prospectiva gas natural 2005-2014

Prospectiva del mercado de gas natural

2005

-201

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S e c r e t a r í a d e e n e r g í a

Fernando canaleS clariond

Secretario de Energía

carloS garza ibarra

Subsecretario de Planeación Energéticay Desarrollo Tecnológico

Héctor Moreira rodríguez

Subsecretario de Hidrocarburos

JoSé alberto acevedo Monroy

Subsecretario de Electricidad

oScar Javier torre góMez

Oficial Mayor

carloS Montaño Fernández

Director General de Planeación Energética

Silvia Marroquín lara

Directora General de la Unidad de Comunicación Social

DIRECCIÓN GENERAL DE PLANEACIÓN ENERGÉTICA

Prospectiva del mercado de gas natural2005-2014

MÉXICO, 2006

Responsables:

carloS Montaño Fernández

Director General de Planeación Energética

virginia doniz gonzález

Directora de Integración de Política Energética Nacional

Juan ignacio navarrete barboSa

Jefe del Departamento de Política Energética

Edición:

JoSé alberto díaz Montaño

Director de Difusión María eugenia Silva roMo

Subdirectora de Comunicación Gráfica

roSa María noriega MoraleS

Jefa del Departamento de Diseño Gráfico

lucero gonzález Martínez

Formación Editorial

Mariana talavera caMargo

Servicio Social

© Secretaría de Energía Primera edición, 2006

Derechos reservados. Secretaría de EnergíaInsurgentes Sur 890Col. Del ValleCP 03100México, DFISBN: 968-874-194-9 Impreso en Méxicowww.energia.gob.mx

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

Pemex CorporativoPemex RefinaciónComisión Federal de ElectricidadComisión Nacional para el Ahorro de EnergíaInstituto Mexicano del PetróleoComisión Reguladora de EnergíaLuz y Fuerza del CentroPemex Exploración y ProducciónPemex Gas y Petroquímica BásicaPemex PetroquímicaSecretaría de Hacienda y Crédito Público

Índice

Presentación

Introducción

Resumen ejecutivo

Capítulo uno Panorama internacional del mercado de gas natural

1.1 Demanda en los mercados internacionales1.1.1 El gas natural en la demanda de energía 1.1.2 Consumo mundial de gas natural, 2004

1.2 Oferta en los mercados internacionales1.2.1 Reservas mundiales de gas natural seco, 20041.2.2 Producción mundial de gas natural seco, 20041.2.3 Oferta mundial de gas natural licuado, 2004 1.2.4 Almacenamiento de gas natural, 2004

1.3 Comercio exterior de Norteamérica, 20041.4 Precio internacional del gas natural, 2004 1.5 Mercado prospectivo de gas natural, 2002-2015

Capítulo dos Marco regulatorio de la industria de gas natural

2.1 Ventas de Primera Mano2.1.1 Catálogo de Precios2.1.2 Régimen Transitorio de los Términos y Condiciones Generales 2.1.3 Modificación de los Términos y Condiciones Generales 2.1.4 Revisión del Régimen de los Términos y Condiciones Generales

2.2 Regulación en la industria de gas natural2.2.1 Metodología para la determinación del precio máximo del gas natural2.2.2 Directiva de Tarifas2.2.3 Directiva de Seguros2.2.4 Esquemas para mitigar la volatilidad de precios del gas natural para usuarios menores2.2.5 Revisión quinquenal

2.3 Normalización2.3.1 NOMs

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35

Secretaría de Energía�

2.4 Avances en el desarrollo de infraestructura de gas natural

2.4.1 Distribución2.4.2 Transporte de acceso abierto y para usos propios

2.5 Proyectos de interés para el sector privado2.5.1 Gas natural licuado2.5.2 Zonas geográficas de distribución

Capítulo tres Mercado nacional de gas natural 1994-2004

3.1 Consumo de gas natural, 1994-20043.1.1 Sector eléctrico

3.1.1.1 Sector eléctrico público (CFE, LFC y PIE´s)3.1.1.2 Sector eléctrico privado (autogeneración y exportación)

3.1.2 Sector industrial3.1.2.1 Petroquímica3.1.2.2 Sector industrial privado

3.1.3 Sector petrolero3.1.4 Sectores residencial y servicios 3.1.5 Sector autotransporte3.1.6 Consumo regional

3.1.6.1 Consumo de la región Noroeste3.1.6.2 Consumo de la región Noreste3.1.6.3 Consumo de la región Centro-Occidente3.1.6.4 Consumo de la región Centro3.1.6.5 Consumo de la región Sur-Sureste

3.2 Oferta 3.2.1 Reservas probadas de gas natural por región 3.2.2 Extracción de gas natural3.2.3 Procesamiento de gas natural3.2.4 Infraestructura de transporte y distribución3.2.5 Sector privado

3.2.5.1 Distribución 3.2.5.2 Transporte de acceso abierto

3.2.6 Precio nacional de gas natural 3.2.7 Comercio exterior3.2.8 Balance oferta-demanda, 1994-2004

Capítulo cuatro Evolución de la demanda y oferta nacional de gas natural 2005-2014

4.1 Análisis de la demanda de gas natural 4.1.1 Sector eléctrico

4.1.1.1 Demanda de gas natural para el servicio público de electricidad4.1.1.2 Demanda de gas natural para autogeneración de energía eléctrica

4.1.2 Sector industrial

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�Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014

4.1.2.1 Sector industrial privado4.1.2.2 Demanda de Pemex Petroquímica

4.1.3 Sector petrolero4.1.4 Sector residencial y servicios4.1.5 Sector autotransporte

4.2 Oferta de gas natural4.2.1 Escenario medio de producción 4.2.2 Contratos de Servicios Múltiples4.2.3 Gas natural licuado4.2.4 Disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB

4.3 Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2004-20144.4 Balances regionales de gas natural

4.4.1 Región Noroeste4.4.2 Región Noreste4.4.3 Región Centro-Occidente4.4.4 Región Centro 4.4.5 Región Sur-Sureste

4.5 Inversiones en PGPB para el procesamiento y transporte de gas natural4.6 Escenarios alternativos

Capítulo cinco Ahorro y uso eficiente del gas natural

5.1 Programas de ahorro de energía5.1.1 Empresas paraestatales 5.1.2 Empresas privadas

5.2 Normalización de la eficiencia energética5.3 Energía renovable5.4 Cogeneración

Anexos1) Glosario de términos2) Metodología para la proyección de la demanda de gas natural3) Factores de conversión4) Abreviaturas y siglas

Notas aclaratorias

Bibliografía

Referencias para la recepción de comentarios

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Presentación

Durante la última década, el gas natural pasó de ser un combustible marginal a un insumo esencial de la economía moderna en todo el mundo. Así, este auge ha llegado a México, a través de políticas energéticas que buscan la promoción de un desarrollo tecnológico encaminado a utilizar combustibles más limpios y eficientes.

La energía es una variable clave para contribuir al desarrollo económico, y su suministro debe garantizarse a través de una política con criterios de sustentablilidad. Ésta debe considerar factores económicos, sociales y ambientales, respetando el entorno en el que opera. Bajo esta reflexión es que el gas natural se ha consolidado en los últimos años como un combustible importante del mercado mexicano de energéticos, ya que puede hacer compatible el progreso económico e industrial con la preservación del medio ambiente.

Ante la creciente demanda de este energético en la última década, el reto para esta industria es muy claro, asegurar la oferta suficiente de gas natural a precios competitivos. Para alcanzar este objetivo, la presente administración ha impulsado el desarrollo de las reservas de gas natural no asociado e inversiones clave para el aprovechamiento íntegro de la extracción del gas; así también ha promovido una mayor autonomía de gestión en las empresas públicas y una mayor participación privada, dentro del marco legal vigente, buscando complementar las necesidades de inversión tanto en la exploración y producción de gas no asociado como el desarrollo de infraestructura.

La Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014 es resultado de un amplio proceso de planeación entre las diferentes entidades del sector energético mexicano coordinado por la Secretaría de Energía. Asimismo, esta Prospectiva incluye información actual, veraz y objetiva, acerca de las acciones ocurridas y las expectativas para el mercado de gas natural en los siguientes 10 años, con el fin de integrar una visión estratégica sobre la expansión de la industria de gas natural en nuestro país.

Secretaría de Energía12

El objetivo de este material es dotar a los empresarios, especialistas, consultores, tecnólogos, investigadores y organismos del sector, con una herramienta de análisis para la toma de decisiones. Este análisis objetivo define la dinámica esperada en las variables del mercado en distintos escenarios, y con ello los retos y las posibles alternativas de solución. Esta publicación es una contribución para construir un sector energético confiable, respetuoso del medio ambiente y motor del crecimiento económico de nuestro país y del bienestar social de todos.

Fernando Canales ClariondSecretario de Energía

Introducción

La Secretaría de Energía, en el cumplimiento al Artículo 109 del Reglamento de Gas Natural, publica la Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014, que contiene la información más actualizada acerca de la evolución histórica y las expectativas de crecimiento del mercado de gas natural en México.

Comprometidos con la mejora continua, hemos integrado nuevos temas de interés en el contenido, con el fin de brindar mayor información para el análisis del mercado de gas natural.

El primer capítulo describe la situación del panorama internacional del gas natural en las diferentes regiones productoras y consumidoras alrededor del mundo. En particular, este apartado compara al hidrocarburo con otras fuentes de energía primaria, sustentando el auge que ha adquirido en el mercado internacional de energéticos. Posteriormente se analiza el consumo, las reservas y la producción mundial, así como la oferta de gas natural licuado (GNL) y aquellos intercambios comerciales derivados de esta modalidad. Además se incluye el análisis de precios de los principales mercados de referencia, el comercio exterior durante 2004 en Norteamérica y la demanda mundial esperada al 2015 por región de acuerdo con los resultados del Departamento de Energía (DOE) de Estados Unidos. Cabe mencionar que uno de los nuevos temas incluidos en esta edición es el referente al almacenamiento del gas natural.

A lo largo del capítulo dos, se ofrece una perspectiva actual de aquellas acciones realizadas en el sector dentro del marco regulatorio del gas natural, desde el segundo semestre de 2004 y parte de 2005. En esta sección, destacan apartados que dan seguimiento a temas anteriormente mencionados en las versiones previas de las Prospectivas, tales como la venta de primera mano, las modificaciones de los términos y condiciones generales, las revisiones quinquenales de permisionarios de distribución y las expectativas acerca de los proyectos de GNL durante los últimos años.

En el tercer capítulo se detallan los aspectos ocurridos en el mercado nacional de gas natural durante el periodo 1994-2004. Este apartado profundiza en los comportamientos de demanda mostrados en cada sector de uso final y región en el país.


Asimismo, aborda los aspectos trascendentales acerca de la evolución de las reservas, la producción, el comercio exterior y la infraestructura de transporte y distribución, concluyendo con el análisis de aquellos factores fundamentales que dieron como resultado el balance nacional de gas natural en el periodo de referencia. Además, se continuó evaluando la penetración histórica del gas natural dentro de cada sector de consumo final con respecto a otros combustibles sustitutos. También, a partir de esta publicación el consumo de gas natural de los Productores Independientes de Energía (PIE´s), destinado a generación de electricidad para el servicio público, aparecerá en los balances de este sector junto con la demanda de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Luz y Fuerza del Centro (LFC). Cabe mencionar, que dentro de las innovaciones realizadas a partir de esta publicación, es la inclusión de los precios al público del hidrocarburo por sector de uso final.

Tras las estimaciones realizadas respecto al crecimiento de los sectores de consumo, los proyectos viables de desarrollo de infraestructura e incremento de la producción, el capitulo cuatro explica los expectativas del balance nacional de gas natural para el periodo 2005-2014. Asimismo, se presentan los diferentes escenarios estimados que podrían presentarse en el corto y largo plazo, de tal manera que permitan al lector mantener y ampliar una visión entre la oferta y la demanda futura del gas natural en México.

En el capítulo de ahorro y uso eficiente de gas natural, se presentan las estrategias existentes en el país, encauzadas al aprovechamiento del ahorro de energía, y en específico para el gas natural, ya que los programas y proyectos referidos en este capítulo son los más importantes, tanto por su alcance como por sus efectos en el ámbito nacional. Es importante mencionar que el enfoque de este apartado es la búsqueda de ventajas competitivas en el sector, mediante una buena administración de la energía en los usos del gas natural.

Finalmente, para complementar la prospectiva se integran una serie de anexos, que incluyen un glosario de términos, una breve descripción acerca de las metodologías empleadas por el Instituto Mexicano del petróleo (IMP) en las proyecciones 2005-2014, además de los factores de conversión y las abreviaturas y siglas usadas a lo largo del documento, así como las referencias para la recepción de comentarios.

Esperamos que este ejercicio resulte ser una herramienta valiosa de planeación y que permita conceptuar una visión de los retos presentes y futuros que enfrenta esta industria en el país.

Resumen ejecutivo

El entorno energético mundial se caracterizó por un ambiente de precios altos en todos los combustibles durante 2004. El crudo marcador West Texas Intermediate (WTI) promedió 41.49 dólares por barril, incrementándose 10.42 dólares con respecto al año anterior en el mercado norteamericano, mientras que el Brent cotizó en el mercado londinense en un promedio de 38.27 dólares por barril, 32.7% encima del valor registrado en 2003. Este comportamiento se explica por una serie de factores que provocan desequilibrios entre la oferta y demanda del petróleo, así como por una incapacidad para ajustar la oferta ante el incremento del consumo mundial de energéticos por la reactivación económica que experimentan principalmente Estados Unidos y Japón, aunado al auge económico de naciones como China y la India.

El petróleo al ser la fuente de energía primaria más importante del mundo, no sólo influye en las variaciones de la economía y estabilidad mundial, sino también afecta a los mercados del resto de las energías primarias como el gas natural y el carbón.

La distribución de los consumos regionales muestra una demanda energética con un crecimiento sostenido, en donde los combustibles fósiles han continuado dominando la canasta energética mundial. Sin embargo, las tasas de crecimiento no son uniformes en todas las regiones, lo que está provocando que el comercio energético se expanda rápidamente, particularmente en aquellos países y regiones consumidoras de petróleo, carbón y gas natural, que están incrementando sus importaciones de manera considerable.

En la última década, el consumo mundial de gas natural registró una tasa media de crecimiento anual de 2.6%, superior al promedio de la energía primaria total (2.1%) y al del petróleo (1.6%) o cualquier otra fuente de energía primaria, ya que el carbón, la nucleoenergía e hidroenergía observaron crecimientos de 2.4%, 2.2% y 1.6%, respectivamente. Esta tendencia incremental en el consumo del gas natural se debe a que presenta ventajas competitivas frente a otras fuentes de energía, ya que es considerado como el combustible fósil con menor impacto ambiental, y de manejo seguro en lo que concierne al transporte, almacenamiento y utilización.


En el ámbito nacional, cabe destacar que de septiembre de 2004 a mayo de 2005, la CRE llevó a cabo los procesos de revisión quinquenal de nueve permisionarios de distribución de gas natural, lo que concluyó con la aprobación del nuevo plan de negocios, el ingreso máximo autorizado y la lista de tarifas para el segundo quinquenio de operaciones de cada uno de esos permisionarios.

De esta manera a mayo de 2005, se encuentran vigentes 150 permisos otorgados por la CRE en materia de gas natural, de los cuales 19 son de transporte de acceso abierto, 110 de transporte para usos propios y 21 de distribución de gas natural. De los 19 permisos concedidos entre 2004 y mediados de 2005, 17 permisos corresponden a transporte para usos propios y el resto está relacionado con títulos de permiso para transporte de acceso abierto.

Durante 2004 la economía mexicana se vio favorecida por la consolidación del proceso de recuperación global, al registrar la economía mundial la mayor tasa de crecimiento anual desde mediados de los años setenta (5.1%). Así, en 2004 se fortaleció la expansión de la actividad económica en México, iniciada hacia finales de 2003. El crecimiento registrado por el Producto Interno Bruto (PIB) en términos reales fue de 4.4% en 2004, el cual constituyó la tasa más alta de los últimos cuatro años.

Este crecimiento en la actividad económica nacional reflejó un aumento de 8.2% en la demanda nacional de gas natural durante 2004, con respecto del año anterior. Si bien en 2003 la economía mexicana creció 1.4% y el consumo nacional de gas natural lo hizo en 8.9%, cabe señalar que aunque el crecimiento es directamente proporcional a esta variable, la demanda del combustible también es función de los precios relativos del gas natural con respecto a otros combustibles sustitutos, según el sector de uso final.

Esta última variable explica por qué a pesar de que en 2004 hubo mayor actividad económica respecto a 2003, el crecimiento de la demanda de gas natural tuvo un menor dinamismo. Aunado a lo anterior, la demanda del gas natural tiene como limitante de crecimiento la infraestructura de transporte, a diferencia de otros combustibles, ya que no todos los estados de la República tienen acceso a él.

El mayor consumo del gas natural en el país se localiza en la región Sur-Sureste, donde se concentra 48.2%, ya que gran parte de las actividades petroleras se llevan a cabo en dicha demarcación. La región Noreste le sigue en importancia al representar 25.9% del consumo nacional, participación sustentada en las actividades del sector eléctrico e industrial que allí se llevan a cabo.

Estos sectores han desarrollado el mercado en la región Centro, aunado a que la región ha experimentado un proceso de sustitución del combustóleo por gas natural derivado de los problemas ambientales durante la última década, principalmente en la Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM), consumiendo 11.3% del total. La región Noroeste, que en 2004 representó 5.4%, ha visto impulsado su consumo por la actividad del sector eléctrico, debido a la llegada de PIE´s y a la sustitución de plantas de CFE que generaban a base de combustóleo. La región Centro-Occidente demandó el 9.1% restante, soportado por el crecimiento del consumo en los sectores industrial y eléctrico.

La oferta nacional de gas ha aumentado a una tasa promedio de 4.0% anual en el periodo 1994-2004, como respuesta de Pemex al estímulo expansivo del consumo interno y el Programa Estratégico de Gas (PEG). La producción de Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) representa 88.0% y el resto corresponde a Pemex Exploración y Producción (PEP). Sin duda, con una mayor producción de gas no asociado se incrementará la oferta interna de gas natural, y mediante mayores esfuerzos e inversión para la exploración y producción, se podrá satisfacer la demanda de este energético. Para lograr esta meta, será necesario fortalecer la infraestructura productiva y de operaciones de Pemex.

Se estima que en los próximos 10 años, la demanda nacional de gas natural experimentará un crecimiento promedio anual de 5.2% al pasar de 5,722 mmpcd en 2004 a 9,493 mmpcd en 2014. Estos resultados presentan diferencias respecto a la Prospectiva del año anterior debido en parte, a la revisión a la baja en términos nominales en el crecimiento del PIB en los escenarios macroeconómicos.

Por el lado de la oferta nacional, ésta crecerá a un ritmo de 5.2% en el periodo 2004-2014, de tal manera que se llegará a una producción de 7,704 mmpcd en el último año. En el largo plazo, los principales proyectos de PEP que influirán en el crecimiento de la oferta de gas para PGPB son el proyecto Poza Rica (Lankahuasa y Chicontepec), Sur de Burgos y el proyecto de desarrollo de la Cuenca de Burgos, considerando los Contratos de Servicios Múltiples. De esta manera se espera que la oferta de Pemex cubrirá 81.2% de la demanda total del país en 2014.

En conjunto los sectores energético e industrial utilizan más de 95% del gas natural que consume el país, por ello, los programas de ahorro de energía cobran particular relevancia entre la gama de mecanismos para controlar el crecimiento de la demanda de dicho combustible.

capítulo 1

Durante las últimas décadas el mercado de gas natural ha experimentado un proceso de liberalización o desregulación a nivel estructural en su cadena de valor, tanto en países desarrollados como en países en desarrollo. Este proceso de desregulación está directamente relacionado con la globalización económica; antes de este proceso de apertura ocurrían intercambios de gas natural entre países y regiones fronterizas, hoy se siguen intensificando con el uso del gas natural licuado (GNL) alrededor del mundo.

En esta sección se analiza la evolución de la oferta, la demanda y los precios del hidrocarburo, con el propósito de identificar las tendencias actuales y futuras del comercio internacional del gas natural y obtener una visión de este mercado. Cabe mencionar que en esta nueva edición del documento Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014 se incluye por primera vez una sección referida al almacenamiento del gas natural.

1.1 Demanda en los mercados internacionales

1.1.1 El gas natural en la demanda de energía El entorno energético mundial se caracterizó por un ambiente de precios altos en todos los combustibles durante 2004. El crudo marcador West Texas Intermediate (WTI) promedió 41.49 dólares por barril, incrementándose 10.42 dólares con respecto al año anterior en el mercado norteamericano, mientras que el Brent cotizó en el mercado londinense en un promedio de 38.27 dólares por barril, 32.7% encima del valor registrado en 2003. Este comportamiento se explica por una serie de factores que provocan desequilibrios entre la oferta y demanda del petróleo, justificados por la inestabilidad política y social en algunas regiones productoras como Venezuela, los conflictos bélicos en Medio Oriente, la crisis de la petrolera rusa Yukos, así como por una falta de capacidad de ajuste de la oferta ante el incremento del consumo mundial de energéticos por la reactivación económica que experimentan principalmente Estados Unidos y Japón, aunado al auge económico de naciones como China y la India.Pa

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Secretaría de Energía1�

El petróleo es la fuente de energía primaria1 más importante del mundo; en 2004 abasteció 36.8% del consumo mundial. Este combustible fósil no sólo influye en las variaciones de la economía y estabilidad mundial, sino también afecta a los mercados del resto de las energías primarias.

Los precios del carbón se incrementaron de 27.84 a 54.70 dólares por tonelada entre 2003 y 20042, a pesar de esto el consumo creció 6.3% en el mismo periodo y aportó 27.2% del consumo mundial de energía primaria. Sin duda el crecimiento económico de China3 es un factor determinante en este mercado, ya que es el principal consumidor de carbón, y reflejó un aumento de 14.5% en el consumo de esta fuente de energía durante 2004 respecto al año anterior.

En la última década, el consumo de gas natural registró una tasa media de crecimiento anual de 2.6%, superior al promedio de la energía primaria total (2.1%) y al del petróleo (1.6%) o cualquier otra fuente de energía primaria, ya que el carbón, la nucleoenergía e hidroenergía observaron crecimientos de 2.4%, 2.2% y 1.6%, respectivamente. Esta tendencia incremental en el consumo del gas natural se debe a que presenta ventajas competitivas frente a otras fuentes de energía, ya que es considerado como el combustible fósil con menor impacto ambiental, y de manejo seguro en lo que concierne al transporte, almacenamiento y utilización.

1 Se refiere a fuentes de energía que se obtienen directamente de la naturaleza o bien después de

un proceso de extracción.2 De acuerdo con Commodity Price Data del Banco Mundial con referencia en Australia.3 En 2004 el PIB de China creció 9.5%, mientras que el promedio de la economía mundial lo hizo a 4.1%, de acuerdo con World Economic Prospects, Oxford Economic Forecasting. Monthly Review, abril 2005.

El gas natural ocupó el tercer lugar en el mundo entre las fuentes de energía primaria más utilizadas durante 2004. Ese año, la demanda mundial de energía primaria creció 4.3% respecto al año anterior, y el gas natural satisfizo 23.7% del consumo total, aún cuando su precio aumentó, presionado por el alza en el precio del crudo.

La distribución de los consumos regionales muestra una demanda energética con un crecimiento sostenido, en donde los combustibles fósiles continúan dominando la canasta energética mundial. Sin embargo, las tasas de crecimiento no son uniformes en todas las regiones, lo que está provocando que el comercio energético se expanda rápidamente, particularmente en aquellos países y regiones consumidoras de petróleo, carbón y gas natural, que están incrementando sus importaciones de manera considerable.

El comercio de energéticos primarios no sólo está aumentando la dependencia mutua entre las naciones, sino a la vez genera preocupaciones sobre la vulnerabilidad del abastecimiento energético en el futuro, dado que la producción seguirá estando concentrada en un número pequeño de naciones. En este sentido, los esfuerzos por cambiar a energéticos no fósiles pueden tener un impacto significativo sobre la dependencia de las importaciones.

Cuadro 1Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1994-2004

(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Año 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Variación 2004/2003

tmca 1994/2004

Total mundial 8,310 8,543 8,792 8,548 8,548 8,884 9,080 9,179 9,488 9,801 10,224 4.3 2.1

Petróleo 3,204 3,251 3,329 3,406 3,426 3,494 3,539 3,552 3,581 3,642 3,767 3.4 1.6

Carbón 2,186 2,259 2,306 2,319 2,239 2,109 2,148 2,217 2,413 2,614 2,778 6.3 2.4

Gas natural 1,877 1,938 2,034 2,025 2,060 2,107 2,195 2,219 2,282 2,343 2,420 3.3 2.6

Nucleoenergía 504 526 545 541 551 571 585 601 611 598 624 4.4 2.2

Hidroenergía 540 569 578 586 594 603 614 590 601 604 634 5.0 1.6

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2005.

1�Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014

1.1.2 Consumo mundial de gas natural, 2004 Durante 2004, el consumo mundial de gas natural fue de 259,486 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), más elevado en 28.7% que el de hace una década, y 3.3% mayor respecto a 2003. El mercado de consumo de gas natural en el mundo se concentra en las regiones de Norteamérica, la Ex URSS4 y Europa, ya que consumen 70.4% de la demanda global. Si bien la demanda creció en todas las regiones durante la última década, el incremento fue más notable en regiones como Europa, Asia Pacífico y Oriente Medio, cuyo crecimiento promedio por año entre 1994 y 2004 fue de 3.9%, 6.0% y 6.3%, respectivamente (véase gráfica 3).

Gráfica 2Consumo mundial de energía primaria por región, 2004

(participación porcentual)

Nota: México se incluye en Norteamérica.Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2005.

4 Incluye Armenia, Azerbaiyán, Bielorrusia, Estonia, Georgia, Kazajstán, Kirguistán, Letonia,

Lituania, Moldavia, Rusia, Tayikistán, Turkmenistán, Ucrania y Uzbekistán.

Gráfica 1Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 2004




Gráfica 3Consumo mundial de gas natural por región, 1994-2004

(millones de pies cúbicos diarios)


Cabe mencionar que a pesar de que Norteamérica y la Ex URSS son las regiones de mayor consumo, durante 2004 sólo incrementaron en 9.1% y 3.6% su consumo con respecto a 1994. Por otro lado, el crecimiento vertiginoso de la economía asiática ha impulsado una demanda mayor de gas natural en países como la India, China, Malasia, Corea del Sur y Tailandia, provocada por el despegue de sus economías5; tan sólo China creció en su consumo 21.2% en el último año, la India lo hizo en 7.1%, Malasia en 4.4% y Corea del Sur 17.4%. En esta región Japón es el consumidor más importante, ya que absorbió 19.7% de la demanda regional durante 2004. Aún cuando su economía creció 2.6% el uso de energía primaria sólo aumentó 1.9%, mientras que la demanda de gas natural disminuyó 5.7%, lo que se explica por un mayor uso de la nucleoenergía y el carbón, disminuyendo sus importaciones de gas natural licuado.

El crecimiento del consumo de gas natural en la región de Europa estuvo apoyado por el Reino Unido, Alemania, Italia, Francia y Holanda, los cuales demandan dos terceras partes del consumo regional. España por su parte continuó aumentando sus importaciones de gas natural licuado, hasta incrementar su consumo en 15.5% con respecto a 2003. Alemania, demandó 8,288 mmpcd en 2004, y a pesar de que sus tasas de crecimiento económico no gozan del ímpetu de naciones como Estados Unidos o

España, su economía mantuvo una demanda ascendente de gas natural similar al promedio de la Unión Europea6 durante el último año (3.5%).

Los países que conforman la Ex URSS son el segundo bloque regional más importante de consumo mundial, en 2004 promedió 56,928 mmpcd, que representaron 21.9% del total. Por otro lado, la recuperación de la economía de Estados Unidos generó un incremento de 0.2% en su consumo, aún cuando la volatilidad del precio se mantuvo elevada en los mercados.

5 El crecimiento del PIB en la India, Malasia, Corea del Sur y Tailandia fue de 7.1%, 7.1%,

4.6% y 6.1%, respectivamente, durante 2004, de acuerdo con World Economic Prospects, Oxford Economic Forecasting. Monthly Review, abril 2005.

6 Los países que integran la Unión Europea son Alemania, Austria, Bélgica, Chipre, Dinamarca,

Estonia, Eslovaquia, Eslovenia, España, Finlandia, Francia, Holanda, Hungría, Italia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, República de Irlanda y Suecia.

21Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014

Gráfica 4Consumo mundial de gas natural seco, 2004


1 Incluye Hong Kong.Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2005.

1.2 Oferta en los mercados internacionales

1.2.1 Reservas mundiales de gas natural seco, 2004

Se pueden encontrar reservas de gas natural en todos los continentes, aunque las cantidades se encuentran distribuidas en forma muy irregular. Los enormes campos gasíferos que contienen alrededor de 72.5% del gas mundial se encuentran en el Oriente Medio y en los países de la Ex Unión Soviética. En 2004, las reservas mundiales de gas natural permanecieron prácticamente sin cambio, ya que reportaron un ligero ascenso de 0.2% respecto al año anterior para totalizar 6,337 billones de pies cúbicos (bpc)7.

Entre 1994 y 2004, las reservas de gas natural se incrementaron a una tasa promedio anual de 2.3%, mientras que las reservas de petróleo crudo lo hicieron a 1.6% anual. La relación mundial de reservas de gas natural respecto a los niveles actuales de producción (R/P) es de 66.7 años, en tanto que la de petróleo es de 40.5 años8.

En Norteamérica, las reservas de Estados Unidos y Canadá permanecieron prácticamente sin cambio, mientras que las de México redujeron su nivel en 0.3% con respecto a 2003.

En Europa, las reservas probadas de gas pasaron de 237.9 a 233.3 bpc en 2004, disminuyendo 1.9%. Esto se debe a que países como Holanda y Reino Unido permanecieron constantes en sus reservas, 52.7 y 20.8 bpc, respectivamente, mientras que Noruega no realizó descubrimientos importantes como en otros años y disminuyó su reserva en 3.0% a lo reportado durante 2003. Por el lado de los países de la Ex Unión Soviética permanecieron prácticamente constantes las reservas (2,026.4 bpc), ya que sólo presentaron un ligero decremento de 0.01% a pesar de que su consumo en 2004 aumentó 2.6% por encima del año anterior.

En Oriente Medio se concentra 40.6% de los recursos gasíferos, y la relación promedio de reservas/producción actual es mayor a 100 años, lo cual habla de la riqueza y el potencial de esta región. Qatar e Irán contienen cerca de tres cuartas partes (73.1%) de las reservas en la región, ya que en conjunto alcanzan un nivel de 1,880.9 bpc.

7 Un billón equivale a 1012.

8 Esto representa el tiempo que las reservas existentes durarían si se mantuvieran los actuales

niveles de producción, de acuerdo con BP Statistical Review of World Energy, 2005.


La tercera región con mayor disponibilidad del recurso es África, que cuenta con reservas de gas natural por un total de 496.4 bpc, la mayoría localizadas en Argelia y Nigeria (casi 68%). La mayor parte de estas reservas se dirigirán a los mercados externos, por lo que la región está desarrollando importantes proyectos de gasoductos y de terminales de GNL para abastecer la creciente demanda de Europa y Norteamérica.

Indonesia es el país con mayores reservas de gas en la región de Asia Pacífico, con un volumen de 90.3 bpc. Otros países importantes son Australia9 y Malasia, cuyas reservas de gas seco de cada uno son de 17.3% del total regional. En esta región las reservas de la India se incrementaron 0.1% y las de China permanecieron constantes, pese al acelerado crecimiento de sus economías en el último año.

1.2.2 Producción mundial de gas natural seco, 2004

La producción mundial de gas seco alcanzó un nivel de 259,708 mmpcd en 2004. En la última década la producción de gas seco ha crecido un 28.1%, sin duda este combustible se ha convertido en una alternativa respecto al petróleo y sus derivados. La diversificación de los yacimientos de gas ha impulsado mercados de oferta regionales más equilibrados que en el caso del petróleo crudo. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP)10 produce 41.1% del petróleo en el mundo, pero sólo 17.0% del gas natural. Esto significa, que la dependencia energética en el caso del gas natural es menor debido a la mayor diseminación de los yacimientos. Los países de la OPEP han elevado su producción de gas natural a una tasa media anual de 5.4% entre 1994 y 2004.

9 Para fines estadísticos BP Statistical Review of World Energy, 2005 considera a Australia en la

región de Asia Pacífico.

Gráfica 5Reservas probadas mundiales de gas natural seco, 20041

(billones de pies cúbicos)

1 Cifras al cierre de 2004.2 Las reservas de hidrocarburos de México 2005, Pemex, p. 21.Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2005.

10 Los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo son Arabia Saudita,

Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela.


Mapa 1Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2004

(billones de pies cúbicos)

Fuente: Sener con base en BP Statistical Review of World Energy, 2005.

La compañía rusa Gazprom, la más grande del mundo en términos de producción de gas natural, alcanzó el nivel más alto de su historia durante 2004 al registrar un volumen de 52,596 mmpcd que representó 20.3% de total mundial y 92.6% de Rusia, el resto del gas en este país provino de las empresas Lukoil, Yukos, Surgutneftgas, Rosneft, TNK-BP y Sibneft. La paraestatal rusa ofertó 13,557 mmpcd a 21 países fuera del antiguo bloque soviético y 5,063 mmpcd dentro11. El bloque de los países de la Ex Unión Soviética aporta al esquema productivo internacional un volumen de 71,527 mmpcd de gas natural, que representa 27.5% del total.

Las empresas Norteamericanas más importantes en cuanto a producción de gas natural presentaron una tendencia a la baja durante 2004. Exxon Mobil presentó una declinación de 2.5% en la producción de gas natural, ya que registró un volumen de 9,864 mmpcd en 2004, 255 mmpcd menos que el año anterior. Esta empresa a pesar de ser la más importante en Estados Unidos, sólo obtuvo 19.7% de su producción dentro de dicho país, 46.8% lo obtuvo en países europeos, 15.4% en Asia Pacífico, 9.9% en Canadá, 6.5% en Oriente Medio y 1.7% en otros países12. Chevron-Texaco, después de que en 2003 produjera 4,292 mmpcd, sólo alcanzó un volumen de 3,958 mmpcd durante 2004; esta tendencia a la baja se

debió a la caída de las ventas por el alza de los precios en Estados Unidos, la declinación de algunos campos y recortes de la producción de la empresa por daños en algunos activos causados por el Huracán Iván13. También Conoco Phillips vio mermada su producción en 5.8% durante 2004, y registró 3,317 mmpcd, de los cuales 41.9% fue producido en Estados Unidos, incluido Alaska con el fin de abastecer la terminal de licuefacción de Kenai, y el resto lo obtuvo de regiones de Mar del Norte, Asia, Canadá y otras áreas14.

La producción conjunta de la Royal Dutch/Shell alcanzó 8,808 mmpcd durante 2004, volumen menor en 41 mmpcd comparado con 2003. Esta empresa concentró 42.5% de su producción en países europeos como Holanda, Reino Unido, Alemania, Dinamarca y Noruega, 24.2% más lo obtuvo de países ubicados en Asia Pacífico como Malasia, Brunei, Australia y Nueva Zelanda, y en Estados Unidos produjo 15.1% y el resto tuvo su origen en Canadá, Egipto, Nigeria, Omán, Siria y otros países pequeños. La pérdida en la productividad de la Royal Dutch/Shell en 2004 se debió principalmente a la caída de la producción en Estados Unidos, donde perdió 195 mmpcd con respecto al año anterior, aún cuando aumentó la producción de sus activos en el conjunto de países europeos y países de otras regiones15.

11 Annual Report 2004, Gazprom, p. 8, 46 y 47 versión electrónica.

12 2004 Summary Anual Report, Exxon Mobil, p. 9 y 12 versión electrónica.

13 2004 Annual Report, Chevron Texaco, p. 5 y 28 versión electrónica.14 2004 Annual Report, Conoco Phillips, p. 1 y 37 versión electrónica.15 2004 Annual Report, Royal Dutch/Shell, p. 19 version electrónica.


En la distribución productiva de gas natural por región, los países de Norteamérica aportaron 28.3%, los de la Ex URSS 27.5%, Asia Pacífico 12.0%, Europa 11.5%, Oriente Medio 10.4%, África 5.4% y Centro y Sudamérica 4.8% durante 2004.

1.2.3 Oferta mundial de gas natural licuado, 2004

La industria del gas natural está sufriendo una transformación sin precedentes, debido a los adelantos tecnológicos que en materia de transporte han favorecido su comercialización. En los próximos años su transacción será tan fluida como es hoy la del petróleo, debido a que cada vez es más fácil llevarlo desde los yacimientos hasta los grandes centros consumidores.

El volumen de gas natural intercambiado en el mundo fue de 65,746 mmpcd durante 2004, mismo que representó 25.3% del total consumido. La mayor parte del comercio fue llevada a cabo a través de gasoductos transnacionales,

Cuadro 2Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 20031

Posición Compañía País Propiedad del Estado (%)

Propiedad de Privados (%)

Producción de gas (mmpcd)

1 Gazprom Rusia 73 27 52,244

2 Exxon Mobil Estados Unidos - 100 10,119

3 Royal Dutch/Shell Reino Unido/Holanda - 100 8,849

4 BP Reino Unido - 100 8,613

5 Sonatrach Argelia 100 - 7,807

6 NIOC Irán 100 - 7,640

7 Saudi Aramco Arabia Saudita 100 - 6,900

8 Total Fina Elf Francia - 100 4,786

9 Chevron Texaco Estados Unidos - 100 4,292

10 Adnoc Emiratos Arabes Unidos 100 - 4,242

11 Petronas Malasia 100 - 4,172

12 PDVSA Venezuela 100 - 4,000

13 Conoco Phillips Estados Unidos - 100 3,522

14 ENI Italia 30 70 3,486

15 Pemex2 México 100 - 3,244

16 Repsol YPF España - 100 3,021

17 Pertamina Indonesia 100 - 2,562

18 EnCana Canadá - 100 2,537

19 ONGC India 95 5 2,486

20 PetroChina China 90 10 2,4071 El gas natural es clasificado por PIW como neto o producción comercial según el país.2 No incluye gas para recirculaciones internas propio de PEP, directo de campos, etano inyectado a ductos de gas seco y otras corrientes suplementarias.Fuente: Petroleum Intelligence Weekly (PIW), diciembre de 2004.

el 73.9%, y el restante 26.1% bajo la forma de gas natural licuado (GNL) por medio de buque tanques.

El GNL se ha convertido en una opción competitiva para ofrecer el combustible a cada vez más países fuera de las regiones geográficas naturales, sobre todo hacia aquellos que representan los grandes mercados de consumo y que carecen de autoabastecimiento en su mercado interno, o que buscan diversificación de suministro, a pesar de realizar importaciones por gasoductos o como alternativa para reducir la dependencia del petróleo al no poseer reservas. Esto ha generado oportunidades de inversión para la expansión y fortalecimiento del mercado de GNL. Así, el comercio mundial de GNL se ha incrementado 7.5% anual desde 1995 a 2004, comparado con el comercio por gasoductos, que creció 6.1% anual16. Para la transportación del gas natural a grandes distancias, la licuefacción permite almacenar el gas de manera líquida para luego ser transportado desde el centro de producción y hasta los sitios de consumo; en contraste,

16 En 1995 el comercio de gas natural por ducto se ubicó en 28,629 mmpcd, mientras que en 2004 alcanzó 48,576 mmpcd.


los gasoductos se presentan como una alternativa costosa y poco flexible. Por ello, los países que poseen las reservas de gas sin desarrollar se encuentran en franca competencia por atraer a los grandes inversionistas que posean no sólo el capital sino la tecnología y el acceso a los mercados.

Mientras que en 1995 se contaba con ocho países oferentes de gas natural en estado líquido, actualmente son 12 los que exportan, dos en América (Estados Unidos y Trinidad y Tobago), tres en Oriente Medio (Omán, Qatar y Emiratos Árabes), tres en África (Argelia, Libia y Nigeria) y cuatro en Asia Pacífico (Australia, Brunei, Indonesia y Malasia). Además se prevé que en el corto plazo la oferta de GNL aumente, debido a que Egipto, Noruega y Rusia están construyendo sus primeras plantas de licuefacción. Por otro lado, países como Angola, Bolivia, Guinea Ecuatorial, Irán, Perú, Venezuela y Yemen, tienen proyectos para la construcción de plantas de licuefacción que comenzarán a construirse y a operar en el mediano plazo17.

Hasta 2004 existen 22 plantas de licuefacción en todo el mundo que poseen en conjunto una capacidad de

Gráfica 6Producción mundial de gas seco, 2004


Fuente: Sener con base en BP Statistical Review of World Energy, 2005.

143.1 millones de toneladas por año de GNL o 6,968.5 miles de millones de pies cúbicos por año de gas natural, éstas cuentan con 72 trenes de licuefacción. Considerando el nivel de capacidad de licuefacción de GNL en 2004, se tiene un porcentaje de utilización medio en la capacidad global de licuefacción en las plantas de 90.1%.

Para fines de comercio internacional de GNL, los países oferentes se clasifican de acuerdo a la ubicación de las plantas de licuefacción y/o la vía de comercio que siguen para llevar el gas a otros países donde será regasificado. De esta manera se han clasificado en países exportadores de la cuenca del Pacífico (Indonesia, Malasia, Australia, Brunei y Estados Unidos), los de la cuenca del Atlántico (Argelia, Nigeria, Libia y Trinidad y Tobago), y aquellos de Oriente Medio (Qatar, Omán y Emiratos Árabes)18.

Los países exportadores de la cuenca del Pacífico19 produjeron 8,155.2 mmpcd, que representaron 47.5% de la producción mundial de GNL en 2004. Indonesia es el principal productor de GNL en el mundo; durante 2004 colocó en el mercado un promedio de 3,231.4 mmpcd,

17 The Global Liquefied Natural Gas Market: Status and Outlook, Energy Information Administration, 2003.

18 Esta clasificación es propuesta por EIA en el documento: The Global Liquefied Natural Gas Market: Status and Outlook, Energy Information Administration, 2003.19 Se extiende a lo largo de las costas del Pacífico (incluido Alaska) y del Sur de Asia (incluida la India).


los cuales se comercializaron en Japón (63.3%), Corea del Sur (21.8%) y Taiwán (14.9%). Estados Unidos tiene una terminal de licuefacción en Kenai, Alaska, la cual ha exportado GNL a Japón por más de 30 años; tan sólo en 2004 envió 162.1 mmpcd. Actualmente, al Este de las costas de Rusia, en la Isla de Sakhalin se construye la primer planta rusa de licuefacción, la cual tendrá dos trenes procesadores con una capacidad anual para producir 466 bpc. Se espera que el primer tren comience operaciones en 2007, exportando 234 bpc anuales hacia Japón.

Los países exportadores de GNL en Oriente Medio ofertan un promedio de 3,904.9 mmpcd, que equivale a 22.7% de la oferta mundial. En esta zona, Qatar, el cuarto productor mundial, destina la mayoría de sus exportaciones a Japón, Corea del Sur y España, además durante 2004 comenzó operaciones un tren adicional de producción de GNL en Qatar, que incrementó en 3.4% la capacidad de licuefacción mundial y en 464.8 mmpcd la producción de GNL de este país.

Los exportadores de la cuenca del Atlántico abastecen 29.8% del consumo de GNL. En 2004, este grupo presentó incrementos de 271.6 mmpcd en la oferta conjunta de GNL de Nigeria y Trinidad y Tobago. Entre los proyectos para aumentar la oferta de GNL se encuentran las plantas de licuefacción en Egipto y Noruega; la primera comenzará operaciones en 2005 y la segunda al iniciar 2006. Entre estos países se encuentra Argelia, el segundo mayor productor de GNL hasta 2003 y el principal abastecedor de Europa, hacia donde envió el 85.6% de su producción.

Gráfica 7Comercio internacional de gas natural, 1995-2004



Durante 2004 Argelia vio mermada su producción de GNL en 8.3% debido a una explosión ocurrida el 19 de enero en la planta de licuefacción de Skikda, donde el fuego destruyó tres de los seis trenes productores de GNL. El estallido de una caldera de vapor que formaba parte de la planta provocó una segunda explosión de una nube de vapor de gas entre dos secciones de un tren de producción, donde los líquidos del gas natural (propano y etano) son separados del metano, y donde este último se licúa. Mientras las unidades destruidas son reemplazadas, la planta de Arzew producirá más GNL para compensar la pérdida en la planta de Skikda, ambas propiedad de la empresa Sonatrach.

Cabe mencionar que aunque el GNL ha sido manejado con mucha seguridad por muchos años, la industria no ha estado libre de otros incidentes, pero ha mantenido un récord de seguridad excelente durante los últimos 40 años. Sólo se registran cuatro accidentes en plantas en tierra relacionadas con el GNL, estos fueron en Cleveland, Ohio (1944), Staten Island, New York (1973), Cove Point, Maryland (1979) y Skikda, Argelia (2004), ya mencionado. En contraparte hay 14 países importadores de GNL, los cuales integraron la demanda efectiva de 2004. Durante este último año, una terminal de GNL en Dahej (Gujarat), la India comenzó operaciones el primero de abril. Esta terminal cuenta con dos tanques de almacenamiento de GNL con capacidad de 160,000 m3 cada uno, lo que incrementó en 0.8% la capacidad de almacenamiento de GNL promedio mundial. Actualmente tiene una capacidad de oferta de 253.8 mmpcd.


Mapa 2 Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2004

Fuente: Sener con base en información de Energy Information Administration, Petroleum Economist y Petronet LNG Limited.

Cuadro 3Exportaciones de GNL, 1995-2004


1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Total 8,949.6 9,880.4 10,768.6 10,933.0 12,016.7 13,215.0 13,830.8 14,511.9 16,335.7 17,170.1

1. Indonesia 3,206.0 3,463.9 3,454.1 3,492.8 3,755.0 3,444.6 3,076.7 3,321.5 3,450.2 3,231.4

2. Malasia 1,249.5 1,707.8 1,944.7 1,877.0 1,988.3 2,029.1 2,023.1 1,985.4 2,263.0 2,670.8

3. Argelia 1,772.5 1,891.2 2,351.1 2,409.1 2,492.3 2,539.6 2,471.1 2,600.7 2,709.1 2,484.6

4. Qatar - - 280.6 464.4 786.6 1,354.7 1,600.3 1,798.6 1,856.7 2,321.5

5.Trinidad y Tobago - - - - 198.3 338.7 353.1 514.7 1,152.3 1,349.9

6. Nigeria - - - - 71.6 541.3 757.6 758.5 1,140.7 1,214.8

7. Australia 949.2 974.5 948.2 957.8 974.3 975.5 986.9 970.4 1,017.8 1,174.3

8. Brunei 813.6 839.4 793.4 783.7 813.7 848.1 870.8 884.3 935.6 916.6

9. Omán - - - - - 238.3 718.9 770.2 891.1 871.3

10. EAU 658.6 714.0 725.6 686.9 684.0 668.7 685.0 662.8 687.9 712.1

11. Estados Unidos 155.0 173.7 164.5 174.2 159.6 159.2 173.2 164.5 158.7 162.1

12. Libia 145.3 115.8 106.4 87.1 92.9 77.2 74.5 61.0 72.6 60.8

13.Taiwán - - - - - - 39.7 - - -

14. Japón - - - - - - - 14.5 - -

15. Corea del Sur - - - - - - - 4.8 - -

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, varios años.


Hoy en día existen 47 plantas de regasificación en el mundo, éstas suman una capacidad de almacenamiento de 22,444.2 miles de metros cúbicos, que equivalen al consumo mundial de 1.86 días o 28.16 días de la oferta de los países productores de GNL. Esta capacidad se distribuye en 248 tanques de almacenaje en todas las plantas regasificadoras.

Japón es el principal comprador de GNL, consume 42.3% del total y posee 24 plantas de regasificación, mientras que en Europa se consume 22.5% y en América sólo 10.9%. Los cuatro países importadores asiáticos (Japón, Corea del sur, Taiwán e India) demandan 66.6% del mercado, proporción que se puede incrementar en los próximos años ante el crecimiento de sus economías. Actualmente, el Reino Unido, India y China están otorgando facilidades para la construcción de plantas de regasificación; a estos países se les podrían sumar en los próximos años como importadores potenciales Bahamas, Indonesia, Jamaica, México, Holanda, Nueva Zelanda y Filipinas.

1.2.4 Almacenamiento de gas natural, 2004

La necesidad de almacenar los recursos energéticos para controlar mejor su producción, transporte, distribución y utilización es evidente, en la medida en que se desea asegurar un abastecimiento abundante y uniforme para los consumidores.

El gas natural, como otros energéticos, se puede almacenar por un espacio de tiempo indefinido. Los almacenamientos de gas natural son normalmente subterráneos, seleccionándose frecuentemente para ello formaciones geológicas naturales con características similares a las de los yacimientos, no afectando así al ecosistema. Estas instalaciones de almacenaje se pueden localizar cerca de los centros de mercado que no tienen un suministro localmente producido de gas natural.

La industria del gas natural, como todas, está sometida a riesgos de toda especie, cuyo origen puede ser debido a deficiencias técnicas, como las averías en los equipos de extracción o de los centros procesadores de gas, a bordo de los buques metaneros o en los gasoductos; a causas naturales imprevisibles, como la incertidumbre en la prospección de los yacimientos, tormentas en el mar y en tierra o incendios; y también a problemas políticos, económicos y comerciales, como las crisis que afectan periódicamente las relaciones entre países productores y países consumidores. Bajo estas premisas la inyección de gas natural para almacenaje adquiere mayor importancia.

Cuadro 4Importaciones de GNL, 1995-2004


1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Total 8,949.6 9,880.4 10,768.6 10,933.0 12,016.7 13,215.0 13,830.8 14,511.9 16,335.7 17,170.1

1. Japón 5,602.0 6,155.9 6,221.2 6,395.3 6,703.0 6,991.5 7,166.5 7,037.8 7,717.9 7,424.8

2. Corea del Sur 909.5 1,254.3 1,519.0 1,383.6 1,695.1 1,898.9 2,112.1 2,327.9 2,537.8 2,884.0

4. Estados Unidos 58.1 115.8 193.5 222.5 442.2 602.1 637.6 627.0 1,388.4 1,782.1

3. España 686.9 665.8 648.2 570.8 692.7 817.3 952.0 1,186.2 1,455.2 1,689.5

6. Taiwán 338.6 328.1 396.7 454.7 517.6 569.3 609.5 677.3 723.7 880.9

5. Francia 812.7 752.6 890.1 948.2 992.7 1,083.6 1,011.1 1,116.5 954.9 736.2

7. Italia 9.7 183.8 193.5 274.8 461.2 508.0 551.5 534.1 569.3

8. Turquía 135.5 221.9 280.6 348.3 307.7 357.0 467.3 517.6 482.8 412.0

9. Bélgica 396.7 386.0 435.4 416.0 390.9 405.3 232.2 319.3 304.8 275.0

10. India - - - - - - - - - 253.8

11. Portugal - - - - - - 25.2 41.6 82.2 126.4

12. Puerto Rico - - - - - - 61.0 61.0 71.6 65.6

13. Grecia - - - - - 28.9 48.4 48.4 53.2 53.1

14. Rep. Dominicana - - - - - - - - 29.0 17.4

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, varios años.


Tradicionalmente, el mercado del gas natural sigue un comportamiento estacional20. Esto es, la demanda del gas natural es generalmente más alta durante el invierno, en parte porque se utiliza para calentamiento en complejos residenciales y comerciales. El gas natural almacenado juega un papel esencial al asegurar que cualquier exceso de oferta entregado durante los meses del verano está disponible para controlar la demanda creciente de los meses de invierno. Sin embargo, con las nuevas tendencias tecnológicas de generación de energía eléctrica, la demanda del gas natural aumenta durante los meses del verano (debido a la demanda de electricidad para accionar acondicionadores de aire).

Si bien, el almacenamiento se utiliza como soporte entre el transporte y la distribución, y asegura los suministros adecuados de gas natural ante los cambios de demanda

estacional y demandas pico inesperadas, hoy en día, además de servir a esos propósitos, es utilizado por participantes de la industria con fines comerciales, al almacenar gas cuando los precios son bajos, y retirando y vendiéndolo cuando los precios son altos. Básicamente hay tres tipos principales de almacenamiento subterráneo de gas natural: yacimientos agotados, acuíferos y domos salinos (cavernas o cavidades generadas en formaciones salinas). Además del almacenamiento subterráneo, el gas natural se puede almacenar como GNL ocupando menos espacio que en forma gaseosa. Al 1 de enero de 2005, existe una capacidad de almacenamiento de gas natural de 7,178.9 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) en el mundo en términos de gas disponible, esto equivale a 27.6 días de producción total de 2004.

20 Típicamente, la tasa de movimiento para el gas natural en estas instalaciones es un año; generalmente se inyecta durante el verano (temporada calurosa), que va de abril a octubre, y es retirado durante el invierno (la temporada de usos de calefacción), de noviembre a marzo.

Cuadro 5Capacidad mundial de almacenamiento de gas natural a 2004

(Porcentaje)

País Gas disponible (mmmpc)

Producción máxima

(mmpcd)Gas disponible por tipo de almacenamiento

Yacimientos agotados1

Acuíferos Domos salinos

Otros2

Estados Unidos 4,014.8 82,816 86.6 9.3 4.1 -

Alemania 668.6 16,519 56.8 7.9 33.4 1.9

Canadá 622.5 10,421 59.4 - 0.6 40.0

Italia 450.0 10,171 100.0 - - -

Francia 381.4 6,685 - 92.2 7.8 -

Reino Unido 126.6 4,640 78.1 - 13.5 8.4

Hungría 119.4 1,579 100.0 - - -

Rumania 106.1 795 100.0 - - -

Austria 99.6 1,119 100.0 - - -

Eslovaquia 96.8 1,180 100.0 - - -

Holanda 87.5 6,180 96.9 - - 3.1

República Checa 79.3 1,610 90.9 6.7 - 2.4

España 74.9 445 100.0 - - -

Polonia 60.6 766 80.5 - 19.5 -

Turquía 56.5 530 100.0 - - -

Australia 46.2 713 98.7 - - 1.3

Dinamarca 26.8 459 - 47.4 52.6 -

Bélgica 22.4 763 - 91.3 - 8.7

Croacia 19.4 177 100.0 - - -

Bulgaria 19.4 141 100.0 - - -

Total 7,178.9 147,709 78.3 11.4 6.5 3.9 1 Pueden ser yacimientos agotados de gas o petróleo crudo.2 Se incluyen casquetes de gas en campos petroleros, unidades de GNL para demandas pico, minas, cavernas y arrecifes subterráneos.Fuente: Natural Gas information 2005, International Energy Agency.


Actualmente el 78.3% de los almacenamientos de gas natural se realizan en yacimientos agotados tanto de gas natural como de petróleo, 11.4% más en acuíferos, 6.5% en domos salinos y el resto en otro tipo de instalación. Estados Unidos es el país que posee el mayor volumen de gas disponible o útil (4,014.8 mmmpc) que puede extraer cuando sus depósitos están llenos.

Los países europeos han desarrollado capacidades de almacenamiento, principalmente en Alemania e Italia. Dentro de la Unión Europea, Francia es el país más importante en el desarrollo de almacenamientos de gas natural en acuíferos, ya que 92.2% de su capacidad de gas disponible (que alcanza los 381.4 mmmpc) pertenece a este tipo de almacenamiento, es decir, que únicamente el almacenamiento en sus acuíferos podría satisfacer 12.3 días de su consumo.

En países como España, se regula la estabilidad del suministro con base en el almacenamiento del gas natural, incluso los transportistas, comercializadores y consumidores calificados que ejercen su derecho de aprovisionamiento, están obligados por ley a mantener unas existencias mínimas de seguridad equivalente a 35 días de sus ventas (o consumo) firmes. Cabe destacar que España es un país cuya dependencia de aprovisionamientos exteriores es prácticamente total.

1.3 Comercio exterior de Norteamérica, 2004

Norteamérica es una de las regiones más importantes del mundo en materia energética, consume casi una tercera parte del gas natural en el mundo (29.2%) y produce una proporción similar (28.3%). Sin embargo, es la región del mundo con los precios más altos por ser el principal consumidor y poseer únicamente 4.1% de las reservas mundiales. Además, la relación R/P de la región es menor a 10 años.

Actualmente, la estructura del mercado de Norteamérica, está integrada con Canadá como ofertor principal de las importaciones de Estados Unidos (casi 85%), y este último abastece el saldo deficitario de la oferta de México y algunas regiones de Canadá, así también realiza exportaciones de GNL a Japón desde la planta de licuefacción en Kenai, Alaska. Actualmente, Estados Unidos posee cuatro terminales de regasificación de GNL, Everett (Massachussets), Cove Point (Maryland), Elba Island (Georgia) y Lake Charles (Louisiana), donde realiza importaciones del hidrocarburo. Por otro lado, México dejó de exportar gas natural hacia Estados Unidos desde 2002, para convertirse en un importador neto hasta 2004 (véase mapa 3).

Mapa 3Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2004


Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2005 e IMP.


Las importaciones de Estados Unidos provenientes de Canadá se ubicaron en 9,846.6 mmpcd en 2004, mismas que presentaron un incremento respecto al año anterior, y una participación de 15.8% del consumo estadounidense. Es importante mencionar, que en 2004 la producción de Estados Unidos disminuyó 1.2% y en Canadá se mantuvo casi constante respecto a 2003, por lo que las importaciones de GNL en Estados Unidos ascendieron a 1,782.1 mmpcd, aumentando 28.4% en el último año.

1.4 Precio internacional del gas natural, 2004

El comportamiento de los precios de gas natural depende tanto del mercado regional como de los mercados internacionales del hidrocarburo. En este contexto, los precios dependen del equilibrio entre la oferta y la demanda de cada región, y las diferencias de estos entre regiones pueden ser notables. Durante 2004, los precios promedio de los diferentes mercados presentaron incrementos de manera generalizada. El precio del GNL en el mercado líder, el japonés, promedió 5.18 dólares por millón de BTU, US$0.41 por encima del año anterior. En el mercado Henry Hub, en Estados Unidos, se registró el mayor incremento de los últimos 10 años, al pasar de US$1.92 en 1994 para ubicarse en US$5.85 por millón de BTU en 2004. Asimismo, el precio en Canadá se ubicó en US$5.03 por millón de BTU y en la Unión Europea promedió US$4.56 por millón de BTU, presentando así los menores incrementos regionales durante el último año (véase cuadro 6).

En Estados Unidos, los precios del energético en el Houston Ship Channel se caracterizaron por un comportamiento altamente volátil durante 2004. Las variaciones de los precios en el mercado de gas natural se debieron fundamentalmente a las condiciones climáticas adversas que afectaron a diversas regiones en Estados Unidos. Asimismo, la ubicación del precio del crudo, que llegó a máximos históricos, presionó al alza el precio del gas natural. Otro factor que influyó fue la disminución de la producción de gas natural en la Costa Norteamericana del Golfo de México, por la presencia de tormentas tropicales.

En particular, la tendencia alcista que experimentaron los precios spot en diciembre de 2003, continuó en los meses siguientes debido a la presencia de un clima con temperaturas frías en la región de Medio Oeste y Noreste de Estados Unidos (EU), lo cual se reflejó en un incremento de 21.7% para enero, y 13.0% para el índice correspondiente a febrero de 2004, ambos con respecto a diciembre de 2003. En las últimas semanas de febrero las temperaturas en EU comenzaron a subir, por lo que la demanda de gas para calefacción se vio disminuida, como señal de que la temporada de invierno estaba terminando.

En marzo, la mejoría en la temperatura ambiental al culminar los meses críticos de la temporada invernal, produjo una menor demanda de gas para calentamiento, y por consecuencia un ritmo de extracción más bajo de gas natural de los almacenamientos, esto reflejó una disminución en el precio hasta 4.88 US$/MMBTU, alcanzando el promedio más bajo para un mes durante 2004. Sin embargo, con el inicio de labores de mantenimiento en varias plantas nucleares de generación eléctrica en marzo, así como el alza en los precios del petróleo y el cierre de la temporada de extracciones21, con un nivel de almacenamiento 6.0% por abajo del promedio de los últimos cinco años, tuvo un efecto negativo en los precios del gas para abril, provocando un aumento a 5.29 US$/MMBTU.

Durante mayo, la tendencia alcista continuó debido a que aumentó el precio del crudo y se incrementó la demanda de gas natural por las altas temperaturas principalmente en Texas y en el sur de los EU. A esto, se sumó el cierre inesperado de varias plantas nucleares en Nueva Jersey, Ohio y Virginia que hizo necesario usar gas natural como combustible para generación eléctrica. En junio, la tendencia alcista de precios se mantuvo a pesar de que el nivel de almacenamiento fue superior al promedio de los últimos cinco años para ese mes, no obstante, el alza

21 En Estados Unidos la temporada de extracciones normalmente es considerada de noviembre a marzo.

Cuadro 6Precios internacionales del gas natural¹, 1994-2004

(dólares por millón de BTU)

Año GNL Gas natural

Japón csf²

Unión Europea csf²

EUA (Henry Hub)

Canadá (Alberta)

1994 3.18 2.24 1.92 1.45

1995 3.46 2.37 1.69 0.89

1996 3.66 2.43 2.76 1.12

1997 3.91 2.65 2.53 1.36

1998 3.05 2.26 2.08 1.42

1999 3.14 1.80 2.27 2.00

2000 4.72 3.25 4.23 3.75

2001 4.64 4.15 4.07 3.61

2002 4.27 3.46 3.33 2.57

2003 4.77 4.40 5.63 4.83

2004 5.18 4.56 5.85 5.031 Precios promedio.2 csf: costo+seguro+flete. Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2005.


se atribuyó a factores como temperaturas superiores a las esperadas. En junio, se reanudaron operaciones en varias unidades de plantas nucleares que habían cerrado inesperadamente (Palo Verde-Arizona, Roseville en Arkansas y Salem en New Jersey), lo que disminuyó la demanda de gas natural para generación. Así, en julio con la reanudación de operaciones de estas plantas, la presencia de temperaturas estacionalmente normales y altos niveles de inventarios, se presentó una caída en los precios, dicha tendencia se proyectó hasta septiembre, como resultado de la estabilidad en la demanda de gas natural durante dicho periodo. Durante la primera semana de septiembre se continuó con un alto ritmo de inyección a los almacenamientos de gas y se contó con la presencia de temperaturas moderadas. Sin embargo, a partir de la segunda semana de septiembre, con la llegada del huracán Iván al Golfo de México, los precios del gas natural lograron un importante repunte, apoyados en factores como la tendencia alcista de los precios del petróleo y las preocupaciones sobre los daños ocasionados en la infraestructura petrolera y de gas natural, principalmente en los equipos de perforación,

a causa del paso del huracán, mismas que mantuvieron cerrados 2.3 mil millones de pies cúbicos (mmmpc) de producción de gas (20% de la producción total diaria en el Golfo) a finales de septiembre y se prolongó hasta octubre.

El fortalecimiento en el almacenamiento de gas al finalizar septiembre, provocó que los precios en el mercado spot mostraran una tendencia moderada al alza durante octubre, aún cuando el crudo alcanzó el promedio mensual más alto de 2004. Llegado noviembre, los inventarios de gas natural en EU alcanzaron un nivel récord de 3,327 mmmpc, nivel de almacenamiento no visto en los últimos 10 años, sin embargo el índice mensual del Houston Ship Channel registró el nivel más alto del año (7.32 US$/MMBTU) resultado de los elevados precios del petróleo a nivel internacional durante octubre, que originaron un efecto de sustitución en la demanda de combustibles derivados del petróleo hacia el gas natural para noviembre. Durante diciembre, volvió una caída en los precios que se originó por el alto nivel de inventarios en EU y la caída del precio del petróleo en ese mes.

Gráfica 8Precio en el mercado de Houston Ship Channel e

inventarios del gas natural en Estados Unidos, 2004(dólares por millón de BTU y miles de millones de pies cúbicos)

Fuente: Sener con base en la CRE y DOE.


1.5 Mercado prospectivo de gas natural, 2002-2015

Los consumos de gas natural y carbón crecerán más rápidamente que el total de la energía primaria hasta 2015. Se espera que la demanda de gas natural en el mundo aumente a un promedio de 2.5% entre 2002 y 2015, al igual que el carbón y 0.3% más que el crecimiento esperado para el petróleo22. Esto significa, que para 2015 habrá crecido 38.7% con respecto al volumen de 2002. Sin embargo, las tasas de crecimiento no serán uniformes en todos los países, y se prevé que el aumento principal se presente en los países en desarrollo, a un promedio anual de 3.8%. Mientras que la demanda en los países industrializados, en donde el mercado de gas natural es maduro, crecerá a un ritmo promedio de 1.8% anual, siendo en Norteamérica donde se dé el mayor crecimiento (1.9%) entre ellos. En general, el sector de consumo final que motivará los mayores incrementos será el de la generación de energía eléctrica.

Los incrementos en el consumo mundial de gas natural provocarán que sea necesario aumentar las inversiones, tanto en exploración y explotación de este combustible como en el desarrollo de gasoductos entre países. Asimismo, de acuerdo a la geopolítica entre productores y consumidores, se requerirán inversiones para la construcción de plantas regasificadoras de GNL.

Cuadro 7Demanda mundial de gas natural por región, 1990-2015

(miles de millones de pies cúbicos diarios)

País 1990 2001 2002 2010 2015 tmca*

Total mundial 201.1 244.7 252.6 305.2 350.4 2.5

Industrializados 96.4 127.1 124.9 144.1 157.3 1.8

Norteamérica 61.6 72.9 75.1 85.8 95.3 1.9

Europa Occidental 27.7 40.8 41.1 47.4 52.1 1.8

Asia Industrializada 7.1 10.4 10.4 11.5 13.2 1.8

Europa del Este/Ex URSS 77.0 64.4 65.5 81.1 92.1 2.5

Países en desarrollo 27.7 56.4 60.3 79.5 97.5 3.8

Asia 8.2 19.7 21.4 29.0 36.4 4.2

Oriente Medio 10.1 20.8 22.7 29.0 34.5 3.3

África 3.8 6.3 6.6 8.5 11.2 4.2

Centro y Sudamérica 5.5 9.6 9.9 12.6 15.3 3.5

*Tasa media de crecimiento anual 2002-2015.Fuente: Sener con base en International Energy Outlook 2005, EIA/DOE.

22 International Energy Outlook 2005, EIA/DOE, p. 94.

Norteamérica

En esta región se prevé, que el crecimiento de la demanda de gas natural se incremente a una tasa mayor que la producción, lo que provocará un incremento en las importaciones del hidrocarburo en forma de GNL. El consumo regional pasaría de 75.1 miles de mmpcd a 95.3 miles de mmpcd en el periodo 2002-2015, según las estimaciones del DOE. Como se mencionó, la estructura del mercado de Norteamérica, está integrada con Canadá como ofertor principal de las importaciones de Estados Unidos, y este último abastece el saldo deficitario de la oferta de México, así sólo 2.4% del consumo de Norteamérica se abastece con importaciones provenientes de otras regiones. Sin embargo, se espera que las importaciones de GNL aumenten substancialmente y jueguen un papel prominente en el futuro, con importaciones en los Estados Unidos que superarán a las importaciones por gasoducto realizadas desde Canadá en 2015. Asimismo, se proyecta que con importaciones de GNL en México se disminuirá la dependencia con Estados Unidos en el transcurso de 2007. El DOE estima que las importaciones de GNL representarán cerca de 15% del consumo de 2015. Actualmente, Canadá es el único país norteamericano que produce más gas que el que consume, y se prevé que esta condición continúe hasta 2015.


Centro y Sudamérica

El gas natural será la fuente de energía primaria que crecerá más rápidamente en Centro y Sudamérica, con una demanda que aumentará a un promedio de 3.5% por año. Se espera que para 2010, el gas natural alcance al petróleo como el segundo combustible más utilizado para la generación de electricidad en la región. Aunque en esta región la industria del gas natural está comenzando una etapa de desarrollo en las actividades de exploración e infraestructura, las inversiones han sido menores de las esperadas debido a la falta de aprobación de los gobiernos para desarrollar proyectos de producción de gas como en Venezuela y por problemas políticos en Bolivia donde se propone la nacionalización de la industria del gas. Por otro lado, Brasil continúa con la exploración de gas natural y busca ser autosuficiente en el sector de gas en el futuro.

Europa Occidental

En la región de Europa Occidental se espera que la demanda tenga un crecimiento de 26.7% al pasar de 41.1 miles de mmpcd en 2002 a 52.1 miles de mmpcd en 2015. La generación de electricidad detonará la mayoría de los incrementos de consumo de gas natural, ya que es la opción más atractiva para las nuevas plantas de generación y para la sustitución de algunas que hoy en día queman derivados de petróleo y carbón en esta región, además países como Alemania y Bélgica están adquiriendo políticas que desalientan a la expansión del uso de energía nuclear, lo cual puede impactar en el consumo del gas natural. Sin embargo, este crecimiento generará una dependencia de las importaciones de GNL para cubrir los requerimientos, ya que con excepción de Noruega, la producción del resto de los países comenzará a declinar. La dependencia de la región por el gas importado crecerá a más de 40% de la demanda en 2015. En este sentido, más de 20 proyectos de terminales regasificadoras de GNL han sido propuestos actualmente, incluyendo cuatro que están en construcción. Europa del Este y la Ex URSS

En los países de Europa del Este y la Ex URSS, el consumo de gas natural del sector eléctrico superará al consumo del sector industrial a partir de 2010. La demanda total del gas natural en la región crecerá a una tasa anual media de 2.5% de 2002 a 2015. La Ex URSS, incrementará notablemente sus exportaciones de gas, principalmente por el desarrollo que le pueda dar la compañía rusa Gazprom al campo gigante de Shtokmanovskoye.

Asia industrializada y en desarrollo

En las naciones de Asia industrializada (Japón, Australia y Nueva Zelanda) se espera un incremento en la demanda de gas natural de 1.8% anual para el periodo 2002-2015. El crecimiento de la economía japonesa ocasionará que el consumo continúe incrementándose principalmente en el sector industrial y eléctrico. De igual forma en Australia y Nueva Zelanda, el consumo de gas crecerá aunque el carbón continuará siendo el principal combustible en el sector eléctrico de estos.

Los países asiáticos en desarrollo tendrán un notable aumento en su demanda, al pasar de 21.4 miles de mmpcd en 2002 a 36.4 miles de mmpcd en 2015, y ésta crecerá más rápido que el consumo en los países de Asia industrializada, lo que la hace una de las regiones con mayor potencial en el consumo de este energético. Aún cuando en China, el gas natural no es uno de los principales combustibles, este país esta desarrollando infraestructura rápidamente para convertirse en uno de los principales consumidores de la región, prueba de ello es el gasoducto que va del este al oeste de China y que comenzó operaciones en diciembre de 2004. Esta situación se presenta de igual manera en la India, donde se esta desarrollando infraestructura para recibir importaciones proyectadas de GNL.

Oriente Medio y África

Oriente Medio ha incrementado al doble el uso de gas natural en los últimos 10 años, y habrá crecido 70.5% en su consumo en 2015. Esta región busca desarrollar sus mercados internos, y algunos países como Qatar se convertirán en grandes exportadores de GNL hacia otras regiones del mundo. En el caso de África, el consumo más pequeño para una región, crecerá en 70.8% entre 2002 y 2015. Esta región presentará uno de los crecimientos más acelerados debido a los nacientes mercados de la región, desarrollándose a un ritmo de 4.2% por año hasta 2015.

capítulo 2M

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Este capítulo ofrece una perspectiva del marco regulatorio actual de la industria de gas natural y las acciones que se llevaron a cabo en el sector entre 2004 y mediados de 2005, así como los nuevos retos que enfrenta la industria.

Entre los aspectos más relevantes de este capítulo destacan:

• El 26 de febrero de 2004, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), la Resolución Núm. RES/015/2004 mediante la cual aprobó de manera total el capítulo I y de manera parcial el capítulo II del Catálogo de Precios y Contraprestaciones (Catálogo de Precios), toda vez que quedó pendiente la aprobación de los valores relativos a los costos de servicio aplicables a las modalidades de entrega incluidas en los Términos y Condiciones Generales para las ventas de primera mano de gas natural (Términos y Condiciones Generales).• Congruente con lo anterior, mediante la Resolución Núm. RES/015/2004, la CRE también modificó el régimen transitorio de los Términos y Condiciones Generales, de forma tal que el régimen permanente de dichos términos entrará en vigor hasta el cuarto mes contado a partir del primer día del mes siguiente a aquél en que la CRE apruebe los valores de los costos de servicio.• Con la Resolución Núm. RES/015/2004, la CRE modificó también la cláusula 14 de los Términos y Condiciones Generales, a fin de que cualquier modificación o actualización que efectúe Pemex a los valores contenidos en el Catálogo de Precios sean previamente aprobados por dicha Comisión.• Con fecha 8 de julio de 2004, la CRE recibió el dictamen final de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (COFEMER) sobre el anteproyecto de Directiva sobre la determinación de tarifas y el traslado de precios para las actividades reguladas en materia de gas natural (la Directiva de Tarifas) y la manifestación de impacto regulatorio (MIR) correspondiente.• El 15 de octubre de 2004, por conducto de la Sener, la CRE publicó en el DOF la Resolución Núm. RES/284/2004, por la que se modificaron transitoriamente las disposiciones 4.12, 12.3 y el capítulo 13 de la metodología para determinar el precio máximo del gas objeto de venta de primera mano (precio máximo del gas natural) establecida en la Directiva


sobre la Determinación de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en materia de Gas Natural DIR-GAS-001-1996 (Directiva de Precios).• El 21 de abril de 2005, la CRE publicó en el DOF la Resolución Núm. RES/046/2005, mediante la cual modificó la metodología de precio máximo del gas natural que se aplicará a partir de dicho mes, dado el carácter transitorio de la Resolución Núm. RES/284/2004.• El 28 de abril de 2005, la CRE expidió la Resolución Núm. RES/058/2005, por la que modificó la Directiva sobre seguros para las actividades reguladas en materia de gas natural y gas licuado de petróleo por medio de ductos DIR-GAS-005-2003 (Directiva de Seguros).• Gracias a la instrumentación del programa de coberturas de precio por parte de los distribuidores de gas natural, mismo que fue aprobado por la CRE en octubre de 2003, los usuarios residenciales han logrado mitigar la volatilidad de los precios de referencia del combustible. A la fecha, la CRE tiene registrada la contratación de coberturas por casi la totalidad de los distribuidores (20 permisionarios).• De septiembre de 2004 a mayo de 2005, la CRE llevó a cabo los procesos de revisión quinquenal de nueve permisionarios de distribución de gas natural, lo que concluyó con la aprobación del nuevo plan de negocios, el ingreso máximo autorizado y la lista de tarifas para el segundo quinquenio de operaciones de cada uno de esos permisionarios.• A mayo de 2005, se encuentran vigentes 150 permisos otorgados por la CRE en materia de gas natural, de los cuales 19 son de transporte de acceso abierto, 110 de transporte para usos propios y 21 de distribución de gas natural. De los 19 permisos concedidos entre 2004 y mediados de 2005, 17 permisos corresponden a transporte para usos propios y el resto está relacionado con títulos de permiso para transporte de acceso abierto.• El 16 de mayo de 2005 la Presidencia de la República emitió en el DOF un Decreto por el que se sujeta a precio máximo el gas natural a los usuarios residenciales de bajos consumos y se otorga un estímulo fiscal, por razones de orden público e interés social ya que se trata de un bien necesario para la subsistencia de las familias.

2.1 Ventas de Primera Mano

2.1.1 Catálogo de Precios

El Catálogo de Precios establecerá para cada una de las modalidades de entrega previstas en los Términos y Condiciones Generales, la forma en que se calculará el precio del gas en las diferentes plantas de proceso de Pemex (capítulo primero), así como las contraprestaciones correspondientes a las modalidades de entrega, el transporte y otros servicios involucrados en las ventas de primera mano realizadas en puntos de entrega distintos a una planta de proceso (capítulo segundo).

La importancia del Catálogo de Precios estriba en el hecho de que este documento permitirá a los adquirentes de gas natural y los usuarios del Sistema Nacional de Gasoductos de Pemex contar con los elementos de decisión suficientes para llevar a cabo la contratación de las ventas de primera mano bajo condiciones de eficiencia, transparencia, competencia, continuidad y certidumbre, ya sea a la salida de las plantas de proceso (contratación separada de servicios de suministro y transporte) o en el punto de entrega que determine el adquirente (contratación agregada de servicios de suministro y transporte).

El 26 de febrero de 2004, se publicó en el DOF la Resolución Núm. RES/015/2004, por la que se aprobaron los capítulos I y II del Catálogo de Precios como parte de los Términos y Condiciones Generales y se rechazaron los costos de servicio propuestos por Pemex en el capítulo II de dicho Catálogo. En consecuencia, se requirió a Pemex que presentara para aprobación de la CRE, una nueva propuesta de los valores de los costos de servicio correspondientes a las modalidades de entrega contenidas en los Términos y Condiciones Generales (costos de servicio), misma que debía reflejar los cargos aplicados a dichas modalidades en mercados competitivos.

En cumplimiento de dicho requerimiento, Pemex presentó a la CRE su nueva propuesta de costos de servicio. Sobre dicha propuesta, la CRE se encuentra evaluando los valores de los costos de servicio, a fin de verificar que los cargos propuestos por Pemex reflejan los niveles de costos observados en mercados que operan bajo condiciones de competencia.

2.1.2 Régimen Transitorio de los Términos y Condiciones Generales

En virtud de que el Catálogo de Precios es parte consustancial de los Términos y Condiciones Generales, en la misma Resolución Núm. RES/015/2004 la CRE modificó el régimen transitorio de los mismos en los términos siguientes:

• El plazo previsto en el punto tercero del régimen transitorio, para que los adquirentes actuales envíen los pedidos correspondientes, comenzará el primer día del mes siguiente a aquel en que se aprueben los valores de los costos de servicio correspondientes a las modalidades de entrega contenidas en los Términos y Condiciones Generales (el mes de inicio).• Pemex Gas y Petroquímica Básica confirmará dichos pedidos durante el tercer mes, contado a partir del mes de inicio.• A partir del cuarto mes, contado desde el mes de inicio, los Términos y Condiciones Generales serán aplicables en su totalidad, en términos del punto cuarto del régimen transitorio.


2.1.3 Modificación de los Términos y Condiciones Generales

En 2004, la CRE modificó la Cláusula 14 de los Términos y Condiciones Generales. Dicha modificación fue incluida en la Resolución Núm. RES/015/2004 citada anteriormente. La modificación de la cláusula 14 de los Términos y Condiciones Generales estableció que la CRE debe aprobar cualquier modificación o actualización que efectué Pemex a los valores contenidos en el Catálogo de Precios.

De esta forma, la CRE tendrá la posibilidad de supervisar y vigilar que las actualizaciones subsecuentes en el Catálogo de Precios cumplan con las disposiciones legales aplicables. Asimismo, el nuevo contexto de la cláusula 14 de los Términos y Condiciones Generales garantizará condiciones de transparencia y trato no discriminatorio cuando entren en vigor modificaciones o actualizaciones a los valores contenidos en el Catálogo de Precios.

2.1.4 Revisión del Régimen de los Términos y Condiciones Generales

Durante 2004, la CRE también enfocó sus esfuerzos a revisar el régimen contractual que abarca los Términos y Condiciones Generales en el marco de la experiencia internacional. Dicho proceso tiene por objeto detectar mejoras regulatorias en lo relativo a las características operativas del suministro y la infraestructura de la industria de gas natural en otros países.

2.2 Regulación en la industria de gas natural

2.2.1 Metodología para la determinación del precio máximo del gas natural

El 15 de octubre de 2004, por conducto de la Sener, la CRE publicó en el DOF la Resolución Núm. RES/284/2004, por la que se modificaron transitoriamente las disposiciones 4.12, 12.3 y el capítulo 13 de la metodología para determinar el precio máximo del gas natural establecida en la Directiva de Precios.

Como resultado de dicha resolución, para el periodo comprendido entre octubre de 2004 y marzo de 2005, se eliminó el índice de precios EPGT–Texas Pipeline, L.P. (EPGT) como parte de los índices que reflejan el mercado del sur de Texas, ya que dicho índice dejó de ser emitido por las publicaciones relevantes de Estados Unidos (Gas Daily e Inside FERC’s Gas Market Report).

En este contexto, para el periodo señalado, la metodología transitoria de precios del gas natural a que se refiere la disposición 12.3 de la Directiva de Precios y Tarifas considera únicamente como precio de referencia en el sur de Texas el índice de precios Texas Eastern Transmission Corp. (Tetco) y, por su parte, la metodología que se establece en el capítulo cuatro de la Directiva de Precios y Tarifas considera como precio de referencia el índice Houston Ship Channel (HSC) ajustado por el diferencial respecto al sur de Texas, es decir, solamente por el índice de precios Tetco. Asimismo la resolución comentada prevé que cuando la publicación del Gas Daily no publique el índice de referencia HSC correspondiente a un día hábil, Pemex lo sustituirá con el valor correspondiente al día en cuestión del índice de precios Tetco, que aparezca en la misma publicación, más un diferencial de $0.405 dólares por Gcal.

En virtud de que la Resolución Núm. RES/284/2004 estuvo vigente hasta marzo de 2005, la CRE analizó los mercados y los índices de referencia relevantes en el sur de Texas a fin de determinar sí el índice Tetco es el que refleja de mejor manera el costo de oportunidad del gas natural objeto de VPM. Como resultado, el 21 de abril de 2005, la CRE publicó en el DOF la Resolución Núm. RES/046/2005, mediante la cual modificó la metodología de precio máximo del gas natural que se aplicará a partir de dicho mes.

De acuerdo con la Resolución Núm. RES/046/2005, a partir de abril de 2005, se tomará como índice mensual de referencia, el mínimo que resulte entre el índice mensual publicado en el Inside FERC’s Gas Market Report y el promedio observado durante los últimos cinco días de cotización de cada mes de los precios diarios publicados en el Gas Daily.

De manera paralela, ante la volatilidad que han presentado los precios de referencia internacional del gas natural, la CRE inició una etapa de análisis de nuevas alternativas metodológicas para la determinación del precio máximo del gas natural. Ello con el objeto de proponer, en su caso, una nueva alternativa metodológica que permita reflejar el costo de oportunidad del gas natural sin trasladar a los usuarios los efectos de la volatilidad del mercado de referencia.

El 16 de mayo de 2005 el Ejecutivo Federal publicó en el DOF el Decreto por el cual se sujeta a precio máximo el gas natural que se suministre a los usuarios residenciales de bajos consumos y se otorga un estímulo fiscal que se indica en el Decreto. Con este instrumento, los consumidores residenciales de gas natural cuyo consumo promedie hasta


60 metros cúbicos mensuales gozarán de una reducción en las facturas que expiden los permisionarios de distribución que alcanzará, como máximo, un 28% en función del volumen y de la zona geográfica donde se localicen. Esta medida se aplicará de manera retroactiva a partir del 15 de abril de 2005 y estará vigente hasta el 30 de septiembre de 2006.

Asimismo, en cumplimiento con lo establecido en el Artículo tercero del Decreto, el 30 de junio pasado la Secretaría de Energía y la CRE publicaron en el DOF los lineamientos a través de los cuales se establece el procedimiento que deberán seguir los distribuidores que adquieren gas natural objeto de venta de primera mano para el cálculo de la reducción efectiva correspondiente a cada usuario, y el mecanismo por el cual dichos distribuidores recuperarán los montos de la reducción aplicada por vía de una nota de crédito que expedirá Pemex.

2.2.2 Directiva de Tarifas

A lo largo de estos primeros años de ejercicio regulador y en vísperas de la primer revisión quinquenal de tarifas para los permisionarios de transporte y distribución de gas natural, la CRE ha adquirido una valiosa experiencia en la aprobación y supervisión de tarifas a estos permisionarios y, sobre todo, ha podido detectar algunas mejoras potenciales en el esquema de regulación tarifaria.

Con base en lo anterior, la CRE emprendió un proyecto de adecuación de dicho esquema que resultó en un nuevo proyecto de Directiva de Tarifas. Este proyecto responde al objetivo fundamental de adecuar la regulación tarifaria a las condiciones actuales de la industria. Al efecto, la nueva Directiva de Tarifas precisa y mejora las disposiciones regulatorias en la materia y define de manera más concreta los requerimientos de información para los permisionarios, lo que permitirá a la CRE llevar a cabo su tarea de regulación de manera más adecuada.

Dos de los aspectos fundamentales del proyecto son los siguientes:

a) Sustitución del esquema de regulación del ingreso máximo por una regulación de tarifas máximas.b) Adecuación de la regulación del precio máximo de adquisición de los distribuidores (ahora precio máximo por la comercialización del gas), de manera que ésta refleje la evolución que ha experimentado el próximo régimen permanente de las ventas de primera mano, así como la incorporación de medidas que eventualmente instrumenten los distribuidores de gas para reducir los efectos de la volatilidad de precios del gas.

Como parte del proceso de expedición de la Directiva de Tarifas, la COFEMER emitió el dictamen final sobre dicho anteproyecto y la MIR correspondiente, con fecha 8 de julio de 2004. Sin embargo, en fecha posterior a la emisión del dictamen final en comento, la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) y diversos permisionarios presentaron comentarios adicionales a la Directiva de Tarifas, por lo que la CRE se encuentra analizando las modificaciones pertinentes como parte de su proceso de consulta continua, mismo que ha permitido equilibrar los intereses de los distintos participantes en la industria. En su caso, la instrumentación de las modificaciones requerirá cumplir nuevamente el trámite de MIR ante la COFEMER, previo a la expedición de la Directiva de Tarifas.

2.2.3 Directiva de Seguros

A partir de la entrada en vigor de la Directiva de Seguros, en enero de 2004, los permisionarios a quienes aplica dicha directiva, así como la propia CRE, detectaron algunas incompatibilidades prácticas de diversas disposiciones con la operación de los seguros en materia de responsabilidad civil. A efecto de analizar esta situación y determinar las modificaciones pertinentes sobre la Directiva comentada, la CRE realizó una consulta a la Comisión Nacional de Seguros y Fianzas (CNSF) y celebró diversas reuniones de trabajo con la Asociación Mexicana de Instituciones de Seguros (AMIS), empresas aseguradoras involucradas en el ramo y algunos permisionarios. Como resultado, el 28 de abril de 2005 la CRE expidió la Resolución Núm. RES/058/2005, mediante la cual modificó la Directiva de Seguros. Con esta medida, los permisionarios tendrán la oportunidad de entregar a la CRE una carta de cobertura provisional cuando la empresa aseguradora no emita la póliza de seguro y el recibo de pago respectivo en tiempo y forma, con lo cual quedará amparada la obligación consignada en las disposiciones reglamentarias aplicables. Asimismo, se brindará certidumbre a las empresas aseguradoras sobre el alcance de la cobertura de la suma asegurada. El resto de las modificaciones permitirán adecuar la Directiva de Seguros a las características contractuales del ramo de responsabilidad civil, en lo relativo a las particularidades que deben cumplir las pólizas de seguro y a los lineamientos de renovación de las mismas.

Las modificaciones a la Directiva de Seguros serán publicadas en fecha próxima en el DOF y entrarán en vigor al día siguiente de dicha publicación, de forma tal que los permisionarios deberán regularizar el cumplimiento de sus obligaciones en los términos establecidos en la Resolución Núm. RES/058/2005.


2.2.4 Esquemas para mitigar la volatilidad de precios del gas natural para usuarios menores

Gracias a la instrumentación del programa de coberturas de precio por parte de los distribuidores de gas natural, mismo que fue aprobado por la CRE en octubre de 2003, los usuarios residenciales han logrado mitigar la volatilidad de los precios de referencia del combustible. A mayo de 2005, la CRE tiene registrada la contratación de coberturas por casi la totalidad de los distribuidores (20 permisionarios).

Con esta medida, la CRE contribuye a fomentar una cultura de administración de riesgo entre los consumidores de gas natural y proporciona a los distribuidores las herramientas para adoptar acciones que evitan transferir las fluctuaciones extraordinarias de precios a los usuarios finales.

2.2.5 Revisión quinquenal

De septiembre de 2004 a la fecha, de conformidad con lo establecido en la Directiva de Precios, la CRE llevó a cabo los procesos de revisión quinquenal de cuatro permisionarios de distribución: Distribuidora de Gas Natural de La Laguna, Distribuidora de Gas Natural de Querétaro, Mexigas (Edo. de México) y Metrogas (D.F.). Como resultado de este proceso, la CRE aprobó el nuevo plan de negocios, el ingreso máximo, la lista de tarifas y el factor de eficiencia que serán aplicables a cada uno de dichos permisionarios durante el segundo periodo quinquenal de operaciones.

2.3 Normalización

2.3.1 NOMs

Las Normas Oficiales Mexicanas (NOMs) complementan el marco regulador de la industria de gas natural, ya que establecen los estándares técnicos relativos al diseño, construcción, operación y mantenimiento de los sistemas de gas natural a que deben sujetarse los agentes regulados. Como resultado de los trabajos en esta materia durante 2004, el Comité de Normalización publicó una Norma Oficial Mexicana (NOM).

2.4 Avances en el desarrollo de infraestructura de gas natural

A mayo de 2005, se encuentran vigentes 152 permisos de transporte y distribución de gas natural. Estos permisos representan compromisos de inversión cercanos a 2.7 mil millones de dólares por parte de empresas líderes en desarrollo de infraestructura energética de Bélgica, Canadá, España, Estados Unidos, Francia y México. En conjunto los permisionarios de transporte y distribución construirán y operarán más de 48.5 mil kilómetros de gasoductos. De dichos permisos, 19 corresponden a transporte para el servicio público, 112 a transporte para usos propios y 21 de distribución de gas natural (véase cuadro 9, mapas 4 y 5).

Cuadro 8Normas Oficiales Mexicanas publicadas en 2004

NOM Objeto Publicación DOF

NORMA Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural

Establece las características y especificaciones del gas natural que debe inyectarse en los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural, para contar con un combustible limpio que evite daños en las instalaciones y al medio ambiente

29-Mar-04

NORMA Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural. (Sustituye a la NOM-EM-001-SECRE-2002, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho combustible)

Establece los requisitos mínimos de seguridad relativos al diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural.

8-Nov-04

Fuente: CRE.


Cuadro 9Permisos de transporte y distribución de gas natural

vigentes a mayo de 2005

Tipos de permiso Permisos vigentes

Longitud de la red (km)

Inversión(MM USD)

Transporte 131 12,038 2,037

Acceso abierto 19 11,316 1,807

Usos propios 112 722 230

Distribución 21 36,561 674

Total 152 48,599 2,711

Fuente: CRE.

Mapa 4Infraestructura de transporte público de gas natural

Fuente: CRE.

Los permisos de transporte para el servicio público amparan en total la construcción y/o regulación de 11,316 kilómetros (km) de ductos de acceso abierto con una capacidad de conducción de 11,240 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), mientras que el total de los permisos otorgados para usos propios representan la construcción de 722 km de ductos con una capacidad de conducción de 5,439 mmpcd, que permitirán satisfacer las necesidades energéticas de los permisionarios bajo esta modalidad. Por otra parte, los permisos otorgados para distribución representan compromisos de inversión por $674 millones de dólares para la construcción de 36,561 km de ductos.

La mayor parte de los proyectos correspondientes a estos permisos ha iniciado operaciones, por lo que la CRE se encuentra en una etapa dirigida a los aspectos de regulación, control y seguimiento necesarios para el desarrollo eficiente de la industria de gas natural (véase gráfica 9).


Mapa 5Zonas geográficas de distribución de gas natural

Fuente: CRE.

100%

79%

74%

5%

14%

16%

12%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Distribución

Acceso abierto

Usos propios

En operación En construcción Por iniciar obras

Gráfica 9Situación operativa de los permisos de gas natural vigentes hasta agosto de 2005

(porcentaje de permisos)

Fuente: CRE.


Dado que la mayor parte de los permisionarios se encuentran en operación, la CRE ha enfocado sus actividades hacia una nueva etapa caracterizada por una mayor actividad en el seguimiento y control de los permisos otorgados. En consecuencia, las actividades de verificación y supervisión de las obligaciones contraídas por los permisionarios de transporte y distribución de gas natural han mostrado un incremento importante. Entre las obligaciones que se verifican cada año, se encuentran:

• Dictámenes anuales del Programa de Operación y Mantenimiento;• pruebas de hermeticidad de cada una de las líneas puestas en operación;• vigencia de seguros para hacer frente a las responsabilidades en que pudiera incurrir el permisionario;• procedimientos para la atención de emergencias;• capacitación de personal que realiza la operación y mantenimiento;• reportes técnicos semestrales;• presentación de los reportes inmediatos y detallados en caso de siniestro;• estados financieros dictaminados;• monto del capital fijo sin derecho a retiro equivalente al 10% del compromiso de inversión;• traslado del precio máximo de adquisición a los usuarios conforme lo establece la Directiva de Precios y Tarifas;• número de clientes;• energía anual conducida;• ingreso obtenido;• actualización anual del ingreso máximo y tarifas por inflación en México y Estados Unidos de América y modificaciones en el tipo de cambio; • ajustes al ingreso máximo autorizado para el cuarto año de operación por concepto de factor “K”1.

2.4.1 Distribución

Desde 1996 la CRE ha llevado a cabo licitaciones de permisos de distribución de gas natural en:

• Mexicali; • Chihuahua; • Hermosillo; • Toluca; • Río Pánuco (Tampico, Cd. Madero y Altamira); • Norte de Tamaulipas (Matamoros, Reynosa y Valle Hermoso); • Monterrey; • Distrito Federal;

• Valle Cuautilán-Texcoco (ocho municipios conurbados del Estado de México);• Querétaro y San Juan del Río; • El Bajío (Celaya, Salamanca, León, Silao e Irapuato); • La Laguna-Durango (Torreón, Gómez Palacio y Durango); • Tijuana (declarada desierta el 3 de junio de 1999); • Bajío Norte (Aguascalientes, San Luis Potosí y Zacatecas); • Puebla-Tlaxcala; • Guadalajara (Guadalajara, El Salto, Ixtlahuacán de los Membrillos, Juanacatlán, Tlaquepaque, Tonalá, Tlajomulco de Zúñiga y Zapopan, en el Estado de Jalisco) y • Veracruz (declarada desierta el 10 de octubre de 2002).

Como resultado de dichas licitaciones, junto con la regularización de los distribuidores ya existentes, la CRE otorgó 21 permisos de distribución que representan una nueva opción de combustible para 2.3 millones de usuarios localizados en más de 149 municipios de 18 estados del país y en las 16 delegaciones del Distrito Federal. Con ello se beneficiarán alrededor de 10 millones de habitantes en el país (12% de la población).

2.4.2 Transporte de acceso abierto y para usos propios

En 2004, la CRE otorgó dos nuevos títulos de permiso de transporte de acceso abierto. Uno de ellos interconectará la terminal de almacenamiento de gas natural licuado ubicada en Altamira, Tamaulipas, con la central de generación eléctrica de Tamazunchale, San Luis Potosí. Dicho gasoducto tendrá una longitud de 198 km y una capacidad de 339 mmpcd. Por su parte, el otro permiso permitirá extender el servicio de transporte de acceso abierto en la Península de Yucatán, a través de un ducto con una capacidad de 183.7 mmpcd y 234.5 km que se interconectará al gasoducto de Energía Mayakán (véase cuadro 10).

Entre 2004 y mayo de 2005, la CRE otorgó 19 permisos de transporte para usos propios que representan una inversión estimada de 13.8 millones de dólares, mismos que en conjunto constituyen una capacidad máxima de transporte de 356.5 mmpcd y una longitud de 70.4 km (véase cuadro 11).

Del total de permisos para usos propios otorgados en el periodo indicado, uno de los títulos de permiso está vinculado a proyectos de generación de energía eléctrica y el resto de los permisos corresponden a la satisfacción de las necesidades de usuarios industriales.

1 El factor “K” es el instrumento por medio del cual la CRE asegura el cumplimiento de la regulación por parte de los permisionarios. Este factor se utiliza para corregir las desviaciones anuales existentes entre el ingreso máximo y el ingreso obtenido por cada permisionario.


Cuadro 10Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural otorgados en 2004

Permisionario Trayecto Longitud (km)

Capacidad (mmpcd)

Inversión (MM USD)

Transportadora de Gas Natural de la Huasteca

Altamira-Tamazunchale 198.0 339.0 225.7

Tejas Gas de la Península Valladolid-Nizuc y Punta Venado-Valladolid-Nizuc, Quintana Roo

234.5 183.7 139.5

Fuente: CRE.

Cuadro 11Permisos de transporte de usos propios de gas natural

otorgados entre enero 2004 y mayo 2005

Permisionario Ubicación Longitud (km)

Capacidad (mmpcd)

Inversión (MM USD)

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de la Laguna, S.A. de C.V.

Gómez Palacio, Dgo. 2.7 10.0 0.4

Gas de Atlacomulco Atlacomulco, Edo. Mex. 1.8 4.8 0.1

Proteínas y Oléicos Apaseo el Grande, Gto. 9.1 3.9 1.6

Hilos Timón Orizaba, Ver. 0.0 0.4 0.2

Manufacturas Vitromex Parque Industrial Avalos, Chih. 0.3 3.8 0.2

Iberdrola Energía La Laguna Gómez Palacio, Dgo. 4.2 98.4 2.0

Siderúrgica Lázaro Cárdenas Las Truchas Lázaro Cárdenas, Mich. 0.1 18.0 0.2

Petroquímica Escolín Cobos, Ver. 0.0 0.3 0.3

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de Nogales

Nogales, Son. 24.9 7.5 4.6

Bimbo, S.A. de C.V. (Planta Villahermosa) Villahermosa, Tab. 0.4 0.6 0.1

Transmisiones TSP, S.A de C.V. Pedro Escobedo, Qro. 8.5 3.5 N/D

Porcelanite Opodepe, Son. 0.3 5.0 0.0

Proveedora Energética de Anáhuac, S. de R.L. de C.V. Cuauhtémoc, Chih. 4.4 20.0 0.9

Proveedora Energética de Naica, S. de R.L. de C.V. Delicias, Chih. 9.5 22.0 1.7

Agrícola El Rosal La Piedad, Mich. 0.0 2.4 0.3

Compañía de Generación Valladolid, S. de R.L. de C.V. Valladolid, Yuc. 0.6 116.5 0.4

Galvasid, S.A. de C.V. Apodaca, N.L. 0.0 24.4 0.0

Gas Natural El Florido, S.A. de C.V. Tijuana, B.C. 2.4 3.0 0.6

Papelera Altamira, S.A. de C.V. Tepetlaoxtoc, Edo. Mex. 1.2 12.0 0.2

Fuente: CRE.

2.5 Proyectos de interés para el sector privado

2.5.1 Gas natural licuado

Con el propósito de incrementar la oferta de gas natural a fin de complementar la producción nacional, el Programa Sectorial de Energía 2001-2006 establece el impulso a la instalación de terminales de almacenamiento y regasificación de gas natural licuado en el Golfo y en el Pacífico, con el propósito de recibir suministros de gas de otros países como Australia, Rusia, Trinidad y Tobago o Bolivia, a precios competitivos.

La licuefacción del gas natural se está convirtiendo rápidamente en una alternativa para su transporte, gracias a los recientes avances tecnológicos. Esta tecnología permite almacenar el gas de manera líquida para luego ser transportado a grandes distancias entre el centro de producción y los sitios de consumo.

En los últimos cinco años se ha buscado una mayor participación del sector privado en el desarrollo de infraestructuras, en áreas permitidas en el marco legal. Así, han surgido grandes proyectos de construcción de terminales de regasificación en México, que buscan la diversificación de las importaciones de gas natural para


Cuadro 12Permisos de almacenamiento de gas natural otorgados por la CRE hasta junio de 2005

Empresa Ubicación Capacidad (mmpcd)

Fecha de inicio de operación

Inversión (MM USD)

Terminal de LNG de Altamira, S. de R.L. de C.V. Altamira 750 2006 440.0

Terminal de LNG de Baja California, S. de R.L. de C.V. Ensenada 1000 2007 747.0

Energía Costa Azul, S. de R.L. de C.V. Ensenada 1000 2007 668.6

Chevron-Texaco de México S.A. de C.V. Islas Coronado 700 2008 758.0

Fuente: CRE.

satisfacer los crecimientos de la demanda del mercado en el corto plazo. A junio de 2005 la CRE ha otorgado cinco permisos de almacenamiento de gas natural licuado, sin embargo aunque el portal electrónico de la CRE aún mantiene el proyecto de la empresa Gas Natural Baja California, S. de R.L. de C.V. que se construiría en Tijuana en 2007, se sabe que no se llevará a cabo por problemas con el uso del suelo y que pronto será dado de baja del portal (véase cuadro 12). El último permiso fue otorgado el 15 de diciembre de 2004 a Chevron Texaco de México S.A. de C.V., y de acuerdo con el proyecto presentado por la empresa, la terminal de recepción de gas natural licuado se ubicará en el mar, a unos 13 kilómetros de las costas de Tijuana B.C. (Islas Coronado). Para el desarrollo del sistema de almacenamiento de GNL, la empresa estima

que requerirá de una inversión de 758 millones de dólares para la construcción de dos estructuras fijas por gravedad colocadas sobre el lecho marino, instalaciones de atraque y amarre de buques tanque, instalaciones de descarga del GNL, tanques de almacenamiento de GNL, equipos de vaporización e instalaciones de entrega de gas natural, incluyendo un gasoducto submarino e instalaciones auxiliares para la operación del sistema de almacenamiento.

Existen otros proyectos considerados como potenciales, que podrían consolidarse si se dan las condiciones suficientes para su desarrollo, con probable ubicación en Lázaro Cárdenas (Michoacán), Manzanillo (Colima), Puerto Libertad (Sonora) y Topolobampo (Sinaloa).

Mapa 6Proyectos de terminales de GNL en México

Fuente: CRE y Sener.


2.5.2 Zonas geográficas de distribución

A las zonas geográficas de distribución licitadas y asignadas hasta ahora por la CRE, podrían agregarse otras debido a que aún existen municipios en diversas entidades federativas que podrían conformar nuevas zonas geográficas de interés para el sector privado, lo que permitiría denotar proyectos adicionales de distribución para permitir el acceso al gas natural a un mayor número de usuarios. Entre las zonas geográficas con potencial de desarrollo destacan:

• Pachuca-Tula• Veracruz

Cuadro 13Zonas geográficas potenciales de distribución de gas natural

Zonas potenciales de distribución Estado Centros de población

Zona geográfica de Pachuca-Tula Hidalgo Actopan, Pachuca de Soto, Mineral de la Reforma, San Agustín Tlaxiaca, Atotonilco de Tula, Tulancingo, Tepeapulco, Tula de Allende, Tepeji del Río, Tizayuca, Huehuetoca, Edo. Mex., Apaxco, Edo. Mex.

Zona geográfica de Veracruz Veracruz ZC* de Poza Rica, ZC de Xalapa, ZC de Veracruz, ZC de Córdoba, ZC de Orizaba, Pueblo Viejo, Pánuco, Tuxpan.

*Zona conurbada.Fuente: CRE.

capítulo 3M

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94-2

004

Este capítulo ofrece el panorama actual del mercado nacional de gas natural, analizando en diferentes apartados la oferta, la demanda, el comercio exterior, el desarrollo de infraestructura, la evolución de los proyectos públicos y privados, así como los precios nacionales. Sin duda en la Secretaría de Energía estamos convencidos que el análisis riguroso es la mejor forma de identificar los retos más importantes que hoy en día enfrenta la industria del gas natural en México, además de permitir la evaluación progresiva de este mercado.

Cabe mencionar que el capítulo contiene investigaciones acerca de los mercados regionales del país, así como la trayectoria histórica del gas natural con respecto a otros combustibles sustitutos en cada sector de consumo. En esta nueva edición se presentan por primera vez los precios al público del gas natural de cada sector en los últimos años.

3.1 Consumo de gas natural, 1��4-2004

Dada la importancia de la energía como elemento esencial para la calidad de vida del ser humano y como un insumo de alto impacto en todas las actividades productivas, cualquier crecimiento de la economía nacional genera un aumento en el consumo de energéticos. Concretamente, la demanda de gas natural es sensible a cualquier variación en la actividad económica, ya que este hidrocarburo participa directa o indirectamente en la vida de toda la población debido a la versatilidad que presenta para ser utilizado como materia prima o como combustible en los sectores industrial, petroquímico, termoeléctrico, residencial o doméstico, comercial o servicios y de transporte terrestre. El creciente desarrollo y utilización del gas natural se encuentra sustentado en puntos clave como los amplios beneficios, tanto ambientales como energéticos y hasta económicos, con respecto a otros combustibles.

Durante 2004 la economía mexicana se vio favorecida por la consolidación del proceso de recuperación global, al registrar la economía mundial la mayor tasa de crecimiento anual desde mediados de los años setenta (5.1%)1. Así, en 2004 se fortaleció la expansión de la actividad económica

1 De acuerdo con el Banco de México, octubre de 2005.


en México, iniciada hacia finales de 2003. El crecimiento registrado por el Producto Interno Bruto (PIB) en términos reales fue de 4.4%2 en 2004, el cual constituyó la tasa más alta de los últimos cuatro años.

Este crecimiento en la actividad económica nacional reflejó un aumento de 8.2% en la demanda nacional de gas natural durante 2004, con respecto del año anterior. Si bien en 2003 la economía mexicana creció 1.4% y el consumo nacional de gas natural lo hizo en 8.9%, cabe señalar que aunque el crecimiento es directamente proporcional entre estas variables, no es lineal porque la demanda del combustible también está en función de los precios relativos del gas natural con respecto a otros combustibles sustitutos, según el sector de uso final. Esta última variable explica porqué a pesar de que en 2004 hubo mayor actividad económica respecto a 2003, el crecimiento de la demanda de gas natural tuvo un menor dinamismo. Aunado a lo anterior, la demanda del gas natural tiene como limitante de crecimiento la infraestructura de transporte, a diferencia de otros combustibles, ya que no todos los estados de la República tienen acceso a él.

El consumo interno de gas natural aumentó 77.7% en el periodo 1994-2004, confirmando la plena consolidación y crecimiento de esta fuente de energía durante la última década en el mercado nacional de energéticos, incluso al ubicarse en un volumen de 5,722 mmpcd en 2004,

2 De acuerdo con INEGI, octubre de 2005.

se registró un máximo histórico en la demanda nacional de gas natural. La distribución sectorial del consumo en 2004, quedó estructurada en 40.4% por el sector petrolero, 35.9% el sector eléctrico, 21.8% el sector industrial y el resto correspondió a los sectores residencial, servicios y transporte.

Los requerimientos de gas natural del sector eléctrico se han convertido en un factor importante en el crecimiento de la demanda nacional, ya que su volumen casi se ha triplicado entre 1994 y 2004, para ubicarse en 2,056 mmpcd en el último año. El sector eléctrico presenta la mayor tasa media de crecimiento anual del consumo para un sector (14.2%) en el periodo 1994-2004, este dinamismo ha ocurrido tras un proceso de sustitución del combustóleo en el sector, ante las ventajas competitivas de la tecnología de ciclo combinado que utiliza gas natural para la generación de energía eléctrica.

El sector industrial mostró una recuperación de 3.2% en el consumo del último año, comparado con el resultado de 2003, para ubicarse en 1,246 mmpcd. La actividad industrial recuperó paulatinamente sus niveles de consumo, aunque estos todavía no son similares a los registrados en 1996, debido a diversos factores que no le han permitido rescatar los niveles productivos, por un lado los altos costos del energético, que son los mismos tanto como combustible o materia prima, y por otro la

Gráfica 10Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB en México, 1994-2004

* Las cifras están referidas al año base de 1993. Fuente: IMP e INEGI.


insuficiencia de inversiones en el sector han deprimido al consumo de aquellas industrias intensivas en el uso del gas natural. Aunado a lo anterior, la caída en los índices productivos de la industria petroquímica, en sus cadenas del gas natural (derivados del metano y del etano), ha mermado el consumo del hidrocarburo en este sector durante la última década.

El sector petrolero registró incrementos en los consumos de gas natural, alcanzando un volumen demandado de 2,313 mmpcd en 2004. Esto representa el repunte de las actividades petroleras en México encaminadas a satisfacer congruentemente la demanda de los sectores de uso final tanto de gas natural como de crudo.

El desarrollo del mercado en el sector residencial ha presentado un comportamiento positivo, principalmente en los últimos cinco años, resultado de las inversiones realizadas por las distribuidoras del país ante los compromisos quinquenales que adquirieron ante la CRE para fomentar el desarrollo y el uso del gas natural, así como la aceptación de los usuarios de este segmento del mercado. En la demanda del sector servicios se presentaron fluctuaciones a la alza y a la baja en el mismo periodo. Mientras que el uso del gas natural en el sector transporte representó la incursión en un mercado nuevo a partir de 1999, y poco a poco se ha desarrollado.

3.1.1 Sector eléctrico

Con las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) llevadas a cabo en 1992, se reconoció la necesidad de aprovechar la coparticipación de los sectores privado y social para colaborar en el crecimiento del sector. Por un lado, se establece la exclusividad de la nación para generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación del servicio público; y por otro fueron creadas con el fin de aumentar la oferta de energía eléctrica algunas modalidades como el autoabastecimiento, la cogeneración, la producción independiente, la importación y la exportación3. Además se reconocieron los permisos bajo la modalidad de usos propios continuos4 otorgados antes de las reformas de 1992 a la LSPEE. Actualmente existe una capacidad de placa5 (instalada) de 55,322.26 Megawatts (MW) utilizada para generar electricidad en México bajo las distintas modalidades permitidas por el marco legal vigente.

De esta capacidad, 40,082.1 MW corresponden a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), 908.3 MW a Luz y Fuerza del Centro (LFC), 7,322.8 MW a Productores Independientes de Energía (PIE´s), 4,192.7 MW a los autoproductores, 912.2 MW a cogeneradores, 1,330.4 a exportadores y 573.8 MW a empresas en la modalidad de usos propios continuos. Además, existen permisos otorgados equivalentes a una capacidad reservada de 183.8 MW para importar energía eléctrica a México (para más detalle consulte la Prospectiva del sector eléctrico 2005-2014).

Cuadro 14Consumo nacional de gas natural por sector, 1994-2004


Sector 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Total 3,221 3,335 3,594 3,760 4,060 3,993 4,326 4,358 4,855 5,287 5,722 5.9

Petrolero 1,195 1,190 1,395 1,560 1,729 1,623 1,843 1,961 1,994 2,141 2,313 6.8

Industrial 1,404 1,479 1,523 1,465 1,499 1,472 1,392 1,155 1,260 1,207 1,246 -1.2

Eléctrico 547 589 596 653 756 821 1,011 1,157 1,506 1,836 2,056 14.2

Residencial 58 57 60 62 56 57 60 64 71 81 86 3.9

Servicios 18 19 20 20 20 20 20 21 22 19 20 1.0

Transporte vehicular - - - - - 0 1 1 2 2 2 n.a.

n.a.: Significa que no aplica.Fuente: Sener con base en información de CFE, CRE, IMP y Pemex.

3 Véase el glosario en la sección de anexos para consultar las definiciones.4 Permisos para la generación de particulares que iniciaron operaciones antes de 1992.5 Es la capacidad definida por el fabricante en la placa de la unidad generadora. Esta capacidad se obtiene, generalmente, cuando la unidad es relativamente nueva y opera bajo condiciones de diseño.


El sector eléctrico nacional demandó un volumen de 2,056 mmpcd de gas natural en 2004. Este consumo creció a una tasa media anual de 14.2% durante 1994-2004. Del consumo en el último año, 84.5% fue destinado a la generación del sector publico y 15.5% al sector privado. Cabe mencionar que si bien el Artículo tercero de la LSPEE establece que no se considera como servicio público a la generación de energía eléctrica que realizan los PIE´s para su venta a la CFE, esto tiene una connotación referida a la propiedad de las instalaciones y no al consumo de combustibles, por tal motivo a partir de esta publicación el consumo de gas natural de los PIE´s destinado a generación de electricidad para el servicio público aparecerá en los balances de este sector junto con la demanda de la CFE y LFC.

Gráfica 11Capacidad instalada de generación eléctrica en México, 2004


Fuente: CFE, CRE e IMP.

Gráfica 12Consumo nacional de gas natural del sector eléctrico, 1994-2004.


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


3.1.1.1 Sector eléctrico público (CFE, LFC y PIE´s)

La generación de energía eléctrica pública, se integra de la oferta de Comisión Federal de Electricidad (CFE), y de Luz y Fuerza del Centro (LFC); a la primera, se le incorporan las entregas de energía que llevan a cabo los Productores Independientes de Energía (PIE´s).

La generación de energía eléctrica en México se realiza por medio de las tecnologías disponibles en la actualidad, tales como son las centrales hidroeléctricas, termoeléctricas, eólicas y una nucleoeléctrica. La capacidad efectiva6 del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para el servicio público fue de 46,551.591 MW al 31 de diciembre de 2004, lo que representó un crecimiento del 4.5% respecto al 2003; de esta capacidad 66.8% se genera con base en los hidrocarburos (combustóleo, gas y diesel), 22.6% de hidroeléctricas, 5.6% de carboeléctricas, 2.1% tiene origen en la geotermia, 2.9% correspondiente a la central nucleoeléctrica de Laguna Verde y 0.005% de la eoloeléctrica La Venta.

6 Es la potencia máxima en MW que puede entregar una unidad en forma sostenida tomando en cuenta las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones.

Las tecnologías de las centrales termoeléctricas (vapor, turbogás, combustión interna o ciclo combinado) requieren combustibles de origen fósil como insumo para generar la energía eléctrica. Los combustibles de origen fósil utilizados en la generación del sector público son el diesel, carbón, combustóleo y gas natural. La energía proveniente de los hidrocarburos se produce en unidades de diferentes capacidades y tecnologías. El combustóleo se utiliza principalmente en unidades generadoras de carga base, excepto en las áreas metropolitanas del Distrito Federal y Monterrey, en las que se utiliza gas natural. El diesel se utiliza para el arranque de unidades a base de gas natural, combustóleo y carbón, y en unidades de combustión interna en las áreas aisladas.

El desarrollo carboeléctrico se encuentra localizado en el Estado de Coahuila, al noreste del país, con una capacidad total de 2,600 MW y corresponde a las centrales de Río Escondido (1,200 MW) y Carbón II (1,400 MW). Además, la central generadora dual de Petacalco (Plutarco Elías Calles), ubicada en el Estado de Guerrero, utiliza combustóleo y carbón para la generación de energía eléctrica, y cuenta con una capacidad efectiva de 2,100 MW, que representan 4.5% de la capacidad total.

Cuadro 15Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 1994-2004

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

Año Combustibles del sector electrico público1 Penetración del gas natural con relación al total

(%)2

Tasa de crecimiento anual

Gas natural

Combustóleo Carbón Diesel Total Gas natural

Combustóleo Carbón Diesel Total

1994 465.7 2,051.6 335.6 34.3 2,887.2 16.1

1995 494.4 1,800.8 378.4 26.9 2,700.5 18.3 6.2 -12.2 12.7 -21.6 -6.5

1996 492.0 1,853.3 449.0 24.5 2,818.9 17.5 -0.5 2.9 18.7 -8.8 4.4

1997 537.7 2,128.0 443.7 34.2 3,143.6 17.1 9.3 14.8 -1.2 39.6 11.5

1998 639.3 2,335.6 468.4 49.9 3,493.2 18.3 18.9 9.8 5.6 45.9 11.1

1999 705.2 2,294.0 474.5 45.2 3,519.0 20.0 10.3 -1.8 1.3 -9.4 0.7

2000 896.9 2,460.4 478.1 65.4 3,900.7 23.0 27.2 7.3 0.8 44.6 10.8

2001 1,076.6 2,366.3 571.2 48.0 4,062.1 26.5 20.0 -3.8 19.5 -26.6 4.1

2002 1,383.7 2,036.1 610.4 39.3 4,069.5 34.0 28.5 -14.0 6.9 -18.0 0.2

2003 1,590.0 1,346.9 695.7 94.5 3,727.1 42.7 14.9 -33.8 14.0 140.1 -8.4

2004 1,738.5 1,141.2 690.0 38.8 3,608.5 48.2 9.3 -15.3 -0.8 -58.9 -3.2

tmca 14.1 -5.7 7.5 1.2 2.3

1 Incluye CFE, LFC y PIE´s.2 Se refiere a la penetración global del gas natural como combustible en el sector eléctrico público. Fuente: Sener con base en CFE, IMP, LFC y Pemex.


modificaron su capacidad en 12.172 MW y 2 MW, al pasar de 237.828 a 250 MW y de 575 a 577 MW, respectivamente en 2004. Lo anterior impulsó el consumo de gas natural para la generación de energía eléctrica del sector público en el último año.

3.1.1.2 Sector eléctrico privado (autogeneración y exportación)

El concepto de autogeneración de energía eléctrica se refiere a las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración y usos propios continuos. Tras las modificaciones hechas a la LSPEE en la década pasada, ha crecido la participación de inversionistas privados y del sector industrial nacional en las actividades antes mencionadas.

Este segmento del sector eléctrico, contó con una capacidad instalada de 7,009.1 MW durante 2004, lo que representó 12.7% de la capacidad total. El consumo de combustibles de origen fósil utilizados en las actividades de autogeneración y exportación de electricidad alcanzó los 466.1 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (mmpcdgne) en el último año. Del volumen anterior, 68.2% provino del gas natural, 16.4% del combustóleo, 14.9% del coque de petróleo y sólo 0.5% del diesel (véase cuadro 16).

Cuadro 16Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 1996-2004


Año Combustibles del sector electrico privado1 Penetración del gas natural con relación al

total (%)2


Gas natural

Combustóleo Diesel Coque de petróleo

Total Gas natural

Combustóleo Diesel Coque de petróleo

Total

1996 104.2 67.4 1.7 - 173.3 60.1

1997 115.5 88.7 2.2 - 206.5 56.0 10.9 31.5 32.1 - 19.1

1998 116.2 92.9 2.5 - 211.6 54.9 0.6 4.7 9.6 - 2.5

1999 116.3 103.0 3.3 - 222.5 52.3 0.1 10.8 32.4 - 5.2

2000 114.5 117.0 2.5 - 234.0 48.9 -1.6 13.7 -23.3 - 5.2

2001 80.0 92.3 3.4 - 175.7 45.5 -30.1 -21.1 35.9 - -24.9

2002 122.0 68.0 5.3 - 195.4 62.4 52.5 -26.3 56.9 - 11.2

2003 246.2 66.1 9.8 20.9 343.0 71.8 101.8 -2.9 83.7 100.0 75.6

2004 317.7 76.6 2.5 69.4 466.1 68.2 29.0 15.9 -74.1 231.2 35.9

tmca 15.0 1.6 5.1 n.a. 13.2

n.a.: Significa que no aplica.1 Incluye la autogeneración y la exportación de electricidad.2 Se refiere a la penetración global del gas natural como combustible en el sector eléctrico privado. Fuente: Sener con base en CFE, CRE, IMP, LFC y Pemex.

7 Esto se debe a que la tecnología de ciclo combinado ofrece ventajas importantes como mayor eficiencia térmica, menores emisiones, costos de capital más bajos, plazos de construcción y de arranque más cortos, requerimientos de espacio menores y escalas de planta más flexibles, con respecto a centrales convencionales que queman combustóleo o carbón y respecto a reactores nucleares.8 Durante 2004, la generación de energía eléctrica pública alcanzó 159,532 GWh.

El gas natural se emplea principalmente en las centrales termoeléctricas convencionales a vapor, turbogás y ciclo combinado. La instalación de turbinas de gas en plantas de ciclo combinado ha sido una opción tecnológica muy atractiva para la generación de electricidad en los últimos años7, lo que ha fomentado el crecimiento de la demanda del gas natural en este segmento del sector a un ritmo de crecimiento anual de 14.1% entre 1994 y 2004. Este crecimiento es el más elevado para un combustible utilizado en el sector eléctrico público en la última década, lo cual generó un consumo de 1,738.5 mmpcd en 2004, que significó 48.2% del consumo total de los combustibles utilizados para producir electricidad.

A partir de junio de 2000, con la entrada en operación comercial de la central ciclo combinado Mérida III, iniciaron las aportaciones de los PIE´s a la red eléctrica de la CFE. A finales de 2004 operaron comercialmente 15 PIE´s y sus aportaciones ascendieron a 45,855 GWh8 en energía eléctrica y a 7,265 MW en capacidad efectiva; todos con tecnología de ciclo combinado utilizando gas natural como combustible. Cabe señalar que durante 2004 entró en operación comercial el PIE más reciente, la central Río Bravo III, que incrementó en 495 MW la capacidad efectiva que aportan los PIE´s a la red eléctrica de la CFE. Además, las centrales Hermosillo y Bajío, de acuerdo con el contrato de generación complementaria,


En la generación de electricidad de los particulares, el combustóleo continúa ocupando un volumen importante, ya que todos los ingenios azucareros siguen utilizándolo junto con el bagazo de caña para autogenerar su energía eléctrica mediante turbinas de vapor o de combustión interna. Por otro lado, el coque de petróleo se convirtió en un combustible sustituto al gas natural en el sector eléctrico privado a partir de 2003, tras las pruebas de arranque realizadas por la termoeléctrica del Golfo y la termoeléctrica Peñoles en ese año. Así, este combustible se consolidó en el sector en el año siguiente, al aumentar más del doble el volumen consumido, pasando de 20.9 mmpcdgne a 69.4 mmpcdgne.

Respecto a la actividad de exportación de electricidad, a 2004 hay cuatro permisionarios operando que utilizan gas natural con tecnologías de ciclo combinado, Energía Azteca X, Termoeléctrica de Mexicali y Energía de Baja California, ubicados en el estado de Baja California y que realizan exportaciones hacia Estados Unidos; a estos tres que comenzaron operaciones a partir de 2003, se les adicionó AES Mérida III en 2004, ubicado en Yucatán, cuyas exportaciones se dirigen a Belice. Esta modalidad pasó de un consumo de 52 mmpcd de gas natural en 2003 a 89 mmpcd en 2004.

Fuente: Sener con base en IMP y Pemex.

Gráfica 13Consumo nacional de gas natural del sector industrial, 1994-2004



Las actividades de consumo del sector industrial se encuentran conformadas en dos rubros, el primero se refiere a la demanda realizada por Pemex Petroquímica (PPQ) y otro que considera los requerimientos del hidrocarburo para los procesos productivos del sector industrial privado. El consumo del sector ha decrecido a una tasa media anual de 1.2% en la última década, cambiando considerablemente la estructura de la demanda del combustible; mientras que en 1994 la industria privada consumía 53% del total, y la presencia de Pemex Petroquímica era significativa con una participación de 47%. Diez años después la demanda del sector quedó constituida en 76% por el grueso de la industria privada, y el resto por Pemex Petroquímica. No obstante, la industria petroquímica estatal ha visto obstaculizada la ampliación y modernización de su infraestructura de operaciones, y por otro lado la actividad productiva de la gran industria no creció lo suficiente, por lo cual sus consumos de gas natural han sido negativos


3.1.2.1 Petroquímica

La petroquímica es una rama de la actividad productiva que abarca los establecimientos dedicados a la producción de sustancias químicas básicas derivadas del gas natural, el petróleo y el carbón. Esta industria es una plataforma para apoyar el desarrollo y el crecimiento de México, ya que sirve para la conformación de cadenas productivas, tan sólo esta industria abastece a más de 40 ramas de la actividad industrial y demanda de bienes y servicios de 30 industrias. Tras la reclasificación legal de los productos petroquímicos en 1992, entre petroquímica básica y secundaria, se buscó fomentar la inversión privada en un segmento productivo que había sido exclusivo para el Estado. A partir de ese momento, la petroquímica secundaria quedó totalmente abierta a particulares, esperando que éstos promovieran la ampliación y modernización de los complejos petroquímicos. Sin embargo, la inversión privada de gran escala no llegó debido a diversos factores estructurales, como la crisis de 1994 en el país, inadecuados esquemas de participación y un fenómeno de sobreoferta a nivel mundial de productos petroquímicos, que saturó los mercados a partir de 1998, disminuyendo los márgenes de ganancia de los productores, por ende la pérdida de atractivo de esta industria.

Así, el estancamiento de la inversión pública y privada provocó la baja en la producción de petroquímicos, desmantelamientos de algunas plantas de PPQ y un crecimiento acelerado de las importaciones de estos productos en los últimos años del periodo de estudio.

El caso de las importaciones crecientes de productos petroquímicos, se explica porque hacia el final de la década de los noventa ocurrieron fusiones de grandes consorcios petroquímicos que poseían tecnología más moderna y que obtuvieron cadenas de valor más integradas, que les permitió colocar productos más económicos alrededor del mundo.

Las principales cadenas petroquímicas son las del gas natural, en este grupo están incluidos los productos derivados del metano, tales como el amoniaco, el metanol y el anhídrido carbónico, así como los derivados del etileno (óxido de etileno, monoetilenglicol, dietilenglicol, acetaldehído, polietilenos, etc.). La pérdida de los índices productivos de estas dos cadenas a 2004 es considerable, por un lado los derivados del metano han perdido 72.0% de la producción de 1996, y los derivados del etano perdieron 34.0% de la producción de 1995, los respectivos años de referencia corresponden a la producción máxima en el periodo 1994-2004. En el caso del consumo de gas natural como materia prima en PPQ ha disminuido a una tasa media anual de 11.2%, pasando de 190 mmpcd en 1994 a 58 mmpcd en 2004 (véase gráfica 14).

En 2004, siete de los ocho complejos petroquímicos operaron, de los cuales sólo independencia y Cosoleacaque utilizan la corriente de gas seco como materia prima. Al quedar fuera de operaciones el complejo petroquímico Camargo en 2003, debido a una baja economía de escala, también se afectó el consumo de gas natural para materia prima, ya que esta unidad dejó de producir amoniaco.

Gráfica 14Elaboración de petroquímicos de la cadena del gas natural y consumo

como materia prima del gas natural en Pemex Petroquímica, 1994-2004

Fuente: Sener con base en Pemex.


El consumo total de gas natural en Pemex Petroquímica se ubicó en 295 mmpcd en 2004, con lo cual creció 3.4% con respecto del año anterior. Del consumo de 2004, 237 mmpcd fueron utilizados como gas combustible en los siete complejos y como gas para generación de electricidad en los complejos de Independencia y Cosoleacaque. En general, la caída de los índices productivos de los complejos ha disminuido los requerimientos del combustible en PPQ a lo largo de la última década, e incluso a tasas con decrementos muy similares, ya que mientras la elaboración de petroquímicos cayó anualmente a 7.1% entre 1994 y 2004, el consumo de gas natural lo hizo a 7.7% en el mismo periodo (véase cuadro 17).

En los últimos años se intensificó la búsqueda de condiciones propicias para atraer el capital y la tecnología necesarios para modernizar el sector, así en 2003 se anunció el proyecto Fénix, a fin de aprovechar las oportunidades de mercado, reactivar las cadenas productivas petroquímicas y sustituir las importaciones del sector con el consecuente ahorro económico para el país.

3.1.2.2 Sector industrial privado

El crecimiento del PIB del sector industrial en 2004 se originó por mayores niveles de actividad en los distintos sectores que lo conforman. En particular, las divisiones del sector manufacturero crecieron en conjunto 3.8%, rompiendo una trayectoria negativa comenzada en 2001. Este crecimiento de 2004 respondió en buena medida al fortalecimiento de la demanda externa proveniente de los Estados Unidos. En este contexto cabe destacar la significativa correlación que existe entre la producción manufacturera de México y la de los Estados Unidos. Así, la recuperación de la actividad económica en 2004 fue compartida por la mayoría de las ramas de actividad del sector manufacturero.

Cuadro 17Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ, 1994-2004

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

Concepto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Consumo de gas natural (mmpcd) 658 680 657 580 537 449 373 316 295 285 295 -7.7

Combustible 468 484 472 433 400 320 274 251 228 238 237 -6.6

Materia prima 190 196 186 147 137 129 99 65 67 47 58 -11.2

Elaboración de petroquímicos (mta) 13,066 13,447 13,292 11,513 9,960 7,991 6,836 5,994 5,889 6,085 6,223 -7.1

Derivados del metano 5,927 5,862 5,961 5,067 4,374 3,019 2,271 1,752 1,663 1,383 1,668 -11.9

Derivados del etano 3,048 3,140 3,088 3,089 2,945 2,696 2,636 2,408 2,309 2,218 2,073 -3.8

Aromáticos y derivados 1,700 1,738 1,649 1,461 1,402 1,235 667 642 670 795 1,222 -3.2

Propileno y derivados 346 477 446 377 243 193 180 127 115 125 116 -10.4

Otros 2,045 2,230 2,147 1,519 996 848 1,083 1,065 1,133 1,563 1,145 -5.6

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: Pemex Petroquímica y Pemex Anuario Estadístico 2005.

La actividad del sector industrial privado en 2004, generó un crecimiento considerable en la demanda de combustibles para el sector, alcanzando 1,831.6 mmpcdegn, volumen mayor al consumido en promedio durante 2001, 2002 y 2003; este comportamiento en la demanda fue similar para el gas natural, con excepción de 2002. Cabe destacar, que aún cuando en 2004 se presentó un alza generalizada en los precios de los combustibles, el gas natural continuó siendo el más utilizado del sector, con un grado de participación de 51.9% en el mercado.

En la estructura de los combustibles industriales, es importante mencionar que el coque de petróleo está adquiriendo relevancia, ya que resulta atractivo como sustituto del gas natural y el combustóleo por los ahorros que puede generar. Dado su alto contenido de carbón,


el coque de petróleo es una excelente fuente de calor, y a raíz del alza de los precios del gas natural, algunos industriales han optado por aprovechar las tecnologías que lo emplean como combustible, obteniendo reducción de costos de producción. Así, durante el periodo 1995-2004 es el combustible industrial que ha presentado la mayor tasa de crecimiento anual en su demanda (25.3%). La industria siderúrgica (de metales básicos) representó 31.3% del consumo del gas natural del sector en 2004; esta industria que es la más intensiva en la demanda del hidrocarburo, retomó una gran actividad productiva, pese al alza de los precios en los energéticos, creciendo 6.0%

Cuadro 18Demanda nacional de combustibles en el sector industrial (sin PPQ), 1995-2004


Año Combustibles del sector industrial1 Penetración del gas natural con relación al

total (%)2


Gas natural

Combustóleo Gas LP Diesel Coque de petróleo

Total Gas natural

Combustóleo Gas LP Diesel Coque de petróleo

Total

1995 798.8 708.5 68.6 82.7 29.8 1,688.3 47.3

1996 865.4 655.8 80.0 118.3 32.0 1,751.5 49.4 8.3 -7.4 16.7 43.1 7.4 3.7

1997 885.7 629.3 95.0 138.2 46.7 1,794.9 49.3 2.3 -4.0 18.7 16.8 45.9 2.5

1998 962.7 628.4 99.1 137.9 58.4 1,886.5 51.0 8.7 -0.1 4.3 -0.2 25.0 5.1

1999 1,023.0 567.3 109.6 123.9 76.3 1,900.1 53.8 6.3 -9.7 10.6 -10.2 30.7 0.7

2000 1,019.2 530.9 120.5 135.4 98.3 1,904.3 53.5 -0.4 -6.4 10.0 9.3 28.8 0.2

2001 838.4 502.1 111.7 129.3 119.6 1,701.1 49.3 -17.7 -5.4 -7.3 -4.5 21.7 -10.7

2002 965.5 388.9 114.6 123.7 170.9 1,763.6 54.7 15.2 -22.6 2.6 -4.3 42.9 3.7

2003 921.8 387.0 106.8 126.6 164.2 1,706.4 54.0 -4.5 -0.5 -6.8 2.3 -3.9 -3.2

2004 951.2 391.3 107.5 154.0 227.5 1,831.6 51.9 3.2 1.1 0.7 21.7 38.5 7.3

tmca 2.0 -6.4 5.1 7.2 25.3 0.9

1 No incluye a PPQ.2 Se refiere a la penetración global del gas natural como combustible en el sector industrial. Fuente: IMP.

en su PIB del último año, siendo la tasa de crecimiento más elevada para una división dentro del sector industrial manufacturero. Este crecimiento se originó por el importante número de obras edificadas por la industria de la construcción durante 2004. Además el alza promedio de 52.2% en los precios de los productos de acero en el mundo, hizo atractiva la producción del acero para los industriales mexicanos del ramo, ante la escasez mundial por el incremento de las importaciones de acero en China, ya que disminuyó la sobreoferta de años anteriores que había provocado la caída en los precios del acero. Esta situación generó que este grupo de ramas incrementara su demanda de gas natural 8.3% con respecto a 2003.

Gráfica 15Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 2004


Fuente: IMP, con base en CRE, Pemex y empresas privadas.


Por otro lado la industria química, que está correlacionada con la situación de la petroquímica, cayó 10.1% en su consumo de gas natural por la competencia con productos de importación del ramo, misma situación que enfrentó la rama de la celulosa y papel, cuyos insumos se redujeron 5.4% comparados con los de 2003. Los consumos de gas natural en algunas ramas manufactureras como son la industria de alimentos y productos de minerales no metálicos permanecieron prácticamente iguales, aunque cabe destacar que la industria del vidrio creció 2.8% en su demanda. En lo que respecta a la industria cementera, ésta ha dejado de consumir gas natural paulatinamente, sustituyéndolo por coque de petróleo y otros combustibles alternos, de esta manera consumió un volumen de 17 mmpcd en 2004, 3 mmpcd menos que en 2003.

3.1.3 Sector petrolero

El aumento en los niveles de extracción de petróleo crudo y gas, entre otros, han implicado crecientes volúmenes de gas natural para el desarrollo de las actividades de Pemex. El sector petrolero ha mantenido el mayor consumo de gas natural en el mercado, alcanzando una participación de 40.4% en 2004.

La demanda del sector petrolero se conforma por los consumos como gas combustible que utilizan las subsidiarias (autoconsumos) y por las recirculaciones internas que corresponden principalmente al volumen inyectado a los pozos para la obtención de un volumen mayor de crudo. Al cierre de 2004, los autoconsumos del sector petrolero crecieron 7.0% respecto a los del año anterior, al registrar un volumen de 1,110 mmpcd, siendo Pemex Exploración y Producción (PEP) la subsidiaria

que presentó el mayor crecimiento en la demanda durante el mismo periodo (15.1%); mientras que Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) presentó un ligero incremento de 1.3% en su demanda; por el contrario Pemex Refinación (PR) registró una ligera baja de 3.0% de su consumo.

Los requerimientos de gas para recirculaciones internas de PEP mantienen una tendencia al alza, de tal manera que han aumentado a una tasa media anual de 10.5% desde 1994, ubicándose en 2004 con demandas equivalentes a 1,203 mmpcd. Lo anterior se explica principalmente porque en los últimos años se han intensificado las actividades de producción de crudo, esto ha significado que se reinyecte más gas natural a los pozos productores, que en algunos casos son pozos maduros, y han ido declinando su producción natural requiriendo cada vez más gas natural para hacer fluir al aceite crudo.

Cabe mencionar que, a pesar de los avances alcanzados en las técnicas de producción, nunca se logra sacar todo el petróleo de un yacimiento; por tal razón existen métodos de recuperación mejorada para lograr la mayor extracción posible de petróleo en pozos sin presión natural o en declinación tales como la inyección de gas, de agua o de vapor a través del mismo pozo productor o por intermedio de pozos inyectores paralelos a éste. Al 31 de diciembre de 2004, el número de pozos de producción únicamente de petróleo crudo es 2,986, de los cuales 1,139 son pozos fluyentes y el resto producen con sistemas artificiales.

Cuadro 19Consumo de gas natural del sector petrolero, 1994-2004


Concepto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Total 1,195 1,190 1,395 1,560 1,729 1,623 1,843 1,961 1,994 2,141 2,313 6.8

Autoconsumo 751 695 735 754 825 845 913 994 995 1,037 1,110 4.0

Corporativo 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 0 -10.8

Refinación 137 135 140 180 194 198 207 230 238 270 262 6.7

Gas y Petroquímica Básica 272 235 230 216 256 247 264 258 256 252 255 -0.6

Exploración y Producción1 342 325 364 357 374 399 442 505 500 515 593 5.7

Recirculaciones internas 444 495 661 805 904 777 930 967 999 1,104 1,203 10.51 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell.Fuente: Pemex.


3.1.4 Sectores residencial y servicios9

El gas natural logró cubrir 9.6% de la demanda de combustibles de los sectores residencial y servicios durante 2004. En México, históricamente la demanda de combustibles de estos sectores ha sido abastecida por el gas LP (91.4% en 2004), y durante décadas la penetración del gas natural fue limitada, debido a algunos aspectos como son la infraestructura de distribución local y los precios de comercialización con respecto al gas LP en las diferentes regiones del país. Sin embargo, con la desregulación del mercado de gas natural en 1995, se buscó el desarrollo de la red de distribución, así en los últimos años un mayor número de usuarios han tenido acceso a este combustible. El consumo del gas natural ha presentado un crecimiento paulatino en los sectores residencial y servicios en el periodo 1994-2004. Esta situación se ha presentado, no sólo como un efecto moderado de sustitución del gas LP, sino como respuesta al crecimiento de la población que tiene acceso a ambos combustibles y que puede decidir entre las ventajas de usar uno u otro, considerando los precios al público de los mismos.

Toda vez que se analizan los comportamientos de la demanda de los dos combustibles, observamos que desde 2000, el gas natural ha tenido buena aceptación en el sector residencial, creciendo 44.0% en el periodo 2000-2004; mientras que el gas LP perdió 2.2% de su mercado. Este comportamiento del sector se explica en parte porque en los últimos años, las constructoras de viviendas en las grandes ciudades han desarrollado complejos habitacionales con infraestructura para usar gas natural, aprovechando la ventaja competitiva que éste ofrece en el abasto constante para los residentes.

En el sector servicios, el gas natural sigue presentando un comportamiento poco definido, su demanda prácticamente se encuentra estancada y en el último año consumió 20 mmpcd, volumen muy parecido al promedio entre 1994 y 2004; no es el caso del gas LP, donde a pesar de presentar un comportamiento inestable, su participación en el mercado pasó de 87.9% en 1994 a 89.8% en 2004.

Cuadro 20Consumo de combustibles en los sectores residencial y servicios, 1994-2004


Año Combustibles del sector residencial y servicios Penetración del gas natural con relación al

total (%)


Gas natural

Gas LP Total Gas natural

Gas LP Total

1994 76.2 911.6 987.8 7.7

1995 76.0 922.2 998.2 7.6 -0.2 1.2 1.1

1996 79.2 920.7 999.9 7.9 4.2 -0.2 0.2

1997 81.9 921.3 1,003.2 8.2 3.3 0.1 0.3

1998 76.3 954.2 1,030.5 7.4 -6.8 3.6 2.7

1999 76.7 990.8 1,067.5 7.2 0.5 3.8 3.6

2000 79.2 1,025.6 1,104.8 7.2 3.3 3.5 3.5

2001 84.7 985.2 1,069.9 7.9 6.9 -3.9 -3.2

2002 93.4 998.0 1,091.4 8.6 10.3 1.3 2.0

2003 99.8 997.5 1,097.3 9.1 6.8 0.0 0.5

2004 105.4 996.2 1,101.6 9.6 5.7 -0.1 0.4

tmca 3.3 0.9 1.1

Fuente: Sener con base en información del IMP, CRE, PGPB y distribuidoras.

9 El sector residencial representa el consumo de combustibles en los hogares urbanos y rurales del país, donde la demanda principal es para la cocción de alimentos, calentamiento de agua, calefacción e iluminación. Mientras el sector servicios es el consumo de energía en locales comerciales, restaurantes, hoteles, entre otros.


3.1.5 Sector autotransporte

El gas natural comprimido (GNC) es un combustible vehicular que prácticamente no contamina, su precio de referencia es más económico que las gasolinas y el gas LP, y su uso representa costos bajos de mantenimiento y alto rendimiento. Además, el GNC es el combustible vehicular más seguro, ya que a diferencia de las gasolinas, el diesel y el gas LP, éste es más ligero que el aire, por lo que en caso de fuga se disipa rápidamente en la atmósfera, minimizando la probabilidad de acumulación y formación de nubes explosivas.

Actualmente en México existen cinco estaciones de servicio funcionando y dos fuera de operación: Tultitlán (Edo. de México), Toreo-Cuatro caminos, Venustiano Carranza y

Cuadro 21Consumo de gas natural y gas LP en los sectores residencial y servicios, 1994-2004


Sector 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Total (mmpcdgne) 988 998 1,000 1,003 1,031 1,068 1,105 1,070 1,091 1,097 1,102 1.1

Gas natural (mmpcd) 76 76 79 82 76 77 79 85 93 100 105 3.3

Residencial 58 57 60 62 56 57 60 64 71 81 86 3.9

Servicios 18 19 20 20 20 20 20 21 22 19 20 1.0

Gas LP (mmpcdgne) 912 922 921 921 954 991 1,026 985 998 997 996 0.9

Residencial 782 792 801 779 816 831 843 809 811 818 825 0.5

Servicios 129 130 120 142 138 160 182 176 187 180 171 2.9

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: IMP.

Tacubaya (Distrito Federal), Gómez Palacio (Durango). Las dos restantes se ubican en Monterrey, y se encuentran fuera de operación momentáneamente ya que serán reubicadas en el corto plazo. Debido a que el GNC es visto en las grandes ciudades como alternativa para solucionar algunos problemas de contaminación atmosférica, cuatro de las cinco estaciones de servicio en operación, se ubican en la Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM).

La utilización del GNC es mínima en México, a pesar de sus ventajas para la sociedad, si bien desde 1999 ha ido penetrando en el sector autotransporte del país, a 2004 sólo se consumieron 2.0 mmpcd de gas natural, que representaron 0.04% del total de combustibles consumidos en el sector autotransporte.

Cuadro 22Demanda nacional de combustibles del sector autotransporte, 1994-2004


Año Combustibles del sector autotransporte Penetración del gas natural con relación al

total (%)1


GNC Gasolinas Gas LP Diesel Total GNC Gasolinas Gas LP Diesel Total

1994 - 2,406.3 n.d. 1,288.8 3,695.1 -

1995 - 2,299.4 12.9 1,215.2 3,527.5 - - -4.4 n.a. -5.7 -4.5

1996 - 2,308.2 26.7 1,172.1 3,507.0 - - 0.4 106.1 -3.5 -0.6

1997 - 2,390.6 29.4 1,218.1 3,638.1 - - 3.6 10.1 3.9 3.7

1998 - 2,457.5 50.2 1,263.9 3,771.6 - - 2.8 70.8 3.8 3.7

1999 0.0 2,454.3 101.2 1,311.6 3,867.1 - 100.0 -0.1 101.8 3.8 2.5

2000 0.6 2,552.2 128.3 1,312.0 3,993.1 0.02 2,935.8 4.0 26.8 0.0 3.3

2001 1.3 2,644.3 136.9 1,345.7 4,128.4 0.03 109.2 3.6 6.7 2.6 3.4

2002 1.7 2,714.6 152.7 1,308.2 4,177.3 0.04 31.3 2.7 11.5 -2.8 1.2

2003 2.0 2,883.8 156.0 1,320.1 4,361.9 0.05 14.0 6.2 2.1 0.9 4.4

2004 2.0 3,054.7 160.3 1,394.1 4,611.1 0.04 2.9 5.9 2.8 5.6 5.7

tmca n.a. 2.4 n.a. 0.8 2.2

n.d.: Significa no disponible. n.a.: Significa que no aplica.1 Se refiere a la penetración global del gas natural comprimido con respecto a todos los combustibles del sector autotransporte, sin embargo el GNC no se considera como sustituto del diesel en México actualmente. Fuente: IMP, con base en AMGN, Banxico, CRE, INEGI, Pemex, Profeco, Sener y empresas privadas.


El parque vehicular a GNC ha crecido moderadamente en los últimos años, ya que durante 2004 circularon 1,863 unidades, lo que representó un incremento de 272 unidades más de las que circularon en 2003. Una limitante al desarrollo de este mercado ha sido el costo de la tecnología para los vehículos a GNC y el desconocimiento de los beneficios que conlleva la conversión de los vehículos al usar GNC. Cabe señalar que hasta 2004 todavía no se llevaban a cabo motorizaciones duales (gasolina-GNC) de fábrica, lo que significa una disminución en los costos de la conversión, y por ende que los usuarios no dependan de una red de abasto de GNC para transportarse en todo el país, lo que podría impulsar la venta de este tipo de vehículos.

El crecimiento del parque vehicular del sector autotransporte es impulsado principalmente por los vehículos a gasolinas, combustible que predomina en el sector y cuyo parque creció 3.7% en 2004 debido a factores como el incremento del 3.3% en el ingreso per cápita, las políticas de financiamiento de las agencias automotrices, el proceso de renovación del parque vehicular y una mayor oferta de modelos a gasolina con respecto a los años anteriores. En otro segmento del mercado se encuentran el parque a diesel y a gas LP, destinados principalmente al transporte de carga y de pasajeros.

El parque vehicular a diesel presentó un incremento de 3.6% en el último año, debido a que los transportistas en un afán de ser más competitivos han llevando a cabo acciones concretas para la renovación de unidades vehiculares basados en atractivos programas de financiamiento. Además, el gas LP se ha encarecido, en términos de equivalentes de energía, por encima del diesel y el GNC, en el caso del primero desde diciembre de 2002 y el segundo a partir de agosto de 2004, restándole importancia como opción para el usuario del sector transporte, e incluso disminuyendo 0.4% el parque activo a gas LP en 2004 con respecto al año anterior (véase el crecimiento histórico del parque vehicular por combustible en la Prospectiva de petrolíferos 2005-2014).

Gráfica 16Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2004

(miles de unidades)

Fuente: IMP con base en Banco Mundial, Banxico, CONAPO, INEGI, SCT, Pemex y empresas privadas.


3.1.6 Consumo regional

Con el fin de mantener congruencia con la regionalización utilizada por la Presidencia de la República Mexicana, y para contar con cifras comparables entre los diferentes mercados nacionales, el análisis regional se divide en cinco zonas: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste. En el mapa 7 se detallan los estados que conforman cada región.

El consumo regional de gas natural está estrechamente relacionado con la distribución de la infraestructura, así como con la ubicación de los centros industriales, actividades petroleras y concentración poblacional. Estos factores son los que principalmente han desarrollado el mercado de gas natural en México.

El mayor consumo del gas natural en el país se localiza en la región Sur-Sureste, donde se concentra 48.2%, ya que gran parte de las actividades petroleras se llevan a cabo en dicha demarcación. La región Noreste le sigue en

Gráfica 17Precios nacionales al público de los combustibles del sector transporte, 2001-2004

(pesos por litro de gasolina magna equivalente)

Fuente: Sener.

importancia al representar 25.9% del consumo nacional, participación sustentada en las actividades del sector eléctrico e industrial que allí se llevan a cabo. Estos sectores han desarrollado el mercado en la región Centro, aunado a que la región ha experimentado un proceso de sustitución del combustóleo por gas natural derivado de los problemas ambientales durante la última década, principalmente en la ZMVM, consumiendo 11.3% del total. La región Noroeste, que en 2004 representó 5.4%, ha visto impulsado su consumo por la actividad del sector eléctrico, debido a la llegada de PIE´s y a la sustitución de plantas de CFE que generaban a base de combustóleo. La región Centro-Occidente demandó el 9.1% restante, por el crecimiento del consumo en los sectores industrial y eléctrico.


Mapa 7Regionalización del mercado de gas natural

Fuente: Sener con base en información de Presidencia de la República.

Cuadro 23Consumo regional de gas natural, 1994-2004


Región 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Total 3,221 3,335 3,594 3,760 4,060 3,993 4,326 4,358 4,855 5,287 5,722 5.9

Noroeste 4 9 12 13 16 24 60 97 154 257 312 54.6

Noreste 774 813 860 872 936 1,009 1,153 1,068 1,309 1,359 1,484 6.7

Centro-Occidente 235 270 287 324 359 382 390 345 473 498 520 8.2

Centro 494 493 486 535 578 613 609 615 606 667 646 2.7

Sur-Sureste 1,715 1,749 1,950 2,016 2,170 1,965 2,115 2,233 2,314 2,505 2,761 4.9

Fuente: Sener con base en información de la CRE y PGPB.

3.1.6.1 Consumo de la región Noroeste

El consumo de gas natural de la región Noroeste presentó un crecimiento medio anual de 54.6% durante el periodo 1994-2004, éste es el más elevado para una región en los últimos 10 años. Dicho consumo registró en 2004 un volumen de 312 mmpcd, y se concentró en los Estados de Baja California y Sonora, ya que son los que cuentan con infraestructura de suministro del hidrocarburo. El crecimiento de la demanda de gas natural en la región fue impulsada por las actividades del sector eléctrico público a partir de 1999, primero la CFE comenzó un proceso de sustitución de combustóleo por gas natural en algunas plantas, y después la entrada de PIE´s en la región en 2001 incrementó los consumos del sector.

La exportación de electricidad desde 2003 que realizan las centrales Energía Azteca X, Termoeléctrica de Mexicali y Energía de Baja California, intensificó la demanda del combustible, e incluso los requerimientos para tal actividad crecieron 70.5% para 2004. Así en el último año el sector eléctrico representa 92.6% de la demanda de gas natural de la región. Cabe señalar que la demanda total de la región se abastece con importaciones provenientes de los Estados Unidos.


Concepto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca 1994-2004

Origen 4 9 12 13 16 24 60 97 154 253 310 54.5

Producción regional - - - - - - - - - - - -

Importación 4 9 12 13 16 24 60 97 154 253 310 54.5

Importaciones por logística 4 9 12 13 16 24 60 97 154 253 310 54.5

Importaciones PGPB 4 9 12 12 10 7 15 16 23 40 22 18.6

Importaciones sector eléctrico - - - - - - 26 67 110 145 179 n.a.

Importaciones por particulares - - - 1 6 17 19 15 20 69 109 n.a.

Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - - - -

Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - - - -

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

Destino 4 9 12 13 16 24 60 97 154 257 312 54.6

Demanda regional 4 9 12 13 16 24 60 97 154 257 312 54.6

Sector petrolero - - - - - - - 0 1 1 0 n.a.

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - -

Pemex Refinación - - - - - - - - - - - -

Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -

Pemex Gas y Petroquímica Básica - - - - - - - 0 1 1 0 n.a.

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - -

Sector industrial 2 9 10 11 14 15 20 15 19 17 21 24.6

Industrial 2 9 10 11 14 15 20 15 19 17 21 24.6

Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - -

Sector eléctrico - - - - - 7 39 80 132 237 289 n.a.

Público - - - - - 5 38 79 130 185 199 n.a.

Comisión Federal de Electricidad - - - - - 5 38 69 105 100 88 n.a.

Luz y Fuerza del Centro - - - - - - - - - - - -

Productores Independientes de Energía - - - - - - - 10 25 84 111 n.a.

Particulares - - - - - 2 0 1 2 53 89 n.a.

Autogeneración de electricidad - - - - - 2 0 1 2 0 0 n.a.

Exportación de electricidad - - - - - - - - - 52 89 n.a.

Sector residencial 2 - 2 1 2 1 1 2 2 2 1 -4.7

Sector servicios - - - - - 0 0 0 0 0 0 n.a.

Sector autotransporte - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - -3 -1 n.a.

n.a.: Significa que no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Cuadro 24Consumo de gas natural de la región Noroeste, 1994-2004



3.1.6.2 Consumo de la región Noreste

La región Noreste es la única en donde todos los sectores de consumo registran una demanda de gas natural, por lo menos desde 2000. Su demanda pasó de un volumen de 774 mmpcd en 1994 a 1,484 mmpcd en 2004, convirtiéndola en la segunda más importante para el consumo nacional. Es significativo decir, que en esta demarcación el crecimiento de la oferta superó al de la demanda, ya que entre 1994 y 2004 la primera creció 2.5 veces y la segunda sólo 0.9 veces. Lo anterior se debe principalmente al desarrollo de la cuenca de Burgos, que incrementó la oferta de la región. Esto influyó considerablemente en el papel que la demarcación juega en el abastecimiento de gas del país, ya que entre 1994 y 1997 era una región absolutamente deficitaria y desde 1998 comenzó a enviar sus flujos de gas natural producido hacia otras regiones del país. Para 2004, la proporción entre la demanda regional y el volumen de gas natural que se envió a otras regiones fue 75.8% y 24.2%, respectivamente. En 2004 el consumo regional se concentró principalmente en el sector eléctrico (57.3%), el sector industrial (24.0%) y el sector petrolero (10.5%). Respecto al consumo del sector eléctrico, cabe mencionar que en 2004 inició operaciones comerciales el PIE Central Lomas del Real (Río Bravo III) incrementando la demanda del sector. Por otro lado, esta región cuenta con ciudades activamente importantes en el consumo tanto del sector industrial como del sector residencial, en este último la demanda de la región de 2004 concentró 71.1% del consumo del sector residencial del país.


Cuadro 25Consumo de gas natural de la región Noreste, 1994-2004


Concepto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca 1994-2004

Origen 793 835 896 909 983 1,174 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 9.5

Producción regional 324 383 470 566 802 1,024 1,058 1,042 1,072 1,150 1,143 13.4

Gas de formación empleado por PEP1 9 12 17 19 20 25 32 35 36 38 36 15.1

Gas para recirculaciones internas propio de PEP 60 63 68 61 53 51 56 58 56 48 45 -2.8

Gas para Refinación directo de PEP 26 22 21 21 18 17 12 6 22 5 1 -27.8

Producción PGPB 99 115 100 108 147 211 235 265 312 361 470 16.9

Directo de campos 125 166 259 352 560 716 719 671 638 689 584 16.6

Etano inyectado a ductos de gas seco - - - - - - - 2 3 2 2 n.a.

Otras corrientes suplementarias 5 5 5 4 4 4 5 5 5 6 4 -1.8

Importación 121 164 72 97 135 145 221 283 576 742 814 21.0



Importaciones sector eléctrico - - - - - - - - - 19 63 n.a.

Importaciones por particulares - - - - - 5 5 6 6 6 7 n.a.

Importaciones por balance PGPB 86 123 28 41 21 6 75 152 392 550 515 19.6

Fijas: Kinder-Morgan MTY - - - - - - - - - 170 172 n.a.

Variables 86 123 28 41 21 6 75 152 392 380 343 14.9


De otras regiones 348 288 354 246 46 5 - - - - - n.a.

Destino 793 835 896 909 983 1,174 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 9.5

Demanda regional 774 813 860 872 936 1,009 1,153 1,068 1,309 1,359 1,484 6.7

Sector petrolero 73 66 72 76 68 79 99 125 138 150 156 7.9

Pemex Exploración y Producción 16 17 23 27 26 39 47 42 42 44 42 10.2

Pemex Refinación 44 38 38 39 32 32 43 75 87 94 101 8.7


Pemex Gas y Petroquímica Básica 14 12 11 10 10 9 9 8 9 12 13 -0.2

Sector petrolero recirculaciones internas 60 63 68 61 53 51 56 58 56 48 45 -2.8


Industrial 317 336 369 361 394 425 436 340 397 346 356 1.1

Pemex Petroquímica 20 19 22 20 18 1 9 5 3 - - n.a.

Sector eléctrico 240 266 264 285 340 386 485 469 641 739 850 13.5

Público 197 211 203 228 274 318 427 434 584 599 679 13.2

Comisión Federal de Electricidad 197 211 203 228 274 318 427 428 387 381 281 3.7



Particulares 44 55 60 57 65 67 59 35 57 140 172 14.6

Autogeneración de electricidad 44 55 60 57 65 67 59 35 57 140 172 14.6

Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - -

Sector residencial 48 48 49 51 47 50 51 53 55 60 61 2.6

Sector servicios 15 16 17 18 17 17 18 17 18 15 15 -0.1

Sector autotransporte - - - - - - 0 0 0 0 0 n.a.

Exportación 19 21 36 37 32 136 24 25 4 - - n.a.

A otras regiones - - - - 15 29 103 232 334 532 473 n.a.

Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - - - -

n.a.: Significa que no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


3.1.6.3 Consumo de la región Centro-Occidente

La región Centro-Occidente se caracteriza por cubrir toda su demanda de gas natural con suministro de otras regiones del país, principalmente de la Noreste y de la Sur-Sureste. Para 2004, el consumo llegó a 520 mmpcd en la región. Los sectores que utilizan predominantemente el

Cuadro 26Consumo de gas natural de la región Centro-Occidente, 1994-2004


Concepto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca 1994-2004

Origen 235 270 287 324 359 382 390 345 473 498 520 8.2


Importación - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 235 270 287 324 359 382 390 345 473 498 520 8.2

Destino 235 270 287 324 359 382 390 345 473 498 520 8.2






Pemex Gas y Petroquímica Básica - - - - - - - 0 0 - 0 n.a.



Industrial 140 166 181 201 231 246 248 191 230 249 261 6.5

Pemex Petroquímica 32 33 34 27 - - - - - - - n.a.


Público 25 27 30 34 51 61 65 86 156 164 179 21.8




Particulares 11 13 13 26 23 24 31 23 35 29 32 11.4




Sector servicios 0 0 0 0 1 1 1 1 0 1 1 19.9


Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - - -0 n.a.


gas natural que llega a la región son el industrial (50.2%) y el eléctrico (40.5%). En el caso del primero, la demanda de 2004 representó el valor más alto de los últimos 10 años, al registrar 261 mmpcd; mientras que el sector eléctrico incrementó su consumo en 8.7% en 2004 con respecto al año anterior.


3.1.6.4 Consumo de la región Centro

La región Centro, al igual que la región Centro-Occidente, abastece toda su demanda de gas de otras regiones, sin embargo su densidad de consumo es mayor, y durante 2004 requirió 646 mmpcd, ocupando el tercer lugar en importancia para el consumo nacional de gas natural. Los mayores requerimientos los lleva a cabo el sector eléctrico, el cual representó 45.9% en 2004. Otro sector importante es el industrial que participó con 40.5% de la demanda regional durante 2004, a pesar de que su consumo fue menor en 15 mmpcd comparado con 2003.

La región Centro ha ido presentando incrementos en la demanda debido a que en la ZMVM, la generación de electricidad y vapor para procesos industriales con base en combustóleo se ha sustituido paulatinamente por gas natural, al ser considerada como zona crítica en términos ambientales. Sin embargo, debido al estancamiento de la actividad industrial, los consumos disminuyeron no sólo para el sector eléctrico sino también para el sector industrial con respecto al año anterior.

Cuadro 27Consumo de gas natural de la región Centro,1994-2004


Concepto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca 1994-2004

Origen 494 493 486 535 578 613 609 615 606 667 646 2.7


Importación - - - - - - - - - - - -


Destino 494 493 486 535 578 613 609 615 606 667 646 2.7





Pemex Corporativo 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 0 -10.8

Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 0.4



Industrial 200 196 202 211 220 241 221 209 226 227 238 1.7

Pemex Petroquímica 37 39 38 34 36 31 33 28 28 50 24 -4.2


Público 210 215 200 217 247 260 259 293 272 282 274 2.7


Luz y Fuerza del Centro 28 23 25 24 38 40 35 38 35 33 29 0.1

Productores Independientes de Energía - - - - - - - - - - - -

Particulares 22 22 25 27 22 18 20 18 23 22 23 0.4





Sector autotransporte - - - - - 0 1 1 2 2 2

Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - -0 0 n.a.



3.1.6.5 Consumo de la región Sur-Sureste

En la región Sur Sureste se presentó el mayor consumo de gas natural con un incremento de 10.2% en 2004 respecto al 2003. Esta región es la más importante, ya que concentra casi la mitad (48.2%) de la demanda nacional, aunque gran parte se explica porque aquí se ubican la mayoría de las actividades del sector petrolero, el cual representa 72.6% de la demanda regional, incluyendo el gas destinado para las recirculaciones hacia los pozos. En 2004 tanto el consumo de las subsidiarias (PEP, PGPB y PR) como el gas para recirculaciones creció en promedio aproximado 10%, reafirmándose como el sector de uso final más importante en la región. En caso de las actividades industriales, la petroquímica reactivó parte de sus consumos totales incrementándose 15.3% en su demanda, por el contrario el sector industrial privado, diferente a la petroquímica, disminuyó 9.8% sus consumos entre 2003 y 2004. El sector eléctrico presentó crecimiento vigoroso para 2004, que lo llevó a consumir 410 mmpcd, es decir 13.0% más que en 2003. Lo anterior se explica por una mayor demanda por parte de las centrales de ciclo combinado de los PIE´s ubicadas en los Estados de Campeche, Veracruz y Yucatán.

La participación de esta región en la producción nacional es tal, que suministra 693 mmpcd hacia las regiones Centro y Centro-Occidente, volumen mayor en 221 mmpcd que los suministrados por la región Noreste.


Cuadro 28Consumo de gas natural de la región Sur-Sureste, 1994-2004


Concepto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca 1994-2004

Origen 2,807 2,797 3,075 3,160 3,202 3,015 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 2.2

Producción regional 2,807 2,797 3,075 3,160 3,202 3,015 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 2.2


Gas para recirculaciones internas propio de PEP 132 220 266 238 229 192 185 184 137 166 266 7.3

Gas para Refinación directo de PEP - - - - - - - - - - - -

Producción PGPB 2,359 2,261 2,515 2,692 2,669 2,498 2,556 2,539 2,603 2,668 2,674 1.3


Etano inyectado a ductos de gas seco 127 109 82 47 94 114 98 99 88 93 106 -1.8


Importación - - - - - - - - - - - -


Destino 2,792 2,801 3,076 3,122 3,139 2,937 3,011 2,961 3,058 3,138 3,454 2.2

Demanda regional 1,715 1,749 1,950 2,016 2,170 1,965 2,115 2,233 2,314 2,505 2,761 4.9


Pemex Exploración y Producción2 326 308 341 330 347 360 395 463 458 471 551 5.4




Sector petrolero recirculaciones internas 384 432 593 744 851 726 874 909 943 1,056 1,157 11.7

Sector industrial 656 682 667 601 586 515 426 367 358 318 346 -6.2

Industrial 86 93 104 102 104 97 95 83 95 83 75 -1.3



Público 34 41 59 58 68 61 108 185 241 360 408 28.1



Productores Independientes de Energía - - - - - - 27 72 128 255 306 n.a.

Particulares 4 5 5 6 6 5 5 2 5 3 2 -7.6

Autogeneración de electricidad 4 5 5 6 6 5 5 2 5 3 2 -7.6


Sector residencial - - - - - - - - - - - -

Sector servicios 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 -5.0


Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 1,077 1,051 1,127 1,106 969 971 895 728 744 633 693 -4.3

Variación de inventarios y diferencias* 15 -3 -1 38 63 78 23 71 3 38 29 6.3

n.a.: Significa que no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


3.2 Oferta

3.2.1 Reservas probadas de gas natural por región10

Al 1 de enero de 2005, la agregación de las reservas remanentes11 probadas, probables y posibles de gas natural, también conocidas como totales, ascienden a 63,878.8 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc). De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, en la región Norte se ubica 62.0% del total de las reservas, 18.1% en la región Sur y 19.9% restante en las regiones Marinas.

La integración de las reservas remanentes totales por categoría, muestra que 32.0% corresponde a las reservas probadas, 32.4% a probables y 35.6% a posibles. A partir de 2003, las reservas probadas han sido estimadas con base en las definiciones emitidas por Securities and Exchange Commission (SEC), mientras que la cuantificación de las reservas probables y posibles se realiza de acuerdo a los criterios de The Society of Petroleum Engineers (SPE), American Association of Petroleum Geologists

10 Corresponde a la regionalización de Activos de Pemex Exploración y Producción.11 Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una fecha específica.

Cuadro 29Reservas remanentes totales de gas natural, 1999-2005*

(miles de millones de pies cúbicos)

Año Tipo de gas Total Región

Marina Noroeste

Marina Suroeste

Norte Sur

1999 Asociado 64,271.6 8,311.8 4,584.2 39,045.3 12,330.3

No asociado 16,766.9 0.0 1,182.2 8,287.3 7,297.4

2000 Asociado 62,049.6 8,897.9 4,979.3 36,853.0 11,319.4

No asociado 16,236.9 0.0 1,935.7 7,321.5 6,979.7

2001 Asociado 60,010.5 8,161.3 4,663.7 36,319.6 10,865.9

No asociado 16,424.4 0.0 1,935.7 7,663.7 6,825.0

2002 Asociado 55,049.1 7,916.5 3,982.5 33,424.6 9,725.5

No asociado 14,055.8 0.0 1,944.2 6,373.5 5,738.1

2003 Asociado 52,010.8 6,919.5 3,627.6 32,659.2 8,804.5

No asociado 13,422.1 0.0 2,773.8 6,087.4 4,560.9

2004 Asociado 50,412.8 6,437.4 3,480.7 32,365.6 8,129.1

No asociado 13,480.0 0.0 2,679.0 6,608.1 4,192.9

2005 Asociado 49,431.5 6,036.5 3,574.9 32,373.3 7,446.8

No asociado 14,447.3 57.8 3,048.5 7,210.0 4,131.0

* Cifras al 1 de enero de cada año.Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Pemex Exploración y Producción, varios años.

(AAPG) y The World Petroleum Congresses (WPC). Estas organizaciones recomiendan las mejores prácticas de trabajo para tener un modelo sustentable de reservas, basadas en criterios de evaluación técnica y utilizando la información sísmica, petrofísica, geológica, de ingeniería de yacimientos, producción e información económica.

Al asociar las reservas remanentes con la producción anual se obtiene para las reservas totales (3P) una relación reserva-producción (R/P) de 38 años, para el agregado de reservas probadas más probables (2P) es de 25 años y para las reservas probadas equivale a 12 años12.

En lo referente a incorporaciones de reservas de gas natural, 2004 resultó un año altamente exitoso para Pemex Exploración y Producción, ya que descubrió yacimientos que adicionaron un volumen de 1,787.4 mmmpc a la reserva 3P, de los cuales 575.1 mmmpc se incorporaron a las reservas probadas. Estos descubrimientos generaron una tasa de restitución integrada de 82% para la reserva probada durante 2004, considerando una producción acumulada de 1,674 mmmpc, así como desarrollos de campos por 706 mmmpc, delimitaciones de 262 mmmpc y revisiones a la baja por 176 mmmpc.

12 Esta relación no contempla declinación de la producción de gas asociado y no asociado, ni incrementos de reservas por nuevos descubrimientos en el futuro, ni variación en los precios de hidrocarburos y costos de operación y transporte.


Gráfica 18Integración por categoría de las reservas remanentes

totales de gas natural al 1 de enero de 2005(miles de millones de pies cúbicos)

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2005, Pemex Exploración y Producción.

Bajo los criterios de la SEC, las reservas probadas en términos de gas seco se ubican en 14,808 mmmpc, con una disminución de 43 mmmpc respecto a 2004. Estas se localizan principalmente en la región Sur, donde se concentra 43.7% del total, le sigue la región Norte con 28.2% y finalmente el 28.1% restante se ubica en las dos regiones Marinas (véase cuadro 30).

Como cada año, la región Norte continúa siendo el área de mayor importancia en cuanto a incorporación de reservas de gas no asociado. Durante 2004 fue descubierto un volumen de 187.9 mmmpc de reservas probadas, el cual representó 48.4% de las reservas probadas de gas no asociado incorporadas en todas las regiones del país. En la Cuenca de Sabinas se mantuvo la actividad exploratoria para la incorporación de reservas de gas natural, hecho que significó el descubrimiento de un nuevo campo de gas no

asociado denominado Forastero, que agregó 15.0 mmmpc a las reservas probadas. Los descubrimientos con mayor impacto en la región, se situaron en la Cuenca Tampico-Misantla, en su porción marina, con los pozos Atún-101, Kosni-1, Kosni-101 y Bagre-101 que incorporaron un volumen de 110.0 mmmpc. Es importante mencionar que en la cuenca de Veracruz se adicionaron 104.0 mmmpc y 34.9 mmmpc en la cuenca de Burgos. En cuanto a los Activos de Pemex Exploración y Producción de la región, la reserva probada de gas seco la componen en 45.5% Burgos, 35.9% Poza Rica-Altamira y 18.6% Veracruz.

En la región Marina Suroeste se observó una variación positiva de 11%, originada por adiciones importantes en las reservas probadas desarrolladas de gas natural que se dieron en los campos Caan, Chuc, Kanaab y Taratunich.

Cuadro 30Reservas probadas de gas seco por región, 1998-2005*

(miles de millones de pies cúbicos)

Región 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Total 31,339 30,064 30,394 29,505 28,151 14,985 14,851 14,808

Sur 9,105 8,231 9,237 8,655 8,335 7,571 7,181 6,464

Norte 18,034 17,873 16,402 16,311 15,586 3,231 3,565 4,181

Marina Noreste 2,815 2,584 3,308 3,063 2,885 2,737 2,750 2,658

Marina Suroeste 1,385 1,376 1,447 1,476 1,345 1,446 1,355 1,505

* Cifras al 1 de enero de cada año.Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, Pemex Exploración y Producción, varios años.


El aumento de la reserva probada desarrollada de Caan, Kanaab y Taratunich se debe a una reclasificación proveniente de la reserva no desarrollada, mientras que en Chuc ocurrió una reclasificación de reserva probable a probada desarrollada. En cuanto a adiciones en la reserva probada no desarrollada, éstas se deben a la incorporación de los pozos exploratorios Etkal-101, Wayil-1, Pokoch-1 y Tumut-1 que adicionaron 68.0, 56.1, 34.3 y 16.7 mmmpc de gas natural, respectivamente. El Activo Abkatún-Pol-Chuc posee 50.2% de las reservas probadas en la región y el resto se ubica en los yacimientos del Litoral de Tabasco.

La reserva probada de gas seco disminuyó 3.3% con respecto a 2004 en la región Marina Noreste, esto fue originado por descuentos en los niveles de producción que superaron a las adiciones hechas por descubrimientos en los campos Után, Baksha y Poph, los cuales incorporaron 15.9 mmmpc. Además hubo decrementos por 5.4 mmmpc debido a revisiones en el comportamiento presión-producción de algunos pozos. Cabe señalar que el pozo Után-1, que incorporó 13.4 mmpc, resultó productor de gas no asociado. En lo que respecta a los Activos, Cantarell posee 77.1% de la reserva probada de gas seco de esta región, mientras que Ku-Maloob-Zaap contiene el 22.9% restante.

Las reservas probadas de gas seco en la región Sur alcanzaron un volumen de 6,464 mmpc, el más elevado para una región. Sin embargo al 1 de enero de 2005 presentó la mayor variación negativa en reservas probadas (10.0%) con respecto al año anterior. Esta reducción se originó por la reclasificación de reservas en el campo Jujo-Tecominoacán y por el comportamiento de la producción de los campos Carmito, Samaria y Paredón. Los incrementos más importantes de esta región se situaron en los campos Mora, Tizón y Puerto Ceiba. En el Activo Samaria-Luna se concentra una reserva de 2,427.6 mmmpc, el más alto de la región, seguido en importancia del Activo Bellota-Jujo, donde se estima un volumen de 1,758.8 mmmpc.

3.2.2 Extracción de gas natural

Durante 2004 la extracción de gas natural alcanzó un nivel de 4,573 mmpcd, volumen 1.7% mayor con relación al obtenido en el año precedente. Dicho nivel de producción, y el obtenido el año previo, confirman el rompimiento de la trayectoria a la baja que había mostrado este indicador desde 1998. Este comportamiento fue resultado del crecimiento conjunto en la producción total de gas no asociado de las regiones Norte y Sur, que creció 5.7% en 2003, mientras que durante 2004 aumentó en 13.3%.

El aumento provino principalmente de una mayor extracción de gas no asociado, al pasar de un promedio de 1,379 mmpcd en 2003 a 1,563 mmpcd en 2004. En diciembre de 2004, Pemex Exploración y Producción (PEP) alcanzó el máximo histórico de producción de gas natural no asociado al ubicarse en 1,641 mmpcd, este volumen fue 9.9% mayor que el obtenido en diciembre de 2003. Sin duda, el desarrollo de la Cuenca de Burgos ha significado el mayor impulso para incrementar la producción del gas no asociado en México, sólo en 2004 el promedio anual de producción del Activo representó 70% de la producción de gas no asociado. Cabe señalar, que el Activo Burgos alcanzó un máximo histórico en septiembre de 2004 cuando produjo 1,114.8 mmpcd (véase gráfica 19).

Las regiones Norte y Sur continúan siendo las principales abastecedoras de gas natural. En 2004 la región Norte contribuyó con 1,528 mmpcd equivalentes a 33.4% de la producción total, de los cuales 1,095 mmpcd provinieron del Activo Burgos. La región Marina Noreste aportó 947 mmpcd, y la región Marina Suroeste 603 mmpcd, volúmenes que representaron 20.7% y 13.2% del total nacional, respectivamente. Por su parte, la región Sur participó con 32.7% al producir 1,495 mmpcd (véase mapa 8).

Durante 2004 se terminaron 624 pozos de desarrollo en Pemex Exploración y Producción, 119 más que en 2003, cantidad que significó un máximo histórico para un año en la industria petrolera mexicana. De estos pozos de desarrollo terminados, 581 resultaron productores, 168 de crudo y gas asociado y 413 de gas seco y condensados.

Como se mencionó, la producción de gas natural no asociado ha adquirido importancia en los últimos años, ya que su participación en la producción total se incrementó a una tasa promedio anual de 11.7% en el periodo 1994-2004. Mientras que en 1994 el gas no asociado participaba con 14.3% de la producción de gas, en el último año lo hizo con 34.2%. En tanto, la producción de gas asociado de 2004 fue la más baja de la última década y representó 65.8% del total del gas natural extraído en este año.


Gráfica 19 Producción nacional de gas no asociado, 1994-2004


Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.

Mapa 8Extracción de gas natural por región, 2004


Fuente: Sener, con base en Pemex.


Cuadro 31Extracción de gas natural por región, 1994-2004


Región 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Extracción total 3,625 3,759 4,196 4,468 4,791 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 2.4

Sur 1,807 1,832 1,990 2,046 2,067 1,997 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 -1.9

Marinas 1,339 1,379 1,563 1,649 1,686 1,570 1,557 1,530 1,452 1,521 1,550 1.5

Norte 479 548 643 773 1,038 1,224 1,265 1,238 1,268 1,347 1,528 12.3

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: Memoria de Labores e Informe Estadístico de Labores, Pemex, varios años.

La producción total de gas asociado mostró una disminución de 3.5% para 2004, como resultado de una menor producción en la región Sur de 147 mmpcd con respecto al año previo, que no pudo ser compensada por el aumento en la producción de las regiones marinas y Norte.

Si bien la producción de crudo creció 0.4% en el último año, el crudo pesado, que posee menores proporciones de gas natural recuperable que cualquier crudo más ligero, sostuvo dicho crecimiento, aunado a la declinación productiva de pozos de aceite ligero, y a que la extracción de crudo superligero permaneció prácticamente constante. De este modo, la región Sur que abastece 83% del crudo superligero, observó una caída de 16.4% en su producción de crudo superligero ocasionando un decremento de 9.8% en la obtención del gas asociado de la región13.

Cuadro 32Extracción de gas natural por tipo y región, 1994-2004


1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Total 3,625 3,759 4,196 4,468 4,791 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 2.4

Gas asociado 3,108 3,154 3,479 3,631 3,704 3,526 3,380 3,239 3,118 3,119 3,010 -0.3

Sur 1,641 1,649 1,788 1,854 1,888 1,839 1,709 1,597 1,559 1,487 1,340 -2.0

Marinas 1,339 1,379 1,563 1,649 1,686 1,570 1,557 1,529 1,452 1,521 1,550 1.5

Norte 128 126 128 128 130 117 114 113 107 111 120 -0.6

Gas no asociado 517 605 717 837 1,087 1,265 1,299 1,272 1,305 1,379 1,563 11.7

Sur 166 183 202 192 179 158 148 146 145 143 155 -0.7

Marinas - - - - - - - - - - - -

Norte 351 422 515 645 908 1,107 1,151 1,125 1,161 1,236 1,408 14.9

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: Memoria de Labores e Informe Estadístico de Labores, Pemex, varios años.

Gráfica 20 Estructura porcentual de la producción de gas natural

por tipo, 1994-2004

Fuente: Sener con información de Memoria de Labores e Informe Estadístico de Labores, Pemex.

13 Para consultar los datos de producción de petróleo crudo por tipo y región véase Informe Estadístico de Labores 2004, Pemex.


3.2.3 Procesamiento de gas natural

Durante 2004 las entregas de gas de PEP a PGPB se ubicaron en 4,775 mmpcd, alcanzando un volumen 4.1% mayor con respecto al año anterior. Este comportamiento se explica en mayor medida por la tendencia que mostró la oferta de gas dulce de campos entre 2003 y 2004, incluso soportando la declinación de gas húmedo amargo en esos años.

En el periodo 1994-2004, dichas entregas totales registraron incrementos con una tasa promedio de 3.7% cada año. Así, durante 2004, la estructura porcentual del volumen entregado a PGPB quedó representada en un 69.7% por gas húmedo amargo, al cual le siguió en importancia el gas seco de campos con 17.1%, y el gas dulce de campos que representó 13.2%. El gas seco de campos ha cobrado cada vez mayor participación, entre 1994 y 2004 su volumen creció a 18.5% anual, este comportamiento se debe al desarrollo de campos de gas no asociado principalmente ubicados en la región Noreste.

PGPB cuenta con 10 Complejos Procesadores de Gas (CPG), de los cuales siete están ubicados en la región Sur-Sureste y tres en la Noreste. Cabe señalar que administrativamente el CPG Coatzacoalcos, funciona como tal desde abril de 1997, con la integración de la terminal refrigerada, la terminal de azufre, las plantas fraccionadoras de Morelos y Cangrejera, las plantas criogénicas de Cangrejera y Pajaritos, así como 600 km de ductos para transporte e integración. Lo anterior se aclara, ya que en las versiones anteriores de la Prospectiva del mercado de gas natural, las capacidades de las plantas de Pajaritos y Cangrejera se consideraban como CPG diferentes.

En los últimos años, el Noreste de la República, y en particular el área de Reynosa, se ha venido constituyendo en un centro neurálgico para el desarrollo del mercado de gas natural en México, por lo que el área de Reynosa adquiere una posición estratégica dentro de la nueva geografía operativa y comercial de este mercado.

Para enfrentar un reto de esta magnitud, Pemex —con la participación coordinada de sus subsidiarias PEP y PGPB— ha conformado una estrategia de crecimiento a la que se le ha denominado “Proyecto Integral Burgos” que incluye dos vertientes principales; por un lado, PEP busca incrementar la oferta nacional mediante la explotación de campos con probadas reservas de gas no asociado en la cuenca de Burgos, y por otro PGPB incrementa la disposición de los activos necesarios para manejar un volumen mayor de gas en el área de Reynosa, tanto de origen nacional como importado.

En materia de proceso, PGPB planeó incrementar su capacidad instalada en el área de Reynosa, acorde con el ritmo de expansión de la oferta de PEP. Dicha expansión incluyó la construcción del nuevo Complejo Procesador de Gas Burgos, conformado en una primera fase por dos plantas criogénicas modulares de 200 mmpcd cada una —la primera de las cuales incluye la estabilización de condensados—, una terminal de recibo y distribución de gas licuado y gasolinas naturales, así como los edificios administrativos. Este nuevo CPG quedó concluido en una primera etapa e inaugurado el 15 de marzo de 2004.

Las actividades principales del CPG de Burgos son las de tratar el gas natural de algunos campos en desarrollo de la porción occidental de la cuenca de Burgos con el fin de eliminar los contaminantes y separar sus componentes mediante procesos de recuperación y fraccionamiento de licuables del gas natural. Una vez procesado el gas húmedo, se entregan en las fronteras establecidas productos tales como el gas natural seco, gas LP y gasolinas naturales.

Durante 2004 el total de los CPG de PGPB acumularon una capacidad instalada de recuperación de líquidos de 5,546 mmpcd, incluyendo la entrada en operación del CPG Burgos, lo que permitió que PGPB procesara un volumen mayor de este hidrocarburo y aumentara la producción de gas seco alcanzando un nivel de 3,144 mmpcd, es decir 3.8% más que en 2003 (véase cuadro 34).

Cuadro 33Entrega de gas natural de PEP a PGPB, 1994-2004


Tipo de gas 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Total 3,328 3,312 3,605 3,835 4,177 4,273 4,374 4,321 4,410 4,585 4,775 3.7

Gas húmedo amargo* 2,840 2,855 3,039 3,086 3,182 3,074 3,165 3,176 3,214 3,342 3,328 1.6

Gas seco de campos 149 190 277 381 599 750 752 710 697 763 815 18.5

Gas dulce de campos* 338 267 290 369 395 449 457 435 500 480 632 6.5

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.* Incluye gas para bombeo neumático.Fuente: Pemex.


Cuadro 34PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2004


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

líquidos del gas dulce

Producción de gas seco1

Total 4,503 5,546 3,349 3,925 3,144

Cactus 1,960 1,275 1,431 879 680

Nuevo Pemex 880 1,550 760 1,219 913

Cd. Pemex 1,290 915 941 842 773

La Venta - 386 - 188 161

Matapionche 109 125 81 79 72

Pajaritos2 - 192 - 116 -

Cangrejera2 - 30 - 0 -

Poza Rica 230 290 100 103 74

Reynosa - 350 - 233 215

Burgos - 400 - 241 224

Arenque 34 33 34 26 32

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.1 No incluye etano a ductos de gas seco. 2 Se considera parte del CPG Coatzacoalcos.Fuente: Sener con base en información de PGPB.

Mapa 9Red de ductos y centros procesadores de gas

Fuente: Sener.


La oferta nacional de gas ha aumentado a una tasa promedio de 4.0% anual en el periodo 1994-2004, como respuesta de Pemex al estímulo expansivo del consumo interno y a los resultados del Programa Estratégico de Gas (PEG). La producción de PGPB representa 88.0% y el restante corresponde a PEP. Sin duda Pemex tiene que seguir incrementando la oferta interna de gas natural, a través de mayores esfuerzos e inversión para la exploración y producción, con el fin de satisfacer la demanda de este energético. Para lograr esta meta, será necesario fortalecer la infraestructura productiva y de operaciones de Pemex.

3.2.4 Infraestructura de transporte y distribución

La infraestructura de transporte de gas natural en el país está constituida principalmente por el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)14 y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PGPB, así como gasoductos fronterizos y aquellos conectados al SNG que son propiedad de privados. El SNG cuenta con una extensión de 8,704 km de longitud y pasa por 18 estados de la República, mientras que el sistema aislado de Naco-Hermosillo se extiende con una longitud de 339 km y está conectado al sur del Estado de Arizona en Estados Unidos. El conjunto de los ductos privados que se encuentran en operación poseen una longitud de 1,840 km.

Cuadro 35Oferta nacional de gas natural, 1994-2004


1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca

Total 3,131 3,180 3,545 3,726 4,004 4,039 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 4.0

Oferta de PEP 350 462 536 476 475 452 438 445 417 429 555 4.7

De formación empleado por PEP 324 440 515 454 457 435 426 439 394 424 554 5.5

Autoconsumo 132 157 181 155 175 192 186 197 201 209 243 6.3

Recirculaciones propias 192 283 334 299 282 243 240 242 193 214 311 5.0

Entrega directa a Refinación 26 22 21 21 18 17 12 6 22 5 1 -28.1

Oferta de PGPB 2,781 2,718 3,009 3,251 3,529 3,587 3,654 3,629 3,717 3,898 4,071 3.9

Plantas PGPB 2,458 2,376 2,615 2,799 2,816 2,709 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 2.5




Fuente: Sener con base en información de PEP y PGPB.

La infraestructura de transporte del SNG está constituida por ductos de diferentes diámetros y longitudes, trampas de diablos, válvulas de seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos, de carreteras y de ferrocarriles. Dentro de la extensión del ducto existen estaciones de compresión, las cuales permiten incrementar las presiones para hacer llegar en condiciones operativas óptimas el producto a su destino. Hasta diciembre de 2004, PGPB operaba 11 estaciones de compresión, acumulando una potencia instalada de 293,850 horse power (HP), además existen otras seis estaciones de compresión pertenecientes a privados, las cuales poseen una capacidad de potencia total de 137,510 HP, éstas normalmente operan en trayectos de ductos aislados o privados pero conectados del SNG. El total de las estaciones de compresión acumulan una capacidad de transporte total de 431,360 HP (véase cuadro 36).

14 Inicia en Chiapas y pasa por Veracruz y Tabasco hasta Tamaulipas con líneas de 24, 36 y 48 pulgadas de diámetro; posteriormente se prolonga por los Estados de Nuevo León, Coahuila, Durango y Chihuahua, con líneas de 24 y 36 pulgadas de diámetro. Además, existen tres líneas importantes de 18, 24 y 36 pulgadas que recorren el centro del país pasando por los Estados de Veracruz, Puebla, Tlaxcala, Hidalgo, México, Querétaro, Guanajuato, San Luis Potosí, Michoacán y Jalisco.


3.2.5 Sector privado

El Reglamento de Gas Natural no permite la integración vertical de las actividades relacionadas con la conducción del gas natural, por lo que un mismo permisionario no puede llevar a cabo las actividades de transporte y distribución dentro de una misma zona. Por esta razón Pemex debió desincorporar los ductos y demás activos

Cuadro 36Estaciones de compresión de gas natural, 2004

(Horse Power)

Compresión PGPB Compresión privada

Región Estación Potencia instalada (HP)

Región Estación Potencia instalada (HP)

Noreste Chávez 3,330 Noroeste Naco 14,300

Noreste Ojo Caliente 4,320 Noreste Gloria a Dios 14,300

Noreste Santa Catarina 9,400 Noreste El Sueco 6,160

Noreste Los Ramones 21,250 Noreste El Caracol 48,000

Noreste Estación 19 23,700 Noreste Los Indios 48,000

Centro-Occidente Valtierrilla 4,700 Centro-Occidente Huimilpan 6,750

Sur-Sureste Cempoala 55,000 Total compresión privada 137,510

Sur-Sureste Lerdo 55,000

Sur-Sureste Chinameca 55,000

Sur-Sureste Cárdenas 55,000

Sur-Sureste Cd. Pemex 7,150

Total compresión PGPB 293,850

Total compresión 431,360 HP

Fuente: PGPB.

Figura 1Estructura del mercado de gas natural en México

Fuente: Sener.

definidos por la CRE como de distribución, para dedicarse exclusivamente a las actividades relacionadas con el transporte. En dicho reglamento, se establece que la realización de las actividades de transporte, almacenamiento y distribución, abierta a la inversión privada, requerirán de permiso previo otorgado por la CRE.


3.2.5.1 Distribución

A partir de la publicación del Reglamento de Gas Natural en 1995, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) inició la definición de la zonas geográficas de distribución y los procesos de licitación para otorgar permisos de distribución de gas natural en dichas zonas. Las zonas geográficas de distribución corresponden a centros de población, donde se desea promover el gas natural para uso doméstico, comercial e industrial. A julio de 2002, se habían definido 23 zonas geográficas y, actualmente la CRE ha otorgado 21 permisos definitivos a diferentes consorcios privados, que cuentan con participación de capital nacional y extranjero, para llevar a cabo la distribución del gas natural en distintas zonas geográficas del país (véase mapa de zonas geográficas de distribución de gas natural en el capítulo dos).

Las actividades de distribución se han concentrado en las regiones Noreste y Centro, ya que en estos estados, gran parte del mercado de consumo de gas natural ha crecido, lo que ha permitido continuar con proyectos de desarrollo de infraestructura dentro de estas zonas.

Hasta septiembre de 2005, la CRE ha evaluado los compromisos de quince permisionarios, y les ha autorizado actividades de distribución para el segundo quinquenio (Q2). Los últimos seis permisos de distribución otorgados por la CRE, aún continúan llevando a cabo actividades del primer quinquenio. De cumplirse los compromisos de los distribuidores, en un plazo de cinco años habrá una cobertura de 2,826,380 usuarios que tendrá acceso al gas natural en todo el país, y 46.4% estará concentrado en la región Noreste y 38.4% más en la región Centro.

Lo anterior significa que la CRE tiene una expectativa mayor a la esperada en 2004 de que habrá 146,332 usuarios más para los próximos cinco años, lo que pretende asegurar inversiones por 441.2 millones de dólares durante los próximos cinco años, buscando extender las redes de suministro de gas natural de estos permisionarios hasta alcanzar una longitud acumulada de 40,957 km, y manejando un volumen promedio de 1,130.3 mmpcd para todos los usuarios.

Secretaría de Energía�0

3.2.5.2 Transporte de acceso abierto

El transporte de acceso abierto es una actividad regulada o sujeta a permisos que consiste en recibir, conducir y entregar gas natural por medio de gasoductos en un trayecto aprobado por la CRE, mediante la prestación de servicios en base firme e interrumpible, cuando esta última modalidad de servicio sea factible y esté disponible para los usuarios, de acuerdo con las Condiciones Generales para la Prestación del Servicio.

Como se mencionó en el capítulo dos, hasta septiembre de 2005 se han otorgado 19 permisos de transporte de acceso abierto, que incluyen el SNG y el gasoducto de Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PGPB, y además 17 permisos de transportistas particulares. Estos 19 permisos de acceso abierto acumulan una longitud de 11,315.6 km,

con programas de inversiones por 1,807.1 millones de dólares, ambas cantidades comprometidas al quinto año de otorgamiento de todos los permisos. La expectativa de desarrollo del transporte de gas natural sigue siendo muy positiva en virtud de que la capacidad actual de transporte correspondiente a permisos de inversión privada se encuentra en su mayoría reservada y la expectativa de crecimiento de la demanda de gas natural, de acuerdo con la Prospectiva del mercado de gas natural, será de 5.4% anual promedio para los próximos 10 años.

Cuadro 37Permisos de distribución de gas natural al segundo quinquenio por región

Permisionario Localización Longitud (km) al cierre del Q2

Volumen promedio

mmpcd

Cobertura de usuarios al

cierre del Q2

Inversión (miles de dólares)1

Total nacional 40,957 1,130.3 2,826,380 441,220

Total Región Noreste 23,976 500.1 1,311,695 187,878

1 Cía. Nacional de Gas Piedras Negras 700 7.8 27,549 1,807

2 DGN de Chihuahua Chihuahua 1,664 35.7 80,342 32,817

3 Gas Natural de México (Saltillo) Saltillo-Ramos Arispe-Arteaga 1,829 34.7 91,263 21,403

4 Cía. Mexicana de Gas Monterrey 1,429 72.2 75,654 5,924

5 Gas Natural de México (Nvo. Laredo) Nuevo Laredo, Tamaulipas 910 6.3 41,582 5,473

6 Gas Natural de Juárez Ciudad Juárez 3,814 33.2 200,148 34,158

7 Gas Natural del Río Pánuco Río Pánuco 655 28.0 29,828 4,171

8 Tamauligas Norte de Tamaulipas 754 15.5 42,541 4,195

9 Gas Natural México (Monterrey) Monterrey 11,351 250.8 687,570 68,092

10 DGN La Laguna Durango Torreón-Gómez Palacio-Ciudad Lerdo-Durango 870 15.9 35,218 9,838

Total Región Centro 10,755 226.3 1,085,603 220,812

11 Gas Natural México (Toluca) Toluca 1,327 36.4 60,485 24,122

12 Comercializadora Metrogas Distrito Federal 4,246 91.3 632,629 142,901

13 Consorcio Mexi-Gas Valle Cuautitlán-Texcoco 4,263 5.6 324,293 53,754

14 NATGASMEX2 Puebla-Tlaxcala 919 93.1 68,196 34.81

Total Región Centro-Occidente 5,320 376.4 376,885 29,390

15 Distribuidora de Gas de Querétaro Querétaro 1,628 50.5 68,228 29,245

16 Gas Natual México (Bajío)2 Silao-León-Irapuato 788 24.3 72,384 27.10

17 Gas Natural México (Bajío Norte)2 Zona Bajío Norte 719 43.8 55,715 34.55

18 Distribuidora de GN de Jalisco2 Guadalajara 2,185 257.8 180,558 83.60

Total Región Noroeste 906 27.4 52,197 3,140

19 DGN de Mexicali Mexicali 281 10.8 19,263 3,083

20 Gas Natural del Noroeste2 Hermosillo 505 15.2 26,250 21

21 Distribuidora de Gas de Occidente2 Cananea, Sonora 120 1.4 6,684 351 A pesos de poder adquisitivo de diciembre de 2004.2 Empresas que todavía se encuentran en el primer periodo de cinco años. Fuente: CRE.

�1Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014

En 2004 fueron expedidos por la CRE los últimos dos permisos de transporte de gas natural de acceso abierto. Uno fue otorgado a Tejas Gas de la Península, este proyecto contempla dos posibilidades de inyección y dos trayectos alternos principales: i) Valladolid-Nizuc y ii) Punta Venado-Valladolid-Nizuc. La longitud del trayecto Valladolid-Nizuc es de 162.5 km y la del trayecto Punta Venado–Valladolid–Nizuc es de 234.5 km. La inversión total contemplada para el proyecto asciende a 139.5 millones de dólares.

El otro permiso que fue otorgado durante 2004, fue concedido a Transportadora de Gas Natural de la Huasteca, la cual pretende transportar el energético de la terminal de almacenamiento de gas natural licuado en Altamira y la interconexión con el ducto ubicado en el trayecto denominado Cactus–Los Ramones del SNG, hasta la central de generación de energía eléctrica denominada Tamazunchale, ubicada en San Luis Potosí. La longitud del sistema será de 198 km y contará con una capacidad máxima de diseño de 9.63 millones de metros cúbicos diarios (340 millones de pies cúbicos diarios). La capacidad del sistema se incrementará en el cuarto y sexto año hasta alcanzar los 19.25 millones de metros cúbicos diarios

Cuadro 38Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a septiembre de 2005

Permisionario Localización Longitud* (km)

Volumen promedio

mmpcd

Inversión* (millones

de dólares)

Estatus

1 Gasoductos de Chihuahua San Agustín Valdivia-Samalayuca 38.0 328.4 18.2 Operando

2 Igasamex Bajío Huimilpan-San José Iturbide 2.5 12.7 0.3 Operando

3 Energía Mayakan Ciudad Pemex-Valladolid 710.0 285.1 276.9 Operando

4 FINSA Energéticos Matamoros, Tamps. 8.0 7.9 0.2 Operando

5 Gasoductos del Bajío Valtierrilla-Aguascalientes 203.0 90.1 56.5 Operando

6 Transportadora de GN de Baja California San Diego-Rosarito 36.0 809.4 28.2 Operando

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

8 Pemex Gas y Petroquímica Básica Sistema Nacional de Gasoductos 8,704.0 5,107.0 436.5 Operando

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

10 Ductos de Nogales Frontera México-EUA-Nogales 14.9 15.4 4.1 En construcción

11 Gasoductos Baja Norte Los Algodones-Tijuana, B.C. 217.0 400.0 124.6 Operando

12 Tejas de Gas de Toluca Palmillas-Toluca 123.2 96.1 31.0 Operando

13 Transportadora de Gas Zapata Puebla-Cuernavaca 164.2 165.6 75.9 Por iniciar obras

14 El Paso Gas Transmission de México Naco-Agua Prieta, Son. 12.5 215.1 6.6 Operando

15 Gasoductos de Tamaulipas Reynosa-San Fernando 114.2 2,460.0 238.7 Operando

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

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

18 Transportadora de Gas Natural de la Huasteca

Terminal de GNL Altamira, Tamps.Tamazunchale, S.L.P. 198.0 339.0 225.7 Por iniciar obras

19 Tejas Gas de la Península Valladolid-Nizuc y Punta Venado-Valladolid-Nizuc, Quintana Roo 234.5 6.5 139.5 Por iniciar obras

Total nacional 11,315.6 11,241.6 1,807.1

* Cifra comprometida al quinto año del otorgamiento del permiso.Fuente: CRE.

(680 millones de pies cúbicos diarios). El desarrollo del sistema propuesto considera una inversión total de 225.7 millones de dólares.

3.2.6 Precio nacional de gas natural

La Directiva sobre la determinación de precios y tarifas para las actividades reguladas en materia de gas natural, emitida por la CRE, tiene por objeto establecer las metodologías que, conforme al Reglamento de Gas Natural, deberán utilizar las empresas reguladas para determinar los precios y las tarifas en la industria del gas natural. Entre las actividades reguladas por esta Directiva se encuentran las ventas de primera mano y la prestación de los servicios de transporte, almacenamiento y distribución de gas natural.

De esta manera se tienen establecidos diferentes precios según la actividad regulada en la cadena de valor del gas natural a que se refiera, siendo el precio de venta de primera mano el más importante para conformar el precio al público que PGPB realizará bajo contrato a sus clientes como la CFE, LFC, PIE´s, empresas de sector industrial, distribuidoras locales y comercializadoras.


Como se explicó en la Prospectiva del mercado de gas natural 2004-2013, el precio al público del gas natural se calcula mensualmente para cada una de las zonas de tarifas definidas por la CRE. Los conceptos que lo integran son el precio de referencia, los gastos de importación15, el gas combustible (fuel), la tarifa de transporte de la zona donde se ubica el cliente, el costo del servicio de acuerdo al tipo de contrato firmado con PGPB, y el impuesto al valor agregado (IVA) del 15%, o 10% si se trata de la franja fronteriza.

El Artículo ocho del Reglamento de gas natural, establece que la metodología de cálculo del precio máximo del gas natural objeto de las ventas de primera mano16 debe reflejar los costos de oportunidad y condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional y al lugar donde se realice la venta. Esto significa que en la estructura anterior, el precio de referencia es el concepto más importante en la determinación del precio al público. Debido a que el mercado relevante del gas mexicano es el sur de Texas, se ha considerado que el precio en aquel mercado es un indicador apropiado del costo de oportunidad en un entorno de mercado abierto.

Los Precios de Referencia para el gas natural en México se determinan principalmente en tres puntos de interconexión fronterizos: Reynosa, Cd. Juárez y Naco, con base en los índices de precios de las principales cuencas

15 De acuerdo con los mecanismos de precios autorizados, los gastos de importación se aplican exclusivamente a las zonas tarifarias de Chihuahua importación, Chihuahua Norte, Anáhuac, Samalayuca y Naco.16 Es el precio más alto que Petróleos Mexicanos podrá cobrar por el gas entregado a la salida de las plantas de proceso o en el punto o puntos de entrega que determine el adquirente.

productoras de gas natural como Permian, San Juan y Waha, y al índice de un gasoducto americano llamado Texas Eastern Transmission Corp. South Texas zone (TETCO), localizado en el Sur de Estados Unidos. Dichos índices se dan a conocer mensualmente en publicaciones especializadas de la industria y el mercado del gas. El precio de referencia en Cd. Pemex, Tabasco, se calcula mediante el mecanismo de Netback, el cual permite reflejar el costo de oportunidad del gas seco respecto del mercado del sur de Texas.

En la última década el precio de referencia en Cd. Pemex ha venido incrementándose paulatinamente, hasta alcanzar un máximo durante 2004, año en el que promedió 5.40 dólares por millón de BTU. Entre 1994 y 1999, el precio en Cd. Pemex promedió 1.80 US$/MMBTU, mientras que en el periodo de 2000 a 2002 alcanzó 3.22 US$/MMBTU. El índice de Cd. Pemex ha sufrido una alta volatilidad en los últimos cinco años, como reflejo de los precios internacionales a los que tiene acceso el mercado mexicano para cubrir su demanda y que sirven de referencia al índice de Cd. Pemex. Si bien en años anteriores a 2003 existió alta volatilidad en los precios del gas durante algunos meses, después de ese año el precio en Cd. Pemex sólo estuvo por debajo de los 4.00 US$/MMBTU durante el mes de octubre de 2003, cuando cotizó en 3.82 US$/MMBTU (véase gráfica 21).

Gráfica 21Precio de referencia de gas natural en Cd. Pemex1

(Dólares por millón de BTU)

1 Los precios de 1994 son promedios de TETCO y PG&E, mientras que a partir de 1995 corresponde al precio de referencia en Cd. Pemex, Tabasco.Fuente: Sener, con base en la CRE.


Por otro lado, las tarifas para cada servicio permisionado incluyen todos los conceptos y cargos aplicables al servicio, tales como cargo por conexión, cargo por capacidad y cargo por uso. Además, las tarifas propuestas por los permisionarios pueden establecer diferencias por modalidad de la prestación de cada servicio, categoría y localización del usuario, condiciones del servicio y otros usos comerciales generalmente aceptados en la industria.

En el caso de clientes de PGPB que están dentro de zonas de distribución, se aplica la tarifa de distribución que PGPB paga al distribuidor de la zona. En cada zona geográfica de distribución, las compañías distribuidoras aplican bajo criterios particulares, con base en la autorización de la CRE, cargos específicos por distribución, por tipo de cliente, servicio y rango de consumos. En términos generales, los cargos autorizados se clasifican entre otros, en cargos por capacidad, cargos por uso y cargos por servicio fijo. En cuanto al precio del gas natural al público, 2004 registró un precio promedio de 10.75 US$/MMBTU para los usuarios del sector residencial, 8.13 US$/MMBTU para los del sector servicios o comercial y 6.81 US$/MMBTU en el sector industrial. Estos precios presentaron en promedio un incremento de 14.6% respecto a los de 2003.

3.2.7 Comercio exterior

Actualmente existen 15 puntos de interconexión con Estados Unidos, por los cuales se desarrolla el comercio exterior de gas natural. El conjunto de estas interconexiones acumulan a noviembre de 2005 una capacidad máxima de transporte aproximadamente de

3,419 mmpcd, considerando las capacidades contratadas en base firme e interrumpible en cada punto de interconexión. Dicha capacidad, es menor en 35 mmpcd a la publicada en 2004, debido a que la capacidad en base interrumpible puede variar año con año, según las señales de mercado entre los dos países, o específicamente entre el que contrata y el que es contratado (véase mapa 10).

En los últimos años, México ha elevado aceleradamente la cantidad de gas natural importado, mientras que en 1994 el volumen de las importaciones representaba 3.8% de la oferta total para cubrir la demanda, en 2004 esta participación se elevó a 19.6%. En 2004 el volumen importado fue 1,124 mmpcd, es decir 13.0% más que el importado durante 2003. A través de las interconexiones del Estado de Tamaulipas se comercializó 53.9% de las importaciones, 20.2% más se importó por Baja California, 17.8% por las dos interconexiones de Chihuahua y el resto entró por Sonora y Coahuila. El 2004 fue el segundo año consecutivo en el que las exportaciones, que realiza PGPB a través del SNG, se mantuvieron suprimidas (véase cuadro 39).

El incremento de las importaciones de gas natural provenientes de Estados Unidos en el periodo 1994-2004, se debe a que por un lado la producción nacional de gas se ha vuelto insuficiente para cubrir el crecimiento de la demanda interna, por lo que Pemex ha tenido que incrementar el volumen de importación para satisfacer las necesidades de sus clientes conectados al SNG y al Sistema Naco-Hermosillo.

Gráfica 22 Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector1, 1998-2004

(Dólares por millón de BTU)

1 Se refiere al precio promedio de la facturación de todas las distribuidoras del país. El sector comercial equivale al precio del sector servicios. Fuente: Sener con base en CRE.


Mapa 10 Capacidad de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos


Fuente: Sener con base en CRE, IMP, PGPB y empresas privadas.

Cuadro 39Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 1994-2004


Punto de internación en México Importadores 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Total Importaciones 125 173 84 109 151 168 281 380 729 995 1,124

1. Tijuana, B.C. Sector eléctrico público1 - - - - - - 26 57 60 - -

2. Mexicali, B.C. Particulares - - - 1 6 11 11 6 10 8 11

3. Los Algodones, B.C. - - - - - - - - 31 172 216

PGPB - - - - - - - - 4 21 12

Sector eléctrico público1 - - - - - - - - 26 99 115

Particulares - - - - - - - - - 52 89

4. Naco, Son. 4 9 12 12 10 7 15 25 43 51 36

PGPB 4 9 12 12 10 7 15 16 18 19 10

Sector eléctrico público1 - - - - - - - 10 24 32 26

5. Naco, Son. Sector eléctrico público1 - - - - - - - - - 14 38

6. Agua Prieta, Son. Particulares - - - - - 6 8 9 11 9 10

7. Ciudad Juárez, Chih.2 33 39 42 53 110 132 141 124 178 186 201

PGPB 33 39 42 53 110 132 141 124 178 167 170

Sector eléctrico público1 - - - - - - - - - 19 31

8. Piedras Negras, Coah. 2 2 3 3 4 7 5 6 6 6 7

PGPB 2 2 3 3 4 1 - - - - -

Particulares - - - - - 5 5 6 6 6 7

9. Ciudad Mier, Tamps. PGPB - - - - - - - - - 170 172

10. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. PGPB 63 91 16 11 7 - 2 - 13 8 2

11. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. PGPB - - - - - - 13 116 206 179 167

12. Reynosa (Tetco), Tamps. PGPB 22 32 12 30 14 5 1 4 39 15 2

13. Reynosa (Tennessee Gas, PMX), Tamps. PGPB - - - - - 1 60 33 133 155 172

14. Reynosa (Tennessee Gas, RB), Tamps. - - - - - - - - - 23 92

PGPB - - - - - - - - - 23 59

Sector eléctrico público1 - - - - - - - - - - 33

Total Exportaciones 19 21 36 37 32 136 24 25 4 - -

1. Reynosa (SNG-PGPB) PGPB 19 21 36 37 32 136 24 25 4 - -

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


Por otro lado, la demanda también ha sido impulsada por nuevos proyectos en zonas fronterizas por parte del sector eléctrico, tanto por centrales de la CFE como de PIE´s. Además, distribuidoras locales y empresas del sector industrial en la franja fronteriza han ido creando demanda del hidrocarburo en el periodo 1998-2004.

3.2.8 Balance oferta-demanda, 1994-2004

El mercado de consumo del gas natural en México ha crecido a una tasa de crecimiento medio anual de 5.9% en el periodo 1994-2004, mientras la oferta de origen nacional lo hizo a un ritmo de 4.0%, lo cual generó un déficit que fue cubierto con importaciones provenientes de Estados Unidos y que fueron creciendo a una tasa de 24.6% por año, incrementándose casi 8 veces entre 1994 y 2004, e incluso el crecimiento en la demanda absorbió los pequeños volúmenes de exportaciones que se llevaron a cabo por Reynosa durante el periodo hasta 2002, y para 2003 y 2004 éstas ya no se realizaron.

La puesta en marcha de centrales de ciclo combinado para la generación de electricidad, la sustitución moderada del combustóleo en el sector industrial para usos combustibles y en menor medida la captación de usuarios en los sectores residencial, servicios y transporte, han provocado el incremento en la demanda de este hidrocarburo. De los factores anteriormente citados, el uso del gas en el sector eléctrico ha sido más significativo, y se observa que existe cierto paralelismo entre el crecimiento de la demanda de gas natural para el sector eléctrico y las importaciones.

A 2004 la estructura del mercado de gas natural demanda 19.4% que se destinó a los consumos del sector petrolero,

Gráfica 23 Importaciones de gas natural por comprador, 1994-2004


Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo. 1 Incluye Comisión Federal de Electricidad y Producción Independiente de Energía. 2 Incluye distribuidoras locales y sector industrial no conectados al SNG. Fuente: IMP con base en CFE, PGPB y empresas privadas.

21.0% más en las recirculaciones internas del sector petrolero, 21.8% para el sector industrial, 35.9% en el sector eléctrico, 1.5% fue al sector residencial, 0.3% al sector servicios y el resto fue consumido en el sector autotransporte. El déficit no puede ser totalmente cubierto por la producción nacional, pero esto no significa que exista falta de potencial productivo, ya que se tienen que considerar algunos aspectos como la estructura geográfica del sistema, lo cual arroja que en México tenemos una región como es la Noroeste que está totalmente aislada de un posible suministro con gas de origen nacional, es decir las importaciones hechas en esa región no pueden ser sustituidas con producción nacional. Además, México posee dos regiones superavitarias en la producción de gas como son la Noreste y la Sur-Sureste, y éstas abastecen a la Centro y a la Centro-Occidente. Por otro lado, existen importaciones fijas que están sujetas a aspectos contractuales y representan un compromiso en el tiempo.

Hoy en día la seguridad de suministro del gas natural ha cobrado relevancia al igual que el uso del gas natural en la matriz energética nacional, la preocupación por la dependencia cada vez mayor en materia de importación de gas natural, si bien nos obliga a evaluar la vulnerabilidad económica ante los incrementos de los precios del gas natural, también nos lleva a evaluar el equilibrio del balance nacional del gas natural para analizar el pasado, evaluar el presente y planear el futuro para revertir el déficit en la demanda en el balance nacional considerando la necesidad de incrementar nuestra producción y de diversificar las fuentes de suministro del gas natural importado.


Cuadro 40Balance nacional de gas natural, 1994-2004


Concepto 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 tmca 1994-2004

Origen 3,256 3,353 3,629 3,835 4,155 4,207 4,372 4,454 4,863 5,322 5,750 5.9

Producción nacional 3,131 3,180 3,545 3,726 4,004 4,039 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 4.0



Gas para Refinación directo de PEP 26 22 21 21 18 17 12 6 22 5 1 -27.8

Producción PGPB 2,458 2,376 2,615 2,799 2,816 2,709 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 2.5




Importación 125 173 84 109 151 168 281 380 729 995 1,124 24.6



Importaciones sector eléctrico - - - - - - 26 67 110 164 242 n.a.

Importaciones por particulares - - - 1 6 22 24 21 27 75 116 n.a.

Importaciones por balance PGPB 86 123 28 41 21 6 75 152 392 550 515 19.6

Fijas: Kinder-Morgan MTY - - - - - - - - - 170 172 n.a.

Variables 86 123 28 41 21 6 75 152 392 380 343 14.9


Destino 3,240 3,356 3,630 3,797 4,092 4,129 4,350 4,383 4,860 5,287 5,722 5.9

Demanda nacional 3,221 3,335 3,594 3,760 4,060 3,993 4,326 4,358 4,855 5,287 5,722 5.9

Sector petrolero 751 695 735 754 825 845 913 994 995 1,037 1,110 4.0



Pemex Corporativo 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 0 -10.8


Sector petrolero recirculaciones internas 444 495 661 805 904 777 930 967 999 1,104 1,203 10.5

Sector industrial 1,404 1,479 1,523 1,465 1,499 1,472 1,392 1,155 1,260 1,207 1,246 -1.2

Industrial 746 799 865 886 963 1,023 1,019 838 966 922 951 2.5


Sector eléctrico 547 589 596 653 756 821 1,011 1,157 1,506 1,836 2,056 14.2

Público 466 494 492 538 639 705 897 1,077 1,384 1,590 1,738 14.1


Luz y Fuerza del Centro 28 23 25 24 38 40 35 38 35 33 29 0.1

Productores Independientes de Energía - - - - - - 27 89 425 625 896 n.a.

Particulares 81 95 104 116 116 116 115 80 122 246 318 14.7


Exportación de electricidad - - - - - - - - - 52 89 n.a.



Sector autotransporte - - - - - 0 1 1 2 2 2 n.a.

Exportación 19 21 36 37 32 136 24 25 4 - - n.a.

Variación de inventarios y diferencias* 15 -3 -1 38 63 78 23 71 3 35 27 5.8

n.a.: Significa que no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

capítulo 4E

volu

ción

de

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ofer

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s na

tura

l20

05-2

014

Durante el periodo 2004-2014, el crecimiento del mercado mexicano de gas natural se perfila como uno de los más dinámicos respecto al de otros combustibles, con una tasa de crecimiento de la demanda de 5.2% en promedio anual.

Ante esta perspectiva, y a fin de satisfacer los requerimientos del mercado interno de gas natural, se han diseñado nuevas estrategias para apoyar el desarrollo de la oferta. Se busca incrementar el volumen de las reservas probadas, a partir de una mayor inversión y la aplicación de tecnologías de vanguardia, así como mejorar su aprovechamiento a través de la ampliación y optimización del uso de la infraestructura productiva.

En este capítulo se analiza la demanda futura de gas natural, tanto sectorial como regional, bajo un escenario definido como base, que considera una tendencia de crecimiento para la economía nacional de 4.3% en promedio anual para el periodo 2005-2014.

Asimismo, se presenta el escenario medio de oferta, mediante el cual se espera alcanzar un nivel de producción nacional de gas seco de 7,704 mmpcd en 2014, mayor en 66.6% a la producción alcanzada en 2004. Para lograr esta meta se requiere asegurar, tanto los recursos de inversión necesarios como el éxito en los trabajos exploratorios, cuyo riesgo es inherente a dicha actividad. Al final del capítulo se anexan los balances regionales del escenario medio y cinco balances alternativos, que se combinan con un escenario de demanda alto y bajo, y un escenario de oferta alto.

4.1 Análisis de la demanda de gas natural

Se estima que en los próximos 10 años, la demanda nacional de gas natural experimentará un crecimiento promedio anual de 5.2% al pasar de 5,722 mmpcd en 2004 a 9,493 mmpcd en 2014. Estos resultados presentan diferencias respecto a la Prospectiva del año anterior debido en parte, a una revisión a la baja en términos nominales en el crecimiento del PIB en los escenarios macroeconómicos. Ello propició una disminución en la dinámica de la demanda de gas natural en casi todos los sectores de consumo a lo largo del horizonte de planeación.

Secretaría de Energía��

No obstante al ajuste en las premisas, se estima que la demanda total de gas natural se incrementará en 65.9% entre 2004 y 2014. El sector eléctrico mantendrá el mayor auge del mercado al absorber 45.4% del consumo en 2014 comparado con una participación de 33.7% en 2004. De esta manera, sus requerimientos ascenderán a 4,306 mmpcd en 2014 con una tasa de crecimiento de 7.7% anual (véase cuadro 41).

El sector industrial absorberá 18.6% del consumo en el mercado nacional al final del periodo, con un volumen de 1,766 mmpcd. Estas proyecciones incluyen el proyecto Petroquímico Fénix, cuyo inicio se prevé en el mediano plazo.

Se espera que el consumo de los sectores residencial y servicios se ubique en 231 mmpcd y 65 mmpcd durante 2014, respectivamente. Ambos sectores representarán 3.1% de la demanda nacional de gas natural en el último año de análisis. Por otro lado, la expectativa de crecimiento del sector autotransporte es considerable para 2014, aún cuando en 2004 representó un segmento de mercado incipiente.

4.1.1 Sector eléctrico

Como una respuesta a las crecientes necesidades actuales y futuras de energía eléctrica que el país requiere para lograr un alto nivel de desarrollo económico sustentable, en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se están realizando importantes esfuerzos por parte de los actores públicos y privados para garantizar de manera confiable la calidad y la oportunidad del suministro de energía eléctrica mediante la incorporación de nuevas inversiones en diversas tecnologías y técnicas de generación de electricidad.

Entre tales tecnologías, el ciclo combinado ha tomado un gran impulso como estrategia tecnológica para la

Cuadro 41Demanda de gas natural por sector, 2004-2014


Sector 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 5,722 6,110 6,659 6,618 7,053 7,580 7,906 8,286 8,699 9,110 9,493 5.2

Petrolero 2,313 2,659 2,885 2,683 2,803 2,934 2,972 3,001 2,972 2,990 3,075 2.9

Industrial 1,246 1,291 1,292 1,359 1,457 1,505 1,546 1,600 1,654 1,703 1,766 3.5

Eléctrico 2,056 2,014 2,310 2,378 2,570 2,895 3,119 3,395 3,763 4,087 4,306 7.7

Residencial 86 116 132 151 167 180 193 204 215 224 231 10.4

Servicios 20 26 31 35 39 43 48 52 57 61 65 12.8

Transporte vehicular 2 4 8 13 18 23 28 33 39 44 50 37.7

Fuente: IMP, con base en Banxico, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

generación limpia y eficiente de energía eléctrica, ya que ésta utiliza como combustible principal al gas natural. Asimismo otras tecnologías como las calderas de lecho fluidizado que utilizan coque de petróleo, han entrado en operación comercial recientemente en el sector eléctrico privado de nuestro país. Cabe señalar que la oportunidad para la diversificación de combustibles en procesos de generación eléctrica es amplia, y con ello se espera que se sigan incorporando tecnologías nuevas, como es el caso de la gasificación integrada a ciclo combinado.

4.1.1.1 Demanda de gas natural para el servicio público de electricidad

Como efecto de los planes de expansión de capacidad y con ello el fuerte impulso que se le ha dado a la tecnología de ciclo combinado en el sector eléctrico público, este sector será el principal consumidor nacional de gas natural durante el periodo 2004-2014, observando así una demanda de 3,956.4 mmpcd hacia 2014, distribuida de la siguiente forma:

• Comisión Federal de Electricidad (CFE): 795.0 mmpcd (20.1%)

• Luz y Fuerza del Centro (LFC): 2.2 mmpcd (0.1%)

• Productores Independientes de Energía (PIE´s): 3,159.2 mmpcd (79.9%)

Durante 2004 la demanda de gas natural de los PIE´s tuvo una participación significativa del 51.6%, la cual se espera que llegue al final del periodo prospectivo a 79.9%. Mientras que la demanda de CFE, disminuirá al pasar de 46.8% a 20.1% en las mismas fechas. Esto se debe esencialmente, al programa de retiro de capacidad y el fuerte dinamismo en la incorporación de nuevos PIE´s a la oferta de energía eléctrica. En 2014, LFC contribuirá marginalmente en la demanda, con 0.1% (véase cuadro 42).

��Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014

Cuadro 42Demanda nacional de gas natural para generación pública de electricidad, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 1,738.5 1,664.8 1,960.3 2,028.1 2,219.7 2,544.7 2,769.2 3,045.1 3,413.3 3,737.5 3,956.4 8.6

CFE 813.6 690.3 723.6 639.2 666.9 789.0 841.2 924.7 932.9 850.7 795.0 -0.2

LFC 28.7 21.7 33.3 6.5 1.7 13.5 8.8 12.6 10.1 13.8 2.2 -22.5

PIE´s 896.2 952.8 1,203.3 1,382.4 1,551.1 1,742.3 1,919.2 2,107.8 2,470.3 2,873.0 3,159.2 13.4

Fuente: IMP, con base en información de CFE y empresas privadas.

El suministro de combustible para algunas de las nuevas plantas será, además del gas natural suministrado por Pemex, a través de terminales de regasificación de gas natural licuado de importación. En la costa del Golfo de México se prevé inicie operaciones una planta de regasificación en Altamira (Tamaulipas) a finales de 2006, con una capacidad de suministro de 500 mmpcd de gas a centrales en Altamira, Tuxpan (Veracruz) y Tamazunchale (San Luis Potosí). Adicionalmente, en la costa de Baja California se espera que en 2008 inicie operaciones otra planta de regasificación que estará ubicada en Ensenada, Baja California, con una capacidad de 500 mmpcd. Por otro lado en el litoral del pacífico, en una ubicación todavía no definida, se espera la instalación de una regasificadora que suministrará un volumen en el orden de 500 mmpcd a centrales eléctricas (véase gráfica 24).

Los proyectos de centrales eléctricas que entrarán en operación están definidos en la Prospectiva del sector eléctrico 2005-2014, donde se describe la ubicación, así como la tecnología (entre otras características), que se incorporaría en esos proyectos.

En el contexto regional, la creciente demanda de gas natural asociada a la intensa actividad industrial en el Noreste del país, ha propiciado la instalación de plantas de ciclo combinado, de las cuales la mayoría de las que operan en el país se ubican en esta región. Esto la colocará como la principal zona demandante de gas natural con un consumo de 1,348.7 mmpcd en 2014, lo que representará una participación de 34.1% del total en el sector eléctrico público durante el periodo 2004-2014.

Gráfica 24Demanda de gas natural para generación pública

de electricidad por región, 2004-2014(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP con base en información de CFE.


En la región Centro-Occidente, como efecto de la entrada en operación de algunos PIE´s de gran capacidad de generación eléctrica (San Luis Potosí), se prevé que la demanda del energético presente la mayor tasa media de crecimiento anual (tmca) entre regiones, con 18.0%, al pasar de un consumo de 178.6 mmpcd a 932.2 mmpcd durante el periodo 2004-2014.

Otra región donde la demanda de gas natural presentará dinamismo es la Sur-Sureste, particularmente en el Norte del Estado de Veracruz, donde existe una importante presencia de PIE´s con tecnología de turbinas de gas y ciclo combinado. Esta región demandará 770.2 mmpcd del energético durante 2014, que representarán 19.5% del consumo total.

Asimismo, debido a la presencia de una amplia diversidad de tecnologías de generación y por ende de combustibles, las regiones Centro y Noroeste presentarán el menor consumo hacia el final del periodo, para ubicarse en 472.9 mmpcd y 432.4 mmpcd, respectivamente (12.0% y 10.9%).

4.1.1.2 Demanda de gas natural para autogeneración de energía eléctrica

Dentro del sector eléctrico, las actividades de autogeneración1 realizadas por particulares constituyen una fuente de suministro de energía eléctrica adicional o sustituta al servicio público. Entre los diversos combustibles que utilizan los autogeneradores está el gas natural, el cual es empleado en forma mayoritaria por algunas sociedades de autoabastecimiento y cogeneración.

Para realizar la estimación de la demanda de gas natural en la autogeneración del periodo 2005-2014 se consideró lo siguiente:

• Permisos en operación y nuevos permisos con alta probabilidad de realización.• Eficiencia eléctrica en la generación, la cual proviene de las siguientes fuentes: a) reportes de operación trimestral de cada permiso en operación registrado por la CRE, b) información técnica, principalmente capacidad y generación planeada para los nuevos permisos de autogeneración y, c) revisión del estado del arte en lo que se refiere a las tecnologías de generación de electricidad.• Inclusión de un nuevo permiso privado de cogeneración en la región Noreste, el cual inició operaciones en 2005, con una capacidad de 27.5 MW, y que demandará 1.2 mmpcd de gas natural en 2014.• Proyecto de nueva capacidad de autoabastecimiento en Pemex en la región Sur-Sureste, que consiste de dos turbogeneradores con una capacidad total de 40 MW y un consumo promedio de 8.5 mmpcd2 durante el periodo prospectivo.

Cuadro 43Demanda de gas natural para generación pública de electricidad por región, 2004-2014


Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 1,738.5 1,664.8 1,960.3 2,028.1 2,219.7 2,544.7 2,769.2 3,045.1 3,413.3 3,737.5 3,956.4 8.6

Noroeste 199.3 186.5 199.5 195.6 234.6 289.2 306.2 347.0 418.4 429.9 432.4 8.1

Noreste 678.5 735.8 842.8 862.7 954.2 1,076.9 1,146.6 1,195.9 1,231.4 1,299.3 1,348.7 7.1

Centro-Occidente 178.6 191.4 157.0 196.9 300.2 331.3 405.6 543.8 779.3 923.8 932.2 18.0

Centro 274.1 235.1 300.4 220.0 203.0 319.9 386.8 435.8 437.8 481.2 472.9 5.6

Sur-Sureste 408.0 316.0 460.5 553.0 527.7 527.4 524.0 522.6 546.4 603.4 770.2 6.6

Fuente: IMP, con base en información de CFE.

1 Incluye las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración y usos propios continuos.2 Cabe aclarar que la demanda de gas natural asociada a este proyecto de Pemex se incluye en su propio autoconsumo.


Sin embargo, no se espera nueva capacidad planeada en gran escala para utilizar gas natural, por el contrario, la mayoría de los nuevos permisos registrados ante la CRE son basados en otros combustibles. En el caso de la proyección se incluyó un permiso de autoabastecimiento basado en diesel en la región Centro-Occidente, así como dos proyectos de cogeneración en diferentes regiones: uno en el Centro, considerado para utilizar residuos de vacío, y el otro en la región Sur-Sureste basado en coque de petróleo. Asimismo para esta última región, se incluyó el proyecto de autoabastecimiento de 40 MW de Pemex.

En el contexto regional, durante el periodo 2005-2014 en el Noreste se concentrará la mayor parte de la demanda de gas natural para autogeneración debido a la amplia presencia de importantes sociedades de

autoabastecimiento y cogeneración en el Estado de Nuevo León3. En 2014 el consumo estimado para esta región es de 174.7 mmpcd, volumen que representará 73.3% de la demanda total en el último año del periodo analizado.

En orden de magnitud de la demanda, las regiones Centro-Occidente y Centro serán la segunda y tercera mayor consumidora del energético, respectivamente. En la primera, la demanda para 2014 se estima en 34.3 mmpcd y una participación de 14.4%, que estará impulsada en gran medida, por una sociedad de autoabastecimiento localizada en el Estado de Guanajuato. En el caso de la región Centro, se estima una demanda de 23.5 mmpcd y una participación de 9.8%, la cual tendrá su origen en diversas industrias como la de cerveza, papel y cartón, alimentos, entre otras.

Cuadro 44Demanda regional de gas natural por autogeneración, 2004-2014


Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 228.6 237.7 238.3 238.3 238.3 238.3 238.3 238.3 238.3 238.3 238.3 0.4

Noroeste 0.4 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 11.2

Noreste 171.7 174.1 174.7 174.7 174.7 174.7 174.7 174.7 174.7 174.7 174.7 0.2


Centro 22.6 23.5 23.5 23.5 23.5 23.5 23.5 23.5 23.5 23.5 23.5 0.4

Sur-Sureste 2.0 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 9.0

Fuente: IMP, con base en información de autogeneradores, CRE y Pemex.

3 Sociedades que se caracterizan por utilizar tecnología de ciclo combinado, la cual tiene una eficiencia térmica que puede superar el 50%, y en el caso de ciclo combinado en esquema de cogeneración, la eficiencia global (eléctrica y térmica) puede rebasar el 75%.

Gráfica 25Comparación de los pronósticos de demanda degas natural por autogeneración, 2004 y 2014


Fuente: IMP, con base en información de autogeneradores, CRE y Pemex.


Por otro lado y con menores consumos del energético en 2014, se encuentran la región Sur-Sureste y Noroeste, con 4.7 mmpcd (1.9%) y 1.2 mmpcd (0.5%), respectivamente.


4.1.2.1 Sector industrial privado

El sector industrial en la actualidad aporta al PIB nacional 18 centavos de cada peso producido. Se espera que el PIB industrial tenga un crecimiento promedio anual de 4.8% para los próximos 10 años. El grupo de ramas que más ha crecido en los últimos siete años dentro del sector son el de alimentos, bebidas y tabaco; seguido por el de productos de minerales no metálicos, los cuales aportan 30.0% y 7.0% al PIB, respectivamente.

La demanda de gas natural durante 2004 se incrementó en 3.1% con respecto a 2003, llegando a 951.2 mmpcd y se espera que se ubique en 1,297.1 mmpcd para 2014.

La estimación de la proyección en la demanda del sector industrial se hace bajo dos procesos: a) La estimación tendencial y b) la sustitución de combustóleo y gas LP por nueva infraestructura de distribución industrial de gas natural.

Se espera que la demanda de gas natural por parte del sector industrial ascienda a una tasa promedio anual de 3.5%, concluyendo durante 2014 con una demanda de 1,765.8 mmpcd (véase cuadro 45).

Estimación tendencial

La estimación tendencial se integra por un conjunto de industrias agrupadas en ocho sectores que se clasifican de acuerdo a la intensidad en el consumo de gas natural y a su importancia para la estimación de la demanda industrial4. La distribución en la demanda de gas natural del sector industrial por grupo de ramas se esquematiza en la gráfica 26 para los años 2004 y 2014.

4 Véase anexo dos para consideraciones sobre la clasificación.

Cuadro 45Demanda regional de gas natural sector industrial, 2004-20141


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 1,246.3 1,291.1 1,292.2 1,358.8 1,456.9 1,504.8 1,546.4 1,600.1 1,654.0 1,703.3 1,765.8 3.5

Noroeste 21.4 17.5 18.2 19.0 19.7 20.5 21.4 22.3 23.2 24.3 25.2 1.6

Noreste 355.7 348.4 355.8 362.0 368.0 374.3 386.7 400.5 415.0 429.0 443.7 2.2


Centro 261.8 269.4 273.7 288.8 313.2 323.7 334.2 345.2 356.2 376.9 395.8 4.2

Sur-Sureste 346.0 388.5 364.1 399.1 455.7 479.5 490.4 511.2 531.1 537.3 557.2 4.91 Incluye tanto PPQ como sector industrial privado. Fuente: IMP, con base en Banxico, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Gráfica 26Estimación tendencial por sector, 2004 y 2014

Fuente: IMP, con base en Banxico, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


Cuadro 46Demanda regional del grupo industrias metálicas básicas, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 297.3 290.5 293.2 294.2 297.2 293.9 296.7 299.6 301.8 305.5 309.2 0.4

Noroeste 0.3 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 10.0

Noreste 97.3 93.4 90.0 85.9 81.1 76.4 76.9 77.5 78.2 78.9 79.6 -2.0


Centro 41.2 39.9 40.3 40.9 44.0 44.7 45.3 45.8 46.4 48.6 50.6 2.1

Sur-Sureste 11.5 11.4 11.4 11.5 11.5 11.6 12.6 13.5 13.6 13.6 13.7 1.7


Industrias metálicas básicas

Este grupo comprende la producción básica de hierro, acero y de metales no ferrosos. Aporta al PIB manufacturero 4.0% y tuvo un crecimiento en 2004 de 6.0%, situación que regularmente se explica por el incremento en las exportaciones y el crecimiento del sector de la construcción. Además del uso del gas natural como combustible, se aplica como materia prima. Se convierte en un agente reductor que dentro de un proceso químico separa al hierro de las impurezas. El consumo de este grupo fue de 297.3 mmpcd en 2004 y se prevé una demanda de 309.2 mmpcd en 2014 con un crecimiento promedio anual de 0.4% (véase cuadro 46).

Química, hule y plásticos

Este grupo integra entre otras ramas la producción de fármacos, fertilizantes y productos de plástico; aporta al PIB manufacturero 14.9%. El uso de gas es dirigido a la generación de vapor y calor. El consumo de este combustible en 2004 llegó a 120.7 mmpcd, y se espera que en 2014 ascienda a 199.0 mmpcd, con una tmca de 5.1%. Uno de los proyectos que contribuirá al abasto de insumos petroquímicos en el país y con el desarrollo industrial nacional será el proyecto Fénix. Se puede observar que el crecimiento del sector se ubicará en las regiones Noreste y Sur-Sureste, explicado por los Estados de Tamaulipas y Veracruz, donde se encuentran importantes empresas del ramo con consumos significativos (véase cuadro 47).

Cuadro 47Demanda regional del grupo industrias de química, hule y plásticos, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 120.7 127.8 133.8 138.6 145.3 159.6 169.8 178.7 185.1 191.8 199.0 5.1

Noroeste 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 10.3

Noreste 44.8 49.4 51.6 53.6 55.7 57.8 60.1 62.8 65.3 67.6 70.1 4.6


Centro 24.2 25.3 26.5 27.6 30.3 31.4 32.5 33.7 34.9 37.1 39.2 4.9

Sur-Sureste 36.0 36.2 37.8 38.9 40.1 50.4 56.5 60.7 62.4 63.8 65.5 6.2


Vidrio y productos de vidrio

Destaca el uso del vidrio en la industria del envasado y el vidrio plano en el sector de la construcción y automotriz, siendo estos los motores principales del crecimiento de este grupo de ramas. En 2004 el incremento al precio del gas natural afectó las operaciones de la industria, como ocurrió en el Estado de Nuevo León. Algunas empresas en el país hacen frente a la volatilidad del gas natural con el uso de coberturas financieras que les permiten aminorar los impactos de su precio. Durante 2004 la demanda llegó a 93.7 mmpcd y se espera que ésta llegue a 130.4 mmpcd al final del periodo prospectivo impulsada por el crecimiento de las regiones Centro y Centro-Occidente del país (véase cuadro 48).


Alimentos, bebidas y tabaco

Este grupo de ramas participa con 30% del PIB manufacturero y con un consumo de gas natural en 2004 de 96.0 mmpcd. Hoy día existen interesantes vínculos entre el sector industrial y el agrícola. El sector enfrenta grandes retos tanto por la innovación tecnológica requerida para la competitividad en el mercado global, como por la necesidad de importar materias primas y el incremento en el precio de los combustibles.

El gas utilizado en este sector cubre la generación de calor y vapor, principalmente para procesos de esterilización, secado y cocción. La demanda de este grupo de ramas al final del periodo de proyección representará 10.0% de la demanda del sector industrial. Ésta se concentrará principalmente en las regiones Centro y Centro-Occidente, con crecimientos anuales promedio de 2.7% y 3.3%, respectivamente (véase cuadro 49).

Minerales no metálicos

Los productos de minerales no metálicos como talcos, barita, arcillas e inertes son utilizados en industrias como la cerámica o la química para la producción de insecticidas, siendo la primera más representativa en el consumo de gas natural por su uso intensivo de este combustible. La demanda de este grupo de ramas llegó a 64.1 mmpcd en 2004 y se estima que llegará a 100.2 mmpcd en 2014 con un crecimiento medio anual de 4.6%. La demanda se concentrará principalmente en las regiones Centro y Noreste con crecimientos medios anuales de 6.3% y 2.4%, respectivamente (véase cuadro 50).

Cuadro 48Demanda regional del grupo industrial del vidrio, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 93.7 82.7 86.2 90.1 96.5 101.4 106.4 111.6 117.1 123.9 130.4 3.4

Noroeste 4.3 1.4 1.5 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.9 2.0 2.2 -6.7

Noreste 31.9 27.3 28.0 28.9 30.0 31.4 32.7 34.3 35.9 37.4 38.9 2.0


Centro 30.7 29.4 30.8 32.6 36.3 38.3 40.3 42.2 44.3 47.6 50.6 5.1

Sur-Sureste 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9 1.0 1.0 1.1 1.1 5.6


Cuadro 49Demanda regional del grupo industrial alimentos, bebidas y tabaco, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 96.0 90.6 95.2 98.2 103.4 107.0 111.9 116.8 120.9 126.1 131.4 3.2

Noroeste 2.3 2.1 2.2 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.6 2.7 2.8 2.3

Noreste 15.7 17.6 18.3 18.8 19.4 20.1 20.8 21.6 22.3 23.1 24.1 4.3


Centro 34.6 29.5 30.9 32.0 34.9 36.1 37.4 38.8 40.2 42.8 45.0 2.7

Sur-Sureste 14.8 13.0 13.6 14.0 14.6 15.1 16.7 18.1 18.7 19.3 20.1 3.1


Cuadro 50Demanda regional del grupo minerales no metálicos, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 64.1 62.4 64.9 68.0 73.3 77.1 81.0 85.1 89.4 94.9 100.2 4.6

Noroeste 0.2 - - - - - - - - - - n.a.

Noreste 27.9 24.4 25.1 25.9 27.0 28.2 29.5 30.9 32.4 33.9 35.3 2.4


Centro 26.3 27.7 29.0 30.7 34.4 36.3 38.2 40.1 42.2 45.5 48.5 6.3

Sur-Sureste 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 6.9

n.a.: Significa que no aplica.Fuente: IMP, con base en Banxico, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


Papel, cartón, imprentas y editoriales

Este grupo se caracteriza por participar en un mercado con grandes cambios en los últimos años. La industria espera una reducción en la producción de papel para escritura y periódico, y un incremento en la producción de papel para la fabricación de empaques. Otro ejemplo es la competitividad en el sector en donde importaciones de papel provenientes de Asia, a precios más bajos frenan el crecimiento de la industria en el país. El principal uso del gas se encuentra en los procesos de calentamiento y secado, el consumo de gas en 2004 llegó a 49.2 mmpcd y se estima una demanda al 2014 de 69.6 mmpcd, con un crecimiento medio anual de 3.5% (véase cuadro 51).

Cemento hidráulico

Las empresas productoras de cemento en el país mantienen un desarrollo correlacionado con el crecimiento del sector de la construcción, el cual ha crecido en los últimos años. Sin embargo, el consumo de gas natural presentará un descenso a una tasa promedio anual de -4.1%, disminuyendo de 16.5 mmpcd en 2004 a 10.9 mmpcd en 2014. Esto se debe a la política de sustitución de gas natural por coque de petróleo que han adoptado las empresas de esta industria, desplazando paulatinamente al gas natural debido a la incertidumbre de disponibilidad y variaciones bruscas en los precios. El comportamiento de la demanda a nivel regional se muestra en el cuadro 52.

Cuadro 51Demanda regional del grupo industrial papel, cartón, imprentas y editoriales, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 49.2 53.1 54.6 56.1 58.7 60.2 61.8 63.6 65.1 67.4 69.6 3.5

Noroeste 0.7 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 2.2

Noreste 14.0 16.0 16.4 16.8 17.2 17.6 18.1 18.6 19.2 19.7 20.3 3.8


Centro 27.7 28.5 29.1 30.0 32.0 32.7 33.4 34.2 34.7 36.2 37.5 3.1

Sur-Sureste 2.6 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.3 3.6 3.7 3.8 3.9 3.9


Cuadro 52Demanda regional del grupo industrial cemento hidráulico, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 16.5 9.4 10.4 10.7 10.3 10.2 10.7 10.8 10.8 10.9 10.9 -4.1

Noroeste - - - - - - - - - - - -

Noreste 4.2 1.1 1.4 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 -9.1

Centro-Occidente 1.0 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 -9.2

Centro 4.7 3.6 4.2 4.3 4.5 4.4 4.5 4.6 4.6 4.6 4.7 0.0

Sur-Sureste 6.7 4.3 4.5 4.5 3.7 3.8 4.1 4.3 4.3 4.3 4.3 -4.4


Resto de ramas industriales

Estos grupos aportan 40% del PIB manufacturero, incluyendo empresas de productos metálicos, maquinaria, textiles, madera, etc. Su consumo representó 21.8% de la demanda total del sector industrial de gas natural con 213.7 mmpcd y se espera que en 2014 su consumo llegue a 27%, con un total de 346.4 mmpcd. La región que más peso tendrá dentro de la demanda de este grupo será la región Noreste, para 2014 representará 51.7% de la demanda de gas de este grupo (véase cuadro 53).

Creación de nueva infraestructura de distribución de gas natural

Este es el último componente para la estimación de la proyección de la demanda de gas natural del sector industrial, el cual supone el funcionamiento de cuatro nuevas zonas geográficas de distribución de gas natural en los próximos 10 años. Pachuca-Tula (2006), Veracruz (2006), Mérida (2008) y Cuernavaca. Además del caso de Aguascalientes donde la introducción del gas natural es reciente. En todas estas zonas con excepción de Veracruz se supone una sustitución de ciertas cantidades de combustóleo y gas LP por gas natural (véase cuadro 54).


4.1.2.2 Demanda de Pemex Petroquímica

La actividad de PPQ se basa en los procesos petroquímicos no básicos derivados de la primera transformación del gas natural metano, etano, propano y naftas de Pemex. Es una fuente de materias primas para empresas dedicadas a la producción de fertilizantes, fibras, hules sintéticos, fármacos, refrigerantes, aditivos, etc., lo cual explica la importancia de la industria en el desarrollo industrial. Para 2005 se estima una inversión de 159 millones de dólares que contempla proyectos de obra pública, mantenimiento y conservación. Sin embargo esta inversión podría ser insuficiente dado el rezago de la industria. El proyecto Fénix será llevado a cabo por inversionistas del sector privado y sus características serán definidas durante 2006.

El empleo de gas natural dentro de Pemex Petroquímica (PPQ) se divide en consumo combustible y materia prima. De un volumen reportado en 2004 de 295 mmpcd se espera un incremento anual de 4.7% llegando en 2014 a 468.7 mmpcd. Respecto al sector industrial total que incluye el consumo de PPQ, se espera un consumo al 2014 de 1,765.8 mmpcd, describiendo un crecimiento anual de 3.5 %.

Cuadro 53Demanda regional del grupo resto de ramas industriales, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 213.7 231.6 243.7 254.5 268.5 279.4 290.9 303.2 316.0 331.2 346.4 4.9

Noroeste 13.6 12.7 13.3 13.8 14.4 15.0 15.6 16.3 16.9 17.7 18.4 3.1

Noreste 119.9 119.2 124.9 130.4 135.9 141.2 147.0 153.2 160.0 166.8 173.6 3.8


Centro 48.5 59.7 62.6 65.4 71.5 74.5 77.4 80.6 83.7 89.2 94.5 6.9

Sur-Sureste 2.6 3.1 3.5 3.6 3.7 3.9 4.3 4.7 4.9 5.1 5.3 7.4


Cuadro 54Demanda industrial de gas natural por

componente de proyección, 2004-2014(millones de pies cúbicos diarios)

Tendencial Sustitución* Total

2004 951.2 - 951.2

2005 947.7 0.3 948.0

2006 976.2 5.8 982.0

2007 1,002.8 7.6 1,010.4

2008 1,031.6 21.7 1,053.3

2009 1,066.1 22.7 1,088.8

2010 1,100.9 28.3 1,129.2

2011 1,136.1 33.3 1,169.5

2012 1,172.8 33.4 1,206.3

2013 1,210.0 41.7 1,251.7

2014 1,248.3 48.8 1,297.1

* Se refiere a la sustitución de combustóleo y gas LP por nueva infraestructura de distribución industrial de gas natural.Fuente: IMP, con base en Banxico, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Cuadro 55Demanda de gas natural de Pemex Petroquímica, 2004-20141


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 295.0 343.0 310.2 348.4 403.7 416.1 417.2 430.6 447.8 451.6 468.7 4.7

Combustible 237.1 291.8 272.6 306.8 336.6 349.0 350.2 363.6 380.7 384.5 401.6 5.4

Materia Prima 57.9 51.2 37.6 41.6 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 67.0 1.51 No incluye los consumos potenciales de gas natural del proyecto Fénix.Fuente: PPQ.


4.1.3 Sector petrolero

En 2004 la demanda del sector petrolero representó 40.4% de la demanda nacional, es decir, equivale a 2,312.5 mmpcd. El uso en este sector fue principalmente como combustible en ductos, refinerías, plantas procesadoras de gas, bombeo neumático y en la generación de energía eléctrica, entre otros usos. De esta forma, se espera que la demanda del sector petrolero crezca a una tmca del 2.9%, llegando al final del periodo de proyección a 3,075.3 mmpcd, sin embargo, la participación en 2014 será menor a la registrada en 2004, llegando a 36.6%.

Por otro lado, se espera que el volumen de gas natural empleado en los procesos de combustión en 2014 sea de 1,677.9 mmpcd y en recirculaciones internas de 1,397.3 mmpcd, esta última necesaria para el procesamiento de crudo principalmente.

Se prevé que a partir de 2009 inicien operaciones plantas de cogeneración de energía eléctrica asociadas a las refinerías de Tula y Minatitlán que usarán residuos de vacío. Por tal motivo, se reducirán los consumos de gas natural para generar vapor y electricidad.

4.1.4 Sector residencial y servicios

En conjunto los sectores residencial y servicios muestran un crecimiento medio anual de 10.9% en la demanda para el periodo 2004-2014, siendo menor a las expectativas iniciales del mercado. Por un lado, los distribuidores aún tienen problemas en la instalación de infraestructura nueva, así como incidentes en las actuales redes de distribución. Se espera que a mitad del periodo de proyección esta situación se mitigue, permitiendo a los distribuidores alcanzar las cifras de coberturas previstas. De esta forma, el pronóstico actual muestra una demanda de 295.8 mmpcd para 2014 (véase cuadro 58).

El consumo per cápita de la demanda de gas natural y gas LP crecerá moderadamente a 1.5% en promedio anual. Esta situación tiene una relación muy importante con la aplicación de la Norma Oficial Mexicana de eficiencia térmica (NOM-003-ENER-2000), que aplica a calentadores de agua domésticos y comerciales. Así, se espera que la demanda de gas natural en los sectores residencial y servicios tenga una penetración de 21.2% al final del periodo de proyección, considerando la demanda de gas LP en el total de demanda de estos sectores.

Cuadro 56Demanda de gas natural del sector petrolero, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 2,312.5 2,659.0 2,885.2 2,682.9 2,803.1 2,934.5 2,971.6 3,001.3 2,971.6 2,990.2 3,075.3 2.9

Autoconsumo 1,110.0 1,303.0 1,426.7 1,389.7 1,416.9 1,510.3 1,559.9 1,598.5 1,565.1 1,594.6 1,677.9 4.2

Pemex Exploración y Producción 593.0 756.7 864.6 856.9 822.5 856.3 844.9 860.3 874.6 896.9 927.2 4.6

Pemex Refinación 261.8 279.3 291.1 299.9 317.9 360.2 403.1 403.0 381.3 381.7 409.0 4.6

Pemex Corporativo 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.0

Pemex Gas y Petroquímica Básica 254.8 266.5 270.6 232.5 276.1 293.5 311.4 334.9 308.8 315.6 341.4 3.0

Recirculaciones 1,202.5 1,356.0 1,458.4 1,293.2 1,386.2 1,424.2 1,411.7 1,402.8 1,406.5 1,395.6 1,397.3 1.5

Fuente: IMP, con base en Pemex.

Cuadro 57Demanda de gas natural del sector petrolero por región, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 2,312.5 2,659.0 2,885.2 2,682.9 2,803.1 2,934.5 2,971.6 3,001.3 2,971.6 2,990.2 3,075.3 2.9

Noroeste 0.5 0.5 1.6 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 8.2

Noreste 201.3 207.5 209.2 227.4 267.2 312.3 349.4 357.6 358.6 357.8 358.9 6.0


Centro 64.4 55.9 68.5 69.5 69.8 74.7 78.2 78.1 53.5 52.7 52.7 -2.0

Sur-Sureste 2,004.7 2,332.8 2,541.8 2,326.2 2,406.4 2,481.4 2,472.7 2,494.4 2,487.6 2,508.0 2,591.7 2.6

Fuente: IMP, con base en Pemex.

Secretaría de Energía��

Gráfica 27Consumo de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2004-2014



Cuadro 58Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2004-2014


Año Gas natural Gas LP Total Habitantes Penetración del gas natural

respecto al total (%)

Consumo gas natural y gas LP por habitante *

Crecimiento (%)

2004 105.4 996.2 1,101.6 105,349,837 9.6 10.5

2005 141.5 972.0 1,113.5 106,451,679 12.7 10.5 0.0

2006 162.8 1,004.1 1,166.9 107,525,207 14.0 10.9 3.8

2007 185.5 1,006.8 1,192.3 108,576,411 15.6 11.0 1.2

2008 205.6 1,012.7 1,218.3 109,607,255 16.9 11.1 1.2

2009 223.1 1,022.2 1,245.3 110,619,340 17.9 11.3 1.3

2010 240.5 1,032.9 1,273.4 111,613,906 18.9 11.4 1.3

2011 256.6 1,046.4 1,303.0 112,591,898 19.7 11.6 1.4

2012 271.3 1,062.7 1,334.0 113,553,916 20.3 11.7 1.5

2013 284.7 1,080.3 1,365.0 114,500,185 20.9 11.9 1.5

2014 295.8 1,099.2 1,395.1 115,430,657 21.2 12.1 1.4

tmca 10.9 1.0 2.4 0.9 8.3 1.5

* Pies cúbicos diarios.Fuente: IMP, con base en Banxico, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

��Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014

Durante 2004 la demanda de gas natural en los sectores residencial y servicios representó 9.6% del total de energéticos consumidos en los mismos sectores, mientras que el gas LP ocupó 90.4%. A futuro, la tendencia será un incremento en la demanda de gas natural, en la que se prevé una participación de 21.2% en 2014. Asimismo, la demanda de gas LP se mantendrá a niveles mínimos de crecimiento promedio (1.0%), incentivada únicamente por la sustitución de leña por gas LP en el sector residencial.

Derivado de la existencia de redes de distribución y sistemas de transporte de gas natural, la demanda en la región Noreste del país mantendrá la mayor participación al final de la demanda prospectiva con 56.5% de la demanda nacional en los sectores residencial y servicios.

Cuadro 59Demanda de gas natural en los sectores residencial y servicios por región, 2004-2014


Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 105.4 141.5 162.8 185.5 205.6 223.1 240.5 256.6 271.3 284.7 295.8 10.9

Noroeste 1.1 2.3 2.5 2.7 2.8 3.1 3.3 3.4 3.6 3.8 3.9 13.0

Noreste 76.1 98.7 109.1 118.7 127.7 135.8 143.3 150.3 156.7 162.6 167.1 8.2


Centro 21.4 30.4 36.8 44.8 50.8 55.2 60.5 65.4 69.7 73.6 77.3 13.7

Sur-Sureste 0.2 0.0 0.0 0.0 0.1 0.4 0.7 1.2 1.9 2.5 3.2 30.1


Cuadro 60Demanda de gas natural en el sector residencial por región, 2004-2014


Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 85.9 115.6 132.3 150.9 166.7 179.8 192.8 204.4 214.7 224.0 230.9 10.4

Noroeste 1.0 2.0 2.1 2.2 2.3 2.5 2.6 2.8 2.9 3.0 3.1 11.8

Noreste 61.1 78.5 86.1 93.3 99.7 105.4 110.5 115.1 119.2 122.9 125.0 7.4


Centro 18.2 26.2 31.2 38.4 43.4 46.6 50.6 54.2 57.3 60.0 62.5 13.1

Sur-Sureste - 0.0 0.0 0.0 0.1 0.3 0.6 1.0 1.5 2.0 2.6 n.a.

n.a.: Significa que no aplica.Fuente: IMP, con base en Banxico, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Cuadro 61Demanda de gas natural del sector servicios por región, 2004-2014


Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 19.5 25.9 30.5 34.6 38.9 43.3 47.8 52.2 56.6 60.7 64.9 12.8

Noroeste 0.1 0.3 0.4 0.4 0.5 0.6 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8 19.7

Noreste 15.0 20.3 22.9 25.5 28.0 30.4 32.8 35.2 37.6 39.7 42.1 10.9


Centro 3.2 4.3 5.6 6.4 7.4 8.6 9.9 11.2 12.4 13.6 14.8 16.6

Sur-Sureste 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.2 0.4 0.5 0.7 11.1


Sin embargo, esta región cuenta con cierto grado de madurez en el mercado por lo que las expectativas de expansión son mínimas en comparación con otras regiones como la Centro o Centro-Occidente.

El sector residencial al final del periodo de proyección demandará 230.9 mmpcd, lo que significa un crecimiento promedio de 10.4%, impulsado esencialmente por el dinamismo de las inversiones que realizarán los distribuidores en las regiones Centro, Centro-Occidente y Noreste del país (véase cuadro 60).

El sector servicios mostrará un crecimiento más dinámico que el residencial, al presentar una tmca de 12.8%. Su crecimiento al igual que el sector residencial estará ligado a las inversiones de los distribuidores. La demanda regional estará en función del desarrollo de las principales urbes del país (véase cuadro 61).


4.1.5 Sector autotransporte

La demanda de gas natural en el sector autotransporte crecerá a un ritmo medio anual de 37.7% durante el periodo 2004-2014, por lo que el aumento esperado será de 48.1 mmpcd entre estos años. La evolución estimada para los próximos 10 años se muestra en la gráfica 28.

A nivel región la mayor demanda se observará en la región Centro, ya que en ella se concentrarán las mayores inversiones para la creación de estaciones de distribución, no obstante, estos proyectos de inversión y el crecimiento observado dependerá en gran medida de las políticas aplicadas al gas LP, al diesel y a las gasolinas; de ello dependerá el futuro del desarrollo del GNC.

En cuanto a la infraestructura existente a 20055 se dispone de cinco estaciones de servicio en operación: dos en el Distrito Federal, dos en el Estado de México y una en el Estado de Durango; asimismo se encuentran en proceso de construcción dos estaciones en Monterrey, Nuevo León.

Gráfica 28 Demanda de gas natural en el sector autotransporte, 2004-2014


Fuente: IMP, con base en Banco Mundial, Banxico, CONAPO, INEGI, PROFECO, Pemex, Sener y empresas privadas.

Cuadro 62Demanda regional de gas natural comprimido, 2004-2014


Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 2.0 4.2 8.4 13.0 17.6 22.8 27.9 33.3 38.6 44.3 50.1 37.7

Noroeste - - - - - - - - - - - -

Noreste 0.1 1.5 3.2 4.6 6.3 8.0 9.9 11.7 13.7 15.4 17.2 65.1

Centro-Occidente - 0.4 1.1 2.3 3.2 4.5 5.2 6.6 7.4 8.7 10.0 n.a.

Centro 1.9 2.3 4.1 6.1 8.2 10.4 12.7 15.1 17.6 20.1 22.9 28.0

Sur-Sureste - - - - - - - - - - - -

n.a.: Significa que no aplica.Fuente: IMP, con base en Banco Mundial, Banxico, CONAPO, INEGI, PROFECO, Pemex, Sener y empresas privadas.

El incremento de infraestructura previsto al final del periodo (2014), considera 153 estaciones de servicio, adicionales a las cinco existentes, cuya mayor densidad se espera encontrar en la Región Noreste (véase cuadro 63).

En lo referente al parque vehicular a GNC su crecimiento medio anual se estima será de 43.8% para ubicarse al término del periodo en 70.3 miles de unidades. Con base en los proyectos de inversión de empresas distribuidoras este parque se distribuirá en las regiones Noreste, Centro-Occidente y Centro (véase cuadro 64).

Pese a los proyectos de expansión previstos, se observa que el GNC no fungirá como un combustible sustituto importante frente a las gasolinas, ya que éstas mantendrán la mayor proporción y el mayor crecimiento en el periodo analizado, así mientras el gas natural se incrementará 10.0 mbd de gasolina equivalente, la demanda de gasolinas aumentará 216.8 mbd. Las proporciones que mantendrán estos combustibles en el periodo de estudio se observan en la gráfica 29.

5 Referido al mes de agosto de dicho año.


Cuadro 63Estaciones acumuladas a gas natural comprimido por región, 2004-2014

Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Total 5 13 29 43 58 75 91 108 125 141 158

Noroeste - - - - - - - - - - -

Noreste 1 8 16 21 28 35 43 50 58 64 71

Centro-Occidente - 1 3 7 9 13 15 19 22 26 30

Centro 4 4 10 15 21 27 33 39 45 51 57

Sur-Sureste - - - - - - - - - - -


Cuadro 64Parque vehicular a gas natural, 2004-2014

(unidades)

Región 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Total 1,863 4,873 11,689 18,464 25,188 32,552 39,869 47,318 54,723 62,264 70,275

Noroeste - - - - - - - - - - -

Noreste 180 2,547 5,575 7,812 10,687 13,450 16,851 19,630 23,049 25,844 28,770

Centro-Occidente - 400 1,337 3,160 4,097 5,920 6,857 8,680 9,617 11,440 13,397

Centro 1,683 1,926 4,776 7,492 10,404 13,183 16,160 19,008 22,057 24,980 28,107

Sur-Sureste - - - - - - - - - - -


Gráfica 29Participación de gasolinas, gas LP y GNC en el sector autotransporte, 2004-2014




4.2 Oferta de gas natural

En Pemex, la estrategia integral para el incremento de la oferta de gas natural en el mediano y largo plazos se basa en cuatro elementos principales: a) reactivación de la exploración en las áreas de mayor potencial; b) enfoque preferencial a las reservas de gas no asociado, c) aprovechamiento de la producción a niveles comparables con la práctica internacional, y d) la implementación de los Contratos de Servicios Múltiples (CSM).

A fin de incrementar los niveles de producción, uno de los objetivos prioritarios es continuar con la modernización de las actividades de exploración y desarrollo para ampliar la capacidad productiva de gas natural, principalmente de gas no asociado en la Cuenca de Burgos, en el Noreste del país. Otra de las estrategias es avanzar con el Programa Estratégico de Gas (PEG), para lo cual se deberán identificar y acelerar la ejecución de proyectos de gas, minimizar el tiempo asociado al ciclo de exploración-desarrollo-producción, reducir los costos, aumentar la eficiencia y la calidad de los procesos e impulsar la mejora continua en el control de los proyectos.

La cartera de proyectos de PEP contiene el conjunto de oportunidades de inversión asociadas a las reservas y recursos prospectivos de hidrocarburos identificados y documentados en nuestro país, y que son congruentes con las estrategias establecidas en el plan de negocios vigente de Pemex Exploración y Producción. A partir de esta cartera, tres escenarios han sido construidos con los siguientes atributos:

• Máximo potencial: incluye todas las oportunidades de inversión en exploración y explotación que han sido identificadas. No hay restricciones presupuestales. • Escenario medio: escenario de máximo potencial con restricciones presupuestales que originan diferimientos en las inversiones para nuevos desarrollos de algunos proyectos. La inversión promedio anual asciende a 102 mil millones de pesos.• Escenario de inversión autorizada: escenario bajo con inversiones promedio anuales de 57 mil millones de pesos, incluyendo las inversiones necesarias para mantener la producción base, así como las inversiones Pidiregas ya autorizadas en actividades estratégicas.

4.2.1 Escenario medio de producción6

Este escenario contempla el conjunto de proyectos de PEP que cuentan con autorización para ser financiados en los próximos años, cuyo desarrollo dependerá de la existencia de suficiencia presupuestal, de la capacidad

de financiamiento de Pemex y el éxito de las actividades exploratorias. Así también se incluyen en la proyección a los CSM.

Las premisas o características que fueron consideradas en el diseño de este escenario son las siguientes:

• Techos presupuestales promedio de 102 mil millones de pesos constantes de 1993 para todo el horizonte de estudio.• Inversión mínima de 8,000 millones de pesos para actividades exploratorias.• Producción de aceite mínima de 3,500 mbd para los primeros cuatro años.• Ejecución de los proyectos de explotación Cantarell, Crudo Ligero Marino, Antonio J. Bermúdez, Jujo Tecominoacán, Burgos, Río Bravo y Veracruz.• Diferimiento del proyecto Área Perdido al año 2008.• Análisis incremental a nivel proyecto, con excepción de Agua Fría, Arenque y Chuc que se realizaron a nivel unidad de inversión.• Revisión de las inversiones operacionales.

Este escenario considera un presupuesto promedio anual de 104,104 millones de pesos de 2005 entre el periodo 2005-2014, de los cuales en 2006 la participación de los proyectos de explotación es de 81.4% mientras que en 2012 es de solamente 39.2%, debido al incremento de la participación de los proyectos de exploración, con un 44.5%, y de los Contratos de Servicios Múltiples, con un 11.1%.

En el escenario se considera el desarrollo de nuevos proyectos de gran importancia, en cuanto a la posibilidad de incorporación de reservas y de diversificar las regiones de donde habrá de obtenerse la producción. Así, la máxima producción se alcanza en 2014, cuando asciende a 7,378 mmpcd, de los cuales un 28.9% de la producción será aportado por el desarrollo de campos ya descubiertos, los campos nuevos participarán con 52.3% de la producción total, la producción base y los CSM aportarán en conjunto 18.8%.

La participación del gas no asociado con respecto a la producción total alcanzará 47.1% en 2009, explicado principalmente por los proyectos Burgos, Río Bravo, Veracruz y Macuspana. La producción será de 3,274 mmpcd para 2009.

Por el lado de la producción de gas asociado, se alcanzará una participación relativa con respecto a la producción total de 72.8% en 2014, debido a la producción esperada de los proyectos de exploración Crudo Ligero Marino, Golfo de México Sur, Golfo de México B y Área Perdido.

6 Se refiere al escenario de inversiones 5.2B de Pemex Exploración y Producción.


4.2.2 Contratos de Servicios Múltiples

Petróleos Mexicanos a través de la adjudicación de los Contratos de Servicios Múltiples (CSM)7, está buscando fortalecer sus capacidades de ejecución para el desarrollo del Proyecto Integral de la Cuenca de Burgos, encaminado a incrementar la producción de gas natural no asociado en el norte del país, reducir las importaciones y coadyuvar a cubrir la demanda creciente de este energético en México.

En la primera ronda de licitación de los CSM realizada en 2003, PEP tomó la decisión de licitar siete bloques en la Cuenca de Burgos, situada al Noreste de México, en los Estados de Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas. Al final del proceso licitatorio se adjudicaron cinco de los siete contratos8. Al cierre de 2004 se perforaron 22 pozos en la cuenca de Burgos; mediante estos primeros cinco contratos se obtuvo una producción total que ascendió a 94 mmpcd, lo que implicó una inversión de 71 millones de dólares para la ejecución de obras y servicios.

Gráfica 31Producción de gas natural por tipo, 2006-2014


Fuente: PEP.

7 Los CSM son contratos de obra pública sobre la base de precios unitarios, en los cuales Pemex mantiene tanto la propiedad de los hidrocarburos como de las obras ejecutadas. Simplemente agrupan, en un sólo contrato, los servicios que Pemex siempre ha contratado. El contratista recibe un pago en efectivo basado en los precios unitarios.

8 Para consultar las adjudicaciones de la primera ronda véase éste mismo apartado en la Prospectiva del mercado de gas natural 2004-2013.

Gráfica 30Producción de gas natural por tipo de actividad, 2006-2014


Fuente: PEP.


El 9 de noviembre de 2004 se adjudicó el bloque Pandura-Anáhuac a la empresa mexicana Industrial Perforadora de Campeche (IPC), éste representó el primer contrato de servicios múltiples de la segunda ronda de licitación. Posteriormente, el 8 de febrero de 2005 se declaró desierta la licitación del CSM correspondiente al bloque Ricos. A raíz de lo anterior, Pemex examinará la información técnica, reevaluará el plan de trabajo y determinará la conveniencia de una próxima licitación para dicho bloque. El 17 y 24 de febrero se adjudicaron los bloques Monclova y Pirineo por montos de 456 y 645 millones de dólares, respectivamente.

En el caso de la adjudicación del bloque Monclova, fue otorgado al consorcio constituido por tres empresas nacionales Hullera Mexicana, Energy Milenium, Andrews Technologies de México, así como por dos compañías estadounidenses Yuma Exploration and Production Inc. y Aries Operating LP; mientras que el bloque Pirineo fue adjudicado a un consorcio latinoamericano integrado por cuatro empresas mexicanas (Constructora Industrial Monclova, Materiales la Gloria, Alianz Petroleum y Steel Serv.), dos venezolanas (Suelopetrol y NCT, Estudios y Proyectos) y una compañía colombiana (Petrotesting Colombia).

En esta segunda ronda, Pemex buscó incrementar la participación de la industria nacional en el desarrollo del gas natural no asociado en nuestro país. Con los ocho contratos adjudicados a la fecha, el país podrá captar

Gráfica 32Importaciones de gas natural licuado, 2006-2014


Fuente: Sener.

nuevas inversiones por un monto de 6,343 millones de dólares y aumentar la producción de gas natural nacional en 655 millones de pies cúbicos diarios adicionales.

4.2.3 Gas natural licuado

Una de las estrategias de la política nacional de diversificación de fuentes de suministro del gas natural en el sector eléctrico, es el impulso de terminales de regasificación para importar gas natural licuado a fin de garantizar el suministro de gas natural. En este sentido, se prevé que una planta de regasificación inicie operaciones en 2006 en la costa del Golfo de México, en el municipio de Altamira, Tamaulipas, con una capacidad de suministro de 500 mmpcd de gas, la cual abastecerá principalmente a las centrales de ciclo combinado de Altamira (Tamaulipas), Tuxpan (Veracruz) y Tamazunchale (San Luis Potosí). En forma inicial, la planta regasificadora tendrá una demanda de 79 mmpcd en 2006 y a partir de 2007 una demanda constante hasta 2014 de 500 mmpcd.

En 2008 iniciará operaciones una planta en la costa de Baja California con una demanda de 211 mmpcd, pasando a 465 mmpcd en 2009 y a partir de 2010 será de 500 mmpcd, manteniéndose hasta el final del periodo prospectivo. Adicionalmente, se estima que en 2009 se instalará otra planta en el litoral del Pacífico, con una demanda inicial de 125 mmpcd y que llegará en 2014 a 819 mmpcd, dirigida a satisfacer la demanda de las plantas de ciclo combinado en la región Centro-Occidente.


4.2.4 Disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB

La disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB observa una tendencia positiva durante el periodo prospectivo, hasta alcanzar 7,244 mmpcd en 2014. En este escenario de PEP, la región Norte continúa presentando expectativas de fuerte crecimiento. Aún cuando la mayor parte de este crecimiento provendrá del Activo de Producción Burgos, son de resaltar también los fuertes crecimientos esperados en los Activos Poza Rica y Altamira, en el primer caso pasará de un volumen de 94 mmpcd a 1,321 mmpcd entre 2004 y 2014, mientras que en el segundo crecerá de 30 mmpcd a 816 mmpcd.

El origen del gas natural entregado de PEP a PGPB en 2014 provendrá en un 57.4% del gas húmedo amargo, 23.3% será gas seco y el restante 19.3% llegará a las plantas criogénicas de PGPB en forma de gas húmedo dulce (véase cuadro 65). Si bien es cierto que el crecimiento de la oferta de PEP a PGPB dependerá del éxito en las actividades exploratorias y de desarrollo, los principales proyectos de PEP que influirán en el crecimiento de la oferta de gas para PGPB son el proyecto Poza Rica (Lankahuasa y Chicontepec), Sur de Burgos y el proyecto de desarrollo de la Cuenca de Burgos, considerando los CSM.

4.3 Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2004-2014

En el periodo de análisis (2004-2014), la demanda interna de gas natural se desarrollará en el mercado a incrementos anuales muy similares a los del ciclo 1994-2004, ya que el consumo nacional prospectivo crecerá a 5.2% en promedio anual, mientras el periodo histórico lo hizo a 5.9%.

Entre los factores que han contribuido a reducir la demanda pronosticada podemos mencionar los siguientes:

• Tasas de crecimiento económico menores a las supuestas; • precios del gas natural más altos; • una mejor comprensión de la relación entre los ritmos de crecimiento de la economía, la demanda de electricidad y la demanda derivada de gas natural como combustible sustituto en el sector industrial; • y cierta moderación del sesgo tendiente a magnificar los requerimientos de gas natural.

Aún así, el crecimiento de la demanda de gas natural será sin duda uno de los de mayor dinamismo en el mercado. De esta manera para 2014, la demanda estimada de gas natural alcanzará un volumen de 9,493 mmpcd. Sin duda en el futuro la mayor parte del crecimiento en la demanda de gas natural provendrá del sector eléctrico, el cual se espera registre una tasa media de crecimiento de 7.7% en el periodo 2004-2014. Los sectores petrolero e industrial seguirán en importancia, presentando crecimientos de 51.2% y 41.7% entre 2004 y 2014, respectivamente. Es importante destacar que los sectores de menor participación en el consumo presentarán gran dinamismo en su demanda durante la década, así el sector residencial, el servicios y el autotransporte crecerán en su demanda conjunta a una tasa media de crecimiento anual de 12.5% entre 2004 y 2005 (véase gráfica 33).

Cuadro 65Disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB, 2004-2014


2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca

Total 4,775 4,985 5,393 5,631 6,477 6,895 7,008 7,081 7,086 7,069 7,244 4.3

Húmedo amargo 3,328 3,127 3,315 2,988 3,359 3,455 3,477 3,626 3,715 3,760 4,160 2.3

Seco 815 1,053 1,273 1,472 1,584 1,622 1,581 1,548 1,546 1,678 1,689 7.6

Húmedo dulce 632 806 806 1,172 1,534 1,818 1,950 1,906 1,825 1,632 1,395 8.2

Fuente: PEP.


Por el lado de la oferta nacional, ésta crecerá a un ritmo de 5.2% en el periodo 2004-2014, de tal manera que se llegará a una producción de 7,704 mmpcd en el último año. En el largo plazo, los principales proyectos de PEP que influirán en el crecimiento de la oferta de gas para PGPB son el proyecto Poza Rica (Lankahuasa y Chicontepec), Sur de Burgos y el proyecto de desarrollo de la Cuenca de

Gráfica 33Demanda nacional de gas natural por sector, 2004-2014


*Tasa media de crecimiento anual 2004-2014. Fuente: Sener.

Gráfica 34Saldo del comercio exterior de gas natural, 2004-2014


Fuente: Sener, con base en información de CFE, CRE, Pemex e IMP.

Burgos, considerando los CSM. De esta manera se espera que la oferta de Pemex cubrirá 81.2% de la demanda total del país en 2014.

Se estima que para 2014 las importaciones de gas natural crezcan casi 1.5 veces con respecto a las realizadas en 2004, registrando un volumen de 2,795 mmpcd, del cual 65.1% provendrá del gas natural licuado.


Cuadro 66Balance nacional de gas natural, 2004-2014. Escenario base

Demanda base–oferta media(millones de pies cúbicos diarios)

Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 5,750 6,117 6,666 7,479 8,376 9,162 9,555 9,721 10,273 10,390 10,499 6.2




Gas para Refinación directo de PEP 1 1 1 - - - - - - - - n.a.

Producción PGPB 3,144 3,158 3,304 3,448 4,095 4,451 4,619 4,674 4,747 4,552 4,665 4.0

Directo de campos 815 1,053 1,273 1,472 1,584 1,622 1,581 1,548 1,546 1,678 1,689 7.6

Etano inyectado a ductos de gas seco 108 93 91 100 132 144 127 157 97 108 133 2.1

Otras corrientes suplementarias 4 4 2 22 - - - - - - - n.a.

Importación 1,124 933 1,035 1,404 1,550 1,861 2,086 2,168 2,691 2,820 2,795 9.5



Importaciones sector eléctrico 242 340 361 364 329 303 299 326 370 372 356 3.9

Importaciones por particulares 116 136 137 138 88 28 20 21 21 22 23 -14.9

Importaciones por balance PGPB 515 264 224 182 198 213 223 216 274 299 297 -5.4

Fijas: Kinder-Morgan MTY 172 203 208 182 198 213 223 216 274 299 297 5.6

Variables 343 60 16 - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado - - 79 500 711 1,090 1,325 1,362 1,785 1,841 1,819 n.a.

Destino 5,722 6,117 6,666 7,479 8,376 9,162 9,555 9,721 10,273 10,390 10,499 6.3


Sector petrolero 1,110 1,303 1,427 1,390 1,417 1,510 1,560 1,599 1,565 1,595 1,678 4.2



Pemex Corporativo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0


Sector petrolero recirculaciones internas3 1,203 1,356 1,458 1,293 1,386 1,424 1,412 1,403 1,406 1,396 1,397 1.5

Sector industrial 1,246 1,291 1,292 1,359 1,457 1,505 1,546 1,600 1,654 1,703 1,766 3.5

Industrial 951 948 982 1,010 1,053 1,089 1,129 1,169 1,206 1,252 1,297 3.1

Pemex Petroquímica 295 343 310 348 404 416 417 431 448 452 469 4.7

Sector eléctrico 2,056 2,014 2,310 2,378 2,570 2,895 3,119 3,395 3,763 4,087 4,306 7.7

Público 1,738 1,665 1,960 2,028 2,220 2,545 2,769 3,045 3,413 3,738 3,956 8.6

Comisión Federal de Electricidad 814 690 724 639 667 789 841 925 933 851 795 -0.2

Luz y Fuerza del Centro 29 22 33 7 2 13 9 13 10 14 2 -22.5

Productores Independientes de Energía 896 953 1,203 1,382 1,551 1,742 1,919 2,108 2,470 2,873 3,159 13.4

Particulares 318 349 350 350 350 350 350 350 350 350 350 1.0


Exportación de electricidad 89 112 112 112 112 112 112 112 112 112 112 2.3



Sector autotransporte 2 4 8 13 18 23 28 33 39 44 50 37.7

Exportación - 7 7 861 1,323 1,583 1,650 1,435 1,574 1,281 1,006 n.a.

Exportación por Reynosa - 7 7 861 1,232 1,381 1,447 1,243 1,407 1,128 874 n.a.

Exportación por Baja California - - - - 91 201 203 192 168 152 132 n.a.

Variación de inventarios y diferencias* 27 - - - - - - - - - - n.a.

n.a.: Significa que no aplica. 1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000.3 Este volumen no será consumido, únicamente se recirculará hacia los pozos productores. * Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


Otro aspecto importante del balance prospectivo, es la entrada en operaciones de tres terminales de GNL, en Altamira (2006), Ensenada (2008) y una más en la región Centro-Occidente (2009) cuya ubicación exacta se encuentra en evaluación. Esto tiene un gran impacto en el comercio exterior que seguirá el gas natural en México en los próximos 10 años, ya que al aumentar la capacidad de oferta nacional, ocasionará que se lleven a cabo exportaciones hacia Estados Unidos a partir de 2005, llegando a exportarse un máximo de 1,650 mmpcd en 2010.

4.4 Balances regionales de gas natural

En esta sección se presentan los balances regionales que integran al balance nacional prospectivo. El escenario que se presenta corresponde al de oferta y demanda base, en donde cada balance toma como punto de partida el último dato histórico disponible (2004) y considera las proyecciones respectivas hasta 2014.

4.4.1 Región Noroeste

La región Noroeste se caracteriza por ser netamente importadora, debido a que logísticamente está aislada del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y no se prevé que esta condición cambie; así al final del periodo prospectivo se espera que 70.7% de las importaciones provengan del gas natural licuado, 24.9% correspondan a importaciones directas del sector eléctrico, 2.4% a importaciones de PGPB destinadas para el sector eléctrico y 2.0% a importaciones que realicen particulares.

En términos de demanda, los PIE´s participarán con 56.1% de la demanda regional considerada en 2014, siendo la más importante, seguida por los exportadores de electricidad con 19.4% y CFE con 19.1%, principalmente.

Además, se tiene previsto que a partir de 2008 exista la exportación de gas natural en 91 mmpcd llegando al final del periodo de proyección a 132 mmpcd, los cuales serían comercializados en el sur de E.U.A, principalmente en Arizona y California (véase cuadro 67).

4.4.2 Región Noreste

En 2014 esta región producirá 36.6% de la producción nacional, es decir 2,821 mmpcd, con un crecimiento promedio anual de 9.5%. Esta expectativa se deriva del impacto que tendrán los CSM en dicha región, así como la inversión que realizará PGPB en los CPG, con lo que la oferta en esta región se incrementará en forma importante.

Esta región mostrará una dinámica importante en lo que se refiere a comercio exterior, ya que sus importaciones para 2014 representan 45.4% de las importaciones nacionales, es decir, 1,269 mmpcd. De las importaciones que se realicen en esta región para ese mismo año, PGPB importará 55.8%, de las cuales 22.4% son por logística y 23.4% por balance, siendo las importaciones más significativas, seguidas de las de gas natural licuado con 39.4% y las del sector eléctrico con 14.1% (véase cuadro 68).

4.4.3 Región Centro-Occidente

Esta región se caracteriza por no ser productora de gas natural, pero sí una región que requiere 15.1% de gas natural de la demanda nacional. Además, debido a la actividad económica representativa principalmente en los Estados de Jalisco, Querétaro, San Luis Potosí y Guanajuato, se prevé un mayor requerimiento de combustible, por lo que la demanda regional crecerá en promedio anual a 10.7%, llegando de esta forma a consumirse 1,436 mmpcd, es decir, 916 mmpcd adicionales de gas natural con respecto al registrado en 2004.

En este sentido y derivado de las necesidades de satisfacer la demanda de gas en la región, se importará gas natural licuado en aproximadamente 125 mmpcd a partir de 2009 en el litoral del Pacífico, cifra que llegará en 2014 a 819 mmpcd, y al mismo tiempo representará al final del periodo prospectivo 57.0% de la demanda regional (véase cuadro 69).


Cuadro 67Balance de gas natural de la región Noroeste, 2004-2014


Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 310 320 335 331 462 628 647 679 727 724 708 8.6


Importación 310 320 335 331 462 628 647 679 727 724 708 8.6

Importaciones por logística 310 320 335 331 251 163 147 179 227 224 208 -3.9

Importaciones PGPB 22 7 18 14 14 18 14 21 23 18 17 -2.4

Importaciones sector eléctrico 179 183 186 186 156 125 121 145 191 193 177 -0.1



Importación de gas natural licuado - - - - 211 465 500 500 500 500 500 n.a.


Destino 312 320 335 331 462 628 647 679 727 724 708 8.5




Pemex Refinación - - - - - - - - - - - -





Industrial 21 17 18 19 20 21 21 22 23 24 25 1.6



Público 199 186 199 196 235 289 306 347 418 430 432 8.1



Productores Independientes de Energía 111 101 105 97 114 185 206 232 293 317 323 11.2

Particulares 89 113 113 113 113 113 113 113 113 113 113 2.3






Exportación - - - - 91 201 203 192 168 152 132 -

Exportación por Baja California - - - - 91 201 203 192 168 152 132 -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* -1 - - - - - - - - - - -



Cuadro 68Balance de gas natural de la región Noreste, 2004-2014


Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 1,956 1,845 2,020 2,837 3,346 3,797 3,972 4,000 4,083 4,155 4,090 7.7





Producción PGPB 470 607 618 950 1,276 1,543 1,732 1,781 1,792 1,762 1,671 13.5

Directo de campos 584 542 615 726 875 1,019 989 950 976 1,009 1,029 5.8

Etano inyectado a ductos de gas seco 2 0 1 - - - - - - - - n.a.

Otras corrientes suplementarias 4 2 - - - - - - - - - n.a.

Importación 814 613 700 1,073 1,088 1,109 1,113 1,128 1,179 1,255 1,269 4.5




Importaciones por particulares 7 7 7 7 8 8 8 8 9 9 9 3.4



Variables 343 60 16 - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado - - 79 500 500 500 500 500 500 500 500 n.a.


Destino 1,956 1,845 2,020 2,837 3,346 3,797 3,972 4,000 4,083 4,155 4,090 7.7







Sector petrolero recirculaciones internas2 45 45 45 36 39 50 60 66 66 63 62 3.2


Industrial 356 348 356 362 368 374 387 401 415 429 444 2.2


Sector eléctrico 850 910 1,018 1,037 1,129 1,252 1,321 1,371 1,406 1,474 1,523 6.0

Público 679 736 843 863 954 1,077 1,147 1,196 1,231 1,299 1,349 7.1



Productores Independientes de Energía 397 552 655 704 755 846 933 964 1,029 1,116 1,188 11.6

Particulares 172 174 175 175 175 175 175 175 175 175 175 0.2






Exportación - 7 7 861 1,232 1,381 1,447 1,243 1,407 1,128 874 n.a.

Exportación por Reynosa - 7 7 861 1,232 1,381 1,447 1,243 1,407 1,128 874 n.a.

A otras regiones 473 271 318 226 216 333 315 466 327 588 706 4.1

Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - - - -

n.a.: Significa que no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Este volumen no será consumido, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


Cuadro 69Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2004-2014


Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 520 566 551 602 721 771 862 1,012 1,260 1,415 1,436 10.7

Producción regional - - - - - - - - - - - n.a.

Importación - - - - - 125 325 362 785 841 819 n.a.

Importaciones por logística - - - - - - - - - - - -


Importación de gas natural licuado - - - - - 125 325 362 785 841 819 n.a.


Destino 520 566 551 602 721 771 862 1,012 1,260 1,415 1,436 10.7

Demanda regional 520 566 551 602 721 771 862 1,012 1,260 1,415 1,436 10.7





Pemex Gas y Petroquímica Básica 0 - 1 1 1 1 1 1 2 2 2 149.2



Industrial 261 267 280 290 300 307 314 321 328 336 344 2.8



Público 179 191 157 197 300 331 406 544 779 924 932 18.0




Particulares 32 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 0.7





Sector autotransporte - 0 1 2 3 4 5 7 7 9 10 n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* 0 - - - - - - - - - - -


4.4.4 Región Centro

La demanda de esta región representa 11.0% del total nacional, es decir, 1,045 mmpcd, de los cuales el sector eléctrico consumirá 47.5% en 2014, siendo el más importante en esta región, seguido del sector industrial con 37.9%. Además, se prevé que los sectores residencial, servicios y autotransporte alcancen cierta madurez al final

del periodo de proyección con una demanda conjunta de 100.2 mmpcd, que refleje una participación de 9.6% en la demanda regional.

El gas que demanda esta región se proveerá principalmente de la región Sur-Sureste, donde se encuentran la mayoría de los centros procesadores de gas.


4.4.5 Región Sur-Sureste

Un elemento característico de esta región es la gran actividad que tiene el sector petrolero tanto en la producción de petróleo como de gas natural, por tal motivo se considera la región con más importancia a nivel nacional.

En esta región se prevé que la producción de gas natural en 2014 represente 63.4% de la producción nacional, con lo cual la producción se incrementará sustancialmente en 1,400 mmpcd con respecto a 2004. En promedio la región proveerá 1,021 mmpcd de gas a otras regiones y será la

Cuadro 70Balance de gas natural de la región Centro, 2004-2014


Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 646 617 707 653 669 807 896 963 958 1,028 1,045 4.9


Importación - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 646 617 707 653 669 807 896 963 958 1,028 1,045 4.9

Destino 646 617 707 653 669 807 896 963 958 1,028 1,045 4.9

Demanda regional 646 617 707 653 669 807 896 963 958 1,028 1,045 4.9

Sector petrolero 64 56 69 69 70 75 78 78 53 53 53 -2.0


Pemex Refinación 63 54 68 69 69 72 75 75 52 52 52 -2.0





Industrial 238 244 253 263 288 298 309 320 331 352 371 4.5



Público 274 235 300 220 203 320 387 436 438 481 473 5.6



Productores Independientes de Energía - - - - - - - - 2 57 78 n.a.

Particulares 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 23 0.4






Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios y diferencias* 0 - - - - - - - - - - -


única región que satisfaga su demanda en todo el periodo prospectivo. Sin embargo, al ser una región productora, requerirá de una cantidad importante de 1,256 mmpcd de gas para el sector petrolero para autoconsumos y 1,336 mmpcd para recirculaciones internas.


Cuadro 71Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2004-2014


Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 3,483 3,953 4,311 4,311 4,568 4,613 4,610 4,681 4,678 4,670 4,883 3.4




Gas para Refinación directo de PEP - - - - - - - - - - - -

Producción PGPB 2,674 2,551 2,685 2,498 2,819 2,908 2,887 2,893 2,955 2,790 2,994 1.1




Importación - - - - - - - - - - - -


Destino 3,454 3,953 4,311 4,311 4,568 4,613 4,610 4,681 4,678 4,670 4,883 3.5


Sector petrolero 847 1,021 1,128 1,069 1,059 1,107 1,121 1,157 1,147 1,175 1,256 4.0





Sector petrolero recirculaciones internas 1,157 1,311 1,414 1,258 1,347 1,374 1,352 1,337 1,341 1,333 1,336 1.4


Industrial 75 71 74 76 77 89 98 106 109 111 114 4.3



Público 408 316 461 553 528 527 524 523 546 603 770 6.6




Particulares 2 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 9.0



Sector residencial - 0 0 0 0 0 1 1 1 2 3 n.a.



Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 693 911 940 1,028 1,174 1,120 1,118 1,147 1,106 1,014 956 3.3


n.a.: Significa que no aplica. 1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000. * Incluye diferencias y empaque. Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


4.5 Inversiones en PGPB para el procesamiento y transporte de gas natural

PGPB estructuró su programa de inversiones para el periodo 2006-2014 con base en el escenario de crecimiento sostenido en la oferta de gas y condensados pronosticado por PEP, el cual fundamentalmente provendrá de la región norte del país, y particularmente del Activo Burgos.

Dicho programa de inversiones asciende a 43,832 millones de pesos a precios de 2005, y estará orientado principalmente a asegurar el procesamiento de la oferta señalada y operar el conjunto de activos de la empresa bajo las mejores prácticas en materia de seguridad, salud y protección ambiental, en consonancia con las prioridades estratégicas del organismo. Así, se tiene previsto destinar a los conceptos descritos 40,044 millones de pesos (23,262 millones para procesamiento y operación y 16,782 millones para seguridad, salud y protección ambiental), los cuales son equivalentes a 91% del total de recursos programados. En segundo término, y a fin de atender de manera confiable la demanda de los hidrocarburos que PGPB comercializa, se destinarán 3,483 millones de pesos al proceso de distribución y transporte. Del resto de los recursos, 305 millones de pesos se orientarán a la integración tecnológica y de sistemas.

Así, el total de las inversiones previstas por PGPB, se clasifican de la siguiente manera (véase cuadro 72).

Cuadro 72Inversiones de PGPB, 2005-2014

Tipo de proyecto Millones de pesos

%

Proyectos estratégicos 20,169 46.0

Proyectos integrales 17,250 39.4

Amortización Pidiregas 6,413 14.6

Total 43,832 100.0

Fuente: PGPB.

Con estos recursos la capacidad de proceso de gas amargo se incrementará en 27%, la recuperación de azufre en 16%, la de recuperación de líquidos en 34% y el fraccionamiento de hidrocarburos en 12%, como se muestra en el cuadro 73.

Para cumplir con lo anterior, destaca la construcción de los siguientes proyectos:

• Cuatro plantas criogénicas modulares en el CPG Burgos, dos de 200 mmpcd c/u y dos de 250 mmpcd.• Dos nuevos proyectos integrales en el área Burgos.• Incremento de proceso de gas húmedo amargo en Poza Rica.• Una planta criogénica de 200 mmpcd en el área Coatzacoalcos.

Por otra parte, en lo referente a transporte, los principales proyectos que se desarrollarán se muestran el cuadro 74.

Con las inversiones anteriores PGPB estará preparado para hacer frente a la oferta de hidrocarburos de PEP, garantizando su aprovechamiento óptimo y operando los activos de manera confiable y segura, dentro de un contexto que incremente el valor económico agregado de la empresa.

Cuadro 73Proyectos para el procesamiento de gas de PGPB, 2005-2014

Producto Capacidad 2005 Capacidad 2014 Incremento

Endulzamiento de gas (mmpcd) 4,542 4,748 206

Recuperación de azufre (tpd) 3,366 3,893 527

Recuperación de líquidos(mmpcd) 5,176 6,956 1,780

Fraccionamiento de C2+ (mbd) 577 649 72

Fuente: PGPB.


Cuadro 74Proyectos para el transporte de gas de PGPB, 2005-20141

Proyecto Inicio de operación Capacidad HP

Estaciones de compresión

Emiliano Zapata 2007 35,000

Santa Ana 2007 24,000

Soto la Marina y Macarela 2009/10 58,000

Norte2 2013 72,300

Ductos petroquímicos Producto Diámetro/longitud

Cd. Pemex-Nvo. Pemex C2+ 16” x 70 km

Cd. Pemex-Nvo. Pemex-Cactus C3+ 16” x 81 km

Cactus-Nvo. Pemex-Cangrejera C2+ 24” x 140 km1 Los acrónimos Cn+ se refieren a los compuestos alifáticos según el número de carbonos en la cadena, el cual se indica con el valor de n.2 Incluye la construcción de las estaciones Cabrito, Dorado, San Rafael y Chávez Chih., así como la repotenciación de la estación Santa Catarina.Fuente: PGPB.

4.6 Escenarios alternativos

El objetivo de la construcción de escenarios no es predecir con exactitud los acontecimientos futuros, sino subrayar las fuerzas a gran escala que impulsan el futuro en diferentes direcciones. Un conjunto de escenarios facilita un entorno de aprendizaje en el que los lectores de la Prospectiva del mercado de gas natural pueden explorar esas fuerzas, mejorar la comprensión de las dinámicas que conforman el futuro y poder así evaluar las opciones estratégicas para preparar la toma de decisiones. En este apartado se esquematizan las generalidades que dan origen a cada escenario de oferta y demanda de gas natural para el horizonte prospectivo 2004-2014, y aquellas combinaciones más factibles de ocurrir.

Por el lado de oferta nacional se tienen dos escenarios (alto y base o medio), a su vez cada uno mantiene una serie de inversiones según la cartera de proyectos estimada. En el escenario de máximo potencial de producción, se contemplan condiciones optimistas que le permitirían a la cartera de proyectos de PEP, inversiones por encima de los 122 mil millones de pesos, entre 2005 y 2014, y que se reflejarían en nuevos proyectos, los cuales alcanzarían una producción de 8,413 mmpcd de gas natural.

El escenario medio de producción de PEP, es sin duda el más factible entre la cartera de proyectos de inversión ya que considera las restricciones presupuestales que enfrenta hoy en día Pemex. Esta alternativa acumulará inversiones por 1,226 mil millones de pesos entre 2005 y 2014.

Gráfica 35Escenarios de producción nacional de gas natural, 2004-2014


Fuente: Sener, con base en Pemex.


Gráfica 36Escenarios de demanda nacional de gas natural, 2004-2014


Fuente: Sener, con base en IMP.

El consumo de gas natural representa la contraparte que da origen al equilibrio del mercado prospectivo. Por tal motivo se presentan tres escenarios de consumo esperados en el periodo prospectivo, los cuales representan una síntesis de las expectativas de crecimiento en las actividades económicas en cada sector de uso final. En esta última fase intervienen todos los agentes que determinan el equilibrio del gas natural entre productores y consumidores a través del crecimiento esperado en la economía del país.

En este documento se presentan tres escenarios alternativos de demanda que muestran las tendencias de comportamiento del mercado de gas natural para los siguientes años. El escenario alto de demanda está fundado bajo la expectativa, de que el Producto Interno Bruto (PIB) del país crecerá a un promedio anual de 5.2% entre 2004 y 2014, este crecimiento económico ocasionaría tasas medias de crecimiento de 5.9% en la demanda del mercado nacional para el mismo periodo.

El escenario base o medio de demanda de gas natural, está sustentado en un crecimiento promedio de la economía de 4.3% anual en el periodo 2004-2014, alcanzando un volumen de gas natural de 9,493 mmpcd en 2014, a través de crecimientos en la demanda de 5.2% anuales en todo el periodo a partir de 2004.

En las proyecciones del escenario de bajo crecimiento, la demanda del gas natural presentaría incrementos de 4.4% anual para el periodo de análisis, los cuales serían reflejo de un crecimiento promedio de 2.8% en la economía nacional.

Escenario de demanda alta y oferta base

Esta posibilidad plantea una oferta bajo esquemas que hoy en día son los más factibles, siempre y cuando se cuenten oportunamente con los recursos presupuestales, es decir con proyectos autorizados para continuar con un crecimiento de 5.2% promedio anual. Por el otro lado, la demanda sería la más dinámica y crecería a 5.9% en el horizonte prospectivo, resultado de una expectativa de crecimiento del PIB de 5.2%. Este escenario provoca que la brecha de las importaciones se incremente hasta alcanzar 2,866 mmpcd en 2014. Una variable que podría hacer factible este escenario es una caída en el precio del gas natural (véase cuadro 75).

Escenario de demanda baja y oferta base

Este escenario proporciona una visión de lo que sucedería si en el largo plazo las expectativas de crecimiento de la demanda fueran moderadas en cuanto al desarrollo de infraestructura, actividad económica en el país y condiciones de precio del combustible, entre otras. Una de las causas que podría llevar a este escenario, es la diversificación del uso de combustibles para la generación de electricidad de tal manera que disminuyera el consumo de gas natural de este sector. Otro posible factor sería la aplicación de programas de uso eficiente y ahorro de energía en este mercado. Adicionalmente, la volatilidad de los precios, es un escenario posible si los precios del mercado norteamericano se incrementan considerablemente, lo que obligaría a los consumidores a reducir su demanda (véase cuadro 76).


Escenario de demanda alta y oferta alta

La expectativa de que se presente un escenario alto de oferta y demanda depende de variables como la estabilidad presupuestal y el éxito exploratorio para incrementar la producción, así como del crecimiento de la actividad económica en los sectores de consumo. Entonces la demanda presentaría un ritmo de crecimiento de 6.1% anual alcanzando un volumen de 10,314 mmpcd en 2014 y el dinamismo de la oferta cubriría 81.6% de la demanda al final del periodo (véase cuadro 77).

Escenario de demanda baja y oferta alta

Este escenario establece una tendencia hacia una balanza comercial menos deficitaria que con una demanda media o alta, toda vez que la demanda se incrementaría 4.6% anual, mientras que la oferta lo haría en 6.2% anual en el periodo 2004-2014 (véase cuadro 78). Esta expectativa nos muestra que aún con condiciones económicas menos favorables, el mercado de gas natural crecería por arriba del crecimiento del PIB (2.8%) del escenario bajo (véase cuadro 78).

Escenario de demanda media y oferta alta

En este escenario, pese al alto crecimiento de la oferta, el déficit del gas natural en el balance nacional persiste, dado el crecimiento de la demanda. Sin embargo, gran parte de las importaciones corresponden a los sistemas aislados, en tanto las importaciones por balance representan al final del periodo 297 mmpcd. De esta manera, en 2014 la oferta nacional cubre 86.8% de la demanda nacional (véase cuadro 79).



Demanda alta–oferta base


Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 5,750 6,245 6,747 7,492 8,405 9,203 9,652 9,894 10,313 10,439 10,570 6.3





Producción PGPB 3,144 3,158 3,304 3,448 4,095 4,451 4,619 4,674 4,747 4,552 4,665 4.0




Importación 1,124 1,061 1,115 1,417 1,580 1,901 2,183 2,342 2,730 2,869 2,866 9.8







Variables 343 167 88 - - - - - - - - n.a.


Destino 5,722 6,245 6,747 7,492 8,405 9,203 9,652 9,894 10,313 10,439 10,570 6.3









Industrial 951 956 999 1,036 1,088 1,169 1,224 1,284 1,340 1,414 1,477 4.5



Público 1,738 1,784 2,022 2,112 2,343 2,735 3,010 3,397 3,750 4,132 4,391 9.7



Productores Independientes de Energía 896 1,034 1,212 1,411 1,586 1,753 2,010 2,425 2,894 3,363 3,613 15.0

Particulares 318 349 350 350 350 350 350 350 350 350 350 1.0






Exportación - 7 7 763 1,192 1,349 1,408 1,138 1,138 766 455 n.a.

Exportación por Reynosa - 7 7 763 1,102 1,167 1,217 963 985 633 347 n.a.



n.a.: Significa que no aplica.¹ Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.² Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.



Demanda baja–oferta base (millones de pies cúbicos diarios)

Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 5,750 6,067 6,584 7,433 8,301 9,068 9,501 9,681 10,110 10,160 10,250 6.0





Producción PGPB 3,144 3,158 3,304 3,448 4,095 4,451 4,619 4,674 4,747 4,552 4,665 4.0




Importación 1,124 882 953 1,358 1,476 1,767 2,032 2,128 2,528 2,590 2,545 8.5







Variables 343 30 - - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado - - 79 498 655 996 1,281 1,309 1,718 1,774 1,752 n.a.

Destino 5,722 6,067 6,584 7,433 8,301 9,068 9,501 9,681 10,110 10,160 10,250 6.0









Industrial 951 936 957 972 1,000 1,022 1,046 1,069 1,088 1,114 1,140 1.8



Público 1,738 1,627 1,834 1,950 2,126 2,454 2,699 2,976 3,173 3,322 3,429 7.0


Luz y Fuerza del Centro 29 22 30 6 - - - - 0 6 - n.a.


Particulares 318 349 350 350 350 350 350 350 350 350 350 1.0






Exportación - 7 78 933 1,397 1,651 1,754 1,571 1,778 1,613 1,452 n.a.

Exportación por Reynosa - 7 78 933 1,295 1,433 1,526 1,356 1,584 1,433 1,278 n.a.



n.a.: Significa que no aplica.¹ Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.² Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.



Demanda alta–oferta alta


Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 5,750 6,245 6,747 8,580 9,619 10,462 10,794 10,985 11,459 11,453 11,279 7.0





Producción PGPB 3,144 3,158 3,304 4,221 4,966 5,421 5,511 5,500 5,635 5,478 5,360 5.5




Importación 1,124 1,061 1,115 1,417 1,580 1,901 2,183 2,342 2,730 2,869 2,866 9.8







Variables 343 167 88 - - - - - - - - n.a.


Destino 5,722 6,245 6,747 8,580 9,619 10,462 10,794 10,985 11,459 11,453 11,279 7.0









Industrial 951 956 999 1,036 1,088 1,169 1,224 1,284 1,340 1,414 1,477 4.5



Público 1,738 1,784 2,022 2,112 2,343 2,735 3,010 3,397 3,750 4,132 4,391 9.7



Productores Independientes de Energía 896 1,034 1,212 1,411 1,586 1,753 2,010 2,425 2,894 3,363 3,613 15.0

Particulares 318 349 350 350 350 350 350 350 350 350 350 1.0






Exportación - 7 7 1,558 2,108 2,282 2,270 1,938 1,919 1,471 965 n.a.

Exportación por Reynosa - 7 7 1,558 2,017 2,100 2,079 1,763 1,766 1,338 858 n.a.



Nota: Los balances donde aparece la oferta alta son diferentes en los rubros de demanda debido a que aumentan los consumos del sector petrolero.n.a.: Significa que no aplica.¹ Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.² Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CONAGUA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.



Demanda baja–oferta alta (millones de pies cúbicos diarios)

Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 5,750 6,067 6,584 8,521 9,515 10,328 10,643 10,772 11,257 11,174 10,958 6.7





Producción PGPB 3,144 3,158 3,304 4,221 4,966 5,421 5,511 5,500 5,635 5,478 5,360 5.5




Importación 1,124 882 953 1,358 1,476 1,767 2,032 2,128 2,528 2,590 2,545 8.5







Variables 343 30 - - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado - - 79 498 655 996 1,281 1,309 1,718 1,774 1,752 n.a.

Destino 5,722 6,067 6,584 8,521 9,515 10,328 10,643 10,772 11,257 11,174 10,958 6.7









Industrial 951 936 957 972 1,000 1,022 1,046 1,069 1,088 1,114 1,140 1.8



Público 1,738 1,627 1,834 1,950 2,126 2,454 2,699 2,976 3,173 3,322 3,429 7.0


Luz y Fuerza del Centro 29 22 30 6 - - - - 0 6 - n.a.


Particulares 318 349 350 350 350 350 350 350 350 350 350 1.0






Exportación - 7 78 1,728 2,313 2,584 2,616 2,371 2,559 2,317 1,962 n.a.

Exportación por Reynosa - 7 78 1,728 2,210 2,367 2,388 2,156 2,364 2,137 1,788 n.a.






Demanda base–oferta alta (millones de pies cúbicos diarios)

Concepto 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 tmca 2004-2014

Origen 5,750 6,117 6,666 8,568 9,590 10,422 10,697 10,812 11,420 11,404 11,208 6.9





Producción PGPB 3,144 3,158 3,304 4,221 4,966 5,421 5,511 5,500 5,635 5,478 5,360 5.5




Importación 1,124 933 1,035 1,404 1,550 1,861 2,086 2,168 2,691 2,820 2,795 9.5







Variables 343 60 16 - - - - - - - - n.a.


Destino 5,722 6,117 6,666 8,568 9,590 10,422 10,697 10,812 11,420 11,404 11,208 7.0









Industrial 951 948 982 1,010 1,053 1,089 1,129 1,169 1,206 1,252 1,297 3.1



Público 1,738 1,665 1,960 2,028 2,220 2,545 2,769 3,045 3,413 3,738 3,956 8.6




Particulares 318 349 350 350 350 350 350 350 350 350 350 1.0






Exportación - 7 7 1,656 2,238 2,516 2,512 2,235 2,355 1,985 1,516 n.a.

Exportación por Reynosa - 7 7 1,656 2,147 2,314 2,309 2,043 2,188 1,833 1,384 n.a.




capítulo 5A

horr

o y

uso

efic

ient

e de

l ga

s na

tura

l El ahorro de energía es el esfuerzo por reducir la cantidad de energía utilizada para usos industriales y domésticos. Dentro de una economía globalizada, la competitividad de un país es uno de los parámetros más importantes que debemos mejorar. Ésta puede realizarse a través de la reducción de los costos, entre ellos los costos energéticos, que además de reducir costos de producción, tienen la ventaja adicional de prolongar la vida útil de nuestras reservas energéticas y preservar el ambiente. No hay duda de que se debe hacer un uso más eficaz de los recursos energéticos del país en el futuro, si se quiere satisfacer la demanda creciente de energía de una población en rápido aumento e industrialización.

El consumo de gas natural durante la pasada década (1994-2004) creció a una tasa media anual de 5.9%, para el futuro se contempla un pronóstico de crecimiento sostenido a ritmos superiores al del crecimiento económico y la producción nacional, lo que plantea retos y oportunidades para el país. En este sentido, la estrategia del ahorro de energía y aprovechamiento de la energía renovable adquiere particular relevancia, ya que se sitúa dentro de la política energética, como uno de los mecanismos para hacer más eficiente la oferta y controlar la creciente demanda de este combustible.

La Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (CONAE)1 promueve, en un marco de amplia concertación y participación con los sectores privado y social, el ahorro y uso eficiente del gas natural, a través de acciones como: la normalización de la eficiencia energética, la formación y el apoyo a los recursos humanos que intervienen en la elaboración de programas y proyectos relacionados en la materia; la difusión de los beneficios obtenidos con estas medidas; el fomento de la formación y consolidación de un mercado de productos y servicios para el ahorro y uso eficiente de la energía; el enlace con organismos capaces de proveer financiamiento a proyectos y el fortalecimiento de los mecanismos de información que faciliten llevar a cabo tales acciones.

1 Mayor información sobre la CONAE y sus actividades puede encontrarse en el sitio en Internet: www.conae.gob.mx


En este sentido, de las acciones más eficaces que se realizan en el país para el ahorro del gas natural, destacan la normalización de la eficiencia energética y los programas de eficiencia energética que se llevan a cabo dentro de Pemex y algunas grandes industrias privadas.

Así, algunos de los programas y acciones más importantes en materia de ahorro de gas natural, tanto por su alcance como por su impacto en el ámbito nacional, se mencionan en este apartado. Sin embargo, existen otros que se llevan a cabo por diversos organismos públicos y empresas privadas, los cuales no son promovidos directamente por la CONAE, lo que hace difícil cuantificar y reportar los ahorros que se logran. Posteriormente, se presentan las principales acciones emprendidas por esta Comisión, en temas como la normalización, los programas de eficiencia energética y otras acciones relacionadas con la utilización de energía renovable en sustitución del gas natural.

5.1 Programas de ahorro de energía

En conjunto, los sectores energético e industrial, utilizan más de 95% del gas natural que consume el país, por ello, los programas de ahorro de energía adquieren particular relevancia entre la gama de mecanismos para controlar el crecimiento de la demanda de dicho combustible. Bajo esta lógica, la CONAE apoya los programas de eficiencia energética en estos sectores, a fin de lograr un ahorro de energía que pueda significar, para estas empresas, un aumento en su productividad, mejoras para el medio ambiente y difusión de la cultura del cuidado de la energía entre la población. Si bien estos programas no se realizan exclusivamente para ahorrar gas natural, este combustible es el principal energético utilizado dentro de los sectores mencionados, por lo que los ahorros energéticos logrados, en la mayoría de los casos, tienen incidencia directa en el ahorro de este combustible. A continuación se presentan las acciones más importantes que se llevan a cabo, con el apoyo de la CONAE, dentro de las empresas energéticas paraestatales e industriales privadas en el país.

5.1.1 Empresas paraestatales

Durante los últimos años los sectores petrolero y eléctrico han sido los consumidores de gas natural más importantes del país, y hoy en día representan alrededor del 65% de la demanda nacional. La CONAE, consciente de la importancia que las empresas energéticas (Pemex, CFE y LFC) tienen en la estructura del consumo de energía y de sus potenciales para ahorrarla, instrumentó una estrategia que ha evolucionado positivamente a través del tiempo

y donde resalta el proceso que se ha seguido dentro de Pemex y que actualmente es la base para atender a CFE y LFC.

El éxito que se ha logrado en Pemex en la eficientización de sus procesos, se debe a la evolución gradual y sistemática que ha realizado desde hace más de 10 años. En este sentido, ha mantenido en operación su Comité de Ahorro de Energía y ha establecido una Campaña Institucional Permanente de Ahorro de Energía y Protección Ambiental, la cual se soporta en redes internas en los organismos subsidiarios e instalaciones de producción, todo ello con el soporte técnico de la CONAE.

En el futuro, se continuarán operando y mejorando los Programas de Eficiencia Energética dentro de las empresas energéticas paraestatales, los cuales incluyen un conjunto de protocolos y componentes técnicos conformados principalmente por información, herramientas de cálculo, cursos de capacitación, servicios de asistencia técnica; elementos que permiten profundizar en la identificación sistemática y en el aprovechamiento de las oportunidades de ahorro de energía existentes en las instalaciones.

En términos cuantitativos, en 2005 se estima que las empresas energéticas paraestatales obtengan un ahorro, principalmente en gas natural, del orden de los 130 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), por medidas de eficiencia energética. En el cuadro 80 se presenta la estimación del ahorro en gas natural que se espera obtener como resultado del aprovechamiento de los potenciales detectados dentro del sector energético. Se espera que para 2014 se logre un ahorro anual de alrededor de 161 mmpcd de gas natural.

Cuadro 80Prospectiva del ahorro de energía en

las paraestatales del sector energético(millones de pies cúbicos diarios)

Año Ahorro de gas natural

2005 130

2006 145

2007 149

2008 151

2009 152

2010 154

2011 156

2012 157

2013 159

2014 161

Fuente: CONAE.


5.1.2 Empresas privadas

El sector industrial es el segundo consumidor de gas natural en el país, con una participación promedio de 29% del total nacional. Esto ha sido posible por las acciones de fomento en el uso de este combustible en el proceso de sustitución de diesel y combustóleo en la mayoría de sus procesos productivos.

Derivado de la experiencia de 15 años de trabajo, periodo en donde se realizaron más de dos mil diagnósticos energéticos en diversas empresas, durante 2004, la CONAE perfeccionó su estrategia para atender con mayor efectividad las necesidades particulares de estos usuarios de energía. En este sentido, estableció dos programas sectoriales diseñados específicamente para atender a las empresas privadas con grandes consumos de energía, y que se agrupan en Cámaras y Asociaciones, y a las pequeñas y medianas empresas del país.

En términos generales, a través de estos programas se pone al alcance de los usuarios de energía, un conjunto de componentes técnicos, conformados principalmente por información (metodologías, manuales, guías, casos exitosos, ligas de Internet, entre otros), herramientas de cálculo, cursos de capacitación, servicios de asistencia técnica y campañas de promoción; todo ello con el objetivo de proporcionar a los usuarios de energía los elementos necesarios que les permitan identificar y evaluar de manera sistemática, sus potenciales de ahorro de energía y de energía renovable, así como llevar a cabo acciones necesarias para su aprovechamiento.

Cada uno de estos programas cuenta con estrategias específicas de operación y acceso a la información, que ponen especial énfasis en las características particulares de cada tipo de usuario de energía. En el caso de las grandes empresas, la CONAE concentra sus esfuerzos en el apoyo al desarrollo de capacidades gerenciales para que diseñen e instrumenten, dentro de sus propias instalaciones, programas integrales de ahorro de energía y aprovechamiento de energía renovable; y para atender a las pequeñas y medianas empresas, la estrategia consiste, fundamentalmente, en el apoyo técnico para la identificación de oportunidades, así como la vinculación con otros actores dedicados a atender específicamente a este tipo de empresas.

Es importante mencionar que, con la instrumentación de estos programas se identifican potenciales de ahorro de energía, independientemente del combustible utilizado. Sin embargo, considerando las tendencias de crecimiento en el uso del gas natural en el país y particularmente dentro de los sectores industrial y comercial, se espera

que los resultados en ahorro de energía tengan impactos crecientes en el ahorro de gas natural.

En el futuro se continuará la instrumentación de estas acciones con lo que se espera que para 2005, se logren ahorros de energía del orden de 13.2 mmpcd y se estima, para 2014 alcanzar un ahorro anual de alrededor de 19.6 mmpcd de gas natural (véase cuadro 81).

Cuadro 81Prospectiva del ahorro de energía

en empresas privadas(millones de pies cúbicos diarios)

Año Ahorro de gas natural

2005 13.2

2006 17.3

2007 17.5

2008 17.8

2009 18.0

2010 18.3

2011 18.6

2012 18.9

2013 19.2

2014 19.6

Fuente: CONAE.

5.2 Normalización de la eficiencia energética

Uno de los mecanismos socialmente rentables, por la cuantía y trascendencia de sus resultados, y que además, contribuye significativamente a la preservación de los recursos energéticos no renovables, es la elaboración y aplicación de Normas Oficiales Mexicanas (NOMs) de eficiencia energética, que regulan los consumos de energía de aquellos sistemas y equipos que, por su demanda de energía y número de unidades requeridas en el país, ofrecen un potencial de ahorro cuyo costo-beneficio es satisfactorio para la economía del país en general y, en particular, para los sectores de la producción y el consumo.

La Secretaría de Energía, a través de la CONAE, expide las NOMs de eficiencia energética, elaboradas por el Comité Consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos (CCNNPURRE). Se trata de especificaciones técnicas, accesibles al público, elaboradas con la colaboración y el consenso de los sectores involucrados (público, privado, social e investigación y desarrollo); de aplicación obligatoria para todos los productos e instalaciones comprendidos en su campo de aplicación.


A la fecha se encuentran vigentes 18 NOMs de eficiencia energética, donde sólo dos se relacionan con el ahorro de energía térmica y tienen incidencia directa en el ahorro del gas natural: NOM-003-ENER-2000 Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial. Límites, método de prueba y etiquetado, y NOM-009-ENER-1995 Eficiencia energética en aislamientos térmicos industriales.

En la primer versión de la norma para calentadores de agua, elaborada en 1995, se establecieron los niveles mínimos de eficiencia térmica que debían cumplir los calentadores de agua para uso doméstico y comercial que en esa época se vendían en el mercado nacional, además del método de prueba que se aplicó para verificar su cumplimiento.

En 1999, se inició la actualización de dicha norma, con el propósito de adecuar la eficiencia requerida en dichos equipos a la realidad tecnológica prevaleciente. Así, en 2000 se incrementó el nivel mínimo de eficiencia de los “calentadores de almacenamiento”. Esta mejora de eficiencia fue de dos puntos porcentuales por encima de la establecida en 1995 para el primer año de aplicación de la norma (NOM–003–ENER–2000). En ese mismo año, se realizó un análisis exhaustivo de los impactos de la aplicación de esta NOM sobre la demanda de gas en México, lo que permitió obtener cifras más reales y representativas para ajustar el estudio de costo-beneficio.

En el cuadro 82 se presentan estas normas y los ahorros estimados por su aplicación. En este sentido, el ahorro estimado en 2005 es del orden de 69 mmpcd de gas natural.

Es importante señalar que los ahorros estimados por la aplicación de estas normas se presentan en volumen de gas natural, sin embargo, se requeriría realizar un estudio detallado a efecto de determinar, de manera desagregada, la participación real de otros combustibles –diesel, combustóleo, gas licuado de petróleo, entre otros– que son consumidos en los equipos y sistemas que amparan dichas normas. En este sentido, con la instrumentación de las políticas nacionales orientadas a fomentar el uso del gas natural en el país, se espera que en el mediano plazo la aplicación de estas normas tenga impactos crecientes en el ahorro de este combustible y por consecuencia, menores en otros.

De acuerdo al Programa Nacional de Normalización 2005, se han continuado los estudios para la elaboración de un nuevo proyecto de norma (NOM-019-ENER Máquinas para hacer tortillas), el cual se espera terminar para finales de 2006 y en él se establecerán los consumos máximos de energía permitidos para estos equipos.

En el cuadro 83 se muestra la prospectiva de ahorro de energía por la aplicación de las normas de eficiencia energética relacionadas con la energía térmica. En el periodo 2005–2014, se estima lograr ahorros acumulados en consumo de energía del orden de 173 mmpcd de gas natural.

Cuadro 82Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética1

Norma/Equipo o sistema Unidades comercializadas en 2005

Ahorro de energía por unidades comercializadas

en 2005

Unidades en operación en

20052

Ahorro de energía por unidades en

operación en 2005

Miles mmpcd de GN Miles mmpcd de GN

NOM-003-ENER-2000/ Calentadores de agua domésticos y comerciales 1,210 8.9 10,381 60.7

NOM-009-ENER-1995/ Aislamientos térmicos industriales No aplica 1.1 No aplica 7.91 El ahorro que se reporta se expresa en volumen de gas natural, sin embargo, se requiere hacer un estudio más detallado en cada una de estas normas a fin de determinar la participación real de otros combustibles.2 Se refiere a la suma de las unidades comercializadas durante 2005, más las que ya se encontraban en operación y que ya han sido certificadas en el cumplimiento de la norma.Fuente: CONAE, basado en estudios costo-beneficio para la justificación de las NOMs.


Cuadro 83Ahorros estimados por la aplicaciónde las NOMs en eficiencia térmica1

Año Ahorro de energía (mmpcd de GN)

2004 58

2005 69

2006 79

2007 89

2008 100

2009 112

2010 124

2011 135

2012 148

2013 161

2014 1731 El ahorro que se reporta se expresa en volumen de gas natural, sin embargo, se requiere hacer un estudio más detallado en cada una de estas normas a fin de determinar la participación real de otros combustibles.Fuente: CONAE, basado en estudios costo-beneficio desarrollados para la justificación de elaboración de las NOMs.

5.3 Energía renovable

Desde 1995, la Secretaría de Energía encargó a la CONAE fomentar el uso, la aplicación y el desarrollo de la energía renovable en México. Con este propósito, la Comisión, conjuntamente con la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), organizó en 1996 un foro de consulta sobre las acciones necesarias para la promoción de estos tipos de energía, lo que dio por resultado la creación del Consejo Consultivo para el Fomento de las Energías Renovables (COFER).

El COFER se instituyó como un foro colegiado integrado por representantes de los sectores industrial, comercial, académico, gubernamental y de la banca de desarrollo. Su misión es promover y fortalecer la utilización de la energía renovable en el país, bajo la óptica de crear un mercado de libre concurrencia y, además, actuar como órgano de consulta para la identificación, diseño e instrumentación de programas y desarrollo de propuestas de políticas relacionadas con el aprovechamiento de esos recursos energéticos.

Una de las primeras tareas del Consejo fue analizar las barreras que limitan el uso masivo de colectores solares para el calentamiento de agua en el sector doméstico. En este sentido, la CONAE elaboró un estudio donde se detectaron significativos potenciales de ahorro de gas LP con la aplicación de colectores solares planos en casas habitación, los cuales fueron estimados al considerar el requerimiento de gas para elevar la temperatura del agua de 20 a 50 °C, con datos promedio de poder calorífico y eficiencias de calentadores de agua convencionales (véase cuadro 84).

En este sentido, diversas instituciones como la ANES y la CONAE se han dado a la tarea de apoyar el diseño, fabricación y utilización de colectores solares, los cuales representan una opción técnica y económicamente viable para sustituir el gas natural que se utiliza para calentar agua.

De esta forma, de acuerdo al Balance nacional de energía, a través de más de 573 mil metros cuadrados de colectores solares planos instalados en el país, en 2003 se generaron 2.76 petajoules de energía útil para el calentamiento de agua de albercas y usos sanitarios en hoteles, clubes deportivos, casas habitación e industrias.

Para 2014, se estima que operen alrededor de 2.78 millones de metros cuadrados de calentadores solares, que representarán un ahorro equivalente de 38.8 mmpcd de gas natural. Es importante precisar que la unidad en que se expresa el ahorro es en pies cúbicos de gas natural. Sin embargo, de acuerdo con las proyecciones de la Secretaría de Energía, la mayor parte corresponde a gas LP (aproximadamente 85% en 2005), y se espera su disminución gradual hasta alcanzar cerca de 75% en 2014.

Cuadro 84Estimación del ahorro de gas natural

por la operación de colectores solares planos

Consumo de agua caliente(litros/día)

Ahorro potencial de gas natural1

(pies cúbicos diarios)

150 14

250 24

300 28

400 38

500 471 Se refiere a su equivalencia simple a pies cúbicos día de gas natural, considerando un poder calorífico del gas natural de 33,427 kJ/m3, del gas LP de 3,734 MJ/Barril y una densidad de 0.625 kg/litro de gas LP.Fuente: CONAE, con base en “Potencial nacional de ahorro de gas LP por el uso de colectores solares planos en el sector residencial”, CONAE, México, 1996.


5.4 Cogeneración

La cogeneración se define como la producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas; la producción directa o indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada en los procesos productivos; o la producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando combustibles producidos en los procesos productivos.

La ventaja comparativa de la cogeneración, respecto a los sistemas convencionales de generación de energía eléctrica, radica en su alta eficiencia de conversión de energía, ya que a partir de una misma fuente se puede producir secuencialmente electricidad y calor útil para los procesos de que se trate, que se refleja en ahorro de combustible y, por consiguiente, en una disminución de emisiones contaminantes.

Con la operación de sistemas de cogeneración que satisfacen 100% de los requerimientos térmicos de una empresa, se tienen, por lo general, ahorros de energía primaria de 30% a 35%, respecto al consumo que se tenía antes del proyecto y, en general, se obtiene energía eléctrica excedente, que puede ser vendida a los suministradores (CFE o LFC) o consumida en otras instalaciones asociadas al sistema de cogeneración.

Cuadro 85Metros cuadrados instalados de colectores solares y estimación del ahorro derivado de energía 2005-2014

Año Superficie de colectores solares instalados

anualmente(m2)

Superficie de colectores solares instalados en

operación1

(m2)

Generación de energía útil por equipos en

operación(petajoules)

Generación de energía útil (equivalente en

gas natural)2

mmpcd

2005 102,270 764,783 3.68 10.7

2006 118,057 882,840 4.25 12.3

2007 136,281 1,019,120 4.91 14.2

2008 157,318 1,176,438 5.66 16.4

2009 181,603 1,358,041 6.54 18.9

2010 209,636 1,567,677 7.55 21.9

2011 241,997 1,809,674 8.71 25.2

2012 279,353 2,089,027 10.06 29.1

2013 322,476 2,411,503 11.61 33.6

2014 372,255 2,783,759 13.40 38.81 Se refiere a la suma de los m2 instalados durante un año, más las que ya se encuentran en operación y que fueron instalados en años anteriores.2 Se refiere a la generación de energía útil en Joules en su equivalencia simple a millones de pies cúbicos día de gas natural, considerando un poder calorífico del gas natural de 33,427 kJ/m3

Fuente: CONAE, basados en datos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES).

Los sistemas de cogeneración han demostrado ser benéficos para el usuario (reducen la facturación eléctrica, aprovechan energía que de otra forma se desperdiciaría, y controlan el suministro y calidad de la energía), para las compañías suministradoras de electricidad (menores cargas a la red de transmisión y distribución) y para el país (menores presiones presupuestales, uso eficiente de los recursos naturales y menores emisiones al medio ambiente).

Al 31 de diciembre de 2004, la CRE2 tenía registrados 47 permisos bajo la modalidad de cogeneración, de los cuales, sólo 30 se encuentran ya operando, dos más en el proceso de construcción, seis caducados, seis renunciados, dos inactivos y uno revocado. El agregado de los proyectos en operación representa una capacidad de 1,430 MW y una generación eléctrica de 8,033 GWh/año, donde 97% de esta generación, se realizó a base de gas natural. En el cuadro 86 se presenta la generación de energía eléctrica por tecnología utilizada en estos permisos.

2 Tabla general de permisos autorizados de generación e importación de energía eléctrica, diciembre de 2004, CRE.


Cuadro 86Sistemas de cogeneración en operación (diciembre de 2004)

Tecnología PermisosNo.

CapacidadMW

GeneraciónGWh

Factor de Planta(%)

M. combustión interna 5 23 157 77.90%

Ciclo combinado 2 300 2,406 91.50%

Turbina de vapor 7 387 2,371 70.00%

Turbina de gas 11 356 1,693 54.30%

Turbina de gas y turbina de vapor 5 364 1,407 44.10%

Total 30 1,430 8,033 64.13%

Fuente: CONAE con datos de la Comisión Reguladora de Energía (CRE) a diciembre de 2004.

En 1995, la CONAE elaboró un estudio sobre el Potencial Nacional de Cogeneración, con el fin de determinar el potencial teórico de cogeneración aprovechable en los sectores industrial, comercial y petroquímico de Pemex. Posteriormente, en 1997 se adicionó el potencial de cogeneración que representa Pemex Refinación. Con base en este estudio, se estimó que el potencial teórico nacional de cogeneración se ubica entre 8,360 y 15,670 MW, dependiendo de la forma en que se obtenga la energía útil para el proceso de cada industria o comercio.

En este mismo sentido, y con el propósito de definir, durante el periodo de esta prospectiva, el potencial de cogeneración técnica y económicamente factible, se aplicaron, a los valores antes obtenidos, factores que abarcan las variables más importantes en el desarrollo de estos proyectos. Se obtuvo, así, un potencial rentable, que oscila entre los 3,000 y 5,500 MW. Los factores utilizados para este cálculo consideran diversas variables, como la situación económica actual del país y el marco normativo existente en la materia, los cuales pueden modificarse y, por ende, alterar de forma significativa el potencial técnico-económico estimado (véase cuadro 87).

En el cuadro 88 se muestra una estimación de alta probabilidad del desarrollo de estos sistemas al 2014, tomando como base los permisos de cogeneración otorgados por la CRE hasta la fecha. Asimismo, se presenta la estimación del ahorro de gas natural que se tendría. En este sentido, se contempla que para finales de 2014, estén instalados alrededor de 2,004 MW en sistemas de cogeneración, con lo que se generarían alrededor de 11,255 GWh/año y se ahorraría el equivalente a 162 mmpcd de gas natural.

Cuadro 87Potencial nacional de cogeneración1

(Teórico vs. técnico-económico)

Con combustible adicional MW

Sin combustible adicional MW Participación

porcentual (%)Sector Teórico Técnico-Económico

Teórico Técnico-Económico

Industrial 5,200 1,820 9,750 3,410 62.0

Pemex Petroquímica 1,610 565 3,000 1,060 19.3

Pemex Refinación 780 275 1,470 515 9.4

Comercial 770 270 1,450 510 9.3

Total 8,360 2,930 15,670 5,495 100.01 Para mayor información, consultar el documento Potencial Nacional de Cogeneración, CONAE, México, 1995.Fuente: CONAE.


Cuadro 88Prospectiva de participación externa a CFE y LFC por sistemas de cogeneración1

(escenario de alta probabilidad)

Año CapacidadMW

GeneraciónGWh/año

Ahorro en gas naturalmmpcd

2005 1,455 8,169 118

2006 1,455 8,169 118

2007 1,455 8,169 118

2008 1,455 8,169 118

2009 1,455 8,169 118

2010 1,755 9,853 142

2011 2,004 11,255 162

2012 2,004 11,255 162

2013 2,004 11,255 162

2014 2,004 11,255 1621 Para estimar el ahorro se tomó en consideración una eficiencia de los sistemas de cogeneración de 70% (30% electricidad y 40% energía térmica), para la generación de energía eléctrica convencional una eficiencia promedio de 34% y para los generadores de vapor convencionales una eficiencia de 75%.Fuente: CONAE con información de la CRE y Sener.

anexo 1G

losa

rio

de té

rmin

os

Almacenamiento Recepción, depósito y entrega de gas natural, que se deposita en instalaciones fijas distintas a los ductos.

Autoabastecimiento Producción de electricidad destinada a satisfacer las necesidades propias de personas físicas o morales o del conjunto de los copropietarios o socios.

Base Firme o BF Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el Adquirente a recibir una misma cantidad de Gas para cada Día de Gas durante el Periodo de Entrega.

Base Interrumpible o BI Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el Adquirente a recibir una misma cantidad de Gas para cada Día de Gas durante el Periodo de Entrega. La cantidad de Gas contratada en BI podrá ser cancelada totalmente por parte de PGPB o del Adquirente, sin responsabilidad alguna, mediante comunicación por escrito con al menos cuarenta y ocho horas de anticipación al Día de Gas en que surta efecto la cancelación, misma que tendrá efecto por el resto de los Días de Gas del Periodo de Entrega en cuestión.

Base Ocasional o BO Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el Adquirente a recibir una misma cantidad de Gas para cada Día de Gas durante el Periodo de Entrega, que deberá ser menor a un Mes. La cantidad de Gas acordada no podrá ser modificada o cancelada.

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.

Ciclo combinado Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como combustible. 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.


Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales. Normalmente energía eléctrica y energía térmica.

Combustibles fósiles Los derivados de organismos vivientes fosilizados por fenómenos geológicos durante largos periodos.

Compresión La energía mecánica que se aplica al gas natural para su transporte a grandes distancias en mayor volumen.

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.

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 Recepción, conducción, entrega y, en su caso, comercialización del gas natural por medio de ductos dentro de una zona geográfica.

Ducto Sistema de tuberías para transportar y distribuir el gas natural.

Encogimiento de gas Disminución del volumen de una mezcla gaseosa de metano (CH4) y otros hidrocarburos ligeros, por la extracción de éstos mediante cambios de presión y temperatura.

Endulzadora Planta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminar los compuestos de azufre indeseables o corrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.

Energía primaria Las distintas fuentes de energía tal como se obtienen de la naturaleza, ya sea directamente o después de un proceso de extracción.

Fraccionadora Planta que separa compuestos con base en sus distintos tipos de ebullición.

Gas a bombeo neumático Gas seco utilizado en los sistemas de recuperación secundaria de petróleo crudo.


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 su proceso comercial.

Gas natural Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseosa, o en solución en el aceite, y que a condiciones atmosféricas permanece en fase gaseosa. Éste puede incluir algunas impurezas o sustancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o dióxido de carbono).

Gas natural comprimido Gas natural seco almacenado a una presión de 200-250 atmósferas en estado gaseoso en un recipiente.

Gas natural licuado Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte y almacenamiento.

Gas seco Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso.

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.

Henry Hub Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. Se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el NYMEX (New York Mercantile Exchange).

Hidrodesulfuradora Planta que lleva a cabo el proceso de eliminación de los compuestos de azufre de las materias primas formadas por hidrocarburos.

Importaciones por balance Importaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la demanda, en el Sistema Nacional de Gasoductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Importaciones de sistemas aislados Son las que no se pueden abastecer directamente con producción nacional.

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).


Pequeña producción La generación de energía eléctrica destinada a: 1) la venta al suministrador, en cuyo caso los proyectos no podrán tener una capacidad total mayor a 30 MW; 2) el autoconsumo de pequeñas comunidades rurales o áreas aisladas, en cuyo caso los proyectos no podrán exceder de 1 MW y, 3) la exportación, dentro de un límite máximo de 30 MW.

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.

Producción independiente La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, y cuya energía será destinada exclusivamente a su venta al suministrador o a la exportación.

Punto de arbitraje Punto geográfico donde coinciden los flujos de gas importado y nacional.

Región Marina Noreste Se localiza en el sureste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una superficie de 166 mil kilómetros cuadrados, e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México.

Región Marina Suroeste Se ubica en aguas territoriales de la plataforma y talud continental del Golfo de México. Su superficie es de 352,390 kilómetros cuadrados y está limitada en la porción continental hacia el sur por los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, por la región Marina Noreste hacia el Este, al Norte por las líneas limítrofes de aguas territoriales nacionales, y al Oeste por la región Norte.

Región Norte Ubicada en la parte Norte y Centro del país, su distribución geográfica incluye una parte continental y otra marina. Su extensión es superior a dos millones de kilómetros cuadrados. Al norte limita con Estados Unidos de América, al Este con la isobata de 500 metros del Golfo de México, al Oeste con el Océano Pacífico y al Sur con el Río Tesechoacán, siendo este el límite de la región Sur.

Net back 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.


Reservas posibles Volumen de hidrocarburos en donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería sugieren que son menos probables de ser comercialmente recuperables que las reservas probables. En este contexto, cuando se emplean métodos probabilistas, el término posible implica que se tiene una probabilidad de al menos 10% de que las cantidades realmente recuperadas serán iguales o mayores que la suma de reservas estimadas probadas más probables más posibles.

Reservas probables Reservas no probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugieren que son más tendientes a ser que a no ser comercialmente recuperables. Para los métodos probabilistas esto implica que se tendrá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades actualmente recuperadas serán iguales o mayores que la suma de las reservas estimadas 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. Cuando se utilizan métodos probabilistas, el término probado implica que se tiene una probabilidad de al menos 90% de que las cantidades actualmente recuperadas sean mayores o iguales a las reservas estimadas.

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.

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.


Servicio Túnel o ST 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, y que podrán variar sin restricción alguna entre un límite inferior y uno superior. Los límites acordados en el Contrato de VPM no podrán ser modificados.

Servicio Volumétrico o SV 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, y que a elección del Adquirente podrán variar sin restricción alguna entre cero y la Cantidad Contractual.

Tonelada métrica Unidad de masa del sistema métrico decimal que se utiliza para medir el gas natural licuado, equivalente a 1,000 kilogramos.

Transporte Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos, a personas que no son usuarios finales.

Ventas de primera mano Primera enajenación del gas de origen nacional, que efectúe Pemex a favor de un tercero, para ser entregada en territorio nacional.

Servicio público de energía eléctrica El efectuado por la CFE y LFC, que incluye la planeación del sistema eléctrico nacional; la generación, conducción, transformación, distribución y venta de energía eléctrica, y la realización de todas las obras, instalaciones y trabajos que requieran la planeación, ejecución, operación y mantenimiento del Sistema Eléctrico Nacional. No se considera servicio público el que señala el Artículo 3º de la LSPEE.

Servicio Swing o SS 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, y que a elección del Adquirente podrán variar sin restricción alguna entre cero y la Cantidad Contractual.

anexo 2M

etod

olog

ía p

ara

la p

roye

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s na

tura

l

Metodología de las proyecciones 2005-2014

Sector industrial

Objetivos

Estimar la demanda de gas natural del sector industrial para el periodo 2004-2014, tomando en cuenta escenarios de crecimiento económico y de precios para combustibles industriales.

Innovaciones

Incorporación de elementos basados en encuestas a empresas privadas del sector industrial.

La muestra considera información histórica desde 1994 hasta 2004.

Desarrollo

El proceso tiene inicio con la recopilación de información documental y de campo a nivel de rama industrial considerando los siguientes aspectos:

• Características de los grupos de ramas, tomando en cuenta desarrollo económico histórico, presente y visión a futuro de las empresas del ramo. • Consumo histórico de gas natural de las ramas del sector industrial.• Descripción de los procesos productivos donde interviene el uso del gas natural por tipo de opción tecnológica.

El modelo se proyecta con tres escenarios de crecimiento económico a nivel de estado y por grupo de rama: alto, base y moderado; además de escenarios de precios de combustibles. La estimación del modelo comprende dos etapas básicas: estimación tendencial y la incorporación de la demanda adicional por creación de nueva infraestructura de distribución de gas.


Estimación tendencial

La estimación tendencial parte del estudio de ocho grupos de ramas (véase cuadro 89). Para caracterizar la tendencia que describe la demanda del sector industrial es necesario no sólo tomar en cuenta los escenarios de crecimiento económico y precios sino también el ahorro de energía por cambio tecnológico, que se representa en la curva de posibilidades tecnológicas1. Esta curva indica las posibilidades por tipo de tecnología de reducir el insumo de energía por unidad de producto.

La demanda de gas natural de la industria del cemento hidráulico se determinó en base a información obtenida directamente de las empresas.

Incorporación de la demanda adicional por creación de nueva infraestructura de distribución de gas natural

Se considero el inicio de la demanda de este combustible para los Estados de Aguascalientes, Pachuca, Mérida y Veracruz, en vista de la construcción de nueva infraestructura que ofrezca cobertura a esta región. La estimación toma en cuenta estas circunstancias en la estimación del consumo de gas LP y combustóleo.

Sector autogeneración (autoabastecimiento y cogeneración)

Objetivos

• Realizar una estimación regional de la demanda de gas natural asociada a los procesos de autogeneración de electricidad por parte de particulares durante el periodo 2005-2014.• Estimar una probabilidad de realización de los permisos en situación de inicio de obras o en construcción que

1 Tomada del DOE, NEMS.

Cuadro 89Clasificación de las industrias manufactureras por nivel de intensidad energética

Nivel División Rama

Intenso Industrias básicas de metales Cemento hidráulicoQuímica, hule y plásticos

46 y 4744

35 a 42

Mediano Vidrio y productos de vidrioPapel y cartón, imprentas y editorialesProductos de minerales no metálicos

4331 y 32

45

Mediano-bajo Alimentos, bebidas y tabaco Resto de las ramas industriales

11 a 2348 a 60

Fuente: IMP, con base en EIA e INEGI.

están registrados ante la CRE, así como la probabilidad de realización de los proyectos asociados a instalaciones de Pemex.

Supuestos y limitaciones

• Este ejercicio de proyección tiene como base de información los permisos en operación y nuevos autorizados por la CRE.• Esta información en su formato de reportes trimestrales, se utilizó para el cálculo de los factores de planta promedio para cada permiso. Tales factores de planta son básicos para la estimación del consumo de gas natural.• Para la estimación de la probabilidad de realización y grado de avance de los nuevos permisos en inicio de obras, este ejercicio se apoya en la información proveniente de encuestas a los nuevos autogeneradores.• En el caso de los nuevos permisos de autogeneración, la estimación de los factores de planta y eficiencias de operación, se apoya en la consulta con fabricantes de tecnologías de generación eléctrica así como en la revisión del estado del arte de las mismas.• La estimación de factores de planta, eficiencias termodinámicas (térmica, de combustión y eléctrica), entre otros parámetros tecnológicos, están dados en valor promedio. Por lo tanto el análisis específico considerando las variaciones ambientales2 de un lugar a otro donde están ubicados los autogeneradores, podría arrojar resultados diferentes respecto a los parámetros que se han obtenido en este ejercicio.• La demanda de gas natural asociada a la generación de electricidad de Pemex se considera en sus autoconsumos.• Con el afán de lograr una mayor precisión en la estimación de los factores de comportamiento del mercado de gas natural, es indispensable la valiosa participación informativa de los autogeneradores, la cual podrá enriquecer el conjunto de suposiciones en que se apoya este ejercicio.

2 Presión atmosférica, temperatura media, humedad relativa, densidad del aire, entre otros parámetros.


Desarrollo

Permisos en operación

• El ejercicio parte de los reportes trimestrales de operación de permisionarios. Para establecer el factor de planta promedio se considera la capacidad instalada y la generación eléctrica del permiso. Los permisionarios con más de un año de anterioridad de no reportar sus informes, no se consideraron.• Con los factores de planta promedio y la capacidad instalada vigente para cada permiso, se estimó la generación de electricidad que realizarán los permisionarios.• Asimismo se consideró la información histórica del consumo de gas natural para autogeneración en el periodo 1999-2004, la cual fundamenta la elaboración del pronóstico de demanda del combustible para cada permisionario.

Nuevos permisos

a) La categorización de los permisos en función de su probabilidad de realización, se estableció de la siguiente forma:

• 70 ≤ “alta probabilidad” <100%• 50 ≤ “probabilidad media” <70%• 30 ≤ “probabilidad menor” <50%• 0 < “muy baja probabilidad”<30%

b) Para la estimación de la demanda de gas natural 2005-2014, se tomaron en consideración la generación de electricidad y las eficiencias de operación promedio antes calculadas.

Sectores residencial, servicios y agropecuario

Supuestos

• Los combustibles relevantes (sustitutos) para los sectores residencial y servicios son gas LP y gas natural y, adicionalmente, la leña en el primero.• La demanda sectorial de combustibles se basa principalmente en el crecimiento económico nacional, expresado en el caso del sector residencial por el PIB total, en el de servicios y agropecuario por el PIB de estos sectores.• La demanda de gas LP para los sectores residencial y servicios se calculó como la diferencia entre la proyección conjunta de gas LP, gas natural y leña, en el caso del residencial, y las estimaciones de la demanda futura de gas natural y leña.

• La estimación de las ventas en los sectores residencial y servicios de gas natural se realizó para cada uno de los 21 distribuidores en operación, así como para las posibles ZG nuevas (Cuernavaca, Mérida, Pachuca-Tula y Veracruz).• El consumo de leña se estimó relacionando el uso de la leña en los hogares de cada estado con el grado de urbanización estatal.

Especificación de los modelos

El modelo para estimar la demanda conjunta del sector residencial se especificó de la siguiente manera:

In (TOTR) t = a + b * ln (PIB) t + e t

Donde:

TOTR: demanda nacional conjunta de gas natural, gas LP y leña, sector residencialPIB: producto interno bruto real nacional a costo de factorest: subíndice de añoe: variable aleatoria

El porcentaje de los hogares que utiliza gas LP o gas natural se estimó de la siguiente forma:

In (GAS) t = a + b * ln (URB) t + di *D i + e t

Donde:

GAS: porcentaje de hogares que utiliza gas LP o gas naturalURB: porcentaje de la población estatal que vive en poblaciones con más de 2,500 habitantes (zonas urbanas)D: variable dicotómica correspondiente al estadoi: subíndice de estadot: subíndice de añoe: variable aleatoria

La cantidad promedio estatal de leña que se consume en cada hogar que no utiliza gas se calculó con base en las estimaciones del Balance nacional de energía 2002.


Resultados de las estimaciones

La regresión de la demanda conjunta del sector residencial presentó los siguientes resultados. La elasticidad-ingreso es de 0.10, lo cual refleja una relación inelástica: al aumentar el ingreso en 1% la demanda de combustible crece 0.10%, lo cual es normal considerando productos básicos o de primera necesidad. Aunado a ello, tenemos que el coeficiente de determinación es de 0.74, es decir, que la variable independiente muestra un grado de explicación en el modelo de 74.0%.

Con respecto a la regresión del porcentaje de los hogares que utiliza gas LP o gas natural, la elasticidad del uso de gas con respecto a la urbanización se estimó en 1.7 con un estadístico t de 22.6 y con un coeficiente de determinación de 0.97.

Sector autotransporte

Objetivo

Estimar la demanda del gas natural comprimido del sector autotransporte para el periodo 2005-2014.

Desarrollo

• La estimación de la demanda de GNC se basa en información proporcionada por las empresas distribuidoras de gas natural para uso automotriz, que incluye consumo y parque vehicular a GNC previstos en sus planes de negocio.• La información de las empresas abarca hasta 2007. Se generaron las cifras para el periodo posterior mediante extrapolación simple.

Cuadro 90Resultados de la estimación del modelo de la demanda

conjunta de gas LP, leña y gas natural, sector residencial

Variable Coeficientes R2 DW

Intercepto 6.42 - -

Estadístico t 48.49 0.74 1.93

PIB 0.10 - -

Estadístico t 5.39 - -


anexo 3 Fa

ctor

es d

e co

nver

sión


Volumen

Celdas de cambio

Unidad base Factor de conversión

Nueva unidad

1 metro cúbico 6.2898104 barriles

1 metro cúbico 35.31467 pies cúbicos

1 metro cúbico 1,000 litros

1 millón de metros cúbicos 6,289.8 miles de barriles

1 millón de pies cúbicos 178.107 miles de barriles

1 pie cúbico 0.0283168 metro cúbico

1 galón 0.0238 barriles

1 barril 42 galones

1 barril 158.987304 litros

Equivalencias energéticas

Celdas decambio

Unidad base Factor deconversión

Nueva unidad

1 millón de toneladas de petróleo 40.4 BTU (1012 unidades térmicas británicas)

1 tonelada de petróleo crudo equivalente 41.868 gigajoules (109 Joules)

1 millón de toneladas de petróleo crudo equivalente 41.868 petajoules (1015 Joules)

1 tonelada métrica 7.33 barriles de petróleo

1 barril de petróleo 5,000 pies cúbicos de gas natural

1 millón de metros cúbicos de gas natural 0.9 miles de toneladas de petróleo crudo

1 millón de pies cúbicos de gas natural 0.026 miles de toneladas de petróleo crudo

1 metro cúbico de gas natural 8,460,000 calorías (para efectos de facturación de gas seco)

1 metro cúbico de gas natural 8,967,600 calorías (con un factor de corrección calorífica de 1.06)

1 metro cúbico de kerosina 8,841,586 kilocalorías

1 metro cúbico de gas de alto horno 8,825,000 calorías

1 metro cúbico de gas de coque 4,400,000 calorías

1 barril de combustóleo pesado 1,593,000 kilocalorías

1 barril de diesel* 1,469,600 kilocalorías

1 tonelada de coque de petróleo 7,465,500 kilocalorías

1 kilogramo de gas LP (mezcla nacional) 11,823.86 kilocalorías

1 kilogramo de gas LP (mezcla de importación) 11,917.3 kilocalorías

1 tonelada de bagazo 1,684,990 kilocalorías

1 tonelada de carbón 4,662,000 kilocalorías

1 tonelada de coque de carbón 6,933,000 kilocalorías

* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo diesel.


Equivalencias energéticas

Celdas decambio

Unidad base Factor deconversión

Nueva unidad

1 pie cúbico 1.03 Miles de BTU de gas natural

1 BTU 1,055.056 joules

1 BTU 252 calorías

1 caloría 4.1868 joules

1 kilocaloría 3.968254 BTU

1 petajoule (1x1015) 0.94708 miles de barriles de petróleo crudo equivalente

1 gigajoule 239,000,000 calorías

1 petacaloría 132.76 megawatts

1 watt hora 3,600 joules

anexo 4 A

brev

iatu

ras

y si

glas

Asociación Mexicana de Gas Natural

Baja California

Billones de pies cúbicos (1012 pies cúbicos)

Billones de pies cúbicos diarios (1012 pies cúbicos)

Unidades Térmicas Británicas

Comité Consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos

Comisión Federal de Electricidad

Comisión Nacional del Agua

Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

Consejo Nacional de Población

Centro Procesador de Gas

Comisión Reguladora de Energía

Costo + seguro + flete

Department of Energy (EUA)

Diario Oficial de la Federación

Emiratos Árabes Unidos

Energy Information Administration (EUA)

AMGN

BC

bpc

bpcd

BTU

CCNNPURRE

CFE

CONAGUA

CONAE

CONAPO

CPG

CRE

Csf

DOE

DOF

EAU

EIA


EPNG El Paso Natural Gas

Gcal Gigacaloría

GDF Gobierno del Distrito Federal

GLP Gas licuado de petróleo

GN Gas natural

GNC Gas natural comprimido

GNL Gas natural licuado

GTL Gas to liquids

GWh Gigawatts hora

HSC Houston Ship Channel

Ídem El mismo, lo mismo

IEA International Energy Agency

IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas

IMP Instituto Mexicano del Petróleo

INE Instituto Nacional de Ecología

INEGI Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática

Km Kilómetros

Km / l Kilómetros por litro

LFC Luz y Fuerza del Centro

LSPEE Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica

LN Logaritmo natural


mbpce Miles de barriles de petróleo crudo equivalente

mm³d Miles de metros cúbicos diarios

Mmm³ Millones de metros cúbicos

Mmm³d Millones de metros cúbicos diarios

mmpcd Millones de pies cúbicos diarios

Mpcd Miles de pies cúbicos diarios

Mta Miles de toneladas anuales

MW Megawatts

n.a. No aplica

NOM Norma Oficial Mexicana

OCDE Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

Pemex Petróleos Mexicanos

PEP Pemex Exploración y Producción

PGPB Pemex Gas y Petroquímica Básica

PIB Producto Interno Bruto

PIE Productor Independiente de Energía

PPQ Pemex Petroquímica

PR Pemex Refinación

Scada Sistema de Control y Adquisición de Datos

Sener Secretaría de Energía


Siaspa Sistema Integral de Administración de la Seguridad

SNG Sistema Nacional de Gasoductos

tmca Tasa media de crecimiento anual

Tpce Toneladas de petróleo crudo equivalente

TWh Terawatt hora

UE Unidades de energía

VPM Ventas de Primera Mano

WTI West Texas Intermediate

ZC Zona conurbada

ZG Zona geográfica

ZMVM Zona Metropolitana del Valle de México

“ Pulgadas

Not

as a

clar

ator

ias

1. En los cuadros y gráficas de distribución porcentual, los valores pueden no sumar cien, debido al redondeo.

2. Por redondeo decimal, las cifras “0.0” y “0” presentadas en algunos cuadros se refieren a datos menores a 0.049, mientras que el símbolo “-” indica la ausencia de valor.

3. En vista del número de decimales implícito en cada una de las cifras presentadas, algunas variaciones anuales 2003-2004 y tasas medias de crecimiento anual pueden no coincidir al calcularse manualmente.

4. Los datos para el último año del periodo histórico (2004) están sujetos a revisiones posteriores.

5. Los términos de importaciones por logística y de importaciones de sistemas aislados se pueden utilizar indistintamente.

Bib

liogr

afía

World Economic Prospects, Oxford Economic Forecasting. Monthly Review, abril 2005.

BP Statistical Review of World Energy June 2005, Formato digital.

Annual Report 2004, Gazprom. Formato digital.

2004 Summary Anual Report, Exxon Mobil. Formato digital.

2004 Annual Report, Chevron Texaco. Formato digital.

2004 Annual Report, Conoco Phillips. Formato digital.

2004 Annual Report, Royal Dutch/Shell. Formato digital.

Petroleum Intelligence Weekly (PIW), diciembre de 2004.

The Global Liquefied Natural Gas Market: Status and Outlook, Energy Information Administration, 2003.

International Energy Outlook 2005, EIA/DOE.

Las reservas de hidrocarburos de México 2005, Pemex Exploración y Producción, 2005.

Memoria de labores e Informe estadístico de labores 2004, Pemex, 2005.

Anuario Estadístico de la Industria Química Mexicana 2003, Asociación Nacional de la Industria Química, México, 2002.

Balance Nacional de Energía 2003, Subsecretaría de Política Energética y Desarrollo Tecnológico, Secretaría de Energía, México, 2003. Formato digital distribuido en www.energia.gob.mx.

Codificador del Sistema de Cuentas Nacionales, Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática, México, 1993.

Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión en el Sector Eléctrico, Generación, Subdirección de Programación, Comisión Federal de Electricidad, México, 1999.


Encuesta para formular el Balance Nacional de Energía 2003, Secretaría de Energía, México, 2004.

Instalaciones Petroleras, Pemex, 2002.

Lastest Internacional NGV Statistics, Natural Gas Vehicular Statistics, Internacional Natural Gas Vehicular, 2003.

Programa para Mejorar la Calidad del Aire en la Zona Metropolitana, PROAIRE 2002-2010, Comisión Ambiental Metropolitana, Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, Secretaría de Salud, Gobierno del Distrito Federal, Gobierno del Estado de México, 2002.

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2004-2013, Dirección General de Formulación de Política Energética, Secretaría de Energía, México, 2004. Formato digital distribuido en www.energia.gob.mx.

Prospectiva del Mercado de Petrolíferos 2004-2013, Dirección General de Formulación de Política Energética, Secretaría de Energía, México, 2004. Formato digital distribuido en www.energia.gob.mx.

Prospectiva del Sector Eléctrico 2004-2013, Dirección General de Formulación de Política Energética, Secretaría de Energía, México, 2004. Formato digital distribuido en www.energia.gob.mx.


Sitios web

www.cfe.gob.mx Comisión Federal de Electricidad

www.conae.gob.mx Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

www.cre.gob.mx Comisión Reguladora de Energía

www.fe.doe.gov/international/mexiover.html

Fossil Energy International

www.iie.org.mx Instituto de Investigaciones Eléctricas

www.lloyd.com.mx Mexican Economic Report

http://ogi.pennnet.com Oil & Gas Journal

www.presidencia.gob.mx Presidencia de la República Mexicana, Sistema Internet de la Presidencia

www.energy.gov US, Department of Energy

www.eia.doe.gov Energy International Agency

www.canacero.org.mx Cámara Nacional de la Industria del Hierro y del Acero

www.gas.pemex.com Pemex Gas y Petroquímica Básica

www.imt.mx/cgi-bin/met/met2001/met.pl

Instituto Mexicano del Transporte, IMT

www.inegi.gob.mx Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática, INEGI

www.ine.gob.mx Instituto Nacional de Ecología

www.amda.org.mx Asociación Mexicana de Distribuidores de Automotores A.C.

www.iangv.org International Association for Natural Gas Vehicles

www.sma.df.gob.mx Secretaría del Medio Ambiente del Distrito Federal

www.gasnaturalmexico.com.mx

Gas Natural México

www.gnc.org.ar Cámara Nacional Argentina del Gas Natural Comprimido

www.enrgas.gov.ar Ente Nacional Regulador del Gas

www.amgn.org.mx Asociación Mexicana de Gas Natural

Ref

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Los interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular consultas pueden dirigirse a:

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Dirección General de Planeación EnergéticaSubsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo TecnológicoSecretaría de EnergíaTel. 5000 62 04/5000 60 00 extensiones 2208 y 1418Fax. 5000 62 23E-mail: [email protected]

Esta primera edición de la Prospectiva del mercado de gas natural 2005-2014, de la Dirección General de Planeación Energética, Sener, se terminó de imprimir en el mes de Mayo por: Gestela Ediciones S.A. de C.V. Dirección Macedonia No. 15 Fraccionamiento Lomas Estrella Iztapalapa México, D.F. C.P. 09890 Tel.: 5656 3751. La producción editorial estuvo a cargo de María Eugenia Silva Romo, Subdirectora de Comunicación Gráfica; Rosa María Noriega Morales, Jefa del Departamento de Diseño Gráfico y Lucero González Martínez, Formación Editorial. Se tiraron 1,000 ejemplares.

prospectiva gas natural 2005-2014

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