo que representó un aumento de 4.2% durante el año. El incremento de la producción está relacionado con la terminación y optimización de la explotación de pozos en los proyectos Yaxché y Och-Uech-Kax, en el activo Litoral de Tabasco. En el caso de la región Marina Noreste, la extracción de gas hidrocarburo alcanzó 732 mmpcd, 10.8% menos que un año antes. Lo anterior, debido a la declinación natural de Cantarell.

Figura 3.20 Producción de gas natural asociado y no asociado, 2002-2012


Fuente: SENER con información de la Base de Datos Institucional, PEMEX.

De acuerdo con las Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos, emitidas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, los activos entregan anualmente sus “Programas de Obras, Inversiones y Mantenimientos para evitar o reducir la quema y venteo de gas”. Asimismo, entregan un “Manifiesto” donde PEP se compromete a cumplir con un programa mensual de quema o venteo de gas natural para cada año.

Los Manifiestos, o compromisos, fueron de 37.5 mmpcd para Cantarell y 107.3 mmpcd para el resto de los activos. Sin embargo, con la construcción de infraestructura para el manejo y transporte de gas en plataformas marinas, la implementación y consolidación del Sistema de Confiabilidad Operacional, así como a las acciones emprendidas en el proyecto Cantarell para administrar la explotación de la zona de transición139, la quema y venteo de gas natural se ubicó por abajo del compromiso. El volumen promedio de quema y venteo de gas hidrocarburo sin bióxido de carbono en 2012, fue de 30.4 mmpcd para el activo Cantarell y 96.5 mmpcd para el resto de activos en el país140.

138 Memoria de labores 2012, p. 72. 139 Ídem, PEMEX, p. 73. 140 Reporte de seguimiento a los programas de quema y venteo de gas natural, Diciembre 2012, Comisión Nacional de Hidrocarburos.

3,118 3,119 3,010 2,954 3,090 3,4454,320 4,480 4,562 4,423 4,475

1,305 1,379 1,563 1,8642,266

2,613

2,599 2,550 2,4582,171 1,910

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Gas asociado Gas no asociado


114

Cuadro 3.27 Producción1 y distribución de gas natural en PEP, 2002-2012


1 Incluye el nitrógeno de la región Marina Noreste. * Incluye gas para bombeo neumático. n.a.: No aplica. Nota. Las sumas pueden no coincidir debido a redondeos. Fuente: PGPB con información de la Base de Datos Institucional, PEMEX.

3.2.3 Procesamiento de gas natural

3.2.3.1 Gas natural

El procesamiento promedio de gas natural en 2012 fue de 4,382 mmpcd, un 3.2% menos que en 2011 (véase Cuadro 3.28). Este resultado está vinculado a una disminución en la producción de gas natural en tres de las regiones de PEP, principalmente en la región Norte. En esta región se realizó una reducción programada de las actividades de perforación y la terminación de pozos en los activos Burgos y Veracruz por parte de PEP. , Del total de gas natural procesado en 2012, 77.5% fue húmedo amargo (3,395 mmpcd) y 22.5% húmedo dulce (987 mmpcd).

Cuadro 3.28 Proceso de gas natural, producción de gas seco1 y gas directo de campos, 2002-2012


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

En 2012, los CPG produjeron 3,628 mmpcd de gas seco, 1.7% menos que un año antes. Dicha reducción se explica principalmente, por una menor oferta de gas húmedo amargo en el sureste y de gas húmedo en Burgos. El CPG con la mayor producción en 2012 fue el de Nuevo

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 tmcaDisponibilidad 5,472 5,619 5,742 5,984 6,571 7,211 8,055 8,198 8,222 7,754 7,600 3.3

Producción 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 7,020 6,594 6,385 3.7Gas amargo 3,164 3,133 2,994 2,937 3,075 3,415 4,236 4,315 4,312 4,131 4,135 2.7Gas dulce 1,260 1,365 1,579 1,881 2,281 2,644 2,682 2,716 2,708 2,463 2,249 6.0

De PGPB 1,048 1,121 1,169 1,166 1,215 1,153 1,136 1,167 1,202 1,160 1,216 1.5Distribución 5,471 5,619 5,742 5,964 6,572 7,211 8,055 8,198 8,222 7,754 7,600 3.3

Consumo propio 443 441 521 618 665 785 848 1,128 1,562 1,615 1,795 15.0A la atmósfera 318 296 180 198 286 560 1,347 1,044 611 360 146 -7.5

CO2 52 43 27 16 15 13 13 12 11 10 11 -14.6Gas 266 254 153 182 271 547 1,334 1,031 600 350 135 -6.6

Empaque neto 10 7 2 -19 3 -8 -9 8 7 -53 42 15.3 CO2 inyectado ayacimientos 26 25 31 23 9 8 5 6 7 4 7 -12.6 Condensación enductos 241 261 233 240 267 244 225 226 241 245 275 1.3

A Pemex Refinación 22 5 1 1 2 2 2 2 0 0 0 -45.4A PGPB 4,411 4,585 4,775 4,903 5,340 5,621 5,638 5,784 5,795 5,582 5,335 1.9

Directo a ductos 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 911 2.7A plantas de proceso * 3,713 3,822 3,960 3,905 4,188 4,287 4,256 4,459 4,484 4,537 4,424 1.8

Endulzadoras 3,214 3,342 3,328 3,135 3,196 3,161 3,192 3,389 3,428 3,455 3,402 0.6Criogénicas 500 480 632 770 992 1,126 1,064 1,070 1,056 1,082 1,022 7.4

Diferencia estadística,errores de medición y mermas

1 0 0 20 0 0 0 0 0 1 0 n.a.

Tipo de gas 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 tmcaGas húmedo procesado 3,770 3,853 3,963 3,879 4,153 4,283 4,240 4,436 4,472 4,527 4,382 1.5 Gas húmedo amargo 3,260 3,360 3,349 3,153 3,203 3,162 3,188 3,381 3,422 3,445 3,395 0.4 Gas húmedo dulce 510 492 614 726 950 1,120 1,052 1,055 1,050 1,082 987 6.8Gas seco de CPG´s 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3,618 3,692 3,628 2.2Gas directo de campos 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 911 2.7


115

PEMEX, con una participación de 24.2% en el total. Los CPG Burgos, Cactus y Ciudad PEMEX participaron con el 23.1%, 21.7% y 21.2% de la producción de gas seco procesado, respectivamente. Por otro lado, La reducción más importante en la oferta nacional de gas seco se presentó en el gas directo de campos, con una reducción anual de 12.8% en 2012.

Cuadro 3.29 PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2012


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

En 2012, operaron en el país nueve CPG141, en los cuales la capacidad instalada de endulzamiento de gas amargo permaneció sin cambios respecto al año anterior (véase Cuadro 3.29). Sin embargo, la capacidad instalada de recuperación de líquidos aumentó en 200 mmpcd, debido a la nueva planta criogénica del CPG Poza Rica. El arranque de esta planta inició el 9 de noviembre de 2012 y la prueba de desempeño se llevó a cabo la primera semana de diciembre de dicho año, misma que fue satisfactoria. Actualmente la planta opera de acuerdo a las condiciones de carga de gas húmedo dulce disponible. El cierre administrativo del proyecto se realizará en 2013142.

La utilización de las plantas de endulzamiento de gas amargo fue de 75.4%, 1.1 puntos porcentuales menos a la del año anterior. Esto se explica, por una menor oferta de gas amargo proveniente de la región marina por parte de PEP. El proceso de fraccionamiento de líquidos registró una reducción de 137 mmpcd en 2012, como resultado de una menor recuperación de líquidos del gas principalmente porque el CPG Nuevo PEMEX salió de operación durante ocho días por una falla eléctrica. En 2012, también se presentó una menor oferta de condensados de PEP, dado que en el complejo Cangrejera la planta reformadora de naftas está fuera de operación por reconfiguración143.

La oferta nacional de gas natural se compone del gas seco de proceso de PGPB, el ofertado por PEP (gas de formación empleado por PEP, y el entregado a PR), y otras corrientes que complementan la oferta de PGPB. El gas seco que ofertó PEP en 2012, para sus operaciones y recirculaciones144, totalizó un volumen de 1,482 mmpcd. En tanto que volumen producido por

141 El Complejo Procesador de Gas Área Coatzacoalcos incluye los sectores, Cangrejera, Morelos y Pajaritos, ubicados en Coatzacoalcos. 142 Informe Anual 2012 de PEMEX, p. 44. 143 Ídem, Anexo PGPB, p. 9. 144 La recirculación es un proceso en el cual el gas producido es reinyectado al yacimiento después de haberle extraído los líquidos, con la finalidad de mantener la presión del yacimiento e impedir que dichos líquidos se condensen dentro del

Centro procesador

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 5,912 3,395 4,346 3,628Cactus 1,960 1,275 1,620 955 770Cd. Pemex 1,290 915 931 872 787Matapionche 109 125 33 33 31Nuevo Pemex 880 1,500 580 1,103 877Poza Rica 230 490 196 190 169Arenque 34 33 35 32 32La Venta 182 145 125Pajaritos2 192 140Burgos 1,200 875 838


116

PGPB fue de 4,603 mmpcd. Es importante señalar, que es este último componente de la oferta nacional es el gas natural que es comercializado tanto en el mercado interno, como para los insumos de gas natural de las otras subsidiarias de PEMEX (véase Cuadro 3.30).

Figura 3.21 Red de ductos y centros procesadores de gas, a diciembre de 2012

Nota: El CPG Área Coatzacoalcos, comprende los complejos Morelos, Cangrejera y Pajaritos. Fuente: SENER.

Cuadro 3.30 Oferta nacional de gas natural, 2002-2012


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

3.2.3.2 Gas L.P.

La cadena de valor del proceso de producción de gas y sus líquidos inicia con el endulzamiento de gas húmedo y de condensados, que consisten en remover los contaminantes como el ácido yacimiento dificultando su recuperación. El gas recirculado no es gas en condiciones de ser comercializado, además de que el gas regresa al yacimiento.

Arteaga

Toluca

Tampico

Mexicali

MonterreySaltillo

RamosArizpe

PiedrasNegras

Silao

Aguascalientes

Torreón

Gómez PalacioCd. Lerdo

Cd. Juárez

Altamira

Cd. Madero

Tlax.

Río Bravo

Pachuca

PueblaDF

Merida

HermosilloChihuahua

Delicias

Cd. Camargo

.

Jiménez

San Luis Potosí

Guadalajara

Tula

Veracruz

.

Tlalchinol

L. Cárdenas

Escalón

CadereytaParras

San Fernando

.

C.F.E. El Verde

Naco Nogales

Valladolid

Zona de consumo

Gasoductos de PGPB

Gasoductos de empresas privadas

Centros Procesadores de Gas CelayaIrapuato

León

Salamanca

Cananea

San Agustín Valdivia Samalayuca

Químicadel Rey

Nuevo Laredo

BURGOS

ARENQUE

POZA RICA

MATAPIONCHE

ÁREACOATZACOALCOS

CACTUS NUEVO PEMEX

CIUDAD PEMEXLA VENTAManzanillo

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 tmcaTotal 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 6,025 6,014 6,244 6,440 6,224 6,085 3.9

Oferta de PEP 417 429 555 803 858 1,058 1,094 1,273 1,436 1,411 1,482 13.5De formación empleado por PEP 394 424 554 802 856 1,057 1,092 1,271 1,436 1,410 1,482 14.2

Para operación 201 209 243 401 470 586 605 631 813 805 850 15.5Para recirculaciones 193 214 311 400 386 471 487 640 623 605 632 12.6

Entrega directa a Refinación 22 5 1 1 2 2 2 2 0 1 0 -46.2Oferta de PGPB 3,704 3,887 4,066 4,239 4,684 4,967 4,920 4,971 5,004 4,813 4,603 2.2

Plantas PGPB 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3,618 3,692 3,628 2.2Directo de campos 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 911 2.7Etano inyectado a ductos 91 95 108 94 87 87 76 74 74 76 64 -3.5

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


117

sulfhídrico y el bióxido de carbono. Posteriormente se lleva a cabo la recuperación de líquidos, seguido del fraccionamiento y del proceso de gas ácido. De manera que estos procesos dependen de las entregas de gas húmedo dulce de PEP, de los procesos de endulzamiento de gas húmedo amargo y de sus condensados en esta subsidiaria145. En 2012, del fraccionamiento de líquidos de gas y de los condensados (etano, gas licuado, gasolinas naturales, además de los líquidos del CPG Arenque) se obtuvieron 365.1 mbd de productos en, un 6.2% menos que en 2011146.

Durante 2012 la producción de gas L.P. de PGPB se ubicó en 176.0 mbd, lo cual representó una disminución del 5% respecto a 2011, al pasar de 185.4 mbd a 176.0 mbd. Esto fue resultado de una disminución del 6% en la producción y fraccionamiento de licuables y condensados en comparación con el año anterior. Lo que se dejaran de recibir 24.1 mbd de licuables y condensados, al pasar de 387.7 mbd en 2011 a 363.6 mbd en 2012 (véase Cuadro 3.31). Estos licuables y condensados son la materia prima para obtener gas L.P. de los CPG de PGPB.

Del fraccionamiento, a lo largo de 2012 el gas L.P. representó el 48.4%, seguido del etano con 31.7% y las naftas con 19.9%. Por lo tanto, la obtención de gas L.P. derivada del fraccionamiento es muy significativa y por ende una menor carga de licuables y condensados genera una disminución en la producción de gas L.P. en los CPG.

Adicionalmente, durante 2012 se dejaron de recuperar líquidos del gas principalmente por los problemas operativos en los CPG de Burgos y Nuevo PEMEX. Particularmente, el CPG Nuevo PEMEX salió de operación ocho días por una falla eléctrica en la subestación No. 5.

Además, se registró una menor oferta de condensados por parte de PEP y el retraso en la entrada de operación de la planta reformadora de naftas del Complejo la Cangrejera de PEMEX Petroquímica, que estaba fuera de operación por reconfiguración, ocasionó que se dejaran de recibir líquidos que esta planta envía a PGPB para su fraccionamiento.

Cuadro 3.31 Productos del fraccionamiento, 2002-2012


Fuente: SENER, con información de la base de datos institucional de PEMEX.

En 2012, estas situaciones ocasionaron que los CPG Nuevo PEMEX, la Cangrejera y Burgos dejaran de procesar 16.1 mbd, 4.4 mbd y 5.9 mbd de licuables y condensados en comparación con 2011, respectivamente. Lo anterior, originó una disminución en la obtención de gas L.P.

No obstante, durante 2012 el CPG la Cangrejera tuvo la mayor producción de gas L.P. representando el 24.4% de la producción total de PGPB. Sin embargo, su producción disminuyó 2 mbd con respecto a 2011, debido al retraso en la entrada de operación de la Planta Reformadora de Naftas. En los últimos diez años, la producción de gas L.P. de este CPG decreció 0.4% en promedio anual (véase Figura 3.22).

El CPG Morelos, se posicionó como el segundo mayor productor de gas L.P. durante 2012, representando el 23.4% del total para PGPB, reemplazando al CPG Nuevo PEMEX que el año 145 Informe anual 2012 de PEMEX. 146 Memoria de labores 2012, PEMEX, p. 75.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Entrada a fraccionadora

Licuables y condensados

418.0 426.2 449.3 434.0 434.8 403.5 374.5 377.1 382.3 387.7 363.6 -1.4

Gas licuado 204.7 212.1 224.9 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6 184.2 185.4 176.0 -1.5Etano 127.0 125.2 132.5 129.0 126.7 119.4 117.1 120.7 119.5 120.6 115.3 -1.0Naftas 83.8 86.5 89.8 87.9 91.5 84.6 74.3 75.7 78.7 81.7 72.3 -1.5Otras corrientes 2.4 2.4 2.1 1.7 1.3 0.7 0.7 0.1 0.0 0.0 0.0 n.a

Productos del fraccionamiento


118

anterior había mantenido ese lugar. Pese a que en febrero de 2012 el CPG Morelos no tuvo producción de butanos, debido al mantenimiento en las fraccionadoras, su producción total de gas L.P. se ubicó en 41.1 mbd, incrementándose 6% en comparación a 2011.

Figura 3.22 Carga a fraccionadora y obtención de gas L.P. en los CPG Nuevo Pemex,

Cangrejera y Burgos, 2002-2012 (miles de barriles diarios)

Fuente: SENER, con información de la base de datos Institucional de PEMEX.

Por su parte, el CPG Nuevo PEMEX disminuyó su producción de gas L.P. 20% en comparación con el año anterior. Esto se debió a una falla eléctrica en una subestación, significando una reducción de 8.8 mbd. Durante el periodo 2002-2012 su producción decreció en promedio anual 5.9%.

En 2012, el CPG Cactus tuvo una oferta de 32.0 mbd de gas L.P., representando el 18.2% de la producción total de PGPB. Pese a que en diciembre de 2012 no se obtuvo propano en el CPG mencionado, debido al mantenimiento en su fraccionadora, su producción de gas L.P. aumentó 1%, en comparación con 2011.

Respecto a la producción del CPG Burgos, al cierre de 2012 ésta representó el 10.3%, al ubicarse en 18.2 mbd. En comparación con el año anterior, disminuyó 8.5%, al pasar de 19.8 mbd en 2011 a 18.2 mbd en 2012, debido a problemas operativos reportados en el CPG.

Cuadro 3.32 Producción de gas L.P. en PGPB, 2002-2012


n.a. no aplica * Centro Procesador de Gas Fuente: IMP, con información de PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

Por su parte, los CPG Poza Rica y Matapionche, durante 2012 aportaron el 3.1% y el 0.5%, respectivamente. El volumen de producción del CPG Poza Rica fue de 5.4 mbd en 2012. Entre 2002 y 2012, el gas L.P. ofertado del CPG se ha incrementado 10.4% en promedio anual. Sin

0

40

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160

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20

12

Carga a fraccionadora Obtención de gas L.P.

Nuevo Pemex

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Cangrejera

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12

Burgos

CPG* 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Total 204.7 212.1 224.9 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6 184.2 185.4 176.0 -1.5 Cangrejera 44.6 37.9 43.7 43.6 44.1 39.1 43.4 43.4 39.6 45.0 43.0 -0.4 Morelos 40.8 48.8 41.2 42.1 46.3 41.8 39.8 46.6 47.6 38.9 41.1 0.1 Nuevo Pemex 65.1 68.9 75.7 70.4 57.8 57.8 48.2 38.9 39.8 44.2 35.5 -5.9 Cactus 43.9 45.7 48.8 40.2 45.0 35.5 27.1 27.0 32.7 31.7 32.0 -3.1 Burgos 0.0 0.0 6.3 9.9 14.5 17.0 18.0 20.0 19.9 19.8 18.2 n.a. Poza Rica 2.0 2.0 2.2 2.7 2.3 3.0 2.7 3.1 3.4 4.7 5.4 10.4 Matapionche 2.6 2.3 2.4 2.2 2.2 2.1 1.8 1.5 1.1 1.0 0.8 -10.6 Reynosa 5.8 6.6 4.5 4.4 3.2 2.6 1.5 0.1 - - - n.a.


119

embargo, el del CPG Matapionche ha disminuido 10.6% durante dicho periodo, con un volumen producido de 0.8 mbd.

El gas L.P. producido por PEP, proviene del Campo Nejo que forma parte del Activo Integral Burgos en la Región Norte. Pese a que la producción de gas L.P. obtenida de PEP, es poco significativa en comparación con la producción de los CPG o las refinerías, durante 2012 se incrementó 18.8%, al pasar de 2.4 mbd en 2011 a 2.9 mbd en 2012 (véase Figura 3.23).

Figura 3.23 Oferta de gas L.P. de PEP, 2002-2012


Fuente: Fuente: IMP, con información de PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

El crecimiento de la producción de gas L.P. de PEP durante 2012, está relacionada con el operativo que se puso en marcha en instalaciones, brechas y rutas de transporte del Activo Integral Burgos. Este operativo, tuvo como objetivo reducir las pérdidas que se generan por la sustracción ilícita de condensados. El resultado fue una notable disminución de mermas de condensados, al entregarse prácticamente en su totalidad un promedio diario de 16.2 miles de barriles al CPG Burgos en 2012147.

3.2.4 Refinación del petróleo

La producción de gas L.P. que aporta el Sistema Nacional de Refinación (SNR) representó el 13.3% de la producción nacional durante 2012. Asimismo, ésta se incrementó 21.3% significando un aumento de 4.8 mbd, al pasar de 22.7 mbd en 2011 a 27.5 mbd en 2012.

En 2012, la refinería de Salina Cruz registró una disminución de 8.1% en el proceso de crudo, lo que redujo 19.6% la obtención de gas L.P. La tendencia de esta refinería, durante el periodo de 2002 a 2012, es de una reducción promedio su oferta de gas L.P. de 5.9% anual. En resto de refinerías, aumentó la oferta de gas L.P. respecto a lo producido en 2011, debido al incremento en el proceso de petróleo crudo.

La refinería de Tula aportó el mayor volumen de gas L.P. durante 2012, ubicándose en 11.7 mbd, y representando el 42.5% del gas L.P. producido en PR. En comparación con 2011, su oferta se incrementó 37.1%, sin embargo se observa una disminución del 0.5% en promedio anual, en comparación con 2002.

La refinería de Minatitlán en 2002 incrementó su producción de gas L.P. 1.9 mbd con respecto al año anterior, posicionándose como la segunda mayor productora. En comparación con 2002, su disponibilidad de gas L.P. se incrementó 16.3% al pasar de 6.9 mbd a 8.0 mbd durante el periodo de referencia. 147 Informe anual 2012 de PEMEX.

0.0

0.5

1.21.0

0.3 0.2

0.6

1.0

1.9

2.4

2.9

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012


120

Por su parte, las refinerías de Cadereyta y Salamanca, durante 2012 ofertaron 1.7 mbd de gas L.P. cada una. Lo cual significó un incremento de 34.5% y 6.0% en comparación con el año anterior, respectivamente. Pese a estos incrementos, durante el periodo 2002-2012 la tendencia de la producción de gas L.P. en las refinería de Cadereyta y Salamanca ha sido a la baja, con reducciones promedio de 1.8% y 6.4%, respectivamente.

La refinería Madero se ubicó como la menor productora de gas L.P. en 2012, representando 3.0% del gas L.P. del SNR. En comparación con el año anterior, la disponibilidad del hidrocarburo de esta refinería se mantuvo en 0.8 mbd.

Cuadro 3.33 Producción de gas L.P. de PEMEX Refinación, 2002-2012


Fuente: IMP, con información de PEMEX Gas y Petroquímica Básica.

3.2.5 Infraestructura de transporte

3.2.5.1 Gas natural

Al cierre de 2012, estaban vigentes 20 permisos de transporte de acceso abierto de gas natural, de los cuales 17 corresponden a sistemas en operación, uno en construcción y dos por iniciar obras (véase Cuadro 3.34). Dichos permisos suman una longitud comprometida a fin de quinquenio, de 11,917.4 km, de los cuales 11,141.6 km son de gasoductos en operación. Además, el volumen promedio de transporte gas natural comprometido en los permisos suma 10,882.4 mmpcd, de los cuales 9,511.8 mmpcd corresponden a sistemas en operación.

Infraestructura de PGPB

La red de gasoductos de PGPB poseía una extensión de 9,038 km al cierre de 2012, destinada al transporte de gas natural. La red cuenta con dos sistemas de transporte de gas natural: el SNG y el Sistema Naco-Hermosillo (SNH). En 2012, PGPB transportó un total de 4,705 mmpcd de gas natural, lo que significó un aumento de 1.2% respecto a 2011. Esto se explica, entre otras cosas, por la regularización del consumo de la CFE en Sonora, ya que en 2011 se registraron mantenimientos en sus plantas148.

El SNG transportó 4,625 mmpcd de gas natural, un volumen 0.9% superior al de 2011. Asimismo, el SNH transportó 80 mmpcd de gas natural, un 15.9% más respecto a 2011, dado el comportamiento del consumo de CFE en el estado de Sonora.

En los últimos años, la demanda de gas natural ha seguido una tendencia creciente, en tanto que la infraestructura de transporte ha presentado una evolución limitada. Lo anterior ha provocado que tramos de gran aforo en el sistema de gasoductos estén cercanos a su capacidad máxima. Por consiguiente, los problemas operativos o incrementos de la demanda, pueden comprometer la confiabilidad del abastecimiento del gas natural a los usuarios finales.

148 Informe Anual 2012 de PEMEX, Anexo PGPB, p. 12.

SNR 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012SNR 31.2 34.7 28.9 31.4 26.1 26.8 26.4 28.0 26.7 22.7 27.5 -1.3 Tula 12.3 12.3 7.2 8.1 8.3 9.6 8.4 10.4 10.6 8.5 11.7 -0.5 Minatitlán 6.9 6.5 5.0 6.5 5.0 5.3 5.8 7.3 6.2 6.1 8.0 1.5 Salina Cruz 6.5 8.4 8.9 8.3 6.6 6.0 5.7 4.8 5.7 4.4 3.5 -5.9 Cadereyta 2.1 2.5 3.2 3.3 2.5 2.9 3.0 2.7 1.7 1.3 1.7 -1.8 Salamanca 3.3 3.5 3.3 3.8 3.3 2.2 2.6 2.0 1.5 1.6 1.7 -6.4 Madero 0.2 1.4 1.3 1.3 0.4 0.8 0.9 0.8 0.9 0.8 0.8 17.5


121

Una alerta crítica es la declaración que hace el transportista por cierto periodo, debido a que existen condiciones de riesgo operativas que afectan la prestación del servicio en el sistema de transporte de gas natural. La alerta se emite cuando las condiciones de operación no son seguras para continuar operando el gasoducto y entregar gas a los clientes. Por problemas de saturación del SNG, durante 2012 se declararon 22 alertas críticas, diez de las cuales se deben a incrementos no programados en los consumos de los clientes, o por baja inyección de gas en el sureste del país. Otras tres alertas más, se originaron por fallas en la infraestructura de procesamiento y transporte, y nueve más se atribuyen a causas de fuerza mayor, tales como el accidente en la estación de medición de gas de PEP ubicada en el norte del país149.

Cuadro 3.34 Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a diciembre de 2012

* Cifra comprometida al quinto año del otorgamiento del permiso. mm³d: miles de metros cúbicos diarios. Fuente: CRE.

149 Informe Anual 2012 de PEMEX, Anexo PGPB, p.p. 13-16.

Permisionario Localización Inicio

operacionesLongitud*

(km)

Volumen Promedio

mm3d

Volumenpromedio

mmpcd

Inversión*(millones de

dólares)Estatus

Gasoductos de Chihuahua San Agustín Valdivia - Samalayuca

20-dic-97 38.0 7,702.0 272.0 18.2 Operando

Igasamex San José Iturbide Huimilpan - San José Iturbide 18-mar-98 2.5 360.0 12.7 0.4 Operando

FINSA Energéticos Matamoros, Tamps. 26-jun-98 8.0 223.6 7.9 0.2 Operando

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Naco - Hermosillo, Son. 18-mar-99 339.0 3,113.0 109.9 22.1 Operando

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Sistema Nacional de Gasoductos 02-jun-99 8,704.0 144,614.0 5,107.0 436.5 Operando

Energía Mayakan Ciudad Pemex - Valladolid 30-sep-99 710.0 8,073.0 285.1 276.9 Operando

Transportadora de GN de Baja California

San Diego - Rosarito 15-jun-00 36.0 8,038.0 283.9 28.2 Operando

Gasoductos del Bajío Valtierrilla - Aguascalientes 03-abr-01 203.0 2,550.0 90.1 56.5 Operando

Gasoducto Rosarito Los Algodones - Tijuana, B.C. 01-sep-02 217.0 15,121.0 534.0 124.6 Operando

Gasoducto Agua Prieta Frontera México - EUA - Naco 12-dic-02 12.5 5,663.0 200.0 6.6 Operando

Tejas de Gas de Toluca Palmillas - Toluca 28-feb-03 123.2 2,720.0 96.1 31.0 Operando

Kinder Morgan Cd. Mier - Monterrey 20-mar-03 137.2 12,034.0 425.0 82.0 Operando

Gasoductos del Río Valle Hermoso, Tamps. 01-ago-03 57.9 11,600.0 409.7 39.3 Operando

Gasoductos de Tamaulipas Reynosa - San Fernando 12-nov-03 114.2 28,317.0 1,000.0 238.7 Operando

Conceptos Energéticos Mexicanos

Tijuana, B.C. 18-dic-03 1.6 266.0 9.4 0.8 Operando

Transportadora de Gas Natural de la Huasteca

Terminal de GNL Altamira, Tamps.-Tamazunchale, S.L.P.

01-dic-06 127.0 9,887.0 349.2 167.9 Operando

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

Manzanillo, Guadalajara 15-jun-11 310.5 9,061.4 320.0 413.0 Operando

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

Cd. Juárez-Chihuahua 381.0 24,069.3 850.0 368.8 En construcción

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

Gasoducto de Morelos Esperanza-Venta de Carpio y Cempoala-Santa Ana

160.3 9,542.7 337.0 228.8 Por iniciar obras

Total nacional 11,917.4 308,154.9 10,882.4 2,680.0


122

Para hacer frente a la reducción de la oferta de gas natural, PGPB opera prácticamente al máximo su capacidad de importación en base firme en el sur de Texas y ha incrementado, en la medida de lo posible, el uso de la capacidad de importación. Asimismo, con el fin de incrementar la capacidad de transporte de gas natural al centro del país, en 2012 se continuaron los trabajos asociados al proyecto de la estación de compresión Emiliano Zapata y libramiento a Xalapa, con el que se busca incrementar la capacidad de transporte en el ducto de 48 pulgadas de diámetro Cempoala-Santa Ana150. Por otro lado, la SENER en conjunto con PEMEX, la CFE y la CRE han implementado un mecanismo para la importación de GNL adicional por los puertos de Manzanillo y Altamira. Adicionalmente, como parte de una estrategia integral de suministro, se iniciaron las gestiones para los proyectos Los Ramones fase I y II.

En abril de 2013, la CRE otorgó a la empresa TAG Pipelines, S. de R. L. de C. V., el permiso de transporte de gas natural G/308/TRA/2013, y posteriormente aprobó la transferencia del mismo a la empresa Gasoductos del Noreste, S. de R. L. de C. V. Este proyecto, denominado Los Ramones Fase I, transportará gas natural importado desde Texas hasta la estación de compresión Los Ramones para su envío al SNG. El ducto tendrá una longitud total aproximada de 114.38 km, un diámetro de 1,219 mm, y una capacidad máxima de 56.6 mmm3d con compresión. Se estima que la trayectoria de este sistema cruce por un municipio de Tamaulipas y 4 municipios de Nuevo León.

En diciembre de 2012, la CRE determinó las tarifas máximas iniciales transitorias para el tercer periodo de operaciones del SNG (2013-2017), con base en las disposiciones de 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. Posteriormente, el 30 de septiembre de 2013, la CRE emitió una resolución151 para ampliar el plazo previsto para aprobar el ingreso requerido y las tarifas máximas correspondientes al tercer periodo quinquenal de operaciones del permiso de transporte de gas natural otorgado a PGPB para el SNG.

Infraestructura de particulares

Durante 2013, la CRE se encontraba revisando la solicitud de permiso de transporte de acceso abierto de la empresa Transportadora de Gas Natural de Zacatecas, S. de R. L. de C. V. El trayecto del ducto irá desde la ciudad de Aguascalientes, hasta Calera de Víctor de Rosales, en Zacatecas. La longitud será de aproximadamente de 172.98 km, el diámetro de 304.8 mm y la capacidad de 538,775 metros cúbicos diarios.

En paralelo, se procesaba la solicitud de permiso de transporte presentada por la empresa Gasoducto de Aguaprieta, S. de R. L. de C. V., para un sistema con un trayecto dividido en dos segmentos. El primero corresponde a Sásabe–Guaymas, con una longitud aproximada de 485 km en tubería de acero de 914.4 mm y una capacidad aproximada de 21.8 millones de metros cúbicos diarios (mmm3d). En el kilómetro 198 de esta porción, se deriva un ramal de 20 km de longitud hacia Puerto Libertad, en tubería de acero de 914.4 mm, dedicado a dar servicio a una Planta de generación existente de la CFE. El segundo segmento sigue la trayectoria de Guaymas–El Oro con una longitud aproximada de 327 km en tubería de acero de 762 mm y una capacidad aproximada de 14.44 mmm3d.

Por su parte, en julio de 2013 se encuentra concluida la revisión quinquenal de las tarifas de las empresas Energía Mayakán, Transportadora de Gas Natural de Baja California y Transportadora de Gas Natural de la Huasteca. También, se continuó con el análisis de aprobación de tarifas máximas para los servicios de transporte y aparcamiento de la empresa Energía Occidente de México, S. de R. L. de C. V.

150 Primer informe trimestral 2013, PEMEX. 151 La resolución RES/392/2013.


123

Cuadro 3.35 Estaciones de compresión de gas natural a 2012

(HP)

* Propiedad de PEP. Fuente: PGPB y Empresas Privadas.

Figura 3.24 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2012

* Propiedad de PEP. Fuente: SENER.

Con el fin de incrementar la presión para hacer llegar el gas natural en condiciones operativas óptimas, a lo largo de la red de ductos para transporte de gas natural existían 20 estaciones de compresión (véase Cuadro 3.35), al cierre de 2012. Éstas acumularon una capacidad de potencia total de 510,658 caballos de fuerza (HP). PEMEX operó 11 estaciones, de las cuales 10 son propiedad de PGPB y una de PEP, la estación Cd. PEMEX. La capacidad de compresión

Región EstaciónPotencia Instalada

(HP) Región Estación

Potencia Instalada(HP)

Noreste Santa Catarina 9,400 Noroeste Rosarito 8,000Noreste Los Ramones 21,250 Noroeste Los Algodones 30,888Noreste Estación 19 23,700 Noroeste Naco 14,300Noreste Chávez 7,110 Noreste Gloria a Dios 14,300Centro-Occidente Valtierrilla 4,700 Noreste El Sueco 6,160Sur-Sureste Cempoala 55,000 Noreste El Caracol 46,350Sur-Sureste Lerdo 55,000 Noreste Los Indios 46,350Sur-Sureste Chinameca 55,000 Centro-Occidente El Sauz 13,500Sur-Sureste Cardenas 55,000 Centro-Occidente El Castillo 2,500Sur-Sureste Cd. Pemex* 7,150 Total compresión Privada 182,348Sur-Sureste Emiliano Zapata 35,000Total compresión PGPB 328,310 Total compresión 510,658

Compresión PGPB Compresión Privada


124

instalada de PEMEX tuvo una potencia de 328,310 caballos de fuerza (HP) al cierre de 2012. Por otro lado, la estación El Castillo entró en operación en 2012 y posee una potencia instalada de 2,500 HP, comprimiendo gas natural para el gasoducto de Manzanillo-Guadalajara.

En el caso del transporte de gas natural para usos propios, la CRE reportó la vigencia de 123 permisos en julio de 2013. Alrededor de 108 permisos pertenecían a sistemas en operación, que suman una longitud de 497.5 km. Por otro lado, existían 60 permisos vigentes para el transporte de gas natural de sociedades de autoabastecimiento, de los cuales 46 correspondían a ductos en operación; estos últimos con una longitud acumulada de 594.8 km.

3.2.5.2 Gas L.P.

PGPB es el único responsable de las ventas de primera mano del gas L.P., así como de hacerlo llegar hasta las plantas de suministro, de donde las empresas privadas lo transportan, almacenan y distribuyen hacia sus instalaciones para comercializarlo a los usuarios finales.

Para el transporte de gas L.P. a través de ducto, la CRE tiene registro de cuatro permisos vigentes en 2012. De éstos, uno corresponde a PGPB y se refiere al gasoducto que pertenece al Sistema Nacional de Gas Licuado de Petróleo (SNGLP), el cual comprende Chiapas, Tabasco, Veracruz, Tlaxcala, Estado de México, Hidalgo, Querétaro, Puebla, Guanajuato y Jalisco. Los gasoductos restantes, pertenecen a privados: TDF, S. de R.L. de C.V., Ductos del Altiplano, S. A. de C. V. y Penn Octane de México, S. de R. L. de C. V.

El gasoducto de TDF, S. de R.L. de C.V. abarca los estados de Nuevo León y Tamaulipas. Por su parte el ducto del Altiplano, S. A. de C. V. comprende los estados de Veracruz e Hidalgo. En el caso de Penn Octane de México, S. de R. L. de C. V. se encuentra localizado en Tamaulipas (véase Figura 3.25).

Figura 3.25 Infraestructura de transporte por ducto de gas L.P., 2012

Fuente: SENER con información de la Comisión Reguladora de Energía.

Transporte por ducto

Guadalajara

Pemex-Gas y Petroquímica Básica (SNGLP)

TDF, S. de R.L. de C.V.

Nuevo León

Tamaulipas

VeracruzHidalgo

Ductos del Altiplano, S. A. de C. V..

Penn Octane de México, S. de R. L. de C. V.

Chiapas


125

A septiembre de 2013, la SENER tiene un registro de 172 permisos vigentes para el transporte de gas L.P. por medio de autotanques, semirremolques, carrotanques o buquetanques152. Por otro lado, los vehículos de reparto son utilizados para la distribución de gas L.P. por medio del uso de recipientes transportables, los cuales son envases utilizados para contener el gas L.P. a presión y que por sus características de seguridad, peso y dimensiones, una vez llenado, permite que pueda ser manejado manualmente por los usuarios finales. El transporte a través de vehículos de reparto es el más utilizado para distribuir el gas L.P.; al momento de elaborar este documento, la SENER tenía un registro de 12,859 vehículos de reparto (véase Figura 3.26).

El transporte de gas L.P. a través de auto tanques se realiza por medio de un vehículo que en su chasis tiene instalado en forma permanente uno a más recipientes no transportables para contener gas L.P. a presión. En cuanto a este tipo de transporte, la SENER cuenta con un registro de 9,700 vehículos. Adicionalmente, la SENER tiene registrados 2,175 vehículos para el transporte por semirremolques. Este caso se refiere a una estructura móvil no autopropulsada para mantener en forma fija y permanente un recipiente no transportable para contener gas L.P.

Figura 3.26 Vehículos para transporte de gas L.P., septiembre de 2012

(unidades)

Fuente: SENER con información de la Dirección General de Gas L.P.

3.2.6 Distribución

3.2.6.1 Gas natural

El número de permisos con redes en operación fue de 20, según información de la CRE a julio de 2013. Durante 2012, los permisionarios en operación contaban con una red de distribución con una longitud de 47,688 km, y realizaron una inversión de más de 2 mil millones de dólares153. 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 10.99%, lo que representa un incremento absoluto de 39,579 km entre 1995 y 2012.

El número de usuarios atendidos por los distribuidores de gas natural, ascendió a 2.16 millones (véase Cuadro 3.36), lo que significó un incremento de 66.9 miles de usuarios (3.2% mayor)

152 De igual manera, los datos de unidades de vehículos de transporte y reparto de gas L.P., es información actualizada a septiembre de 2013. 153 Monto calculado al tipo de cambio de diciembre de 2012.

9,700

2,175

12,859

Autotanques Semirremolques Vehículos de reparto


126

respecto a 2011. Se estima que el volumen de gas natural conducido en la red de distribución del país, fue de 876 mmpcd en 2012(véase Cuadro 3.37).

Durante 2012, la CRE llevó a cabo el proceso de licitación LIC-GAS-018-2012 para el otorgamiento del primer permiso de distribución para la Zona Geográfica de Morelos. El proceso concluyó en diciembre del 2012, resultando titular del permiso Gas Natural del Noroeste, S. A. de C. V.

Además, en enero de 2013 la CRE convocó a los procesos de licitación LIC-GAS-019-2012, LIC-GAS-020-2012 y LIC-GAS-021-2012, con el objeto de otorgar los permisos de distribución de gas natural por ducto para las Zonas Geográficas de Occidente, Veracruz y Morelia, respectivamente. El primer proceso fue concluido mediante la emisión del fallo del 1 de julio de 2013, a favor de Gas Natural del Noroeste, S. A. de C. V., que recibió el permiso el 1 de agosto.

Cuadro 3.36 Número de usuarios por permisionario de distribución, 2009-2012

Fuente: CRE.

Con respecto al proceso de licitación correspondiente a Veracruz, el 3 de octubre de 2013 la CRE declaró ganador Gas Natural del Noroeste, el cual presentó la propuesta con el valor futuro del costo unitario más bajo154. En el caso de la zona geográfica en Morelia, la CRE modificó las bases de la licitación, indicando que el fallo de ésta se realizará en mayo de 2014.

De igual manera, la CRE recibió en 2012 la solicitud para un permiso de distribución para la Zona Geográfica del Río Pánuco por parte de Distribuidora de Gas Natural del Noreste, S. A. de C. V., y el permiso correspondiente se otorgó en diciembre de ese mismo año. Cabe señalar que el primer permiso para esta Zona Geográfica lo ostenta Tractebel GNP, S. A. de C. V.; dicho permiso contaba con un período de exclusividad que concluyó en diciembre del año 2009.

Con el otorgamiento de los tres permisos de distribución mencionados, la CRE proyecta que se alcanzará una cobertura de servicio adicional para más de 65 mil usuarios hacia 2018, mediante una infraestructura de 1,419 kilómetros. Lo anterior representa un monto de

154 Según la regulación RES/418/2013 de la CRE.

Permisionario 2009 2010 2011 2012Compañía Nacional de Gas, S.A. de C.V. 14,288 13,453 13,070 12,719Consorcio Mexi-Gas, S.A. de C.V. 168,648 167,886 169,432 172,967Gas Natural de Juárez, S.A. de C.V. 213,899 216,058 222,144 228,280Natgasmex, S.A. de C.V. 71,358 73,647 76,251 79,248Tamauligas, S.A. de C.V. 21,991 21,325 20,363 20,478Ecogas México (antes DGN Chihuahua, S. de R.L. de C.V.) 56,725 54,146 54,600 55,914Tractebel DGJ, S.A. de C.V. 26,022 27,344 28,026 29,563Ecogas México (antes DGN de La Laguna-Durango, S. de R.L. de C.V.) 23,952 23,748 24,334 25,394Ecogas México (antes Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, S. de R.L. de C.V.) 10,582 10,612 10,869 11,456Tractebel GNP, S.A. de C.V. 42,026 42,833 40,444 40,499Tractebel Digaqro, S.A. de C.V. 57,418 57,676 58,800 61,166Gas Natural México, S.A. de C.V.- Toluca 19,898 22,411 25,041 26,828Gas Natural México, S.A. de C.V. - Nuevo Laredo 31,193 31,738 32,092 30,948Gas Natural México, S.A. de C.V. – Saltillo 71,127 73,185 75,254 75,148Gas Natural México, S.A. de C.V. - Monterrey 673,556 691,934 715,343 726,090Gas Natural México, S.A. de C.V. – Bajio 69,812 70,435 74,797 81,145Comercializadora Metrogas, S.A. de C.V. 302,680 321,164 339,247 359,868Compañía Mexicana de Gas, S.A. de C.V. 87,436 96,294 101,322 109,542Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. 13,534 13,534 12,827 13,857Distribuidora de Gas Natural México 20 20 58 129TOTAL 1,976,165 2,029,443 2,094,314 2,161,239


127

inversión de alrededor de 70 millones de dólares a la fecha del otorgamiento (véase Cuadro 3.38).

Cuadro 3.37 Datos y compromisos quinquenales de los permisionarios de distribución, al cierre de 2012

Fuente: CRE.

Por otro lado, durante 2012 y hasta julio de 2013 la CRE recibió solicitudes de Tractebel DGJ, Gas Natural México y Gas Natural del Noroeste, para la modificación de las zonas geográficas de distribución de Guadalajara, Bajío y Sonora, respectivamente. Estas modificaciones permitirán expandir la red de distribución en 451.7 km, además de aumentar la cobertura de servicio a 26,677 usuarios adicionales (véase Cuadro 3.39).

Al cierre de su quinquenio

Localización Longitud

(km)

Volumen promedio

mmpcd

Cobertura de

usuarios

Inversión (miles de

dólares)1

Gas natural conducido

mmpcd

Longitud de red acumulada

(km)

Total nacional 48,937 856 2,390,770 372,466 876 47,688

Total Región Noreste 29,108 405 1,342,352 122,610 421 30,865

Cía. Nacional de Gas Q3/ Piedras Negras 695 5 12,656 857 10 723

Ecogas México(antes DGN de Chihuahua) Q3/

Chihuahua 1,933 28 72,047 20,977 28 1,953

Gas Natural de México(Saltillo) Q3/

Saltillo-Ramos Arispe-Arteaga

2,833 26 89,510 12,700 24 2,419

Cía. Mexicana de Gas Q3/ Monterrey 2,550 42 114,843 5,154 49 2,544

Gas Natural de MéxicoNvo. Laredo) Q3/

Nuevo Laredo, Tamaulipas

1,068 4 35,381 7,387 4 1,112

Gas Natural de Juárez Q3/ Ciudad Juárez 4,362 31 228,584 34,001 22 4,606

Tractebel GNP Q3/ Río Pánuco 917 24 44,583 1,221 27 811

Tamauligas Q3/ Norte de Tamaulipas 976 9 23,336 8,289 10 992

Gas Natural México(Monterrey) Q3/

Monterrey 12,812 226 696,800 29,084 238 14,744

Ecogas México(DGN La Laguna Durango) Q3/

Torreón-Gómez Palacio-Ciudad Lerdo-

Durango963 9 24,612 2,941 10 960

Total Región Centro 12,740 279 790,355 133,214 288 10,223

Gas Natural México(Toluca) Q3/ Toluca 812 27 26,941 3,654 36 803

Comercializadora Metrogas Q3/

Distrito Federal 4,359 64 380,393 40,446 70 3,520

Consorcio Mexi-Gas Q3/ Valle Cuautitlán-Texcoco

4,758 132 260,793 56,841 122 4,169

Distribuidora de Gas Natural México Q2/

Valle Cuautitlán-Texcoco

421 11 28,921 26,619 7 129

NATGASMEX Q3/ Puebla-Tlaxcala 2,390 46 93,307 5,653 53 1,602

Total Región Centro - Occidente 5,408 153 220,100 75,314 161 5,674

Tractebel Digaqro Q3/ Querétaro 1,766 58 73,119 43,366 56 1,552

Gas Natural México(Bajío) Q3/

Zona Bajío Norte, Silao-León-Irapuato

2,266 44 92,590 15,418 53 2,885

Tractebel DGJ Q3/ Guadalajara 1,376 51 54,391 16,530 52 1,237

Total Región Noroeste 1,681 19 37,963 41,328 5 926

Ecogas México(DGN de Mexicali) Q3/

Mexicali 502 12 13,055 1,646 2 502

Gas Natural del Noroeste Q3/ Hermosillo 1,179 7 24,908 39,682 3 424

Al cierre de 2012


128

Cuadro 3.38 Nuevos permisos de distribución de gas natural, julio de 2012 a julio de 2013

* Dólares corrientes a la fecha de orgamiento. Fuente: CRE.

Como medida regulatoria basada en la experiencia internacional, para limitar el monopolio natural del transporte y evitar que se extienda a otros eslabones de la cadena productiva de forma indebida, PEMEX se ha retirado de la distribución de gas natural. En 2012, PGPB inició el proceso de enajenación de ramales de distribución de gas natural, sometiendo a licitación la enajenación de 5 ductos. El resultado del proceso fue la enajenación de los gasoductos de los sectores Salamanca y Madero, quedando desiertas las licitaciones de Venta de Carpio, Chihuahua y Cd. Juárez; estas dos últimas se reprogramaron para 2013155.

Cuadro 3.39 Modificaciones en zonas distribución de gas natural, de 2012 a julio de 2013

* Dólares corrientes a la fecha de orgamiento. Fuente: CRE.

3.2.6.2 Gas L.P.

De acuerdo al RGLP156, la distribución de gas L.P. comprende la actividad de recibir el gas L.P. para su posterior traslado, conducción, entrega o venta a adquirientes y usuarios finales. Dichos adquirientes son permisionarios que compran el gas L.P. objeto de Venta de Primera Mano (VPM), para su posterior transporte, almacenamiento o distribución y los usuarios finales. Estos últimos son las personas que obtienen el gas L.P. para aprovecharlo consumiéndolo en su instalación.

La distribución de gas L.P. se realiza mediante planta, estación de gas L.P. para carburación, establecimiento comercial y por medio de ductos. En este sentido, la SENER es la entidad responsable de otorgar los permisos para distribuir el gas L.P. en las modalidades mencionadas excepto por ducto. Para el transporte por ducto, la CRE es responsable de otorgar dichos permisos.

155 Informe Anual 2012 de PEMEX, p. 115. 156 Artículo 2, Reglamento de Gas Licuado de Petróleo.

PermisionarioZona Geográfica

Usuarios nuevos

Kilómetros adicionales

Inversión adicional(millones de dólares)*

Gas Natural del Noroeste,S. A. de C. V.

Morelos 26,806 714.9 26.0

Distribuidora de Gas Natural del Noreste, S. A. de C. V.

Río Pánuco 10,062 302.0 29.8

Gas Natural del Noroeste,S. A. de C. V.

Occidente 28,954 402.1 14.0

Permisionario ModificaciónUsuarios nuevos

Kilómetros adicionales

Inversión adicional (millones de pesos)*

Resolución

TRACTEBEL DGJ, S. A. de C. V.

Se agregan los municipios: Tequila, Zapotlanejo, Tala, Amatitán y El Arenal 11,559 139.0 198 RES/056/2013

Gas Natural México, S. A. de C. V.

Se agregan los municipios: Abasolo, Apaseo el Grande, Celaya, Cortázar, Guanajuato, Irapuato, Pénjamo, Salamanca, Santa Cruz de Juventino

Rosas, Silao y Villagrán del Estado de Guanajuato

11 industriales y 3,727

residenciales81.7 65 RES/094/2013

Gas Natural del Noroeste, S. A. de C. V.

Se pretende agregar los municipios: San Miguel de Horcasitas y los Centros de Población Magdalena de

Kino, Navojoa, Ciudad Obregón y San Luis Río Colorado

11,380 231.0 308 En proceso


129

La estación de gas L.P. para carburación es la modalidad de distribución con el mayor número de permisionarios a nivel nacional y es utilizada para llevar a cabo el trasiego del gas L.P. a vehículos automotores con equipos de carburación para recipientes no transportables (auto tanques). Actualmente, la SENER tiene vigentes 2,729 permisos para instalación de estaciones de carburación157; las regiones con el mayor número de permisos son Centro-Occidente y Noreste, con 756 y 676 respectivamente (véase Figura 3.27).

Figura 3.27 Permisos de distribución de gas L.P. otorgados por SENER*

* Número de peermisos al 23 de septiembre de 2013. Fuente: SENER con información de la Dirección General de Gas L.P.

Por su parte, las plantas de distribución de gas L.P. comprenden la actividad de adquirir, recibir y conservar el gas L.P. para su venta o entrega a permisionarios y usuarios finales. En ambos casos la entrega de gas L.P. se realiza mediante recipientes transportables158 (tanques de gas). Para llevar a cabo este tipo de distribución, la SENER tiene vigentes 988 permisos. La región Noreste tiene el mayor número de estos permisos, con 275, los cuales representan el 28% del total; asimismo, la región Centro-Occidente cuneta con 263 permisos, representando el 27%. Las regiones Centro y Sur Sureste poseen 177 y 178 respectivamente. En la región Noroeste, se encuentra el menor número de permisos para la instalación de plantas de distribución, los cuales ascienden a 95, representando el 10% del total.

La distribución de gas L.P. mediante establecimiento comercial tiene como objetivo realizar la comercialización y venta de gas L.P. exclusivamente a usuarios finales, a través de recipientes portátiles (tanques de gas); estos establecimientos comerciales son de carácter mercantil, tales como las tiendas de conveniencia o las cadenas comerciales. Para este tipo de distribución de gas L.P., la SENER tiene vigentes 3 permisos, los cuales se ubican en la región centro, particularmente en el Distrito Federal.

Con respecto a la distribución de gas L.P. por ducto, la CRE tiene autorizados cuatro permisos a particulares (Gas del Caribe, S. A. de C. V., Compañía de Gas de Tijuana, S. A. de C. V., Gas Butano Propano de Baja California, S. A. de C. V. y Asociación de Colonos de La Herradura, A. C.). Los gasoductos se encuentran ubicados en Baja California, Estado de México y Quintana

157 El número de permisos de distribución de gas L.P. indicado esta sección, es el registrado al 23 de septiembre de 2013. 158 Artículo 2, Reglamento de Gas Licuado de Petróleo.

Centro-Occidente

Noroeste Noreste

Sur-Sureste

Centro

0 316 95

Establecimientocomercial

Estación de gasL.P. para

carburación

Planta dedistribución

0676

275



carburación


0

756

263



carburación


3650

177



carburación


0 331 178



carburación



130

Roo. En el Estado de Baja California existen dos gasoductos ubicados en los Municipios de Tijuana y Mexicali; en el Estado de México el gasoducto se encuentra en el Municipio de Huixquilucan y el de Quintana Roo comprende los Municipios de Benito Juárez, Playa del Carmen y Tulum (véase Figura 3.28).

Figura 3.28 Infraestructura de distribución de gas L.P. por ducto, 2012

Fuente: SENER con información de la CRE.

3.2.7 Almacenamiento

3.2.7.1 Gas natural

La capacidad instalada de almacenamiento de GNL fue de 920,000 metros cúbicos (m3), al cierre de 2012 (véase Cuadro 3.40). Dicha capacidad está repartida entre tres terminales de GNL, que son el resultado de una inversión de 2,037 millones de dólares. Además, existe un proyecto de ampliación de la capacidad en la terminal de GNL Energía Costa Azul, en Ensenada, Baja California.

Cuadro 3.40 Permisos de almacenamiento de GNL, 2012

Fuente: CRE.

Distribución por ducto

Gas del Caribe, S. A. de C. V.

Compañía de Gas de Tijuana,

S. A. de C. V.

Baja California

Estado de México

Asociación de Colonos de La Herradura, A. C.

Gas Butano Propano de Baja California, S.

A. de C. V.

Quintana Roo

En proyecto

Nombre de la empresaTerminal de GNL de

AltamiraEnergía Costa

AzulTerminal KMS de

GNLEnergía Costa

Azul, Ampliación

Localización Altamira, Tamaulipas Ensenada, Baja California

Manzanillo, Colima Ensenada, Baja California

Capacidad de regasificación(mmmpcd)

0.50 - 0.76 1.00 - 1.30 0.5 1.0 - 1.3

Capacidad de almacenamiento de la terminal (m3)

300,000 320,000 300,000

Ampliación de capacidad de almacenamiento

150,000 300,000

Inversión (millones de dólares) $378.61 $875.00 $783.00 $1,000.00

Entrada en operación 30-sep-06 14-may-08 17-ago-12 Indefinida

En operación


131

La terminal de GNL de Altamira, Tamaulipas, recibió 36 cargamentos de GNL durante 2012, con lo que se contribuyó a garantizar el abasto de gas natural para las centrales de ciclo combinado de Altamira V, Tuxpan V, Tuxpan II (Tres Estrellas) y Tamazunchale I. La terminal de Ensenada, Baja California, recibió 4 cargamentos, con los cuales se abasteció de gas natural a las centrales de ciclo combinado Presidente Juárez en Baja California. Asimismo, la terminal de Manzanillo, Colima, recibió 12 cargamentos de GNL en 2012, que esencialmente sirvieron para llevar gas natural a la central eléctrica Manzanillo I.

3.2.7.2 Gas L.P.

De acuerdo al RGLP159, el almacenamiento es la actividad de recibir y conservar el gas L.P. para su posterior suministro, ya sea para consumo propio o su posterior devolución a terceros. Dicha actividad se realiza mediante planta de depósito, planta de suministro, estación de gas L.P. para carburación de autoconsumo y mediante instalación de aprovechamiento para autoconsumo.

Figura 3.29 Capacidad de almacenamiento de gas L.P., 2012

(barriles)

Fuente: SENER con información de la CRE.

Al respecto, la CRE es la entidad encargada de otorgar los permisos para almacenar gas L.P. a través de planta de depósito y planta de suministro. Durante 2012, la CRE tuvo vigentes 24 permisos correspondientes a plantas de suministro para la recepción del gas L.P. vía importación y ducto. Del total de permisos, tres correspondieron a PGPB para el almacenamiento del gas L.P. importado en las terminales de Ciudad Juárez, Rosarito y Topolobampo; los demás permisos pertenecieron a particulares.

Durante 2012, la capacidad total de almacenamiento a través de planta de suministro fue 420,624,396 barriles de gas L.P. Estas plantas se encuentran ubicadas en 12 estados de la República. Los estados con la mayor capacidad de almacenamiento en plantas de suministro son Colima con 138,120,000 barriles, Baja California con 106,699,492 barriles y Veracruz con 103,033,474 barriles, principalmente (véase Figura 3.29).

159 Artículos 2 y 14, Reglamento de Gas Licuado de Petróleo.

ColimaBaja

CaliforniaVeracruz Sinaloa Jalisco Chihuahua Tamaulipas

Estado deMéxico

Coahuila Puebla Hidalgo Sonora

Series1 138,120, 106,699, 103,033, 33,387,2 12,718,9 8,619,60 6,951,01 3,633,60 2,440,00 2,271,00 2,000,00 750,000

Capacidad total: 420, 264, 396 barriles


132

3.2.8 Comercio exterior

3.2.8.1 Gas natural

El volumen de las importaciones de gas natural en 2012 alcanzó 2,130 mmpcd, lo que representó un crecimiento de 21.7% respecto a 2011. Lo anterior es consecuencia del crecimiento de la demanda y de una menor disponibilidad de gas nacional, tanto de producción de plantas como de gas directo de campos en el país. A lo largo de diez años, la tendencia de las importaciones ha sido de un crecimiento evidente, de manera que en 2012 el gas natural importado representó cerca de tres veces el volumen de 2002.

En 2012, el 78.5% de las importaciones de gas natural se realizaron a través de ductos y 21.5% por barco (de GNL). Las importaciones por ducto aumentaron 23.3% respecto a 2011, lo que significó un volumen adicional de 316 mmpcd. En el caso de las importaciones de GNL, la variación anual fue de 65 mmpcd, es decir, una crecimiento de 16.5%.

Del volumen de gas natural importado de Estados Unidos a través de ductos, el 74.7% procedió de Texas, 17.8% de California y 7.5% de Arizona160. Dichas importaciones entraron por puntos de interconexión ubicados en Baja California, Sonora, Chihuahua, Coahuila y Tamaulipas. En el caso del GNL, el 71.9% de las importaciones entraron por Altamira (Tamaulipas), 20.8% por Manzanillo (Colima) y 7.3% por Ensenada (Baja California).

Figura 3.30 Capacidad1 de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos, 2012


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

En 2012, las importaciones de PGPB a través de ductos alcanzaron los 1,089 mmpcd, mientras que las realizadas por privados sumaron 583 mmpcd. La participación de privados en las importaciones de gas natural por ducto ha pasado de representar el 10.8% en 2002, a 34.9% en 2012. Por otro lado, la capacidad máxima de importación por ducto fue 2,948 mmpcd en 2012, volumen que considera las capacidades contratadas en base firme e interrumpible en cada punto de interconexión, así como capacidades de diseño. De los 18

160 Con base en información de las U.S. Energy Information Administration.

Tijuana

Naco

Piedras Negras

San Agustín Valdivia

Los AlgodonesNaco - Agua Prieta

Mexicali

Cd. JuárezAgua Prieta

Ciudad Mier-Monterrey

Kinder Morgan

Río Bravo Tennessee

Tetco

Nogales

Cd. Acuña

Cd. Morelos

Gulf Terra

Punto de intercambio en MéxicoImportación Exportación

Total 2,948 1,6801. Tijuana, B.C. 300 3002. Mexicali, B.C. 29 03. Los Algodones, B.C. 500 5004. Cd. Morelos, B.C. 0 1905. Nogales, Son. 8 06. Naco, Son. 90 07. Naco - Agua Prieta, Son. 215 08. Agua Prieta, Son. 85 09. Cd. Juárez, Chih. 80 010. San Agustín Valdivia, Chih. 120 011. Cd. Acuña, Coah. 17 012. Piedras Negras, Coah. 10 013. Ciudad Mier, Tamps. 425 014. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. 50 015. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. 300 30016. Reynosa (Tetco), Tamps. 100 10017. Reynosa (Tennessee), Tamps. 290 29018. Reynosa (Río Bravo), Tamps. 330 0

Capacidad máxima


133

puntos de interconexión con Estados Unidos considerados en 2012, 11 pertenecen a sistemas aislados sin acceso al Sistema de Transporte Nacional Integrado (STNI)161.

Cuadro 3.41 Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 2002-2012


1 Incluye Comisión Federal de Electricidad y Producción Independiente de Energía. 2 Incluye las importaciones de Cd. Juárez y San Agustín Valdivia. Fuente. IMP con base en CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Durante el segundo semestre de 2012, PGPB ha utilizado prácticamente al máximo la capacidad de importación en base firme contratada con el Sur de Texas, y ha incrementado en la medida de lo posible el uso de la capacidad de importación en base variable. Lo anterior, debido a los problemas ya descritos en los CPG de Burgos y Nuevo PEMEX, y la creciente demanda de gas natural162.

161 El STNI considera el SNG, Gasoductos de Bajío y de Tamaulipas. 162 Informe Anual 2012 de PEMEX, Anexo PGPB, p. 21.

Punto de internación en México Importadores 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Total Importaciones 729 996 1,124 905 1,018 1,104 1,336 1,258 1,459 1,749 2,130

Importación por gasoductos 729 996 1,124 905 940 854 980 917 912 1,356 1,672

1 Tijuana BC. Sector eléctrico público 1 58 - - - - - - - - - - 2 Mexicali, BC. Particulares 10 8 11 11 14 14 15 16 18 19 213 Los Algodones, BC. 33 172 216 237 268 252 278 257 112 250 274

PGPB 4 21 12 7 14 10 12 10 - - -

Sector eléctrico público 1 28 99 115 113 119 119 119 110 34 43 49Particulares - 52 89 117 135 123 147 136 78 207 226

4 Nogales, Son. Particulares - - - - - 0 0 1 1 1 15 Naco, Son. 43 51 36 37 63 59 74 69 70 65 73

PGPB 18 19 10 9 31 34 38 32 34 31 35

Sector eléctrico público 1 24 32 26 28 32 25 35 37 36 34 396 Naco, Son. Sector eléctrico público 1 14 38 38 36 37 40 38 42 45 407 Agua Prieta, Son. Particulares 11 9 10 10 10 11 10 9 9 10 118 Ciudad Juárez, Chih. 2 178 186 201 191 210 236 247 259 254 278 288

PGPB 178 167 170 170 184 207 211 225 216 236 249

Sector eléctrico público 1 - 19 31 21 25 30 35 34 38 42 39Particulares - - - - - - - - - - 0

9 Ciudad Acuña, Coah. Particulares - - - - - 1 1 1 1 1 110 Piedras Negras, Coah. 6 6 7 6 6 6 5 4 5 8 17

PGPB - - - - - - - - - - - Particulares 6 6 7 6 6 6 5 4 5 8 17

11 Ciudad Mier, Tamps. PGPB 170 172 102 56 62 68 55 100 176 357

12 Argüelles, Tamps.(Gulf Terra)

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

13 Argüelles, Tamps.(Kinder Morgan)

206 179 167 72 49 22 98 41 58 167 183

PGPB 206 179 167 72 49 12 46 29 55 145 182Particulares - - - - - 10 52 12 3 22 0

14 Reynosa, Tamps. (Tetco) PGPB 39 15 2 - - - - 0 - - 7

15 Reynosa, Tamps.(Tennessee Gas, PMX)

PGPB 133 155 172 75 62 4 14 14 72 130 192

16 Reynosa, Tamps. (Tennessee Gas, RB)

23 92 125 165 149 132 154 172 206 207

PGPB - 23 59 45 54 57 62 57 59 72 67

Sector eléctrico público 1 - - 33 80 111 92 70 97 113 133 141

Importación de GNL - - - - 79 250 356 341 547 393 45817 Altamira, Tamps. Particulares - - - - 79 250 331 334 351 369 32918 Ensenada, BC. Particulares - - - - - - 25 7 196 25 3319 Manzanillo, Col. Sector eléctrico público 1 - - - - - - - - - - 95

Total Exportaciones 4 - - 24 33 139 107 67 83 24 81 Tijuana, BC. Particulares - - - - - - - - 14 3 - 2 Ensenada, BC. Particulares - - - - - - - - - 9 - 3 Los Algodones, BC. Particulares - - - - - - - - 48 3 - 4 Ciudad Morelos, BC. Particulares - - - - - - - - 2 8 75 Reynosa, Tamps. PGPB 4 - - 24 33 139 107 67 19 1 1


134

En cuanto a la importación de GNL, en 2012 llegaron a nuestro país un total de 52 cargamentos, 11 más que en 2011. La cantidad adicional de cargamentos se explica por la entrada en operación de la terminal de GNL de Manzanillo, que recibió gas proveniente de Pampa Melchorita. Las tres terminales de GNL del país recibieron barcos que provinieron de seis países: Qatar, Perú, Nigeria, Indonesia, Yemen y Trinidad y Tobago (véase Figura 3.31). El GNL recibido en la terminal de Ensenada presentó un aumento de 35.3%, pasando de 25 a 33 mmpcd entre 2011 y 2012. En contraste, las importaciones de GNL en la terminal de Altamira se redujeron 10.6% (véase Cuadro 3.41).

Figura 3.31 Importaciones de gas natural licuado por país de origen, 2012


Nota. Los totales pueden no coincidir con el 100% debido al redondeo de cifras. Fuente: Terminal de LNG de Altamira, Energía Costa Azul y Terminal KMS de GNL.

En lo que respecta a las exportaciones de gas natural, éstas promediaron 8 mmpcd en 2012, un 67.8% menos que en 2011. Las exportaciones por ducto se realizaron en Baja California (Ciudad Morelos) y Tamaulipas (Reynosa).

3.2.8.2 Gas L.P.

El saldo de la balanza comercial de gas L.P. en 2012 resultó deficitario, con un de volumen 85.5 mbd. Dicho déficit significó un valor de 1,759.9 millones de dólares163 (mmUS$), un monto 18.5% menor al déficit de 2011. Esta situación se explica por un menor precio del gas L.P. importado.

En 2012, se exportaron 0.1 mbd de gas L.P. con dirección a Belice, con un valor de 2.7 mmUS$, lo que significó una decremento de 32.7 mmUS$ con respecto al año anterior. Entre 2002 y 2012 las ventas al exterior disminuyeron 11.4% promedio anual.

Las importaciones de gas licuado totalizaron 85.6 mbd en 2012, lo que representó un incremento anual de 3.2 mbd. El valor de las importaciones fue de 1,762.6 mmUS$, cifra 432.8 mmUS$ más que en 2011164. Durante el periodo 2002-2012, las compras al exterior disminuyeron 1.7% promedio anual. Esto se debió principalmente a la menor demanda nacional de gas L.P.

Las importaciones terrestres de gas L.P. provienen de Estados Unidos y se desplazan a través de semirremolque, carro-tanque y ductos. Actualmente, existen tres ductos para internar el

163 Sistema de Información Energética, SENER. 164 Ídem.

Qatar35.6%

Perú27.9%

Nigeria20.0%

Indonesia6.8%

Yemen6.6%

Trinidad y Tobago

3.2%


135

producto, localizados en Ciudad Juárez (Hobbs-Méndez), Nuevo Laredo (propiedad de Nu Star) y Matamoros (King Ranch, propiedad de Penn Octane). El resto de las importaciones se realizan por vía marítima y tienen un origen más diverso, que está en función de la oferta comercial internacional disponible.

Figura 3.32 Comercio exterior de gas L.P. en México, 2012


Fuente: PEMEX.

En 2012, las importaciones terrestres por ruedas representaron 13.9% del total nacional, con un volumen de 11.9 mbd. De dicho volumen, se importaron 5.7 mbd por Tijuana, convirtiéndose en la principal entrada por esta vía. Le siguió Piedras Negras con 3.3 mbd, Mexicali y Nogales con 2.2 mbd y 0.7 mbd, respectivamente. Por su parte, por Nuevo Laredo entraron 13.4 barriles diarios (véase Figura 3.32).

En este mismo año, las importaciones por ducto representaron 33.4% del total en 2012, ubicándose en 28.6 mbd. Las entradas fueron Ciudad Juárez y Matamoros, con volúmenes de 20.5 mbd y 8.1 mbd, respectivamente. En el caso del internado al país por barco, ésta se realizó a través de las terminales de Rosarito, Manzanillo y Topolobampo, ubicadas en el Pacífico; y las terminales de Pajaritos y Tuxpan en el Golfo de México. El volumen de las importaciones marítimas en 2012 fue 45.1 mbd.

De las importaciones totales en 2012, el 48.4% correspondió a propano y 51.6% a gas L.P. El total del gas L.P. que entró a nuestro país provino de Estados Unidos, lo mismo sucedió con el 93.3% del propano. El 4.2% del propano se importó de Argelia, 1.8% Nigeria y 0.6% de Noruega (véase Figura 3.33).


136

Figura 3.33 Importaciones de gas L.P., por composición y país de origen, 2012


Fuente: PEMEX.

3.3 Precios al público

3.3.1 Gas natural

El precio del gas natural se establece en México como el costo de oportunidad de vender el gas mexicano en la frontera con Texas, lugar en donde existe la posibilidad de flujo tanto de importación como de exportación; por ello, la canasta de Reynosa se forma con base en los precios de referencia del sur de Texas en EU. El precio del gas natural de referencia promedio fue de 2.63 US$ por millón de BTU en 2012, 1.17 US$ por millón de BTU menos que en 2011 (véase Figura 3.34 inciso a).

Figura 3.34 Precios de referencia (a) y de venta de primera mano en Reynosa (b)

de gas natural, 2010-2012 (dólares por millón de BTU)

Fuente: CRE.

Estados Unidos, 100.0%

Estados Unidos93.3%

Argelia4.2%

Nigeria1.8%

Noruega0.6%

Propano, 48.4% Gas Licuado, 51.6%

Total de Importaciones : 85.6 mbd

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

2010 2011 2012 2013

a) Precio de referencia

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

2010 2011 2012 2013

b) Venta de primera mano


137

Dentro de los factores que más influyeron en el comportamiento de los precios del gas natural de referencia en 2012, se encuentran165:

• Un aumento en la producción de gas natural en Estados Unidos, con un promedio 4.7% mayor a 2011, y alcanzando un máximo histórico. El crecimiento significó un volumen adicional de 3.0 mil millones de pies cúbicos diarios (mmmpcd). Lo anterior, está relacionado con la producción de gas de lutitas, la cual aumentó alrededor de 18% y representó el 37.7% del gas total producido.

• Un crecimiento de la demanda en Estados Unidos menor que el de la producción, correspondiente a 4.1% respecto a 2011. El incremento fue impulsado por la demanda del sector eléctrico; sin embargo, en el sector comercial y residencial se presentó una reducción en su consumo de gas natural por un invierno menos frío que el promedio histórico.

• Las importaciones totales de Estados Unidos se redujeron 9.7% en 2012, debido al importante volumen de producción interna y de los menores precios relativos del gas natural en Estados Unidos en comparación con Europa y Asia.

• El nivel de producción de 2012 propició altos niveles de inventarios de gas natural en Estados Unidos. Aunque el inventario empezó a disminuir en junio, debido a los crecientes requerimientos del energético por parte del sector eléctrico.

El precio de venta de primera mano en Reynosa promedió 2.69 US$ por millón de BTU en 2012, lo que significó un decremento de 30.3% respecto al precio promedio de 2011. Los precios oscilaron entre un mínimo de 1.98 US$ por millón de BTU en abril y un máximo de 3.56 US$ por millón de BTU en diciembre (véase Figura 3.34 inciso b).

Figura 3.35 Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector*, 2000-2012


* Precio promedio estimado de la facturación de todas las distribuidoras del país. Fuente: CRE.

165 Informe Anual 2012, Anexo PGPB y Memoria de Labores 2012, PEMEX.

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Combustóleo nacional Gas natural Diésel Carbón nacional Carbón importado


138

Figura 3.36 Precios del gas natural a usuarios finales1 de las principales ciudades del país, julio de 2013


R: Precio para usuarios del sector residencial. C: Precio para usuarios del sector comercial. I: Precio para usuarios del sector industrial. 1 Precios antes del IVA, estimados para las distribuidoras de gas natural, de las diez ciudades con mayor volumen de gas natural conducido. 2 Promedio de las dos distribuidoras en Monterrey. Fuente: SENER con información de la CRE.

Los precios estimados de las distintas distribuidoras, para los diferentes sectores de actividad económica, mostraron reducciones importantes en 2012 debido al comportamiento del mercado de referencia. En el caso de los sectores residencial, comercial e industrial, los decrementos promedio respecto a 2011 en los precios fueron de aproximadamente 17.7%, 31.1% y 38.3%, respectivamente (véase Figura 3.35). Las estimaciones de la CRE de los precios de gas natural nacionales al público promediaron 10.87 US$ por millón de BTU para los usuarios del sector residencial, 5.82 US$ por millón de BTU para el sector servicios o comercial y 4.33 US$ por millón de BTU en el sector industrial. Los tres precios promediaron 7.01 US$ por millón de BTU en 2012.

R 14.23 = 3.28 + 1.11 + 9.84

C 6.66 = 3.28 + 1.11 + 2.26

I 5.27 = 3.28 + 1.11 + 0.88

Chihuahua, Chih.

R 13.42 = 3.28 + 0.77 + 9.38

C 6.25 = 3.28 + 0.77 + 2.20

I 4.68 = 3.28 + 0.77 + 0.63

Saltillo, CoahuilaR 11.29 = 3.28 + 0.80 + 7.21

C 7.02 = 3.28 + 0.80 + 2.94

I 4.84 = 3.28 + 0.80 + 0.76

Monterrey, Nuevo León2

R 13.58 = 3.06 + 1.02 + 9.49

C 9.21 = 3.06 + 1.02 + 5.13

I 8.87 = 3.06 + 1.02 + 4.79

Tampico, Tamaulipas

R 13.92 = 3.06 + 2.26 + 8.60

C 7.94 = 3.06 + 2.26 + 2.62

I 5.80 = 3.06 + 2.26 + 0.48

Toluca, Edo. de México

R 11.52 = 3.06 + 1.40 + 7.06

C 5.46 = 3.06 + 1.40 + 1.00

I 5.17 = 3.06 + 1.40 + 0.71

Puebla, Puebla

9.32 = 3.06 + 1.61 + 4.65

8.02 = 3.06 + 1.61 + 3.34

7.95 = 3.06 + 1.61 + 3.27

R 9.18 = 3.06 + 1.61 + 4.50

C 6.70 = 3.06 + 1.61 + 2.02

I 6.47 = 3.06 + 1.61 + 1.79

Guadalajara, Jalisco

R 12.27 = 3.06 + 1.74 + 7.47

C 7.11 = 3.06 + 1.74 + 2.31

I 5.61 = 3.06 + 1.74 + 0.81

León, Guanajuato

Precio al Público = Precio de la molécula + Cargos por transporte + Cargos por distribución

R 12.31 = 3.06 + 1.46 + 7.79

C 6.80 = 3.06 + 1.46 + 2.28

I 5.23 = 3.06 + 1.46 + 0.70

Distrito Federal


139

Respecto a los precios al público en la ciudades del país (véase Figura 3.36), la CRE estima que a mediados de 2013166, el precio en Cd. Juárez (8.10 US$ por millón de BTU) para usuarios residenciales fue el a nivel nacional, mientras que en Durango y La Laguna se presentó el más alto (9.03 US$ por millón de BTU). En el caso de los usuarios comerciales, el precio más bajo fue el de Puebla y el de las ciudades de la zona de Río Pánuco. Para uso industrial, el precio de gas natural más bajo fue el que pagó la mayoría de los usuarios de Monterrey (4.64 US$ por millón de BTU), en tanto que el precio más alto fue el de la zona del Río Pánuco (8.87 US$ por millón de BTU).

Se estima que el precio de la molécula más bajo en el país, a mediados de 2013, fue el que se pagó en ciudades como el Distrito Federal, Cuautitlán, Toluca, Puebla, Tampico, León, Guadalajara y Querétaro (3.06 US$ por millón de BTU). Por el contrario, el precio de la molécula más caro fue el de Mexicali (3.42 US$ por millón de BTU), donde el gas natural es de importación. En el caso de los cargos por transporte, el valor más bajo fue el de Mexicali (0.21 US$ por millón de BTU) y el más alto el de Toluca (2.26 US$ por millón de BTU).

En cuanto a los cargos por concepto de distribución incluidos en el precio al público por ciudad, el valor más bajo a mediados de 2013 fue el que pagaron la mayoría de los usuarios del Valle Cuautitlán-Texcoco para usuarios residenciales (3.97 US$ por millón de BTU), el de Puebla para usuarios comerciales (1.00 US$ por millón de BTU) y el de Piedras Negras para usuarios industriales (0.21 US$ por millón de BTU). El valor más alto para cargos de distribución en el país fue el de Durango y La Laguna (15.19 US$ por millón de BTU) para usuarios residenciales, y el de Río Pánuco para usuarios comerciales (5.13 US$ por millón de BTU) e industriales (4.79 US$ por millón de BTU).

3.3.2 Gas L.P.

Figura 3.37 Precios de gas L.P., VPM y al público, 2000-2011

(pesos por kilogramo)

Fuente: CRE.

El gas L.P. cuenta con un mecanismo de fijación de precios máximos, tanto en la VPM como a usuarios finales. Esto ha dado estabilidad a los precios, con lo que se busca proteger el poder

166 El precio por ciudad se refiere a precios sin IVA de julio de 2013, de los distribuidores de gas natural en zonas geográficas declaradas con permiso. Los precios que se presentan constituyen estimaciones realizadas por la CRE, por lo que no son los precios aplicados a los usuarios finales por parte de los permisionarios distribuidores.

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

ene-

02

may

-02

sep-

02

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12

Precio ($/kg) de vpm Precio ($/kg) al público (ponderado nacional al público, antes del IVA)


140

adquisitivo de los hogares. Durante 2012, el precio ponderado nacional al público fue 32.7% mayor respecto al registrado en las VPM en promedio mensual, en tanto que en 2011 el diferencial promedió 34.5% (véase Figura 3.37).

En 2012, el precio administrado del gas L.P. perdió competitividad respecto al gas natural, especialmente en sectores como el residencial, donde compiten directamente. Al cierre del año, el precio del gas L.P. administrado fue mayor en un 30.0% al del gas natural residencial y 195.5% al del gas natural industrial.

Figura 3.38 Precios de Gas L.P. y Gas Natural, 2002-2012

(pesos por gigajoule)

Fuente: CRE.

En el caso supuesto de que en diciembre de 2012 no se hubiera seguido la política de precios administrados, el gas L.P. habría superado en un 34.7% al del gas natural residencial y 206.7% al del gas natural industrial. La diferencia entre el precio no administrado sobre el administrado se redujo de manera importante al cierre de 2012; en diciembre de 2011 el precio gas L.P. no administrado fue 69.9% mayor que el administrado, mientras que en 2012 dicha diferencia fue de 3.7% (véase Figura 3.38).

3.4 Balance nacional 2002-2012

3.4.1 Gas natural

La SENER, con apoyo de PEMEX y del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), ha estado revisando el formato del balance de gas natural y la metodología de su integración. Estos trabajos se originaron a partir de los comentarios de varios usuarios de la información, los cuales han cuestionado algunos aspectos del balance por considerarlos de difícil interpretación. Asimismo, el tratamiento de los conceptos producción y recirculaciones no eran compatibles con las prácticas estadísticas aceptadas internacionalmente. También, la

0.0

50.0

100.0

150.0

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250.0

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350.0

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GN Residencial ($/GJ)

GN Industrial ($/GJ)

Gas L.P. Administrado ($/GJ)

Gas L.P. con base en costo de oportunidad ($/GJ)


141

inclusión de flujos que no necesariamente eran de gas seco167, restaba transparencia a la información presentada (véase Cuadro 3.42).

Cuadro 3.42 Balance nacional de gas natural, 2002-2012


* Incluye usos propios continuos Fuente: elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Los principales cambios que se realizaron al balance de gas natural son los siguientes:

• En la producción se eliminaron los conceptos “Gas de PEP para operación”, “Gas de PEP para recirculaciones” y “Gas de PEP directo a Refinación”. El último flujo ya no existe y los dos primeros se circunscriben dentro de la operación de PEP sin llegar al SNG o formar parte del mercado de gas natural, y no necesariamente se referían a gas seco.

• En las importaciones por logística y las importaciones de GNL se distingue ahora entre las que realiza PGPB y las que efectúan particulares.

167 Que pueden incluir, entre otras sustancias, gas L.P., azufre, agua y gasolinas naturales.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 4,446.4 4,893.8 5,194.8 5,149.2 5,703.4 6,070.6 6,256.1 6,228.7 6,462.9 6,562.1 6,732.9 4.2

Producción nacional 3,717.0 3,897.8 4,070.5 4,243.7 4,685.0 4,967.0 4,919.9 4,971.0 5,004.0 4,812.7 4,603.1 2.2Producción de plantas 2,915.6 3,029.4 3,144.1 3,146.9 3,444.5 3,546.4 3,461.3 3,572.1 3,618.2 3,691.6 3,628.3 2.2Directo de campos 697.1 762.7 814.5 997.8 1,152.2 1,333.6 1,382.3 1,325.3 1,311.8 1,045.3 911.1 2.7Etano inyectado a ductos 91.0 95.4 107.7 94.0 87.4 87.0 76.4 73.7 74.0 75.8 63.7 -3.5Otras corrientes 13.3 10.3 4.2 4.9 0.9 - - - - - - n.a.

Importación 729.4 996.0 1,124.2 905.5 1,018.4 1,103.6 1,336.1 1,257.7 1,458.9 1,749.4 2,129.8 11.3Importaciones por logística 337.9 469.0 609.4 656.1 772.5 776.0 852.5 819.1 684.9 904.9 933.4 10.7

PGPB 200.9 229.9 250.8 231.0 283.8 307.5 322.5 324.3 308.9 339.5 350.5 5.7Particulares 137.0 239.1 358.6 425.1 488.8 468.5 530.0 494.8 376.1 565.4 582.9 15.6

Importaciones por balance PGPB

391.5 527.0 514.8 249.4 167.1 78.1 127.9 97.7 226.9 451.3 738.5 6.6

Importación de gas natural licuado

- - - - 78.8 249.6 355.7 340.8 547.1 393.2 457.9 n.a.

PGPB - - - - - - - - - - - - Particulares - - - - 78.8 249.6 355.7 340.8 547.1 393.2 457.9 n.a.

Destino 4,438.9 4,858.6 5,167.5 5,111.5 5,705.7 6,064.6 6,217.2 6,170.6 6,424.2 6,536.4 6,686.2 4.2Demanda nacional 4,434.5 4,858.6 5,167.5 5,087.6 5,672.9 5,925.9 6,109.9 6,104.0 6,340.9 6,512.2 6,678.4 4.2

Sector petrolero 1,872.4 1,998.0 2,052.5 2,030.0 2,159.6 2,125.4 2,174.9 2,149.4 2,236.6 2,186.2 2,273.1 2.0Pemex Exploración y Producción

1,105.3 1,195.5 1,241.5 1,240.2 1,324.8 1,251.2 1,236.4 1,239.8 1,289.4 1,240.9 1,313.8 1.7

Pemex Refinación 215.6 264.9 260.8 274.9 279.5 282.4 306.0 299.3 337.8 332.9 343.5 4.8Pemex Gas y Petroquímica Básica

256.3 251.6 254.8 250.9 262.9 268.4 287.6 291.4 289.0 292.0 274.8 0.7

Pemex Petroquímica 294.7 285.4 295.0 263.5 292.0 322.9 344.5 318.4 319.9 320.0 340.6 1.5Pemex Corporativo 0.5 0.5 0.4 0.4 0.5 0.5 0.4 0.5 0.5 0.5 0.3 -3.0Cogeneración Nuevo Pemex

- - - - - - - - - - - -

Sector industrial 965.5 924.1 956.5 935.2 1,014.0 1,040.1 1,026.6 912.8 1,054.3 1,129.2 1,181.1 2.0Sector eléctrico 1,501.4 1,834.7 2,050.3 2,013.3 2,389.6 2,645.9 2,794.0 2,932.8 2,936.3 3,088.4 3,111.5 7.6

Público 1,379.4 1,590.6 1,738.4 1,679.7 2,021.3 2,278.4 2,404.4 2,550.4 2,570.2 2,717.4 2,716.2 7.0Comisión Federal de Electricidad

954.4 965.3 842.2 761.7 866.8 929.4 946.0 1,050.7 1,032.8 1,076.5 1,134.0 1.7

Productores Independientes de Energía

424.9 625.3 896.2 917.9 1,154.4 1,349.1 1,458.4 1,499.7 1,537.3 1,640.9 1,582.2 14.0

Privado 122.0 244.1 311.9 333.7 368.3 367.5 389.6 382.3 366.1 371.0 395.3 12.5Autogeneración de electricidad

122.0 191.9 222.8 216.6 232.9 245.5 244.1 246.9 265.5 265.6 265.7 8.1

Autoabastecimiento* 93.9 116.2 130.8 127.7 136.1 147.0 150.7 155.3 167.4 171.2 181.1 6.8Cogeneración 28.1 75.7 92.0 88.9 96.8 98.5 93.4 91.6 98.2 94.4 84.7 11.7

Exportación de electricidad

0.0 52.2 89.0 117.1 135.4 122.0 145.5 135.4 100.6 105.4 129.6 n.a.

Sector residencial 71.0 81.2 86.5 86.6 84.5 88.5 87.4 82.9 85.7 81.7 84.1 1.7Sector servicios 22.4 18.6 19.6 20.5 23.3 24.2 25.3 24.5 26.6 25.2 27.0 1.9Sector Autotransporte 1.7 2.0 2.0 1.9 2.0 1.9 1.7 1.5 1.4 1.5 1.8 0.3

Exportación 4.4 - - 23.9 32.7 138.7 107.4 66.5 83.3 24.2 7.8 5.9Variación de inventarios y diferencias

7.5 35.3 27.3 37.7 -2.3 6.0 38.8 58.2 38.7 25.7 46.7 20.0


142

• Del lado de la demanda, se eliminó el concepto “Sector petrolero recirculaciones internas”. En el concepto “PEMEX Exploración y Producción”, bajo el formato actual sólo se incluyen las ventas de gas seco de PGPB a PEP.

• Se desagregó la autogeneración de electricidad en Autoabastecimiento y Cogeneración.

En resumen, el balance nacional de gas natural muestra que entre 2002 y 2012, la producción nacional de gas natural creció 2.2% promedio anual. Por su parte, la demanda aumentó 4.2% anual durante el mismo periodo. Para satisfacer dicha demanda, fue necesario recurrir a las importaciones, que en promedio crecieron 11.3% anual y aportaron 31.9% de la demanda. La principal fuente de dichas importaciones fue Estados Unidos.

3.4.2 Gas L.P.

El balance nacional de gas L.P. muestra que a lo largo del periodo de análisis la producción nacional fue menor a la demanda interna. No obstante, esta última disminuyó más rápido que la oferta nacional, ocasionando una reducción en los volúmenes de importación del combustible. De este modo, mientras la oferta nacional decreció 1.3% promedio anual en el periodo 2002-2012, la demanda nacional lo hizo en 1.5%.

Con ello, las importaciones disminuyeron 1.7% anual en el mismo periodo de referencia. Mientras que en 2002 las importaciones representaban 30.1% de la oferta total, en 2012 esta proporción fue 29.3%. Las exportaciones también cayeron durante el periodo 2002-2012, derivado de una menor disponibilidad de excedentes. Durante el periodo, éstas disminuyeron 11.4% promedio anual.

Por otro lado, la caída en la demanda interna de gas L.P. (-1.5% anual) se originó principalmente en los sectores residencial (-1.4% anual) y autotransporte (-2.3% anual). Los consumos de los sectores servicios, agropecuario e industrial disminuyeron 1.4%, 3.3% y 0.6% anual, respectivamente (véase Cuadro 3.43).

Cuadro 3.43 Balance nacional de gas L.P., 2002-2012


* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito. Fuente: IMP, con base en PEMEX y SENER.

Concepto 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012tmca

2002-2012Origen 337.5 332.6 339.6 320.7 317.4 308.9 298.0 289.6 291.6 292.9 292.0 -1.4

Oferta interna 235.9 247.2 255.0 247.8 241.8 226.0 209.3 209.6 212.8 210.5 206.4 -1.3Pemex Gas y Petroquímica Básica 204.7 212.1 224.9 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6 184.2 185.4 176.0 -1.5Pemex Refinación 31.2 34.7 28.9 31.4 26.1 26.8 26.4 28.0 26.7 22.7 27.5 -1.3Pemex Petroquímica 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.Pemex Exploración Producción 0.0 0.5 1.2 1.0 0.3 0.2 0.6 1.0 1.9 2.4 2.9 n.a.

Importación 101.6 85.3 84.6 72.9 75.6 82.9 88.7 80.0 78.8 82.4 85.6 -1.7Destino 337.3 332.8 334.6 320.3 313.3 308.0 297.3 287.8 292.9 291.9 291.0 -1.5

Demanda interna 336.9 332.5 334.3 318.5 311.2 307.0 297.2 286.7 292.9 290.4 290.9 -1.5Sector agropecuario 6.3 5.7 5.5 6.2 4.2 3.3 4.6 4.4 4.4 4.7 4.5 -3.3Sector autotransporte 39.4 40.2 39.8 35.4 28.1 30.5 28.3 26.8 26.6 29.2 31.1 -2.3Sector industrial 29.5 27.5 28.3 28.3 29.8 29.1 27.8 27.4 28.9 27.0 27.9 -0.6Sector petrolero 4.3 5.0 6.1 4.4 5.2 5.7 5.1 4.9 4.0 4.6 4.4 0.2Sector residencial 209.2 208.2 210.1 200.1 198.1 196.0 191.5 183.5 188.3 182.9 181.1 -1.4Sector servicios 48.2 45.8 44.4 44.1 45.8 42.5 39.9 39.6 40.5 41.9 41.9 -1.4

Exportación 0.4 0.3 0.2 1.8 2.1 1.0 0.1 1.1 0.1 1.5 0.1 -11.4Variación de inventarios * 0.2 -0.2 5.0 0.4 4.1 0.9 0.7 1.8 -1.3 1.0 1.1 16.1

Nota: El volumen de propano y butanos que se consume como materia prima, se incluye en el sector industrial.

0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 1.0 4.2


144

4 Capítulo Cuatro.

Variables y Supuestos del Caso

Base

El objetivo de este capítulo es describir los principales elementos que se incorporaron al caso base de las proyecciones de la demanda y oferta de gas natural y gas L.P. Con este fin, se exponen los supuestos económicos, de eficiencia energética y población que dieron forma a este ejercicio de planeación.

Es importante señalar que las proyecciones de la producción de gas natural y gas L.P., incluidas en este ejercicio de prospectiva, fueron elaboradas por Petróleos Mexicanos (PEMEX) a través de sus subsidiarias. Por ello, los supuestos y variables vinculados con la oferta de dichos hidrocarburos provienen de esta fuente. En el caso de la demanda del gas natural y gas L.P. para los sectores industrial, autogeneración de energía eléctrica, autotransporte, residencial, servicios y agropecuario, el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) generó los resultados con las herramientas de proyección que ha desarrollado.

4.1 Supuestos macroeconómicos El escenario macroeconómico del ejercicio de prospectiva 2013-2027, parte de la visión de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) para la economía mexicana, la cual abarca el periodo 2013-2018. Dicha visión está expresada en los Criterios Generales de Política Económica 2013, Precriterios 2013168 y la revisión del Producto Interno Bruto (PIB) del 17 de mayo de 2013169. Posteriormente, y en conjunto con los puntos de vista de la SHCP, PEMEX y la SENER, se elaboró un escenario que incluye la proyección de diversas variables macroeconómicas, entre ellas el PIB nacional y estatal para el periodo 2013-2027.

Cuadro 4.1 Principales variables del escenario macroeconómico para el ejercicio de planeación 2013-2027

Fuente: SENER, con información de SHCP y CAPEM.

168 Documento relativo al cumplimiento de las disposiciones contenidas en el artículo 42, fracción I de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria, correspondiente a 2013. 169 Conferencia de prensa del Subsecretario de Hacienda y Crédito Público, Fernando Aportela Rodríguez y el Titular de la Unidad de Planeación Económica de la Hacienda Pública, Ernesto Revilla Soriano, Sobre la Evolución de la Economía Mexicana con fecha 17 de mayo de 2013. Disponible en: http://www.shcp.gob.mx/SALAPRENSA/sala_prensa_estenograficas/far_ers_conf_20130517.pdf

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

PIB Total nacional

Crecimiento % real 3.1 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 3.9 3.8 3.7 3.6 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5

Inflación

Dic. / dic. 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0

Tasa de interés (Cetes 28 días , %)

Nominal promedio 4.1 4.0 4.5 5.1 5.4 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5

Real acumulada 1.1 1.0 2.5 2.2 2.4 2.6 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5

Tipo de cambio 12.5 12.6 12.8 13.1 13.2 13.3 13.4 13.5 13.6 13.7 13.9 14.0 14.1 14.2 14.3


145

El escenario macroeconómico utilizado para las proyecciones del ejercicio de prospectiva se basa en condiciones inerciales, es decir, no considera los efectos asociados a las acciones y las reformas estructurales que impulsa la presente Administración.170

La previsión de la evolución de la economía mexicana de 2013 a 2027, toma como base la proyección del crecimiento del PIB de Estados Unidos, el cual será de 2.8% en promedio durante el periodo de análisis. Además, la inflación esperada para la economía estadounidense es de un promedio de 2.0%; en tanto que se estima que la tasa de interés de los bonos del tesoro a tres meses promediará 2.5%171. Bajo este escenario, se espera que en el mediano plazo el crecimiento económico proyectado para los Estados Unidos esté principalmente relacionado con una expansión de su demanda interna.

Figura 4.1 Crecimiento del Producto Interno Bruto total nacional, industrial, industrias

manufactureras y Estados Unidos, escenario base, 2012-2027 (variaciones porcentuales)

Fuente: SENER, con información de SHCP y CAPEM.

Considerando el vínculo con la actividad económica estadounidense, se espera que México crezca a un ritmo promedio de 3.7% anual entre 2013 y 2027. En este sentido, se prevé que la economía mexicana presente un aumento sostenido en las exportaciones, así como un crecimiento de la demanda interna, lo cual favorecerá la creación de empleos, el crecimiento del financiamiento y de la inversión pública.

Como se observa en la Figura 4.1, entre los años 2013 y 2027 el PIB del sector industrial y de las industrias manufactureras crecerán 3.8% y 4.2% promedio anual, respectivamente. Dentro de las industrias manufactureras, sobresaldrá el dinamismo de las industrias de maquinaria y equipo, así como el de las industrias metálicas.

170 En el ciclo de planeación para la elaboración de la Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. se consideran las proyecciones del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos, las cuales no reflejan los efectos que pudieran tener las reformas estructurales. 171 Datos calculados a partir de las proyecciones del consultor económico (CAPEM OEF).

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmca

Total nacional 3.9 3.1 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 3.9 3.8 3.7 3.6 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.7

Industrial 3.6 2.7 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 3.9 3.8 3.8 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.8 3.8

Industrias manufactureras 4.3 3.1 4.3 4.3 4.4 4.4 4.4 4.3 4.3 4.2 4.2 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.2

Total de Estados Unidos 2.2 1.9 2.7 3.2 3.2 3.1 3.0 2.9 2.8 2.8 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.8

1.5

2.0

2.5

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5.0


146

Por su parte, en el escenario del PIB a nivel regional destaca el crecimiento de las regiones Noreste y Noroeste, ya que poseen un importante componente de exportación, el cual se verá impulsado por el consistente crecimiento de la economía estadounidense. En contraste, la región Centro mostrará menor dinamismo respecto a lo esperado en la región Centro-Occidente, dado el grado de madurez de su economía (véase Figura 4.2). Respecto al crecimiento de la actividad industrial, la región Sur-Sureste quedará rezagada en comparación a lo esperado en otras regiones. En Campeche y Tabasco, estados con importante actividad petrolera, se ha venido presentando un comportamiento decreciente en el PIB industrial de los últimos años. Se espera que a lo largo del periodo prospectivo el nivel de inversiones en la industria petrolera en estos estados se reduzca, lo que ralentizará su crecimiento industrial.

Figura 4.2 Crecimiento del Producto Interno Bruto total e industrial por región, 2012-2027

(variaciones porcentuales)

Nota: En cada región, el dato entre paréntesis es la tasa media de crecimiento anual 2012-2027. Fuente: SENER, con información de CAPEM.

4.2 Supuestos de eficiencia energética En cuanto a las oportunidades de ahorro en el sector industrial, el IMP estimó factores de eficiencia en el uso de gas natural. Estos factores se basan en las Curvas de Factibilidad Tecnológica, empleadas por la U.S. Energy Information Administration (EIA) en el módulo industrial del National Energy Modeling System (NEMS)172. Con estas curvas se caracterizan los diferentes procesos productivos y se procede a una simulación para conocer en qué medida se optimiza el consumo energético de equipos existentes o, en su caso, remplazar equipos y aplicar tecnologías más modernas para el ahorro de energía.

Con base en las Curvas de Factibilidad Tecnológica el IMP estima que el rendimiento del gas natural en el sector industrial mejorará 14.3%. Lo anterior, considerando los escenarios de crecimiento económico y de precios de este ejercicio.

172 Para más información se puede consultar: http://www.eia.gov/forecasts/aeo/assumptions/.

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27

PIB total

Noroeste (4.0%) Noreste (4.1%)

Centro-Occidente (3.7%) Centro (3.6%)

Sur-Sureste (3.3%)

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25

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26

20

27

PIB industrial

Noroeste (4.0%) Noreste (4.5%)

Centro-Occidente (4.2%) Centro (4.0%)

Sur-Sureste (2.1%)


147

Por su parte, para la proyección de la demanda de gas natural y gas L.P. en los sectores residencial y servicios, el IMP utiliza un modelo con el que estima la demanda de litros de agua caliente en calentadores de agua y el tiempo de cocción de alimentos por estufa; a partir de ahí, se calcula la cantidad de combustible que se requiere en ambos servicios considerando el parque existente y el rendimiento promedio ponderado de cada equipo.

Figura 4.3 Factores de eficiencia en el uso de gas natural en el sector industrial, 2012-2027

Fuente: IMP con base en NEMS, U.S. Energy Information Administration.

Figura 4.4 Eficiencias térmicas* del parque de calentadores de agua, 2012-2027

(porcentaje)

* Relación existente entre el calor absorbido por el agua y el calor liberado por el combustible, expresado en porcentaje. ** Inluye la entrada de equipos con nuevas normas. Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

0.9700

0.9750

0.9800

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0.9900

0.9950

1.0000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Alimentos, bebidas y tabaco Celulosa y papel Cemento

Cerveza y malta Metales básicos Minería

Productos de minerales no metálicos Maquinaria y Equipo Química

Resto Textil Vidrio

67.6 68.0 68.5 68.9 69.4 69.9 70.4 70.8 71.3 71.9 72.4 72.9 73.4 74.0 74.5 74.9

81.1 81.7 82.3 82.9 83.5 84.1 84.8 85.4 86.0 86.7 87.3 88.0 88.6 89.3 89.3 89.3

50

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2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Promedio del parque** Nuevos equipos conmejoras en eficiencias


148

La principal oportunidad de ahorro de energía en los sectores residencial y servicios, se encuentra en la mejora de los equipos de calentamiento de agua. La incorporación de nuevos calentadores de agua con mejores eficiencias térmicas173 gradualmente mejorará el rendimiento de los combustibles en el parque. De esta manera, el rendimiento de combustible en equipos nuevos se considera una variable exógena en el modelo.

El escenario de eficiencias térmicas de calentadores de agua nuevos, se basa en información de fabricantes y de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE). De igual manera, este escenario supone una política para actualizar la norma de eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial174 en el periodo prospectivo. Las mejoras en eficiencias establecidas en las normas para equipos nuevos se basan en las eficiencias del NEMS de la EIA. Con base en lo anterior, la eficiencia térmica de los equipos nuevos presentará una mejora de 7.3 puntos porcentuales al final del periodo prospectivo (véase Figura 4.4).

4.3 Elasticidades La proyección de la demanda tendencial de gas natural en el sector industrial está relacionada principalmente, con la evolución esperada del PIB de las industrias manufactureras. Sin embargo, el comportamiento de la demanda de ciertos grupos de ramas industriales también responde a las variaciones de los precios del gas natural y del combustóleo, según la evidencia estadística.

Cuadro 4.2 Elasticidades de la demanda de gas natural por grupo de ramas industriales

Fuente: SENER, con información del IMP.

En el Cuadro 4.2 se muestran las razones de variación de la demanda del gas natural de los grupos de ramas industriales, expresadas en elasticidades. En todos los casos, se considera que la demanda de gas natural posee una elasticidad-ingreso unitaria175, sin embargo sólo la demanda de las industrias de celulosa y papel, cemento y química, responden de manera estadísticamente significativa a las variaciones del precio del gas natural, aunque con una razón menor a uno. Igualmente, la demanda de gas natural de las industrias de maquinaria y

173 Relación existente entre el calor absorbido por el agua y el calor liberado por el combustible, expresado en porcentaje. 174 La Norma Oficial Mexicana es la NOM-003-ENER-2011, Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial. Límites, método de prueba y etiquetado; aprobada el 9 de agosto de 2011. 175 Es decir, una variación del ingreso de un punto porcentual implicará un crecimiento de un punto porcentual en la demanda.

PrecioPrecio cruzada(combustóleo)

Ingreso

Alimentos, bebidas y tabaco 1.0Celulosa y papel -0.3 1.0Cemento -0.5 1.0Cerveza y malta 1.0Metales básicos 1.0Minería 1.0Productos de minerales no metálicos 1.0Maquinaria y Equipo 0.1 1.0Química -0.3 1.0Resto 1.0Textil 0.8 1.0Vidrio 0.2 1.0Total 1.0


149

equipo, textil y vidrio responde ante las variaciones del precio del combustóleo. La elasticidad cruzada de la demanda denota que el gas natural y el combustóleo, en ciertos casos y en cierto grado, son sustitutos.

4.4 Población La evolución de la población es un determinante del crecimiento de la demanda de energéticos en el país. El escenario de población considerado fue el que publicó el Consejo Nacional de Población (CONAPO) en el año 2013. Las proyecciones de la población son resultado del establecimiento de hipótesis de evolución futura del comportamiento de las variables demográficas, la cuales están apoyadas en las tendencias observadas entre los años 1990 y 2010. Cabe señalar que dichas proyecciones incorporan los resultados de las encuestas realizadas por la Oficina del Censo de los Estados Unidos de América (noviembre de 2012), principal país de destino de los emigrantes de México.

Las proyecciones de población son un ejercicio de carácter demográfico que proporciona información acerca del número esperado de nacimientos, defunciones, inmigrantes y emigrantes. Estos componentes se suman y restan a la población de un año para estimar la del año siguiente y así sucesivamente a lo largo del periodo de proyección.

Para el año 2013, CONAPO estimó una población de 118.4 millones de habitantes a mitad de año. Asimismo, se estima que entre 2013 y 2027, la población mexicana aumentará en promedio 0.9% anualmente. Dicho comportamiento involucrará una paulatina reducción en el ritmo de crecimiento, asociada con el descenso en el número de nacimientos (véase Figura 4.5).

Figura 4.5 Población a mitad de año por región, 2012-2027

(millones de habitantes)

Fuente: SENER, con información de CONAPO.

4.5 Precios del gas natural y gas L.P. El escenario de precios de gas natural y gas L.P. fue elaborado por la Dirección Corporativa de Finanzas (DCF) de PEMEX. El proceso inicia con la elaboración escenarios de precios de referencia, que es uno de los principales componentes de los precios al usuario final. Los cálculos de la DCF para la estimación de los precios de referencia, consideran un análisis de

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmca13-27

Nacional 117.1 118.4 119.7 121.0 122.3 123.5 124.7 125.9 127.1 128.2 129.4 130.5 131.5 132.6 133.6 134.6 0.9

Noroeste 9.7 9.9 10.0 10.2 10.3 10.4 10.6 10.7 10.8 11.0 11.1 11.2 11.3 11.5 11.6 11.7 1.2

Noreste 16.5 16.7 16.9 17.1 17.3 17.5 17.7 17.8 18.0 18.2 18.4 18.6 18.8 18.9 19.1 19.3 1.1

Centro-Occidente 27.0 27.3 27.6 27.9 28.2 28.5 28.8 29.0 29.3 29.5 29.8 30.0 30.2 30.5 30.7 30.9 0.9

Centro 36.9 37.2 37.6 38.0 38.4 38.7 39.1 39.4 39.7 40.1 40.4 40.7 41.0 41.3 41.6 41.8 0.8

Sur-Sureste 27.0 27.3 27.6 27.9 28.1 28.4 28.7 28.9 29.2 29.5 29.7 29.9 30.2 30.4 30.6 30.9 0.9

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150

mercado cuyos resultados permiten incluir y ponderar diversos criterios, opiniones y variables en los escenarios mencionados.

En dicho análisis de mercado se consideran una serie de supuestos en tecnología, costos (aguas arriba - upstream - y aguas abajo – downstream -), política energética, crecimiento económico y una evaluación al marcador de precio inicial de referencia internacional Henry Hub. Además, se analizan los componentes de la demanda y oferta que inciden en los precios del gas natural de referencia.

En el caso de la demanda, se realiza un análisis que se centra en el papel que ocupa el gas natural en cada uno de los principales sectores del mercado de referencia. En el sector residencial se consideran la población, los factores demográficos como la edad y la ubicación regional y el crecimiento del ingreso. Por su parte, en el sector industrial se analiza la relación histórica entre la demanda de energía industrial y el crecimiento de la energía total. En relación a la generación de energía eléctrica, se analizan alternativas plausibles: gas natural, carbón, hidroeléctrica, nuclear, y las energías renovables como la eólica y la solar.

Figura 4.6 Factores involucrados en el proceso de generación de escenarios de precios de gas natural

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas, PEMEX.

Por el lado de la oferta, el análisis se centra en identificar un rango de posibles fuentes de producción, además de los suministros que estarán disponibles a partir de fuentes complementarias, como es el caso del gas natural licuado (GNL). Se consideran factores como el número de equipos, las tasas de exploración, las tasas de declive de los yacimientos existentes, la rentabilidad de la exploración/producción, y los aspectos económicos de los nuevos ductos.

El proceso final de equilibrio del gas natural suele comenzar con una diferencia observada entre la oferta y la demanda. Si hay un déficit en la oferta, se analiza el potencial de crecimiento a precios más altos, así como un precio que favorezca la importación de GNL al mercado norteamericano, en competencia con Europa y Asia. Si hay un exceso de oferta, se determina hasta qué punto se reduce el precio para limitar el crecimiento de la oferta y ampliar el mercado de gas en los sectores eléctrico e industrial. Para esta expansión del

Importación de GNL

Logística yfactorestécnicos

Oferta de gasnatural

Incorporación de reservas

Tasas de éxitoy técnicas deperforación

Precio demercado

Demanda deGas natural

Disponibilidad deGNL y su costo

Elección decombustibles

de losnuevos usuarios

Residencial/Comercial

Industrial

Sector EléctricoGeneración

Competencia decombustibles

Factoresdemográficos

CrecimientoEconómico

Gas asociado -convencional

Producción de gasno asociado –no

convencional

Disponibilidad deotras fuentes,

como el carbón, laenergía nuclear

Oferta Demanda


151

mercado se incluyen el potencial de exportación de GNL, el uso de gas como insumo para GTL (gas a líquidos), las plantas y el uso directo del gas natural como combustible de transporte.

Figura 4.7 Escenario de precios del gas natural Henry Hub y de la Canasta de Referencia, 2013-2027

(US$2013 por millón de BTU)

Fuente: SENER, con información de la Dirección Corporativa de Finanzas de PEMEX.

Figura 4.8 Escenario de precios al público de gas natural, sectores industrial y eléctrico, 2013-2027

(pesos2013 por millar de pie cúbico)


Con base en lo anterior, se espera que el precio promedio del gas natural internacional de referencia Henry Hub experimentará un crecimiento real de 69.2% entre los años 2012 y 2027; este mismo comportamiento sucederá con el precio de gas natural de la canasta de referencia. Como puede observarse en la Figura 4.7, los precios de referencia del gas natural se mantendrán por debajo de los 7.0 dólares de Estados Unidos base 2013 (US$2013) por

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Canasta 3.84 4.25 4.30 4.38 4.53 4.75 5.05 5.48 5.66 5.83 5.93 6.03 6.13 6.31 6.50

Henry Hub 4.06 4.48 4.54 4.62 4.78 5.01 5.33 5.79 5.98 6.15 6.26 6.37 6.47 6.67 6.87

0.0

1.0

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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Sector industrial 68.1 74.1 74.8 70.1 72.2 75.3 79.5 85.5 87.9 90.3 91.7 93.1 94.5 97.0 99.7

Setor eléctrico 66.7 73.7 74.4 69.7 71.8 74.9 79.1 85.1 87.6 89.9 91.4 92.8 94.1 96.7 99.3

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40.0

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152

millón de BTU, dado que se esperan importantes volúmenes de producción en los Estados Unidos.

Con base en los precios de referencia del gas natural, se espera que el precio al público del gas natural en México muestre un crecimiento promedio real de 2.8% entre 2013 y 2027 en el sector industrial. De igual manera, los precios aumentarán en promedio 2.9% real anual para el sector eléctrico en el mismo periodo (véase Figura 4.8). Este escenario considera el marco regulatorio vigente durante 2013.

En lo que se refiere a los precios de referencia del propano y el butano en el ejercicio de planeación, éstos presentarán un crecimiento promedio real de 1.2% y 0.3%, respectivamente. Como puede observarse en la Figura 4.9, la variación real de estos dos componentes del gas L.P. será mínima, de 20 y 8 centavos de US$2013 para el propano y butano, respectivamente. En el caso del gas L.P. en México, se ha considerado un escenario de precios administrados, por lo que en términos reales, se estima que el precio del gas L.P. prácticamente se mantendrá constante.

Figura 4.9 Escenario de precios de referencia del propano y butano, 2013-2027

(centavos de US$2013 por galón)


4.6 Parque de calentadores de agua Para la estimación de la demanda de gas L.P. y gas natural en los sectores residencial y servicios, es importante cuantificar el número de equipos que consumen estos energéticos. El IMP ha desarrollado un modelo del tipo “de abajo hacia arriba” (bottom-up), con el que se parte de un inventario de equipos que consumen gas L.P. y sus sustitutos para calentamiento de agua y cocción de alimentos en los hogares y en los establecimientos del sector servicios (hoteles, restaurantes, etc.).

Con el fin de elaborar las proyecciones de la demanda de combustibles de los sectores residencial y servicios, se construye un parque con base en información de la Encuesta Nacional de Ingresos y Gastos de los Hogares de INEGI y las ventas de equipos nuevos, por lo que se realiza una simulación para obtener una curva de vida útil de los equipos. El crecimiento del parque de calentadores está en función del crecimiento del número de viviendas.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Propano 113 132 132 127 130 132 133 132 132 132 132 132 133 133 133

Butano 156 160 164 159 162 163 164 163 163 163 163 163 163 163 163

0

20

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153

Figura 4.10 Escenario de parque de calentadores de agua, 2012-2027

* Se refiere a un calentador típico, que representa 3.04 metros cuadrados por unidad. Fuente: SENER con información del IMP.

Para el ejercicio de proyección 2013-2027, se estima que el parque de calentadores de agua a gas L.P. crecerá a un ritmo promedio de 3.2% anual, pasando de un estimado 11.9 millones de equipos en 2012 a 19.3 millones de equipos en 2027. En 2027, se espera que el número de los calentadores a gas natural sea 1.7 millones (véase Figura 4.10).

4.7 Parque vehicular El crecimiento del parque vehicular es un determinante de la proyección de la demanda de gas natural comprimido (GNC) y de gas L.P. en el sector autotransporte. La estimación que se presenta está en función de la demanda de transporte de los agentes económicos.

En el ejercicio se genera una estadística sobre el parque vehicular en circulación, y para cada año se estima la cantidad de vehículos para su retiro y permanencia de circulación. Dentro de la cantidad de vehículos adicionales, se estima la cantidad de vehículos que se incorporarán al parque vehicular de cada una de las tecnologías176. Cabe mencionar que en el ejercicio de proyección del parque vehicular por tecnología, también se considera la disponibilidad de combustibles y de vehículos177.

Entre 2012 y 2027, el parque vehicular a gas natural variará en promedio 0.8% cada año, llegando a una cantidad de 1.7 miles de vehículos en 2027. Por su parte, en el parque vehicular

176 Se consideran vehículos a gasolina, diésel, gas L.P., GNC, híbridos y eléctricos. 177 En el caso del GNC, la disponibilidad de talleres de conversión y estaciones de servicio es limitada, por lo que la proyección de los vehículos que usan este energético es conservadora.

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Calentadores a leña(millones de unidades)

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27

Calentadores solares*(millones de unidades)


154

a gas L.P. se espera un crecimiento medio de 0.3% anual, alcanzando 233.4 miles de vehículos en 2027 (véase Cuadro 4.3).

Cuadro 4.3 Escenario de parque vehicular a gas L.P. y gas natural comprimido, 2012-2027

(miles de unidades)

Fuente: IMP.

4.8 Procesos de sustitución de gas L.P. por gas natural en el sector industrial

Entre 2013 y 2027 se estima un volumen acumulado de 101.2 mbd de gas L.P. correspondiente a la sustitución de gas L.P. por gas natural en el sector industrial (véase Figura 4.11). Esta estimación considera la proyección de demanda tendencial de gas L.P., en la posteriormente se resta el volumen de gas L.P. sustituido.

La sustitución de gas L.P. por gas natural depende básicamente de tres variables:

• La nueva infraestructura de transporte y distribución de gas natural. • La disponibilidad de la molécula de gas natural. • Los precios de referencia del gas natural en comparación con el gas L.P.

En el escenario de precios de este ejercicio, se considera que el precio del gas natural será menor respecto al precio del gas L.P. En este sentido, la industria existente se verá incentivada a cambiar de combustible para disminuir sus costos. Por otro lado, los nuevos proyectos industriales con mayor impacto en el consumo de combustibles, buscarán ubicarse en aquellas zonas en donde actualmente o en el futuro próximo se cuente con suficiente disponibilidad de gas natural.

Figura 4.11 Sustitución de gas L.P. por gas natural en el sector industrial, 2012-2027


Fuente: SENER,con información del IMP.

De esta manera, el volumen de gas L.P. sustituido a nivel regional está en función de los precios del gas natural y las fechas en que inicien operaciones los nuevos proyectos de transporte y distribución. Esto también dependerá de la saturación del mercado, la industria existente y la presencia de nuevos proyectos industriales.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaGas L.P. 221.7 216.8 213.7 211.9 210.5 209.5 209.2 209.3 210.0 211.4 213.4 216.0 219.4 223.6 228.3 233.4 0.3GNC 1.5 1.5 1.5 1.5 1.6 1.6 1.6 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 0.8

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Gas L.P. sustituido por gas natural

Consumo de gas LP en sector indistrial


155

Como ejemplo, se puede prever una mayor sustitución por penetración del gas natural en las regiones Noroeste, Noreste y Centro, a diferencia de la Sur-Sureste y Centro-Occidente. En la región Sur-Sureste se espera una penetración del gas natural conservadora, puesto que no hay industria intensiva en este energético, mientras que en la región Centro-Occidente existe una mayor saturación del gas natural.

4.9 Inversiones de PEMEX Exploración y Producción El escenario de inversiones incluido en el ejercicio de prospectiva 2013-2027, incluye proyecciones que consideran techos presupuestales de inversión y una base estructural de la plataforma productiva, cercano al comportamiento histórico de los recursos presupuestales que se han autorizado para PEMEX. Asimismo, este escenario se enmarca en torno a los objetivos y estrategias definidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018, la Estrategia Nacional de Energía 2013-2027 y el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2014-2018.

El escenario de extracción de hidrocarburos de PEMEX Exploración y Producción (PEP) consta de una cartera de 44 proyectos, de los cuales 5 se ubican en la región Marina Noreste; 14 en la Marina Suroeste; 13 en la Norte; y 12 en la Sur. La inversión anual asociada al escenario de producción de hidrocarburos se estima en 300.9 miles de millones de pesos de 2013 en promedio durante el periodo 2013-2027.

Del monto acumulado de inversiones que se requerirán para ejecutar los proyectos de PEP entre los años 2013 y 2027, 15.4% se destinará a desarrollos en aguas profundas y 20.4% a proyectos de exploración en cuencas terrestres y aguas someras. Además, para desarrollar la perforación masiva que requiere el proyecto Aceite Terciario del Golfo, la inversión representará en promedio 7.6% del total durante el periodo de análisis.

Figura 4.12 Inversión requerida para la cartera de proyectos de PEP, 2013-2027

(miles de millones de pesos2013)

* No considera Aceite Terciario del Golfo. Fuente: PEP.

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31

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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Aguas Profundas Aceite Terciario del GolfoExploracion ExplotacionContratos Integrales de Producción* Recuperación secundaria y mejoradaGas de lutitas Total


156

En el caso base se estima que los Contratos Integrales de Producción178 promediarán 4.6% de las inversiones totales. Finalmente, para del proyecto de aceite y gas de lutitas se requerirá 7.6% de las inversiones totales en el periodo 2013-2027.

Respecto al origen de los recursos destinados a los proyectos, se estima que la inversión programable promediará 87.5% durante el periodo de proyección. La inversión complementaria provendrá de los Contratos Integrales de Producción para actividades de recuperación secundaria y mejorada en campos maduros y de los desarrollos de gas de lutitas (véase Figura 4.12)179.

178 Sin considerar el proyecto Aceite Terciario del Golfo. 179 Para más detalles sobre el tema, se pude consultar la Prospectiva de Petróleo y Petrolíferos 2013-2027.


158

5 Capítulo Cinco.

Prospectiva de Gas Natural y

Gas L.P., 2013-2027

En este capítulo se analiza el comportamiento esperado de la demanda y oferta de gas natural y gas L.P. En el estudio de la demanda futura, se consideran los principales factores que afectan la evolución del consumo sectorial, así como el desarrollo del consumo regional.

Asimismo, la oferta es resultado de una estimación basada en la cartera de proyectos de extracción de hidrocarburos de Petróleos Mexicanos (PEMEX). Dicha estimación es la base de la proyección de la oferta de gas seco y gas L.P. La descripción de este ejercicio también se expone en este capítulo. Además, se incluye una descripción de los proyectos de expansión en el transporte de gas natural.

El análisis sobre el futuro de los mercados nacionales de gas natural y gas L.P. concluye exponiendo la tendencia esperada en el comercio exterior, y presentando los balances de ambos energéticos.

5.1 Demanda nacional de gas natural y gas L.P.

5.1.1 Demanda sectorial prospectiva

La proyección de la demanda de gas natural tiene como principales determinantes la evolución esperada de la actividad económica y del precio del combustible. Para este ejercicio de planeación, se espera un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) total nacional de 3.7% promedio anual para el periodo 2013-2027. En el caso del crecimiento económico del sector manufacturero, el PIB crecerá en promedio 4.2% al año180.

En cuanto al precio final del gas natural, se prevé un promedio de 7 dólares por millón de BTU durante el periodo prospectivo, presentando una tendencia al alza respecto a 2012. Con respecto al precio de referencia del gas natural, se considera poco probable que toda la nueva demanda que pueda producirse, sea suficiente para restablecer los precios del gas a su relación histórica con el crudo.

Otro elemento importante que se consideró en el pronóstico de la demanda de gas natural, es el desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución de gas natural. Con ello, se espera un crecimiento en el mercado nacional, así como un mayor acceso al gas natural.

Tomando en cuenta dichas consideraciones, se estima un crecimiento promedio de la demanda nacional de gas natural de 3.6% anual, pasando de 6,678.4 mmpcd en 2012 a 11,424.9 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) en 2027181 (véase Cuadro 5.1). El sector eléctrico será el principal consumidor de gas natural en 2027, con una participación de 57.6%. El segundo en orden de importancia será el consumo del sector petrolero, con 22.2%, seguido del sector industrial, con 18.6% del total nacional. Estos tres sectores concentrarán en promedio 98.4% de la demanda nacional de gas natural durante el periodo de proyección.

180 Para más información sobre el escenario macroeconómico véase la sección 4.1 Supuestos macroeconómicos de este documento. 181 Estas cifras consideran modificaciones a las estadísticas de la demanda de gas natural, implementadas para la elaboración de la nueva versión del balance de gas natural. Para más detalles acerca de los cambios, véase apartado 3.4 Balance Nacional 2002-2012 del capítulo tres de este documento.


159

Figura 5.1 Demanda nacional de gas natural (a) y gas L.P. (b), 2002-2027

Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

Cuadro 5.1 Demanda de gas natural por sector, 2012-2027


1 Incluye sector público y privado. 2 Incluye Proyecto Etileno XXI. Fuente: IMP, con base en BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

En el caso de la demanda interna de gas L.P., se espera un crecimiento promedio de 0.3% anual, durante el periodo 2012-2027. La demanda de gas L.P. pasará de 290.9 mbd en 2012 a 302.5 mbd en 2027 (véase Cuadro 5.2). La demanda de gas L.P. está fuertemente influenciada por el crecimiento de la población. Por otro lado, continuará el proceso de sustitución de gas L.P. por gas natural en algunas zonas del país.

Las mejoras en eficiencia de calentadores de agua y la introducción de calentadores solares, contrarrestará significativamente el incremento de la demanda de combustibles derivada del aumento de la población.

Los sectores residencial, petrolero e industrial serán los que más aporten al crecimiento de la demanda de gas L.P. Asimismo, los sectores de mayor consumo de este combustible continuarán siendo el residencial y servicios. El sector residencial consumirá 61.8% de la

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b) Demanda de gas LP(miles de barriles diarios)

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a) Demanda de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

Sector 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027

Total 6,678.4 7,485.5 8,010.8 8,769.0 9,057.3 9,159.8 9,269.3 9,523.1 9,824.7 10,030.2 10,347.4 10,503.3 10,715.0 11,034.7 11,178.6 11,424.9 3.6

Eléctrico 1 3,111.5 3,764.3 4,088.4 4,276.5 4,409.6 4,499.4 4,534.8 4,755.8 4,941.7 5,174.4 5,508.3 5,665.0 5,837.2 6,151.4 6,369.2 6,582.1 5.1

Petrolero 2,273.1 2,382.1 2,382.6 2,849.9 2,876.5 2,847.8 2,823.1 2,815.4 2,892.7 2,822.4 2,762.9 2,718.1 2,712.6 2,671.9 2,552.1 2,538.2 0.7

Industrial 2 1,181.1 1,221.0 1,414.1 1,509.8 1,631.5 1,666.6 1,759.5 1,794.8 1,828.5 1,867.6 1,907.0 1,948.0 1,990.4 2,034.5 2,078.7 2,124.5 4.0

Residencial 84.1 88.0 94.3 100.4 106.2 111.6 116.5 120.9 124.8 128.1 131.0 133.5 135.5 137.2 138.6 139.8 3.4

Servicios 27.0 28.2 29.6 30.7 31.7 32.7 33.6 34.5 35.2 35.9 36.5 37.0 37.5 37.9 38.3 38.6 2.4

Transportevehicular

1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 1.7 -0.4


160

demanda en 2027, mientras que el sector servicios tendrá una participación de 13.1%. El consumo de gas L.P. en el sector servicios disminuirá y con ello, su participación en la demanda respecto a 2012.

Por su parte, el consumo de gas L.P. del sector petrolero mostrará una tasa media de crecimiento anual de 4.7% entre 2012 y 2027. Se estima que durante el periodo de referencia, este sector incrementará su participación en el total de la demanda, de 1.5% a 2.9%. La demanda de gas L.P. del sector agropecuario crecerá 1.8% promedio anual durante el periodo de referencia, y su participación pasará de 1.5% en 2012 a 1.9% en 2027.

Para el sector autotransporte, la reducción que tiene la demanda de gas L.P. está asociada a un diferencial de precios del gas L.P. frente a combustibles alternos, como la gasolina y el diésel, que no aumenta. Se estima que el volumen de consumo del gas L.P. en el sector disminuya de 31.1 mbd en 2012 a 30.1 mbd en 2027.

Cuadro 5.2 Demanda interna de gas L.P.* por sector, 2012-2027


*Incluye propano y butanos utilizados como materia prima en el sector industrial. Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

5.1.1.1 Sector Eléctrico

La demanda de gas natural del sector eléctrico crecerá en promedio 5.1% anual durante el periodo 2012-2027, alcanzando 6,582.1 mmpcd al final del periodo. El gas natural consumido por el servicio público representará 93.1% en 2027, mientras que los privados demandarán 6.9% del gas natural.

Para el cálculo de los requerimientos de combustibles para generación de electricidad en el servicio público, se consideran la eficiencia térmica de las plantas, los precios de los combustibles, los valores mínimos operativos, así como la normatividad ambiental aplicable, entre otros factores. La canasta de tecnologías consideradas en el Programa de Requerimientos de Capacidad de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es el criterio que define el tipo de combustible requerido.

La estimación de la demanda de combustibles del sector eléctrico privado resulta de la suma de los consumos planeados de los permisionarios en operación y los que están por iniciar obras o en construcción. En la proyección se consideran las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, exportación de electricidad y usos propios continuos.

Servicio público de electricidad

El escenario de demanda de combustibles del sector eléctrico público, considera el comportamiento del servicio público de electricidad, dado el escenario de crecimiento económico sectorial esperado. Después se trazó la estrategia para satisfacer las necesidades de energía eléctrica y se estimaron tanto la producción como los requerimientos de combustibles para los próximos quince años. Además, se considera la evolución prevista de precios de los energéticos, así como las restricciones de la normatividad ambiental. Dicha

Sector 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027Total 290.9 293.0 291.3 293.3 297.3 298.3 299.2 299.9 300.5 300.9 301.4 301.7 302.0 302.1 302.4 302.5 0.3Residencial 181.1 181.9 182.9 183.9 184.8 185.5 186.1 186.5 186.8 187.1 187.2 187.3 187.2 187.1 187.0 186.8 0.2Servicios 41.9 41.7 41.8 41.6 41.4 41.1 40.9 40.7 40.6 40.4 40.2 40.1 39.9 39.8 39.6 39.5 -0.4Industrial* 27.9 28.3 25.0 25.0 25.7 26.2 26.7 27.2 27.8 28.3 28.8 29.3 29.9 30.4 31.0 31.6 0.8Autotransporte 31.1 32.5 32.2 32.1 31.9 31.8 31.7 31.5 31.3 31.1 30.9 30.8 30.6 30.5 30.3 30.1 -0.2Petrolero 4.4 3.9 4.7 5.9 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 4.7Agropecuario 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 5.0 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 1.8


161

planeación busca satisfacer el mercado del servicio público en forma continua, suficiente, confiable, con calidad y a costo mínimo.

Cuadro 5.3 Demanda de combustibles en el sector eléctrico público, 2012-2027


CFE: Comisión Federal de Electricidad. PIE: Productores Independientes de Energía. Fuente: IMP, con base en información de CFE, PEMEX, SENER y empresas privadas.

El consumo de combustibles del sector eléctrico público crecerá en promedio 2.9% al año y, expresado en términos equivalentes de gas natural, alcanzará 7,323.2 mmpcd en 2027. Por su parte, la demanda de gas natural crecerá 5.6% promedio anual y ascenderá a 6,130.8 mmpcd al final del periodo. El consumo de gas de la CFE será de 1,205.0 mmpcd, mientras que el de los Productores Independientes de Energía totalizará 4,925.9 mmpcd (véase Cuadro 5.3). Con ello, la participación del gas natural con respecto al consumo de combustibles del sector eléctrico público pasará de 56.7% en 2012 a 83.7% en 2027.

Las plantas de ciclo combinado que utilizan gas natural para generar electricidad, presentan varias ventajas comparadas con otras tecnologías. Esta tecnología tiene el atractivo de su alta eficiencia y limpieza en el proceso de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras.

La planeación de capacidad y generación de electricidad considera la infraestructura de transporte del gas natural y los puntos de suministro actuales. Para reforzar el suministro y transporte de este energético ha entrado en operación el Gasoducto Chihuahua, y se encuentran en desarrollo los proyectos Tamazunchale-El Sauz y Morelos.

Asimismo, se está desarrollando infraestructura para llevar gas natural a Sonora y Sinaloa (Gasoducto Noroeste), por lo que está programada la construcción de centrales de ciclo combinado en Topolobampo, Guaymas y Mazatlán. De esta forma, se podrán retirar unidades termoeléctricas antiguas que utilizan combustóleo. En el corto plazo, con el fin de aprovechar el menor costo de generación de electricidad a partir de gas natural, las centrales Puerto Libertad, Topolobampo y la unidad 3 de Mazatlán, serán convertidas a gas natural.

Por lo anterior, la tecnología de ciclo combinado será predominante. La generación bruta de electricidad del servicio público crecerá 3.6% anual en promedio, de modo que alcanzará 458,784 Gigawatts-hora (GWh) en 2027. En este mismo año, la generación bruta de electricidad proveniente de plantas de ciclo combinado representará 69.8% del total.

Año 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027Total 4,789.2 5,131.8 5,326.1 5,236.9 5,359.5 5,221.8 5,187.5 5,394.1 5,577.8 5,781.1 6,023.4 6,123.6 6,481.9 6,872.9 7,120.0 7,323.2 2.9CFE 3,205.2 3,225.3 3,331.7 3,177.9 3,187.2 2,772.6 2,574.8 2,608.1 2,569.9 2,360.0 2,170.6 2,089.8 2,333.6 2,366.2 2,445.2 2,397.4 -1.9PIE 1,584.0 1,906.5 1,994.4 2,059.0 2,172.4 2,449.2 2,612.6 2,786.0 3,007.9 3,421.1 3,852.8 4,033.8 4,148.3 4,506.7 4,674.7 4,925.9 7.9Carbón 772.4 820.4 765.0 726.8 706.5 669.8 634.1 679.4 695.3 692.1 656.7 657.1 852.7 928.2 968.0 1,005.0 1.8CFE 772.4 820.4 765.0 726.8 706.5 669.8 634.1 679.4 695.3 692.1 656.7 657.1 852.7 928.2 968.0 1,005.0 1.8Combustóleo 1,228.1 924.1 895.0 673.5 641.8 438.2 406.5 347.6 329.3 302.6 246.4 190.8 180.6 182.0 173.7 129.2 -13.9CFE 1,228.1 924.1 895.0 673.5 641.8 438.2 406.5 347.6 329.3 302.6 246.4 190.8 180.6 182.0 173.7 129.2 -13.9Diésel 72.6 31.0 25.8 11.4 11.3 10.9 10.8 10.1 10.2 10.7 10.7 9.5 10.1 7.7 7.8 7.9 -13.7CFE 70.8 31.0 25.8 11.4 11.3 10.9 10.8 10.1 10.2 10.7 10.7 9.5 10.1 7.7 7.8 7.9 -13.6PIE 1.8 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.Coque de petróleo - - - - 41.6 54.8 52.6 52.6 52.6 52.6 52.6 52.6 52.6 54.8 52.6 50.3 n.a.CFE - - - - 41.6 54.8 52.6 52.6 52.6 52.6 52.6 52.6 52.6 54.8 52.6 50.3 n.a.Gas natural 2,716.2 3,356.3 3,640.4 3,825.2 3,958.3 4,048.1 4,083.5 4,304.5 4,490.4 4,723.1 5,057.0 5,213.7 5,385.9 5,700.1 5,917.9 6,130.8 5.6CFE 1,134.0 1,449.8 1,646.0 1,766.2 1,785.9 1,598.8 1,470.9 1,518.5 1,482.5 1,302.1 1,204.2 1,179.9 1,237.6 1,193.4 1,243.2 1,205.0 0.4PIE 1,582.2 1,906.5 1,994.4 2,059.0 2,172.4 2,449.2 2,612.6 2,786.0 3,007.9 3,421.1 3,852.8 4,033.8 4,148.3 4,506.7 4,674.7 4,925.9 7.9


162

Sector eléctrico privado

El consumo de combustibles en el sector eléctrico privado presentará un aumento promedio de 0.9% anual entre 2012 y 2027. El consumo equivalente a gas natural será de 581.2 mmpcd en el último año de la proyección. Por su parte, en 2027 el consumo de gas natural totalizará 451.3 mmpcd. De dicho volumen, 78.0% corresponderá a autogeneradores y 22.0% a exportadores de electricidad. A su vez, el consumo de gas natural representará 73.0% del consumo total de combustibles de los autogeneradores (véase Cuadro 5.4).

La demanda de gas natural de sector eléctrico privado experimentará un incremento de casi 100 mmpcd en la demanda del sector autogeneración de electricidad. Esto se derivará principalmente de nueva capacidad en el sector minero y por empresas que combinan las modalidades de Productor Independiente de Energía (PIE) y autogeneración. En este sentido, varios PIE han obtenido permiso de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) para asignar capacidad excedente a la autogeneración de electricidad en la modalidad de sociedad de autoabastecimiento.

Al cierre de septiembre de 2013, la CRE reportó 19 permisos para proyectos de generación privada a partir de gas natural en fase de construcción, programados para iniciar operaciones entre 2013 y 2014182. La modalidad de generación de dichos permisos, incluye autoabastecimiento, cogeneración y pequeña producción.

Cuadro 5.4 Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2012-2027


Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, PEMEX, SENER y empresas privadas.

5.1.1.2 Sector Industrial

El PIB de la industria manufacturera, crecerá 4.2% promedio anual entre 2012 y 2027, lo que incidirá directamente sobre el consumo de combustibles. En específico, el PIB de las industrias de maquinaria y equipo crecerán 5.1% promedio anual. El PIB de las industrias metálicas crecerá 4.2% promedio anual; mientras que el de las industrias de productos de minerales no metálicos aumentará 4.0% cada año.

La demanda de combustibles183 en el sector industrial crecerá en promedio 3.1%, alcanzando un volumen de 2,867.8 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (mmpcdgne) en 2027, aproximadamente 738.9 miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente (mbdglpe). El gas natural aumentará su participación dentro de la demanda de combustibles industriales, al pasar de 64.8% en 2012 a 74.1% en 2027. Le seguirán el coque de petróleo y el diésel, con participaciones de 14.0% y 7.6% al final del periodo de proyección, respectivamente. El gas L.P., representará el 4.3% de demanda industrial de combustibles (véase Cuadro 5.5).

182 Información actualizada al 30 de septiembre de 2013, disponible en http://www.cre.gob.mx/documento/1814.xlsx. 183 En el total de combustibles industriales se considera gas natural, combustóleo, diésel, coque de petróleo y gas L.P.

Sector Producto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027

Autogeneración de electricidad

Total 400.5 440.4 480.4 483.7 482.0 482.2 482.1 481.9 481.7 481.9 481.7 481.7 481.5 481.7 481.7 481.7 1.2

Combustóleo 21.4 18.9 18.9 18.9 17.4 17.4 17.2 17.1 17.1 17.1 16.9 16.9 16.9 16.9 16.9 16.9 -1.6Coque de petróleo 100.8 97.6 97.6 97.6 97.3 97.6 97.6 97.6 97.3 97.6 97.6 97.6 97.3 97.6 97.6 97.6 -0.2Diésel 8.9 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 11.7 1.9Carbón 3.7 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 3.6 -0.1Gas natural 265.7 308.5 348.6 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 351.8 1.9

Exportación de electricidad

Gas natural 129.6 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 -1.7


163

Cuadro 5.5 Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 2012-2027

mmpcdgne: millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente mbdglpe: miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente. Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

La demanda de gas natural del sector industrial crecerá 4.0% promedio anual, al pasar de 1,181.1 mmpcd en 2012 a 2,124.5 mmpcd en 2027. Al final del periodo, el consumo industrial representará 18.6% de la demanda nacional de gas natural. Este comportamiento estará asociado principalmente al diferencial de precios entre el gas natural y otros combustibles industriales, como el diésel y el gas L.P.; también a la evolución esperada de la actividad económica. No obstante, otros factores como el desarrollo de infraestructura de transporte y nuevos proyectos industriales, también fueron considerados en la proyección.

Figura 5.2 Estructura de la demanda industrial de gas natural por grupo de ramas, 2012 y 2027


Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

En relación con el consumo de gas natural por grupo de ramas industrial, se prevé que todas las ramas incrementarán su demanda. En 2027, las industrias básicas de metales mostrarán el mayor crecimiento en términos de volumen, con 264.6 mmpcd más que en 2012. Las industrias químicas y las de productos metálicos, maquinaria y equipo, con un incremento de 152.5 mmpcd hacia 2027, duplicarán su demanda de gas natural (véase Cuadro 5.6).

(mmpcd) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbd) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe)2012 1,181.1 304.3 89.5 23.1 108.4 27.9 182.0 46.9 262.6 67.7 1,823.6 469.82013 1,221.0 314.6 84.6 21.8 109.7 28.3 187.0 48.2 269.5 69.4 1,871.8 482.22014 1,414.1 364.3 75.0 19.3 97.2 25.0 181.7 46.8 270.7 69.7 2,038.7 525.22015 1,509.8 389.0 62.7 16.2 97.1 25.0 176.5 45.5 291.6 75.1 2,137.6 550.72016 1,631.5 420.3 52.0 13.4 99.7 25.7 171.2 44.1 299.7 77.2 2,254.0 580.72017 1,666.6 429.4 39.5 10.2 101.7 26.2 175.4 45.2 311.5 80.3 2,294.6 591.22018 1,759.5 453.3 27.8 7.2 103.7 26.7 179.6 46.3 327.7 84.4 2,398.3 617.92019 1,794.8 462.4 15.4 4.0 105.7 27.2 183.4 47.2 333.5 85.9 2,432.9 626.82020 1,828.5 471.1 3.0 0.8 107.8 27.8 187.3 48.3 338.5 87.2 2,465.2 635.12021 1,867.6 481.2 3.1 0.8 109.8 28.3 191.3 49.3 348.4 89.8 2,520.2 649.32022 1,907.0 491.3 3.0 0.8 111.9 28.8 195.3 50.3 356.9 92.0 2,574.1 663.22023 1,948.0 501.9 3.0 0.8 113.9 29.3 199.4 51.4 365.3 94.1 2,629.6 677.52024 1,990.4 512.8 3.0 0.8 116.0 29.9 203.7 52.5 372.9 96.1 2,685.9 692.02025 2,034.5 524.2 3.0 0.8 118.1 30.4 208.0 53.6 382.7 98.6 2,746.3 707.62026 2,078.7 535.6 3.0 0.8 120.3 31.0 212.3 54.7 391.7 100.9 2,806.0 723.0

2,027.0 2,124.5 547.4 3.1 0.8 122.5 31.6 216.8 55.9 400.9 103.3 2,867.8 738.9tmca

Año

4.0 -20.2 0.8 1.2 2.9 3.1

Gas natural Combustóleo Gas L.P. Diésel Coque de petróleo Total


25.0%

Química13.8%


11.6%

Alimentos, bebidas y tabaco11.1%

Vidrio y productos de vidrio

10.7%


6.4%

Productos de minerales no

metálicos6.2%

Textiles, prendas de vestir e industria del

cuero3.3%

Minería2.1%

Cerveza y malta1.9%

Cemento hidráulico1.8% Resto de las ramas

6.2%

2012


26.4%

Química14.4%


13.6%

Alimentos, bebidas y tabaco8.5%

Vidrio y productos de vidrio9.3%


4.7%

Productos de minerales no

metálicos5.7%

Textiles, prendas de vestir e industria del

cuero2.5%

Minería1.7%

Cerveza y malta1.9%

Cemento hidráulico1.8% Resto de las ramas

9.4%

2027


164

Dentro de los principales cambios en la participación del consumo de gas natural por rama industrial, está el de las industrias de productos metálicos, maquinaria y equipo, cuya aportación pasará de 11.6% en 2012 a 13.6% en 2027. La participación de las industrias básicas de metales también aumentarán, de 25.0% a 26.4%. En el caso de la participación de las industrias de alimentos, bebidas y tabaco, ésta disminuirá su participación de 11.1% en 2012 a 8.5% en 2027. La participación de las industrias de papel y cartón, imprentas y editoriales también experimentará un reducción, al pasar 6.4% a 4.7% (véase Figura 5.2).

Cuadro 5.6 Demanda de gas natural por grupo de ramas, 2012-2027



En la demanda futura de gas natural en el sector industrial se consideran dos tipos de componentes. El primero es la demanda tendencial, que toma en cuenta el crecimiento esperado de la economía y el escenario de precios de los combustibles. El segundo componente es la demanda no tendencial, donde los elementos considerados son nuevos proyectos industriales, nueva infraestructura de transporte184, la venta de gas natural comprimido y nuevos desarrollos de distribución.

Entre 2013 y 2027, el crecimiento promedio de la demanda tendencial de gas natural será de 2.4%. Este aumento será menor que el del PIB manufacturero (4.2%). Para la proyección se asume un esfuerzo continuo de mejora en la eficiencia en el uso del energético en el sector. Otro factor considerado en el pronóstico de la demanda tendencial de gas natural, es la sustitución de combustóleo por gas natural185.

Por su parte, la demanda industrial no tendencial de gas natural crecerá en promedio 16.5% a partir de 2013, alcanzando 493.0 mmpcd en 2027. Los proyectos industriales aportarán la

184 Estos proyectos están descritos en la sección 5.3 Prospectiva de gasoductos. 185 Cabe mencionar que la cantidad estimada de combustóleo que queda por sustituir, dentro de la demanda de combustibles industriales, es reducida.

Grupo de ramas 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca

2012-2019tmca

2012-2027Total 1,181.1 1,221.0 1,414.1 1,509.8 1,631.5 1,666.6 1,759.5 1,794.8 6.2 4.0Industrias básicas de metales 295.3 311.5 378.1 383.6 476.4 478.7 538.1 540.4 9.0 4.4Química 162.5 155.4 192.8 247.4 251.3 256.5 260.8 263.8 7.2 4.3Productos metálicos, maquinaria y equipo 136.4 138.8 145.3 153.6 162.4 171.6 181.4 191.5 5.0 5.1Vidrio y productos de vidrio 126.5 131.4 140.0 143.9 147.9 152.5 157.2 161.8 3.6 3.0Alimentos, bebidas y tabaco 131.1 137.5 140.2 143.1 146.0 149.1 152.2 155.2 2.4 2.2Productos de minerales no metálicos 73.4 74.5 77.3 80.2 83.2 86.3 89.6 92.9 3.4 3.4Papel y cartón, imprentas y editoriales 75.8 75.2 83.4 86.3 87.9 89.3 90.4 91.1 2.7 1.9Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 38.9 39.5 40.2 40.9 41.8 42.9 43.9 44.9 2.1 2.0Minería 24.7 25.7 26.8 28.0 28.8 29.6 30.4 31.2 3.4 2.8Cerveza y malta 22.0 29.4 34.8 35.0 35.2 35.8 36.3 36.8 7.6 4.3Cemento hidráulico 21.4 23.9 42.0 42.0 41.1 39.3 38.6 38.6 8.8 4.0Resto de las ramas 73.0 78.4 113.1 125.7 129.6 135.0 140.6 146.4 10.5 6.9

Grupo de ramas 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2020-2027tmca

2012-2027Total 1,828.5 1,867.6 1,907.0 1,948.0 1,990.4 2,034.5 2,078.7 2,124.5 2.2 4.0Industrias básicas de metales 542.8 545.1 547.4 549.7 552.1 554.6 557.2 559.9 0.4 4.4Química 265.2 270.5 275.8 282.1 288.6 295.3 300.9 306.7 2.1 4.3Productos metálicos, maquinaria y equipo 202.0 212.9 224.1 235.7 248.0 260.9 274.6 288.9 5.2 5.1Vidrio y productos de vidrio 166.4 170.9 175.2 179.4 183.7 188.1 192.6 197.2 2.5 3.0Alimentos, bebidas y tabaco 158.3 161.4 164.6 167.8 171.1 174.5 177.8 181.3 2.0 2.2Productos de minerales no metálicos 96.3 99.8 103.2 106.6 110.2 113.9 117.8 121.9 3.4 3.4Papel y cartón, imprentas y editoriales 91.3 92.5 93.7 95.0 96.3 97.7 98.7 99.8 1.3 1.9Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 46.0 46.9 47.9 48.8 49.7 50.7 51.6 52.7 2.0 2.0Minería 32.0 32.7 33.5 34.2 34.9 35.7 36.4 37.2 2.2 2.8Cerveza y malta 37.4 37.9 38.4 39.0 39.5 40.1 40.6 41.2 1.4 4.3Cemento hidráulico 38.6 38.6 38.6 38.6 38.6 38.6 38.6 38.6 0.0 4.0Resto de las ramas 152.4 158.4 164.7 171.0 177.7 184.6 191.8 199.3 3.9 6.9


165

mayor parte de la demanda no tendencial, con una participación promedio de 68.7% a lo largo del periodo prospectivo. En tanto, las participaciones promedio de los desarrollos de distribución y la nueva infraestructura de transporte serán de 17.6% y 8.2%, respectivamente. La demanda de gas natural comprimido por ruedas tendrá un gran relevancia en la primera parte del periodo de proyección, mientras entra en operación la nueva infraestructura de transporte y distribución (véase Cuadro 5.7).

Dentro de los nuevos proyectos industriales de mayor impacto, están previstas inversiones importantes en las industrias de metales básicos, sobre todo en la industria siderúrgica. Dichas inversiones implicarán una demanda de gas natural de más de 300 mmpcd a partir de 2018. La mayoría de estos proyectos están asociados con la redistribución y expansión de la industria automotriz de Norteamérica y sus proveedores.

Cuadro 5.7 Demanda industrial de gas natural por componente de proyección, 2013-2027



En la industria química también están previstas importantes inversiones en las regiones Centro-Occidente y Sur-Sureste. El proyecto más sobresaliente, Etileno XXI, consiste en el desarrollo de una unidad petroquímica con un cracker de etano que se ubicará en el área de Coatzacoalcos, Veracruz. Su entrada en operación está prevista para 2015. Para ello, PGPB estableció un contrato para suministrar el etano que se utilizará en la producción de etileno, polietileno, polipropileno y otros derivados.

Los proyectos de desarrollo de nueva infraestructura de transporte (gasoductos) aportarán a la demanda industrial un acumulado de 465.9 mmpcd entre 2013 y 2027. Con el reciente inicio de operaciones del gasoducto Manzanillo-Guadalajara, se ha considerado la demanda de gas natural de un transportista de usos propios en Colima, con un socio de la industria de alimentos y otro de minerales no metálicos. También, se consideran proyectos de transporte de gas natural en Jalisco.

Con el nuevo sistema de gasoductos del Noroeste, se abastecerá gas natural a las industrias en Sonora y Sinaloa, principalmente de las ramas de alimentos, papel y cerveza. En Zacatecas, el mayor consumidor de gas natural será del grupo de industrias de cerveza y malta.

La demanda de gas natural comprimido (GNC) acumulará un volumen de 218.1 mmpcd durante el periodo prospectivo. Además del incipiente consumo industrial de GNC en Morelos, está considerado el abastecimiento de GNC a industrias ubicadas en Sonora, en las localidades Navojoa, Guaymas, Cd. Obregón y Huatabampo, y otras más en el estado de Sinaloa. Lo anterior se realizará, mientras se concluye el gasoducto Puerto Libertad-Topolobampo, del sistema de gasoductos del Noroeste. De igual manera, mientras concluye la construcción del gasoducto de Zacatecas, se suministra GNC al sector industrial de esta entidad federativa.

Entre 2013 y 2027, la cantidad de gas natural atribuible a los desarrollos de distribución totalizará 1,062.0 mmpcd. La mayor accesibilidad al gas natural en el sector industrial conducirá a un efecto de sustitución de gas L.P. por gas natural.

En el caso de la demanda industrial de gas L.P., se espera represente 10.4% de la demanda total del energético, con un consumo de 31.6 mbd. Esto significará consumo de 3.6 mbd

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Demanda tendencial 1,163.0 1,187.2 1,218.3 1,249.5 1,280.4 1,311.8 1,343.1 1,373.5 1,407.5 1,441.9 1,477.5 1,514.3 1,552.6 1,591.3 1,631.5Demanda no tendencial 58.1 226.9 291.5 382.0 386.2 447.7 451.7 455.0 460.1 465.1 470.5 476.1 482.0 487.4 493.0

Proyectos industriales 24.4 128.7 181.3 271.8 273.9 332.6 334.0 334.7 336.8 338.8 341.2 343.7 346.2 348.4 350.6Nueva infraestructura de transporte 9.3 18.8 18.8 29.6 30.3 31.0 31.6 32.2 32.8 33.5 38.1 38.9 39.6 40.3 41.0Gas natural comprimido 18.1 22.1 22.8 12.0 12.5 12.9 13.4 13.8 14.3 14.8 11.3 11.8 12.2 12.7 13.3Desarrollos de distribución 6.2 57.4 68.5 68.5 69.5 71.1 72.8 74.3 76.1 77.9 79.9 81.8 83.9 86.0 88.1


166

adicionales en 2027, y un crecimiento promedio anual de 0.8% en el periodo de proyección. Cabe resaltar que este comportamiento se relaciona con el aumento en el consumo de las regiones Centro, Noroeste y Noreste, principalmente.

Figura 5.3 Demanda industrial de gas L.P. y PIB de la industria Manufacturera, 2012-2027

* La sustitución es originada por la nueva infraestructura de transporte y el desarrollo de la distribución de gas natural. Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CONAGUA, CONUEE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

La demanda prospectiva de gas L.P. para el sector industrial está determinada por el crecimiento esperado en PIB de la industria manufacturera y del precio al usuario final. Aunque se prevé un importante crecimiento económico en la industria manufacturera hacia 2027, el crecimiento de la demanda de gas L.P. responderá de manera moderada. Esto se debe al efecto de sustitución de gas L.P. por gas natural en el consumo industrial de combustibles, originado por la nueva infraestructura de transporte y el desarrollo de la distribución de gas natural. Se estima que se sustituirá en promedio 6.7 mbd de gas L.P. por gas natural, cada año del periodo prospectivo (véase Figura 5.3).

El uso industrial del gas L.P. está identificado básicamente en industrias dedicadas a la elaboración de alimentos, bebidas y tabacos. También, el gas L.P. es utilizado en las industrias químicas y de polímeros, como materia prima. El gas L.P. dentro del sector industrial tiene aplicaciones muy específicas y tradicionales. Es considerado como una fuente de energía pura y limpia para generar calor de manera controlada. Asimismo, el gas L.P. es frecuentemente utilizado en hornos industriales, procesos de calefacción, cerámica, fabricación de vidrio, procesamiento de metales, secado de pintura, aerosoles y soldadura, entre otros.

5.1.1.3 Sector Petrolero

La demanda de combustibles del sector petrolero crecerá en promedio 0.5% anual, entre 2012 y 2027. Al final del periodo de proyección, el volumen de la demanda petrolera de combustibles ascenderá a un volumen de 2,747.1 mmpcdgne, aproximadamente 707.8 mbdglpe (véase Cuadro 5.8). En 2027, el 92.4% de dicha demanda será de gas natural, mientras que el 1.2% lo representará el gas L.P. El diésel será el segundo combustible más demandado en el sector petrolero, con una participación de 4.6%.

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Demanda industrial de gas LP (mbd)

Demanda industrial de gas LP, sin sustitución por gas natural (mbd)*

PIB industria manufacturera (miles de millones de pesos de 2008)


167

Cuadro 5.8 Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 2012-2027

mmpcdgne: millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente mbdglpe: miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente. Fuente: IMP con información de PEMEX.

El sector petrolero demandará un total de 2,538.2 mmpcd de gas natural en 2027, lo que significará un crecimiento promedio de 0.7% anual. La mayor parte del gas natural en el sector será consumido por PEMEX Exploración y Producción (PEP) y PEMEX Refinación (PR), que en conjunto demandarán un volumen de 1,758.8 mmpcd en 2027. El gas natural destinado a PEMEX Petroquímica (PPQ) representará 16.7% del total, promediando un volumen de 423.7 mmpcd al final periodo prospectivo, aunque alcanzará un máximo de 499.4 mmpcd en 2016 (véase Cuadro 5.9).

PEP consumirá 916.9 mmpcd de gas natural en 2027, reduciendo su consumo en promedio 2.4% cada año. El volumen anterior, representa el gas seco que utilizará PEP como combustible para extracción y transporte de hidrocarburos y para mejorar el rendimiento de la extracción de crudo (bombeo neumático). En el caso de PGPB, el consumo de gas natural apenas variará 0.1% anual en promedio, esto en el marco de la estrategia que seguirá la subsidiara para incrementar la eficiencia operativa de los complejos procesadores de gas.

El consumo de gas natural de PR, aumentará en promedio 6.2% hasta alcanzar 841.9 mmpcd. La evolución de la demanda de gas natural de PR, está vinculada con la ejecución de proyectos de incremento en la capacidad de producción de petrolíferos. Con el proyecto de modernización de la refinería de Salamanca, Guanajuato, se incrementará el nivel demandado de gas natural hasta estabilizarse en 2019.

Cuadro 5.9 Demanda de gas natural del sector petrolero, 2012-2027


Fuente: PEMEX.

En 2014, comienza operaciones el gasoducto Jáltipan-Salina Cruz, lo que permitirá transportar gas natural a la refinería de Salina Cruz en Oaxaca. Esta refinería disminuirá su consumo de combustóleo para generar electricidad a partir de 2014, para tener una demanda de gas natural en el orden de 90 mmpcd para sus procesos de cogeneración de electricidad. Además,

(mmpcd) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbd) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe)2012 2,273.1 585.6 150.1 38.7 114.6 29.5 17.0 4.4 5.8 1.5 2,560.6 659.72013 2,382.1 613.7 170.3 43.9 14.7 3.8 15.2 3.9 5.7 1.5 2,588.0 666.82014 2,382.6 613.9 122.6 31.6 15.7 4.0 18.2 4.7 4.9 1.3 2,543.9 655.42015 2,849.9 734.3 84.4 21.7 125.4 32.3 23.1 5.9 5.4 1.4 3,088.1 795.62016 2,876.5 741.1 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 3,085.4 794.92017 2,847.8 733.7 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 3,056.7 787.52018 2,823.1 727.3 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 3,032.0 781.22019 2,815.4 725.4 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 3,024.3 779.22020 2,892.7 745.3 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 3,101.6 799.12021 2,822.4 727.2 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 3,031.3 781.02022 2,762.9 711.8 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 2,971.8 765.72023 2,718.1 700.3 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 2,927.0 754.12024 2,712.6 698.9 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 2,921.6 752.72025 2,671.9 688.4 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 2,880.8 742.22026 2,552.1 657.5 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 2,761.0 711.42027 2,538.2 653.9 44.4 11.4 125.4 32.3 33.8 8.7 5.4 1.4 2,747.1 707.8

tmca 0.5

Año

0.7 -7.8 0.6 4.7 -0.6

Gas natural Combustóleo Diésel Gas L.P. Gasolinas Total

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027Total 2,273.1 2,382.1 2,382.6 2,849.9 2,876.5 2,847.8 2,823.1 2,815.4 2,892.7 2,822.4 2,762.9 2,718.1 2,712.6 2,671.9 2,552.1 2,538.2 0.7Exploración y Producción 1,313.8 1,356.8 1,354.3 1,520.9 1,503.0 1,476.2 1,453.6 1,436.8 1,375.2 1,244.6 1,179.3 1,122.1 1,098.0 1,055.1 940.2 916.9 -2.4Refinación 343.5 349.7 361.0 532.6 574.3 619.2 646.0 652.7 784.1 840.7 841.7 841.7 841.7 841.8 841.9 841.9 6.2Gas y Petroquímica Básica 274.8 222.9 231.8 221.6 222.4 218.0 219.3 224.7 232.4 236.0 240.8 253.2 271.8 273.9 268.9 278.3 0.1Petroquímica 340.6 375.3 358.0 497.4 499.4 457.0 426.8 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 1.5Corporativo 0.3 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 2.6Cogeneración Nuevo PEMEX 0.0 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 n.a.


168

con la conclusión de los trabajos de reconfiguración de la refinería de Salina Cruz, la demanda de gas natural también aumentará en 2021. Por otro lado, en este ejercicio de proyección se considera el inicio de operaciones de la nueva refinería en Tula en 2020, lo que implicará un consumo de gas natural de más 100 mmpcd.

Asimismo, la planta de cogeneración del Centro Procesador de Gas (CPG) Nuevo PEMEX se concluyó en octubre de 2012, en el primer trimestre de 2013 se realizaron ajustes técnicos previos a la realización de las pruebas de operación y desempeño, mientras que la operación inició en abril de 2013186. Esta nueva planta suministra energía eléctrica al propio complejo y se dispone de excedentes para portearlos a otros centros de trabajo de PEMEX; la planta requiere de un volumen de 76.9 mmpcd de gas natural para su operación. Con dicho proyecto, PEMEX sustituirá compras a CFE y generación propia ineficiente, lo que significará una reducción importante del gasto de operación de la paraestatal.

Cuadro 5.10 Demanda de gas natural de PEMEX Petroquímica1, 2012-2027


1 No incluye el consumo del proyecto Etileno XXI, que forma parte del sector industrial. Fuente: PEMEX.

El consumo de gas natural por parte de PPQ crecerá en promedio 1.5% anual de 2012 a 2027, alcanzando un volumen de 423.7 mmpcd al final del periodo. La trayectoria que seguirá la demanda no será uniforme (véase Cuadro 5.10).

En 2014, sólo dos de las plantas de amoniaco en el Complejo Petroquímico (CP) Cosoleacaque estarán en operación. Posteriormente, en 2015 estarán operando cuatro plantas, lo que implicará una demanda de gas natural del CP de 240.0 mmpcd de 2015-2027. Asimismo, en 2015 reiniciará operaciones la Unidad Petroquímica Camargo, después de haber rehabilitado su planta de amoniaco y servicios generales, implicando consumos de 20.0 mmpcd de gas natural.

La reducción en la demanda de gas natural en 2017 y 2018 de PPQ, está relacionada con la entrada en operación de proyectos de cogeneración en los CP Cangrejera y Morelos, previstos para iniciar en el transcurso de 2017.

5.1.1.4 Sector Autotransporte

Hacia 2027, el consumo de combustibles del sector autotransporte crecerá en promedio 3.8% anual, llegando a 2,139.8 miles de barriles diarios de gasolina equivalente (mbdge) al final de la proyección. La gasolina representará el 67.5% de los combustibles consumidos en 2027 por el sector, el diésel 31.6%, el gas L.P. 1.0% y el GNC 0.004% (véase Cuadro 5.11).

Para este ejercicio, se consideró que no había condiciones que favorecieran la expansión de la distribución del GNC para autotransporte, por lo que se asumió una proyección para demanda del sector prácticamente constante. El consumo de gas natural en el autotransporte se mantendrá en alrededor de 1.7 mmpcd en 2027, aproximadamente de 0.1 mbdge. De igual forma, la estimación del parque vehicular al cierre del periodo prospectivo será 1.7 miles de vehículos.

186 Segundo informe trimestral 2013, Artículo 71 (párrafo primero), Ley de Petróleos Mexicanos, p. 83.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027Total 340.6 375.3 358.0 497.4 499.4 457.0 426.8 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 1.5Combustible 257.5 288.2 275.7 338.2 340.2 297.7 267.5 264.4 264.4 264.4 264.4 264.4 264.4 264.4 264.4 264.4 0.2Materia prima 83.2 87.1 82.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 159.3 4.4


169

Cuadro 5.11 Ventas de gasolinas, gas L.P. carburante y gas natural comprimido

en el sector autotransporte, 2012-2017 (miles de barriles diarios de gasolina equivalente)

Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

Figura 5.4 Distribución de la demanda de combustibles para el sector autotransporte, 2012 y 2027


Nota: Los totales están dados en miles de barriles de gasolina equivalente (mbdge). Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

El consumo de gas L.P. en el sector autotransporte presentará una tendencia decreciente durante el periodo prospectivo. Se estima que este sector representará 9.9% de la demanda total de gas L.P. en 2027, con 30.1 mbd (19.8 mbdge); es decir, 1.0 mbd (0.7 mbdge) menos que en 2012. Dicha tendencia será resultado de la mayor penetración de los motores a diésel en flotillas grandes y medianas. Por su parte, la demanda de gas L.P. en este sector se concentrará en pequeñas flotillas o usos individuales. Por otra parte, en el caso de que disminuyera la brecha de precios del gas L.P. respecto a las gasolinas y al diésel, el parque vehicular que emplea gas L.P. disminuirá, y en consecuencia, la demanda del energético.

Año Gasolina Diesel Gas LPGas naturalcomprimido

Total

2012 803.2 394.0 22.6 0.10 1,219.82013 791.8 397.2 23.6 0.10 1,212.82014 795.4 405.7 23.4 0.10 1,224.62015 842.1 421.4 23.3 0.10 1,286.92016 895.6 439.3 23.2 0.09 1,358.12017 972.8 465.1 23.1 0.09 1,461.12018 1,060.0 494.4 23.0 0.09 1,577.52019 1,137.2 520.2 22.9 0.09 1,680.42020 1,190.7 538.1 22.8 0.09 1,751.72021 1,237.4 553.8 22.6 0.09 1,813.92022 1,270.5 575.0 22.5 0.09 1,868.02023 1,311.4 596.8 22.4 0.09 1,930.62024 1,343.8 618.8 22.3 0.09 1,985.02025 1,376.2 638.2 22.1 0.09 2,036.72026 1,409.0 656.6 22.0 0.09 2,087.72027 1,442.1 675.8 21.8 0.09 2,139.8tmca 4.0 3.7 -0.2 -0.4 3.8

GNC0.008%

Gasolinas65.8%

Gas LP1.9%

Diesel32.3%

GNC0.004%

Gasolinas67.4%

Gas LP1.0%

Diesel31.6%

2012 2027

1,219.8 mbdge 2,139.8 mbdge


170

5.1.1.5 Sector Residencial, Servicios y Agropecuario

La proyección de la demanda de combustibles de los sectores residencial y servicios, considera información histórica del consumo de combustibles y del parque existente de calentadores de agua, estufas y hornos de microondas. También incluye escenarios de eficiencias de calentadores de gas, superficie instalada de calentadores solares, minutos de uso de agua caliente, información sociodemográfica y económica, entre otros elementos.

La evolución de la demanda de hidrocarburos en los sectores residencial y servicios está directamente relacionada con el crecimiento de la población. El total de habitantes del país, que para 2012 se estimó en 117.1 millones, será de 134.6 millones en 2027. Con ello, el crecimiento de la población promediará 0.9% anual187.

Residencial

Se estima que la demanda de combustibles en el sector residencial188 alcance un volumen de 341.7 mbdglpe, aproximadamente 1,331.5 mmpcdgne. Esto implicará un crecimiento medio de apenas de 0.1%, durante el periodo 2012-2027. La participación del gas L.P. en la demanda residencial de combustibles de 2027 representará el 55%, la leña 35% y el gas natural 10% (véase Cuadro 5.12).

El consumo residencial de gas natural del país crecerá a un ritmo anual de 3.4% en promedio, con un nivel de 139.8 mmpcd en 2027. Cabe mencionar, que en la estimación de la demanda de gas natural de los sectores residencial y servicios de este ejercicio, se consideró el incremento en la infraestructura de transporte y distribución de gas natural. No obstante, la proyección es conservadora considerando el comportamiento histórico de la demanda de estos sectores.

Un supuesto en el pronóstico de la demanda de gas natural por zona geográfica de distribución, es que la introducción de gas natural inicia con un consumo con crecimiento lento, debido al desconocimiento de los consumidores y la falta de infraestructura. Posteriormente, el consumo del combustible acelera su crecimiento de forma importante, para después llegar a un nivel de maduración.

A nivel regional, se consideraron los nuevos proyectos de desarrollo y expansión de zonas geográficas de la red de distribución de gas natural. Aunque el desarrollo de zonas de distribución de gas natural es originado en buena medida por los proyectos industriales189, el consumo de gas natural de los sectores residencial y servicios también se verá favorecido por la expansión de infraestructura.

La demanda de gas L.P. del sector residencial se ubicará en 186.8 mbd en 2027, cifra mayor en 5.7 mbd con respecto a 2012. Durante el periodo prospectivo se estima un crecimiento promedio anual de 0.2%. Pese al crecimiento de la población, y por lo tanto del número viviendas, el crecimiento en el consumo residencial de gas L.P. es moderado.

187 Según información de CONAPO. 188 En el total de combustibles industriales se considera gas natural, combustóleo, diésel, coque de petróleo y gas L.P. 189 Debido a los volúmenes de combustible.


171

Cuadro 5.12 Consumo de combustibles en el sector residencial, 2012-2027

mmpcdgne: millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente mbdglpe: miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente. Fuente: IMP, con base en Banxico, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Dicho comportamiento se explica por un mayor acceso al gas natural en zonas urbanas, así como a la mejora gradual en la eficiencia de los calentadores convencionales; a la introducción de paneles solares190; al cambio gradual a encendido electrónico en las estufas; a los cambios en los hábitos de consumo del gas L.P., como efecto de una mejor administración en el ingreso monetario del consumidor; y a la sustitución de leña por gas L.P. en zonas rurales, principalmente en la región Sur-Sureste. Asimismo, se espera que la eficiencia de diseño de los distintos tipos de calentadores aumente en el largo plazo.

Se estima que con la mejora gradual en la eficiencia de los calentadores de agua, se conseguirá un ahorro de 20.2 mbd de gas L.P. en 2027 (véase Figura 5.5). Dichos ahorros estarán directamente relacionados con diversos factores. En primer lugar, ha habido una mejora en la eficiencia en el almacenamiento. En segundo lugar, se han mejorado los materiales aislantes con que se fabrican los calentadores, lo que permite mantener el agua caliente por más tiempo y, con ello, ahorrar energía al disminuir el número de veces que se activa el calentador.

En el caso de los calentadores solares, existen limitantes que inhiben su adquisición, tales como el costo de la inversión inicial. Esto se traduce en la necesidad de esquemas adecuados de financiamiento que incentive su comercialización. No obstante, los sistemas de calentamiento de agua que utilizan radiación solar han experimentado un incremento de su demanda.

Asimismo, el ahorro por el uso de hornos de microondas y el encendido electrónico en estufas, permitirá obtener un ahorro total estimado 5.5 mbd de gas L.P. en 2027; es decir, 1.4 mbd más que en 2012. La suma de ahorros en el consumo residencial por mejoras técnicas y cambio en los patrones de consumo, será de 25.7 mbd en 2027, de los cuales 78.5% corresponderá a calentadores de agua, 18.9% al encendido eléctrico en estufas y 2.6% al uso de hornos de microondas.

190 Actualmente, los calentadores de agua empleados en viviendas son convencionales (usan gas natural o gas L.P.), eléctricos y solares. En el caso de calentadores de gas L.P. y gas natural, existen tres modelos: los de almacenamiento, instantáneos y de rápida recuperación. Los calentadores eléctricos se clasifican en: de almacenamiento e instantáneo. Mientras que los calentadores solares se clasifican en metálico, plástico, evacuado y caloriducto, todos ellos tienen un sistema captador de los rayos del sol para calentar el agua y un depósito para almacenar el agua caliente.

(mmpcdgne) (mbd) (mmpcdgne) (mbdglpe) (mmpcd) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe)2012 703.0 181.1 528.3 134.6 84.1 21.7 1,315.4 337.42013 706.1 181.9 525.0 133.8 88.0 22.7 1,319.1 338.42014 709.9 182.9 519.8 132.5 94.3 24.3 1,324.0 339.72015 713.8 183.9 514.1 131.0 100.4 25.9 1,328.2 340.82016 717.1 184.8 506.5 129.1 106.2 27.4 1,329.8 341.22017 719.9 185.5 501.1 127.7 111.6 28.8 1,332.7 342.02018 722.3 186.1 493.9 125.9 116.5 30.0 1,332.7 342.02019 724.0 186.5 486.2 123.9 120.9 31.2 1,331.1 341.62020 725.2 186.8 476.6 121.5 124.8 32.1 1,326.5 340.42021 726.0 187.1 476.9 121.5 128.1 33.0 1,331.0 341.62022 726.6 187.2 475.7 121.2 131.0 33.8 1,333.3 342.22023 727.0 187.3 474.2 120.9 133.5 34.4 1,334.7 342.62024 726.8 187.2 471.3 120.1 135.5 34.9 1,333.6 342.32025 726.2 187.1 470.8 120.0 137.2 35.3 1,334.2 342.42026 725.7 187.0 468.8 119.5 138.6 35.7 1,333.1 342.22027 725.1 186.8 466.6 118.9 139.8 36.0 1,331.5 341.7tmca 0.2 -0.8 3.4 0.1

Gas LP Leña Gas natural TotalAño


172

Figura 5.5 Ahorro de gas L.P. en el sector residencial por tipo de equipo, 2012-2027


Nota: los ahorros están calculados con respecto al 2001. Fuente. IMP, con base en ANES, CONAPO, INEGI, PROCALSOL y empresas privadas.

Servicios

La demanda de combustibles en el sector servicios se reducirá en promedio 0.2% anual, alcanzando un volumen de 68.5 mbdglp en 2027, es decir, un volumen 266.7 mmpcdgne. El combustible más consumido en el sector seguirá siendo el gas L.P., aunque se reducirá su participación de 60% a 58%. El gas natural aumentará su participación, al pasar de 10% en 2012 a 14% en 2027; la participación de la leña disminuirá de 31% a 28%.

Cuadro 5.13 Consumo de combustibles en el sector servicios, 2012-2027

mmpcdgne: millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente mbdglpe: miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente. Fuente: IMP, con base en BANXICO, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Calentadores de agua 8.8 9.5 10.2 10.9 11.7 12.4 13.2 14.0 14.8 15.6 16.4 17.2 18.0 18.8 19.5 20.2Estufas 3.7 3.8 3.9 4.0 4.1 4.2 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.6 4.7 4.7 4.8 4.9Hornos de microondas 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7

0

5

10

15

20

25

30

(mmpcdgne) (mbd) (mmpcdgne) (mbd) (mmpcd) (mbdglpe) (mmpcdgne) (mbdglpe)2012 162.6 41.9 84.5 21.5 27.0 6.9 274.1 70.42013 162.0 41.7 84.0 21.4 28.2 7.3 274.2 70.42014 162.4 41.8 83.2 21.2 29.6 7.6 275.1 70.62015 161.4 41.6 82.3 21.0 30.7 7.9 274.4 70.52016 160.5 41.4 81.0 20.7 31.7 8.2 273.3 70.22017 159.7 41.1 80.2 20.4 32.7 8.4 272.6 70.02018 158.9 40.9 79.0 20.1 33.6 8.7 271.5 69.72019 158.1 40.7 77.8 19.8 34.5 8.9 270.3 69.42020 157.4 40.6 76.3 19.4 35.2 9.1 268.9 69.12021 156.7 40.4 76.3 19.4 35.9 9.3 268.9 69.12022 156.1 40.2 76.1 19.4 36.5 9.4 268.7 69.02023 155.5 40.1 75.9 19.3 37.0 9.5 268.4 68.92024 154.9 39.9 75.4 19.2 37.5 9.7 267.8 68.82025 154.4 39.8 75.3 19.2 37.9 9.8 267.6 68.72026 153.9 39.6 75.0 19.1 38.3 9.9 267.2 68.62027 153.5 39.5 74.7 19.0 38.6 9.9 266.7 68.5tmca -0.4 -0.8 2.4 1.2

Gas LP Leña Gas natural TotalAño


173

La demanda de gas natural del sector servicios pasará de 27.0 mmpcd en 2012 a 38.6 mmpcd en 2027. Las medidas de eficiencia energética que se han implementado, junto con el desarrollo tecnológico, han permitido racionalizar y aumentar el rendimiento del gas natural en los sectores residencial y servicios. Ejemplo de ello son los calentadores de agua191, el encendido electrónico de estufas y el uso de horno de microondas. En este ejercicio se estima que el ahorro de gas natural de los sectores residencial y servicios alcanzará un total de 21.4 mmpcd en 2027 (véase Figura 5.6).

En el caso del gas L.P., se estima que durante el periodo prospectivo, el sector servicios se mantendrá como el segundo sector más importante en cuanto a la demanda nacional de gas L.P. Pero, su consumo se reducirá 0.4% promedio anual, para ubicarse en 39.5 mbd en 2027. La demanda de gas L.P. en este sector se integra por el consumo intensivo del energético en restaurantes, hoteles, hospitales, baños públicos, cocinas, lavanderías y tintorerías, principalmente. También, la demanda está relacionada al uso de equipo para el calentamiento de agua y cocción de alimentos.

Asimismo, se estima un ahorro en el consumo sectorial de gas L.P., del orden de 4.3 mbd en 2027. Dicho ahorro corresponderá principalmente a la mejora en la eficiencia de calentadores convencionales y la introducción de paneles solares. Al respecto, se estima que en 2027, 98.8% del ahorro total de gas L.P. corresponderá al uso de calentadores de agua y 1.2% se deberá al encendido eléctrico en estufas (véase Figura 5.7). Por otra parte, en cuanto a la preferencia de calentadores solares para su uso en albercas y hoteles, se espera que los proyectos aumenten.

Figura 5.6 Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios (Base=2001), 2012-2027

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural)

Nota: los ahorros están calculados con respecto al 2001. Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

191 Un ejemplo de esfuerzo específico en ahorro energético son la aplicación de las normas oficiales NOM-003-ENER-2000 y NOM-003-ENER-2011 de eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial.

111.1 116.2123.9

131.1138.0

144.3150.2 155.4 160.0 164.0 167.5 170.5 173.0 175.1 176.9 178.4

117.6123.5

132.0140.2

148.1155.5

162.3168.6 174.3 179.4 184.0 188.0 191.6 194.7 197.4 199.8

0

50

100

150

200

250

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Ahorro (Base = 2001) Con mejora en eficiencia Sin mejora en eficiencia

Ahorro


174

Figura 5.7 Ahorro de gas L.P. en el sector servicios por tipo de equipo, 2011-2027


Nota: los ahorros están calculados con respecto al 2001. Fuente. IMP, con base en ANES, CONAPO, INEGI, PROCALSOL y empresas privadas.

En 2027, el consumo de gas L.P. y gas natural por habitante de los sectores residencial y de servicios se calcula en 0.3 y 0.05 litros diarios de gas L.P. equivalente por habitante, respectivamente192. En el caso del gas L.P., el consumo por habitante se reducirá 0.8% promedio anual; mientras que para el de gas natural, el consumo por habitante aumentará 2.3% promedio anual (véase Figura 5.8)

Figura 5.8 Consumo por habitante de gas L.P. y gas natural para uso residencial y de servicios, 2012-2027

Fuente: IMP, con base en BANXICO, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

192 Su equivalente en pies cúbicos diarios de gas natural por habitante es 6.5 y 1.3, para el gas L.P. y gas natural, respectivamente.

2.1 2.2 2.4 2.5 2.7 2.8 2.9 3.1 3.2 3.4 3.6 3.7 3.9 4.0 4.2 4.3

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Estufas Calentadores de agua Total

7.4 7.3 7.3 7.2 7.2 7.1 7.1 7.0 6.9 6.9 6.8 6.8 6.7 6.6 6.6 6.5

0.9 1.0 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

(pies cúbicos diarios de gas natural equivalente por habitante )

Gas LP Gas natural

0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3

0.04 0.04 0.04 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

(litros diarios de gas LP equivalente por habitante)

Gas LP Gas natural


175

Agropecuario

En 2027, la demanda de gas L.P. en el sector agropecuario aumentará 1.4 mbd con respecto a 2012, al ubicarse en 5.9 mbd. Con ello, se espera que durante periodo prospectivo dicha demanda aumente 1.8% promedio anual.

La demanda de gas L.P. en este sector proporciona una solución eficiente en las actividades agrícolas cuando existen problemas de infraestructura de transporte y distribución de gas natural y diésel. En este sentido se emplea en la calefacción y aire acondicionado para el secado de semillas y hortalizas, el control de malezas, ambientación de invernaderos y naves de ganadería. Asimismo, se han encontrado alternativas de uso en algunos equipos y maquinaria agrícola.

5.1.2 Demanda regional y estatal193

Cuadro 5.14 Consumo regional de gas natural por estado1, 2012-2027


1 Para consultar la demanda de gas natural por sectores y por entidades federativas, véase el Anexo A. Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

La demanda de gas natural de la región Centro-Occidente presentará el mayor crecimiento, con un aumento acumulado de 1,526.9 mmpcd entre 2012 y 2027. El segundo aumento más importante será el de la región Noreste, con 1,073.4 mmpcd. La región Noreste desplazará a la Sur-Sureste, como la mayor consumidora de gas natural, representando el 28.8% de la

193 Los datos de gas natural presentados en esta sección, consideran modificaciones a las estadísticas de la nueva versión del balance de gas natural. Para más detalles acerca de los cambios, véase apartado 3.4 Balance nacional 2002-2012, del capítulo tres de este documento.

Estado 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaTotal nacional 6,678 7,486 8,011 8,769 9,057 9,160 9,269 9,523 9,825 10,030 10,347 10,503 10,715 11,035 11,179 11,425 3.6Noroeste 445 470 593 664 783 973 904 960 930 1,025 1,041 1,055 1,096 1,205 1,208 1,226 7.0Baja California 318 317 311 314 314 347 331 395 344 364 340 336 350 430 389 404 1.6Baja California Sur - - - - 59 64 53 49 52 54 73 72 75 83 97 87 n.a.Sinaloa - 0 0 0 54 174 171 167 204 263 252 262 272 261 274 276 n.a.Sonora 128 154 282 349 355 388 349 348 330 344 376 385 400 430 449 459 8.9Noreste 2,217 2,412 2,487 2,588 2,717 2,724 2,790 2,877 2,907 2,943 3,015 3,003 3,020 3,077 3,151 3,290 2.7Chihuahua 322 348 373 396 442 394 398 477 479 492 536 547 568 603 606 596 4.2Coahuila 174 185 221 224 215 219 222 226 225 229 231 235 234 251 347 399 5.7Durango 193 222 221 217 212 201 193 197 187 187 188 183 186 184 165 164 -1.1Nuevo León 672 687 717 727 832 925 985 998 1,107 1,155 1,165 1,176 1,182 1,189 1,211 1,377 4.9Tamaulipas 855 971 956 1,024 1,017 985 992 980 910 881 895 861 849 850 823 754 -0.8Centro - Occidente 789 1,015 1,209 1,214 1,243 1,224 1,329 1,458 1,534 1,628 1,816 1,988 2,077 2,199 2,252 2,316 7.4Aguascalientes 21 21 21 22 23 24 25 31 73 94 95 95 107 221 248 321 20.0Colima 54 164 226 234 226 236 312 415 443 424 414 420 432 431 428 425 14.8Guanajuato 226 281 351 341 344 333 364 374 380 436 467 458 469 473 478 481 5.2Jalisco 59 64 76 80 81 83 85 86 93 134 157 158 160 161 162 164 7.0Michoacán 114 115 146 146 181 182 182 182 182 182 182 182 182 182 182 182 3.2Querétaro 143 146 149 151 150 142 140 151 146 148 145 131 139 144 149 153 0.4San Luis Potosí 171 217 229 229 227 215 211 208 205 196 344 530 575 572 590 576 8.4Zacatecas - 7 11 11 11 11 11 12 12 12 13 13 13 14 14 14 n.a.Centro 754 896 978 1,101 1,118 1,131 1,192 1,192 1,400 1,493 1,593 1,609 1,622 1,666 1,722 1,741 5.7Distrito Federal 74 109 125 99 77 71 73 71 74 70 70 71 73 72 73 75 0.0Hidalgo 163 178 168 269 286 290 286 286 480 591 688 694 686 685 684 688 10.1México 317 399 423 410 393 353 411 405 414 400 404 406 420 464 514 521 3.4Morelos 1 5 55 105 142 196 202 203 204 204 204 204 205 203 203 202 40.9Puebla 170 176 178 188 190 188 188 193 193 191 189 194 197 200 203 209 1.4Tlaxcala 29 28 29 30 31 32 33 34 35 37 38 40 41 43 44 46 3.3Sur-Sureste 2,473 2,692 2,742 3,202 3,195 3,108 3,054 3,036 3,054 2,941 2,882 2,849 2,900 2,888 2,846 2,852 1.0Campeche 120 144 142 128 127 122 121 123 122 118 115 117 119 118 120 120 0.0Chiapas 77 597 610 611 605 560 530 511 486 462 451 462 495 503 512 520 13.6Oaxaca 0 0 8 90 90 90 90 90 90 148 148 148 148 148 148 148 92.6Quintana Roo - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 20 0 22 13 n.a.Tabasco 652 188 190 203 189 195 193 189 199 197 194 199 207 205 200 203 -7.5Veracruz 867 945 987 1,163 1,171 1,138 1,116 1,121 1,127 1,135 1,146 1,157 1,169 1,174 1,182 1,187 2.1Yucatán 115 169 170 207 213 204 205 203 266 225 223 226 249 294 343 372 8.2Aguas territoriales 643 649 635 800 800 800 800 800 762 656 605 541 494 445 319 290 -5.2


176

demanda nacional de 2027. La región Sur-Sureste, poseerá una participación de 25.0% del consumo total nacional, al final del periodo de proyección. El tercer consumo más grande, será el de la región Centro-Occidente, con una participación de 20.3% en 2027 (véase Cuadro 5.14).

El estado con el mayor crecimiento en la demanda de gas natural será Nuevo León, que con un incremento de 704.6 mmpcd entre 2012 y 2027, se convertirá en el más importante consumidor, desplazando a Veracruz. Por otro lado, el estado de Hidalgo experimentará el segundo incremento acumulado más importante, con 525.0 mmpcd adicionales respecto a 2012. En contraste, en 2027 Tabasco experimentará un reducción acumulada del 68.9% de su demanda de gas natural, lo que representará 449.1 mmpcd menos en comparación a 2012. De igual manera, Tamaulipas reducirá su demanda en 101.6 mmpcd.

Cuadro 5.15 Ventas internas de gas L.P. por región y entidad federativa, 2012-2027


Nota. No incluye autoconsumos de PEMEX. Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

Respecto al consumo regional de gas L.P., la región Centro será la que presente el aumento más importante en sus ventas internas, con un incremento de 5.2 mbd entre 2012 y 2027. La participación de la región Centro en las ventas internas nacionales, será de 41.8% al final del periodo de la proyección. El segundo incremento más importante será el de la región Sur-Sureste, con 3.0 mbd adicionales a lo largo del periodo de proyección (véase Cuadro 5.15).

Se espera que el Estado de México muestre el mayor incremento en sus ventas internas de gas L.P., con 5.7 mbd adicionales entre 2012 y 2027. Le seguirá Baja California, con un incremento

Estado 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaTotal nacional 286.5 289.1 286.7 287.4 288.6 289.6 290.5 291.2 291.8 292.2 292.6 293.0 293.3 293.4 293.7 293.8 0.2Noroeste 24.5 23.3 23.3 23.5 23.8 24.0 24.2 24.4 24.5 24.6 24.8 24.9 25.0 25.0 25.1 25.2 0.2Baja California 9.4 9.6 9.6 9.7 9.8 9.9 10.0 10.1 10.2 10.2 10.3 10.3 10.3 10.4 10.4 10.4 0.7Baja California Sur 2.0 1.8 1.8 1.9 1.9 1.9 1.9 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.1 2.1 2.1 0.2Sinaloa 6.2 5.8 5.8 5.8 5.9 5.9 6.0 6.0 6.1 6.1 6.1 6.1 6.2 6.2 6.2 6.2 0.0Sonora 6.8 6.1 6.0 6.1 6.1 6.2 6.2 6.3 6.3 6.3 6.4 6.4 6.4 6.4 6.5 6.5 -0.3Noreste 41.7 41.3 40.5 40.2 40.0 39.8 39.7 39.5 39.4 39.3 39.3 39.3 39.3 39.3 39.4 39.4 -0.4Coahuila 12.2 12.4 12.1 12.0 11.8 11.7 11.7 11.6 11.5 11.5 11.5 11.5 11.5 11.6 11.6 11.6 -0.3Chihuahua 8.2 7.7 7.7 7.6 7.6 7.6 7.6 7.6 7.6 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 -0.6Durango 3.5 3.3 3.4 3.4 3.4 3.4 3.4 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 0.0Nuevo León 8.2 7.5 7.3 7.2 7.1 7.0 7.0 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 6.9 -1.1Tamaulipas 9.6 10.2 10.1 10.1 10.0 10.0 10.0 10.0 10.0 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 9.9 0.2Centro-Occidente 64.2 64.7 64.2 64.4 64.7 64.9 65.0 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 0.1Aguascalientes 3.3 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 -1.4Colima 3.0 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 -1.5Guanajuato 12.8 13.6 13.5 13.5 13.5 13.5 13.6 13.6 13.6 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 13.5 0.3Jalisco 20.6 21.5 21.4 21.5 21.5 21.5 21.5 21.5 21.4 21.3 21.3 21.2 21.2 21.2 21.2 21.2 0.2Michoacán 10.3 10.1 10.1 10.2 10.3 10.3 10.4 10.4 10.4 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 10.5 0.1Nayarit 2.3 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.6 2.6 2.6 2.6 0.7Querétaro 2.3 2.7 2.7 2.7 2.7 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 1.5San Luis Potosí 5.1 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.2 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 0.2Zacatecas 4.4 4.0 3.9 3.9 3.9 4.0 4.0 4.0 4.0 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 -0.5Centro 117.8 120.4 119.5 119.8 120.4 120.9 121.3 121.7 121.9 122.2 122.4 122.6 122.7 122.8 122.9 122.9 0.3Distrito Federal 27.7 31.1 30.6 30.2 30.0 29.8 29.6 29.3 29.1 28.9 28.8 28.6 28.4 28.2 28.0 27.8 0.0Hidalgo 7.7 7.9 7.9 8.0 8.1 8.1 8.2 8.3 8.3 8.4 8.4 8.5 8.5 8.5 8.5 8.6 0.7México 49.1 52.0 51.7 51.9 52.3 52.7 53.0 53.3 53.5 53.8 54.0 54.2 54.3 54.5 54.7 54.8 0.7Morelos 5.4 5.8 5.8 5.8 5.9 5.9 6.0 6.0 6.1 6.1 6.1 6.1 6.2 6.2 6.2 6.2 1.0Puebla 23.2 19.7 19.6 19.8 20.0 20.2 20.3 20.5 20.6 20.7 20.8 20.9 21.0 21.0 21.1 21.1 -0.6Tlaxcala 4.7 4.0 4.0 4.1 4.1 4.2 4.2 4.3 4.3 4.3 4.3 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 -0.4Sur-Sureste 38.3 39.3 39.1 39.4 39.8 40.1 40.4 40.6 40.8 40.9 41.0 41.1 41.2 41.2 41.2 41.2 0.5Campeche 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.0Chiapas 5.0 5.0 4.9 4.9 4.9 5.0 5.0 5.0 5.0 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 0.2Guerrero 2.3 2.9 2.9 2.9 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.1 3.1 3.1 3.1 2.1Oaxaca 4.6 4.6 4.6 4.6 4.7 4.7 4.7 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 0.3Quintana Roo 3.7 3.8 3.9 3.9 4.0 4.0 4.1 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 0.9Tabasco 3.9 4.1 4.1 4.1 4.2 4.2 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 0.8Veracruz 14.9 14.7 14.5 14.6 14.7 14.8 14.9 15.0 15.1 15.1 15.1 15.2 15.2 15.2 15.2 15.2 0.2Yucatán 3.1 3.2 3.2 3.2 3.2 3.2 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 0.5


177

de 1.0 mbd. En cambio, Puebla experimentará la mayor reducción de sus ventas internas durante el periodo prospectivo, con 2.1 mbd menos respecto a 2012. Con un consumo de 6.9 mbd en 2027, Nuevo León reducirá su consumo en 1.3 mbd respecto a 2012.

5.1.2.1 Región Noroeste

En 2027, la región Noroeste tendrá el menor consumo de gas natural, alcanzando 1,226 mmpcd. El crecimiento del consumo regional de gas natural será impulsado principalmente por el sector eléctrico, mismo que representará 94.8% en 2027.

Cuadro 5.16 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2012-2027


* Incluye usos propios continuos Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca

2012-2019tmca

2012-2027Origen 453.0 470.4 593.4 663.8 783.2 972.8 903.9 959.6 11.3 6.9

Producción regional - - - - - - - - - - Importación 453.0 470.4 593.4 663.8 783.2 972.8 903.9 959.6 11.3 6.9

Importaciones por logística 419.7 331.9 466.8 533.1 650.4 832.0 783.4 845.6 10.5 6.5PGPB 34.8 38.2 102.6 140.7 271.1 442.9 402.1 394.7 41.4 21.0Particulares 384.9 293.7 364.1 392.4 379.4 389.2 381.3 450.9 2.3 1.3

Importación de gas natural licuado 33.3 138.4 126.6 130.7 132.7 140.8 120.5 114.0 19.2 10.5Particulares 33.3 138.4 126.6 130.7 132.7 140.8 120.5 114.0 19.2 10.5

Destino 452.1 470.4 593.4 663.8 783.2 972.8 903.9 959.6 11.4 6.9Demanda regional 445.3 470.4 593.4 663.8 783.2 972.8 903.9 959.6 11.6 7.0

Sector petrolero 1.0 - - 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 -4.6 -2.2Pemex Gas y Petroquímica Básica 1.0 - - 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 -4.6 -2.2

Sector industrial 39.6 39.8 44.4 45.7 46.9 48.2 49.5 50.8 3.6 3.0Sector eléctrico 403.2 429.2 547.5 615.8 733.9 922.3 852.0 906.4 12.3 7.3

Público 270.2 302.2 390.1 458.5 576.6 764.9 694.7 749.0 15.7 9.1Comisión Federal de Electricidad 143.4 170.4 254.7 319.2 415.5 479.3 340.8 327.7 12.5 5.0Productores Independientes de Energía 126.7 131.8 135.4 139.3 161.1 285.6 353.9 421.3 18.7 12.1

Privado 133.1 126.9 157.3 157.3 157.3 157.3 157.3 157.3 2.4 1.1Autogeneración de electricidad 3.5 27.5 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 49.3 20.6

Autoabastecimiento* 3.5 27.5 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 49.3 20.6Exportación de electricidad 129.6 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 -3.7 -1.7

Sector residencial 1.2 1.2 1.2 1.3 1.4 1.4 1.5 1.5 3.7 2.6Sector servicios 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.0 3.9

Exportación 6.9 - - - - - - - n.a. n.a.Variación de inventarios y diferencias 0.9 - - - - - - - n.a. n.a.

Concepto 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2020-2027tmca

2012-2027Origen 930.3 1,025.3 1,041.1 1,054.9 1,095.8 1,205.2 1,208.1 1,225.6 4.0 6.9

Producción regional - - - - - - - - - - Importación 930.3 1,025.3 1,041.1 1,054.9 1,095.8 1,205.2 1,208.1 1,225.6 4.0 6.9

Importaciones por logística 824.9 911.1 949.2 966.9 998.2 1,026.8 1,068.1 1,077.0 3.9 6.5PGPB 431.5 494.3 507.7 515.3 538.6 575.4 617.3 611.7 5.1 21.0Particulares 393.4 416.8 441.5 451.6 459.7 451.4 450.8 465.2 2.4 1.3

Importación de gas natural licuado 105.4 114.2 91.9 88.0 97.6 178.5 139.9 148.6 5.0 10.5Particulares 105.4 114.2 91.9 88.0 97.6 178.5 139.9 148.6 5.0 10.5

Destino 930.3 1,025.3 1,041.1 1,054.9 1,095.8 1,205.2 1,208.1 1,225.6 4.0 6.9Demanda regional 930.3 1,025.3 1,041.1 1,054.9 1,095.8 1,205.2 1,208.1 1,225.6 4.0 7.0

Sector petrolero 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.0 -2.2Pemex Gas y Petroquímica Básica 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.0 -2.2

Sector industrial 52.0 53.3 54.6 55.9 57.3 58.7 60.1 61.5 2.4 3.0Sector eléctrico 875.8 969.5 983.9 996.4 1,035.9 1,143.8 1,145.2 1,161.2 4.1 7.3

Público 718.5 812.1 826.5 839.0 878.5 986.5 987.9 1,003.9 4.9 9.1Comisión Federal de Electricidad 316.3 324.4 277.5 274.6 277.7 288.7 305.5 298.8 -0.8 5.0Productores Independientes de Energía 402.1 487.7 549.0 564.4 600.8 697.8 682.3 705.1 8.4 12.1


Autoabastecimiento* 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 57.9 0.0 20.6Exportación de electricidad 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 0.0 -1.7


Exportación - - - - - - - - - n.a.Variación de inventarios y diferencias - - - - - - - - - n.a.


178

El inicio de operación de los gasoductos del Proyecto Noroeste194 dará a la región un mayor suministro y acceso al gas natural, y acelerará el consumo regional principalmente en el periodo 2014-2017. La introducción del sistema de transporte de gas natural, permitirá a la región incrementar la demanda del sector eléctrico público, en 733.7 mmpcd hacia el final de periodo de proyección.

La oferta de gas natural de la región Noroeste provendrá en su mayoría de Estados Unidos, aunque se estima que continúen las importaciones de gas natural licuado (GNL). A partir de 2014, iniciarán las importaciones desde Tucson, internándose al país por Sonora a través del Gasoducto Sásabe-Puerto Libertad-Guaymas.

En el caso de gas L.P., de 2012 a 2027, el consumo de la región crecerá en promedio 0.2% anual. Este aumento se originará principalmente en Baja California. Esta entidad será la que muestre el mayor consumo de gas L.P. en la región, con una participación de 41.4% en el total regional de las ventas. Baja California tendrá un crecimiento promedio de 0.7% en el periodo de proyección.

En la región Noroeste, el consumo de gas L.P. del sector residencial representará 55.7% del total de 2027, el de servicios 17.1% y el industrial 15.0%. Por su parte, los sectores autotransporte y agropecuario consumirán 11.1% y 1.2%, respectivamente. Por otro lado, entre 2012 y 2027, las importaciones de gas L.P. aumentarán 2.9% promedio anual, mientras que el flujo de gas L.P. de otras regiones se reducirá 5.9% en promedio.

Cuadro 5.17 Balance de gas L.P. de la región Noroeste, 2012-2027


* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito. Fuente: IMP, con base en BANXICO, CONAGUA, CONAPO, PEMEX, SENER y empresas privadas.

5.1.2.2 Región Noreste

En 2027, el consumo de gas natural en la región Noreste será 1,073.4 mmpcd mayor respecto a 2012. En orden de importancia, los tres estados con mayor crecimiento en su demanda de gas natural son: Nuevo León, Chihuahua y Coahuila.

En cuanto al crecimiento del PIB manufacturero por región, la Noreste tendrá la mayor tasa media de crecimiento (4.6%). En el caso de la demanda de gas natural para uso industrial, la región Noreste será la de mayor crecimiento en términos de volumen. El consumo de la región crecerá 330.4 mmpcd de 2012 a 2027.

La región Noreste presentará el mayor crecimiento en los volúmenes de importación de gas natural, con un incremento 2,550.5 mmpcd entre 2012 y 2027. El aumento de importaciones por ducto será de 2,529.9 mmpcd.

194 El Proyecto Noroeste se describe en la sección 5.3 Prospectiva de gasoductos.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027Origen 24.5 23.3 23.3 24.1 24.1 24.0 24.2 24.4 24.5 24.6 24.8 24.9 25.0 25.0 25.1 25.2 0.2

Nacional - - - - - - - - - - - - - - - - - Importación 13.4 20.3 20.3 24.1 24.1 23.8 23.6 23.6 22.9 22.8 22.9 22.6 22.0 21.6 20.9 20.8 2.9De otras regiones 11.1 3.0 3.0 - - 0.1 0.5 0.7 1.6 1.8 1.8 2.3 3.0 3.4 4.3 4.4 -5.9

Destino 24.5 23.3 23.3 24.1 24.1 24.0 24.2 24.4 24.5 24.6 24.8 24.9 25.0 25.0 25.1 25.2 0.2Demanda interna 24.5 23.3 23.3 23.5 23.8 24.0 24.2 24.4 24.5 24.6 24.8 24.9 25.0 25.0 25.1 25.2 0.2

Sector agropecuario 0.5 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 -3.5Sector autotransporte 2.6 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 2.9 2.9 2.9 2.9 2.8 2.8 2.8 0.4Sector industrial 3.5 3.1 2.8 2.9 3.0 3.1 3.1 3.2 3.3 3.3 3.4 3.5 3.5 3.6 3.7 3.8 0.4Sector residencial 13.5 12.7 12.8 13.0 13.2 13.3 13.4 13.6 13.6 13.7 13.8 13.9 13.9 14.0 14.0 14.0 0.3Sector servicios 4.3 4.3 4.3 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 0.0

A otras regiones - - - 0.6 0.4 - - - - - - - - - - - n.a.Variación de inventarios* 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


179

Cuadro 5.18 Balance de gas natural de la región Noreste, 2012-2027



Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca

2012-2019tmca

2012-2027Origen 2,782.8 3,180.6 3,155.7 3,721.8 3,861.1 3,949.2 4,313.2 4,569.1 7.3 4.9Producción regional 1,201.2 1,223.7 1,223.3 845.8 701.0 774.4 951.4 1,147.6 -0.7 1.9

Producción de plantas 869.5 948.4 897.4 634.8 520.3 579.3 717.2 878.4 0.1 2.8Directo de campos 331.8 275.3 325.9 210.3 179.9 194.3 233.5 268.6 -3.0 -1.2Etano inyectado a ductos - - - 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 n.a. n.a.

Importación 1,581.6 1,956.9 1,932.4 2,876.0 3,160.1 3,174.8 3,361.8 3,421.5 11.7 6.6Importaciones por logística 513.6 537.9 600.4 608.6 646.3 624.7 630.1 712.4 4.8 3.8

PGPB 315.6 312.0 302.7 295.6 273.9 185.3 186.4 186.8 -7.2 -5.0Particulares 198.0 225.8 297.7 313.0 372.5 439.4 443.7 525.6 15.0 9.3

Importaciones por balance PGPB 738.5 1,068.9 981.9 1,917.4 2,163.8 2,200.1 2,381.8 2,358.9 18.0 9.5Importación de gas natural licuado 329.4 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.1 0.9 0.4

Particulares 329.4 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.1 0.9 0.4De otras regiones - - - - - - - - - - Destino 2,784.1 3,180.6 3,155.7 3,721.8 3,861.1 3,949.2 4,313.2 4,569.1 7.3 4.9

Demanda regional 2,217.0 2,412.4 2,487.3 2,587.9 2,717.5 2,723.6 2,789.6 2,877.4 3.8 2.7Sector petrolero 191.4 193.0 192.2 232.4 250.5 272.4 277.0 282.6 5.7 2.3

Pemex Exploración y Producción 49.1 50.3 48.0 54.5 53.7 57.6 59.3 61.8 3.3 -3.6Pemex Refinación 119.0 118.4 121.2 141.4 161.1 177.8 177.7 177.6 5.9 2.7Pemex Gas y Petroquímica Básica 23.3 24.2 22.9 16.5 15.7 17.1 20.1 23.2 -0.1 3.9Pemex Petroquímica - - - 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 n.a. n.a.

Sector industrial 439.5 448.3 490.5 501.6 568.6 580.3 649.4 661.4 6.0 3.8Sector eléctrico 1,515.0 1,697.7 1,727.6 1,773.6 1,815.2 1,785.2 1,775.1 1,843.4 2.8 2.4

Público 1,321.9 1,493.4 1,523.3 1,569.3 1,610.9 1,580.9 1,570.9 1,639.1 3.1 2.6Comisión Federal de Electricidad 486.3 480.1 487.1 513.2 488.9 358.5 302.1 270.6 -8.0 -8.7Productores Independientes de Energía 835.6 1,013.3 1,036.1 1,056.1 1,122.0 1,222.5 1,268.7 1,368.5 7.3 5.4


Autoabastecimiento* 117.5 119.2 119.2 119.2 119.2 119.2 119.2 119.2 0.2 0.1Cogeneración 75.7 85.1 85.1 85.1 85.1 85.1 85.1 85.1 1.7 0.8

Sector residencial 53.8 55.2 58.1 60.8 63.2 65.4 67.3 69.0 3.6 2.3Sector servicios 17.4 18.2 18.9 19.4 19.9 20.3 20.7 21.0 2.8 1.7Sector Autotransporte 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -0.2 -0.1

Exportación 0.9 - - - - - - - n.a. n.a.A otras regiones 566.1 768.1 668.4 1,133.9 1,143.6 1,225.6 1,523.6 1,691.7 16.9 10.2

Variación de inventarios y diferencias -1.3 - - - - - - - n.a. n.a.

Concepto 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2020-2027tmca

2012-2027Origen 4,921.7 5,039.0 5,301.2 5,144.1 5,033.4 5,338.1 5,628.3 5,727.2 2.2 4.9Producción regional 1,382.2 1,482.7 1,586.4 1,471.3 1,398.7 1,394.7 1,456.6 1,595.2 2.1 1.9

Producción de plantas 1,083.3 1,162.2 1,232.1 1,165.5 1,112.1 1,146.4 1,209.6 1,318.2 2.8 2.8Directo de campos 298.0 319.5 353.3 304.8 285.6 247.4 245.9 275.8 -1.1 -1.2Etano inyectado a ductos 0.9 1.0 1.1 1.0 1.0 0.9 1.0 1.1 3.0 n.a.

Importación 3,539.5 3,556.3 3,714.7 3,672.8 3,634.7 3,943.3 4,171.7 4,132.1 2.2 6.6Importaciones por logística 693.0 693.2 752.8 769.4 777.3 813.5 895.1 897.6 3.8 3.8

PGPB 175.7 173.7 170.0 170.4 166.8 159.7 157.1 146.3 -2.6 -5.0Particulares 517.3 519.4 582.8 599.0 610.5 653.8 738.0 751.3 5.5 9.3

Importaciones por balance PGPB 2,496.5 2,513.2 2,611.9 2,553.4 2,507.4 2,779.8 2,926.6 2,884.5 2.1 9.5Importación de gas natural licuado 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 0.0 0.4

Particulares 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 350.0 0.0 0.4De otras regiones - - - - - - - - - - Destino 4,921.7 5,039.0 5,301.2 5,144.1 5,033.4 5,338.1 5,628.3 5,727.2 2.2 4.9

Demanda regional 2,907.1 2,942.9 3,015.5 3,003.2 3,019.8 3,076.7 3,150.9 3,290.5 1.8 2.7Sector petrolero 277.5 275.4 274.6 269.5 265.4 265.0 265.4 267.8 -0.5 2.3

Pemex Exploración y Producción 52.3 50.1 47.0 42.4 37.8 34.1 31.0 28.5 -8.3 -3.6Pemex Refinación 177.5 176.6 177.7 177.7 177.7 177.7 177.9 177.9 0.0 2.7Pemex Gas y Petroquímica Básica 27.6 28.6 29.9 29.5 29.9 33.1 36.5 41.4 6.0 3.9Pemex Petroquímica 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 0.0 n.a.

Sector industrial 673.0 685.8 698.7 712.0 725.8 740.1 754.7 769.9 1.9 3.8Sector eléctrico 1,865.0 1,888.7 1,947.9 1,926.4 1,932.6 1,974.8 2,033.4 2,155.0 2.1 2.4

Público 1,660.8 1,684.4 1,743.6 1,722.1 1,728.3 1,770.5 1,829.1 1,950.7 2.3 2.6Comisión Federal de Electricidad 215.9 196.2 180.2 170.8 168.6 160.1 139.5 123.9 -7.6 -8.7Productores Independientes de Energía 1,444.9 1,488.2 1,563.4 1,551.3 1,559.7 1,610.4 1,689.6 1,826.8 3.4 5.4

Privado 204.3 204.3 204.3 204.3 204.3 204.3 204.3 204.3 - 0.4Autogeneración de electricidad 204.3 204.3 204.3 204.3 204.3 204.3 204.3 204.3 - 0.4

Autoabastecimiento* 119.2 119.2 119.2 119.2 119.2 119.2 119.2 119.2 - 0.1Cogeneración 85.1 85.1 85.1 85.1 85.1 85.1 85.1 85.1 - 0.8


Exportación - - - - - - - - - n.a.A otras regiones 2,014.6 2,096.1 2,285.7 2,140.9 2,013.6 2,261.4 2,477.4 2,436.8 2.8 10.2

Variación de inventarios y diferencias - - - - - - - - - n.a.


180

Las ventas de gas L.P. en la región Noreste representarán 13.4% del total nacional en 2027, con 39.4 mbd. Las ventas regionales del energético se reducirán 0.4% en promedio anual. Los consumos de Nuevo León y Chihuahua presentarán las mayores reducciones, como resultado de una mayor penetración del gas natural, dada la introducción de nueva infraestructura de transporte.

Durante el periodo 2012-2027, las ventas de gas L.P. en sector residencial se reducirán en promedio 1.2% cada año, pasando de 20.7 mbd en 2012 a 17.2 mbd en 2027. En contraste, se espera un crecimiento en las ventas de gas L.P. en el sector industrial, que pasarán de 5.0 mbd a 7.4 mbd en 2027.

La oferta total de gas L.P. en la región Noreste se ubicará en 70.7 mbd en 2027. De dicho volumen, 55.4% será producción y 44.6% provendrá de importaciones. La producción regional de gas L.P. crecerá 4.3% promedio anual, mientras que las importaciones presentarán una ligera reducción de 0.1% promedio anual.

Cuadro 5.19 Balance de gas L.P. de la región Noreste, 2012-2027



5.1.2.3 Región Centro-Occidente

En 2027, dentro de la oferta de gas natural de la región Centro-Occidente, 1,816.3 mmpcd provendrán de las regiones Noreste y Sur-Sureste. Además, el volumen de las importaciones de GNL será de 500 mmpcd. En 2027, la región consumirá en promedio 2,316.3 mmpcd de gas natural, lo que representará un crecimiento promedio de 7.7% durante el periodo de proyección.

El consumo del sector eléctrico en 2027, representará 69.1% del total de la región Centro-Occidente, mientras que el del sector industrial representará 24.6%. El consumo de gas natural del sector eléctrico crecerá 1,200.8 mmpcd entre 2012 y 2027, para alcanzar un total de 1,600.4 mmpcd.

Los mayores crecimientos de la demanda de gas natural en la región corresponderán a San Luis Potosí, Colima, Aguascalientes y Guanajuato. El consumo de varios estados será favorecido una vez que inicie operaciones el gasoducto Los Ramones-Centro.

El consumo regional de gas natural en el sector eléctrico público ascenderá a 1,551.2 mmpcd en 2027, un volumen más de cuatro veces mayor al de 2012. En el caso específico de San Luis Potosí, la demanda del sector eléctrico público aumentará 369.9 mmpcd en el periodo 2012-2027; mientras que en Colima el aumento será de 365.4 mmpcd. En 2019, en Aguascalientes iniciará el consumo eléctrico de gas natural en la central de ciclo combinado Occidental I.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2019Origen 52.6 57.9 56.9 69.6 65.6 66.3 67.2 68.2 68.3 68.5 67.9 66.5 65.6 68.4 69.0 70.7 2.0

Nacional 20.7 25.9 24.9 23.1 20.4 21.2 24.8 29.1 33.0 34.8 33.6 32.1 31.5 34.7 34.9 39.2 4.3Pemex Gas y Petroquímica Básica 18.2 19.7 18.7 15.2 12.3 13.7 16.9 20.5 24.8 26.7 28.3 26.9 26.3 27.2 30.1 34.4 4.4Pemex Refinación 2.6 3.1 4.2 7.3 7.8 7.3 7.4 7.6 7.8 7.9 5.2 5.2 5.2 7.4 4.7 4.7 4.2Pemex Exploración Producción - 3.0 2.0 0.6 0.2 0.2 0.5 0.9 0.3 0.2 0.2 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Importación 31.9 32.0 32.0 46.5 45.2 45.1 42.4 39.1 35.3 33.7 34.3 34.4 34.1 33.7 34.2 31.5 -0.1Destino 52.5 57.9 56.9 69.6 65.6 66.3 67.2 68.2 68.3 68.5 67.9 66.5 65.6 68.4 69.0 70.7 2.0

Demanda interna 41.7 41.3 40.5 40.2 40.0 39.8 39.7 39.5 39.4 39.3 39.3 39.3 39.3 39.3 39.4 39.4 -0.4Sector agropecuario 2.0 1.9 2.0 2.0 2.1 2.1 2.1 2.2 2.2 2.3 2.3 2.3 2.4 2.4 2.4 2.5 1.3Sector autotransporte 6.6 7.0 6.8 6.7 6.7 6.7 6.6 6.6 6.5 6.3 6.3 6.2 6.1 6.0 5.9 5.8 -0.8Sector industrial 5.0 5.6 5.4 5.5 5.7 5.8 6.0 6.1 6.3 6.4 6.6 6.7 6.9 7.0 7.2 7.4 2.6Sector residencial 20.7 19.3 18.9 18.6 18.3 18.1 17.9 17.7 17.6 17.5 17.4 17.3 17.3 17.2 17.2 17.2 -1.2Sector servicios 7.4 7.5 7.4 7.3 7.2 7.1 7.0 6.9 6.9 6.8 6.7 6.7 6.6 6.6 6.6 6.5 -0.8

A otras regiones 10.8 16.6 16.4 29.4 25.6 26.5 27.5 28.6 28.9 29.2 28.6 27.2 26.3 29.0 29.7 31.3 7.3Variación de inventarios* 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


181

Asimismo, en Jalisco el consumo eléctrico de gas natural iniciará en 2020 en la central Guadalajara I, que también será de ciclo combinado.

Cuadro 5.20 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2012-2027



Las ventas de gas L.P. de la región Centro-Occidente, representarán 22.4% del total nacional en 2027, con 65.1 mbd. Entre 2012 y 2027, la región aumentará su consumo del hidrocarburo 0.8 mbd. Los estados con el mayor incremento en sus consumo en la región serán Guanajuato, Jalisco, y Querétaro, que en conjunto representarán 1.8 mbd adicionales respecto a 2012.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca

2012-2019tmca

2012-2027Origen 803.5 1,014.9 1,209.4 1,214.3 1,243.4 1,224.3 1,329.1 1,457.9 8.9 7.3


Importación de gas natural licuado 95.2 484.1 600.0 500.0 500.0 500.0 500.1 500.1 26.7 11.7PGPB - 124.0 200.0 - - - - - n.a. n.a.Particulares 95.2 360.0 400.0 500.0 500.0 500.0 500.1 500.1 26.7 11.7

De otras regiones 708.3 530.8 609.4 714.3 743.3 724.3 829.0 957.8 4.4 6.5Destino 789.4 1,014.9 1,209.4 1,214.3 1,243.4 1,224.3 1,329.1 1,457.9 9.2 7.4

Demanda regional 789.4 1,014.9 1,209.4 1,214.3 1,243.4 1,224.3 1,329.1 1,457.9 9.2 7.4Sector petrolero 63.0 62.0 61.3 79.3 85.6 91.0 118.2 124.8 10.3 4.7

Pemex Refinación 62.9 62.0 61.3 77.5 83.8 89.2 116.2 122.9 10.0 4.6Pemex Gas y Petroquímica Básica 0.1 0.0 - 1.8 1.8 1.8 2.0 1.9 49.0 22.6




Autoabastecimiento* 30.4 33.8 43.5 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 6.3 2.9Cogeneración 2.5 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 0.2 0.1


Exportación - - - - - - - - - - A otras regiones - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias 14.1 - - - - - - - n.a. n.a.

Concepto 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2020-2027tmca

2012-2027Origen 1,533.8 1,627.9 1,815.6 1,987.9 2,077.4 2,199.1 2,251.9 2,316.3 6.1 7.3


Importación de gas natural licuado 500.0 500.0 500.0 500.0 500.0 500.0 500.0 500.0 0.0 11.7PGPB - - - - - - - - - n.a.Particulares 500.0 500.0 500.0 500.0 500.0 500.0 500.0 500.0 0.0 11.7

De otras regiones 1,033.7 1,127.9 1,315.6 1,487.9 1,577.4 1,699.1 1,751.9 1,816.3 8.4 6.5Destino 1,533.8 1,627.9 1,815.6 1,987.9 2,077.4 2,199.1 2,251.9 2,316.3 6.1 7.4

Demanda regional 1,533.8 1,627.9 1,815.6 1,987.9 2,077.4 2,199.1 2,251.9 2,316.3 6.1 7.4Sector petrolero 124.6 125.1 125.4 125.4 125.4 125.4 125.4 125.4 0.1 4.7

Pemex Refinación 122.9 122.9 122.9 122.9 122.9 122.9 122.9 122.9 - 4.6Pemex Gas y Petroquímica Básica 1.7 2.2 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 5.3 22.6

Sector industrial 495.9 505.7 515.5 525.7 536.2 547.2 558.2 569.6 2.0 3.9Sector eléctrico 896.0 979.1 1,155.9 1,317.3 1,395.9 1,506.2 1,547.6 1,600.4 8.6 9.7

Público 846.7 929.8 1,106.6 1,268.1 1,346.6 1,456.9 1,498.4 1,551.2 9.0 10.1Comisión Federal de Electricidad 580.2 558.7 540.5 528.8 546.0 546.2 544.8 540.6 -1.0 9.1Productores Independientes de Energía 266.5 371.1 566.1 739.3 800.6 910.8 953.6 1,010.5 21.0 10.7


Autoabastecimiento* 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 46.7 - 2.9Cogeneración 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 - 0.1





182

El crecimiento del consumo regional de gas L.P. estará sustentado principalmente en el crecimiento del sector residencial. Entre 2012 y 2027, crecerá 1.9 mbd, ubicándose en 45.0 mbd. También aumentará el consumo del sector agropecuario.

En 2018, la oferta de gas L.P. en la región presentará un importante aumento, debido a que a finales del 2017 estará concluido el proyecto de modernización de la refinería de Salamanca, Guanajuato. Lo anterior permitirá aumentar la producción regional en promedio 10.9% cada año.

Por otro lado, debido a la fuerte dependencia en la región Centro-Occidente del gas L.P. proveniente de otras regiones, el flujo del energético hacia la región sólo se reducirá 0.4% promedio anual. Asimismo, con el aumento de producción de la refinería de Salamanca, se estima que será innecesario importar gas L.P.

Cuadro 5.21 Balance de gas L.P. de la región Centro-Occidente, 2012-2027



5.1.2.4 Región Centro

La región Centro demandará 1,740.6 mmpcd de gas natural en 2027, lo que significará un crecimiento medio de 5.7%. Los sectores con mayor consumo de gas natural serán el eléctrico y el industrial. El primero representará 52.2% de la demanda regional en 2027, en tanto que el sector industrial participará con 27.1%. La tasa media de crecimiento anual será de 6.9% para el sector eléctrico y 3.4% para el industrial.

Las entidades federativas con mayor crecimiento en el consumo total de gas natural en la región Centro, serán Hidalgo, México y Morelos. A lo largo del periodo prospectivo, Hidalgo presentará un incremento de 525.0 mmpcd; el Estado de México 204.3 mmpcd y Morelos 201.0 mmpcd. El consumo de gas natural de este último estado, se verá impulsado por el inicio de operaciones del Gasoducto Morelos.

Hacia 2027, el consumo de gas L.P. de la región Centro permanecerá como el más importante a nivel nacional, con un volumen de 122.9 mbd. El crecimiento esperado entre 2012 y 2027, es de un consumo 5.2 mbd mayor. El Estado de México presentará el mayor incremento en la región, con un volumen adicional de 5.7 mbd.

Entre 2012 y 2027 el consumo del sector industrial de gas L.P. aumentará 3.4 mbd y el del sector 2.9 mbd. En contraste, la demanda del hidrocarburo en los sectores servicios y autotransporte se reducirá 0.8 mbd y 0.2 mbd, respectivamente.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2019Origen 64.2 64.7 64.2 64.4 64.7 64.9 65.0 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 0.1

Nacional 1.7 2.3 1.9 2.9 3.0 3.1 7.8 7.9 7.8 7.8 7.8 7.8 7.9 7.9 7.9 7.9 10.9Pemex Refinación 1.7 2.3 1.9 2.9 3.0 3.1 7.8 7.9 7.8 7.8 7.8 7.8 7.9 7.9 7.9 7.9 10.9

Importación 1.8 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.De otras regiones 60.7 62.4 62.3 61.4 61.7 61.8 57.2 57.2 57.3 57.3 57.3 57.2 57.2 57.2 57.2 57.2 -0.4

Destino 64.2 64.7 64.2 64.4 64.7 64.9 65.0 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 0.1Demanda interna 64.2 64.7 64.2 64.4 64.7 64.9 65.0 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 65.1 0.1

Sector agropecuario 1.0 1.3 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5 1.5 1.5 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.7 1.7 3.8Sector autotransporte 7.4 7.9 7.8 7.8 7.7 7.7 7.6 7.6 7.5 7.5 7.4 7.4 7.3 7.3 7.3 7.2 -0.1Sector industrial 4.7 3.7 3.0 2.9 3.0 3.1 3.1 3.2 3.3 3.3 3.4 3.4 3.5 3.6 3.6 3.7 -1.6Sector residencial 43.0 43.5 43.8 44.1 44.4 44.6 44.8 44.9 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 45.0 0.3Sector servicios 8.2 8.2 8.2 8.2 8.1 8.0 7.9 7.9 7.8 7.7 7.7 7.6 7.6 7.6 7.5 7.5 -0.6

Variación de inventarios* 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


183

Respecto a la oferta de gas L.P., en la región se consideró la operación el nuevo tren de refinación de Tula en 2020. Sin embargo, la mayor parte del gas L.P. consumido en la zona provendrá de otras regiones.

Cuadro 5.22 Balance de gas natural de la región Centro, 2012-2027



Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca

2012-2019tmca

2012-2027Origen 754.1 895.9 978.5 1,100.8 1,118.1 1,130.5 1,192.4 1,192.0 6.8 5.7

Producción regional - - - - - - - - - - Importación - - - - - - - - - - De otras regiones 754.1 895.9 978.5 1,100.8 1,118.1 1,130.5 1,192.4 1,192.0 6.8 5.7

Destino 754.1 895.9 978.5 1,100.8 1,118.1 1,130.5 1,192.4 1,192.0 6.8 5.7Demanda regional 754.1 895.9 978.5 1,100.8 1,118.1 1,130.5 1,192.4 1,192.0 6.8 5.7

Sector petrolero 103.1 104.5 105.2 142.0 157.8 172.9 172.9 172.9 7.7 7.4Pemex Refinación 74.7 76.6 77.0 107.5 123.2 138.3 138.3 138.3 9.2 8.9Pemex Gas y Petroquímica Básica 0.5 0.5 0.7 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 -3.2 -1.5Pemex Petroquímica 27.5 27.0 27.0 33.7 33.7 33.7 33.7 33.7 2.9 1.4Pemex Corporativo 0.3 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 5.7 2.6


Público 301.9 432.4 478.7 543.8 534.5 519.6 569.6 557.0 9.1 7.3Comisión Federal de Electricidad 301.9 432.4 432.8 447.3 401.9 299.3 293.5 277.1 -1.2 -3.3Productores Independientes de Energía - - 45.9 96.5 132.6 220.3 276.1 279.9 n.a. n.a.


Autoabastecimiento* 23.8 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 -0.4 -0.2Cogeneración 6.5 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 10.0 4.6



Variación de inventarios y diferencias 0.0 - - - - - - - n.a. n.a.

Concepto 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2020-2027tmca

2012-2027Origen 1,400.0 1,493.5 1,592.9 1,608.5 1,622.2 1,666.1 1,722.2 1,740.6 3.2 5.7

Producción regional - - - - - - - - - - Importación - - - - - - - - - - De otras regiones 1,400.0 1,493.5 1,592.9 1,608.5 1,622.2 1,666.1 1,722.2 1,740.6 3.2 5.7

Destino 1,400.0 1,493.5 1,592.9 1,608.5 1,622.2 1,666.1 1,722.2 1,740.6 3.2 5.7Demanda regional 1,400.0 1,493.5 1,592.9 1,608.5 1,622.2 1,666.1 1,722.2 1,740.6 3.2 5.7

Sector petrolero 302.2 302.2 302.2 302.2 302.2 302.2 302.2 302.2 - 7.4Pemex Refinación 267.6 267.6 267.6 267.6 267.6 267.6 267.6 267.6 - 8.9Pemex Gas y Petroquímica Básica 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 - -1.5Pemex Petroquímica 33.7 33.7 33.7 33.7 33.7 33.7 33.7 33.7 - 1.4Pemex Corporativo 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 - 2.6


Público 623.8 704.7 791.6 794.5 795.3 826.0 868.9 873.5 4.9 7.3Comisión Federal de Electricidad 276.8 193.7 179.1 178.2 175.5 169.9 173.4 182.2 -5.8 -3.3Productores Independientes de Energía 347.0 511.0 612.5 616.3 619.8 656.1 695.5 691.3 10.3 n.a.


Autoabastecimiento* 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 - -0.2Cogeneración 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 12.6 - 4.6





184

Cuadro 5.23 Balance de gas L.P. de la región Centro, 2012-2027



5.1.2.5 Región Sur-Sureste

Durante el periodo 2012-2027, la región Sur-Sureste aumentará su consumo de gas natural 1.0% en promedio anual, alcanzando un volumen de 2,852.0 mmpcd. La participación del consumo de gas natural del sector petrolero dentro de la demanda total de la región, se reducirá de 77.4% en 2012 a 64.6% en 2027. Mientras que el sector eléctrico aumentará su participación, al pasar de 18.7% en 2012 a 26.5% en 2027. Durante el periodo que abarca la proyección, el sector eléctrico será el principal impulsor de la demanda de gas natural en la región.

Por otro lado, con la entrada en operación del proyecto petroquímico Etileno XXI en 2015, la demanda industrial en la región mostrará un fuerte impulso. Mientras que en 2012 el consumo industrial de gas natural fue de 96.5 mmpcd, en 2015 será de 205.7 mmpcd. Entre 2012 y 2027, el sector industrial aumentará su participación en el total del consumo de gas natural de la región, de 3.9% a 8.8%. Otro aspecto relevante es la aparición del uso residencial del gas natural, aunque con volúmenes muy moderados.

Por otro lado, la producción de gas natural en la región promediará 3,972.0 mmpcd en 2027. De dicho volumen, 1,120.1 mmpcd se enviará a otras regiones como la Centro y Centro-Occidente. El crecimiento medio de la producción de gas natural será de 1.0% por año.

Respecto a la producción de gas L.P., en la región Sur-Sureste se presentará un incremento de 11.1 mbd entre 2012 y 2027. El nivel de producción será de 183.5 mbd en 2027, de los cuales 75.7% se destinará a las regiones Centro y Centro-Occidente. Asimismo, la importación de gas L.P. en la región se reducirá 20.0 mbd respecto a lo observado en 2012.

Las ventas internas regionales de gas L.P. representarán 14.0% del total nacional de 2027, ubicándose en 41.2 mbd. El sector de consumo más importante será el residencial, que en 2027 tendrá un consumo 3.8 mbd mayor que el de 2012. En el caso del consumo de gas L.P. en el sector servicios, las ventas prácticamente no variarán. La demanda de gas L.P. del sector petrolero prácticamente se duplicará durante el periodo prospectivo. La demanda de este sector pasará de 4.4 mbd en 2012 a 8.7 mbd en 2027. En cambio, la demanda industrial de gas L.P. se reducirá 4.4% en promedio cada año.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2019Origen 117.8 120.4 119.5 119.8 120.4 120.9 121.3 121.7 121.9 122.2 122.4 122.6 122.7 122.8 122.9 122.9 0.3

Nacional 11.7 10.5 11.0 8.1 8.2 8.1 8.1 7.8 14.3 14.3 14.3 14.3 14.3 14.3 14.3 14.3 1.4Pemex Refinación 11.7 10.5 11.0 8.1 8.2 8.1 8.1 7.8 14.3 14.3 14.3 14.3 14.3 14.3 14.3 14.3 1.4

De otras regiones 106.2 110.0 108.5 111.7 112.2 112.8 113.2 113.8 107.7 107.9 108.2 108.4 108.5 108.5 108.6 108.7 0.2Destino 117.8 120.4 119.5 119.8 120.4 120.9 121.3 121.7 121.9 122.2 122.4 122.6 122.7 122.8 122.9 122.9 0.3

Demanda interna 117.8 120.4 119.5 119.8 120.4 120.9 121.3 121.7 121.9 122.2 122.4 122.6 122.7 122.8 122.9 122.9 0.3Sector agropecuario 0.6 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.1Sector autotransporte 11.2 11.3 11.3 11.3 11.2 11.2 11.1 11.1 11.1 11.0 11.0 11.0 11.0 11.0 11.0 11.0 -0.1Sector industrial 12.0 14.2 12.7 12.6 12.9 13.1 13.3 13.5 13.8 14.0 14.2 14.4 14.6 14.9 15.1 15.3 1.7Sector residencial 78.1 79.1 79.5 80.0 80.4 80.7 81.0 81.2 81.3 81.4 81.5 81.5 81.4 81.3 81.1 81.0 0.2Sector servicios 15.9 15.5 15.5 15.5 15.4 15.4 15.3 15.3 15.3 15.2 15.2 15.1 15.1 15.1 15.0 15.0 -0.4

Variación de inventarios* 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.


185

Cuadro 5.24 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2012-2027



Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca

2012-2019tmca

2012-2027Origen 3,401.8 3,350.5 3,661.7 3,883.4 3,913.1 3,737.7 3,552.1 3,494.4 0.4 1.0

Producción regional 3,401.8 3,350.5 3,661.7 3,883.4 3,913.1 3,737.7 3,552.1 3,494.4 0.4 1.0Producción de plantas 2,758.8 2,800.4 3,058.3 3,191.7 3,115.3 3,049.2 2,959.7 3,026.7 1.3 2.1Directo de campos 579.3 479.2 517.2 618.0 739.6 633.9 544.9 430.9 -4.1 -7.7Etano inyectado a ductos 63.7 71.0 86.2 73.7 58.1 54.6 47.4 36.8 -7.6 -1.7

Importación - - - - - - - - - - De otras regiones - - - - - - - - - -

Destino 3,368.9 3,350.5 3,661.7 3,883.4 3,913.1 3,737.7 3,552.1 3,494.4 0.5 1.1Demanda regional 2,472.6 2,692.0 2,742.1 3,202.2 3,195.2 3,108.5 3,054.2 3,036.2 3.0 1.0

Sector petrolero 1,914.6 2,022.7 2,024.0 2,395.4 2,381.8 2,310.7 2,254.3 2,234.3 2.2 -0.3Pemex Exploración y Producción 1,264.7 1,306.5 1,306.3 1,466.4 1,449.2 1,418.7 1,394.3 1,375.0 1.2 -2.3Pemex Refinación 86.9 92.7 101.5 206.2 206.2 213.9 213.9 213.9 13.7 7.9Pemex Gas y Petroquímica Básica 249.8 198.2 208.2 202.2 203.7 197.9 196.0 198.5 -3.2 -0.5Pemex Petroquímica 313.1 348.4 331.1 443.8 445.8 403.3 373.1 370.0 2.4 1.1Cogeneración Nuevo Pemex - 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 n.a. n.a.



Privado 5.9 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 -3.1 -1.5Autogeneración de electricidad 5.9 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 -3.1 -1.5

Autoabastecimiento* 5.9 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 -3.1 -1.5Sector residencial - - - - 0.0 0.0 0.0 0.1 n.a. n.a.Sector servicios 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 6.9 9.1

A otras regiones 896.3 658.6 919.6 681.3 717.8 629.3 497.8 458.2 -9.1 1.5Variación de inventarios y diferencias 32.9 - - - - - - - n.a. n.a.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca

2012-2019tmca

2012-2027Origen 3,472.7 3,465.9 3,505.2 3,804.3 4,085.7 3,991.4 3,842.2 3,972.0 1.9 1.0

Producción regional 3,472.7 3,465.9 3,505.2 3,804.3 4,085.7 3,991.4 3,842.2 3,972.0 1.9 1.0Producción de plantas 3,076.1 3,127.0 3,192.7 3,499.3 3,798.2 3,758.3 3,644.7 3,748.9 2.9 2.1Directo de campos 361.0 303.7 283.3 250.6 212.1 167.7 146.9 173.6 -9.9 -7.7Etano inyectado a ductos 35.5 35.2 29.1 54.4 75.5 65.5 50.7 49.6 4.9 -1.7

Importación - - - - - - - - - - De otras regiones - - - - - - - - - -

Destino 3,472.7 3,465.9 3,505.2 3,804.3 4,085.7 3,991.4 3,842.2 3,972.0 1.9 1.1Demanda regional 3,053.6 2,940.6 2,882.4 2,848.8 2,899.7 2,887.6 2,845.6 2,852.0 -1.0 1.0

Sector petrolero 2,187.7 2,119.0 2,060.0 2,020.2 2,018.9 1,978.6 1,858.3 1,842.0 -2.4 -0.3Pemex Exploración y Producción 1,322.9 1,194.5 1,132.3 1,079.7 1,060.2 1,021.0 909.2 888.4 -5.5 -2.3Pemex Refinación 216.0 273.5 273.5 273.5 273.5 273.5 273.5 273.5 3.4 7.9Pemex Gas y Petroquímica Básica 201.9 204.1 207.2 220.1 238.3 237.2 228.7 233.2 2.1 -0.5Pemex Petroquímica 370.0 370.0 370.0 370.0 370.0 370.0 370.0 370.0 0.0 1.1Cogeneración Nuevo Pemex 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 0.0 n.a.


Público 640.7 592.2 588.6 589.9 637.1 660.1 733.7 751.5 2.3 3.4Comisión Federal de Electricidad 93.3 29.1 26.9 27.5 69.7 28.5 80.0 59.4 -6.2 0.5Productores Independientes de Energía 547.4 563.1 561.8 562.4 567.4 631.6 653.6 692.1 3.4 3.7

Privado 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 0.0 -1.5Autogeneración de electricidad 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 0.0 -1.5

Autoabastecimiento* 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 4.8 0.0 -1.5Sector residencial 0.1 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 32.58 n.a.Sector servicios 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.6 0.6 0.7 11.1 9.1

A otras regiones 419.1 525.2 622.8 955.5 1,186.0 1,103.8 996.6 1,120.1 15.1 1.5Variación de inventarios y diferencias - - - - - - - - 0.0 n.a.


186

Cuadro 5.25 Balance de gas L.P. de la región Sur-Sureste, 2012-2027



5.2 Producción nacional de gas natural y gas L.P. El ejercicio de prospectiva tiene dos etapas para la estimación de la oferta de gas natural y gas L.P. 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 en territorio nacional, identificados y documentados hasta 2013.

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 años195.

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 2013-2027. Con esta información, PGPB obtiene en una segunda etapa la oferta de gas seco y gas L.P. De igual manera, PR estima su escenario de producción de gas L.P.

5.2.1 PEMEX Exploración y Producción196

En este ejercicio de proyección, se estima que la producción primaria de gas natural alcanzará un máximo de 6,848.5 mmpcd197 en 2027, lo que implica un crecimiento promedio anual de 1.4% entre 2013 y 2027 (véase Figura 5.9). Un determinante importante en la producción de gas natural es el nivel de inversión destinada a las actividades de exploración, desarrollo y explotación de hidrocarburos. Se espera que el crecimiento real de la inversión198 promedie 2.5% por año, durante el periodo 2013-2027. No obstante, el nivel inversión se reducirá en 2015, y no será hasta 2020 que el nivel de inversiones supere a lo esperado para 2014.

195 Por estructura de las prospectivas este documento se concentra en los detalles más significativos de la producción de gas natural de PEP, sin embargo los detalles vinculados a la producción de aceite se pueden consultar en la Prospectiva de petróleo crudo y petrolíferos, 2013-2027. 196 La proyección de extracción de gas natural está en línea con el Plan de Negocios de PEMEX. 197 Los datos de producción primaria de gas natural de esta sección, se refieren a gas sin nitrógeno. 198 El escenario de producción de hidrocarburos de PEP, considera inversión programada y no programada.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027Origen 210.8 203.0 203.3 202.3 210.1 210.7 204.1 201.3 200.0 200.6 201.3 204.2 206.0 203.8 203.5 202.0 -0.3

Nacional 172.4 175.7 188.0 191.1 183.9 181.7 177.4 178.3 181.9 183.7 183.7 193.1 196.9 196.8 186.7 183.5 0.4Pemex Gas y Petroquímica Básica 157.9 163.5 177.4 174.4 170.5 168.9 164.3 164.7 168.4 166.7 166.2 175.8 179.6 179.7 169.6 165.8 0.3Pemex Refinación 11.6 12.1 10.7 16.6 13.4 12.8 13.1 13.6 13.6 17.0 17.5 17.3 17.3 17.1 17.1 17.7 2.9Pemex Exploración Producción 2.9 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Importación 38.5 27.3 15.3 11.2 26.2 29.0 26.7 23.0 18.1 16.9 17.6 11.2 9.1 7.0 16.8 18.5 -4.8Destino 209.9 206.5 203.1 202.3 210.1 210.7 204.1 201.3 200.0 200.6 201.3 204.3 206.0 203.8 203.5 202.0 -0.3

Demanda interna 42.7 43.3 43.8 45.4 48.5 48.8 49.1 49.3 49.5 49.6 49.7 49.8 49.9 49.9 49.9 50.0 1.1Sector agropecuario 0.3 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 6.0Sector autotransporte 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 0.0Sector industrial 2.7 1.8 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.4 -4.4Sector petrolero 4.4 3.9 4.7 5.9 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 4.7Sector residencial 25.8 27.4 27.8 28.1 28.4 28.7 28.9 29.1 29.3 29.4 29.5 29.6 29.6 29.6 29.6 29.6 0.9Sector servicios 6.1 6.2 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.3 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 0.0

Exportación 0.1 4.4 1.9 13.8 13.8 13.7 11.6 8.9 12.9 13.2 12.9 13.8 13.8 13.8 13.2 13.0 37.2A otras regiones 167.2 158.8 157.5 143.1 147.9 148.2 143.4 143.1 137.6 137.8 138.6 140.7 142.3 140.1 140.4 139.0 -1.2

Variación de inventarios* 0.9 -3.5 0.2 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 n.a.


187

Figura 5.9 Escenario de producción de gas natural por origen y calidad, 2013-2027


Nota: La producción de gas natural no incluye nitrógeno. Fuente: PEP.

La producción de gas húmedo amargo representará 49.1% de la producción total en 2027, debido a una disminución de 0.7% promedio anual en el periodo prospectivo. En contraste, la producción de gas húmedo dulce será 2.8 veces mayor al volumen esperado en 2013, alcanzando una participación de 41.4% del total producido por PEP en 2027. El gas seco también reducirá su participación, pasando de 16.9% en 2012 a 9.5% en 2027.

Por su parte, la participación del gas asociado en la producción total pasará de representar 68.7% en 2013 a 70.9% en 2027, con un volumen de 4,858.3 mmpcd al final del periodo. En lo que respecta a la producción de gas no asociado, en 2027 ésta representará 29.1% del total (1,990.3 mmpcd). Para ampliar el portafolio de oportunidades exploratorias en áreas de gas no asociado, PEMEX pretende enfocar la exploración jerarquizando las áreas. No obstante, algunas actividades de dichos proyectos se diferirán en el tiempo debido a que, en el mediano plazo, la producción de gas no asociado presenta una baja rentabilidad por los precios bajos del energético, en contraste con los precios del crudo.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Asociado No asociado

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Húmedo amargo Húmedo dulce Seco


188

Figura 5.10 Escenario de producción de gas natural por regiones y grandes proyectos, 2013-2027


1 Sin Burgos, Cantarell, Aceite Terciario del Golfo y Aguas Produndas. 2 Incluye producción por medio de Contratos de Obra Pública Financiada. 3 Sin Aguas Profundas, componente exploratoria de Burgos y gas de lutitas. Nota: La producción de gas natural no incluye nitrógeno. Fuente: PEP.

En cuanto a la producción de gas natural por activo, la de Burgos decrecerá 2.9% promedio anual entre 2013 y 2027, con una producción estimada de 859.9 mmpcd al final del periodo. La producción de los activos Litoral Tabasco y Samaria-Luna, se reducirá a un ritmo de 3.4% y 8.9% anual, respectivamente. En el caso de Cantarell, la producción disminuirá en promedio 9.2% cada año. En este activo, se prevé implementar prácticas de recuperación secundaria y mejorada.

La producción de gas natural, por medio de Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) en Burgos, se reducirá 11.3% en promedio anual hacia 2027. En tanto que la producción nacional de gas natural, a través de Contratos Integrales, aumentará con una tasa media de

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Norte Sur Marina Suroeste Marina Noreste

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Explotación (1) Burgos (2) CantarellAceite Terciario del Golfo Exploración (3) Gas de lutitaAguas Profundas


189

crecimiento anual de 4.4%, con un volumen de 370.6 mmpcd en 2027. PEMEX tiene previsto que los COPF se convertirán en Contratos Integrales de Producción.

En 2015, iniciará la extracción de gas natural de proyectos de aguas profundas, con una producción de 1,592.1 mmpcd en 2027. Para lograrlo, PEMEX tiene consideradas estrategias para acelerar la evaluación del potencial del Golfo de México Profundo y el desarrollo de reservas probadas. Lo anterior implicará terminar de cuantificar el potencial de la provincia gasífera con mayor potencial en gas húmedo; intensificar la adquisición de información geológica-geofísica; y caracterizar y delimitar los campos. Los proyectos de aguas profundas con extracción de gas natural son los siguientes:

• Lackach, que es un proyecto en fase de desarrollo, con una producción acumulada de 2,314.9 mmpcd entre 2015 y 2027.

• Han, que iniciará en 2022, y contribuirá con un acumulado de 348.5 mmpcd. • A partir de 2023 y hasta el final del período:

▪ Holok aportará 2,882.9 mmpcd. ▪ Perdido aportará 1,619.6 mmpcd. ▪ Tlancanan aportará 402.2 mmpcd.

En el proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG) se espera que la producción de gas natural en 2027 sea 6 veces mayor que la de 2013, llegando a 949.4 mmpcd. Por sus características, el proyecto ATG, requiere del desarrollo de capacidades tecnológicas especializadas para su explotación eficiente. Además, PEMEX ha aplicado una estrategia de caracterización y división del proyecto, conforme al nivel de conocimiento del subsuelo y los diferentes niveles de desarrollo.

En cuanto a la división por regiones, la Norte, que posee los activos ATG, Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz, incrementará su producción 3.9% promedio anual durante el periodo prospectivo. En 2027, la producción conjunta de todos los activos totalizará 3,536.4 mmpcd, lo que equivaldrá a una participación de 51.6%. Durante el periodo de proyección, en la región Norte se efectuará el mayor monto de inversión, con un acumulado de 1,762 miles de millones de pesos199.

La región Marina Suroeste, donde se obtendrán los mayores volúmenes de producción de gas natural de proyectos de aguas profundas, aportará 26.8% (1,834.3 mmpcd) de la producción de gas natural de PEP en 2027. Durante el periodo prospectivo, ésta crecerá 2.4% promedio anual.

Las regiones marinas Noreste y Sur, presentarán disminuciones en la producción de gas natural de 6.9% y 1.6% promedio anual, respectivamente. Se debe mencionar que en ambos casos, existe un número importante de cuencas maduras, lo que dificulta el crecimiento en la producción. En la región Marina Noreste se espera una reducción en la producción del activo Cantarell y Ku-Maloob-Zaap. Lo mismo sucederá con el activo Macuspana-Muspac, en la región Sur.

En cuanto a la extracción de gas de lutitas, la proyección es de 178.9 mmpcd en 2027, teniendo una participación de 2.6% del total de la producción. El Departamento de Energía de Estados Unidos publicó en 2011 que México tiene un potencial técnicamente recuperable de 681 billones de pies cúbicos. Por otra parte, PEMEX ha estimado un potencial de 60 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente en recursos no convencionales de lutitas.

199 A precios de 2013.


190

Figura 5.11 Escenario de producción de gas natural por etapa1 de ciclo de vida de los proyectos, 2013-2027


Nota: La producción de gas natural no incluye nitrógeno. 1 Clasificación de los proyectos al 1° de enero de 2013. Fuente: PEP.

En 2027, la producción de los proyectos de exploración200 contribuirá con una extracción de 3,745.2 mmpcd de gas natural, que representará 54.7% del total de la producción. De los proyectos en desarrollo, se producirán 1,407.2 mmpcd de gas natural, que aportarán 20.5% del total. La producción de gas natural, proveniente de los proyectos de producción, aportarán un volumen de 1,116.8 mmpcd en 2027. En tanto que los proyectos clasificados como en declinación y mantenimiento, así como de recuperación secundaria y mejorada, tendrán una producción de 340.2 mmpcd y 239.2 mmpcd, respectivamente (véase Figura 5.11).

5.2.2 PEMEX Gas y Petroquímica Básica

Gas natural

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, con lo que 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 gas húmedo amargo, que será procesado en las endulzadoras de los distintos CPG, y cuyo volumen promedio del periodo 2013-2027 será 65.7% del total destinado a PGPB.

200 La clasificación mencionada en el párrafo, es la publicada por PEMEX al 1° de enero de 2013.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Recuperación secundaria y mejorada Declinación y mantenimientoProducción DesarrolloExploración


191

Figura 5.12 Escenario de gas natural enviado por PEP a PGPB, 2013-2027


Nota: La producción de gas natural no incluye nitrógeno. Fuente: PEP.

Conforme avanza el periodo prospectivo, PEP prevé obtener cada vez más gas húmedo dulce, por lo que su participación en el gas natural destinado a las plantas de proceso aumentará paulatinamente. Se estima que entre 2012 y 2027, la participación de este gas dirigido a criogénicas aumente de 23.1% a 28.9%. En tanto el gas recibido de campos presentará un máximo de 919.6 mmpcd en 2016, la tendencia en general será a la baja durante el periodo de proyección, llegando a 449.4 mmpcd en 2027. Lo anterior dependerá de la incorporación de cada proyecto a la producción. Las expansiones que PGPB seguirá para incrementar su capacidad de proceso estarán en línea con las características de la disponibilidad futura del gas.

Finalmente, se espera que la oferta de gas seco de PGPB sea de 5,567.2 mmpcd en 2027. Esto significa un crecimiento promedio anual de 1.3% entre 2012 y 2027. Asimismo, entre 2015 y 2017 la oferta de gas seco experimentará una serie de reducciones originadas por la disminución de gas entregado por PEP. En estos años, la extracción de gas natural de los activos Cantarell y Veracruz presentarán importantes descensos, resultado de su gradual declinación. Además, el activo Burgos experimentará importantes reducciones en la extracción de gas en 2015 y 2016, relacionadas con bajos niveles de inversión201 en estos años.

Los CPG representará 91.0% (5,067.1 mmpcd) del total. La oferta de gas directo de campos se reducirá 2.3% cada año y aportará 8.1% (449.4 mmpcd) en 2027. El 0.9% restante corresponderá al etano reinyectado, con un volumen de 50.7 mmpcd (véase Figura 5.13).

En cuanto a la producción de gas seco proveniente de los CPG Poza Rica, Burgos, Cactus y Nuevo PEMEX procesarán alrededor de 62.0% de la producción de gas seco de PGPB en 2027. El CPG Poza Rica aportará 883.5 mmpcd, Burgos 774.9 mmpcd, Cactus 770.8 mmpcd y Nuevo PEMEX 713.5 mmpcd. Entre 2012 y 2027, la producción del CPG Poza Rica será la de mayor crecimiento, resultado de una mayor disponibilidad de gas proveniente de la explotación de las reservas del activo ATG. Este último es el proyecto con el cual PEP espera extraer el mayor volumen de gas natural en 2027. En el caso de la producción de gas de lutitas proveniente de la región petrolera Norte, PGPB tiene previsto realizar el procesamiento del hidrocarburo en el CPG Burgos.

201 La Cuenca de Burgos, es una de las principales productoras de gas no asociado.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Endulzadoras Criogénicas y/o absorción Directo a ductos


192

Figura 5.13 Escenario de oferta de gas seco de PGPB, 2013-2027


* Se refiere al etano que es obtenido en las plantas fraccionadoras de PGPB y que se inyecta a los ductos. Fuente: PGPB.

Por otro lado, se proyecta la instalación de nueva capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de los proyectos Tlancanan y Área Perdido. Esta nueva capacidad de procesamiento de gas natural, en conjunto producirán un volumen que pasará de 27.6 mmpcd en 2023, a 493.3 mmpcd en 2027.

Gas L.P.

La producción de gas L.P. de PGPB se ubicará en 200.2 mbd en 2027, 13.7% mayor a la 2012 (véase Figura 5.14). De manera que, en el periodo 2012-2027, se observará una tasa media de crecimiento anual de 0.9%. Dentro del escenario de producción de gas L.P. de PGPB, se prevé que el nivel de producción del CPG Poza Rica aumente 21.3 mbd entre 2012 y 2027. Esto, como resultado de la considerable disponibilidad de gas del proyecto ATG.

En 2027, el complejo La Cangrejera será el principal centro productor de gas L.P., con 36.9 mbd ó 18.4% del total. A éste, le seguirá el complejo Morelos, el cual producirá 34.3 mbd. En 2027, en ambos complejos se ofertará menos gas L.P., respecto a 2012, cuando se produjeron 43.0 mbd en La Cangrejera y 41.1 mbd en Morelos. PGPB, prevé una ampliación de capacidad de procesamiento de gas natural202, lo que permitirá producir gas L.P. en el complejo de Pajaritos a partir de 2015. En total, en el CPG Área Coatzacoalcos, la producción de gas L.P. será de 80.8 mbd en 2027.

La producción de los CPG Poza Rica y Nuevo PEMEX representarán 13.4% y 13.0% del total en 2027, respectivamente; los dos CPG aportarán 52.8 mbd. Asimismo, el CPG Cactus tendrá una producción de gas L.P. de 24.2 mbd al final del periodo prospectivo. Con la ampliación de capacidad de procesamiento prevista en este ejercicio, también se producirá gas L.P. en el CPG Arenque a partir de 2015, alcanzado un volumen de 1.4 mbd en 2027. Además, se estima que con los nuevos CPG para el procesamiento de gas natural, de los proyectos Área Perdido y Tlancanan, se producirán 16.4 mbd de gas L.P. al final del periodo de proyección.

202 Para más detalles véase la sección 5.2.4 Requerimientos de inversión e infraestructura.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Producción de plantas Directo de campos Etano reinyectado*


193

Figura 5.14 Producción de gas L.P. de PGPB por CPG, 2012-2027


1 Complejos que forman parte del CPG Área Coatzacoalcos. 2 Nuevos trenes de proceso, para el procesamiento de gas proveniente de los proyectos Tlancanan y Área Perdido. Fuente: SENER con información de PEMEX.

Por otro lado, dado el escenario de PEP y su portafolio de proyectos exploratorios y de explotación, se estima que a partir de 2024 la producción de gas L.P. de PEP en el campo Nejo, prácticamente se terminará. La producción de gas L.P. alcanzará un máximo de 3.0 mbd en 2013. Estas variaciones reflejarán un decrecimiento medio anual de 25.0% en el periodo de análisis.

5.2.3 PEMEX Refinación

La producción de gas L.P. en PR se ubicará en 44.6 mbd hacia 2027, y se incrementará 17.1 mbd respecto a 2012. Lo anterior significa que la producción total del SNR crecerá 3.3% en promedio anual durante el periodo prospectivo.

En cuanto al análisis por refinería, se estima que en 2027 la mayor producción provendrá de Salina Cruz con una participación de 19.9% en el total. La conclusión de la reconfiguración de esta refinería, aumentará la producción de gas L.P., alcanzando un nivel de 8.9 mbd a partir de 2021 (véase Figura 5.15). En segundo orden de importancia, la producción de gas L.P. de la refinería de Minatitlán representará 19.8% del total, y su producción se ubicará en 8.8 mbd en 2027.

176.0183.2

196.0 189.6 182.9 182.6 181.2 185.3193.2 193.4 194.5

202.7 205.9 206.9199.7 200.2

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

16.4

1.4

9.6

8.0

26.8

16.6

24.2

26.1

34.3

36.9

Otros (2)

Arenque

Pajaritos (1)

Matapionche

Poza Rica

Burgos

Cactus

Nuevo PEMEX

Morelos (1)

La Cangrejera (1)

0.8

5.4

18.2

32.0

35.5

41.1

43.0

Matapionche

Poza Rica

Burgos

Cactus

Nuevo PEMEX

Morelos (1)

La Cangrejera (1)


194

La producción de gas L.P. de la refinería de Salamanca, se estima en 7.9 mbd en el último año de proyección, representando 17.7% del total. En esta refinería, inicia operaciones el proyecto de conversión de residuales en 2018, por lo que la producción de gas L.P. presentará un incremento de 4.7 mbd.

Figura 5.15 Producción de gas L.P. de PR por refinería, 2012-2027


Fuente: SENER con información de PEMEX.

En el caso de las refinerías de Tula y Cadereyta, la producción de gas L.P. será de 7.3 mbd y 4.4 mbd. El ejercicio de proyección de PEMEX consideró el inicio de operaciones la nueva refinería en Tula en 2020, con una producción de gas L.P. de 7.0 mbd en 2027. Finalmente, la refinería Madero será la que tenga la menor producción de gas L.P. en 2027. Ésta se ubicará en 0.3 mbd, representando 0.7% del total.

En resumen las refinerías de Salamanca, Cadereyta, Salina Cruz y Minatitlán, incrementarán su producción hacia 2027. Por su parte, la nueva refinería en Tula se mantendrá con el mismo nivel de producción desde su inicio de operación. Las refinerías de Tula y Madero ofertarán menos gas L.P. al final del periodo prospectivo.

5.2.4 Requerimientos de inversión e infraestructura

El programa de inversiones 2014-2028 de PGPB, se enmarca en torno a los objetivos y estrategias definidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 y la Estrategia Nacional de Energía 2013-2027. De igual manera, está contenido en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2014-2018203.

203 Autorizado el 15 de julio de 2013 por el Consejo de Administración de PEMEX.

27.5 28.0 27.8

35.132.5 31.3

36.4 37.0

43.647.0

44.8 44.6 44.646.7

44.0 44.6

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

7.0

0.3

7.9

4.4

8.9

8.8

7.3

Nueva refinería en Tula

Madero

Salamanca

Cadereyta

Salina Cruz

Minatitlán

Tula

0.8

1.7

1.7

3.5

8.0

11.7

Madero

Salamanca

Cadereyta

Salina Cruz

Minatitlán

Tula


195

5.2.4.1 Inversiones en procesamiento de gas

De acuerdo con el Escenario 1204, la oferta de gas húmedo crecerá 0.7% en promedio anual durante el periodo 2014-2018 y 3.2% en el horizonte de planeación 2014-2028. En el Cuadro 5.26, se puede observar la ampliación de capacidad de proceso que se requiere para atender la disponibilidad de gas del escenario de producción de PGPB.

Cuadro 5.26 Capacidad de proceso de PGPB, 2014-2028

tpd: Toneladas por día. Fuente: PGPB.

Los requerimientos de ampliación de capacidad, se distribuirán 98% en el norte del país y 2% en el sureste. Adicionalmente, a partir de 2023 se requerirá la instalación de capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de los nuevos desarrollos terrestres y marinos, tales como Tlancanan y Área Perdido.

5.2.4.2 Inversiones para transporte y almacenamiento de gas natural

En materia de suministro de gas natural, PGPB incrementará la capacidad de transporte del Sistema de Transporte Nacional Integrado (STNI), para estar en posibilidades de transportar un mayor flujo de gas natural del norte del país y atender el incremento de la demanda de gas natural de las zonas centro y occidente del país.

La principal obra de infraestructura de esta estrategia consiste en la construcción de tres proyectos de transporte de gas natural por ducto: Los Ramones Fase I, Los Ramones Fase II Norte y Los Ramones Fase II Sur205. Estos proyectos se convertirán en un apoyo para la columna vertebral del sistema actual de gasoductos, lo que permitirá romper los cuellos de botella que actualmente limitan el crecimiento al centro y occidente del país.

Con relación a la infraestructura de compresión, CFE manifestó su interés en la construcción de dos estaciones de compresión, una en Altamira y otra en Soto La Marina, Tamaulipas. Con estas instalaciones será posible incrementar la capacidad de transporte norte-sur en el ducto de 48 pulgadas Cactus-San Fernando. En estos casos, CFE reservará casi la totalidad de la capacidad adicional y PGPB únicamente proporcionará el servicio de transporte. Los acuerdos de inversión entre ambas entidades ya se encuentran firmados.

Posterior a 2018, se encuentran en etapa de visualización nuevos ductos para atender la demanda nacional, con trazos de la zona de Los Ramones hacia el centro y sur del país.

Derivado del pronóstico de incremento de producción de gas en los CPG Poza Rica y Matapionche, en 2019 y 2021, respectivamente, se tiene considerado construir ductos para inyectar la oferta adicional al SNG.

Es importante señalar que junto con la estrategia de incremento de capacidad en la infraestructura, es prioritario para PGPB continuar realizando las tareas de rehabilitación y

204 El escenario 1 corresponde al escenario base de PEP 13.0311. 205 Para más detalles de estos proyectos véase la sección 5.3 Prospectiva de gasoductos.

Endulzamiento, Recuperación Recuperación Fraccionamiento(mmpcd) de azufre de líquidos de líquidos

(tpd) (mmpcd) (mbd)

2014-2018 340 32 20 3

2019-2028 1,370 318 1,875 -

Total 1,710 350 1,895 3


196

mantenimiento de los CPG, así como con los trabajos de mantenimiento integral e inspección del sistema de ductos.

Otra de las acciones para incrementar la flexibilidad operativa que permita mantener un balance operativo del STNI es considerar diversas opciones de almacenamiento. Actualmente, PGPB analiza alternativas para ello, las cuales están en función de negociaciones con la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

5.2.4.3 Inversiones para transporte y almacenamiento de gas L.P.

En cuanto al gas L.P., ante el estado actual de la infraestructura de este hidrocarburo y el entorno futuro del mercado, se requiere plantear una estrategia de infraestructura de transporte y almacenamiento que contemple incrementar la capacidad de almacenamiento estratégico, tanto en el sureste como en las principales zonas de consumo, para garantizar el abasto e incrementar la flexibilidad en el transporte. En este sentido, el programa de inversiones de PGPB contempla continuar con los mantenimientos integrales y el cambio de los sistemas de control en las terminales de suministro, sin dejar de lado las inversiones para reducir el impacto ambiental. Así mismo la entrada en operación a finales de 2014 de las cavernas subterráneas en el sur de Veracruz, permitirá contar con 1.8 millones de barriles de almacenamiento y con esto dotar de mayor flexibilidad en la operación y suministro del gas L.P.

Finalmente, para ambos sistemas, gas natural y gas L.P., 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 a 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 capacidad requerida para abastecer ambos mercados y garantizar la seguridad energética del país.

5.3 Prospectiva de gasoductos Esta sección presenta los proyectos de infraestructura de transporte de gas natural, que han sido detonados para dotar de una mayor disponibilidad y penetración del gas natural al país. Los proyectos aquí presentados son resultado, tanto del convenio de colaboración entre PGPB y la CFE, como de los planes de suministro de gas natural para las centrales de generación de electricidad de CFE.

El Gobierno Federal, busca impulsar la expansión de la capacidad de transporte en el marco de la Estrategia de Suministro de Gas Natural. La estrategia tiene el objetivo de garantizar un abastecimiento seguro y confiable de gas natural en el mediano y largo plazo, a fin de fomentar el crecimiento y la competitividad del sector industrial y generar empleos. A corto plazo, la estrategia contempla el incremento de importaciones de GNL y en el mediano plazo expandir la capacidad de transporte de este hidrocarburo y convirtiendo al STNI en un activo estratégico para el desarrollo de México.

Asimismo, la estrategia considera el desarrollo de nueva infraestructura para lograr una mayor integración con los sectores productivos del país y con el mercado de gas natural del sur de Estados Unidos. Entre otros, incluye una serie de proyectos en el corto, mediano y largo plazo:

• Corto plazo: Incrementar la importación de GNL por los puertos de Manzanillo y Altamira.

• Mediano plazo: Incrementar la capacidad de transporte en los gasoductos del sur de Estados Unidos que se interconectan en la frontera mexicana en Tamaulipas. Concretar un acuerdo de inversión para la construcción de la estación de compresión Altamira.


197

• Largo plazo: Desarrollar cinco gasoductos (Ramones Fase I, Ramones Fase II Norte, Ramones Fase II Sur, Agua Dulce-Frontera y Tucson-Sásabe), y construir la estación de compresión Soto La Marina (mediante un acuerdo de inversión).

A continuación, se presenta una descripción de los proyectos de transporte de gas natural considerados para el presente ejercicio de planeación.

Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino)

El gasoducto Chihuahua está en operación desde el 31 de julio de 2013. El ducto cuenta con un punto de recepción localizado en San Isidro, municipio de Juárez, Chihuahua, que permite llevar gas natural dentro del territorio nacional desde la interconexión con un gasoducto de la empresa El Paso Natural Gas. El gasoducto opera al amparo del permiso otorgado a Tarahumara Pipeline, propiedad de Fermaca.

Figura 5.16 Gasoducto de Chihuahua

Fuente: SENER.

Con el ducto se puede llevar gas natural hasta los puntos de entrega en las centrales de generación eléctrica, tanto existentes como futuras. De esta manera, se abastecerá de gas natural a las centrales de generación eléctrica en Chihuahua, Durango y Coahuila. En este proyecto se prevé la construcción futura de un ramal para otras centrales de la región. El gasoducto cuenta con una longitud de 377 km y un diámetro de 36 pulgadas. Además, el ducto tiene una capacidad de 850 mmpcd.

Gasoducto Tamazunchale-El Sauz

La trayectoria de este ducto va de Tamazunchale, San Luis Potosí, a El Sauz en Querétaro. Tendrá una longitud de 229 km, un diámetro de 30 pulgadas y una capacidad de 630 mmpcd. La empresa Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, propiedad de Transcanada, está desarrollando el proyecto. Se estima que la entrada de operación de este ducto sea en el primer semestre de 2014.

El gasoducto iniciará en el punto de interconexión con el ducto existente Naranjos-Tamazunchale, propiedad de Transportadora de Gas natural de la Huasteca, y su punto de entrega será en la central El Sauz, en Querétaro. El transportista deberá dejar las preparaciones mínimas necesarias para una futura interconexión hacia la central de generación de Tula, en Hidalgo. Este ducto es estratégico para alimentar a las nuevas

Gasoductos de PGPBGasoductos de empresas privadas

Gasoducto de Chihuahua

Durango

Cd. Juárez

El Encino

Nuevo León

CoahuilaChihuahua

Tamaulipas


198

centrales de ciclo combinado que se instalarán en el centro del país, entre las que se encuentran Valle de México II, Valle de México III. Por ello, también se interconectará al SNG en las inmediaciones de El Sauz.

Figura 5.17 Proyectos de infraestructura de gasoductos en la zona Centro, Golfo y Occidente

Fuente: SENER.

Gasoducto de Zacatecas

El gasoducto irá de Aguascalientes, Aguascalientes, a Calera, Zacatecas. La longitud del ducto será de 170 km, tendrá un diámetro de 10 pulgadas y la capacidad será de 40 mmpcd. El proyecto está siendo desarrollado por la empresa Gas Natural Industrial, y se estima inicie operaciones el primer semestre de 2014. Este ducto tiene como objetivo atender el consumo de la región, en especial para uso industrial. No obstante, también beneficiará a hogares y comercios. En 2014, la demanda de gas natural de Zacatecas será del orden de 10.8 mmpcd.


199

Figura 5.18 Proyecto Gasoducto de Zacatecas

Fuente: SENER.

Gasoducto de Morelos

El ducto tendrá una trayectoria que irá de La Magdalena Soltepec, Tlaxcala, a Yecapixtla en Morelos. El proyecto desarrollado por Elecnor y Enagas, poseerá una longitud de 160 km, un diámetro de 30 pulgadas y una capacidad de transporte de 320 mmpcd. El gasoducto abastecerá a la central de ciclo combinado Centro I y posteriormente a la central Centro II.

El gasoducto constará de dos partes: 1) desde la interconexión con el gasoducto de 30 pulgadas del SNG propiedad de PGPB, trayecto “Esperanza-Venta de Carpio”, en Nativitas, Tlaxcala, hasta la Central de generación eléctrica Centro, en el Municipio de Yecapixtla, Morelos; 2) desde la interconexión con el gasoducto de 30 pulgadas hasta la interconexión con el gasoducto de 48 pulgadas del SNG propiedad de PGPB, trayecto “Cempoala–Santa Ana”, en el municipio de Tlaxco, Tlaxcala. La entrada en operación del gasoducto, aún no ha sido definida por CFE.

Gasoducto Yucatán

A través de este proyecto, desarrollado por Energía Mayakán, se busca incrementar la capacidad de transporte de gas natural hacia la Península de Yucatán, con el fin de satisfacer los requerimientos del sector eléctrico, industrial, comercial y residencial.

La trayectoria del Gasoducto Yucatán irá del centro procesador de gas (CPG) Nuevo PEMEX, en Tabasco, al entronque del Gasoducto Mayakán, con una longitud de aproximadamente 75 km. El diámetro del ducto será de 30 pulgadas y la capacidad de transporte será de 300 mmpcd. Se espera que el ducto entre en el segundo semestre 2014.


200

Figura 5.19 Nueva red de gasoductos para incrementar capacidad en Yucatán

Fuente: SENER.

Gasoducto Jáltipan-Salina Cruz

La Refinería de Salina Cruz no cuenta actualmente con suministro de gas natural. Con este proyecto se llevará este hidrocarburo a la refinería, con lo que se reducirá el consumo de combustóleo. Este proyecto consiste en la rehabilitación de un ducto de 12 pulgadas de diámetro que está fuera de operación. El gasoducto inicia en la localidad de Jáltipan en Veracruz, hasta la refinería de Salina Cruz. Tendrá una longitud de 222 km y una capacidad de 90 mmpcd. El ducto iniciará operaciones durante 2014.

Proyecto Agua Dulce-Frontera-Los Ramones- San Luis Potosí-Apaseo El Alto

Gasoducto Agua Dulce-Frontera

El gasoducto Agua Dulce-Frontera permitirá suministrar gas natural al gasoducto Frontera-Los Ramones. La capacidad inicial será de 1,000 mmpcd, e iniciará operaciones el segundo semestre 2014. En una segunda fase, durante el segundo semestre de 2015, la capacidad se incrementará, alcanzando 2,100 mmpcd.

El diámetro del gasoducto será mínimo de 42 pulgadas, iniciando en la zona de Agua Dulce, en el condado de Nueces, Texas, se interconectará con varios gasoductos y plantas de proceso en la zona y terminará en la frontera para interconectarse con el gasoducto del proyecto Los Ramones Fase I. Para llevar a cabo su desarrollo, MGI Enterprises Ltd. realizó un concurso para la selección del socio, el cual ganó NET Midstream, que en sociedad con MGI Enterprises US, LLC. formó la empresa NET México Pipeline Partners, LLC la cual construirá este gasoducto.

Los Ramones Fase I (Gasoducto Frontera-Los Ramones)

El proyecto consta de un gasoducto de 48 pulgadas de diámetro con una distancia aproximada de 115 km, que irá de la frontera de Tamaulipas con Estados Unidos a Los Ramones, Nuevo León. Las instalaciones permitirán ofrecer una capacidad de transporte inicial de 1,000 mmpcd, a partir de su inicio de operaciones el segundo semestre 2014. Posteriormente, en el segundo semestre 2015, la capacidad será de 2,100 mmpcd.

En enero de 2013, PEMEX firmó el contrato de servicio de transporte con su filial Gasoductos de Chihuahua. Se tiene un avance considerable de derechos de vía, anuencia topográfica y anuencia de construcción.


201

Los Ramones Fase II (Gasoductos Los Ramones- San Luis Potosí y San Luis Potosí-Apaseo El Alto)

La segunda fase del proyecto permitirá transportar gas natural de Los Ramones, Nuevo León, hasta San Luis Potosí; y de San Luis Potosí a Apaseo El Alto, Guanajuato. El 25 de octubre de 2013 PEMEX informó que ha definido una nueva estrategia de la fase II del Proyecto Los Ramones, dividiéndolo en dos trayectos:

• Ramones Norte. Con 441 km de longitud de Los Ramones, Nuevo León, a San Luis Potosí; incluyendo 2 estaciones de compresión. El desarrollo de este trayecto se realizará mediante una sociedad entre TAG Pipelines, S. de R.L. de C.V y Gasoductos de Chihuahua, S. de R.L. de C.V. (copropiedad de PGPB y Sempra Gasoductos Holding S. de R.L. de C.V.), o alguna de sus filiales, con una inversión estimada de 1,052 millones de dólares.

• Ramones Sur. Con 287 km de longitud de San Luis Potosí a Apaseo El Alto, Guanajuato. Contará con una estación de compresión y se realizará una inversión estimada de 795 millones de dólares. El desarrollo de este trayecto se realizará mediante una sociedad entre TAG Pipelines, S. de R.L. de C.V y GDF Suez Consultores, S.A. de C.V.

Se están implementando las acciones para desarrollar el proyecto con costos similares a los estimados en el esquema original, una tarifa competitiva y conforme a las fechas originalmente previstas.

En conjunto, el proyecto Los Ramones (Fase I y II) es estratégico para el país, ya que permitirá eliminar cuellos de botella y dotar de redundancia al STNI. En conjunto con el resto de la infraestructura de transporte hacia el Centro-Occidente, se podrá incrementar el suministro de gas natural a los sectores petrolero, industrial y residencial, así como apoyar al establecimiento de nuevas centrales eléctricas del país.

Figura 5.20 Proyecto Agua Dulce-Frontera-Los Ramones-San Luis Potosí-Apaseo El Alto

Fuente: SENER.

Aguascalientes

Guadalajara

Altamira

ApaseoEl Alto

Monterrey

Tamazunchale

Manzanillo

Gasoductos de PGPBGasoductos de empresas privadasGasoducto Agua Dulce-Frontera

Agua Dulce, Texas

Los Ramones

Gasoducto Frontera-Los RamonesGasoducto Los Ramones-San Luis Potosí

San Luis Potosí

Gasoducto San Luis Potosí-Apaseo El Alto


202

Proyecto Noroeste

Gasoducto Tucson-Sásabe

El proyecto se interconecta con el Main Line de El Paso Natural Gas, y se extenderá al sur de Tucson a Sásabe en Arizona, y hasta un nuevo punto de interconexión en la frontera entre Estados y México. PGPB consideró la oportunidad de participar, a través de su filial MGI Enterprises US LLC, en sociedad con Kinder Morgan Operating L. P. “A”. y MIT Pipeline Investment Americas, Inc. La empresa que desarrolla el proyecto es Sierrita Gas Pipeline LLC, filial de Kinder Morgan, Mitsui y MGI Enterprises US LLC206. En tal sentido, PGPB será quien suministre el gas natural requerido por la CFE a través de su filial MGI Supply, Ltd.

La longitud del gasoducto será de 97 km, y en una primera fase poseerá una capacidad de transporte de 195 mmpcd, al iniciar operaciones en el segundo semestre de 2014. En las etapas subsecuentes, con fecha por definir, el ducto contará con una capacidad de hasta 770 mmpcd.

Gasoducto Sásabe-Puerto Libertad-Guaymas

Con un trayecto que correrá de la interconexión en la frontera con Estados Unidos, en Sásabe (Arizona), hasta Guaymas (Sonora), el gasoducto poseerá una longitud de 503 km y poseerá una capacidad de transporte de 770 mmpcd. El proyecto es desarrollado por Gasoducto de Agua Prieta, propiedad de Sempra. Se estima que el inicio de operaciones del gasoducto se presente en segundo semestre de 2014.

Figura 5.21 Proyecto Noroeste

Fuente: SENER.

Gasoducto Guaymas-El Oro

El gasoducto iniciará en el punto de interconexión con el Gasoducto Sásabe-Guaymas, y tendrá su punto de entrega en el sitio conocido como El Oro cercano a la ciudad de Los Mochis, en el estado de Sinaloa. El proyecto es desarrollado por la empresa Gasoducto de Agua Prieta, de Sempra, contará con una longitud de 328 km y una capacidad de transporte de 510 mmpcd. Se espera que el ducto inicie operaciones el segundo semestre de 2016.

206 Publicado por Mitsui en http://www.mitsui.com/jp/en/release/2013/1200722_4686.html.


203

Gasoducto El Oro–Mazatlán

El gasoducto iniciará en el punto de interconexión con el Gasoducto Guaymas–El Oro, y tendrá su punto de entrega en las cercanías de la central de generación de electricidad Mazatlán II, en Sinaloa. El proyecto es desarrollado por la empresa Transportadora de Gas Natural del Noroeste de TransCanada, contará con una longitud de 414 km y una capacidad de transporte de 202 mmpcd. Se espera que el ducto inicie operaciones el segundo semestre de 2016.

Gasoducto El Encino (Chihuahua)-Topolobampo (Sinaloa)

El gasoducto iniciará en el punto de interconexión con el Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino), propiedad de la empresa Tarahumara Pipeline, S. de R.L. de C.V., y tendrá su punto de entrega en las cercanías de la central de generación eléctrica Topolobampo II, en el estado de Sinaloa. La longitud y capacidad de transporte previstas para el ducto son 536 km y 670 mmpcd, respectivamente. El proyecto es desarrollado por Transportadora de Gas Natural del Noroeste, de TransCanada, y entrará en operación el segundo semestre de 2016.

El proyecto Noroeste permitirá abastecer centrales de generación eléctrica térmicas convencionales, que serán convertidas para utilizar gas natural en lugar de combustóleo. Estas centrales se encuentran en la costa occidental de Sonora y Sinaloa, como Puerto Libertad, Guaymas II, Topolobampo II y la unidad 3 de Mazatlán II. Además, apoyará el desarrollo de nuevas centrales de ciclo combinado en la región, tales como Guaymas II y III, en Sonora; Topolobampo II (El Fresnal), Topolobampo III (Hermosillo) y Mazatlán, en Sinaloa. Adicionalmente, el gasoducto contará con capacidad adicional suficiente para abastecer la demanda de gas natural en la región, con lo que se fortalecerá de manera importante el desarrollo económico de los estados de Sonora y Sinaloa, permitiendo generar inversiones y reducir costos.


204

Figura 5.22 Nueva red de gasoductos

Fuente: SENER.

La expansión de la red de transporte de gas natural requerirá un aumento en la capacidad de compresión en los ductos, que será cubierto por dos estaciones de compresión que estarán ubicadas en la región Noreste del país. Las estaciones de compresión consideradas en las proyecciones de gas natural son Altamira y Soto La Marina (véase Figura 5.23).


205

Figura 5.23 Proyectos de adiciones de compresión

Fuente: SENER.

Red de distribución

Durante 2013 la CRE realizó tres procesos de licitación pública internacional para otorgar los permisos para distribuir gas natural en las zonas geográficas de Occidente, Veracruz y Morelia207. La CRE ha evaluado los centros de población y municipios aledaños a los sistemas de transporte que se prevé se desarrollarán y entrarán en operación entre 2014 y 2016. Como resultado de dicho análisis se han identificado los centros de población que podrían dar origen a las siguientes nuevas zonas geográficas que, en su caso, se determinarían a partir de 2014:

Cuadro 5.27 Nuevas zonas potenciales de distribución de gas natural

* millones de dólares. Fuente: CRE.

207 Para más información véase el capítulo 3 de este documento, sección 3.2.6 Distribución.

Zona Estados Localidades Kilómetros Inversión*Usuarios

(miles)

Sonora-Chihuahua-Sinaloa Sonora, Chihuahua y Sinaloa 17 9527 412 476.3

Nuevo León-San Luis Potosí-Guanajuato

Nuevo León, San Luis Potosí y Guanajuato

7 995 43 49.5

Tabasco-Campeche-Yucatán-Quintana Roo

Tabasco, Campeche, Yucatán y Quintana Roo

9.0 10,057.0 435.0 502.8


206

Figura 5.24 Nuevas zonas potenciales de distribución de gas natural

Fuente: CRE.

Gas natural sobre ruedas

La SENER ha otorgado seis permisos de transporte de GNC por ruedas (véase Cuadro 5.28). El fin de estos proyectos es llevar el energético a ciudades que se encuentran alejadas de la red de gasoductos, donde se utilizan combustibles de mayor costo y que generan más emisiones contaminantes al ambiente. De esta forma, el gas natural pude ser transportado comprimido, por medio de autotanques.

Cuadro 5.28 Lista de permisos de transporte de gas natural comprimido por ruedas

otorgados por la Secretaría de Energía

Fuente: SENER.

Los Ramones

Linares

MatehualaCárdenas

San Luis de la Paz

San José Iturbide

Macuspana

Campeche

MéridaValladolid

Puerto Progreso Cancún

Playa del Carmen

ChetumalVillahermosa

Caborca

Guaymas

Bahía de KinoEmpalme

Cd. Obregón

Puerto Libertad

Navojoa

Los MochisCuliacán

Mazatlán

El Fuerte

Choix

Topolobampo

Hidalgo del Parral

No. de permiso

Empresa Fecha de emisión del permiso Vigencia Estados en los que opera

1 Neomexicana de GNC, S. A. P. I. de C. V.

27 de julio de 2012 9 años Michoacán y Morelos

2 Virtual Pipelines de México, S. A. de C. V.

12 de noviembre de 2012 9 años Zacatecas

3 Trans-Energéticos, S.A. de C.V. 23 de mayo de 2013 9 años Guanajuato y Jalisco4 Hortícola Cimarrón, S.A. de C.V. 20 de junio de 2013 9 años Guanajuato

5 Comercial y Transporte GNC, S.A.P.I. de C.V.

2 de agosto de 2013 9 años Estado de México

6 GNC Hidrocarburos, S.A. de C.V. 20 de agosto de 2013 9 años Morelos


207

5.4 Comercio exterior

5.4.1 Gas natural

De 2012 a 2027 se espera un crecimiento promedio de la demanda nacional de gas natural de 3.6% anual. En tanto, la producción nacional tendrá un crecimiento medio de 1.3% por año. Bajo esta perspectiva, el diferencial entre producción y demanda aumentará de 2,075.4 mmpcd en 2012 a 5,857.7 mmpcd en 2027.

Para cubrir este déficit, las importaciones crecerán 7.0% promedio anual. En 2027 las importaciones totalizarán 5,857.7 mmpcd. Entre 2013 y 2016 las importaciones presentarán un ritmo de crecimiento más acelerado, respecto a lo que se espera en el resto del periodo prospectivo (véase Figura 5.25). Este comportamiento está relacionado con el comportamiento de la demanda de gas natural en dichos años, cuando experimentará su fase de más rápido crecimiento.

Las importaciones por ducto provenientes de Estados Unidos representarán 83.0% del total de gas natural importado en 2027, en tanto que las importaciones de GNL aportarán 17.0%. En esta prospectiva se considera un escenario de precios del gas natural bajos (alrededor de 5 dólares por millón de BTU para la referencia), debido a la abundante oferta esperada en la región de Norteamérica208. En este sentido, las importaciones por ducto de gas natural proveniente del norte del continente son económicamente más atractivas respecto a las importaciones de GNL de otras regiones del mundo. De manera que, una vez que se cuente con la infraestructura necesaria, las importaciones provenientes de Estados Unidos crecerán de forma importante.

Figura 5.25 Importaciones de gas natural, 2012-2027

(millones pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

208 Los desarrollos tecnológicos ocurridos en Estados Unidos, han permitido una mayor oferta de gas a partir de fuentes consideradas como no convencionales, generado una sobreoferta en la región y ocasionando la baja de los precios del gas natural, situación que se estima prevalecerá en el futuro.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Importaciones de GNL Importaciones por ducto


208

En la región Noreste del país se dispondrá de una oferta de gas natural de 5,727.2 mmpcd en 2027, en tanto que su demanda se estima en 3,290.5 mmpcd. De modo que los excedentes de gas natural serán enviados a otras regiones, los cuales serán de 2,436.8 mmpcd en 2027.

Figura 5.26 Importaciones de gas natural licuado, 2012-2027


Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, SENER, PGPB y empresas privadas.

En el periodo prospectivo, la capacidad de importación de GNL se realizará a través de las tres terminales existentes: Altamira, Ensenada y Manzanillo. En la terminal de GNL de Altamira, que en 2012 registró importaciones por 329.4 mmpcd, se esperan volúmenes prácticamente constantes entre 2013 y 2027. El comercializador realizará importaciones de GNL de 350.0 mmpcd en todo el periodo.

La expectativa en la terminal de GNL de Ensenada es que llegará a importar hasta 148.6 mmpcd en 2027, con una tasa media de crecimiento anual de 10.5%. La terminal está interconectada con el sistema de transporte Gasoducto Rosarito, y el comercializador abastecería contratos de la CFE.

La terminal de GNL de Manzanillo realizará el mayor volumen de importaciones de GNL en 2027, con 500.0 mmpcd. La CFE ha proyectado que el suministro de gas de la terminal crecerá hasta llegar a 600.0 mmpcd en 2014, y a partir de 2015 las importaciones se estabilizarán en 500 mmpcd (véase Figura 5.26).

Lo anterior, debido a la implementación de la Estrategia de Suministro de Gas Natural, con la que se tiene programado realizar importaciones de GNL con el fin de garantizar el abastecimiento de gas natural en el centro del país. De manera que, a través de la terminal de Manzanillo, se estima que PGPB importe un volumen promedio de 124.0 mmpcd y 200.0 mmpcd de GNL en 2013 y 2014, respectivamente.

5.4.2 Gas L.P.

Se estima que durante el horizonte prospectivo, las importaciones disminuirán 1.3% promedio anual, derivado de un incremento en producción nacional más dinámico, respecto a lo esperado en la demanda. En el caso de las importaciones, se presentará un máximo de 97.9 mbd en 2017, año en el que la extracción de gas natural de PEP alcanza su mínimo nivel del periodo prospectivo. A partir del siguiente año, la tendencia de las importaciones será a la

0

200

400

600

800

1,000

1,200

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Ensenada Manzanillo Altamira


209

baja, para cerrar en 70.7 mbd. Lo anterior derivará, en una la balanza comercial con un déficit de 57.7 mbd en 2027 (véase Figura 5.27). Dicho déficit será 27.8 mbd menor al de 2012.

Figura 5.27 Comercio exterior de gas L.P., 2012-2027


Fuente: IMP, con base en PEMEX.

El incremento en la producción de gas L.P. del escenario de oferta nacional generar excedentes en la región Sur-Sureste y por consiguiente permitirá incrementar las exportaciones durante el periodo prospectivo. A partir de 2015, el volumen exportado se ubicará alrededor de un promedio de 13 mbd.

5.5 Balances prospectivos nacionales 2013-2027

5.5.1 Gas natural

En el balance nacional de gas natural se observa que de 2012 a 2027, la producción nacional será menor a la demanda nacional. A su vez, mientras que la producción nacional crecerá 1.3% promedio anual, la demanda nacional lo hará en 3.6%. Esto ocasionará un aumento de 7.0% anual en las importaciones del combustible. Las importaciones por ducto crecerán en promedio 7.4% anual y las de GNL 5.3%, aunque estas últimas sólo representarán 17.0% de las importaciones totales. Con ello, mientras que en 2012 las importaciones representaban 31.6% de la oferta total, en 2027 esta proporción será de 51.3%.

Por otro lado, el aumento en la demanda interna de gas natural se originará principalmente en los sectores eléctrico, industrial y petrolero, con tasas medias de crecimiento anuales de 5.1%, 4.0% y 0.7%, respectivamente (véanse Cuadro 5.29 y Cuadro 5.30).

85.6 79.6

67.6

81.9

95.5 97.9 92.7

85.7

76.3 73.4 74.9 68.1 65.2 62.3

71.8 70.7

0.1 4.4 1.9

13.8 13.8 13.7 11.6 8.9 12.9 13.2 12.9 13.8 13.8 13.8 13.2 13.0

0

20

40

60

80

100

120

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Importación Exportación

57.7


210



Nota: El balance hace refrencia a volúmenes de gas natural seco. * Incluye usos propios continuos Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Cabe mencionar, que en este balance nacional de gas natural sólo se incluye gas seco. De manera que sólo se contabiliza el gas natural susceptible de ser comercializado en el mercado interno; junto con las ventas que PGPB hace a las demás subsidiarias de PEMEX209.

209 Para más información sobre las modificaciones al balance de gas natural, véase apartado 3.4 Balance nacional 2002-2012, del capítulo tres de este documento.

Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca

2012-2019tmca

2012-2027Origen 6,732.9 7,485.5 8,010.8 8,769.0 9,057.3 9,159.8 9,269.3 9,523.1 5.1 3.6

Producción nacional 4,603.1 4,574.2 4,885.0 4,729.2 4,614.1 4,512.1 4,503.5 4,642.0 0.1 1.3Producción de plantas 3,628.3 3,748.8 3,955.8 3,826.5 3,635.6 3,628.6 3,676.9 3,905.0 1.1 2.3Directo de campos 911.1 754.5 843.0 828.3 919.6 828.2 778.5 699.6 -3.7 -4.6Etano inyectado a ductos 63.7 71.0 86.2 74.4 58.8 55.3 48.1 37.4 -7.3 -1.5Otras corrientes - - - - - - - - - -

Importación 2,129.8 2,911.3 3,125.8 4,039.8 4,443.2 4,647.7 4,765.9 4,881.1 12.6 7.0Importaciones por logística 933.4 869.8 1,067.2 1,141.7 1,296.8 1,456.7 1,413.5 1,558.1 7.6 5.1

PGPB 350.5 350.3 405.3 436.3 545.0 628.1 588.5 581.5 7.5 5.3Particulares 582.9 519.5 661.9 705.4 751.8 828.6 825.0 976.6 7.7 5.0

Importaciones por balance PGPB 738.5 1,068.9 981.9 1,917.4 2,163.8 2,200.1 2,381.8 2,358.9 18.0 9.5Importación de gas natural licuado 457.9 972.5 1,076.7 980.7 982.7 990.8 970.6 964.1 11.2 5.3

PGPB - 124.0 200.0 - - - - - n.a. n.a.Particulares 457.9 848.5 876.7 980.7 982.7 990.8 970.6 964.1 11.2 5.3

Destino 6,686.2 7,485.5 8,010.8 8,769.0 9,057.3 9,159.8 9,269.3 9,523.1 5.2 3.6Demanda nacional 6,678.4 7,485.5 8,010.8 8,769.0 9,057.3 9,159.8 9,269.3 9,523.1 5.2 3.6

Sector petrolero 2,273.1 2,382.1 2,382.6 2,849.9 2,876.5 2,847.8 2,823.1 2,815.4 3.1 0.7Pemex Exploración y Producción 1,313.8 1,356.8 1,354.3 1,520.9 1,503.0 1,476.2 1,453.6 1,436.8 1.3 -2.4Pemex Refinación 343.5 349.7 361.0 532.6 574.3 619.2 646.0 652.7 9.6 6.2Pemex Gas y Petroquímica Básica 274.8 222.9 231.8 221.6 222.4 218.0 219.3 224.7 -2.8 0.1Pemex Petroquímica 340.6 375.3 358.0 497.4 499.4 457.0 426.8 423.7 3.2 1.5Pemex Corporativo 0.3 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 5.7 2.6Cogeneración Nuevo Pemex 0.0 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 n.a. n.a.

Sector industrial 1,181.1 1,221.0 1,414.1 1,509.8 1,631.5 1,666.6 1,759.5 1,794.8 6.2 4.0Sector eléctrico 3,111.5 3,764.3 4,088.4 4,276.5 4,409.6 4,499.4 4,534.8 4,755.8 6.2 5.1

Público 2,716.2 3,356.3 3,640.4 3,825.2 3,958.3 4,048.1 4,083.5 4,304.5 6.8 5.6Comisión Federal de Electricidad 1,134.0 1,449.8 1,646.0 1,766.2 1,785.9 1,598.8 1,470.9 1,518.5 4.3 0.4Productores Independientes de Energía 1,582.2 1,906.5 1,994.4 2,059.0 2,172.4 2,449.2 2,612.6 2,786.0 8.4 7.9


Autoabastecimiento* 181.1 208.2 248.3 251.5 251.5 251.5 251.5 251.5 4.8 2.2Cogeneración 84.7 100.3 100.3 100.3 100.3 100.3 100.3 100.3 2.5 1.1Exportación de electricidad 129.6 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 -3.7 -1.7


Exportación 7.8 - - - - - - - n.a. n.a.Variación de inventarios y diferencias 46.7 - - - - - - - n.a. n.a.


211



Nota: El balance hace refrencia a volúmenes de gas natural seco. * Incluye usos propios continuos Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

5.5.2 Gas L.P.

La producción nacional de gas L.P. aumentará 1.1% promedio anual a lo largo del periodo prospectivo. Con ello, se espera cubrir el 80.9% de la demanda nacional de gas L.P. de 2027, mientras que en 2012 se satisfacía el 71.0%. El resto de la demanda, se cubrirá con importaciones que decrecerán 1.3% promedio anual.

Por su parte, la demanda nacional de gas L.P. crecerá 0.3% promedio anual de 2012 a 2027. Dicha tendencia será resultado del comportamiento de los sectores residencial, petrolero e industrial, principalmente. Al final de la proyección, la demanda de estos sectores se incrementará 13.6 mbd respecto a lo observado en 2012 (véase Cuadro 5.31).

Concepto 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2019tmca

2012-2027Origen 9,824.7 10,030.2 10,347.4 10,503.3 10,715.0 11,034.7 11,178.6 11,424.9 2.2 3.6

Producción nacional 4,854.9 4,948.6 5,091.6 5,275.6 5,484.4 5,386.1 5,298.8 5,567.2 2.0 1.3Producción de plantas 4,159.5 4,289.1 4,424.8 4,664.8 4,910.3 4,904.6 4,854.3 5,067.1 2.9 2.3Directo de campos 659.0 623.2 636.6 555.4 497.7 415.1 392.8 449.4 -5.3 -4.6Etano inyectado a ductos 36.5 36.2 30.2 55.4 76.4 66.4 51.7 50.7 4.8 -1.5Otras corrientes - - - - - - - - - -

Importación 4,969.8 5,081.7 5,255.8 5,227.7 5,230.6 5,648.6 5,879.8 5,857.7 2.4 7.0Importaciones por logística 1,517.9 1,604.2 1,702.0 1,736.3 1,775.6 1,840.2 1,963.2 1,974.6 3.8 5.1

PGPB 607.2 668.0 677.7 685.7 705.3 735.1 774.4 758.1 3.2 5.3Particulares 910.7 936.2 1,024.3 1,050.6 1,070.2 1,105.2 1,188.8 1,216.5 4.2 5.0

Importaciones por balance PGPB 2,496.5 2,513.2 2,611.9 2,553.4 2,507.4 2,779.8 2,926.6 2,884.5 2.1 9.5Importación de gas natural licuado 955.4 964.3 941.9 938.0 947.6 1,028.5 990.0 998.6 0.6 5.3

PGPB - - - - - - - - - n.a.Particulares 955.4 964.3 941.9 938.0 947.6 1,028.5 990.0 998.6 0.6 5.3

Destino 9,824.7 10,030.2 10,347.4 10,503.3 10,715.0 11,034.7 11,178.6 11,424.9 2.2 3.6Demanda nacional 9,824.7 10,030.2 10,347.4 10,503.3 10,715.0 11,034.7 11,178.6 11,424.9 2.2 3.6

Sector petrolero 2,892.7 2,822.4 2,762.9 2,718.1 2,712.6 2,671.9 2,552.1 2,538.2 -1.9 0.7Pemex Exploración y Producción 1,375.2 1,244.6 1,179.3 1,122.1 1,098.0 1,055.1 940.2 916.9 -5.6 -2.4Pemex Refinación 784.1 840.7 841.7 841.7 841.7 841.8 841.9 841.9 1.0 6.2Pemex Gas y Petroquímica Básica 232.4 236.0 240.8 253.2 271.8 273.9 268.9 278.3 2.6 0.1Pemex Petroquímica 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 423.7 - 1.5Pemex Corporativo 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 - 2.6Cogeneración Nuevo Pemex 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 76.9 - n.a.

Sector industrial 1,828.5 1,867.6 1,907.0 1,948.0 1,990.4 2,034.5 2,078.7 2,124.5 2.2 4.0Sector eléctrico 4,941.7 5,174.4 5,508.3 5,665.0 5,837.2 6,151.4 6,369.2 6,582.1 4.2 5.1

Público 4,490.4 4,723.1 5,057.0 5,213.7 5,385.9 5,700.1 5,917.9 6,130.8 4.5 5.6Comisión Federal de Electricidad 1,482.5 1,302.1 1,204.2 1,179.9 1,237.6 1,193.4 1,243.2 1,205.0 -2.9 0.4Productores Independientes de Energía 3,007.9 3,421.1 3,852.8 4,033.8 4,148.3 4,506.7 4,674.7 4,925.9 7.3 7.9


Autoabastecimiento* 251.5 251.5 251.5 251.5 251.5 251.5 251.5 251.5 - 2.2Cogeneración 100.3 100.3 100.3 100.3 100.3 100.3 100.3 100.3 - 1.1Exportación de electricidad 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 99.5 - -1.7


Exportación - - - - - - - - - n.a.Variación de inventarios y diferencias - - - - - - - - - n.a.


212

Cuadro 5.31 Balance nacional de gas L.P., 2012-2027



Concepto 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027tmca

2012-2027Origen 292.0 293.9 293.4 307.1 311.1 312.0 310.8 308.8 313.4 314.1 314.3 315.5 315.7 315.9 315.5 315.5 0.5

Oferta interna 206.4 214.3 225.8 225.3 215.6 214.1 218.1 223.1 237.1 240.6 239.4 247.4 250.6 253.6 243.7 244.8 1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 176.0 183.2 196.0 189.6 182.9 182.6 181.2 185.3 193.2 193.4 194.5 202.7 205.9 206.9 199.7 200.2 0.9Pemex Refinación 27.5 28.0 27.8 35.1 32.5 31.3 36.4 37.0 43.6 47.0 44.8 44.6 44.6 46.7 44.0 44.6 3.3Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - - - - - - 0.0Pemex Exploración Producción 2.9 3.0 2.0 0.6 0.2 0.2 0.5 0.9 0.3 0.2 0.2 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 -25.0

Importación 85.6 79.6 67.6 81.9 95.5 97.9 92.7 85.7 76.3 73.4 74.9 68.1 65.2 62.3 71.8 70.7 -1.3Destino 291.0 297.4 293.2 307.1 311.1 312.0 310.8 308.8 313.4 314.1 314.3 315.5 315.7 316.0 315.5 315.5 0.5

Demanda interna 290.9 293.0 291.3 293.3 297.3 298.3 299.2 299.9 300.5 300.9 301.4 301.7 302.0 302.1 302.4 302.5 0.3Sector agropecuario 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 5.0 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 1.8Sector autotransporte 31.1 32.5 32.2 32.1 31.9 31.8 31.7 31.5 31.3 31.1 30.9 30.8 30.6 30.5 30.3 30.1 -0.2Sector industrial 27.9 28.3 25.0 25.0 25.7 26.2 26.7 27.2 27.8 28.3 28.8 29.3 29.9 30.4 31.0 31.6 0.8Sector petrolero 4.4 3.9 4.7 5.9 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 8.7 4.7Sector residencial 181.1 181.9 182.9 183.9 184.8 185.5 186.1 186.5 186.8 187.1 187.2 187.3 187.2 187.1 187.0 186.8 0.2Sector servicios 41.9 41.7 41.8 41.6 41.4 41.1 40.9 40.7 40.6 40.4 40.2 40.1 39.9 39.8 39.6 39.5 -0.4

Exportación 0.1 4.4 1.9 13.8 13.8 13.7 11.6 8.9 12.9 13.2 12.9 13.8 13.8 13.8 13.2 13.0 37.2Variación de inventarios * 1.1 -3.5 0.2 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 n.a.Nota: El volumen de propano y butanos que se consume como materia prima, se incluye en el sector industrial.

1.0 1.0 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 0.0


214

6 Capítulo Seis.

Análisis de Sensibilidad

Este capítulo contiene los resultados de tres casos de sensibilidad, consecuencia de incluir escenarios diferentes a los contenidos en el caso base de proyección de la Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. 2013-2027. Los resultados del ejercicio de sensibilidad en las proyecciones, se reflejan en la demanda de todos los combustibles, aunque para fines de este documento, sólo se muestran los resultados obtenidos en el consumo de gas natural y gas L.P.

En el análisis de sensibilidad210 se considera la variación de tres elementos: crecimiento económico, rendimientos de los combustibles y los precios. Es importante señalar que el ejercicio propuesto en este capítulo presenta los resultados de las proyecciones ante la variación de uno de los elementos mencionados, permaneciendo los demás constantes. Además, solo se presentan los resultados en donde una variación en los factores evaluados deriva en cambios en la demanda de gas natural y gas L.P.

6.1 Por variación de la actividad económica En el ejercicio de sensibilidad de la demanda de gas natural y gas L.P., ante cambios en el Producto Interno Bruto (PIB), se incluyó un escenario de crecimiento del PIB basado en los Criterios Generales de Política Económica 2014 de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (Criterios 2014 SHCP211). Este escenario se fundamenta en el marco macroeconómico inercial de la publicación, con una trayectoria del PIB que no considera el efecto de las reformas estructurales aprobadas y en consideración por el Poder Legislativo. Asimismo, parte del actual marco normativo.

La Secretaría de Hacienda y Crédito Público basa su proyección inercial en las siguientes premisas para el periodo 2014-2019:

• Crecimiento promedio de 2.8% anual en el PIB de Estados Unidos. • Inflación anual promedio de 2.3% en Estados Unidos. • Promedio anual de 2.2% en la tasa de interés en los bonos del tesoro a 3 meses de

Estados Unidos. • Promedio anual de la inflación de 3.0% en México. • Tasa de interés nominal que promediará 5.0%, y tasa de interés real que

promediará 2.1%.

Bajo dicho contexto, se espera que la demanda externa de México tenga una expansión significativa, si bien el ritmo irá moderándose en congruencia con la trayectoria esperada para la economía estadounidense. Asimismo, las estimaciones en el escenario indican que en el mediano plazo los componentes de la demanda interna registrarán un dinamismo significativo. Los crecimientos del gasto y del consumo estarán apuntalados por una continua creación de empleos, incrementos elevados en el crédito a los hogares y empresas, y niveles vigorosos de inversión pública.

210 Para la elaboración del ejercicio de sensibilidad se contó con el apoyo del Instituto Mexicano del Petróleo, el cual ha desarrollado herramientas de proyección de la demanda de combustibles para la realización de este análisis. 211 Al escenario de crecimiento del PIB nacional del ejercicio de sensibilidad se le llama Criterios 2014 SHCP, con el mismo periodo de proyección que el caso base de este documento.


215

De manera que en el escenario Criterios 2014 SHCP212 se prevé que al cierre de 2013 el PIB nacional registrará un crecimiento de 1.8%, en lugar de 3.1% considerado en el caso base de este documento de prospectiva. Posteriormente, el escenario de sensibilidad mantendrá una tasa de crecimiento promedio de 3.6% entre los años 2014 y 2019 (véase Cuadro 6.1). Finalmente, el crecimiento promedio del PIB total nacional, para el periodo 2013-2027 será de 3.5% anual para el escenario Criterios 2014 SHCP, frente a 3.7% del caso base de este documento de prospectiva.

Cuadro 6.1 Escenarios de crecimiento del Producto Interno Bruto total nacional, 2013-2027

(variaciones porcentuales)

Nota: El caso Criterios 2014 SHCP se basa en el marco macroeconómico inercial de los Criterios de Política Económica 2014 de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Fuente: SENER, con información de SHCP y CAPEM OEF.

6.1.1 Gas natural

En el caso Criterios 2014 SHCP, la demanda interna de gas natural (sin considerar el sector petrolero ni eléctrico público) aumentará de 1,626.1 mmpcd en 2013 a 2,581.5 mmpcd en 2027. Esto representa un crecimiento medio de 3.4% anual (véase Figura 6.1). En 2013 la demanda del caso Criterios 2014 SHCP será 1.3% menor (21.5 mmpcd) respecto al caso base. Para 2027, ésta será 2.8% (74.9 mmpcd) menor con respecto al caso base.

Figura 6.1 Demanda interna* de gas natural, 2013-2027. Caso base y Criterios 2014


* No incluye la de demanda de los sectores petrolero y eléctrico público. Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

212 Elaborado con el apoyo del consultor económico de la SENER, CAPEM OEF.

Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmca

Caso base 3.1 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 3.9 3.8 3.7 3.6 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.7

Criterios 2014 SHCP 1.8 3.5 3.8 3.7 3.6 3.5 3.5 3.8 3.7 3.6 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5

1,500

1,700

1,900

2,100

2,300

2,500

2,700

20

13

20

14

20

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20

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20

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20

20

20

21

20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

Caso base Criterios 2014 SHCP

Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmca

Caso base 1,648 1,888 1,994 2,123 2,164 2,263 2,304 2,342 2,385 2,428 2,472 2,517 2,563 2,609 2,656 3.5

Criterios 2014 SHCP 1,626 1,826 1,955 2,080 2,119 2,211 2,245 2,282 2,323 2,364 2,406 2,449 2,493 2,537 2,581 3.4


216

Asimismo, en el caso Criterios 2014 SHCP, la proyección demanda de gas natural de los sectores industrial y autogeneración en conjunto, mostró un consumo esperado menor en 3.0% (73.8 mmpcd) en 2027, respecto al caso base. Por su parte, la demanda conjunta de los sectores residencial, servicios y autotransporte se estimó 0.6% menor (1.2 mmpcd), también en 2027.

Figura 6.2 Demanda de gas natural por grupo de sectores, 2013-2027. Caso base y Criterios 2014


Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

El sector con la demanda de gas natural más sensible ante las variaciones del PIB es el industrial. En los sectores residencial, servicios y autotransporte, la elasticidad-ingreso es muy baja, por lo cual el cambio del PIB resulta en una proyección sólo marginalmente menor.

El crecimiento del sector industrial es la suma de la tendencia y la demanda adicional. El impulsor más importante del crecimiento tendencial es la actividad económica de cada grupo de ramas en cada estado. Por lo tanto, la reducción en el PIB provoca un desplazamiento a la baja de toda la curva de la demanda de gas natural para todo el periodo. En el caso de la demanda adicional, que consiste en nuevos proyectos industriales tales como de infraestructura de transporte y distribución, además de los proyectos de gas natural comprimido, se aplica un retraso en su ejecución.

6.1.2 Gas L.P.

En 2027, el volumen promedio de las ventas internas de gas L.P. en el caso Criterios 2014 SHCP será de 290.8 mbd y la del caso base será de 293.8 mbd, por lo que la diferencia será de 3.1 mbd; en suma, el caso Criterios 2014 será 1.0% menor.

La diferencia de las ventas internas de los resultados de ambos escenarios de PIB, partirá de 1.2 mbd en 2013, para después llegar a 3.1 mbd en 2027. El gradual aumento de ésta

1,400

1,600

1,800

2,000

2,200

2,400

2,600

20

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20

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20

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20

26

20

27

Industrial y autogeneración

Caso base

Criterios 2014 SHCP

100.0

110.0

120.0

130.0

140.0

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

20

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27

Residencial, servicios y autotransporte

Caso base

Criterios 2014 SHCP

Sector 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmca

Industrial y Autogeneración

Caso base 1,530 1,763 1,862 1,983 2,018 2,111 2,147 2,180 2,219 2,259 2,300 2,342 2,386 2,431 2,476 3.5

Criterios 2014 SHCP 1,508 1,701 1,822 1,941 1,974 2,060 2,089 2,121 2,158 2,196 2,235 2,275 2,317 2,359 2,403 3.4

Residencial, servicios y autotransporte

Caso base 118.0 125.6 132.9 139.7 146.1 151.9 157.1 161.7 165.8 169.3 172.3 174.7 176.8 178.6 180.1 3.1

Criterios 2014 SHCP 117.7 125.2 132.3 139.0 145.3 150.9 156.0 160.6 164.6 168.1 171.1 173.6 175.6 177.4 178.9 3.0


217

diferencia se debe a efectos compuestos que captan los modelos de proyección213. La variable ingreso no afecta directamente la estimación de la demanda pero sí otros factores que determinan la demanda, como es el tiempo en el uso de agua caliente per cápita en el sector residencial. De igual manera, en el sector autotransporte la variable ingreso afecta la demanda de transporte, el cual afecta la tenencia de vehículos que a su vez afecta la demanda de combustibles.

Figura 6.3 Ventas internas de gas L.P., 2013-2027. Caso base y Criterios 2014


Fuente. IMP, con base en PEMEX y SENER.

En términos relativos, el consumo esperado de gas L.P. del sector autotransporte presentó la mayor sensibilidad al cambio de escenario de PIB, con una diferencia de -3.8% del caso Criterios 2014 SHCP respecto al caso base. En el caso del sector industrial, el resultado del PIB escenario Criterios 2014 SHCP fue una demanda 1.2% menor que el caso base en 2027; mientras que en los sectores residencial y servicios la diferencia fue -0.7% (véase Figura 6.4).

213 El modelo de proyección de la demanda de combustibles de los sectores residencial y servicios, así como del sector autotransporte, es del tipo "bottom-up".

230.0

240.0

250.0

260.0

270.0

280.0

290.0

300.0

310.0

320.0

330.0

20

13

20

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20

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20

25

20

26

20

27

Caso base Criterios 2014 SHCP

Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaCaso base 289.1 286.7 287.4 288.6 289.6 290.5 291.2 291.8 292.2 292.6 293.0 293.3 293.4 293.7 293.8 0.1

Criterios 2014 SHCP 287.9 285.6 285.6 286.4 287.1 287.6 288.0 288.5 289.0 289.4 289.8 290.1 290.3 290.6 290.8 0.1


218

Figura 6.4 Ventas internas de gas L.P. por grupo de sectores, 2013-2027. Caso base y Criterios 2014


1 Incluye ventas de butanos y propano como materia prima. Fuente. IMP, con base en PEMEX y SENER.

6.2 Variación de rendimientos y ahorro de la energía Para el análisis de sensibilidad de la demanda de gas natural y gas L.P. por cambios en el escenario de rendimiento de combustibles, se hizo un ejercicio en el que se asume que los calentadores nuevos, o en su caso vehículos nuevos, mantienen constante el rendimiento a lo largo del periodo prospectivo (escenario de rendimientos fijos). En otras palabras, entre 2012 y 2027 no se presentaría ningún avance en el rendimiento de combustibles en los equipos para prestar determinado servicio. Esto permite ver el efecto que tienen los rendimientos actuales contra la tendencia de las mejoras tecnológicas, manteniendo todo lo demás constante214.

Cuadro 6.2 Escenarios de eficiencias térmicas de calentadores de agua nuevos*, 2013-2027

(porcentajes)

* Eficiencias térmicas bajo condiciones de laboratorio. Fuente: IMP.

214 Para el caso del ejercicio con rendimientos fijos, el PIB, los precios y todos los demás supuestos son los mismos que para el del caso base.

200.0

205.0

210.0

215.0

220.0

225.0

230.0

235.0

240.0

245.0

250.0

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13

20

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20

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20

25

20

26

20

27

Residencial, servicios y agropecuario

Caso base

Criterios 2014 SHCP

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

Industrial

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

20

13

20

14

20

15

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16

20

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20

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20

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20

20

20

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20

22

20

23

20

24

20

25

20

26

20

27

Autotransporte

Sector 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaResidencial, servicios y agropecuarioCaso base 228.3 229.4 230.3 231.0 231.6 232.1 232.5 232.7 232.8 232.9 232.9 232.8 232.6 232.4 232.2 0.1Criterios 2014 SHCP 227.6 228.5 229.3 229.9 230.3 230.6 230.8 231.0 231.2 231.2 231.3 231.2 231.0 230.8 230.6 0.1

Industrial1

Caso base 28.3 25.0 25.0 25.7 26.2 26.7 27.2 27.8 28.3 28.8 29.3 29.9 30.4 31.0 31.6 0.8Criterios 2014 SHCP 28.0 25.5 24.9 25.4 25.9 26.4 26.8 27.4 27.9 28.4 29.0 29.5 30.0 30.6 31.2 0.8AutotransporteCaso base 32.5 32.2 32.1 31.9 31.8 31.7 31.5 31.3 31.1 30.9 30.8 30.6 30.5 30.3 30.1 -0.6Criterios 2014 SHCP 32.3 31.6 31.4 31.1 30.9 30.6 30.3 30.1 29.9 29.8 29.6 29.5 29.3 29.1 28.9 -0.8

Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmca

Caso base 81.7 82.3 82.9 83.5 84.1 84.8 85.4 86.0 86.7 87.3 88.0 88.6 89.3 89.3 89.3 0.6

Rendimientos fijos 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 81.1 -


219

Cuadro 6.3 Escenarios de rendimientos* de vehículos a gasolina nuevos, 2013-2027

(kilómetros por litro)

* Rendimientos de los vehículos nuevos bajo condiciones de laboratorio. Fuente: IMP con información de CONUEE, EIA y EPA.

Un elemento importante en la proyección de la demanda de combustibles de sector autotransporte son los rendimientos kilómetro por litro esperado para los vehículos nuevos. En este sentido, los rendimientos de vehículos nuevos a gasolina dependen de la oferta de los armadores que depende a su vez de la optimización de su negocio y la evolución tecnológica. Para fines de la proyección, los rendimientos de vehículos nuevos son datos que se obtienen de pruebas de laboratorio, a los cuales se aplica un descuento de 25% para reflejar las condiciones reales de manejo.

El escenario de rendimientos del caso base, considera el efecto suavizado de entrada de la norma215 que regula el rendimiento de los vehículos ligeros nuevos. Los escenarios de rendimientos considera la desagregación de los vehículos en clases, en las que el rendimiento avanza a diferentes ritmos. En el caso base, los vehículos cuyos rendimientos mostrarán mayor avance son los compactos y subcompactos. Por el contrario, los autobuses, camiones pesados y camionetas serán las clases de vehículos con menor mejora en rendimientos del combustible (véase Cuadro 6.3).

6.2.1 Gas natural

En los sectores residencial y servicios se estiman mejoras en calentadores convencionales de agua a gas natural que supondrían un ahorro energético acumulado de 37.4 mmpcd hacia 2027, lo que equivaldría aproximadamente a 9.3 mbd de gas L.P. (véase Figura 6.6). El ahorro acumulado es significativamente menor, en comparación a los resultados de gas L.P., debido a la baja penetración que tiene el gas natural en los sectores residencial y servicios, además de que solamente se estiman mejoras para los calentadores de agua y no para otros aparatos a gas natural.

215 La NORMA Oficial Mexicana NOM-163-SEMARNAT-ENER-SCFI-2013, Emisiones de bióxido de carbono (CO2) provenientes del escape y su equivalencia en términos de rendimiento de combustible, aplicable a vehículos automotores nuevos de peso bruto vehicular de hasta 3 857 kilogramos; disponible en: http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5288407&fecha=20/02/2013.

Caso Clase 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027Subcompacto 17.4 17.7 18.0 18.3 18.2 18.4 18.7 18.9 19.2 19.4 19.6 19.9 20.1 20.4 20.6Compacto 15.2 15.5 15.8 16.1 16.0 16.2 16.4 16.6 16.8 17.1 17.3 17.5 17.7 17.9 18.1Lujo y deportivos 13.1 13.4 13.6 13.9 13.7 13.9 14.0 14.1 14.3 14.4 14.5 14.7 14.8 14.9 15.1Camionetas 11.0 11.1 11.2 11.3 11.1 11.1 11.2 11.2 11.3 11.3 11.3 11.4 11.4 11.5 11.5Camionetas de uso intensivo 12.0 12.1 12.2 12.4 12.5 12.6 12.7 12.9 13.0 13.1 13.2 13.4 13.5 13.6 13.8Camiones medianos 5.4 5.4 5.5 5.5 5.6 5.7 5.7 5.8 5.8 5.9 6.0 6.0 6.1 6.1 6.2Camiones pesados 4.7 4.8 4.8 4.9 4.9 5.0 5.0 5.1 5.1 5.2 5.2 5.3 5.3 5.4 5.4Autobuses 4.0 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.4 4.4 4.5 4.5 4.6 4.6 4.6Subcompacto 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0 17.0Compacto 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9 14.9Lujo y deportivos 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8 12.8Camionetas 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9 10.9Camionetas de uso intensivo 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9 11.9Camiones medianos 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3Camiones pesados 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7Autobuses 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0

Caso base

Rendimientos fijos


220

Figura 6.5 Demanda de gas natural en los sectores residencial y servicios, 2013-2027.

Caso base y Rendimientos fijos (millones de pies cúbicos diarios)


6.2.2 Gas L.P.

Para la demanda de gas L.P. en los sectores residencial y servicios, se estiman mejoras en calentadores convencionales de agua que supondrían un ahorro energético acumulado de 51.5 mbd hacia 2027 (véase Figura 6.7). Al igual que con el gas natural, estos ahorros sólo toman en cuenta la mejora de los rendimientos en calentadores216.

Respecto al consumo de gas L.P. en el sector autotransporte, es relevante mencionar que la mayor eficiencia en motores a gasolina, es decir con bujía, no sólo reduce el consumo de gasolina sino también el de gas L.P. que también se puede consumir en estos motores.

216 No se considera rendimientos de los quemadores en estufas.

100.0

110.0

120.0

130.0

140.0

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

20

13

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20

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20

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20

26

20

27

Caso base Rendimientos fijos

Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaCaso base 116.2 123.9 131.1 138.0 144.3 150.2 155.4 160.0 164.0 167.5 170.5 173.0 175.1 176.9 178.4 3.1Rendimientos fijos 116.3 124.1 131.5 138.6 145.2 151.4 157.0 162.1 166.6 170.6 174.2 177.3 180.0 182.4 184.5 3.3


221

Figura 6.6 Ventas internas de gas L.P. en los sectores residencial y servicios, 2013-2027.

Caso base y Rendimientos fijos (miles de barriles diarios)


Figura 6.7 Ventas internas de gas L.P. en el sector autotransporte, 2013-2027.

Caso base y Rendimientos fijos (miles de barriles diarios)

* Rendimientos de los vehículos nuevos bajo condiciones de laboratorio. Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

150.0

160.0

170.0

180.0

190.0

200.0

210.0

220.0

230.0

240.0

250.0

20

13

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20

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20

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20

27


Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaCaso base 223.7 224.7 225.5 226.1 226.6 227.0 227.3 227.4 227.4 227.4 227.4 227.2 226.9 226.6 226.4 0.1Rendimientos fijos 223.8 225.2 226.2 227.1 228.0 228.9 229.7 230.4 231.1 231.7 232.4 233.0 233.5 233.9 234.3 0.3

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

20

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26

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27


Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaCaso base 32.5 32.2 32.1 31.9 31.8 31.7 31.5 31.3 31.1 30.9 30.8 30.6 30.5 30.3 30.1 -0.6Rendimientos fijos 32.6 32.3 32.3 32.2 32.2 32.3 32.3 32.2 32.2 32.2 32.2 32.2 32.3 32.3 32.3 -0.1


222

En el caso base de proyección, la mejora en el rendimiento de vehículos a gasolina provoca que la diferencia entre el gasto en vehículos a gasolina y a gas L.P. se reduzca; por lo que el ahorro potencial que serviría para recuperar la inversión de la conversión a gas L.P. disminuye. Por lo anterior, habrá menos vehículos con un recorrido suficientemente largo para que la opción de gas L.P. sea redituable, causando que el consumo de gas L.P. carburante se reduzca.

6.3 Variación de los precios Para el caso de este documento de prospectiva, el análisis de sensibilidad de la demanda de combustibles a la variación de precios sólo arrojó resultados significativos en la demanda de gas L.P. del sector autotransporte. En general, el consumo de gas natural y gas L.P. no tiene respuesta a las variaciones de los precios al público en las magnitudes propuestas. En su gran mayoría, las elasticidades-precio de la demanda son prácticamente cero y generalmente no son estadísticamente significativas.

Para realizar el ejercicio de sensibilidad se consideraron dos casos: precios del gas L.P. administrados, que es el caso base del momento de prospectiva, y precios no administrados. En este último caso, se incluyeron dos escenarios de precios: 1) precios de referencia iguales a los del caso base, pero sin administración del precio final; y 2) precios moderados basado en precios de referencia bajos.

Para el periodo 2013-2027, los supuestos de los diferentes escenarios de precios son:

• Para el caso base de precios tanto administrados como no administrados: crecimiento medio real del propano de referencia de 1.2% anual, 0.3% en el butano de referencia y 1.1% para mezcla en gas L.P.

• Para el caso moderado de precios no administrados: reducción promedio real del propano de referencia de 1.2% anual, 2.0% en el butano de referencia y 1.3% para mezcla en gas L.P.

Cuadro 6.4 Escenarios de crecimiento en los precios al público de gas L.P., 2013-2027

(variaciones porcentuales reales)

Fuente: IMP con información de PEMEX.

En 2013, considerando los movimientos de mercados internacionales de energéticos y la agudización del proceso recesivo mundial, se estima que el precio final del gas L.P. aumente 6.9% en 2013217. Para el invierno 2013-2014, se considera una mayor demanda de gas L.P. por un invierno más frio en el mercado de referencia, respecto al invierno anterior. Esto impactará el propano de referencia y se transmitirá al precio final de gas L.P. en México218 de 2014, aunque con un efecto que puede ser atenuado en mayor o menor medida por el entorno económico. Asimismo, de 2013 a 2027 los precios al público no administrados de gas L.P. aumentarán en promedio 1.0% real anual en el caso base, y 0.2% real en el caso moderado

217 Considerando lo publicado en el Diario Oficial de la Federación hasta el momento de la elaboración de este análisis, con respecto a la determinación de los precios máximos de venta de gas L.P. al usuario final por parte de la Secretaría de Economía. 218 EIA Short-Term Energy and Winter Fuels Outlook, October 8, 2013, U.S. Energy Information Administration.

Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmca

Caso base 6.9 -1.1 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 0.4

Precios no administrados

Caso base 6.9 8.4 0.0 -2.9 2.0 1.2 0.8 -0.8 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.2 1.0

Caso moderado 6.9 1.4 -3.5 -4.7 1.7 1.1 0.8 -0.8 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.2 0.2


223

(véase Cuadro 6.3). Esto frente a un crecimiento medio de 0.4% real del precio administrado, que sin embargo de 2015 a 2027 prácticamente no variará.

Figura 6.8 Ventas internas de gas L.P. en el sector autotransporte, 2013-2027.

Casos base, base no administrado y moderado no administrado (miles de barriles diarios)

Fuente: IMP con información de PEMEX.

El cambio en el caso base de los precios administrados a los no administrados, hace que el crecimiento real medio de los precios pase de 0.4% a 1.0%, respectivamente; en tanto que los precios de gasolina PEMEX Magna pasan de un crecimiento real medio de 0.6% a 0.9%. Esta diferencia en los ritmos de crecimiento entre los combustibles, hace menos competitivo el precio del gas L.P. y su consumo se reduciría ligeramente. Este efecto se refuerza en el caso moderado de precios no administrados, con un crecimiento medio de 0.2% para el precio del gas L.P. y una reducción promedio de 0.8% en la gasolina PEMEX Magna, que implica 2.1 mbd menos para la demanda de gas L.P. carburante en 2027 (véase Figura 6.9).

Por otro lado, la diferencia entre el precio al público de gas natural y sus competidores petrolíferos, excepto el coque de petróleo, es tan grande que las variaciones relativamente pequeñas como se están considerando en estos ejercicios de sensibilidad no afectan a su demanda. Las variaciones en los precios relativos de coque de petróleo y carbón mineral, con respecto a gas natural, sí podrían presentar cambios positivos o negativos en la demanda de gas natural de la industria cementera, pero en este ejercicio no se están considerando.

25.0

26.0

27.0

28.0

29.0

30.0

31.0

32.0

33.0

34.0

35.02

01

3

20

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Caso base

Caso base, no administrado

Caso moderado, no administrado

Caso 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 tmcaCaso base 32.5 32.2 32.1 31.9 31.8 31.7 31.5 31.3 31.1 30.9 30.8 30.6 30.5 30.3 30.1 -0.6Precios no administrados

Caso base 32.5 32.0 31.9 31.8 31.7 31.5 31.4 31.2 30.9 30.8 30.6 30.4 30.2 30.1 29.8 -0.6 Caso moderado 32.5 32.2 31.9 31.7 31.3 31.0 30.6 30.3 29.9 29.6 29.2 28.9 28.6 28.3 27.9 -1.1


225

7 Capítulo Siete.

Aspectos Tecnológicos en la

Industria del Gas Natural y

Gas L.P.

En esta sección se presenta de manera general una descripción tecnológica de la industria del gas natural, centrándose aquellas en el sector de exploración y producción, así como algunas innovaciones selectas que han tenido de profundo efecto sobre el potencial de gas natural. Durante las últimas décadas, la industria del gas natural se ha transformado en una de las industrias tecnológicamente más avanzadas alrededor del mundo. Las innovaciones han dado nueva forma a la industria en un líder tecnológico dado su amplio rango de aplicación.

7.1 Avances en exploración y producción A partir de la década de los 90’s, el gas natural comenzó un crecimiento notable de la demanda de gas natural por parte de la industria eléctrica, de tal manera que hoy en día se presente una gran dependencia de este combustible para la generación de energía eléctrica. La industria del gas natural ha sido capaz de mantener el ritmo de la creciente demanda y producir mayores cantidades de gas natural a través de la innovación tecnológica. Entre estas innovaciones, se ha permitido el desarrollo de gas natural de esquisto (o gas de lutitas) y otras formaciones llamadas "no convencionales" que se encuentra en abundancia en algunas regiones, así como el desarrollo de formaciones situadas en campos costa afuera (off-shore) y tierra adentro (on-shore) tradicionales.

7.1.1 Exploración

La innovación tecnológica en el sector de exploración y producción ha dotado a la industria con los equipos y las prácticas necesarias para incrementar continuamente la producción de gas natural y así satisfacer la creciente demanda. Estas tecnologías sirven para hacer la exploración y producción de gas natural más eficiente, seguro y respetuoso del medio ambiente. A pesar de que los depósitos de gas natural se producen cada vez más en formaciones "no convencionales", tal como la roca de lutitas, la industria de exploración y producción no sólo ha mantenido su ritmo de producción, sino que ha mejorado la naturaleza general de sus operaciones.

Algunas de las recientes innovaciones tecnológicas en el sector de la exploración y la producción de gas natural se describen a continuación:

Imagen Sísmica 3-D y 4D

El desarrollo de la imagen sísmica en tres dimensiones (3-D) cambió en gran medida la naturaleza de la exploración de gas natural. Esta tecnología utiliza las técnicas tradicionales de imágenes sísmicas, combinadas con potentes ordenadores y procesadores para crear un modelo tridimensional de las capas del subsuelo. Como una expansión en el continuo desarrollo de esta tecnología, surge la sismología de cuarta dimensión (4 –D), la cual añade el


226

tiempo como una dimensión, permitiendo que en los equipos de exploración se observen los cambios en las características del subsuelo a través del tiempo.

Con base en esta tecnología, los operadores de los equipos de exploración ahora pueden identificar las prospectivas de gas natural con menor grado de dificultad, así como identificar los lugares de perforación de pozos adecuadamente, reducir el número de agujeros taladrados en seco, reducir los costos de perforación, y reducir el tiempo de exploración. Esto conduce a beneficios tanto económicos como ambientales.

Arena Fracturada de CO2

La tecnología de arena fracturada de CO2 se ha utilizado desde la década de los 70’s para ayudar a aumentar la velocidad de flujo de gas natural y petróleo de formaciones subterráneas. Esta técnica implica el uso de una mezcla de agentes de sostén de arena y CO2 líquido para fracturar formaciones, la creación y la ampliación de grietas a través del cual el aceite y el gas natural pueden fluir libremente. El CO2 posteriormente se evapora dejando sólo la arena en la formación, la celebración de las grietas recién ampliada abierta. Debido a que no hay otras sustancias utilizadas en este tipo de fractura, no hay restos del proceso de fracturación que debe ser eliminado. Esto significa que, mientras que este tipo de fractura abre efectivamente la formación y permite una mayor recuperación de petróleo y gas natural, el cual esto no daña el depósito, sin generar desperdicio debajo del subsuelo y protege los recurso de aguas subterráneas.

Tubería Flexible

La tecnología de tubería flexible reemplaza la rígida tradicional, incorporado al largo y flexible tubo serpentín de perforación. Esto reduce en gran medida el costo de la perforación, así como proporcionar una pequeña marca de perforación, requiriendo menos lodo de perforación, plataforma más rápido de instalar, y reduciendo el tiempo normalmente necesario para hacer las conexiones de la tubería de perforación. La tubería flexible también se puede utilizar en combinación con la perforación de pozos angostos que proporcionan las condiciones de perforaciones muy económicas y un menor impacto sobre el medio ambiente.

Medición durante la perforación

La medición durante la perforación (MWD por sus siglas en inglés – Measurement While Drilling) de sistemas permite la recolección de los datos desde el fondo de un pozo, mientras se está perforando. Esto permite a los ingenieros y los equipos de perforación tener acceso hasta a una segunda información sobre la naturaleza exacta de las formaciones rocosas que se encuentran en la broca. Esto técnica mejora la eficiencia y la precisión en el proceso de perforación, lo que permite una mejor evaluación de la formación como la broca de perforación se encuentra con la formación subterránea y reduce la posibilidad de daño a la formación y explosiones.

Perforación angosta

La perforación pozos angostos es exactamente como suena; perforación de un agujero más delgado en el suelo para llegar a gas natural y yacimientos de petróleo. Con el fin de ser


227

considerado de perforación pozos angostos, al menos 90% de un pozo debe ser perforado con una broca de menos de seis pulgadas de diámetro (mientras que los pozos convencionales típicamente utilizan brocas mayores a 31 centímetros de diámetro). La perforación de diámetro reducido puede mejorar significativamente la eficiencia de las operaciones de perforación, así como reducir su impacto ambiental.

De hecho, procesos con tiempos más cortos de perforación pueden traducirse en una reducción del 50% en los costos de perforación, mientras que la reducción de la huella de perforación por tanto como 75%. Debido a su perfil de bajo costo y reducido impacto ambiental, la perforación de pozos angostos proporciona un método de perforación económicamente para pozos exploratorios en nuevos ámbitos, la perforación de pozos profundos en los campos existentes, y proporciona un medio eficiente para extraer más gas natural y petróleo de yacimientos agotados.

Fractura Hidráulica

Se utiliza para el gas natural libre que queda atrapado en formaciones de roca de esquisto (o gas de lutitas). Una mezcla líquida que es 99% agua y arena que se inyecta en la roca a muy alta presión, provoca las fracturas dentro de la roca la cual libera el gas natural de una ruta de acceso fluyendo hacia la boca del pozo. La mezcla de fluido de fractura hidráulica también ayuda a mantener la formación más porosa. Como ejemplo, la tecnología de fractura hidráulica se utiliza ahora ampliamente, con más del 90%de los pozos de gas natural en los Estados Unidos de haberla usado para aumentar la producción en algún momento.

Los avances tecnológicos anteriores sólo proporcionan una visión general de la tecnología desarrollada cada vez más sofisticada así como la puesta en práctica en la exploración y producción de gas natural. Las nuevas tecnologías y aplicaciones se están desarrollando constantemente, las cuales sirven para mejorar la economía de la producción de gas natural, permitir la producción de los yacimientos que antes se consideraban demasiado poco convencional o poco rentable para desarrollar y garantizar que el suministro de gas natural se mantiene al día con el aumento constante de la demanda.

7.2 Producción

Producción de gas de lutitas (shale-gas)

El gas de esquisto o gas de pizarra, conocido con el nombre de shale gas en terminología internacional, es gas natural que se encuentra confinado en rocas de muy baja permeabilidad. Su explotación comercial requiere del uso de tecnologías diferentes a las empleadas en yacimientos convencionales. En los yacimientos convencionales la roca almacén suele ser arenisca o caliza, de elevada porosidad. Esta porosidad facilita el flujo del hidrocarburo almacenado en la roca, simplificando su extracción.

La roca almacén en el caso del shale gas es una lutita. Se trata de una roca sedimentaria de grano muy fino y con una permeabilidad muy baja: los poros de la roca son muy pequeños y están muy poco interconectados entre sí. El hidrocarburo contenido en estos poros no puede fluir libremente. Para la extracción del gas se hace necesario aumentar artificialmente la permeabilidad. La fracturación hidráulica -fracking- es la técnica normalmente empleada para provocar fisuras en la roca almacén y permitir que el gas que contiene fluya hacia el pozo de producción (véase Figura 7.1).


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Figura 7.1 Gas natural y geología de yacimientos

Fuente. Adaptado al español del U.S. Energy Information Administration (EIA).

Los yacimientos convencionales de petróleo y gas requieren la presencia de una trampa que impida el flujo del hidrocarburo, reteniéndolo en la roca almacén. En los yacimientos de shale gas esto no es necesario, ya que el gas atrapado no puede fluir de forma natural. Por ello las configuraciones geológicas de ambos tipos de yacimientos son diferentes. La trampa es una exigencia en los yacimientos convencionales, típicamente un anticlinal o una falla. Los yacimientos de shale gas son capas más o menos horizontales de lutita, de espesor relativamente pequeño. La lutita es una roca sedimentaria formada a partir de la acumulación de lodos y limos, de granulometría muy pequeña. La materia orgánica atrapada sufrió una descomposición durante el proceso que dio lugar a la formación rocosa, originando hidrocarburos. Así, el petróleo y el gas natural ocuparon los poros de la roca, sin posibilidad de fluir a otras zonas. Las lutitas son a la vez la roca madre y la roca almacén de este tipo de yacimientos.

Los pozos de explotación deben conectar con la superficie la mayor extensión del yacimiento posible. En la mayoría de los yacimientos convencionales un pozo vertical soluciona esta exigencia, pues el espesor de la capa del yacimiento es suficientemente grande. El pequeño espesor de los yacimientos de shale gas no hace rentable su explotación con pozos verticales que atraviesen la formación de lutita. Con el fin de incrementar el caudal de hidrocarburo que fluye hacia el pozo de extracción, la perforación recorre horizontalmente la formación de la roca almacén, aumentando el contacto entre el pozo perforado y la roca.

La perforación de los pozos se inicia de forma vertical como en los pozos convencionales hasta alcanzar la profundidad donde se encuentra el yacimiento. Aquí la perforación se inclina hasta conseguir la horizontalidad que tiene el yacimiento y se prolonga durante varios centenares de metros.

Con el fin de reducir los costos de la perforación y la futura operación, así como para reducir el área ocupada en la superficie, los tramos verticales se concentran en una pequeña zona. Junto a ella se colocarán las instalaciones de superficie necesarias para la producción.


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Tecnología de conversión de Gas a Líquidos (Gas-to-Liquids)

Una clase diferente de tecnología de conversión de gas natural a hidrocarburo líquido denominada conversión de gas a líquidos (GTL por sus siglas en inglés) está transformando el mercado del transporte y la utilización del gas natural. Varias de las grandes compañías de petróleo y gas natural están desarrollando conocimientos especializados relacionados en este nuevo mercado, en donde algunas compañías ya tienen plantas GTL comercialmente operando y algunas otras en fase de proyecto piloto.

El proceso de GTL no es nuevo, pues a principios de los años 20’s del siglo pasado se desarrolló un método exitoso conocido como el proceso Fisher-Tropsch, el cual es un proceso de pasos múltiples y con gran consumo de energía, que separa las moléculas de gas natural (predominantemente metano – CH4) y las vuelve a juntar para dar lugar a moléculas más largas. El primer paso requiere la entrada de oxígeno separado del aire; el oxígeno es insuflado en un reactor para extraer los átomos de hidrógeno del CH4. Los productos son gas de hidrógeno sintético (o gas de síntesis) conformado por hidrógeno y monóxido de carbono. El segundo paso utiliza un catalizador para recombinar el hidrógeno y el monóxido de carbono. En la última etapa, los hidrocarburos líquidos son convertidos y fraccionados en productos que pueden ser utilizados en inmediato o mezclarse con otros productos. El producto más conocido es el diésel extremadamente puro; o gasoil.

El diésel obtenido con el proceso Fisher-Tropsch, a diferencia del derivado de la destilación del crudo, tiene un contenido de óxido de azufre y óxido de nitrógeno prácticamente nulo; carece virtualmente del contenido de aromáticos y su combustión produce poca o nula emisión de partículas. Otros productos a partir de este proceso se pueden obtener tales como keroseno, etanol, dimetileter, nafta y ceras (véase Figura 7.2).

Figura 7.2 Gas a líquidos

Fuente. SENER.

El rendimiento actual de la conversión de gas natural a líquidos es de aproximadamente 286 metros cúbicos de gas natural convierten un poco más de un barril de combustible líquido sintético.

7.3 Tecnología de Gas Natural Licuado (GNL)

El Gas Natural Licuado (GNL) es gas natural se procesa por medio de licuefacción a una temperatura de menos 162 °C para convertirse en líquido y poder ser transportado. El GNL puede ser muy útil, especialmente para el transporte de gas natural, ya que el GNL ocupa alrededor de un sexcentésima el volumen de gas natural gaseoso. Los avances en la tecnología


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son la reducción de los costos asociados a la licuefacción y regasificación de GNL. Debido a su fácil transporte, el GNL es un producto que puede hacer un depósito de gas natural muy atractivo ya que los costos para la construcción de gasoductos pueden ser muy altos en comparación al transporte en estado líquido. Además, el GNL proporciona grandes beneficios económicos por el gran volumen que puede transportarse por medio de buques tanque y su almacenamiento en terminales de regasificación. Esto ha provocado un aumento en el mercado de GNL a nivel mundial, conectando economías de distintas regiones.

El GNL cuando es vaporizado a forma gaseosa, sólo se quema en concentraciones de entre 5% y 15% en mezcla con el aire. Además, el GNL, o cualquier vapor asociados con él, no explota en un ambiente confinado, por lo que en el caso de un derrame de GNL, el gas natural tiene pocas posibilidades provocar una explosión. En el proceso de licuefacción se elimina oxígeno, dióxido de carbono, azufre, y agua del gas natural, lo que resulta en que el GNL exista metano casi puro.

Típicamente GNL se transporta en camiones cisterna especializada con paredes aisladas, y se mantiene en forma líquida por auto refrigeración, por lo que es un proceso en el que el GNL se mantiene en su punto de ebullición, de modo que cualquier adición de calor se ven contrarrestados por la pérdida de energía de vapor de GNL que se ventila de almacenamiento y se utiliza para alimentar el recipiente.

El mayor uso de GNL permite que la producción y la comercialización de los depósitos de gas natural que antes eran económicamente irrecuperables ahora tengan un mayor valor en el mercado.

7.4 Celdas de combustible de Gas Natural

Las celdas de combustible que funcionan con gas natural son una tecnología innovadora y prometedora para la generación limpia y eficiente de la electricidad. Las celdas de combustible tienen la capacidad de generar electricidad a partir de las reacciones electroquímicas en lugar de la quema de combustibles fósiles para generar electricidad. En esencia, una celda de combustible funciona haciendo pasar un flujo de combustible (generalmente hidrógeno) y oxidantes sobre electrodos que están separados por un electrolito. Esto produce una reacción química que genera electricidad sin necesidad de la combustión de combustible, o la adición de calor como es común en la generación tradicional de electricidad. Cuando se utiliza hidrógeno puro como combustible, y oxígeno puro se usa como el oxidante, la reacción que tiene lugar dentro de una celda de combustible produce sólo agua, calor y electricidad. En la práctica, las celdas de combustible resultan en muy baja emisión de contaminantes dañinos, y la generación de alta calidad y fiable de electricidad.

Electricidad limpia

Las celdas de combustible proporcionan el método más limpio de producir electricidad a partir de combustibles fósiles. Mientras que un hidrógeno puro, de celdas de combustible de oxígeno puro produce sólo agua, electricidad y calor, las células de combustible en la práctica emiten cantidades de trazas de compuestos de azufre y niveles muy bajos de dióxido de carbono. Sin embargo, el dióxido de carbono producido por el uso de celdas de combustible se concentra y pueden recuperarse fácilmente, en lugar de ser emitido a la atmósfera.

La industria del gas natural se une a las agencias gubernamentales y los laboratorios, empresas de investigación y desarrollo privadas y grupos de tecnología medioambiental en


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subir con las nuevas tecnologías que pueden mejorar la eficiencia, la rentabilidad y adecuación ambiental de la industria del gas natural. Las nuevas tecnologías y métodos surgen con frecuencia en la industria del gas natural.

7.5 Tecnología del Gas L.P. El gas licuado del petróleo (GLP) es la mezcla de gases licuados presentes en los gases naturales o disueltos en el petróleo. Los componentes del GLP, aunque a temperatura y presión ambientales son gases, son fáciles de licuar, de ahí su nombre. En la práctica, se puede decir que los GLP son una mezcla de propano y butano.

El propano y butano están presentes en el petróleo crudo y el gas natural, aunque una parte se obtiene durante el refinado de petróleo, sobre todo como subproducto de la destilación fraccionada catalítica (FCC, por sus siglas en inglés Fluid Catalytic Cracking).

Se inicia cuando el petróleo crudo procedente de los pozos petroleros llega a una refinación primaria, donde se obtienen diferentes destilados, entre los cuales se tienen gas húmedo, naftas o gasolinas, queroseno, gasóleos atmosféricos o diésel y gasóleos de vacío.

Estos últimos (gasóleos) de vacío son la materia prima para la producción de gasolinas en los procesos de craqueo catalítico. El proceso se inicia cuando estos se llevan a una planta FCC y, mediante un reactor primario a base de un catalizador a alta temperatura, se obtiene el GLP, gasolinas y otros productos más pesados. Esa mezcla luego se separa en trenes de destilación.

El gas natural de propano y butano que pueden ser extraídos por procesos consistentes en la reducción de la temperatura del gas hasta que estos componentes y otros más pesados se condensen. Los procesos usan refrigeración o turboexpansores para lograr temperaturas menores de -40 º C necesarias para recuperar el propano. Subsecuentemente estos líquidos son sometidos a un proceso de purificación usando trenes de destilación para producir propano y butano líquido o directamente GLP.


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Anexo A. Estadísticas complementarias

Contenido:

A.1. Demanda de gas natural por estado, 2002-2014

A.2. Demanda de gas natural por estado, 2015-2027

A.3. Demanda de gas natural por Estado, sectores industrial y autogeneración de electricidad, 2002-2014

A.4. Demanda de gas natural por Estado, sectores industrial y autogeneración de electricidad, 2015-2027

A.5. Demanda de gas natural por estado, sectores residencial, servicios y autotransporte, 2014-2027

A.6. Demanda de gas natural por estado, sectores residencial, servicios y autotransporte, 2015-2027

A.7. Demanda de gas natural por estado, sector eléctrico, 2002-2014

A.8. Demanda de gas natural por estado, sector eléctrico, 2015-2027

A.9. Demanda de gas natural por estado, sector petrolero, 2002-2014

A.10. Demanda de gas natural por estado, sector petrolero, 2015-2027


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Cuadro A.1 Demanda de gas natural por estado , 2002-2014


Fuente: IMP con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Estado 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Aguascalientes 4.6 6.8 9.9 10.7 12.6 12.4 12.8 13.2 16.9 19.2 20.9 20.8 21.4

Baja California 100.1 180.0 226.8 248.1 282.8 265.8 303.2 289.2 255.6 276.2 317.6 316.7 311.4

Baja California Sur - - - - - - - - - - - - -

Campeche 57.2 97.6 106.7 108.5 116.5 135.4 740.2 89.3 124.1 105.3 120.0 143.7 141.6

Chiapas 355.3 355.9 354.6 384.3 419.0 450.8 542.8 577.1 561.4 76.6 76.6 596.6 610.3

Chihuahua 213.0 223.5 220.6 199.3 229.6 258.5 266.0 276.4 280.7 306.5 322.1 348.0 372.8

Coahuila 145.0 126.8 128.0 122.1 129.7 136.3 142.3 127.3 139.2 156.5 174.1 185.1 220.5

Colima - - - - - - - - - - 53.6 164.1 225.8

Distrito Federal 54.8 56.5 58.9 56.6 55.6 50.9 48.6 50.2 64.1 70.1 74.5 109.4 125.2

Durango 45.3 38.0 39.0 71.8 98.6 107.5 107.8 112.3 153.3 186.6 193.1 221.6 220.6

Guanajuato 171.5 189.3 192.6 194.8 217.7 219.6 220.4 201.0 211.2 217.0 226.4 281.0 351.2

Hidalgo 146.0 177.2 207.7 169.9 181.6 151.1 168.8 155.2 153.4 149.9 162.9 178.3 168.0

Jalisco 53.5 49.9 45.2 45.6 48.0 47.2 50.0 50.4 54.2 57.1 59.4 64.0 75.6

México 315.9 313.0 275.3 283.5 300.9 321.7 319.5 348.1 329.2 335.0 316.6 399.3 423.5

Michoacán 97.6 128.1 136.2 125.9 134.5 139.7 131.6 65.9 111.2 119.9 114.3 115.2 146.3

Morelos - - - - - - - - - - 1.2 5.0 54.9

Nuevo León 529.2 609.0 560.0 554.6 607.0 604.1 617.4 591.2 633.4 667.7 672.4 687.2 717.4

Oaxaca 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 3.0 4.1 4.0 0.0 0.0 0.0 0.0 7.7

Puebla 71.9 88.3 87.4 78.3 87.8 98.4 102.1 97.7 141.4 172.3 170.3 175.7 177.9

Querétaro 125.1 99.7 110.4 114.7 121.2 111.6 118.1 157.4 138.4 127.0 143.5 145.7 149.4

Quintana Roo - - - - - - - - - - - - -

San Luis Potosí 19.6 24.5 25.8 26.4 30.8 106.9 172.1 178.3 171.6 188.8 171.3 216.9 229.0

Sinaloa - - - - - - - - - - - 0.0 0.0

Sonora 53.9 76.7 85.0 86.4 108.7 110.6 125.7 119.1 124.4 123.1 127.7 153.7 282.0

Tabasco 158.9 151.0 155.0 151.5 147.0 152.9 174.7 182.3 191.3 663.0 651.8 188.3 190.1

Tamaulipas 260.6 270.9 453.6 470.9 569.2 679.3 674.3 726.8 759.0 902.0 855.4 970.5 956.0

Tlaxcala 16.1 16.9 16.9 15.7 16.8 17.0 16.9 21.7 24.0 25.1 28.6 28.1 28.9

Veracruz 674.4 746.9 796.5 735.8 843.9 904.0 882.4 900.6 917.2 844.9 866.7 945.0 987.4

Yucatán 107.9 87.8 88.5 83.9 108.7 151.4 168.1 168.7 151.8 122.5 114.7 169.4 170.2

Zacatecas - - - - - - - - - - - 7.3 10.8

Aguas territoriales 657.0 744.2 787.0 748.4 803.4 689.8 - 600.7 634.0 600.1 642.8 649.0 635.0

Total 4,434.5 4,858.6 5,167.5 5,087.6 5,672.9 5,925.9 6,109.9 6,104.0 6,340.9 6,512.2 6,678.4 7,485.5 8,010.8


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Cuadro A.2 Demanda de gas natural por estado, 2015-2027



Estado 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Aguascalientes 22.1 22.9 23.7 24.5 30.8 73.0 93.7 94.5 95.4 107.0 221.5 247.9 320.8

Baja California 314.5 314.2 347.4 331.1 395.4 344.3 364.2 339.8 336.2 349.8 430.0 388.6 403.7

Baja California Sur - 59.3 63.9 53.0 49.3 51.8 54.2 73.4 72.4 74.7 83.3 96.7 86.8

Campeche 128.0 127.1 121.9 120.7 122.6 122.3 118.2 115.5 117.0 119.0 118.1 119.9 119.9

Chiapas 611.0 605.1 560.4 530.1 511.0 486.4 462.4 450.8 461.8 495.2 503.1 512.5 519.6

Chihuahua 395.6 441.7 394.1 398.0 476.6 478.8 491.9 536.4 547.1 568.5 602.7 606.3 596.4

Coahuila 224.0 215.1 219.3 221.8 225.9 224.8 228.8 231.1 235.0 234.0 251.0 346.9 399.3

Colima 234.1 225.9 235.7 311.5 414.8 442.6 424.5 414.1 420.1 431.8 431.5 428.3 424.6


Durango 216.9 211.6 200.6 193.3 196.5 187.4 186.8 187.8 183.3 186.4 183.8 164.7 164.0

Guanajuato 341.3 344.2 332.7 363.6 373.8 379.7 436.4 466.6 458.5 468.9 472.8 477.8 481.0

Hidalgo 269.3 285.6 290.1 285.8 286.3 480.1 591.4 688.1 694.3 685.6 684.6 683.8 687.9

Jalisco 79.6 81.2 83.1 84.8 86.4 93.1 134.5 156.7 158.2 159.8 161.2 162.5 163.7

México 409.6 393.4 353.4 410.6 404.5 413.8 400.1 403.5 405.8 419.9 464.0 514.3 520.9

Michoacán 146.4 181.5 181.6 181.7 181.8 181.8 181.9 182.0 182.1 182.2 182.3 182.4 182.5

Morelos 105.5 141.6 196.0 201.8 202.9 203.6 204.2 204.1 203.8 205.5 202.9 203.1 202.2

Nuevo León 727.0 831.9 925.1 985.0 998.3 1,106.6 1,154.8 1,165.0 1,176.3 1,181.6 1,189.3 1,210.5 1,377.0

Oaxaca 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 147.5 147.5 147.5 147.5 147.5 147.5 147.5

Puebla 187.9 190.0 187.8 187.9 192.8 193.0 191.1 189.3 194.2 197.5 199.6 203.3 208.6

Querétaro 151.5 150.1 141.8 140.2 150.6 146.3 148.4 144.7 130.6 139.4 144.1 149.4 153.0

Quintana Roo - 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 20.0 0.4 21.5 12.8

San Luis Potosí 228.5 226.7 214.6 211.4 208.1 205.2 196.3 344.4 530.1 575.2 572.2 589.7 576.5

Sinaloa 0.0 54.3 173.5 171.0 166.5 203.8 263.0 251.6 261.7 271.6 261.5 274.1 275.9

Sonora 349.3 355.4 388.1 348.9 348.3 330.4 343.8 376.2 384.6 399.7 430.5 448.7 459.2

Tabasco 202.5 189.4 194.6 192.7 188.7 198.6 197.1 194.3 198.6 206.6 205.5 199.8 202.7

Tamaulipas 1,024.3 1,017.3 984.6 991.5 980.1 909.6 880.7 895.2 861.5 849.4 849.8 822.5 753.8

Tlaxcala 29.9 30.9 32.0 33.2 34.3 35.4 36.8 38.1 39.6 41.1 42.7 44.4 46.2

Veracruz 1,163.4 1,171.1 1,137.5 1,115.8 1,121.1 1,127.2 1,134.8 1,145.9 1,157.1 1,168.7 1,173.9 1,182.1 1,187.0

Yucatán 207.3 212.6 203.9 204.8 202.7 266.5 224.9 223.1 225.6 248.7 294.0 343.1 372.1

Zacatecas 10.8 10.8 11.1 11.4 11.7 11.9 12.2 12.5 12.9 13.2 13.5 13.9 14.2

Aguas territoriales 800.0 800.0 800.0 800.0 800.0 762.4 655.7 605.1 540.8 494.1 445.1 319.2 290.4

Total 8,769.0 9,057.3 9,159.8 9,269.3 9,523.1 9,824.7 10,030.2 10,347.4 10,503.3 10,715.0 11,034.7 11,178.6 11,424.9


236

Cuadro A.3 Demanda de gas natural por estado, sectores industrial y autogeneración de

electricidad, 2002-2014 (millones de pies cúbicos diarios)


Estado 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Aguascalientes 4.6 6.7 9.7 10.5 11.3 12.1 12.5 13.0 16.7 18.3 20.5 20.4 20.8

Baja California 9.3 7.1 10.2 10.5 13.8 14.5 17.4 18.8 22.5 26.1 28.0 27.9 28.5


Campeche - - - - - - - - - - - - -

Chiapas - - - - - - - - - - - - -

Chihuahua 28.1 26.6 25.4 25.6 31.0 30.0 31.5 30.5 33.6 35.7 40.8 42.4 42.9

Coahuila 102.6 91.3 92.9 84.5 88.7 96.7 99.6 84.7 102.4 108.7 127.5 132.9 164.1

Colima - - - - - - - - - - - 4.5 4.5


Durango 5.0 5.1 5.7 7.3 8.5 6.7 6.3 5.8 6.5 11.3 15.2 15.4 15.5

Guanajuato 40.9 31.1 35.7 30.8 37.7 41.4 43.2 45.5 48.0 48.7 52.0 56.3 69.0

Hidalgo 23.3 21.5 23.2 21.0 26.2 25.9 24.4 25.7 30.1 31.7 34.8 31.1 32.0

Jalisco 53.3 46.7 44.3 44.5 46.7 45.7 48.5 48.9 51.6 55.4 57.6 61.9 73.0

México 124.9 123.2 125.3 129.0 132.5 131.6 130.2 121.9 135.8 144.7 149.2 157.2 182.5

Michoacán 97.6 128.1 136.2 125.9 134.5 139.7 131.6 65.9 111.2 119.9 114.3 115.2 146.3

Morelos - - - - - - - - - - 1.2 5.0 9.0

Nuevo León 250.4 299.1 334.5 328.9 345.7 358.2 348.7 330.6 365.3 379.1 363.7 384.7 395.2

Oaxaca 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 3.0 4.1 4.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Puebla 45.8 45.5 54.4 50.6 55.6 61.2 58.1 61.9 67.3 72.2 70.4 71.5 73.4

Querétaro 48.9 41.9 42.6 46.2 54.4 56.6 60.3 55.4 58.4 63.1 66.9 65.5 78.6

Quintana Roo - - - - - - - - - - - - -

San Luis Potosí 19.3 23.8 24.7 25.1 29.6 30.9 30.6 30.4 32.5 35.6 40.4 46.1 47.4

Sinaloa - - - - - - - - - - - - -

Sonora 11.9 10.2 11.1 13.3 13.9 15.5 13.9 11.5 12.0 13.2 15.1 39.4 73.7

Tabasco 4.6 6.7 7.0 3.9 2.9 1.2 0.6 2.4 1.3 1.2 3.0 2.9 2.8

Tamaulipas 68.3 63.9 68.9 68.1 77.8 81.4 77.4 75.6 80.1 79.9 85.4 77.2 77.0

Tlaxcala 16.1 16.9 16.9 15.7 16.8 17.0 16.9 21.7 24.0 25.1 28.6 28.1 28.9

Veracruz 91.4 78.0 68.7 70.2 79.3 79.3 81.1 74.9 87.2 89.0 94.7 99.9 149.9

Yucatán 2.7 1.1 1.1 1.0 1.1 1.1 2.0 3.1 3.1 5.0 4.7 4.7 4.8

Zacatecas - - - - - - - - - - - 7.3 10.8

Aguas territoriales - - - - - - - - - - - - -

Total 1,087.5 1,116.0 1,179.4 1,151.8 1,246.9 1,285.6 1,270.7 1,159.7 1,319.8 1,394.8 1,446.8 1,529.6 1,762.7


237

Cuadro A.4 Demanda de gas natural por estado, sectores industrial y autogeneración de

electricidad, 2015-2027 (millones de pies cúbicos diarios)


Estado 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Aguascalientes 21.4 22.1 22.7 23.4 24.1 24.7 25.4 26.1 26.9 27.6 28.4 29.2 30.0

Baja California 29.4 30.3 31.2 32.1 33.0 33.9 34.9 35.8 36.7 37.7 38.7 39.7 40.7


Campeche - - - - - - - - - - - - -

Chiapas - - - - - - - - - - - - -

Chihuahua 43.5 44.2 44.9 45.7 46.5 47.2 48.0 48.8 49.5 50.3 51.0 51.8 52.6

Coahuila 166.5 168.7 170.9 173.1 175.2 177.2 179.4 181.5 183.6 185.8 188.0 190.2 192.5

Colima 4.5 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 5.0 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6


Durango 15.8 16.1 16.3 16.5 16.7 16.8 17.1 17.3 17.5 17.7 17.9 18.0 18.2

Guanajuato 74.5 76.4 78.4 80.3 82.2 84.0 86.1 88.2 90.4 92.7 95.1 97.4 99.9

Hidalgo 34.3 34.7 35.2 35.2 36.0 36.7 37.5 38.3 39.1 39.9 40.7 41.5 42.4

Jalisco 76.3 77.2 78.3 79.4 80.2 80.9 82.0 83.0 84.2 85.4 86.6 87.7 88.9

México 194.4 198.7 204.1 209.6 214.9 220.1 225.8 231.5 237.5 243.6 249.9 256.3 262.9

Michoacán 146.4 181.5 181.6 181.7 181.8 181.8 181.9 182.0 182.1 182.2 182.3 182.4 182.5

Morelos 9.0 9.0 9.5 10.0 10.6 11.2 11.7 12.3 12.9 13.5 14.2 14.9 15.6

Nuevo León 402.5 465.8 473.9 539.6 548.3 557.1 566.5 576.0 585.8 596.0 606.8 617.9 629.5

Oaxaca 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

Puebla 75.5 77.5 79.6 81.8 84.0 86.3 88.7 91.1 93.6 96.2 98.9 101.7 104.6

Querétaro 83.1 85.8 88.9 92.0 95.0 98.0 101.3 104.7 108.2 111.7 115.5 119.2 123.1

Quintana Roo - - - - - - - - - - - - -

San Luis Potosí 49.1 51.0 52.9 54.9 56.8 58.9 61.0 63.1 65.2 67.5 69.9 72.4 75.0

Sinaloa - - - - - - - - - - - - -

Sonora 74.2 74.5 74.8 75.2 75.6 75.9 76.3 76.7 77.1 77.4 77.8 78.2 78.6

Tabasco 2.7 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6

Tamaulipas 77.6 78.1 78.5 78.8 78.9 78.9 79.2 79.5 79.9 80.3 80.7 81.0 81.3

Tlaxcala 29.9 30.9 32.0 33.2 34.3 35.4 36.8 38.1 39.6 41.1 42.7 44.4 46.2

Veracruz 202.8 205.1 208.2 211.7 214.6 216.7 220.8 224.9 229.5 234.3 239.3 243.7 248.3

Yucatán 5.0 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 6.0 6.1 6.2

Zacatecas 10.8 10.8 11.1 11.4 11.7 11.9 12.2 12.5 12.8 13.1 13.4 13.7 14.0


Total 1,861.6 1,983.3 2,018.4 2,111.3 2,146.7 2,180.3 2,219.4 2,258.8 2,299.8 2,342.2 2,386.4 2,430.5 2,476.3


238

Cuadro A.5 Demanda de gas natural por estado, sectores residencial, servicios y

autotransporte, 2002-2014 (millones de pies cúbicos diarios)


Estado 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Aguascalientes - 0.1 0.2 0.2 1.3 0.4 0.3 0.2 0.2 0.8 0.4 0.5 0.6

Baja California 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6


Campeche - - - - - - - - - - - - -

Chiapas - - - - - - - - - - - - -

Chihuahua 21.4 21.0 23.4 22.3 22.8 24.1 24.0 22.1 23.0 21.5 22.0 23.4 24.8

Coahuila 6.0 6.4 7.2 8.8 7.2 7.5 6.9 6.2 6.2 6.2 7.5 7.6 8.0

Colima - - - - - - - - - - - 0.0 0.0


Durango - - - - - - - - - - - - -

Guanajuato 0.4 0.7 0.9 1.1 0.9 1.0 1.1 1.0 1.7 1.1 1.2 1.3 1.5

Hidalgo - - - - - - - - - - - - -

Jalisco 0.2 0.5 0.9 1.0 1.3 1.4 1.5 1.5 2.6 1.7 1.8 2.1 2.7

México 6.0 7.4 8.6 9.0 10.0 11.4 11.6 11.3 11.4 11.8 11.5 12.0 13.0

Michoacán - - - - - - - - - - - - -

Morelos - - - - - - - - - - - - -

Nuevo León 42.8 43.7 41.5 40.9 39.4 40.2 39.4 36.2 37.1 34.7 37.1 37.5 38.7

Oaxaca - - - - - - - - - - - - -

Puebla 0.1 0.6 1.5 2.1 2.7 3.4 3.9 3.9 4.3 4.5 4.4 4.3 4.3

Querétaro 2.0 2.4 3.5 3.1 3.1 3.2 3.2 4.2 5.0 3.2 3.4 4.0 4.0

Quintana Roo - - - - - - - - - - - - -

San Luis Potosí 0.3 0.7 1.1 1.3 1.0 1.1 1.2 0.9 0.9 1.0 1.2 1.2 1.3

Sinaloa - - - - - - - - - - - 0.0 0.0

Sonora 1.4 1.2 1.2 1.2 1.1 1.2 0.7 0.5 0.5 0.6 0.8 0.8 0.9

Tabasco 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

Tamaulipas 2.7 4.1 4.1 4.5 4.5 4.9 5.0 4.8 5.2 4.5 4.6 5.0 5.5

Tlaxcala - - - - - - - - - - - - -

Veracruz 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2

Yucatán - - - - - - - - - - - - -

Zacatecas - - - - - - - - - - - 0.0 0.0


Total 95.2 101.8 108.1 109.0 109.7 114.6 114.4 109.0 113.7 108.4 112.9 118.0 125.6


239

Cuadro A.6 Demanda de gas natural por estado, sectores residencial, servicios y

autotransporte, 2015-2027 (millones de pies cúbicos diarios)


Estado 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Aguascalientes 0.7 0.8 1.0 1.1 1.3 1.4 1.5 1.7 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0

Baja California 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6


Campeche - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1

Chiapas - - - - - - - - - - - - -

Chihuahua 26.1 27.2 28.1 29.0 29.6 30.2 30.6 30.9 31.2 31.4 31.5 31.6 31.6

Coahuila 8.5 8.9 9.2 9.6 9.8 10.1 10.3 10.4 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0

Colima 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


Durango - - - - - - - - - - - - -

Guanajuato 1.8 2.1 2.3 2.5 2.7 2.9 3.0 3.1 3.2 3.2 3.2 3.3 3.3

Hidalgo - - - - - - - - - - - - -

Jalisco 3.3 4.0 4.7 5.5 6.2 6.8 7.4 7.9 8.3 8.6 8.8 9.0 9.1

México 14.0 14.9 15.7 16.5 17.1 17.8 18.3 18.8 19.2 19.6 19.9 20.2 20.5

Michoacán - - - - - - - - - - - - -

Morelos - - - - - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1

Nuevo León 39.7 40.7 41.6 42.4 43.1 43.8 44.3 44.8 45.3 45.7 46.1 46.4 46.7

Oaxaca - - - - - - - - - - - - -

Puebla 4.4 4.4 4.4 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6

Querétaro 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.3 4.4

Quintana Roo - 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.3 0.4 0.5 0.6

San Luis Potosí 1.4 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.8 1.8 1.9 1.9 1.9 1.9

Sinaloa 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2

Sonora 0.9 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3

Tabasco 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2

Tamaulipas 6.0 6.5 6.8 7.2 7.4 7.7 7.9 8.1 8.2 8.3 8.4 8.5 8.6

Tlaxcala - - - - - - - - - - - - -

Veracruz 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

Yucatán - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.3

Zacatecas 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2


Total 132.9 139.7 146.1 151.9 157.1 161.7 165.8 169.3 172.3 174.7 176.8 178.6 180.1


240

Cuadro A.7 Demanda de gas natural por estado, sector eléctrico1, 2002-2014


1 No incluye autogeneración de electricidad Fuente: IMP con base en información de CFE, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Estado 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Aguascalientes - - - - - - - - - - - - -

Baja California 90.3 172.3 216.1 237.0 268.4 250.7 285.2 269.8 232.6 249.5 288.9 288.2 282.2


Campeche 0.2 23.1 34.3 34.5 37.1 36.8 36.1 16.9 37.8 24.7 22.2 40.2 38.7

Chiapas - - - - - - - - - - - - -

Chihuahua 160.1 175.9 171.8 151.4 175.8 204.3 210.4 223.7 224.0 249.4 259.2 281.3 305.1

Coahuila 36.2 28.9 27.5 28.8 33.8 32.1 35.9 36.4 30.6 41.6 39.1 44.6 48.4

Colima - - - - - - - - - - 53.6 159.6 221.3


Durango 40.3 32.9 33.2 64.4 90.1 100.9 101.6 106.5 146.8 175.2 177.9 206.3 205.0

Guanajuato 81.6 106.4 114.2 101.1 110.5 115.6 111.2 95.5 96.2 110.0 110.3 161.4 219.4

Hidalgo 86.2 93.9 124.5 99.3 107.7 82.2 77.1 57.7 54.7 49.4 59.3 76.9 65.4

Jalisco - 2.7 0.0 - - - - - - - - - -

México 179.7 182.4 141.4 145.6 158.3 178.7 177.7 215.0 181.9 178.5 155.9 230.1 228.0

Michoacán - - - - - - - - - - - - -

Morelos - - - - - - - - - - - - 45.9

Nuevo León 188.6 225.0 140.0 138.4 170.5 147.6 176.9 176.3 166.7 199.8 223.4 214.7 227.6

Oaxaca - - - - - - - - - - - - -

Puebla - 3.2 3.6 6.9 4.7 14.2 15.3 10.2 51.0 61.0 61.5 66.2 66.2

Querétaro 74.2 55.4 64.3 65.4 63.7 51.7 54.6 97.8 75.0 60.7 73.2 76.2 66.8

Quintana Roo - - - - - - - - - - - - -

San Luis Potosí - - - - 0.2 74.9 140.2 147.0 138.1 152.2 129.8 169.6 180.3

Sinaloa - - - - - - - - - - - - -

Sonora 40.1 64.6 72.2 71.4 92.8 93.2 110.3 106.3 111.0 108.3 110.8 113.5 207.4

Tabasco - - - - - - - - - - - - -

Tamaulipas 156.9 136.6 306.0 319.6 406.9 500.3 502.4 564.1 589.2 690.5 622.2 746.5 737.2

Tlaxcala - - - - - - - - - - - - -

Veracruz 134.6 250.2 286.3 246.1 324.4 366.2 347.6 390.4 367.7 331.8 323.2 356.7 356.4

Yucatán 105.2 86.7 87.4 82.9 107.6 150.4 166.1 165.6 148.8 117.4 110.0 164.7 165.3

Zacatecas - - - - - - - - - - - - -


Total 1,379.4 1,642.8 1,827.5 1,796.8 2,156.7 2,400.4 2,549.9 2,685.8 2,670.8 2,822.8 2,845.7 3,455.8 3,739.8


241

Cuadro A.8 Demanda de gas natural por estado, sector eléctrico1, 2015-2027


1 No incluye autogeneración de electricidad Fuente: IMP con base en información de CFE, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Estado 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Aguascalientes - - - - 5.4 46.9 66.8 66.8 66.8 77.6 191.2 216.8 288.9

Baja California 284.5 283.2 315.6 298.3 361.7 309.7 328.7 303.4 298.8 311.5 390.6 348.2 362.3

Baja California Sur - 59.3 63.9 53.0 49.3 51.8 54.2 73.4 72.4 74.7 83.3 96.7 86.8

Campeche 38.0 37.1 31.9 30.7 32.6 32.3 28.2 25.5 27.0 28.9 28.1 29.9 29.9

Chiapas - - - - - - - - - - - - -

Chihuahua 306.1 350.3 301.0 303.4 380.5 381.4 393.3 436.7 446.4 466.8 500.1 502.9 492.2

Coahuila 48.4 37.0 38.6 38.6 40.3 37.0 38.6 38.6 40.3 37.0 51.7 145.2 195.3

Colima 229.6 221.4 231.1 306.8 410.0 437.7 419.5 409.0 414.9 426.5 426.1 422.7 418.9


Durango 201.1 195.5 184.3 176.7 179.8 170.6 169.7 170.6 165.8 168.7 166.0 146.6 145.8

Guanajuato 185.9 180.3 161.2 162.9 164.3 168.2 222.9 250.8 240.4 248.5 250.0 252.7 253.4

Hidalgo 135.3 135.5 124.3 120.0 119.8 184.0 294.5 390.5 395.9 386.4 384.6 382.9 386.2

Jalisco - - - - - 5.3 45.1 65.8 65.8 65.8 65.8 65.8 65.8

México 201.3 179.7 133.6 184.5 172.4 176.0 156.0 153.2 149.2 156.8 194.2 237.8 237.6

Michoacán - - - - - - - - - - - - -

Morelos 96.5 132.6 186.5 191.7 192.4 192.5 192.4 191.8 190.9 191.9 188.6 188.2 186.5

Nuevo León 217.3 235.7 319.9 313.3 317.2 414.6 454.9 454.7 455.2 450.1 446.7 456.4 610.9

Oaxaca - - - - - - - - - - - - -

Puebla 66.2 66.2 61.9 59.8 62.4 59.8 55.5 51.3 53.7 54.3 53.7 54.7 57.1

Querétaro 64.1 60.0 48.6 43.7 51.1 44.0 42.2 34.7 17.2 22.4 23.4 24.9 24.6

Quintana Roo - - - - - - - - - 19.7 - 21.0 12.2

San Luis Potosí 178.0 174.2 160.1 154.8 149.5 144.6 133.5 279.5 463.0 505.9 500.5 515.4 499.6

Sinaloa - 54.3 173.5 171.0 166.5 203.8 263.0 251.5 261.6 271.5 261.3 273.9 275.7

Sonora 273.5 279.2 311.5 271.9 270.9 252.6 265.7 297.6 305.7 320.3 350.7 368.5 378.6

Tabasco - - - - - - - - - - - - -

Tamaulipas 796.4 792.4 737.1 738.8 721.4 657.2 627.9 643.1 614.4 605.6 606.0 578.0 506.5

Tlaxcala - - - - - - - - - - - - -

Veracruz 355.8 355.7 350.9 349.9 349.0 347.4 344.8 345.9 343.2 345.9 344.2 346.1 343.9

Yucatán 202.3 207.5 198.8 199.5 197.2 260.9 219.2 217.3 219.7 242.6 287.8 336.7 365.6

Zacatecas - - - - - - - - - - - - -


Total 3,924.6 4,057.8 4,147.6 4,183.0 4,403.9 4,589.9 4,822.6 5,156.5 5,313.1 5,485.4 5,799.6 6,017.4 6,230.3


242

Cuadro A.9 Demanda de gas natural por estado, sector petrolero, 2002-2014


Fuente: IMP con base en información de PEMEX.

Estado 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Aguascalientes - - - - - - - - - - - - -

Baja California - - - - - - - - - - - - -


Campeche 57.0 74.5 72.4 74.0 79.4 98.6 704.1 72.3 86.3 80.6 97.8 103.5 102.9

Chiapas 355.3 355.9 354.6 384.3 419.0 450.8 542.8 577.1 561.4 76.6 76.6 596.6 610.3

Chihuahua 3.3 0.0 - - - - - - - - - 0.8 -

Coahuila 0.2 0.1 0.3 0.0 - - - - - - - - -

Colima - - - - - - - - - - - - -


Durango - - - - - - - - - - - - -

Guanajuato 48.6 51.1 41.7 61.9 68.5 61.6 65.0 59.0 65.3 57.2 63.0 62.0 61.3

Hidalgo 36.4 61.7 59.9 49.7 47.7 42.9 67.3 71.8 68.6 68.8 68.8 70.3 70.6

Jalisco - - - - - - - - - - - - -

México 5.2 - - - - - - - - - - - -

Michoacán - - - - - - - - - - - - -

Morelos - - - - - - - - - - - - -

Nuevo León 47.4 41.2 44.0 46.4 51.3 58.1 52.5 48.1 64.3 54.1 48.2 50.2 55.9

Oaxaca - - - - - - - - - - - - 7.7

Puebla 25.9 39.0 28.0 18.7 24.8 19.5 24.8 21.7 18.8 34.6 33.9 33.7 34.0

Querétaro - - - - - - - - - - - - -

Quintana Roo - - - - - - - - - - - - -

San Luis Potosí - - - - - - - - - - - - -

Sinaloa - - - - - - - - - - - - -

Sonora 0.5 0.7 0.5 0.4 0.9 0.7 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 - -

Tabasco 154.3 144.3 148.0 147.6 144.1 151.7 174.1 179.9 190.0 661.8 648.7 185.3 187.3

Tamaulipas 32.6 66.3 74.6 78.9 80.0 92.7 89.4 82.2 84.6 127.2 143.2 141.9 136.3

Tlaxcala - - - - - - - - - - - - -

Veracruz 448.1 418.3 441.3 419.3 440.0 458.3 453.6 435.2 462.1 423.9 448.6 488.2 480.9

Yucatán - - - - - - - - - - - - -

Zacatecas - - - - - - - - - - - - -

Aguas territoriales 657.0 744.2 787.0 748.4 803.4 689.8 - 600.7 634.0 600.1 642.8 649.0 635.0

Total 1,872 1,998 2,053 2,030 2,160 2,125 2,175 2,149 2,237 2,186 2,273 2,382 2,383


243

Cuadro A.10 Demanda de gas natural por estado, sector petrolero, 2014-2027


Fuente: IMP con base en información de PEMEX.

Estado 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027

Aguascalientes - - - - - - - - - - - - -

Baja California - - - - - - - - - - - - -


Campeche 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0

Chiapas 611.0 605.1 560.4 530.1 511.0 486.4 462.4 450.8 461.8 495.2 503.1 512.5 519.6

Chihuahua 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0 20.0

Coahuila 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

Colima - - - - - - - - - - - - -


Durango - - - - - - - - - - - - -

Guanajuato 79.1 85.4 90.8 117.9 124.5 124.5 124.5 124.5 124.5 124.5 124.5 124.5 124.5

Hidalgo 99.7 115.4 130.5 130.5 130.5 259.3 259.3 259.3 259.3 259.3 259.3 259.3 259.3

Jalisco - - - - - - - - - - - - -

México - - - - - - - - - - - - -

Michoacán - - - - - - - - - - - - -

Morelos - - - - - - - - - - - - -

Nuevo León 67.6 89.7 89.8 89.8 89.7 91.1 89.1 89.5 90.0 89.7 89.8 89.8 89.8

Oaxaca 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 90.0 147.5 147.5 147.5 147.5 147.5 147.5 147.5

Puebla 41.9 41.9 41.9 41.9 41.9 42.4 42.4 42.4 42.4 42.4 42.4 42.4 42.4

Querétaro 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.1 0.6 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9

Quintana Roo - - - - - - - - - - - - -

San Luis Potosí - - - - - - - - - - - - -

Sinaloa - - - - - - - - - - - - -

Sonora 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7

Tabasco 199.8 186.7 192.0 190.1 186.1 196.0 194.5 191.7 196.0 204.0 202.8 197.1 199.9

Tamaulipas 144.3 140.3 162.1 166.8 172.3 165.8 165.8 164.6 159.0 155.1 154.7 155.1 157.4

Tlaxcala - - - - - - - - - - - - -

Veracruz 604.6 610.0 578.3 554.0 557.3 562.9 569.0 574.9 584.1 588.2 590.2 592.0 594.6

Yucatán - - - - - - - - - - - - -

Zacatecas - - - - - - - - - - - - -

Aguas territoriales 800.0 800.0 800.0 800.0 800.0 762.4 655.7 605.1 540.8 494.1 445.1 319.2 290.4

Total 2,850 2,877 2,848 2,823 2,815 2,893 2,822 2,763 2,718 2,713 2,672 2,552 2,538


245

Anexo B. Glosario

Gas Natural

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 con el volumen de gas conducido o consumido a cuenta del usuario.

Casquete de gas Parte superior del yacimiento en un depósito único que contiene gas y aceite, donde el gas se almacena a menudo.

Ciclo combinado Tecnología que utiliza gas natural como combustible para generar energía eléctrica. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad. En la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape, mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de vapor para generar aún más electricidad.

Coalbed methane Gas natural extraído de capas de carbón. Debido a su alto contenido en materia orgánica el carbón retiene gran cantidad de gas


246

(gas grisú) adsorbido.

Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales. Normalmente energía eléctrica y energía térmica.

Combustible Material que, al combinarse con el oxígeno, se inflama con desprendimiento del calor. Sustancia capaz de producir energía por procesos distintos al de oxidación (tales como una reacción química), incluyéndose también los materiales fisionables y fusionables.

Compresión Energía mecánica que se aplica al gas natural para su transporte a grandes distancias en mayor volumen.

Compresor Equipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar la presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Criogénica Planta que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y elimina cualquier componente del gas que pudiera afectar los sistemas de transporte y distribución, como son el dióxido de carbono, el vapor de agua y los hidrocarburos pesados.

Derecho de vía Franja de terreno donde se alojan las tuberías, requerido para la construcción, operación, mantenimiento e inspección de los ductos para el transporte de gas natural.

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


247

petróleo para eliminar los compuestos de azufre indeseables o corrosivos, dióxido de carbono, y para mejorar su color, olor y estabilidad.

Endulzamiento Es el proceso donde se remueven los contaminantes como el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono del gas húmedo amargo recibido de los pozos productores. Este proceso consiste en la absorción selectiva de los contaminantes mediante una solución acuosa a base de aminas, la cual circula en un circuito cerrado donde es regenerada para su continua utilización.

Gas a bombeo neumático

Gas seco utilizado en los sistemas de recuperación secundaria de petróleo crudo.

Gas amargo Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación.

Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

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 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.


248

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.

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.

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.

Henry Hub Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. En donde el precio del energético se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el NYMEX (New York Mercantile Exchange).

Importaciones por balance

Importaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la demanda, en el Sistema Nacional de Gasoductos de PGPB.

Importaciones por logística

Son aquéllas que se realizan en puntos fronterizos con el fin de abastecer demanda que no puede tener acceso a producción nacional, debido a falta de infraestructura o costos de transporte.

Licuefacción del gas Proceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura de -162°C, con lo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose en líquido. El gas natural licuado resultante es entonces transportable en buques diseñados para tal propósito, o puede ser almacenado en tanques.


249

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.

Normas Oficiales Mexicanas

Normas de carácter obligatorio que expiden las dependencias competentes sujetándose a lo dispuesto por la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

Permisionario Titular de un permiso de transporte, almacenamiento o distribución.

Pie cúbico Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1,000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.

Play Conjunto de campos y/o prospectos en determinada región, que están controlados por las mismas características geológicas generales.


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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 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 L.P. (propano y butano) y finalmente la nafta (pentanos, hexanos y más pesados).

Producción independiente de energía

La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor que 30 MW, y cuya energía será destinada exclusivamente a su venta al suministrador o a la exportación.

Punto de arbitraje Punto geográfico donde coinciden los flujos de gas importado y nacional.

Región Marina Noreste

Se localiza en el sureste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una superficie de 166 mil kilómetros cuadrados, e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México.


251

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 económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.


252

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.

Shale gas (gas lutita o gas de esquisto)

Gas natural que se encuentra atrapado dentro de las formaciones de esquisto o lutitas, que son de grano fino, rocas sedimentarias que pueden ser ricas fuentes de petróleo y gas natural.

Tarifas Lista de precios para cada clase y modalidad de servicio que preste un permisionario.

Tarifa convencional Cargos pactados libremente por el usuario y el permisionario para un servicio determinado.

Tarifa volumétrica Tarifa de distribución con comercialización que se cobra a los usuarios finales y que combina los cargos por capacidad y por uso, y que depende del volumen consumido.

Tasa de restitución de reservas

Indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es el cociente que resultad de dividir los nuevos descubrimientos por la producción durante un periodo de análisis, y generalmente es referida en forma anual y expresada en términos porcentuales.


253

Thight gas (arenas comprimidas)

Gas natural contenido en formaciones subterráneas comprimidas, principalmente de arenisca o piedra caliza que es excepcionalmente impermeable y no poroso (arena apretada).

Tomar o pagar (Take or pay)

Cláusula contractual que obliga al comprador de gas a pagar al vendedor el valor de la cantidad de gas contratada durante el periodo fijado, ya sea que lo reciba o no lo reciba.

Transporte Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos, a personas que no son usuarios finales.

Usuario Persona que utiliza o solicita los servicios de un permisionario.

Usuario final Persona que adquiere gas para su consumo.


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Gas L.P.

Autotanque Vehículo que en su chasís tiene instalado de manera permanente, un recipiente para contener gas L.P., con una capacidad máxima de 25,000 litros, para suministrar el combustible exclusivamente a recipientes no transportables en instalaciones de aprovechamiento y a estaciones de gas L.P. para carburación a través del sistema de trasiego. Son conocidos como pipas.

Bodega de distribución

Establecimiento destinado a la distribución de gas L.P. exclusivamente en recipientes portátiles, para su envío a usuarios finales o en su caso, para venta directa a usuarios finales.

Buquetanque Embarcación con uno o varios tanques de almacenamiento fijos, que se utiliza para el transporte de gas L.P. por vía marítima.

Butano Al igual que el propano, se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural, de los condensados y de algunos procesos de refinación, como la destilación atmosférica del petróleo crudo, la desintegración catalítica y la reformación de naftas. Se licúa fácilmente a la temperatura ambiente (a 37.8º C de temperatura se licúa a 3.51 atmósferas de presión), por lo cual en su estado líquido se vaporiza fácilmente. En los climas cálidos o templados (más no en los fríos) se utiliza mezclado con el propano para formar el gas licuado del petróleo, usado en México como combustible principalmente doméstico.

Cabotaje En términos navales, se refiere a la navegación de una embarcación entre distintos puertos sin alejarse de la costa.

Calentador Aparato o equipo que conduce calor a los líquidos, mediante el quemado de algún combustible líquido (combustóleo, gasóleo industrial, etc.) o gaseoso (gas de refinería, gas combustible, etc.) y en algunos casos sólido fluidizado (coque fluidizado, etc.) o, para algunos de los calentadores pequeños y de uso doméstico, mediante resistencias eléctricas.

Capacidad de refinación

Se refiere a la capacidad por día de operación, no a la capacidad por día calendario. La capacidad por día de operación de una planta es el volumen máximo que puede procesar trabajando sin interrupción, en tanto que la capacidad por día calendario considera los paros normalmente exigidos por el mantenimiento y otras causas.

Carrotanque Recipiente diseñado para trabajar a presión o en condiciones atmosféricas, montado sobre una plataforma o directamente sobre ruedas para transportarlo sobre rieles.


255

Centro Procesador de Gas

Instalación de PEMEX Gas y Petroquímica Básica en la que se lleva a cabo el endulzamiento del gas amargo y el procesamiento del gas dulce resultante, para la extracción, mediante procesos criogénicos y de fraccionamiento, de los hidrocarburos líquidos contenidos en el gas natural, obteniendo entre otros productos, aquellos que forman el gas L.P.

Cilindros Nombre común usado para referirse a cualquier envase de gas L.P. transportable, -usualmente metálico- que independientemente de su capacidad, permite el manejo manual del combustible.

Condensados Hidrocarburos líquidos del gas natural amargo, que se recuperan en instalaciones de separación en los campos productores de gas asociado y no asociado, para obtener gas L.P. y otros productos. Incluyen hidrocarburos líquidos recuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación durante el transporte del gas natural.

Consumo energético Consumo de producto tales como gasolinas, gas natural, diésel, gas licuado, electricidad, combustóleo, querosenos, etc. que tienen como fin generar calor o energía, para uso en transporte, industrial o doméstico.

Consumo no energético

Consumo de productos tales como gasolinas, gas natural, diésel, gas licuado, electricidad, combustóleo, querosenos, etc. para uso como materia prima en procesos.

Consumo propio (autoconsumo)

Consumo de energía para producir energía primaria y/o secundaria que el propio sector utiliza para su funcionamiento, por ejemplo, el uso de gasolina y diésel que requieren los motores.

Diáfano Fracción líquida del petróleo obtenida por destilación atmosférica, mezcla de hidrocarburos alifáticos, olefínicos, nafténicos y aromáticos. Se conoció también como querosina, petróleo diáfano y aceite para lámparas. Este producto se elaboró en PR hasta mayo de 1997. Se utilizó, básicamente, como combustible para estufas, lámparas, calefacción doméstica y en algunas industrias. Se consumía en panaderías, baños públicos, hoteles y hospitales.

Directivas Disposiciones de carácter general, expedidas por la Comisión Reguladora de Energía, que incorporan criterios, lineamientos y metodologías a las que deben supeditarse los aspectos sujetos a regulación económica, por ejemplo: ventas de primera mano (vpm), precios de vpm, contabilidad, tarifas de transporte y distribución por ducto, etcétera.

Ductos o lpg-ductos Sistemas de tuberías utilizados para el transporte de gas L.P., de conformidad con las Normas Oficiales Mexicanas.


256

Equipos de aprovechamiento o de consumo de gas L.P.

Los equipos, máquinas, aparatos o dispositivos industriales, comerciales o residenciales, que utilizan gas L.P. como combustible.

Estación de compresión

Estación localizada cada 60 km. u 80 km. a lo largo de un gasoducto y su operación consiste en recomprimir el gas para mantener su presión y flujos especificados.

Estación de gas L.P. para carburación

Sistema de almacenamiento en contenedores destinados exclusivamente a entregar gas L.P. para su uso en carburación de vehículos.

Fraccionamiento de líquidos

Proceso mediante el cual se separan por destilación los condensados y los líquidos del gas, para obtener principalmente gas L.P. y gasolina.

Gas ácido Compuesto que se encuentra ocasionalmente presente en el gas natural, como el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono, otorgándole peculiaridades ácidas por sus características físicas y propiedades químicas.

Gas amargo Gas natural al que no se le han eliminado los gases ácidos, como el ácido sulfhídrico (H2S) y dióxido de carbono (CO2).

Gas asociado Gas natural mezclado con el petróleo crudo en los yacimientos de extracción.

Gas L.P. carburante Nombre otorgado al gas L.P. usado en los vehículos con motor de combustión interna.

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 adsorbentes. 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 de absorción o criogénicos.


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Gas natural húmedo Término usado para referirse al gas natural con una concentración de líquidos recuperables más pesados que el metano. Una vez que estos líquidos han sido retirados del metano, se obtiene el gas natural seco.

Gas natural licuado Gas natural compuesto principalmente por metano, que ha sido licuado a través de un proceso de compresión y enfriamiento para facilitar su transporte y almacenamiento en grandes volúmenes.

Gas natural seco Término usado para denominar al gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano.

Gas no asociado Gas natural que no se encuentra mezclado con el petróleo crudo en los yacimientos, conformado preferentemente por metano.

Hidrocarburo Compuesto orgánico formado únicamente por átomos de hidrógeno y carbono.

Isobutano Se obtiene al igual que el butano normal, del fraccionamiento de los líquidos y condensados del gas natural y de algunos procesos de refinación. Se utiliza en la elaboración de gasolinas, se añade como oxigenante a las gasolinas oxigenadas o reformuladas.

Licuefacción Proceso en el que un gas se somete a temperaturas bajas y presiones altas produciendo con esto un líquido.

Gas L.P. carburante Nombre otorgado al gas L.P. usado en los vehículos con motor de combustión interna.

Líquidos del gas Hidrocarburos extraídos del gas natural en plantas criogénicas o de absorción. Incluyen propano, butano y componentes más pesados. Mientras que el propano y el butano son gases que requieren presiones o temperaturas diferentes de las ambientales para pasar a fase líquida, los hidrocarburos restantes, como los pentanos y más pesados, son líquidos en condiciones ambientales.

Mercado de referencia

Mercado que por su magnitud e importancia para el intercambio comercial, se considera en la fijación del precio de venta de primera mano de gas L.P. El mercado de referencia actual es Mont Belvieu, Texas, en Estados Unidos.

Normas Oficiales Mexicanas

Regulaciones técnicas de observancia obligatoria, expedidas por las dependencias competentes y supeditadas a lo dispuesto en la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. En ellas se establecen las reglas, especificaciones, atributos, directrices, características o prescripciones aplicables a un producto, proceso, instalación, sistema, actividad, servicio o método de producción u operación.


258

Olefinas Son sustancias reactivas que se encuentran contenidas en el gas natural y el petróleo en pequeñas cantidades. Son hidrocarburos que poseen enlaces dobles o triples entre los átomos de carbono dentro de su cadena de formación. Por sus características y propiedades como catalizadores, se utilizan como insumos para los procesos en la industria petroquímica.

Petróleos Mexicanos

Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, en los términos de su ley orgánica. Petróleos Mexicanos es una empresa mexicana que explota, produce, comercializa y transforma el petróleo crudo en productos petrolíferos y petroquímicos.

Planta de almacenamiento para depósito de gas L.P.

Depósito de un permisionario de almacenamiento que cuente con la infraestructura necesaria para prestar el servicio de almacenamiento de gas L.P. a terceros.

Planta de almacenamiento para distribución

Sistema fijo y permanente para almacenar gas L.P. por parte de un distribuidor mediante planta de distribución, en la que mediante instalaciones apropiadas se haga el trasiego del combustible para llenar recipientes transportable o la carga y descarga de autotanques, semirremolques o ambos.

Planta o terminal de suministro

Sistema fijo y permanente para recibir, almacenar y vender gas L.P. al mayoreo, por parte de un permisionario de almacenamiento mediante planta de suministro

Precio al público Precio de venta de los productos terminados a los consumidores, el cual incluye impuesto s (IVA, IEPS, etc.).

Precio de referencia Precio que se toma en los mercados relevantes para el comercio de hidrocarburos que produce o adquiere PEMEX. Dicho precio de referencia es el más representativo para simular las condiciones de competencia en un mercado abierto.

Precio de venta de primera mano

El precio máximo de gas L.P. que PEMEX Gas y Petroquímica Básica podrá trasladar en las ventas de primera mano a los distribuidores.


259

Proceso criogénico Proceso industrial en el cual se utiliza la energía intrínseca contenida en el gas natural para que, mediante el cambio de presión súbita, se genere un abatimiento de temperatura, lográndose la recuperación a 100% de los hidrocarburos a partir del propano contenidos en el gas natural.

Propano Gas incoloro e inodoro, más pesado que el aire. Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural, de los condensados y de varios procesos de refinación, tales como la destilación atmosférica del petróleo crudo, la desintegración catalítica y la reformación de naftas. Se licua con cierta facilidad comprimiéndolo, por lo cual se utiliza solo o mezclado con el butano para formar el gas L.P., ampliamente usado como combustible, principalmente doméstico; también se utiliza en el proceso de desasfaltado de lubricantes básicos y aceites residuales.

Punto de entrega Punto de la instalación de aprovechamiento donde se recibe el gas L.P. para su almacenamiento, o bien, la salida del medidor volumétrico que registra el consumo en las instalaciones abastecidas por ducto.

Queroseno Segundo corte o fracción de la destilación del petróleo crudo (el primero es la nafta o gasolina); su color, contenido de azufre y características de ignición varían según las propiedades del crudo que provienen. Los usos principales del queroseno y el nombre del producto comercial correspondiente en México son los siguientes: al combustible para motores de avión de turbina se conoce como turbosina, el utilizado en estufas y calefacción doméstica se le conoce como petróleo diáfano al empleado en iluminación aceite lámparas, al de iluminación en faros aceite faros, entre otros.

Recipiente transportable

Envase metálico o de otro material equivalente no fijo con capacidad superior a 15 kilogramos no expuesto a medios de calentamiento artificiales, utilizado para contener gas L.P., y que por su peso y dimensiones, puede manejarse manualmente y que por sus características de seguridad, peso y dimensiones, una vez llenado, debe ser manejado manualmente por personal capacitado para llevar a cabo la distribución.

Resolución Es el acto de autoridad que define una situación legal. En este sentido se refiere a los resultados expedidos por la Comisión Reguladora de Energía con relación a la solución de los asuntos que legalmente le competen.


260

Semirremolque Estructura móvil no autopropulsada de transporte que mantiene en forma fija y permanente un recipiente para gas L.P. con capacidad mayor a 25,000 litros, incluyendo los elementos necesarios para realizar maniobras de carga y descarga del combustible. Suelen ser llamados salchichas.

Sistema de ductos El conjunto de ductos, compresores, reguladores, medidores y otras instalaciones y equipos para realizar el transporte por medio ductos o el transporte por ducto para autoconsumo.

Tanque estacionario Recipiente no transportable para contener gas L.P. destinado al consumo, cuenta con válvula para nivel de máximo llenado, con características y especificaciones de acuerdo a las Normas Oficiales Mexicanas.

Transporte La actividad de recibir, conducir y entregar gas L.P. por medio de autotanques, buquetanques, carrotanques, semirremolques o ductos.

Unidad de verificación

Persona física o moral que realiza actos de verificación, conforme a la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

Usuario final La persona que adquiere gas L.P., para su propio consumo en Instalaciones de Aprovechamiento, en vehículos de combustión interna o en estaciones de gas L.P. para carburación.

Vehículo de reparto Vehículo utilizado para la distribución de gas L.P. en cilindros.


261

Anexo C. Factores de conversión

Gas natural

Cuadro C.1 Equivalencias de volumen

Cuadro C.2 Equivalencias de volumen

* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo diésel.

Cuadro C.3 Equivalencias energéticas

Celdas de Factor decambio conversión

1 metro cúbico 6.2898104 barriles1 metro cúbico 35.31467 pies cúbicos1 metro cúbico 1,000 litros1 millón de metros cúbicos 6,289.8 miles de barriles1 millón de pies cúbicos 178.107 miles de barriles1 pie cúbico 0.0283168 metro cúbico1 Galón 0.0238 barriles1 barril 42 Galones1 barril 158.987304 litros

Unidad base Nueva unidad


1 millón de toneladas de petróleo 40.4 BTU (1012 unidades térmicas británicas)1 tonelada de petróleo crudo equivalente 41.868 Gigajoules (109 Joules)1 millón de toneladas de petróleo crudo equivalente 41.868 Petajoules (1015 Joules)1 tonelada métrica 7.33 barriles de petróleo1 barril de petróleo 5,000 pies cúbicos de gas natural1 millón de metros cúbicos de gas natural 0.9 miles de toneladas de petróleo crudo1 millón de pies cúbicos de gas natural 0.026 miles de toneladas de petróleo crudo1 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 Kilocalorías1 metro cúbico de gas de alto horno 8,825,000 Calorías1 metro cúbico de gas de coque 4,400,000 Calorías1 barril de combustóleo pesado 1,593,000 Kilocalorías1 barril de diesel* 1,469,600 Kilocalorías1 tonelada de coque de petróleo 7,465,500 Kilocalorías1 kilogramo de gas lp (mezcla nacional) 11,823.86 Kilocalorías1 kilogramo de gas lp (mezcla de importación) 11,917.30 Kilocalorías1 tonelada de bagazo 1,684,990 Kilocalorías1 tonelada de carbón 4,662,000 Kilocalorías1 tonelada de coque de carbón 6,933,000 Kilocalorías



1 pie cúbico 1.03 Miles de BTU de gas natural1 BTU 1,055.06 Joules1 BTU 252 calorías1 Caloría 4.1868 Joules1 Kilocaloría 3.968254 BTU1 petajoule (1*1015) 0.94708 miles de barriles de petróleo crudo equivalente1 Gigajoule 239,000,000 calorías1 Petacaloría 132.76 megawatts1 watt hora 3,600 Joules



262

Gas L.P.

* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo diésel.

Fuente: SENER con base en CONUEE y PEMEX. Notas: *Poder calorífico de la mezcla nacional de gas L.P. durante 2011. Fuente: PGPB. **British Thermal Unit (Unidad Térmica Británica): Cantidad de calor necesaria para elevar en un grado Fahrenheit la temperatura de una libra de agua. ***Densidad promedio del gas L.P. nacional, de 0.54 kilogramo por litro.

1 libra = 0.4535 kilogramos

1 ton3 = 0.98421 toneladas largas

1 ton3 = 2204.6226 libras

1 m3 = 6.28981041 barriles

1 Mm3 = 6,289,800 barriles

1 Mpies3 = 178,107 barriles

Volumen

1 millón de toneladas de petróleo = 40.4 BTU (1012 unidades térmicas)1 tonelada de petróleo crudo equivalente = 41.868 GJ

1 millón de toneladas de petróleo crudo equivalente = 41.868 PJ1 tonelada métrica = 7.33 barriles de petróleo

1 barril de combustóleo = 6,783 pies3 de gas natural1 barril de petróleo = 5,000 pies3 de gas natural

1 m3 gas natural = 8,460 kilocalorías (para fact. de gas seco)

1 Mm3 de gas natural = 900 toneladas de petróleo crudo

1 Mpies3 de gas natural = 26 toneladas de petróleo crudo1 Mcal = 3.67910 Mpies3 de gas

Equivalencias energéticas

1 pie3 = 1.03 MBtu de gas natural

1,000 pies3 = 1.03 MMBtu de gas natural1 barril de gas LP* = 1.004108149 gigacalorías

1 Btu ** = 1,055.056 J1 Btu ** = 0.252 kcal

1 cal = 4.1868 J1 kcal = 3.968254 Btu

1 Mcal = 3,968.254 Btu1 Gcal = 3,968,254.00 Btu

1 PJ = 947.08 barriles de petróleo crudo equivalente1 Wh = 3,600 J1 GJ = 239,000 kcal

Equivalencias caloríficas

Componentes Factor de densidad (kilogramos/litro) Propano 0.506Butano 0.583Gas LP 0.514

Factor de densidad de la mezcla que constituye el gas LP en precios de referencia***


263

Anexo D. Abreviaturas y siglas

AMGN Asociación Mexicana de Gas Natural

AMIA Asociación Mexicana de la Industria Automotriz

BANXICO Banco de México

b Barriles

BC Baja California

bpc Billones de pies cúbicos (1012 pies cúbicos)

bpcd Billones de pies cúbicos diarios (1012 pies cúbicos)

BTU Unidades Térmicas Británicas

CAPEM OEF Centro de Análisis y Proyecciones Económicas para México - Oxford Econonomics Forecasting

CCNNPURRE Comité consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos

CFE Comisión Federal de Electricidad

CO2 Dióxido de carbono

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

Gas L.P. Gas Licuado de Petróleo

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


264

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

IVA Impuesto al Valor Agregado

Km Kilómetros

Km / l Kilómetros por litro

LSPEE Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica

LN Logaritmo

mbd miles de barriles diarios

mbdge Miles de barriles diarios de gasolina equivalente

mbdglpe Miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente

mm³d Miles de metros cúbicos diarios

mmm³ Millones de metros cúbicos

mmm³d Millones de metros cúbicos diarios

mmpcd Millones de pies cúbicos diarios

mmpcdgne Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente

mpcd Miles de pies cúbicos diarios

mt Miles de toneladas

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

PROFECO Procuraduría Federal del Consumidor

PPQ PEMEX Petroquímica


265

PR PEMEX Refinación

SCADA Sistema de Control y Adquisición de Datos

SENER Secretaría de Economía

SENER Secretaría de Energía

SIASPA Sistema integral de Administración de la Seguridad

SNG Sistema Nacional de Gasoductos

SNR Sistema Nacional de Refinación

STNI Sistema de Transporte Nacional Integrado

tmca Tasa media de crecimiento anual

TWh Terawatt hora

US$ 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


267

Referencias

• Americas LPG Summit, Argus Media.

• Annual Energy Outlook 2013, Energy Information Administration. Department of Energy.

• Annual Report 2012, World L.P. Gas Association (WLPGA).

• Anuario Estadístico 2013, PEMEX.

• Base de Datos Institucional, PEMEX.

• BP Statistical Review of World Energy June 2013, Formato digital.

• Demanda Mundial de Gas L.P. por Región, 2011, Purvin & Gertz.

• EIA Short-Term Energy and Winter Fuels Outlook, October 8, 2013, U.S. Energy

Information Administration.

• Energy Demand and Supply Outlook, 5th Edition, Asia-Pacific Economic Cooperation.

• Global NGL Market Short-Term Outlook, IHS CERA-Purvin & Gertz, junio de 2013.

• Informe Anual 2012, PEMEX.

• Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos

Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Cuarto Trimestre de 2012, PEMEX.

• International Energy Outlook 2013, Energy Information Administration. Formato digital.

• Las reservas de hidrocarburos de México 2013, PEMEX Exploración y Producción, 2011.

• Medium-Term Gas Market Report 2013, International Energy Agency

• Memoria de labores 2012, PEMEX.

• Propane, Winter Outlook 2012-13, National Energy Board, Canada.

• Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013, PEMEX. Formato digital.

• Reporte de seguimiento a los programas de quema y venteo de gas natural, Diciembre

2012, Comisión Nacional de Hidrocarburos.

• “Special Report: Worldwide Gas Processing: Stability of LPG markets threatened by world

events”, Oil & Gas Journal.

• “Short-term trends in the gas industry”, Panorama 2013, Institut Français du Pétrole.

• Summary of Statistical Review of Global L.P. Gas 2012, Argus Media.

• The LNG Industry 2012, International Group of Liquified Natual Gas Importers.

• The Outlook for the Global LPG Market, IHS-Purvin & Gertz.

• Today in Energy, Energy Information Administration. Formato digital.

• U.S. Crude Oil and Natural Gas Proved Reserves 2011, U.S. Energy Information

Administration.


268

• Department of Energy, www.energy.gov

• Energy Information Administration, www.eia.doe.gov

• Petróleos Mexicanos, www.pemex.com

• PEMEX Exploración y Producción, www.pep.pemex.com

• Organización de Países Exportadores de Petróleo, www.opec.org

• Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía:

http://sie.energia.gob.mx/sie/bdiController

• Country Analysis Briefs (EIA): http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/index.html


269

Notas aclaratorias

1. Los totales mostrados en cuadros y figuras pueden no coincidir con la suma de sus

componentes debido al redondeo.

2. Los valores expresados en términos relativos, mostrados principalmente en los cuadros y

gráficas, no necesariamente pueden sumar la unidad, debido al redondeo de un dígito en el

número.

3. Las tasas presentadas en la redacción se calculan a partir de los datos originales, por lo

que los cálculos hechos a partir de los datos en figuras o cuadros pueden no coincidir

debido al redondeo.

4. La notación decimal “0.0” presentada en algunos cuadros se refiere a un número distinto

de cero, mientras que el símbolo “-“indica la ausencia de valor.

5. Las cifras correspondientes a 2011 pueden llegar a ser diferentes a las presentadas en la

edición anterior de este documento, debido a posibles ajustes y actualización de

información.

6. Los datos para el último año del periodo histórico (2012) están sujetos a revisiones y

cambios posteriores.

7. Para obtener los datos utilizados en los cuadros y gráficas del documento, se recomienda

consultar la información disponible en el Sistema de Información Energética de la

Secretaría de Energía, disponible en el sitio web: http://sie.energia.gob.mx/

8. Si bien el periodo de proyección de este documento es 2013-2027, las tasas de

crecimiento anual se calculan tomando como años base el último dato histórico (2012).

De esta manera, la tasa media de crecimiento calcula 15 años con la finalidad de comparar

una cifra real y proyectada.


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Referencias para la recepción de comentarios

Los interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular consultas pueden dirigirse a:

Responsable de la publicación

Dirección General de Planeación e Información Energéticas

Subsecretaría de Planeación y Transición Energética

Secretaría de Energía

Tel. 5000 60 00 extensiones 1418, 2207 y 2017

Fax. 5000 62 23

E-mail: [email protected]

Prospectiva Gas Natural y Gas LP 2013-2027

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