prospectiva gas natural 2007-2016 finas

Prospectiva del Mercadode Gas Natural2007-2016

Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016

Secretaría de Energía

Georgina Kessel Martínez Secretaria de Energía

Jordy Herrera FloresSubsecretario de Planeación Energética

y Desarrollo Tecnológico

Mario Gabriel BudeboSubsecretario de Hidrocarburos

Benjamín Contreras AstiazaránSubsecretario de Electricidad

María de la Luz Ruiz MariscalOficial Mayor

Verónica Irastorza TrejoDirectora General de Planeación Energética

Héctor Esacalante LonaDirector General de la Unidad

de Comunicación Social

Dirección General De Planeación enerGética

Prospectiva del mercado de gas natural

2007-2016

© Secretaría de Energía Primera edición, 2007

Derechos reservados. Secretaría de EnergíaInsurgentes Sur 890Col. Del ValleCP 03100México, DFISBN: 968-874-205-8 Impreso en Méxicowww.energia.gob.mx

Responsables:

Verónica Irastorza Trejo Directora General de Planeación Energética

Virginia Doniz GonzálezDirectora de Integración de Política

Energética Nacional

Juan Ignacio Navarrete BarbosaSubdirector de Políticas de Combustibles

Edición:

Wilhem Hagelsieb Garza Director de Difusión

Rosa María Noriega MoralesJefa del Departamento de Diseño Gráfico

Lucero González MartínezDiseñadora Gráfica

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

Comisión Federal de Electricidad Comisión Nacional para el Ahorro de Energía Comisión Reguladora de Energía EcognvEcomex Gas del LitoralGrupo SIMSA Instituto Mexicano del PetróleoLuz y Fuerza del Centro Pemex CorporativoPemex Exploración y Producción Pemex Gas y Petroquímica Básica Pemex Petroquímica Pemex RefinaciónSecretaría de Economía Secretaría de Hacienda y Crédito Público

PresentaciónIntroducciónResumen ejecutivo

Capítulo unoPanorama internacional del mercado de gas natural1.1 Demanda en los mercados internacionales 1.1.1 El gas natural en la demanda de energía 1.1.2 Consumo mundial de gas natural, 2006 1.2 Oferta 1.2.1 Reservas mundiales de gas seco, 2006 1.2.2 Producción mundial de gas seco, 2006 1.2.3 Oferta mundial de gas natural licuado, 2006 1.2.4 Almacenamiento de gas natural, 20061.3 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica, 20061.4 Precio internacional del gas natural, 2006 1.5 Mercado prospectivo de gas natural, 2004-2020 1.5.1 Demanda mundial de gas natural, 2004-2020 1.5.2 Oferta mundial de gas natural, 2004-2020 1.6 Prospectiva de gas natural licuado, 2007-20151.7 Impacto ambiental del gas natural en el mundo, 2004-2020

Capítulo dos Marco regulatorio de la industria de gas natural2.1 Ventas de primera mano2.2 Regulación en la industria de gas natural 2.2.1 Metodología para la determinación del precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano 2.2.2 Modificaciones a la Directiva de precios y tarifas 2.2.3 Directiva de información en materia de gas natural 2.2.4 Esquemas para mitigar la volatilidad de precios del gas 2.2.5 Revisión quinquenal de tarifas2.3 Normalización 2.3.1 NOMs 2.3.2 Unidades de verificación2.4 Avances en el desarrollo de infraestructura de gas natural 2.4.1 Distribución 2.4.2 Transporte de acceso abierto y para usos propios2.5 Proyectos de interés para el sector privado 2.5.1 Gas natural licuado

Índice

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2.5.2 Zonas geográficas de distribución2.6 Visión del Plan Nacional de Desarrollo

Capítulo tres Mercado nacional de gas natural 1996-20063.1 Consumo de gas natural, 1996-2006 3.1.1 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 industrial 3.1.3 Sector petrolero 3.1.4 Sectores residencial y servicios 3.1.5 Sector autotransporte 3.1.6 Consumo regional 3.1.6.1 Consumo de la región Noroeste 3.1.6.2 Consumo de la región Noreste 3.1.6.3 Consumo de la región Centro-Occidente 3.1.6.4 Consumo de la región Centro 3.1.6.5 Consumo de la región Sur-Sureste3.2 Oferta 3.2.1 Reservas probadas de gas natural por región 3.2.2 Extracción de gas natural 3.2.3 Procesamiento de gas natural 3.2.4 Infraestructura de transporte y distribución 3.2.5 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 exterior 3.2.8 Balance oferta-demanda, 1996-2006

Capítulo cuatro Evolución de la demanda y la oferta nacional de gas natural 2007-20164.1 Análisis de la demanda prospectiva de gas natural 4.1.1 Sector eléctrico 4.1.1.1 Demanda de gas natural para el servicio público de electricidad 4.1.1.2 Autogeneración de energía eléctrica 4.1.2 Sector industrial 4.1.3 Sector petrolero 4.1.4 Sector residencial y servicios 4.1.5 Sector autotransporte4.2 Oferta de gas natural 4.2.1 Escenario medio de producción 4.2.2 Contratos de Obra Pública Financiada 4.2.3 Disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB4.3 Inversiones en PGPB para el procesamiento y transporte de gas natural

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4.4 Gas natural licuado 4.5 Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2006-20164.6 Balances regionales de gas natural 4.6.1 Región Noroeste 4.6.2 Región Noreste 4.6.3 Región Centro-Occidente 4.6.4 Región Centro 4.6.5 Región Sur-Sureste4.7 Escenarios alternativos

Capítulo cinco Ahorro y uso eficiente del gas natural5.1 Acciones y programas en materia de uso eficiente del gas natural5.2 Empresas energéticas paraestatales5.3 Industria privada5.4 Normalización de la eficiencia energética5.5 Energía renovable5.6 Cogeneración5.7 Metodologías para el ahorro de energía

Notas aclaratorias

Anexos1) Glosario de términos2) Metodología para la proyección de la demanda de gas natural 2007-20163) Estadísticas de demanda estatal por sector4) Factores de conversión5) Abreviaturas y siglas

BibliografíaReferencias para la recepción de comentarios

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El sector energético es parte fundamental de la política económica de la presente Administración, en la búsqueda de lograr mejores condiciones para el crecimiento económico y el aumento de la calidad de vida de todos los mexicanos. Esto ha sido plasmado en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, donde se establece que el sector energía contribuya a un desarrollo sustentable en la economía nacional.

En los últimos años el fortalecimiento del mercado de gas natural en México ha respondido al impulso de políticas, encaminadas al fomento del uso de combustibles más limpios y eficientes, en virtud de una conciencia de protección al medio ambiente.

Ante la creciente demanda del hidrocarburo durante la última década, el reto para esta industria es muy claro, asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos que demandan los consumidores. Esto implica, fortalecer la exploración y producción de crudo y gas natural, incrementar la capacidad de almacenamiento y dar redundancia al actual Sistema Nacional de Gasoductos.

Para alcanzar estos objetivos, habrá que impulsar el desarrollo de reservas y realizar las inversiones necesarias para el aprovechamiento íntegro de la extracción y procesamiento del gas. Así también, habrá que continuar promoviendo una mayor flexibilidad a la gestión en las empresas públicas, acompañandola de un mayor nivel de transparencia y rendición de cuentas. Al mismo tiempo, es necesario impulsar una mayor participación de capital privado en las áreas permitidas, dentro del marco legal vigente. De esta manera, estaremos en condiciones de garantizar las inversiones necesarias tanto en exploración y producción de gas, como en el desarrollo de infraestructura.

Presentación

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En 2006, se lograrón resultados importantes orientados a garantizar el suministro del gas natural, al registrarse máximos históricos en la producción.

Por otro lado, la diversificación de fuentes de importación del gas como complemento a los esfuerzos de Pemex, se convirtió en una opción con la entrada en operación de la terminal de regasificación de Altamira. Al mismo tiempo, se presentan avances en dos proyectos más de terminales en la costa Pacífico, con el fin de continuar garantizando el suministro de este combustible por medio del gas natural licuado (GNL).

Dada la necesidad de contar con herramientas de planeación estratégica para el sector, y particularmente en la industria del gas natural, la Secretaría de Energía publica la Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016, como parte de un amplio proceso de coordinación y planeación de las diferentes entidades del sector energético mexicano.

Así, esta Prospectiva contiene la mejor información disponible del mercado de gas natural, e integra la evolución ocurrida en la última década y las expectativas de crecimiento hacia 2016. Esto último, complementa una visión estratégica sobre la expansión de esta industria en nuestro país.

El objetivo de este documento es ser una herramienta de análisis para aquellos expertos e interesados en este sector, a partir de un análisis objetivo de nuestra situación actual para definir con precisión los retos y estar es posibilidades de plantear alternativas de solución, y así construir un sector energético confiable, respetuoso del medio ambiente y motor del crecimiento económico y bienestar social del país.

Georgina Kessel Martínez

Secretaria de Energía

La Secretaría de Energía, en cumplimiento al Artículo 109 del Reglamento de gas natural, publica la Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016, la cual contiene la información más actualizada y confiable para describir la evolución histórica y las expectativas de crecimiento del mercado de gas natural en México.

Reafirmando el compromiso de la Secretaría de Energía con la mejora continua, se han integrado nuevos temas de interés al documento, con el fin de proporcionar mayores elementos para el análisis del mercado de gas natural.

El capítulo uno describe el panorama internacional del mercado de gas natural en las diferentes regiones productoras y consumidoras del mundo. Este apartado 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 de gas natural y obtener una visión global de este mercado. En este capítulo se incluye por primera vez la sección Prospectiva de gas natural licuado, 2007-2015, la cual refleja las expectativas de crecimiento en los próximos años entre importadores y exportadores de la industria de gas natural licuado (GNL) en el contexto global. Además, se incluyen apartados acerca del almacenamiento subterráneo de gas natural, un análisis de la oferta y la demanda por región prospectiva hacia el 2020.

A lo largo del segundo capítulo, se explica la evolución del marco regulatorio de la industria de gas natural y las acciones que se llevaron a cabo en el sector entre 2006 y mediados de 2007, así como los nuevos retos que enfrenta la industria. Cabe señalar que, este apartado da seguimiento a temas anteriormente mencionados en las versiones previas de las prospectivas. Sin embargo, destaca el avance en la discusión de una nueva Directiva sobre la determinación de tarifas y el traslado de precios

Introducción

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para las actividades reguladas en materia de gas natural; la aplicación de la Directiva de información, así como el otorgamiento de un nuevo permiso de distribución de gas para la zona geográfica Valle de México-Cuautitlán-Texcoco.

El tercer capítulo detalla los aspectos ocurridos en el mercado nacional de gas natural durante el periodo 1996-2006. Esta sección profundiza en los comportamientos de demanda mostrados en cada sector de uso final y región en el país. Con la incursión de México en las importaciones de GNL, tras la entrada en operación de la terminal de regasificación de Altamira en Octubre de 2006, se presenta la estadística oficial del gas natural importado en promedio durante 2006. El capítulo muestra la demanda de gas natural, por región y entidad federativa desde 1996 y hasta 2006. Además, aborda aquellos aspectos trascendentales acerca de la evolución de las reservas al 1 de enero de 2007, la producción, el comercio exterior, precios al público por sector de uso final, e inversiones de infraestructura de transporte y distribución a diciembre de 2006, concluyendo con el análisis de aquellos factores fundamentales que dieron origen al balance nacional de gas natural 1996-2006.

El capítulo cuatro contiene un análisis de la evolución futura de la demanda nacional de gas natural en el país hacia 2016. Esta sección muestra las estimaciones realizadas respecto al crecimiento en las regiones y sectores de consumo final, así como la producción que Pemex tendrá disponible en el mercado en los próximos años, de acuerdo a su cartera de proyectos. Entre los aspectos importantes del capítulo, se muestra cómo se dará la administración del Proyecto Cantarell, principalmente por lo que este yacimiento ha representado en la producción de hidrocarburos del país durante varias décadas (si bien, este yacimiento tiene mayor impacto en la producción de crudo, la declinación también afectará la oferta de gas asociado). Además, se explica cómo esa declinación en la producción será sustituida con otros proyectos de explotación y exploración. Asimismo, como en versiones anteriores, se muestran escenarios estimados de demanda que podrían presentarse en el corto y largo plazo, de tal manera que permitan al lector mantener y ampliar el

panorama entre la oferta y la demanda futura del gas natural en México. Cabe mencionar, que el escenario de oferta se encuentra entre el escenario bajo y el sobresaliente de la Prospectiva del mercado de Petróleo crudo 2007-2016.

En el capítulo de ahorro y uso eficiente de gas natural, se presentan algunas de 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, las metodologías empleadas por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) en las proyecciones 2007-2016; un conjunto de estadísticas de demanda de gas natural estatal y por sector en el periodo 1996-2016, 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.

En los últimos años el mercado de gas natural a nivel internacional se ha caracterizado por un mayor uso en los sectores de consumo, resultado de los beneficios ecológicos y económicos que ofrece respecto a otros combustibles. Como resultado de la evolución del mercado internacional durante el último año, se muestra que este combustible está dejando de ser un producto de uso regional y su tendencia es cada vez más a convertirse en un “commodity”, dado el avance de la tecnología y los costos del gas natural licuado (GNL).

La economía mundial experimentó un crecimiento vigoroso de 5.4% durante 2006, mientras que el consumo de energía primaria mundial aumentó 2.4% respecto a 2005, el cual fue ligeramente superior al promedio de los últimos 10 años. Pese al crecimiento económico de 2006, los altos precios de los energéticos en todo el mundo ocasionaron una disminución en el consumo de energía primaria. Concretamente, los precios del petróleo crudo continuaron en ascenso, mientras que los del gas natural y el carbón cayeron en Norteamérica, pero aumentaron en otras regiones. Cabe señalar que, es evidente que el crecimiento económico de China fue un factor determinante en el comportamiento del mercado de los energéticos.

En 2006, el consumo mundial de gas natural fue de 275,826 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), mayor en 2.5% respecto a 2005 y 27.2% superior al de hace una década. Las regiones de mayor consumo de gas natural en el mundo son Europa-Euroasia, Norteamérica y Asia Pacífico, que en conjunto representan 82.6% de la demanda global. Si bien el consumo creció en todas las regiones durante la última década, el incremento fue notable en regiones como Asia Pacífico y Europa-Euroasia, cuyo crecimiento en volumen entre 1996 y 2006 fue de 19,468 mmpcd y 16,698 mmpcd, respectivamente.

Resumen ejecutivo

16

El fuerte incremento en la producción mundial de gas natural en los últimos años ha derivado en una reducción de la tasa de reserva-producción (R/P) en niveles superiores a los programados. En este sentido, se tiene que en 2003 dicha tasa se ubicó en 70.4 años, mientras que en el 2006 esta relación bajó a 63.3, incluso con el incremento en los niveles de adición de reservas. A nivel internacional México ocupó el lugar cuarenta en reservas de gas seco, diecinueve en la producción y el doceavo como consumidor de gas

En el ámbito nacional, entre 2006 y el primer semestre de 2007, la CRE llevó a cabo los procesos de revisión quinquenal de dos 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 2007, se encontraron vigentes 177 permisos otorgados por la CRE en materia de gas natural, de los cuales 20 son de transporte de acceso abierto, 135 de transporte para usos propios y 22 de distribución de gas natural.

La actividad económica nacional en 2006, mostró un crecimiento de 4.8% en el Producto Interno Bruto (PIB), mientras que los precios relativos del gas con otros combustibles sustitutos, tuvieron un impacto positivo y considerable en el consumo de gas natural debido a que, el alza de los precios del petróleo generó incrementos en los precios de los derivados que compiten con el gas natural en los sectores de uso final. Esto se reflejó en un crecimiento en la demanda nacional de gas natural de 10.9% durante 2006 respecto al año anterior.

Desde 2003 se mantiene una tendencia creciente en la producción de gas natural, que permitió alcanzar un volumen de 5,356 mmpcd en 2006, 11.2% mayor que en el año previo. Además, se lograron máximos históricos en la producción promedio mensual en septiembre con 5,587 mmpcd, y la correspondiente diaria el 27 de diciembre (5,774 mmpcd).

La importación del GNL en México comenzó durante 2006, con la entrada en operaciones de la Terminal de

GNL en Altamira. La regasificación del GNL alcanzó un volumen de 79 mmpcd, el cual representó 7.7% del total de las importaciones hechas en el país. La terminal de GNL de Altamira recibió un total de 11 cargamentos de gas natural en estado líquido entre agosto y diciembre de 2006, los cuales provinieron de Nigeria, Qatar, Egipto y Trinidad y Tobago.

En esta Prospectiva se estima que para los próximos 10 años, la demanda nacional de gas natural experimentará un crecimiento promedio anual de 3.3%, al pasar de 6,531 mmpcd en 2006, a 9,031 mmpcd en 2016. Entre 2006 y 2016 se estima que la demanda total de gas natural se incrementará en 38.3%; esto equivale a un volumen de 2,500 mmpcd hacia el final del periodo, donde el sector eléctrico justificará 61.2%.

El escenario medio de oferta de gas natural tiene su origen en el escenario propuesto de Pemex Exploración y Producción (PEP), el cual reconoce los perfiles de producción de la cartera de proyectos 2007 de PEP, considerando el posible desarrollo de reservas incorporadas por la actividad exploratoria, e inversiones para explotación y exploración. Cabe mencionar, que el escenario de oferta se encuentra entre el escenario bajo y el sobresaliente de la Prospectiva del mercado de Petróleo crudo 2007-2016.

Así, la oferta nacional crecerá a un ritmo de 3.3% en el periodo 2006-2016, de tal manera que alcanzará una producción de 7,642 mmpcd en el último año. El nivel de producción provendrá de cuencas terrestres y un incremento en las actividades tanto en aguas someras como en aguas profundas que PEP esta planeando, al tiempo que se continúa con los proyectos de explotación más importantes al día de hoy como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos y Veracruz; además, de que la actividad en Chicontepec se incrementa notablemente a partir de 2008.

Se estima que las importaciones de gas natural llegarán a 1,962 mmpcd hacia 2016, de los cuales 76.5% provendrá del GNL de tres terminales de regasificación que operarán hacia el final del periodo de análisis (Altamira, Ensenada

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y Manzanillo), y el resto a través de los gasoductos interconectados con Estados Unidos.

En 2016 se prevé que las empresas energéticas paraestatales obtengan un ahorro, principalmente en gas natural, del orden de los 107 mmpcd, por medidas de eficiencia energética; mientras que las empresas del sector privado podrían lograr ahorros de energía del orden de 4 mmpcd.

Capítulo

El panorama internacional del mercado de gas natural presentado en esta sección del documento, analiza la evolución de la oferta, la demanda y los precios del hidrocarburo a 2006; así como, la oferta y demanda prospectiva mundial al 2020. Como resultado de la evolución del mercado internacional durante el último año, se muestra que este combustible está dejando de ser un producto de uso regional y su tendencia es cada vez más a convertirse en un “commodity”, dado el avance de la tecnología y los costos del gas natural licuado (GNL).

En esta edición se incluye por primera vez la sección prospectiva de gas natural licuado, 2007-2015, con el fin de dar a conocer los proyectos y el crecimiento esperado en los próximos años entre importadores y exportadores de la industria de GNL en el contexto global.

1.1 Demanda en los mercados internacionales

1.1.1 El gas natural en la demanda de energía

La energía siempre ha desempeñado un rol importante en el desarrollo humano y económico, así como en el bienestar de las sociedades. Es un elemento esencial para la calidad de vida del ser humano y un insumo básico en todas las actividades productivas, así que cualquier crecimiento de la economía global genera un aumento necesario en el consumo de energéticos. Al mismo tiempo, el consumo de energía es sensible a cualquier variación en los precios de los energéticos, ya que si éstos se elevan, el consumo de energía tiende a disminuir.

La economía mundial experimentó un crecimiento vigoroso de 5.4%1 durante 2006, mientras que el consumo

1 De acuerdo con World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2007.

unoPanorama internacional del mercado de gas natural


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de energía primaria2 mundial aumentó 2.4% respecto a 2005, crecimiento menor al año anterior de 2.9% cuando la economía mundial creció 4.9%, y ligeramente superior al promedio de los últimos 10 años, cuya tasa media de crecimiento anual (tmca) fue de 2.1%.

Pese al crecimiento económico de 2006, los altos precios de los energéticos en todo el mundo ocasionaron una disminución en el consumo de energía primaria. Concretamente, los precios del petróleo crudo continuaron

en ascenso, mientras que los del gas natural y el carbón cayeron en Norteamérica, pero aumentaron en otras regiones.

Durante 2006 la canasta de energéticos primarios continuó dominada por el petróleo, que abasteció 35.8% del consumo mundial de energía y se consolidó como la fuente de energía primaria más importante. Sin embargo, el incremento generalizado de su precio influyó en los

2 Se refiere a fuentes de energía que se obtienen directamente de la naturaleza o bien después de un proceso de extracción.

Cuadro 1Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1996-2006

(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006variación

2006/2005

tmca 1996/2006

Total mundial �,�5� �,�30 �,54� �,54� �,30� �,36� �,54� �,�56 10,323 10,624 10,�7� 2.4 2.1

Petróleo 3,347 3,433 3,449 3,517 3,556 3,573 3,607 3,675 3,814 3,861 3,890 0.7 1.5

Carbón 2,356 2,340 2,286 2,277 2,364 2,385 2,437 2,633 2,806 2,957 3,090 4.5 2.8

Gas natural 2,031 2,026 2,059 2,104 2,193 2,214 2,286 2,342 2,435 2,512 2,575 2.5 2.4

Hidroenergía 579 589 597 602 610 596 608 608 643 667 688 3.2 1.7

Nucleoenergía 545 541 550 571 584 601 611 599 626 627 636 1.4 1.5

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2007.

Petróleo35.8%

Carbón28.4%

Gas natural23.7%

Hidroenergía6.3%

Nucleoenergía5 .8 %

mercados del resto de las energías primarias, ocasionando que combustibles como el carbón y el gas natural aumentaran su participación en la demanda energética mundial a 28.4% y 23.7%, respectivamente.

El mercado petrolero internacional experimentó cambios significativos en 2006, dentro de una clara tendencia al alza, conforme a su propia complejidad y dinamismo que le caracteriza, junto con la volatilidad en sus precios.

El precio del crudo marcador West Texas Intermediate (WTI) promedió 66.02 dólares por barril en el mercado norteamericano durante 2006, lo que significó un incremento de 16.7% (ó 9.43 dólares) respecto al año anterior. En el mercado londinense (referencia para los países de Europa), el crudo Brent se cotizó en un promedio de 65.14 dólares por barril, es decir 19.5% (ó 10.62 dólares) encima del valor registrado en 2005.

Gráfica 1Consumo mundial de energía primaria por tipo

de fuente, 2006(participación porcentual)



21

El comportamiento fue resultado del elevado crecimiento de la economía mundial, que ha incidido en la tendencia de una mayor demanda, frente a un bajo crecimiento en el abastecimiento de hidrocarburos, el cual se encuentra muy cerca de la capacidad instalada en los yacimientos de las distintas regiones productoras del mundo, además de eventos geopolíticos y meteorológicos.

Entre los factores estructurales que determinaron el comportamiento de los precios en el mercado petrolero internacional podemos mencionar: el desafío de Irán a la comunidad internacional, rechazando los pedidos para suspender el programa de enriquecimiento de uranio, lo que generó especulaciones acerca de un recorte de las exportaciones petroleras iraníes, en represalia a eventuales sanciones de la Organización de la Naciones Unidas (ONU); el riesgo de un ataque a las instalaciones de Abqaid, lugar donde Arabia Saudita concentra la mayor parte de su producción; el enfrentamiento del gobierno venezolano con las compañías operadoras que se negaron a aceptar la nueva legislación petrolera y la nacionalización de la industria petrolera y de gas natural de Bolivia.

El comportamiento de los precios del crudo durante el año se puede analizar en dos etapas, la primera de enero a principios de agosto y la segunda a partir de este mes. La carrera alcista de los precios del petróleo concluyó el 7 de agosto, cuando el WTI llegó a 76.95 dólares por barril y el 8 de agosto el Brent se sitúo en 78.69 dólares por barril, para cerrar el último día de ese mes con 6.71 y 11.34 dólares menos, respectivamente. A partir de ese momento se presentó un retroceso propiciado por el relajamiento de eventos geopolíticos que fueron reduciendo los precios del crudo. Por otra parte, se logró el cese de las hostilidades en Líbano, Irán mostró una mejor disposición a negociar y la petrolera Shell recuperó parte importante de su producción en Nigeria y British Petroleum afirmó que la estimación inicial de la reducción de la producción de petróleo en Alaska, por corrosión de ductos, sólo sería de la mitad.

En 2006, el carbón se convirtió por cuarto año consecutivo en el energético de mayor crecimiento en el consumo anual, esta vez a una tasa de crecimiento de 4.5%. Este combustible fósil presentó un alza en el precio entre 2005 y 2006, ya que pasó de 47.62 a 49.09 dólares por tonelada métrica3. Este aumento no fue generalizado en todas las regiones de consumo, ya que en Estados

0%

5%

10%

15%

20%

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Consumo de energía PIB

Variación porcentual anual Consumo en 2006: 1,697.8 mmtpce

Petróleo20.6%

Gas natural2.9%

Carbón70.2%

Hidroenergía5.6%

Nucleoenergía0.7%

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy y World Economic Outlook, 2007.

Gráfica 2Tasas de crecimiento económico y consumo energético de China, 2000-2006

3 De acuerdo con Commodity Price Data del Banco Mundial con referencia en Australia, julio de 2007. Se refiere al carbón térmico de 6,300 kcal/kg (11,340 BTU/lb), con menos de 0.8% de azufre y 13% de ceniza.


22

Unidos disminuyó de 70.14 a 62.98 dólares por tonelada. Pese a ello, el consumo en Estados Unidos disminuyó 1.2%.

El crecimiento económico de China se ha convertido en un factor determinante en el mercado de energéticos, ya que es el principal consumidor de carbón. En 2006, el Producto Interno Bruto (PIB) de China creció 10.7%4, mientras que el promedio de las economías desarrolladas lo hizo a 2.0%. Por segundo año consecutivo, únicamente China justificó más de la mitad del incremento global del consumo de energía (51.5%), al crecer 131.1 millones de toneladas de petróleo crudo equivalente (mmtpce) en el total de energía requerida. Este país generó casi el 90% de dicho crecimiento a partir de intensificar el uso del carbón y el petróleo (véase gráfica 2).

Las economías más intensivas en el uso de energía primaria presentaron comportamientos muy variados durante 2006. Estados Unidos que consume 2,326.4 mmtpce, disminuyó el uso de todos sus combustibles fósiles pese a que los precios del carbón y el gas natural en su mercado de referencia cayeron, aprovechando otras energías como la hidráulica y la nuclear. Rusia retomó

un crecimiento generalizado en el consumo de energía, y consumió 704.9 mmtpce en 2006, incrementando sus insumos de energía en 32.5 mmtpce respecto a 2005; de este crecimiento 75% se justificó por una mayor demanda de gas natural (véase gráfica 3).

La distribución de los consumos regionales muestra una demanda energética con un crecimiento sostenido, salvo en la región de Norteamérica donde el consumo de energía primaria cayó 0.5%. Los consumos regionales de energéticos primarios durante 2006 y sus variaciones respecto a 2005 se muestran en el cuadro 2.

1.1.2 Consumo mundial de gas natural, 2006

Las regiones de mayor consumo de gas natural en el mundo son Europa-Euroasia, Norteamérica y Asia-Pacífico, que en conjunto representan el 82.6% de la demanda global. Si bien, el consumo creció en todas las regiones durante la última década, el incremento fue notable en regiones como Asia-Pacífico y Europa-Euroasia, cuyo crecimiento en volumen entre 1996 y 2006 fue de 19,468 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd) y 16,698 mmpcd, respectivamente. Durante 2006, el consumo

Gráfica 3Variaciones de crecimiento de insumos energéticos en 2006/2005,

principales consumidores en el mundo


-3.7%

6.0%5.0%

17.0%

1.1%0.6%

6.7%

4.2%

-1.3%-1.7%

2.3%

6.7%

4.3%

7.0%

21.6%

7.1%

3.6%

-1.8%

8.7%

0.9%

-1.2%

0.9%

3.4%

-1.1%

2.3%0.7%

8.3%

1.7%0.1%

6.7%

PetróleoGas naturalCarbónNucleoenergíaHidroenergía

Estados Unidos Federación Rusa IndiaJapón Resto del mundoChina

4 De acuerdo con World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2007.


23

mundial de gas natural fue de 275,826 mmpcd, mayor en 2.5% respecto a 2005 y 27.2% superior al de hace una década.

En Norteamérica, el uso de gas natural para generación de electricidad continuó creciendo durante 2006, mientras la demanda disminuyó en los sectores industrial y residencial. Este mercado tuvo demandas

Cuadro 2Consumo de energía primaria por región, 2006

(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

RegiónConsumo de

energia primaria 2006 (mmtpce)

Variación 2006/2005

Total 10,�7� 2.4%

Asia Pacífico 3,642 4.9%

Europa y Euroasia 3,027 1.5%

Norteamérica 2,803 -0.5%

Oriente Medio 554 4.0%

Centro y Sudamerica 529 4.1%

África 324 2.6%


Gráfica 4Consumo regional de gas natural en 2006

(millones de pies cúbicos diarios)


1.6%

0.2%

6.3%6.8%

4.9%4.9%0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

Áfr

ica

Cent

ro y

Suda

mér

ica

Ori

ente

Med

io

Asi

a Pa

cífi

co

Nor

team

éric

a

Euro

pa y

Euro

asia

Tasas medias de crecimiento anual

1996-2006

importantes de electricidad durante el verano para uso de calefacciones, lo que ocasionó consumos mayores de gas en algunas semanas de julio y agosto.

La región de Norteamérica está integrada por tres países, los cuales se encuentran entre los primeros doce consumidores de gas natural en el mundo. Estados Unidos continuó como el principal consumidor en el mundo durante 2006, registrando una demanda de 59,953 mmpcd, volumen que representó 21.7% del total. Canadá consumió un volumen de 9,348 mmpcd, que lo convirtió en el cuarto país del ranking, mientras México generó una demanda que lo situó en el doceavo lugar de los consumidores mundiales.

En los últimos años el mercado de gas natural en el mundo se ha caracterizado por un mayor uso en los sectores de consumo, resultado de los beneficios ecológicos y económicos que ofrece respecto a otros combustibles, además de los desarrollos tecnológicos en el transporte del gas que han intensificado los intercambios interregionales a través del gas natural licuado (GNL).


24

El Consejo de Reguladores de la Comunidad Europea5 ha realizado estudios para introducir la competencia en los mercados de electricidad y gas natural dentro de la Comunidad (en países como Austria, Bélgica, Francia, Alemania e Italia), como parte de una política energética integral dirigida a lograr tres objetivos: la competitividad y eficiencia energética en el sector, seguridad en el abastecimiento y sustentabilidad. Lo anterior se debe a que la competitividad ha sido limitada en algunos países de la Comunidad Europea (CE) durante los últimos años, donde el mercado favorece a los competidores locales y no de otros países de la Eurozona.

Así, los resultados llevaron a la búsqueda de las bases de un sólo mercado europeo de energía, con bases regulatorias que supervisen al mercado, generando la expansión de las redes de gasoductos transfronterizos

en toda la Comunidad. Las iniciativas están orientadas a desarrollar una única red para el mercado interno de la CE de gas y electricidad, con una sola visión regulatoria, donde el desarrollo de infraestructura sea democrático, y exista la total desincorporación de las actividades de transporte y comercialización.

En la región de Europa-Euroasia6, el crecimiento activo en el uso del gas natural en la ultima década ha sido impulsado por países como Rusia, Italia, España, Turquía y Kazajstán, ya que estos estimularon 79.3% del crecimiento del consumo en la región. El principal consumidor de la región, y segundo a nivel mundial, es Rusia, quién consumió 41,806 mmpcd en 2006.

Asia-Pacífico fue la región que tuvo el mayor incremento en el consumo de gas entre 2005 y 2006

73,156

3,845

3,895

4,032

4,044

4,179

4,368

5,231

5,379

6,426

7,131

7,459

8,181

8,435

8,787

9,348

10,170

41,806

59,953

Resto del mundo

18. India

17. Malasia

16. Emiratos Árabes

15. Argentina

14. Uzbekistán

13. Francia

12. México

11. China

10. Ucrania

9. Arabia Saudita

8. Italia

7. Japón

6. Alemania

5. Reino Unido

4. Canadá

3. Irán

2. Rusia

1. Estados Unidos

Total mundial 275,826

Gráfica 5Consumo mundial de gas natural, 2006



5 Integrada por Alemania, Austria, Bélgica, Bulgaria, Chipre, Dinamarca, Eslovaquia, Eslovenia, España, Estonia, Finlandia, Francia, Grecia, Holanda, Hungría, Irlanda, Italia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, Rumania y Suecia.

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


25

con 6.5%. El crecimiento económico de estos países ha impulsado una demanda mayor en la región, aunado a algunas políticas energéticas que han adoptado. Por ejemplo, en Japón durante mayo de 2006 el Ministro de Economía, Comercio e Industria anunció una nueva estrategia de seguridad energética nacional, con una serie de objetivos a alcanzar entre los que destacaba el cuidado de la energía, la reducción en la participación del petróleo en la canasta de energéticos primarios, mayor eficiencia en el sector transporte para disminuir el consumo de los derivados del petróleo, aumento de la generación de electricidad a través de energía nuclear, entre otros.

Sin duda, esto representó el inicio de un cambio en la dinámica del mercado de energéticos de Asia-Pacífico. La sustitución del crudo manifestada en la política japonesa, se reflejó en un aumento de 536 mmpcd de gas natural en 2006. Cabe recordar que Japón consume casi una quinta parte del gas natural que demanda la región.

China se consolidó como el segundo mayor consumidor de la región, y por tercer año consecutivo presentó el mayor incremento anual, esta vez su consumo creció 955 mmpcd, colocándose en onceavo lugar entre los países consumidores, e incluso desplazando de esta posición a México durante 2006 (véase gráfica 5).

1.2 Oferta

1.2.1 Reservas mundiales de gas seco, 2006

Históricamente las reservas mundiales de gas natural, en la mayoría de los años, se han incrementado. Hasta finales de 2006, las reservas probadas de gas natural permanecieron prácticamente sin cambio, ya que reportaron un ligero ascenso de 0.7% respecto al año anterior para totalizar 6,405 billones de pies cúbicos (bpc)7.

Gráfica 6Reservas probadas mundiales de gas seco, 20061

(billones de pies cúbicos)

1 Cifras al cierre de 2006.2 Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción, p. 20. Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2007.

80514

6886889293101102106112

152159184209214

250895

9931,682

Resto del mundo40. México18. Egipto17. China

16. Malasia15. Australia

14. Indonesia13. Turkmenistán

12. Noruega11. Kazajstán

10. Irak9. Venezuela

8. Argelia7. Nigeria

6. Estados Unidos5. Emiratos Árabes

4. Arabia Saudita3. Qatar2 . I rán1. Rusia

Total mundial 6,405

RelaciónR/P

(años)77.8

> 100> 10096.0

> 10011.3

> 10053.3

> 100> 100

33.046.035.6

41.2

67.0

41.8

8.743.3

> 100

2

7 Un billón equivale a 1012.


26

Entre 1996 y 2006, las reservas de gas natural se han incrementado a una tasa promedio anual de 2.1%, mientras que las reservas de petróleo lo han hecho a 1.4% anual. La relación mundial de reservas de gas natural respecto a los niveles actuales de producción (R/P) es de 63.3 años, en tanto que la de petróleo es de 40.5 años8. Se debe considerar que la industria petrolera lleva más de 100 años activa, en comparación con la industria del gas natural que es relativamente nueva y muchos de los yacimientos de gas no se encuentran en producción o están en una fase inicial.

El incremento neto de las reservas probadas en el mundo fue de 44.5 bpc durante 2006. Las principales revisiones al alza fueron reportadas por Irán, Arabia Saudita, Kuwait, Indonesia y Estados Unidos, estos países aportaron un saldo positivo de 45.9 bpc. Mientras que las

declinaciones considerables se presentaron en Noruega y Holanda, donde las reservas cayeron en 5.5 bpc entre los dos países.

Si bien, se pueden encontrar reservas de gas natural en todos los continentes, éstas se encuentran distribuidas en forma muy irregular. Los enormes campos gasíferos que contienen dos terceras partes (66.7%) de las reservas de gas natural en todo el mundo se encuentran en los países de Oriente Medio y Rusia.

En Oriente Medio se concentra un volumen de 2,593.5 bpc en reservas de gas seco, es decir 40.5% de los recursos gasíferos del planeta, 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.

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, 2007.

NorteaméricaReserva Probada: 281.6 bpcParticipación mundial: 4.4%R/P: 10.6 años

Centro y SudaméricaReserva Probada: 242.8 bpcParticipación mundial: 3.8%R/P: 47.6 años

ÁfricaReserva Probada: 500.7 bpcParticipación mundial: 7.8%

R/P: 78.6 años

Oriente MedioReserva Probada: 2,593.5 bpcParticipación mundial: 40.5%R/P: mayor a 100 años

Asia PacíficoReserva Probada: 523.2 bpcParticipación mundial: 8.2%R/P: 39.3 años

Europa y EuroasiaReserva Probada: 2,263.7 bpcParticipación mundial: 35.3%R/P: 59.8 años

Mapa 1Distribución regional de las reservas probadas de gas seco 2006

(billones de pies cúbicos)



27

Únicamente Qatar e Irán contienen cerca de tres cuartas partes (72.8%) de las reservas en la región. La mayor parte de esas reservas de gas natural se encuentran en un mismo yacimiento en el Golfo Pérsico, conocido como South Pars en Irán y el North Field en Qatar y en sus fronteras marítimas. Cabe señalar que gran parte de las reservas de esos países están asociadas al petróleo, lo que refleja que ha existido poca exploración por gas no asociado, ya que la mayor parte del gas ha sido descubierto en la búsqueda de petróleo.

Las relación R/P en el resto de las regiones es muy variada, en Norteamérica es de 10.6 años, Centro y Sudamérica 47.6 años, en África 78.6 años, en Asia-Pacífico 39.3 años. En Europa-Euroasia, las reservas probadas de gas contabilizaron 2,263.7 bpc en 2006, esta región posee una relación R/P de 59.8 años. Esto se debe a que Rusia posee más de una cuarta parte de todas las reservas de gas natural en el mundo (26.3%).

1.2.2 Producción mundial de gas seco, 2006

El gas natural está ganando importancia rápidamente en el mercado energético global, convirtiéndose en un combustible de usos diversificados, principalmente porque su combustión es eficiente y limpia, lo cual se ha generado un incremento en los ritmos de producción para satisfacer la demanda, incluso acelerando la incorporación de reservas en distintos países por el crecimiento de la extracción.

El fuerte incremento en la producción mundial de gas natural en los últimos años ha derivado en que la tasa de R/P se haya reducido en niveles superiores a los programados, de tal manera se tiene que en 2003 dicha tasa se ubicó en 70.4 años, mientras que en el 2006 esta relación bajó a 63.3, incluso con el incremento en los niveles de adición de reservas.

La producción mundial de gas seco alcanzó un nivel de 277,225 mmpcd en 2006, dicha producción creció 29.0% entre 1996 y 2006, sin duda, porque este combustible se ha convertido en una alternativa respecto al petróleo y sus derivados. La distribución de la producción de gas

natural por región durante 2006 fue: Europa-Euroasia 37.3%; Norteamérica 26.5%; Asia-Pacifico 13.1%; Oriente Medio 11.7%; África 6.3%; Centro y Sudamérica 5.0%.

Los principales países productores de gas natural son Rusia y Estados Unidos. Otros países como Canadá, Irán, Noruega, Argelia, Reino Unido, Indonesia y Arabia Saudita presentaron importantes niveles de producción durante 2006. Estos nueve países representaron 63.8% de la producción global del gas seco en 2006, y se encuentran extrayendo de sus yacimientos por encima de los 7,000 mmpcd (véase gráfica 7). Cabe señalar que México se ubica en el lugar 19 como productor de gas seco, al considerar la clasificación del BP Statistical Review of World Energy.

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)9 produjo 41.7% del petróleo en el mundo, pero sólo 18.1% del gas natural durante 2006. Esto significa, que la dependencia energética en el caso del gas natural es mucho menor debido a la mayor diseminación de los yacimientos. Sin embargo, muchos de los países de la OPEP poseen consumos internos menores a su producción, lo que les permite colocar excedentes fuera de sus regiones geográficas, tan sólo Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Indonesia, Libia, Nigeria y Qatar, representaron 52.1% de la producción disponible para GNL.

Petróleos Mexicanos (Pemex) se ha colocado en una destacada posición en el escenario mundial, así lo han reconocido publicaciones especializadas en materia energética de prestigio internacional. De acuerdo con Energy Intelligence Group, Pemex se colocó en 2005 como la treceava empresa productora de gas seco en el mundo, en comparación con otras grandes corporaciones petroleras de distintos países. Esta posición refleja la importancia que tiene Pemex como empresa petrolera en el contexto internacional y el significado económico

9 Los miembros de la OPEP son Arabia Saudita, Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela.


2�

Gráfica 7Producción mundial de gas seco, 2006



49,1454,1954,3324,4604,5854,7895,3615,6655,8255,9896,0207,1317,1607,7368,1728,477

10,15918,093

50,70759,223

Resto del mundo19. México18. Egipto

17. Argentina16. Emiratos

15. Qatar14. Uzbekistán

13. China12. Malasia

11. Holanda10. Turkmenistán9. Arabia Saudita

8. Indonesia7. Reino Unido

6. Argelia5. Noruega

4. Irán3. Canadá

2. Estados Unidos1. Rusia

Total mundial 277,225

Cuadro 3Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 20051

Posición Compañía PaísPropiedad del

Estado (%)Propiedad de Privados (%)

Producción de gas (mmpcd)

1 Gazprom Rusia 50 50 53,135

2 Exxon Mobil Estados Unidos - 100 9,251

3 BP Reino Unido - 100 8,424

4 NIOC Irán 100 - 8,414

5 Royal Dutch/Shell Reino Unido /Holanda

- 100 8,263

6 Sonatrach Argelia 100 - 8,152

7 Saudi Aramco Arabia Saudita 100 - 6,721

8 Petronas Malasia 100 - 5,113

9 Total Fina Elf Francia - 100 4,780

10 Chevron Texaco Estados Unidos - 100 4,233

11 ENI Italia - 100 3,762

12 PetroChina China 90 10 3,681

13 Pemex México 100 - 3,575

14 Repsol YPF España - 100 3,415

15 Conoco Phillips Estados Unidos - 100 3,3371 El gas natural es clasificado por PIW como neto o producción comercial según el país. Fuente: Petroleum Intelligence Weekly (PIW), diciembre de 2006.


2�

que representa para el desarrollo de México10. Pemex se ubicaba como la empresa número 14 el año pasado en esta misma publicación (véase la Prospectiva del mercado de gas natural 2006-2015).

Durante 2006, la compañía Gazprom, la más grande del mundo en términos de producción de gas natural, registró un volumen de 53,794 mmpcd que representó 19.4% de total mundial y 90.8% de Rusia. Cabe mencionar que, en Rusia la producción de gas natural se lleva a cabo por las empresas Gazprom, Novatek, Lukoil, Yukos, Surgutneftgas, Rosneft, TNK-BP y Sibneft, entre otras. El año 2006, fue el primero posterior a la liberalización de acciones de Gazprom al mercado. Así, la participación accionaria de la empresa quedó de la siguiente manera: Gobierno de la Federación Rusa 50.002%, la Agencia Federal para la administración de la propiedad federal 38.373%, Rosneftegaz 10.740% y Rosgazifikatsiya 0.889%. La empresa ha adoptado una estrategia activa de globalización en los negocios, y se esta expandiendo, en el ultimo año tuvo acceso directo por primera vez al mercado italiano y francés, además de firmar un primer contrato de abastecimiento de gas con Dinamarca11.

Por su parte, en 2006 la empresa norteamericana Exxon-Mobil presentó una recuperación en la producción de gas natural al registrar un volumen de 9,334 mmpcd, 83 mmpcd más que el año anterior; sin embargo, no llegó a la producción de 2002, cuando introdujo al mercado global 10,452 mmpcd. Este incremento se dio en los activos de la empresa fuera de Estados Unidos, ya que esa producción pasó de 7,512 mmpcd a 7,709 mmpcd entre 2005 y 2006, mientras que dentro de Estados Unidos la producción de Exxon-Mobil cayó de 1,739 mmpcd a 1,625 mmpcd12.

1.2.3 Oferta mundial de gas natural licuado, 2006

Hay dos formas principales de transportar gas natural de los centros productores al mercado de consumo, por gasoductos o en forma de GNL. Ambos, requieren capitales intensivos, con tiempos largos de construcción y por lo tanto requieren de un período considerable para recuperar la inversión inicial. Los gasoductos son más rentables a distancias cortas, sin embargo generan alta dependencia de quien consume con el que suministra.

El GNL ofrece una mayor flexibilidad para el intercambio que el transporte a través de gasoductos, permitiendo a los cargamentos de gas natural ser llevados y entregados donde la necesidad sea mayor y los términos comerciales sean más competitivos. Un estudio de costos de transporte publicado por Center for Energy Economics de Estados Unidos demuestra que a medida que aumenta la distancia por la que el gas natural es transportado, el uso del GNL tiene beneficios económicos sobre el uso de gasoductos. Transportar GNL resulta más económico que transportar gas natural en gasoductos sumergidos mayores a 1,126.5 km (700 millas), o a través de gasoductos en tierra a distancias de más de 3,540.5 km (2,200 millas)13.

El volumen de gas natural intercambiado en el mundo fue de 72,384 mmpcd durante 2006, es decir una cuarta parte (25.1%) de la producción mundial del hidrocarburo se destinó al comercio exterior. En 2006, la mayor parte del comercio fue llevada acabo a través de gasoductos, esto es 71.8%, y el restante 28.2% bajo la forma de GNL, ganando 2% en la participación de los flujos intercambiados entre los países (véase gráfica 8)14.

El GNL es gas natural que ha sido enfriado a -160°C para hacerlo líquido; esta operación se realiza en un tren de licuefacción. A menudo una planta de licuefacción comienza con una o dos unidades de proceso (llamados trenes). Una vez que estos trenes tienen éxito, técnica

10 Cabe aclarar, que la revista utiliza criterios para determinar la producción comercial de cada empresa, por tal motivo, los valores de producción reportados oficialmente no coinciden con algunos cuadros del presente documento para el 2005.11 Annual Report 2006, Gazprom, p. 9 y 66, versión electrónica.12 2006 Summary Annual Report, Exxon Mobil, p. 20 y 45, versión electrónica.

13 Introducción al GNL, Center For Energy Economics, Enero de 2003.14 Durante 2006 el comercio de gas natural a través de gasoductos fue de 51,962 mmpcd, mientras que el GNL colocó 20,423 mmpcd.


30

y comercialmente, se agregan más trenes a un costo marginal más bajo, siempre que los recursos gasíferos a los que tiene acceso la planta sean suficientes. Después de la licuefacción, el gas es transportado en barcos especialmente diseñados. En el punto de destino el líquido es calentado para volverlo a un estado gaseoso en una terminal de regasificación.

El alto costo de capital asociado a la producción de GNL y el transporte ha alentado un modelo del negocio basado en el largo plazo, (típicamente 20 años) llamado “take or pay” con obligaciones de compra, pactado durante la construcción de planta (normalmente esto ocurre cinco años antes de la primer producción programada). Este

Gráfica 8Comercio internacional de gas natural, 1996-2006


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

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Gas natural licuado Por gasoductos

modelo aún continua vigente, pero ha empezado a ser modificado, ya que ahora las ventas son más flexibles y en periodos más cortos, tal como sucede en el comercio del petróleo. Estas modificaciones ya son aplicadas en contratos de países como Japón y Corea del Sur, donde los consumos de GNL son considerables.

Desde que los barcos de GNL son relativamente libres de nominar su destino, es más fácil destinarlo hacia el mercado que ofrece el precio más alto, aún cuando fue contratado originalmente a otro mercado, esta flexibilidad logística no la poseen los gasoductos. Hoy en día el costo del GNL es competitivo en cualquier región del mundo.

A pesar de los pequeños volúmenes, los movimientos en los precios regionales de GNL han derivado en una globalización en el comercio de este combustible.

Dichos movimientos han sido impulsados por los nuevos esquemas o modelos de negocios de GNL. En los modelos tradicionales de GNL, los intercambios eran designados entre vendedores y compradores en un largo plazo, únicamente.

Hoy, las compañías de petróleo y gas más importantes e integradas verticalmente aseguran su propio suministro de GNL a largo plazo, a través del upstream15 de lo que posee y lo que necesita contratar. Posteriormente, comercializan directamente cargamentos que pueden tener múltiples salidas con rutas definidas. A diferencia de los modelos tradicionales, donde los cargamentos

15 Las actividades relativas a la exploración, producción y entrega al centro procesador del gas natural.


31

de entrega están asegurados en el largo plazo, ahora tienen más flexibilidad para desviar cargas a lugares diferentes. Esta tendencia incrementará los cargamentos considerados como spot, aunque originalmente estén vinculados a un contrato base de largo plazo.

Sin duda, dicha tendencia podría incrementar aún más la oferta de GNL, ya que le daría flexibilidad a plantas de licuefacción, y podrían suministrar cargamentos a los mercados del Atlántico y del Pacífico, generando productores híbridos que podrían instalarse en Oriente Medio, en países como Qatar, y suministrar ambos mercados en los siguientes años.

El GNL se ha convertido en una opción competitiva para ofrecer el combustible cada vez a 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 simplemente buscan la diversificación de suministro, a pesar de realizar importaciones por gasoductos o como alternativa para reducir la dependencia del petróleo al no poseer reservas. Los fundamentos anteriores generaron oportunidades de inversión en la expansión

y fortalecimiento del mercado de GNL durante la última década.

A finales de 2006, se encontraban en operación 22 plantas de licuefacción16 en todo el mundo, tras la entrada en operación de la nueva planta de Darwin LNG en Australia, que comenzó a exportar GNL a principios del año hacia Japón. Considerando que hubo una expansión de un nuevo tren en la terminal de Bonny Island en Argelia, al último año existe una capacidad nominal de licuefacción de 413.5 millones de metros cúbicos (mmm3) de GNL por año, repartidos en 74 trenes de licuefacción. De acuerdo con esa capacidad de licuefacción se obtuvo un porcentaje de utilización promedio de 83.7% durante 2006. La capacidad total de almacenaje de GNL ascendió aproximadamente a 5,811 miles de metros cúbicos (mm3) distribuidos en 65 tanques, que representan casi seis días de la producción mundial de GNL.

Al último año se registró la existencia de 57 plantas de regasificación en el mundo. En 2006 comenzaron operaciones seis terminales nuevas de regasificación: Sagunto en España, Aliaga en Turquía, Altamira en México, Guangdong en China y dos más en Japón, Mizushima y

Figura 1Modelos de negocios de GNL tradicionales y recientes

Fuente: Natural Gas Market Review 2007, International Energy Agency.

Upstream Licuefacción Transporte Regasificación

Vendedores Compradores

Compañías integradas (petroleras)

Usos finales

Algunos compradores ingresan en el upstream Modelos recientes

Modelos tradicionales

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


32

Sakai. Con dichos incrementos, se totaliza una capacidad instalada de regasificación de 544 miles de millones de metros cúbicos (mmmm3) por año de gas natural y una capacidad de almacenamiento 27,261 (mm3) de GNL con 283 tanques.

Al término de 2006, la flota de buques para transportar GNL en el mundo fue de 219 metaneros, de los cuales, cinco fueron entregados en el transcurso de 2006 (el Excelerate, el Seri Angkasa, el Seri Anggun, el LNG Lokoya y el Gaz de France Energy) aunque no entregaron ningún cargamento durante el año.

Actualmente, la élite de los exportadores de GNL se conforma por 13 países. En 2006 el mundo vio crecer 11.8% la producción de GNL, es decir un volumen de 2,154.7 mmpcd, el cual es el crecimiento más fuerte que haya visto esta industria entre un año y otro. Un hecho relevante en el último año, fue que Qatar superó a Indonesia como el exportador más grande de GNL en el mundo, similar a lo ocurrido en 1984, cuando Indonesia reemplazó a Argelia. Qatar exportó 3,008.0 mmpcd de GNL en 2006, seguido por 2,861.0 mmpcd de Indonesia y 2,712.9 mmpcd de Malasia.

Mapa 2Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2006

Fuente: International Energy Agency.

(5)

(2)

Terminales de regasificación de GNL: 57

Terminales de licuefacción de gas natural: 22

(2)(2)

(27)(4)

(5)

(2)

(3)(2)

Terminales de regasificación de GNL: 57

Terminales de licuefacción de gas natural: 22

(2)(2)


33

La terminal de Darwing LNG en Australia comercializó su primer cargamento durante febrero de 2006, y adicionó a la capacidad nominal mundial de licuefacción un volumen de 6.7 mmm3 por año de GNL. Dicha terminal, propiedad de la empresa ConocoPhillips, sólo incorporó un tren de licuefacción, que comercializó GNL con las empresas japonesas Tokio Electric y Tokio Gas. Además, en la planta de licuefacción de North West Shelf se adicionó un cuarto tren de licuefacción, mismo que envió a China sus primeros cargamentos a mediados de 2006. Lo anterior sustentó un incremento de 307.7 mmpcd de GNL en la producción de Australia, y es posible que con la caída en la producción de Indonesia, gane parte en los mercados de exportación del Pacífico con la nueva planta ubicada en el noreste del país.

Indonesia está disminuyendo su posición dominante en Asia. Este país, ha dominado el mercado asiático de GNL desde su primer cargamento exportado en 1977, y ahora están decreciendo sus exportaciones después de alcanzar un pico de 3,755.0 mmpcd en 1999, y 3,450.2 mmpcd en 2003. Lo anterior es consecuencia de que las reservas de gas natural están menguando y se esperan tasas de restitución bajas para los próximos años, además la producción de GNL está siendo desincentivada, disminuyendo sus contratos, ya que esperan un crecimiento de la demanda interna. Particularmente, la declinación más significativa en la producción esta ocurriendo en los campos de la región East Kalimantan, que abastece a las plantas de licuefacción de Bontang y Arum LNG.

Cuadro 4Exportaciones de GNL, 1996-2006(millones de pies cúbicos diarios)

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total �,��0.4 10,76�.6 10,�33.0 12,016.7 13,215.0 13,�30.� 14,511.� 16,335.7 17,170.1 1�,267.� 20,422.5

1. Qatar - 280.6 464.4 786.6 1,354.7 1,600.3 1,798.6 1,856.7 2,321.5 2,622.0 3,008.0

2. Indonesia 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 3,043.8 2,861.0

3. Malasia 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 2,759.4 2,712.9

4. Argelia 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 2,484.6 2,387.9

5. Australia 974.5 948.2 957.8 974.3 975.5 986.9 970.4 1,017.8 1,174.3 1,436.8 1,744.4

6. Nigeria - - - 71.6 541.3 757.6 758.5 1,140.7 1,214.8 1,164.9 1,700.9

7.Trinidad y Tobago

- - - 198.3 338.7 353.1 514.7 1,152.3 1,349.9 1,355.5 1,572.2

8. Egipto - - - - - - - - - 670.5 1,448.4

9. Omán - - - - 238.3 718.9 770.2 891.1 871.3 892.1 1,116.5

10. Brunei 839.4 793.4 783.7 813.7 848.1 870.8 884.3 935.6 916.6 885.3 949.1

11. Emiratos Árabes

714.0 725.6 686.9 684.0 668.7 685.0 662.8 687.9 712.1 690.8 685.0

12. Estados Unidos

173.7 164.5 174.2 159.6 159.2 173.2 164.5 158.7 162.1 178.0 166.4

13. Libia 115.8 106.4 87.1 92.9 77.2 74.5 61.0 72.6 60.8 84.2 69.7

14.Taiwán - - - - - 39.7 - - - - -

15. Japón - - - - - - 14.5 - - - -

16. Corea del Sur

- - - - - - 4.8 - - - -

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


34

Por el lado de los importadores son 17 los países que consumen el GNL, China y México se incorporaron a este grupo en 2006. Japón permanece, por mucho, como el mayor importador de GNL con un volumen de 7,902.2 mmpcd, seguido por Corea del Sur con 3,303.1 mmpcd y España con 2,362.7 mmpcd. Cabe señalar que, la tasa de crecimiento de las importaciones europeas en el último año fue de 14.2% y permaneció por encima de la tasa de crecimiento global de 11.8%, teniendo como resultado una participación de 27.2% del mercado de GNL, lo que demuestra el dinamismo de esta región en el comercio de GNL.

El mercado asiático presentó el crecimiento más importante para una región entre 2005 y 2006 al incrementar 1,235.5 mmpcd de GNL. Esto se debió principalmente a las crecientes importaciones de Japón y Corea del Sur, las cuales fueron significativas en 536.0 mmpcd y 357 mmpcd, respectivamente. Además del incremento de la India y la entrada en operación de la

terminal de regasificación de China, recibió el primer cargamento de GNL en la terminal de Guangdong en mayo de 2006, y promedió importaciones de 96.8 mmpcd.

La terminal de Altamira en la costa de Golfo de México recibió el primer cargamento de GNL en agosto 2006 proveniente de Nigeria. La operación comercial de la terminal comenzó en septiembre, y el gas es utilizado únicamente por la CFE para generar electricidad, como resultado de una estrategia de diversificación de la producción nacional y una reducción de la dependencia del gas proveniente de gasoductos de los Estados Unidos.

1.2.4 Almacenamiento de gas natural, 2006

Al 1 de enero de 2007, había una capacidad de almacenamiento de gas natural de 7,422 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) en el mundo en términos de gas disponible. La producción máxima o entrega disponible actualmente en los almacenamientos es de 150,900

Cuadro 5Importaciones de GNL1, 1996-2006(millones de pies cúbicos diarios)

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total �,��0.4 10,76�.6 10,�33.0 12,016.7 13,215.0 13,�30.� 14,511.� 16,335.7 17,170.1 1�,267.� 20,422.5

1. Japón 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 7,384.2 7,920.2

2. Corea del Sur 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 2,946.1 3,303.1

3. España 665.8 648.2 570.8 692.7 817.3 952.0 1,186.2 1,455.2 1,689.5 2,114.0 2,362.7

4. Estados Unidos

115.8 193.5 222.5 442.2 602.1 637.6 627.0 1,388.4 1,782.1 1,729.0 1,602.2

5. Francia 752.6 890.1 948.2 992.7 1,083.6 1,011.1 1,116.5 954.9 736.2 1,241.3 1,342.9

6. Taiwán 328.1 396.7 454.7 517.6 569.3 609.5 677.3 723.7 880.9 929.8 986.9

7. India - - - - - - - - 253.8 584.4 773.1

8. Turquía 221.9 280.6 348.3 307.7 357.0 467.3 517.6 482.8 412.0 472.2 553.4

9. Bélgica 386.0 435.4 416.0 390.9 405.3 232.2 319.3 304.8 275.0 288.3 414.1

10. Reino Unido - - - - - - - - - 50.3 344.4

11. Italia - 183.8 193.5 274.8 461.2 508.0 551.5 534.1 569.3 241.9 299.9

12. Portugal - - - - - 25.2 41.6 82.2 126.4 152.9 190.6

13. China - - - - - - - - - - 96.8

14. México - - - - - - - - - - 90.9

15. Puerto Rico - - - - - 61.0 61.0 71.6 65.6 64.8 69.7

16. Grecia - - - - 28.9 48.4 48.4 53.2 53.1 44.5 47.4

17. Rep. Dominicana

- - - - - - - 29.0 17.4 24.2 24.2

1 La cifra para México proviene de la fuente y no coincide con el dato del balance nacional de gas natural 1996-2006.Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, varios años.


35

mmpcd lo que equivale a 13 horas de la producción diaria en el mundo.

Actualmente existe una capacidad de 5,758.2 mmmpc para almacenamiento de gas natural en yacimientos agotados de gas natural o petróleo, 810.6 mmmpc más en acuíferos, 526.4 mmmpc en domos salinos y 326.8 mmmpc en otro tipo de instalación. Si bien, los almacenamientos de gas natural son normalmente subterráneos en formaciones geológicas naturales con características similares a las de los yacimientos, también se puede almacenar el gas natural en estado liquido como GNL, para ocupar menos espacio.

Los países europeos han desarrollado capacidades de almacenamiento, como parte de una política integral de seguridad de abasto en sus mercados internos, lo que les permite garantizar suministros adecuados ante los cambios de demanda estacional y demandas pico inesperadas. Así, hoy en día, 15 de los países de la Comunidad Europea cuentan con algún tipo de almacenamiento de gas natural.

1.3 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica, 2006

En la región de Norteamérica se encuentra uno de los mercados de gas natural más importantes del mundo.

Cuadro 6Capacidad mundial de almacenamiento de gas natural a 2006

(miles de millones de pies cúbicos)

PaísGas

disponible

Producción máxima

(mmpcd )

Gas disponible por tipo de almacenamiento

Yacimientos agotados1 Acuíferos Domos Salinos Otros2

Estados Unidos 4,066.0 85,059 3,520.3 368.1 177.6 -

Alemania 675.9 16,348 376.6 49.4 237.4 12.5

Canadá 672.5 11,145 387.9 - 3.5 281.2

Italia 467.9 10,457 467.9 - - -

Francia 381.4 6,685 - 351.7 29.7 -

Reino Unido 154.1 4,538 127.8 - 17.1 9.2

Rumania 130.5 918 130.5 - - -

Hungría 123.6 1,677 123.6 - - -

Turquía 107.2 682 56.5 - 33.9 16.8

Austria 100.6 1,136 100.6 - - -

Eslovaquia 96.8 1,180 96.8 - - -

Holanda 87.5 6,039 84.8 - - 2.8

España 83.6 441 83.6 - - -

República Checa 80.7 1,603 73.5 5.3 - 1.9

Polonia 58.3 713 45.2 - 13.1 -

Australia 46.2 713 45.6 - - 0.6

Dinamarca 29.7 459 - 15.5 14.1 -

Bélgica 22.4 812 - 20.5 - 1.9

Croacia 19.4 177 19.4 - - -

Bulgaria 17.7 117 17.7 - - -

Total 7,422.0 150,�00 5,75�.2 �10.6 526.4 326.� 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 2007, International Energy Agency.


36

Norteamérica ha sido en gran parte autosuficiente en gas natural, sólo 2.3% de su consumo se abastece con GNL que proviene de otras regiones del mundo.

En 2006, Canadá continuó siendo el exportador más importante de gas natural a los Estados Unidos, cerca de una sexta parte del gas utilizado en los Estados Unidos viene de Canadá. Dicho volumen registró exportaciones de gas natural por 9,651.1 mmpcd, mientras que las importaciones de Canadá provenientes de Estados Unidos alcanzaron 906.6 mmpcd en el último año. Además, Estados Unidos exportó a México 939.6 mmpcd17, e importó de México 32.7 mmpcd.

Las importaciones de otras regiones se realizan en forma de GNL a través de seis terminales de regasificación, cinco en Estados Unidos y una en México. Esta última ayudó a México a liberar parte de las importaciones que realizaba a través de interconexiones con Estados Unidos, y comenzó a operar en el último trimestre de 2006.

En la región de Norteamérica, el valor del gas se determina libremente en el mercado y ha resultado en precios altamente volátiles, particularmente en los últimos años. Estados Unidos al ser el mercado más grande de consumo, tiene una incidencia importante en los precios del mercado regional. Después de una temporada de

Mapa 3Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2006


Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2007 y Gas del Litoral.

GNLCanadá

Estados Unidos

32.7Terminales de regasificación

Terminales de licuefacción

939.6

GNL

Canadá

Estados Unidos

166.4

906.6

9,651.1

32.7

1,602.2

Terminales de regasificación

Terminales de licuefacción78.8

GNL

México

17 De este volumen Pemex importó un total de 450.9 mmpcd.


37

huracanes sin precedentes como la que se dio en la Costa de Golfo en 2005, se generó una caída en la demanda de gas, derivado de los siguientes inviernos que no fueron tan gélidos como en años anteriores, y como una reacción de los usuarios industriales y después de los residenciales a los precios altos; hecho que no sucedió en la generación de electricidad que continuó aumentando su demanda.

Existe una fuerte correlación entre los precios en los Estados Unidos y el número de pozos perforados exploratorios y de desarrollo de gas natural. Se estima que desde 2002, en Estados Unidos aumentó cerca de 90% la actividad de perforación en cuatro años. Este comportamiento se presentó en Canadá, que ha duplicado el número de nuevos pozos perforados que se estima 17,700 en 2006.

Al sustituirse parte de la demanda por el incremento de precios y aumentar la producción en Estados Unidos, las importaciones desde Canadá y de GNL se redujeron entre 2005 y 2006 en 2.9% y 7.5%, respectivamente, de acuerdo con el Departament of Energy (DOE). En el caso del GNL, los precios incitaron a los productores a desviar del mercado de Estados Unidos algunos cargamentos. Mientras que en 2005, se recibieron 229 cargamentos, para 2006 sólo llegaron 211 barcos provenientes de Argelia, Egipto, Nigeria y Trinidad y Tobago.

1.4 Precio internacional del gas natural, 2006

Durante 2006, los precios promedio de los diferentes mercados presentaron incrementos de manera generalizada, salvo en la región de Norteamérica. El precio del GNL en el mercado líder, el japonés, promedió 7.14 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), 1.09 dólares encima del año anterior. Cabe señalar que, Japón, el mayor importador de GNL en el mundo, mantiene el precio del gas indexado al valor del JCC (de las siglas en ingles de Japan Crude Cocktail), el cual corresponde al precio promedio mensual de los cargamentos de petróleo crudo importados por Japón, además de incluir una variable que contrarresta los efectos de la volatilidad, reflejándolos de tres a seis meses después en el precio del gas.

El mayor incremento entre 2005 y 2006, se presentó en el promedio de los países de la Comunidad Europea, alcanzando un precio de 8.77 US$/MMBTU, es decir 2.49 dólares más que en 2005. Esta tendencia estuvo soportada por las condiciones de mercado en el bloque, ya que la producción de la Comunidad Europea sólo cubre 40.7% de su consumo promedio de gas, y ésta cayó 4.9% en el último año, pese a que la demanda disminuyó 1.4%. Por lo que, las importaciones de GNL en la Comunidad aumentaron 21.0%, y el resto se abasteció con gas proveniente de Rusia18. En Europa, el precio del gas natural está influenciado a menudo por la competencia con los combustibles sustitutos.

El precio en el Reino Unido presentó un incremento 0.49 dólares, por lo que el índice Heren NBP (de sus siglas en ingles National Balancing Point), registró un valor de 7.14 US$/MMBTU. Este índice describe la actividad de mercado entre la oferta y la demanda dentro del Reino Unido con base en los contratos de corto plazo, y se emite como un precio spot.

El Henry Hub, en Estados Unidos, registró una declinación considerable de 2.04 dólares, para promediar 6.76 US$/MMBTU. Asimismo, el precio en Canadá se ubicó 1.43 dólares por debajo del precio promediado en 2005. La región de Norteamérica es un mercado altamente liberalizado, donde los precios fluctúan en función de la oferta y la demanda. Tras la caída en la demanda hacia finales de 2005 y que se extendió en 2006, aunado al incremento en la oferta de gas, se generó una baja en los precios del hidrocarburo.

En Estados Unidos, los precios spot del energético se caracterizaron por un comportamiento a la baja después de los niveles registrados en el invierno de 2005. En gran medida, el hecho de que se mantuvieran relativamente bajos los precios del gas natural en 2006, obedece a que durante gran parte del año los inventarios estuvieron por encima del promedio mensual de los últimos seis años. En enero, el precio spot del gas marcador Henry

18 Para obtener dicha estadística no se consideraron ni Bulgaria ni Rumania que se integraron a la Comunidad Europea durante 2007.


3�

Hub promedió 8.69 US$/MMBTU, lo cual fue causado principalmente por las bajas temperaturas registradas en la mayor parte del territorio de los Estados Unidos durante la primer mitad de diciembre de 2005, los altos precios del petróleo y los bajos niveles de gas almacenado al cierre de diciembre.

Posteriormente, las condiciones climatológicas evolucionaron favorablemente, junto con la sustancial reposición de los inventarios de gas almacenado al cierre de enero, lo que ocasionó un desplome de los precios del gas para febrero, los cuales cayeron 1.15 dólares para ubicarse en 7.54 US$/MMBTU.

En el transcurso de febrero, las condiciones climatológicas favorables continuaron, los precios del petróleo experimentaron una ligera tendencia a la baja y los niveles de gas almacenado continuaron aumentando en términos relativos respecto del promedio de los últimos cinco años, lo que repercutió en una nueva disminución de 8.7% en el precio, alcanzando 6.88 US$/MMBTU.

En marzo, los pronósticos del clima para el verano mantuvieron una tendencia favorable; además, los niveles de almacenamiento de gas continuaron en aumento; no obstante, los precios del petróleo mostraron un ligero aumento. Para abril el precio spot del contrato Henry Hub aumentó y se ubicó en 7.16 US$/MMBTU. Entre los factores que propiciaron el alza se encuentran, el fuerte aumento registrado en los precios del petróleo crudo, un incremento importante en las compras de gas natural para almacenamiento y un alto volumen de inventarios durante la ultima semana del mes.

El índice reportado para el mes de mayo se situó en 6.25 US$/MMBTU, resultado de las condiciones climáticas favorables observadas durante el periodo de determinación, así como de una disminución en el consumo residencial de gas natural en el mercado estadounidense. Lo anterior, junto con los elevados niveles de gas almacenado (704.1 mil millones de pies cúbicos por arriba del promedio de los últimos 5 años), provocaron una disminución para junio y julio, situando el precio en 6.21 y 6.17 US$/MMBTU, respectivamente.

Cuadro 7Precios internacionales del gas natural¹, 1996-2006

(dólares por millón de BTU)

Año GNL Gas natural

Japón csf² Unión Europea csf²Reino Unido

(Heren NBP index)EU (Henry Hub) Canadá (Alberta)

1996 3.66 2.43 1.87 2.75 1.12

1997 3.91 2.65 1.96 2.52 1.36

1998 3.05 2.26 1.86 2.08 1.42

1999 3.14 1.80 1.58 2.27 2.00

2000 4.72 3.25 2.71 4.23 3.75

2001 4.64 4.15 3.17 4.06 3.60

2002 4.27 3.46 2.37 3.34 2.58

2003 4.77 4.40 3.33 5.62 4.82

2004 5.18 4.56 4.46 5.85 5.03

2005 6.05 6.28 7.38 8.80 7.26

2006 7.14 8.77 7.87 6.76 5.831 Precios promedio.2 csf: costo + seguro + flete. Fuente: BP Statistical review of world energy, 2007


3�

En el transcurso de julio la tendencia estable se revirtió. Factores como temperaturas récord observadas durante la segunda mitad del mes a lo largo del territorio de los Estados Unidos, ocasionaron un aumento en la demanda de gas natural para la generación eléctrica. Esto, junto con los altos precios del petróleo, ocasionaron que el precio correspondiente a agosto experimentara un aumento, para alcanzar 7.14 US$/MMBTU. Posteriormente, a lo largo de agosto el clima regresó a parámetros de temporada; por otra parte, los altos niveles de almacenamiento, así como una disminución en los precios del petróleo a finales de mes ocasionaron una disminución para septiembre, con lo cual el precio alcanzó 4.90 US$/MMBTU, rompiendo el piso de los 5 dólares para situarse en el mínimo nivel de precios desde noviembre de 2003.

Después de que en octubre la cotización de referencia mensual del gas natural registró un valor de 5.85 US$/MMBTU, ésta repuntó drásticamente con un aumento de 26.7% en noviembre al situarse en 7.41 US$/MMBTU. Este comportamiento se debió principalmente al aumento de la demanda del energético como consecuencia del inicio de la temporada invernal. En diciembre de 2006, el precio spot del gas natural marcador Henry Hub en promedio mensual fue de 6.74 US$/MMBTU, con una perdida

de 68 centavos de dólar respecto al precio promedio mensual registrado en noviembre, esto principalmente influenciado por los altos niveles de inventarios de gas y la caída en los precios del crudo.

1.5 Mercado prospectivo de gas natural , 2004-2020

Considerando el escenario base del International Energy Outlook 2007 del DOE, el consumo mundial de energía crecerá a una tasa de 1.9% cada año entre 2004 y 2020. Se prevé que el crecimiento más dinámico en la demanda de energía ocurra en países que no pertenecen a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), estos países crecerán a una tasa de 3.0% anual en su consumo de energía durante el periodo 2004-2020, impulsado por el crecimiento de economías como China e India; mientras que el promedio de los países de la OCDE crecerá a un ritmo de 0.9% por año, debido a que la mayoría de esos países poseen mercados energéticos maduros.

El consumo mundial de energía en 2004 fue de 446.7 PetaBTU19, y se estima llegue a 607.0 PetaBTU en 2020. Hacia el final del periodo se espera que el petróleo y

Gráfica 9Precios Spot Henry Hub e inventarios del gas natural en Estados Unidos, 2006

(dólares por millón de BTU y miles de millones de pies cúbicos)

Fuente: Sener con base en Reuters y DOE.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

mm

mpc

dóla

res

por

mil

lón

de

BTU

Precios Henry Hub Inventarios

19 El prefijo Peta equivale a 1015.


40

sus derivados sigan abasteciendo 34.7% de la demanda de usos finales, mientras que el carbón y el gas natural cubrirán 27.5% y 24.2%, respectivamente. El precio del carbón y el impulso que este reciba del crecimiento de China e India lo convertirá en el combustible fósil con crecimientos más elevados hacia el 2020 (2.4%), pese a que se prevé que el gas natural sustituirá al petróleo y sus derivados en usos finales para el sector industrial.

1.5.1 Demanda mundial de gas natural, 2004-2020

Hacia el futuro, se estima que el consumo mundial de gas natural pasará de 317.5 miles de millones de pies cúbicos diarios (mmmpcd) a 386.6 mmmpcd entre 2004 y 2020. Si bien la tasa de crecimiento anual del gas natural es ligeramente menor a la del carbón, se espera que sea una fuente importante en la generación de electricidad y el sector industrial, debido a que es una opción ambientalmente más atractiva, y su combustión es más eficiente respecto al carbón y los petrolíferos. Estas condiciones lo privilegiarán ya que algunos gobiernos están implementando políticas de desarrollo sustentable, tanto regionales como nacionales, para reducir emisiones de dióxido de carbono (CO

2).

Los procesos del sector industrial son los principales consumidores de gas natural; durante 2004 este sector demandó 44.0% del consumo mundial de gas natural. Se espera que, en el mundo los precios de crudo permanezcan elevados para el futuro, lo cual generará que el gas natural desplace a los petrolíferos; por lo que se estima que la demanda de gas del sector industrial crecerá a un ritmo de 2.1% entre 2004 y 2020, en el último año el sector consumirá 47.7% de la demanda total mundial.

Es en el sector eléctrico, donde el gas natural presentará la mayor tasa de crecimiento en el consumo, la cual se estima de 3.0% anual en el periodo 2004-2020. Lo anterior como resultado del atractivo de las nuevas plantas de ciclo combinado que poseen eficiencias relativas al combustible elevadas para la generación de electricidad. Si el uso del gas natural en el sector eléctrico se estimó en 31.0% durante 2004, esta participación alcanzará 39.1% en el consumo mundial de gas natural para 2020.

Gráfica 10Demanda mundial de energía por fuente, 2000-2020

(PetaBTU)

Fuente: Sener con base en International Energy Outlook 2007, EIA/DOE.

0

50

100

150

200

250

2000 2005 2010 2015 2020

Petróleo Gas natural Carbón Nucleoenergía Renovables

Histórico Prospectivo

tmca2004-2020=1.4%

tmca2004-2020=2.4%

tmca2004-2020=2.2%

tmca2004-2020=2.0%

tmca2004-2020=1.6%


41

1.5.2 Oferta mundial de gas natural, 2004-2020

Se pronostica que la producción mundial de gas natural se incrementará en 115.9 mmmpcd entre 2004 y 2020, de los cuales 91.0% se espera provenga de regiones de países no pertenecientes a la OCDE, cuya oferta pasará de 161.4 mmmpcd en 2004 a 266.8 mmmpcd hacia 2020. En particular, los países de Oriente Medio y Rusia impulsarán dicho crecimiento en un 42.1% en conjunto durante el periodo. Las expectativas en ambos casos son que abastezcan las cuencas del Atlántico y del Pacífico, con Rusia exportando principalmente por gasoductos y muchos de los países de Oriente Medio haciéndolo con cargamentos de GNL.

Actualmente, Rusia posee una amplia red de gasoductos hacia varios países de Europa, y está planeando la construcción de gasoductos hacia China y Corea del Sur, además comenzará a incursionar en el mercado de GNL.

Rusia tiene planes en el mediano plazo para construir terminales de licuefacción que puedan abastecer el mercado del Atlántico y en el corto plazo comenzará a exportar GNL a la cuenca del Pacífico. Algunos países de Oriente Medio, como Qatar, tienen proyectos para exportar GNL hacia los mercados de Norteamérica y Europa.

En algunos países no OCDE de Asia y África, que poseen importantes cantidades de reservas, también incrementarán la oferta de gas natural. En Asia, sin considerar a China e India, la oferta crecerá a una tasa de 3.2% hacia 2020, esa oferta excedente será impulsada en países como Brunei, Indonesia, Malasia y Myanmar. En la región de África 57.7% de la producción de gas natural será destinada a exportación, por lo que se están considerando ductos que conecten con Europa en el norte del continente, y otra parte será a través de expansiones en la capacidad de licuefacción.

Cuadro 8Demanda mundial de gas natural por región, 1990-2020

(miles de millones de pies cúbicos diarios)

Región/País 1990 2003 2004 2010 2015 2020 tmca*

OCDE

Norteamérica 61.6 75.1 75.6 83.6 88.8 93.7 1.3

Europa 31.8 49.9 51.5 58.4 63.0 66.3 1.6

Asia 7.7 13.7 13.7 16.2 17.8 18.9 2.0

Total OCDE 101.1 13�.6 140.� 15�.1 16�.6 17�.� 1.5

No OCDE

Europa y Euroasia 73.2 64.7 66.8 73.7 79.7 86.0 1.6

Rusia 47.4 41.9 43.8 47.9 51.2 54.0 1.3

Otros 26.0 22.7 23.0 25.8 28.5 31.8 2.0

Asia 7.9 21.1 23.3 34.2 51.5 52.6 5.2

China 1.4 3.0 3.8 7.7 10.1 12.6 7.7

India 1.1 2.7 3.0 4.9 5.8 7.1 5.5

Otros 5.5 15.3 16.4 21.6 27.4 32.9 4.4

Oriente Medio 9.9 21.9 23.6 28.8 33.4 38.1 3.0

África 3.8 6.8 7.1 9.0 11.0 12.9 3.8

Centro y Sudamérica 5.5 10.1 11.2 14.2 16.4 18.1 3.0

Total no OCDE 100.3 124.7 132.1 160.0 1�2.1 207.7 2.�

Total mundial 201.1 263.0 272.� 317.5 353.4 3�6.6 2.2

* Tasa media de crecimiento anual 2004-2020.Fuente: Sener con base en International Energy Outlook 2007, EIA/DOE.


42

Cuadro 9Producción mundial de gas natural por región, 2004-2020


Región/País 2004 2010 2015 2020 tmca*

OCDE

Norteamérica 73.7 77.0 77.3 80.3 0.5

Europa 31.2 32.1 30.7 29.3 -0.4

Asia 4.4 6.0 8.5 10.4 5.6

Total OCDE 10�.3 115.1 116.4 120.0 0.6

No OCDE

Europa y Euroasia 78.4 91.0 99.7 108.2 2.0

Rusia 61.4 68.2 75.1 82.2 1.8

Otros 17.3 22.7 24.9 26.0 2.6

Asia 28.8 37.3 44.9 52.3 3.8

China 3.8 6.8 8.5 9.6 5.9

India 2.7 4.1 4.7 5.8 4.7

Otros 22.2 26.3 31.5 37.0 3.2

Oriente Medio 27.1 37.8 47.7 55.1 4.5

África 14.5 21.4 26.0 30.4 4.7

Centro y Sudamérica 12.3 15.9 19.2 21.1 3.4

Total no OCDE 161.4 203.6 237.5 266.� 3.2

Total mundial 271.0 31�.6 354.0 3�6.� 2.3

*Tasa media de crecimiento anual 2004-2020.Fuente: Sener con base en International Energy Outlook 2007, EIA/DOE.

Gráfica 11Mercado mundial de gas seco por región, 2020



80.3

29.3

10.4

108.2

52.3 55.1

30.421.1

93.7

66.3

18.9

86.0

52.638.1

12.9 18.1

Norteamérica Europa OCDE Asia OCDE Europa y Euroasia, no

OCDE

Asia no OCDE Oriente Medio África Centro y Sudamérica

Producción Consumo


43

1.6 Prospectiva de gas natural licuado, 2007-2015

Es un hecho que el GNL será la forma de gas natural que ayude a abastecer a los países y regiones deficitarias del hidrocarburo en la próxima década. La toma de decisiones en inversiones para proyectos que esperan colocar sus primeras producciones de GNL entre 2010 y 2012, deberá decidirse hacia finales de 2007, debido a que se requieren inversiones no sólo en la construcción de capacidad de suministro (licuefacción) sino en el desarrollo de campos productores de gas, ya que estos poseen un riesgo inherente. Aunque la mayoría de los contratos con firmas de ingeniería poseen tasas fijas, estas compañías no proporcionan un seguro de cobertura amplia contra el costo de materias primas y presiones sociales por el desarrollo de la construcción.

Los proyectos exploratorios son cada vez más complejos, y esto afecta al GNL, ya que esta industria cuenta con pocos productores capaces de suministrar toda la cadena de valor. A causa de esto, la inflación en el costo y demoras del proyecto son probables al enfrentarse a cualquier cuello de botella durante el desarrollo. La

inversión en el upstream viene acompañada con riesgos que enfrenta el desarrollo de gasoductos tales como restricciones ambientales, problemas con la propiedad de la tierra y demarcaciones contiguas en la ruta del gasoducto.

La industria del GNL está en medio de una expansión rápida de la capacidad. Sin embargo, en muchos casos las decisiones finales de inversión no han sido aceptadas para el desarrollo de nuevos suministros de GNL, sólo el proyecto en Perú ha presentado avances en el último año. En el caso de Qatar, en el corto plazo no invertirá en nuevos proyectos hasta después de 2010, aplazando el desarrollo intensivo del campo supergigante North Field. Cabe recordar que Qatar es un productor clave en el crecimiento actual de la oferta de GNL.

Buena parte de la inversión para proyectos de GNL en desarrollo del periodo 2007-2015 se realizará principalmente en cuencas, tales como el Ártico ruso y en aguas profundas del Caspio, así como en cuencas ya identificadas de Nigeria, Australia e Irán. De acuerdo a los proyectos identificados hasta 2007, la capacidad de

Gráfica 12Capacidad de exportación de GNL por región, 2000-2015

(miles de millones de metros cúbicos por año)


0

100

200

300

400

500

600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Atlántico

Pacífico

Oriente Medio (Híbridos)


44

licuefacción se habrá incrementado en 22.2 mmm3 a finales del año, derivado de ampliaciones en Qatar y Nigeria, así como la incursión de dos nuevas terminales en Guinea Ecuatorial y en Noruega. Para 2015, esa capacidad de exportación de GNL se habrá duplicado a 572.0 mmm3.

La capacidad total esperada en las regiones productoras de GNL sería muy similar, los exportadores del Pacífico y Oriente Medio abastecerían 35.0% cada uno, y el resto provendría de productores del Atlántico. En el caso de los productores del Pacífico se incorporarían Rusia con el proyecto de Sakhalin (2008), Perú (2009) y Papua Nueva Guinea (2013). Entre los productores de la cuenca del Atlántico podría incorporarse Angola (2010), Venezuela (2011) y Rusia (2012), además de los ya mencionados Guinea Ecuatorial y Noruega. Yemen e Irán que podrán abastecer ambas cuencas por su posición geográfica e integrarse en 2009 y 2011, respectivamente, a los países exportadores de Oriente Medio.

La capacidad de transporte de GNL también es una premisa importante para el crecimiento del mercado, a finales de 2007 se ha programado la entrega de 35 barcos, y se esperan otros 48 en el transcurso de 2008.

El número de unidades esperadas hacia 2010 es de 350 buques, mientras que al cierre de 2015 se pretende habrá aproximadamente 400 barcos. Esto es importante, porque si no se desarrolla la capacidad física de transporte podría representar un cuello de botella, restándole flexibilidad a la industria.

En el caso de los importadores, durante 2007 continuarán los mismos países que importaron en 2006. Sin embargo, se desarrollarán proyectos que incrementarán en 5.3% la capacidad de regasificación de GNL respecto a 2006. Dicho incremento será propiciado por nuevas terminales de regasificación en España (Murgados), Francia (Fos Cavaou), y Reino Unido (Teesside), así como expansiones planeadas en las terminales de Zeebrugge en Bélgica y Pyongtaek en Corea del Sur.

Hacia 2015 se estima que la capacidad instalada de regasificación alcanzará los 1,189.0 mmmm3, de los cuales 40.4% de esas importaciones se realizará en países de Asia-Pacífico, con la incorporación de Tailandia y Singapur en 2012, que se unirán al grupo de Japón, Corea, Taiwán y China. Hoy en día el comercio de GNL que se lleva acabo en la costa del Atlántico de América es el tercer mercado de

Gráfico 13Capacidad de importación de GNL por región, 2000-2015

(miles de millones de metros cúbicos por año)


0

200

400

600

800

1,000

1,200

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Asia Pacífico

América (Atlántico)

Europa

América (Pacífico)


45

consumo, éste se convertirá en el segundo más importante a partir de 2009, desplazando al mercado de Europa, y para el ultimo año de análisis representará 32.4% de las importaciones de GNL. Esto se debe a que entre 2007 y 2009 se planean nueve terminales de regasificación más en las costas del Atlántico, de las cuales cinco están en construcción y el resto están planeadas para llevarse a cabo en ese periodo, además de algunas ampliaciones programadas en terminales que estarán operando en el 2008. Canadá y Brasil estarán incorporando capacidades de regasificación en sus costas del Atlántico al término de 2008 y 2009, respectivamente.

En Europa durante el periodo 2007-2015, muchos importadores continuarán incrementado su capacidad de regasificación, principalmente en España, Reino Unido e Italia, donde muchas terminales ya están en fase de construcción. Holanda se estará incorporando al mercado de GNL en el periodo con dos proyectos importantes a ubicarse en Rótterdam (Gate y LionGas) que estarían comenzando operaciones comerciales en 2010.

Un bloque más de importadores se desarrollará en las costas del Pacífico del continente Americano hacia 2008, con la entrada en operación de la terminal Costa Azul a ubicarse en México, a este proyecto se sumarían dos proyectos a desarrollarse en Chile (Quintero en 2009 y otro en la región minera del norte en 2010). Dependiendo del éxito de la primera etapa del proyecto Costa Azul, habría una expansión en 2010, además que México estaría instalando una segunda terminal en el puerto de Manzanillo durante 2011. Finalmente, en la costa oeste de Canadá podría desarrollarse una terminal propuesta para 2014.

1.7 Impacto ambiental del gas natural en el mundo, 2004-2020

En la próxima década, cualquier acción para disminuir las emisiones de los gases de efecto invernadero podría afectar el uso de energía primaria alrededor del mundo y alterar el nivel y la composición de emisiones de bióxido

de carbono (CO2) según la fuente de energía. Sin duda, el

CO2 es uno de los gases de efecto invernadero emitidos

a la atmósfera que causan mayor preocupación en el mundo.

Las emisiones de CO2 principalmente son resultado

de la combustión de un combustible fósil para obtener energía, y esto ha generado un gran debate respecto al cambio climático. De acuerdo con el DOE, las emisiones del bióxido de carbono del mundo en 2006, provenientes de combustibles fósiles, fueron de 28.3 miles de millones de toneladas (mmmta) y aumentarán a 36.8 mmmta en 2020.

Pese a que el carbón no es el combustible fósil más demandado, se estima que durante 2005 sus emisiones de CO

2 superaron a las del petróleo y sus derivados. Para

2006 las emisiones de cada combustible se estimaron en: carbón 11.4 mmmta, petróleo y sus derivados 11.2 mmmta, y gas natural 5.7 mmmta. El efecto ecológico que el gas natural tiene al participar en el uso de energía como combustible, podría valorarse considerando que, hacia 2020 se espera participe con 24.2% del consumo de energía primaria, y su contribución a las emisiones será de 21.0%, mientras que el carbón cubrirá 27.5% de la energía primaria, pero sus emisiones del gas de invernadero representarán 42.1%.


46

Gráfica 14Emisiones mundiales de bióxido de carbono

por tipo de combustible, 2000-2020(miles de millones de toneladas por año)


0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

2000 2005 2010 2015 2020

Petróleo Gas natural Carbón

Histórico Prospectivotmca2004-2020=2.4%

tmca2004-2020=1.4%

tmca2004-2020=2.2%

Capítulodos

Este capítulo muestra la evolución del marco regulatorio de la industria de gas natural y las acciones que se llevaron a cabo en el sector entre 2006 y mediados de 2007, así como los nuevos retos que enfrenta la industria.

Destaca el avance en la discusión de una nueva Directiva sobre la determinación de tarifas y el traslado de precios para las actividades reguladas en materia de gas natural, así como la aplicación de la Directiva de información.

Además en 2006, se concluyó el proceso regulatorio correspondiente al ducto Naranjos-Tamazunchale, mismo que fue puesto en operación a finales de año. Lo mismo fue el caso de la terminal de gas natural licuado (GNL) ubicada en Altamira, cuyo permiso se había otorgado desde 2003.

Asimismo, la CRE otorgó un total de 14 permisos de transporte de usos propios y se otorgó un nuevo permiso de distribución de gas para la zona geográfica Valle de México-Cuautitlán-Texcoco.

2.1 Ventas de primera mano

La venta de primera mano, actividad reservada en exclusiva al Estado por conducto de Pemex y sus organismos subsidiarios, es la primera enajenación de gas de origen nacional que realiza Pemex a un tercero para su entrega en territorio nacional. Las ventas de primera mano (VPM) son actividades reguladas en cuanto a precio y condiciones de venta por parte de la CRE.

Durante 2006, la CRE prosiguió con el proceso de análisis y adecuación de diferentes instrumentos de regulación asociados con las VPM, a efecto de establecer

Marco regulatorio de la industria de gas natural


4�

un marco regulador congruente con las condiciones dinámicas del mercado.

No obstante lo anterior, la expedición de las adecuaciones al régimen de las VPM se tuvo que postergar ante las limitantes que impuso el Acuerdo por el que se fijan los lineamientos mediante los cuales se establece una moratoria regulatoria (la Moratoria Regulatoria), expedido por el Poder Ejecutivo Federal desde mayo de 2004. Se estima que esta situación prevalecerá en virtud del Acuerdo de Calidad Regulatoria, publicado el 2 de febrero de 2007 en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el cual tiene los mismos efectos que la Moratoria Regulatoria.

Los temas más relevantes que la CRE ha analizado en materia de la regulación de las VPM se mencionan a continuación:

Modificaciones a la cláusula 7 de los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera Mano de Gas Natural (TCG).

La cláusula 7 de los TCG establece los plazos, procedimientos y requisitos para la celebración de los Contratos de VPM. Desde 2006 a la fecha, se ha continuado analizando el proyecto de modificaciones a dicha cláusula, a efecto de asimilarla a las prácticas comerciales en mercados competitivos en términos de los plazos para la presentación de pedidos de gas por los adquirentes, para las confirmaciones correspondientes por parte de Pemex y la mecánica de confirmación y contraoferta por parte de la paraestatal. Lo anterior con objeto de que los adquirentes conozcan estas condiciones de manera más precisa y puedan obtener la confirmación de sus pedidos con mayor oportunidad.

Dado que el proyecto de modificaciones no satisface los supuestos de excepción establecidos en la Moratoria Regulatoria, éste no podrá expedirse en tanto el Acuerdo que la establece permanezca vigente.

•

Modificación a los Lineamientos Operativos Sobre Condiciones Financieras y Suspensión de Entregas (LOCFSE).

Los LOCFSE establecen las reglas de aplicación general respecto de los requisitos, procedimientos, metodologías y formatos para realizar las ventas de primera mano de gas natural. Consideran esquemas de contratación, facturación, pago, intereses, clasificación de adquirentes para efectos de garantías y crédito, así como reglas para la suspensión y reanudación de entregas.

Desde junio de 2004, Pemex solicitó la modificación de distintas cláusulas de los LOCFSE a efecto de adecuarlas a las actuales condiciones operativas y de mercado.

No obstante, debido a que no es factible demostrar de manera clara y contundente que los adquirentes recibirían beneficios superiores a los costos con la aprobación de las modificaciones propuestas, no ha sido posible justificar alguno de los supuestos de excepción que establece la Moratoria Regulatoria. En estos términos, la CRE se ha limitado a analizar la propuesta y elaborar los proyectos de resolución respectivos para iniciar su trámite de expedición en cuanto culmine la moratoria.

Aprobación de los costos de servicio que forman parte del Catálogo de Precios y Contraprestaciones (el Catálogo de precios).

El Catálogo de precios establece la formulación de las diversas cotizaciones para el precio del gas que ofrecerá Pemex para las VPM en planta de proceso, así como las contraprestaciones aplicables a las diversas modalidades de entrega del gas objeto de las VPM en puntos distintos a una planta de proceso. El Catálogo de precios constituye un instrumento fundamental dentro de los TCG, toda vez que permitirá a los adquirentes contar con elementos de decisión para contratar las VPM, ya sea a la salida de las plantas de proceso (contratación separada de servicios de suministro y transporte), o en el punto de entrega distante a dichas plantas (contratación agregada de servicios de suministro y transporte).

•

•


4�

El Catálogo de precios fue aprobado por la CRE en una Resolución emitida en 20041. No obstante, en dicha Resolución se rechazaron los costos de servicio propuestos por Pemex dentro de las contraprestaciones contenidas en el capítulo II del Catálogo. Sobre este particular, la CRE requirió a Pemex que presentara una nueva propuesta de costos de servicio que reflejara las condiciones de costos de servicio similares a las ofertadas en mercados competitivos.

Durante 2006, Pemex presentó una propuesta actualizada de los costos de servicio, la cual resulta en mayores costos para los particulares en algunas zonas de precio en comparación con la propuesta original de la paraestatal. Por ello, en términos de los lineamientos que establece la Moratoria Regulatoria, la propuesta no ha podido ser aprobada.

Es importante enfatizar que la aprobación de los costos de servicio es el único elemento que resta para poner en marcha que el nuevo régimen de las VPM, incluyendo la aplicación en su totalidad de los TCG.

2.2 Regulación en la industria de gas natural

2.2.1 Metodología para la determinación del precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano

En febrero de 2006, se expidió la Resolución2 por la cual se actualizaron las reglas establecidas en el Capítulo 13 de la Directiva de Precios y Tarifas, relativas a la sustitución de índices de referencia cuando éstos sean omitidos en la publicación Gas Daily.

De esta manera, para el periodo comprendido entre marzo y agosto de 2006, el sustituto del índice diario Houston Ship Channel (HSC) se estableció como el índice correspondiente a Texas Eastern Transmisión Corporation (Tetco) más un diferencial relevante. A su vez, se determinó que Tetco sería sustituido por el índice de Tennessee, zone 0, menos un diferencial relevante.

Posteriormente, en septiembre de 2006, la CRE a través de una nueva Resolución3, amplió la vigencia del capítulo 13 de la Directiva de Precios y Tarifas por un nuevo periodo de 6 meses (septiembre de 2006 a febrero de 2007). Nuevamente, en abril de 2007, la CRE amplió la vigencia del capítulo 13 por otro periodo de 6 meses (marzo a agosto de 2007) a través de otra Resolución4.

Con base en la última actualización, cuando el índice diario del HSC no fuera publicado, se sustituirá por el índice correspondiente a Tetco más un diferencial de 0.307 dólares por Gigacaloría. Asimismo, cuando no se cuente con el índice de Tetco, éste se sustituirá por el precio de Tennessee, zone 0, menos un diferencial de 0.193 dólares por Gigacaloría.

2.2.2 Modificaciones a la Directiva de precios y tarifas

Durante 2006, la CRE prosiguió con el proceso de modificación al esquema de regulación tarifaria a través del proyecto de Directiva sobre la Determinación de Tarifas y el Traslado de Precios para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural (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:

Sustitución del esquema de regulación del ingreso máximo por una regulación de tarifas máximas.

Adecuación de la regulación del precio máximo de adquisición de los distribuidores (ahora precio máximo de comercialización del gas), de manera que ésta refleje la evolución que ha experimentado

•

•

3 Se refiere a la Resolución RES/214/2006 de la CRE.4 Se refiere a la Resolución RES/089/2007 de la CRE.

1 Corresponde a la Resolución RES/015/2004.2 Corresponde a la Resolución RES/049/2006.


50

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.

Si bien desde julio de 2004 se cuenta con un dictamen favorable por parte de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria (Cofemer) respecto del proyecto de Directiva y su Manifestación de Impacto Regulatorio (MIR), en fecha posterior la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN), así como diversos permisionarios y la propia CRE consideraron conveniente proponer adecuaciones adicionales a la directiva. De esta manera, la CRE prosiguió con el proceso de modificación, y las adecuaciones más recientes al proyecto de Directiva fueron presentadas ante Cofemer en octubre de ese mismo año.

Actualmente, la CRE analiza ulteriores propuestas presentadas a finales de 2006 por diversas agrupaciones y Cámaras Industriales, y atiende los comentarios emitidos por la Cofemer en el contexto del trámite de MIR. Con la participación activa del sector de consumidores la CRE espera contar con una propuesta regulatoria que permita equilibrar los intereses de los distintos participantes en la industria. Se espera que la versión definitiva de la Directiva se finalice y expida durante 2007.

2.2.3 Directiva de información en materia de gas natural

En términos generales, la Directiva de Información en materia de gas natural (Directiva de Información) establece los requerimientos de información suficiente y adecuada que deberán presentar los permisionarios de almacenamiento, distribución, transporte y usos propios de gas natural, así como los importadores y exportadores de este energético.

A través de este instrumento, se precisa el alcance de los requerimientos de información y se definen, en su caso, los formatos y plazos para su presentación, con lo cual se facilita a los importadores, exportadores y permisionarios en materia de gas natural, la presentación de la información requerida en el Reglamento de Gas

Natural que no se encuentra contenida en otras directivas y los permisos correspondientes.

Si bien, desde noviembre de 2004 la Cofemer dictaminó favorablemente el proyecto de Directiva de Información y su MIR, la CRE estimó conveniente realizar nuevas adecuaciones al proyecto con el fin de precisar los requerimientos de información y de eliminar duplicidades en requerimientos que ya estuvieran previstos en otros instrumentos regulatorios.

A raíz de los nuevos cambios se hizo necesario un nuevo trámite de MIR ante la Cofemer, mismo que se inició en octubre de 2005 y concluyó en abril de 2006. Como resultado, el 13 de junio de 2006 se publicó en el DOF la Directiva de Información para las actividades reguladas en materia de Gas Natural, la cual señaló que la misma entraría en vigor un mes después al día de su publicación.

Posteriormente, la CRE consideró que el plazo previsto para la entrada en vigor de la Directiva resultaba insuficiente para que los permisionarios, importadores y exportadores sujetos a las disposiciones de la misma, adecuaran sus sistemas informáticos para la debida atención de los requerimientos a que se refiere la propia Directiva. Por lo anterior, en agosto de 2006 la CRE acordó diferir la entrada en vigor de la Directiva hasta cuatro meses después de su publicación.

En fecha posterior a la publicación del Acuerdo, la CRE recibió comentarios y observaciones a la Directiva por parte de la AMGN y sus agremiados, por lo que determinó adiciones y correcciones a la Directiva, mismas que presentó a la Cofemer con la MIR respectiva para el dictamen correspondiente.

Como resultado, en octubre de 2006 la Cofemer emitió su dictamen final sobre el proyecto de Directiva de Información y su MIR y señaló que se podía proceder a su publicación en el DOF. Así, el 8 de enero de 2007 se dio


51

a conocer en el DOF la nueva Directiva de Información, la cual entró en vigor un mes después de su publicación.

2.2.4 Esquemas para mitigar la volatilidad de precios del gas

Durante 2006 continuaron vigentes diversos instrumentos jurídicos expedidos en 2005 por el titular del Ejecutivo Federal tendientes a mitigar la volatilidad de los precios del gas natural en beneficio de los consumidores nacionales de este energético.

Decreto por el que se sujeta a precio máximo el gas natural que se suministre a los usuarios residenciales de bajos consumos y se otorga el estímulo fiscal que se indica, publicado en el DOF el 16 de mayo de 2005.

En febrero de 2006, el Ejecutivo Federal modificó este Decreto en las disposiciones que se refieren a la instrumentación del monto de apoyo entre los usuarios beneficiados y a las atribuciones conferidas a la CRE y la Secretaría de Energía (Sener) para la verificación de la correcta aplicación de dicho apoyo.

Como resultado de la expedición del Decreto y su modificación, en junio de 2006 la Sener y la CRE realizaron las adecuaciones necesarias a los lineamientos para la aplicación del propio Decreto. Dichos lineamientos establecieron los requisitos que debían sujetarse los permisionarios de distribución que adquieren y suministran gas natural a los usuarios residenciales de bajos consumos. En particular, establecieron los criterios para calcular el porcentaje de reducción efectiva en la factura que corresponda a cada usuario, así como los criterios para reintegrar a los distribuidores los montos de reducción aplicados en las facturas de los usuarios beneficiados, a través de notas de crédito expedidas por Pemex.

Respecto de la verificación de la correcta aplicación de la reducción establecida en el Decreto, desde 2006 y hasta la fecha, la CRE ha venido revisando detalladamente la información presentada por los permisionarios, con

•

el objetivo de corroborar que el monto de reducción efectivamente trasladado a los usuarios haya sido calculado conforme al Decreto y sus lineamientos. Asimismo, la CRE verifica que los usuarios hayan recibido en tiempo y forma el beneficio establecido en las disposiciones señaladas. Esta tarea ha representado un enorme reto para la CRE, pues la cantidad de información a verificar y la periodicidad de las revisiones implicaron la creación, ex profeso, de sistemas informáticos para procesar la información, así como el empleo de recursos humanos y materiales adicionales a aquellos con los que cuenta para el desempeño de sus funciones ordinarias.

Decreto por el que se sujeta a precio máximo el gas natural que vende Pemex a los consumidores industriales y al que los permisionarios de distribución y sus empresas filiales adquieran para la venta en sus zonas geográficas de distribución, en los términos del permiso respectivo otorgado por la CRE, publicado en el DOF el 12 de septiembre de 2005.

La vigencia de este finalizó en enero de 2006. Durante el periodo en el que estuvo vigente se logró mitigar la volatilidad de los precios de referencia del gas natural en beneficio de todos los consumidores que adquirieron gas natural de Pemex.

2.2.5 Revisión quinquenal de tarifas

De enero de 2006 a la fecha, de conformidad con lo establecido en la Directiva de precios y tarifas, la CRE llevo a cabo los procesos de revisión quinquenal de dos permisionarios de distribución: Distribuidora de Gas de Occidente (Cananea) y Gas Natural del Noroeste (Hermosillo).

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

•


52

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.

Actualmente, se están revisando las siguientes NOMs en materia de gas natural y gas LP por medio de ductos:

NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gas natural. Se conformó el grupo de trabajo y se inició la revisión de esta NOM.

NOM-002-SECRE-2003, Instalaciones para el aprovechamiento del gas natural. Durante 2007 se finalizará el proyecto de NOM y se publicará en el DOF para consulta pública.

NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos. Durante 2007 se publicará el proyecto de NOM en el DOF para consulta pública.

NOM-007-SECRE-1999, Transporte de gas natural. Durante 2007 se publicarán las respuestas a los comentarios recibidos en la consulta pública y se publicará la norma definitiva.

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. El grupo de trabajo está elaborando el proyecto de NOM.

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•

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2.3.2 Unidades de verificación

Durante 2006 y lo que va de 2007, en el marco de la convocatoria para la acreditación y aprobación de Unidades de verificación en materia de gas natural, la CRE aprobó a la empresa Recipientes y Calderas S.A. de C. V. en marzo de 2006, como unidad de verificación para la evaluación de la conformidad de las NOMs en materia de gas natural. Mientras que, la empresa Sialknc Verificación y Servicios Industriales S.C. está en proceso de aprobación.

2.4 Avances en el desarrollo de infraestructura de gas natural

A mayo de 2007, se encuentran vigentes 177 permisos de transporte y distribución de gas natural. Estos permisos representan compromisos de inversión cercanos a 3,713 millones de dólares por parte de empresas líderes en desarrollo de infraestructura energética de Bélgica, Canadá, España, Estados Unidos, Francia y México. En

Cuadro 10Permisos de transporte y distribución de gas natural

vigentes a mayo de 2007

Tipos de permiso Permisos vigentes

Longitud de la red (km)

Inversión(MM USD.)

Transporte 155 12,353 1,979

Acceso abierto 20 11,501 1,744

Usos propios 135 852 235

Distribución 22 35,350 1,734

Total 177 47,703 3,713

Fuente: CRE.

conjunto, los permisionarios de transporte y distribución construirán y operarán más de 47,703 kilómetros de gasoductos (véase cuadro 10).

Los permisos de transporte para el servicio público amparan en total la construcción y/o regulación de 11,501 km de ductos de acceso abierto con una capacidad de conducción de 357,611 miles de metros cúbicos diarios


53

(mmcd) ó 12,629 mmpcd, mientras que el total de los permisos otorgados para usos propios representan la construcción de 852 km de ductos con una capacidad de conducción de 155,423 mmcd (5,489 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 1,734 millones de dólares para la construcción de 35,350 km de ductos.

La mayor parte de los proyectos correspondientes a estos permisos han 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 15).

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;

•

•

•

•

•

•

•

Gráfica 15Situación operativa de los permisos de gas natural vigentes a mayo de 2007

(porcentaje de permisos)

Fuente: CRE.

80.0%

80.9%

100.0%

12.0%

8.4%

8.0%

10.7%

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

Acceso Abierto

Usos Propios

Distribución

En operación En construcción Por inicial obras


54

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”5.

2.4.1 Distribución

Desde 1996 la CRE ha llevado a cabo licitaciones de permisos de distribución de gas natural, y como resultado de dichas licitaciones, otorgó 22 permisos de distribución que representan una nueva opción de combustible para 1.8 millones de usuarios localizados en más de 166 municipios de 18 estados del país y en las 16 delegaciones del Distrito Federal. Con ello se beneficiarán alrededor de diez millones de habitantes en el país (véase mapa 4).

•

•

Mapa 4Zonas geográficas de distribución de gas natural

Nota: Actualmente en la zona geográfica de Cuautitlán-Texcoco-Hidalgo operan dos distribuidores.Fuente: CRE.

ChihuahuaChihuahua

Ciudad Juárez

Cananea

Permisos de distribución otorgados por licitación

Permisos de distribución otorgados a distribuidores existentes

Chihuahua

Toluca

Chihuahua

Monterrey

Norte de Tamaulipas

Mexicali

Saltillo

Piedras Negras

Distrito Federal

QuerétaroEl Bajío

Cananea

Bajío Norte

Guadalajara

La Laguna-Durango

Hermosillo

Nuevo Laredo

Río Pánuco

Cuautitlán-Texcoco-Hidalgo

Puebla-Tlaxcala

5 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.


55

Entre 2006 y mayo de 2007, la CRE otorgó un permiso de distribución de gas natural para la empresa Distribuidora de Gas Natural México, correspondiente a la zona geográfica de Valle Cuautitlán-Texcoco-Hidalgo, dicho proyecto representó una inversión estimada de 8.96 millones de dólares al quinto año de operación y una longitud de aproximadamente 95 km.

2.4.2 Transporte de acceso abierto y para usos propios

Desde 1996 la CRE ha otorgado 20 permisos de transporte de acceso abierto de gas natural, estos representan en su conjunto 11, 501 kilómetros de ductos y una inversión de 1,744 millones de dólares.

En mayo de 2006, la CRE otorgó un permiso de transporte de acceso abierto a la empresa Terranova Energía, el proyecto tendrá una longitud de más de 250

kilómetros, y una capacidad de 33,980 mmcd (1,200 mmpcd) en el Estado de Tamaulipas.

Entre 2006 y mayo de 2007, la CRE otorgó 14 permisos de transporte para usos propios que representan una inversión estimada de 3.15 millones de dólares, mismos que en conjunto constituyen una capacidad máxima de transporte de 1,414 mmpcd y una longitud de aproximadamente 12 Km (véase cuadro 11).

2.5 Proyectos de interés para el sector privado

2.5.1 Gas natural licuado

Una de las estrategias de la política energética nacional ha sido la diversificación de fuentes de suministro del gas natural en el sector eléctrico, y por ende un impulso en las terminales de regasificación para importar gas natural

Cuadro 11Permisos de transporte de usos propios de gas natural entre 2006 y mayo de 2007

Permisionario Ubicación Longitud (Km) Capacidad (mmpcd) Inversión (MM USD)

San José y su Agricultura, S.A. de C.V.

Pedro Escobedo, Qro. 2.7 176.8 n.d.

Pilgrim´s Pride, S.A. de C.V. Tepeji del Río, Hgo. 0.0 144.8 0.10

Technocast, S.A. de C.V. Ramos Arispe, Coah. 1.3 213.7 0.52

Teksid Aluminio, S.A. de C.V. Cd. Frontera, Coah. 0.2 127.8 0.30

Gas Villagrán del Bajío Villagrán, Gto. 1.6 56.8 0.48

Molinos Azteca de Chalco, S.A. de C.V.

San Juan Teotihuacan, Edo. de Méx.

1.0 91.2 0.30

Molinos Azteca de Veracruz, S.A. de C.V.

Veracruz, Ver. 2.3 83.3 0.55

Molinos Azteca , S.A. de C.V. (Planta Guadalupe)

Guadalupe, N. L. 0.7 42.5 0.25

Molinos Azteca , S.A. de C.V. (Río Bravo)

Río Bravo, Tamps. 0.4 28.3 0.23

Harinera de Veracruz Chinameca, Ver. 0.4 38.2 0.23

Cemex de México Hidalgo, N.L. 0.5 46.2 n.d.

Iberdrola Energía Tamazunchale Tamazunchale, S.L.P. 0.5 236.7 n.d.

Fermex, S.A. de C.V. Ixtaczoquitlán, Orizaba, Ver.

0.1 69.1 0.19

Mission Foods, S.A. de C.V. General Escobedo, N.L. 0.7 58.8 n.d.

Fuente: CRE.


56

licuado (GNL), con el propósito de garantizar el suministro del hidrocarburo.

Así, la terminal de GNL de Altamira inició operaciones comerciales en octubre de 2006, y requirió para su construcción una inversión de 440 millones de dólares. Fue desarrollada por el consorcio denominado Shell Gas B. V. / Total Gaz / Mitsui Co. Estos operadores tienen un contrato con la CFE por 15 años para suministrar y comercializar hasta 500 mmpcd de gas regasificado, aunque esta capacidad de regasificación podría ser mayor de acuerdo a lo autorizado por la CRE en el permiso de almacenamiento. La obra incluyó las instalaciones marítimas para que descarguen los buques-tanque que transportan GNL, dos tanques con capacidad de almacenamiento de 150,000 m3 de GNL cada uno, instalaciones para la regasificación del GNL, y un sistema de transporte y entrega de gas natural en las condiciones requeridas en los puntos de entrega.

A la fecha, la CRE ha otorgado cinco permisos de almacenamiento de GNL, de los cuales cuatro corresponden a terminales con instalaciones de regasificación en el litoral y uno mar adentro utilizando una estructura fija por gravedad en el fondo del mar. En 2005, dos permisionarios de terminales en el litoral dieron aviso a la CRE de la cancelación de sus actividades. A continuación se describen los avances registrados a 2006 en las tres terminales de GNL que siguen desarrollando sus actividades:

La terminal de Altamira ubicada en el Estado de Tamaulipas objeto de su permiso, inició operación comercial el día 30 de septiembre de 2006. En el permiso otorgado a Energía Costa Azul, ubicado en la costa de Ensenada en el Estado de Baja California, inició su construcción en marzo de 2005, y al cierre de 2006 reportó un avance de 64% aproximadamente, esperando su operación comercial al comienzo de 2008. Mientras que, la empresa ChevronTexaco que posee un permiso otorgado para la construcción de una terminal costa afuera a 14 km al oeste de la costa de Tijuana cerca de la Isla Coronado, solicitó la CRE posponer el programa de construcción de la terminal debido a que su principal fuente de suministro ha diferido la entrega. La CRE aprobó el nuevo programa para la construcción de esta terminal, que dará inicio en diciembre de 2007, donde se prevé que la operación comercial se lleve a cabo a principios de 2011 (véase cuadro 12).

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), Topolobampo (Sinaloa) y una terminal costa afuera frente al Estado de Tamaulipas de la empresa El Dorado-Tidelines, este último proyecto asociado a un proyecto de transporte y de almacenamiento subterráneo.

En el caso de Manzanillo, el proyecto surgió ante la necesidad de atender la demanda de electricidad en el área Occidente del país mediante diversos proyectos de

Cuadro 12Permisos de almacenamiento de gas natural otorgados por la CRE hasta mayo de 2007

Empresa UbicaciónCapacidad (mmpcd)

Fecha de inicio de operación 1

Inversión (MM US$)

Terminal de LNG de Altamira, S. de R.L. de C.V.

Altamira 750 2006 440

Energía Costa Azul, S. de R.L. de C.V. Ensenada 1,000 2007 669

Chevron-Texaco de México, S.A. de C.V. Islas Coronado 700 2008 7581 Esta fecha de operación corresponde a la expresada en el permiso, puede no coincidir con la fecha real.Fuente: CRE.


57

generación con ciclos combinados. Ante este incremento en la demanda de gas natural, se planteó la instalación de una Terminal de GNL, así como la construcción de un ducto hacia Guadalajara. El costo total del proyecto que considera la Terminal de almacenamiento y regasificación, ductos y obras asociadas, es de aproximadamente 1,000 millones de dólares. A la fecha, ya se concluyó la licitación

para el suministro de gas. Se espera iniciar con dicho suministro en el año 2011.

2.5.2 Zonas geográficas de distribución

A las zonas geográficas de distribución licitadas y asignadas hasta ahora por la CRE, podría agregarse otra

Mapa 5Proyectos de terminales de GNL en México

Fuente: CRE y Sener.

Islas Coronado(Costa afuera)

Ensenada

Puerto Libertad

Lázaro Cárdenas

Manzanillo

Altamira

Topolobampo

El Dorado Tidelines(Costa afuera)

Permisos otorgados

Proyectos potenciales

En construcción

Licitado

En operación

Cuadro 13Zonas geográficas potenciales de distribución de gas natural

Zonas Potenciales de distribución Estado Centros de Población

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 conurbadaFuente: CRE.


5�

más debido a que aún existen municipios en el Estado de Veracruz que podrían conformar una nueva zona geográfica de interés para el sector privado, lo que permitiría denotar el proyecto adicional de distribución para permitir el acceso al gas natural a un mayor número de usuarios.

Además, se han identificado algunos proyectos de llevar gas natural a otros estados, y expandir las zonas geográficas de distribución, tal es el caso de Zacatecas, así como la posibilidad de desarrollo en Colima, dependiendo del desarrollo del proyecto de GNL en Manzanillo.

2.6 Visión del Plan Nacional de Desarrollo

El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND) establece las estrategias de la presente Administración para alcanzar la transformación del país en cinco ejes rectores. Uno de esos ejes es Economía competitiva y generadora de empleos, donde se plasma la visión en el tema de la Energía. Referente al PND, el objetivo 15 de dicho rubro señala como objetivo el “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores”.

Dentro del sector hidrocarburos, el plan resuelve siete estrategias para alcanzar el objetivo, enfrentar los retos y resolver su problemática. Dentro de estas estrategias, la más importante relacionada con la industria del gas natural en México es “Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas”.

Capítulotres

Este apartado muestra el comportamiento del mercado nacional de gas natural durante la última década, analizando la evolución de la oferta, la demanda, el comercio exterior, el desarrollo de infraestructura, la evolución de los proyectos públicos y privados, así como los precios nacionales del hidrocarburo a 2006.

Entre los aspectos relevantes del capítulo se encuentra, la incursión de México como importador en el mercado de GNL, tras la entrada en operación de la terminal de regasificación de Altamira. Además, en 2006 se incrementó la demanda interna, motivada por los proyectos del sector eléctrico y como resultado de una caída en el precio del hidrocarburo que se combinó con el hecho de que muchos combustibles sustitutos mantuvieron precios al alza en el transcurso del año.

3.1 Consumo de gas natural, 1996-2006

La creciente utilización del gas natural se encuentra sustentada en los beneficios, ambientales, energéticos y económicos, respecto a otros combustibles. El crecimiento de la demanda de gas natural es sensible a cualquier variación en la actividad económica del país, ya que este hidrocarburo participa directa o indirectamente en el quehacer de toda la población debido a la versatilidad que presenta para ser utilizado como materia prima o combustible.

Si bien, hay una relación directamente proporcional entre estas variables, no llega a ser lineal debido a que la demanda del combustible también es función de los precios relativos del gas natural respecto a otros combustibles sustitutos, según el sector de uso final.

De esta manera, tanto la actividad económica nacional como el comportamiento de los precios relativos al gas

Mercado nacional de gas natural 1996-2006


60

natural durante 2006, favorecieron un crecimiento considerable en la demanda del hidrocarburo dentro del mercado interno. En lo que respecta a la actividad económica de México, durante 2006 el Producto Interno Bruto (PIB)1 registró un crecimiento real anual de 4.8%, superior al anticipado por los analistas económicos al inicio del año, e incluso al proyectado en la Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2006-2015, donde se estimó un crecimiento de 3.6%. Además, este crecimiento en el PIB fue el más alto desde el 2000, cuando se registro una tasa de 6.6%.

La dinámica del PIB obedeció a la fortaleza del consumo, al dinamismo de la inversión y al comportamiento favorable de la demanda externa. Cabe señalar que, entre los factores que han contribuido a la expansión del gasto interno, al igual que en años anteriores, destacan los cuantiosos ingresos por remesas y exportaciones de crudo, así como el incremento en el acceso al crédito por parte del sector privado.

Los precios relativos de gas con otros combustibles sustitutos, tuvieron un impacto positivo y considerable en el consumo de gas natural debido a que, el alza de los precios del petróleo generó incrementos en los precios de los derivados que compiten con el gas natural en los sectores de uso final. Adicionalmente, las referencias internacionales del gas natural disminuyeron su cotización promedio anual, lo que se reflejó en los precios del mercado interno, donde el promedio de los precios nacionales de los sectores industrial, residencial y servicios disminuyó 8.7% respecto a 2005.

El consumo interno de gas natural aumentó 81.7% durante el periodo 1996-2006, confirmando la plena consolidación y el crecimiento de esta fuente de energía dentro del mercado nacional de energéticos, al ubicarse en un volumen de 6,531 mmpcd en el último año. La distribución sectorial del consumo en 2006, quedó estructurada en 46.2% por el sector petrolero2, 36.6% el sector eléctrico, 15.5% el sector industrial y el resto correspondió a los sectores residencial, servicios y transporte.

Gráfica 16Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB en México, 1996-2006

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

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

1,000

1,100

1,200

1,300

1,400

1,500

1,600

1,700

1,800

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

(mil

lon

es d

e pi

es c

úbi

cos

diar

ios)

(mil

es d

e m

illo

nes

de

peso

s de

199

3)

PIB* Consumo nacional de gas natural

10.9%

4.6%7.8%

8.0% 1.6%

8.3% 0.7%

11.3%

9.0%

8.2%2.9%

4.8%

5.1%

6.8%

4.9%3.9%

6.6% 0.2% 0.8% 1.4%

4.2%2.8%

2 Incluye el consumo de las subsidiarias de Pemex y el gas para recirculaciones de PEP.1 De acuerdo con Informe Anual 2006, Banco de México, abril de 2007.


61

El sector eléctrico mostró el crecimiento más dinámico para un sector de consumo en el balance nacional de gas natural en la última década, presentando un tasa media de crecimiento anual de 14.9% en el periodo 1996-2006. Esto obedeció a un proceso de sustitución del combustóleo, ante las ventajas competitivas de la tecnología de ciclo combinado para la generación de energía eléctrica.

El sector petrolero consumió un volumen de 3,017 mmpcd en 2006, es decir 47.0% más que en 1996. La principal causa de un mayor consumo en el sector durante la década, fue el satisfacer los insumos de gas requeridos en reinyecciones de pozos petroleros, así como el repunte de las actividades en las subsidiarias de Petróleos Mexicanos (Pemex), encaminadas a satisfacer congruentemente la demanda de los sectores de uso final e intermedios.

El sector industrial no ha presentado una tendencia de crecimiento definida desde 1999, ya que ha enfrentado la volatilidad del precio del hidrocarburo en los últimos años, una insuficiencia de inversiones que ha deprimido el consumo de aquellas industrias intensivas en el uso del gas natural en algunos años.

El desarrollo del mercado de gas ha tenido diferentes etapas en los otros sectores de consumo. En el sector residencial pese a que en el periodo 1998-2005 había presentado un comportamiento positivo, resultado de

inversiones realizadas por distribuidoras frente a los compromisos quinquenales que adquirieron ante la CRE para fomentar el desarrollo y uso del gas natural, durante 2006 se presentó una contracción en el consumo del sector. El sector servicios registró un máximo histórico en volumen de consumo durante el último año. En tanto, el uso del gas natural comprimido presentó nuevas expectativas de crecimiento en 2006 en el sector transporte, desde la incursión del hidrocarburo en este mercado en 1999.

3.1.1 Sector eléctrico

Las reformas a la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) llevadas a cabo en 1992, reconocieron la necesidad de aprovechar la coparticipación de los sectores privado y social para colaborar en el crecimiento del sector. Por un lado, se estableció 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 algunas modalidades con el fin de aumentar la oferta de energía eléctrica, tales como el autoabastecimiento, la cogeneración, la producción independiente de energía, la importación y la exportación. Además, se reconocieron los permisos bajo la modalidad de usos propios continuos3 otorgados antes de las reformas de 1992 a la LSPEE.

Cuadro 14Consumo nacional de gas natural por sector, 1996-2006


Sector 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Total 3,5�4 3,760 4,060 3,��3 4,326 4,35� 4,�51 5,2�7 5,722 5,��0 6,531 6.2

Petrolero1 2,053 2,139 2,265 2,072 2,216 2,277 2,289 2,427 2,608 2,833 3,017 3.9

Eléctrico 596 653 756 821 1,011 1,157 1,501 1,835 2,050 2,013 2,390 14.9

Industrial 865 886 963 1,023 1,019 838 966 924 957 935 1,014 1.6

Residencial 60 62 56 57 60 64 71 81 86 87 84 3.5

Servicios 20 20 20 20 20 21 22 19 20 21 23 1.7

Transporte vehicular - - - 0 1 1 2 2 2 2 2 n.a.1 Incluye el gas para recirculaciones.n.a.: no aplica.Fuente: Sener con base en información de CFE, CRE, IMP y Pemex.

3 Permisos para la generación de particulares que iniciaron operaciones antes de 1992, es decir antes de las modificaciones a la LSPEE.


62

Actualmente, existe una capacidad instalada de 62,131.4 Megawatts (MW)4 utilizada para generar electricidad en México. Este rubro es el agregado de las capacidades autorizadas a permisionarios por la CRE, bajo las distintas modalidades permitidas por el marco legal vigente, así como por la capacidad de placa5 para el servicio público de energía eléctrica. La gráfica 17 muestra la distribución de dicha capacidad.

El volumen total de combustibles consumidos en el sector eléctrico nacional fue de 4,595.2 millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente (mmpcdgne) durante 2006. De este consumo, 89.6% fue destinado a generación de electricidad para el sector público y 10.4% al sector privado. La proporción de uso en los combustibles dentro del sector eléctrico es 52.0% gas natural, 29.1% combustóleo, 16.0% carbón, 1.9% coque de petróleo y 1.0% diesel.

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

La generación de energía eléctrica pública, se integra de la oferta de CFE, y de LFC; a la primera, se le incorporan las entregas de energía que llevan a cabo los PIE´s. Cabe mencionar que, si bien el Artículo 3 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 el consumo de gas natural de los PIE´s destinado a generación de electricidad para el servicio público se incluye dentro de los balances de este subsector junto con la demanda de la CFE y LFC.

Gráfica 17Capacidad instalada de generación eléctrica

en México, 2006(participación porcentual)

CFE64.8%

LFC1.5% PIE`s

16.8%Exportación

3.6%

Autoabastecimiento97%

Cogeneración2.7%

Usos propios continuos

0.9%

Total 62,131.4 MW

Fuente: CFE y CRE.

4 Este total considera la mejor información disponible de permisionarios a septiembre de 2007.5 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.

Gráfica 18Consumo nacional de combustibles para el sector eléctrico, 2006

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

2,058.7

1,282.5

39.7

736.6

330.8

55.6 5.785.6

Gas natural Combustóleo Diesel Carbón Coque de Petróleo

Público Privado

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


63

En México, la generación de energía eléctrica se realiza a través de 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 48,768.621 MW al 31 de diciembre de 2006, lo que representó un crecimiento de 4.8% respecto a 2005. De esta capacidad 68.2% se genera con base en los hidrocarburos (combustóleo, gas y diesel), 21.7% con hidroeléctricas, 5.3% a partir de carboeléctricas, 2.0% tiene origen en la geotermia, 2.8% correspondiente a la central nucleoeléctrica de Laguna Verde y 0.004% de la eoloeléctrica La Venta.

Las tecnologías de las centrales termoeléctricas (vapor, turbogás, combustión interna y ciclo combinado) requieren combustibles de origen fósil como insumo para generar la energía eléctrica. Los combustibles 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, aunque en algunas zonas críticas se utiliza una mezcla combustóleo-gas o solamente gas por restricciones ambientales. El diesel se utiliza para el arranque de unidades a base de gas natural, combustóleo y carbón, y en unidades de combustión interna en las áreas aisladas.

El desarrollo carboeléctrico se encuentra localizado en el Estado de Coahuila, al noreste del país, con una capacidad efectiva 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, aunque desde 2002 su generación es prácticamente con carbón, y cuenta con una capacidad efectiva de 2,100 MW, que representan 4.3% de la capacidad total.

Cuadro 15Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 1996-2006


AñoCombustibles del sector electrico público1 Penetración del gas

natural con relación al total (%)2Gas natural Combustóleo Carbón Diesel Total

1996 492.0 1,853.3 449.0 24.5 2,�1�.� 17.5

1997 537.7 2,128.0 443.7 34.2 3,143.6 17.1

1998 639.3 2,335.6 468.4 49.9 3,4�3.2 18.3

1999 705.2 2,294.0 474.5 45.2 3,51�.0 20.0

2000 896.9 2,460.4 478.1 65.4 3,�00.7 23.0

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

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

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

2004 1,738.4 1,601.7 690.0 38.8 4,06�.� 42.7

2005 1,679.7 1,671.9 747.6 34.7 4,133.� 40.6

2006 2,058.7 1,282.5 736.6 39.7 4,117.5 50.0

tmca 15.4 -3.6 5.1 4.9 3.� 1 Incluye CFE, LFC y PIE´s.2 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector eléctrico público. Fuente: Sener con base en CFE, IMP, LFC y Pemex.

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.


64

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 15.4% entre 1996 y 2006.

La utilización del gas natural en el sector eléctrico público ha sido muy dinámica en cuanto a crecimiento en la última década respecto a otros combustibles. Particularmente en el último año, su uso creció 22.6% y obedeció a incrementos de capacidad en centrales con tecnología de ciclo combinado, pertenecientes principalmente a PIE´s que entraron en operación y los ya existentes a 2005, así como la caída de los precios del gas que se combinó con el alza en el precio del combustóleo que se mantuvo a lo largo del año. Lo anterior llevó a la CFE a incrementar tanto los consumos de gas natural en sus ciclos combinados, como la base contratada de generación eléctrica con los PIE´s.

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. Así, al término de 2006 generaban comercialmente 20 PIE´s a la CFE, de los cuales tres comenzaron operaciones en el transcurso del año (Valladolid III, Tuxpan V y Altamira V), incrementando la capacidad efectiva en 2,141 MW. Cabe mencionar que, la generación bruta de energía eléctrica disponible al servicio público alcanzó 225,079 GWh en 2006, de los cuales 27.1% (60,944 GWh) fueron aportaciones de los PIE´s.

3.1.1.2 Sector eléctrico privado (autogeneración y exportación)

El subsector eléctrico privado se clasifica en los rubros de autogeneración y exportación de electricidad. El concepto de autogeneración de energía eléctrica se refiere a las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración y usos propios continuos, para fines de este documento. Estas tres modalidades corresponden a la generación de electricidad destinada a satisfacer las necesidades propias de personas físicas o morales, o bien del conjunto de miembros dentro de una sociedad de particulares, mediante una central generadora propia. Por otro lado, la modalidad de exportación de electricidad se refiere a la generación de energía eléctrica para destinarse fuera del territorio nacional.

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. Como resultado, el consumo total de hidrocarburos utilizados en las actividades de autogeneración y exportación de electricidad creció 10.7% anual entre 1996 y 2006, registrando un volumen de 477.7 mmpcdgne en el último año. De este requerimiento, 69.2% provino del gas natural (véase cuadro 16).

El consumo de gas natural para autogeneración creció de 104.2 mmpcd a 195.4 mmpcd entre 1996 y 2006. Al 31 de diciembre del último año, operaron un total de 470 permisos de autogeneración, de los cuales 386 pertenecen a autoabastecimiento, 47 a usos propios continuos y 37 a cogeneración. El consumo de combustóleo para autogeneración disminuyó en el último año, debido al alza de los precios del energético, por lo que muchos permisionarios optaron por una generación distribuida.

Respecto a la actividad de exportación de electricidad, a 2006 hay cuatro permisionarios autorizados, tres en el Estado de Baja California (Energía Azteca X, Termoeléctrica de Mexicali y Energía de Baja California) que realizan exportaciones hacia Estados Unidos y que en el último año consumieron 135.4 mmpcd de gas natural; otro más, el ubicado en Yucatán (AES Mérida III), cuyas

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.


65

exportaciones se planean dirigir a Belice8, no generó durante 2006. La exportación de electricidad es una modalidad que demanda 40.9% de gas natural ocupado en la generación de electricidad de privados.

3.1.2 Sector industrial

En la evolución de la actividad económica en 2006, destaca la mejora significativa que presentó el sector industrial, si bien su expansión perdió fuerza en los últimos meses del año. El crecimiento de 5.0% que registró tal actividad se originó de avances en los cuatro sectores que la conforman. Así, la construcción y las manufacturas aumentaron 6.9% y 4.7% cada una, mientras que la minería y la electricidad lo hicieron en 2.2% y 5.0%, respectivamente.

El aumento del PIB manufacturero en 2006 se originó por los incrementos de 3.3% en la actividad del sector maquilador y de 4.8% en la industria de transformación. Cabe precisar que en el cuarto trimestre la industria manufacturera se desaceleró de manera significativa, lo que reflejó, una menor fortaleza de las exportaciones automotrices. Esta industria terminal constituyó la rama manufacturera que alcanzó un mayor crecimiento económico en 2006, seguida por las de bebidas alcohólicas; productos metálicos estructurales; cerveza y malta; muebles metálicos; cemento; alimentos para animales y productos de minerales no metálicos. En total, 38 de las 49 ramas manufactureras crecieron en promedio durante 2006, mientras que las 11 ramas restantes disminuyeron.

Esta actividad del sector industrial en 2006, generó un consumo de combustibles en las ramas manufactureras de 1,865.9 mmpcdgne, 3.7% mayor respecto de 2005. Si bien, el gas natural es el combustible más utilizado en el sector, el comportamiento a la baja de las referencias

Cuadro 16Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 1996-2006


Año

Combustibles del sector electrico privado1 Penetración del gas natural con relación

al total (%)2Gas natural Combustóleo Diesel Coque de

petróleoTotal

1996 104.2 67.4 1.7 - 173.3 60.1

1997 115.5 88.7 2.2 - 206.5 56.0

1998 116.2 92.9 2.5 - 211.6 54.9

1999 116.3 103.0 3.3 - 222.5 52.3

2000 114.5 117.0 2.5 - 234.0 48.9

2001 80.0 92.3 3.4 - 175.7 45.5

2002 122.0 68.0 5.3 - 1�5.4 62.4

2003 244.1 66.1 9.8 20.9 340.� 71.6

2004 311.9 76.6 2.5 69.4 460.3 67.8

2005 333.7 68.3 5.0 74.8 4�1.7 69.3

2006 330.8 55.6 5.7 85.6 477.7 69.2

tmca 12.2 -1.9 12.8 - 10.7 1 Incluye la autogeneración y la exportación de electricidad.2 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector eléctrico privado. Fuente: Sener con base en CFE, CRE, IMP, LFC y Pemex.

8 El permisionario opera como PIE y vende su generación a la CFE, sin embargo, no ha exportado electricidad a Belice, aún cuando el permiso ante la CRE se lo permite.


66

internacionales que fijan los precios del gas natural en México, favoreció el uso del hidrocarburo incrementándolo en 8.4%, tendencia positiva que sólo compartió con el coque de petróleo en el último año.

Es importante mencionar que el coque de petróleo ha cobrado relevancia en el sector, ya que resulta atractivo como sustituto del combustóleo, debido a 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 combustóleo durante 2006, algunos industriales han optado por aprovechar las tecnologías que lo emplean como combustible, obteniendo reducción de costos de producción. Así, en 2006 el coque de petróleo incrementó su demanda en el sector en 870.3 miles de toneladas (mta) respecto a 2005, principalmente por la actividad de la industria cementera y la industria química, de hule y plásticos.

La mayor intensidad de uso en 2006, entre los combustibles industriales, la presentó el gas natural,

con un grado de participación de 54.3%. A lo largo del periodo 1996-2006, este combustible fue desplazando al combustóleo como insumo energético del sector, derivado de una mayor eficiencia en su combustión, menores emisiones contaminantes, aunado a regulaciones ambientales cada vez más estrictas que han ido restringiendo el uso de combustibles formulados con alto contenido de azufre (como el combustóleo) en algunas zonas del país densamente pobladas y llamadas críticas en términos ambientales, donde se encuentran los corredores industriales más grandes del país. De hecho, la demanda por coque de petróleo en el último año es muy similar al combustóleo en términos equivalentes (véase cuadro 17).

La demanda de gas natural del sector industrial alcanzó un volumen de 1,014 mmpcd durante 2006, cuyo consumo significó cruzar la barrera de los 1,000 mmpcd, lo que no ocurría desde el 2000, y fue muy cercano al máximo histórico de la industria registrado en 1999. El común denominador de los grupos de ramas industriales

Cuadro 17Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 1996-2006


Año

Combustibles del sector industrial Penetración del gas natural con relación

al total (%)1Gas natural Combustóleo Gas LP DieselCoque de petróleo

Total

1996 865.4 655.8 80.0 118.3 32.0 1,751.5 49.4

1997 885.7 629.3 95.0 138.2 46.7 1,7�4.� 49.3

1998 962.7 628.4 99.1 137.9 58.4 1,��6.5 51.0

1999 1,023.0 567.3 109.6 123.9 76.3 1,�00.1 53.8

2000 1,019.2 530.9 120.5 135.4 98.3 1,�04.3 53.5

2001 838.5 502.1 111.7 129.3 119.6 1,701.2 49.3

2002 965.5 388.9 114.6 123.7 170.9 1,763.6 54.7

2003 924.1 387.0 106.8 126.6 164.2 1,70�.7 54.1

2004 956.5 391.3 109.7 154.0 227.5 1,�3�.1 52.0

2005 935.2 379.2 109.8 145.4 229.7 1,7��.4 52.0

2006 1,014.0 303.0 105.8 140.7 302.3 1,�65.� 54.3

tmca 1.6 -7.4 2.8 1.8 25.2 0.6 1 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector industrial. Fuente: Sener con base en CFE, IMP, LFC y Pemex.


67

importantes es que todas incrementaron sus consumos de gas natural respecto de 2005.

La industria más intensiva en el uso del gas natural, es la industria siderúrgica (de metales básicos) que representó 29.0% del consumo del gas natural en el sector durante el año de referencia, volumen equivalente a 293.6 mmpcd. El PIB del último año de esta industria creció 2.8%, derivado de una expansión de la demanda interna de sectores vinculados con la siderurgia, como el de la construcción que presentó un mayor número de obras relacionadas con la edificación en general, que incluye viviendas, escuelas, edificaciones para escuelas, comercios e industrias, y obras relacionadas con el transporte, la petroquímica y la industria petrolera. Además, recientemente el sector siderúrgico ha llevado a cabo un fuerte programa de inversiones con el propósito de ampliar la capacidad

instalada de producción de acero, misma que alcanzó en 2006 una capacidad de 22.4 millones de toneladas (14.6% más que en 2005)9.

La industria química consumió 11.2 mmpcd más en 2006, registrando un volumen de 127.1 mmpcd. Dicha industria ha enfrentado una serie de factores que han impactado la intensidad del uso de energéticos en la última década, tales como la baja disponibilidad de materias primas nacionales, la inestabilidad de los precios en los insumos y energéticos, el uso de tecnologías de producción obsoletas que aumentan los costos de mantenimiento, una sobreoferta en la capacidad instalada mundial que ocasiona a menudo altos inventarios y elevada competencia en el sector, y por ende la entrada al país de muchos productos importados del ramo.

Cuadro 18Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 1996-2006


Grupo de ramas 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1996-2006

Total �65.4 ��5.7 �62.7 1,023.0 1,01�.2 �3�.5 �65.5 �24.1 �56.5 �35.2 1,014.0 1.6

Industrias básicas de metales

263.5 251.3 293.7 318.9 298.9 195.2 240.9 265.6 297.3 279.5 293.6 1.1

Química 175.8 181.7 173.5 162.2 160.3 138.8 155.2 125.8 117.5 115.9 127.1 -3.2

Productos metálicos, maquinaria y equipo

60.9 68.0 77.7 89.8 91.8 84.4 105.8 96.8 103.2 103.4 106.9 5.8

Vidrio y productos de vidrio

93.8 96.1 97.3 91.9 91.8 77.9 101.9 91.0 93.6 95.0 105.6 1.2

Alimentos, bebidas y tabaco

62.5 67.6 72.3 79.9 82.2 67.5 77.2 79.3 82.6 89.1 92.3 4.0

Productos de minerales no metálicos

48.5 51.4 55.2 51.3 53.5 63.3 65.9 64.4 64.1 63.9 68.3 3.5

Papel y cartón, imprentas y editoriales

50.9 55.4 63.1 69.1 62.4 50.9 62.0 59.2 55.2 52.3 63.8 2.3

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero

16.1 17.4 19.6 26.9 29.8 25.1 31.4 32.3 32.4 30.4 33.9 7.7

Minería 20.3 20.7 19.1 16.6 22.4 21.1 22.4 24.0 23.6 23.8 23.8 1.6

Cerveza y malta 10.1 10.3 13.6 24.3 26.5 17.1 19.0 16.4 15.9 15.3 18.9 6.5

Cemento hidráulico 34.4 34.7 29.0 26.7 28.6 22.7 23.5 19.9 16.5 13.0 18.1 -6.2

Resto de las ramas 28.4 30.9 48.5 65.4 71.0 74.5 60.3 49.4 54.7 53.6 61.6 8.0

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

9 De acuerdo con el documento Perfil de la industria Siderúrgica en México 2007, Cámara Nacional de la Industria del Hierro y el Acero.


6�

El grupo de ramas de alimentos, bebidas y tabaco10, registró un volumen de 106.9 mmpcd durante 2006. Esta industria se encarga de suministrar productos alimenticios a una población creciente, y permite conservarlos desde que se obtienen hasta que se consumen, mantiene excedentes, agrega valor al producto y satisface nuevas necesidades de consumo. Este sector presentó un crecimiento importante en el PIB de 2.6%, a pesar de haber enfrentado el alza en los precios del azúcar y el maíz durante 2006.

3.1.3 Sector petrolero

La industria petrolera se ha mantenido como el mayor sector de consumo de gas natural en el mercado. Los insumos de gas natural de esta industria se conforman por aquella demanda de gas combustible que utilizan las subsidiarias (autoconsumos) para realizar sus actividades primordiales y por aquellos volúmenes destinados a recirculaciones internas que corresponden principalmente

a las cantidades de gas natural inyectado a los pozos para la obtención de petróleo crudo.

Al cierre de 2006, los autoconsumos del sector petrolero crecieron 6.6% respecto a los del año anterior, al registrar un volumen de 1,581 mmpcd, siendo Pemex Exploración y Producción (PEP) la subsidiaria que presentó el mayor crecimiento en volumen con 52 mmpcd; le siguió Pemex Petroquímica (PPQ) con 28 mmpcd; Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) aumentó su consumo en 12 mmpcd, mientras Pemex Refinación (PR) presentó un incremento menor en su demanda.

Los requerimientos de gas para recirculaciones internas de PEP se mantuvieron al alza, registrando incrementos anuales de 8.1% en el periodo 1996-2006, y ubicándose 1,436 mmpcd en 2006. En los últimos años se han intensificado las actividades para mantener la producción de crudo del país, que durante 2006 fue de 3,256 miles de barriles diarios.

10 En este grupo se incluyen las siguientes 12 ramas: carnes y lácteos, preparación de frutas y legumbres, molienda de trigo, molienda de maíz, beneficio y molienda de café, azúcar, aceites y grasas comestibles, alimentos para animales, otros productos alimenticios, bebidas alcohólicas, refrescos y aguas, y tabaco.

Cuadro 19Consumo de gas natural del sector petrolero, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Total 2,053 2,13� 2,265 2,072 2,216 2,277 2,2�� 2,427 2,60� 2,�33 3,017 3.�

Autoconsumo 1,392 1,334 1,361 1,295 1,286 1,310 1,290 1,323 1,405 1,483 1,581 1.3

Exploración y Producción1

364 357 374 399 442 505 500 515 593 692 744 7.4

Refinación 140 180 194 198 207 230 238 270 262 276 281 7.2

Gas y Petroquímica Básica

230 216 256 247 264 258 256 252 255 251 263 1.4

Petroquímica 657 580 537 449 373 316 295 285 295 264 292 -7.8

Corporativo 1 1 1 1 1 1 0 1 0 0 0 -7.9

Recirculaciones internas 661 805 904 777 930 967 999 1,104 1,203 1,350 1,436 8.11 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell.Fuente: Pemex.


6�

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 extraer 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 pozos inyectores paralelos a éste. Al 31 de diciembre de 2006, el número de pozos de producción únicamente de petróleo crudo y gas asociado fue de 3,130, de los cuales 1,209 son pozos fluyentes y el resto requieren bombeo neumático y otros sistemas artificiales11.

El conjunto de combustibles requeridos para las operaciones de las subsidiarias de Pemex en volumen

fue de 1,925.8 mmpcdgne durante 2006. Del total de los insumos energéticos de la paraestatal 82.1% provino del gas natural, 12.2% del combustóleo, 4.5% del diesel, el resto correspondió al gas LP y gasolinas. Una de las características de Pemex es su participación directa en el balance nacional de energía, como único productor de los hidrocarburos que se consumen en el país, además de una parte significativa de los petroquímicos básicos.

La industria petroquímica es una plataforma para apoyar el desarrollo y el crecimiento de México, ya que sirve para la conformación de cadenas productivas. Durante 2006, PPQ elaboró un volumen de 6,572 miles de toneladas anuales (mta) de petroquímicos en sus complejos, y obtuvo un repunte en el total 5.7% respecto a 2005. Las principales cadenas petroquímicas son los derivados del metano y derivados del etano, ambas representaron 63.2% del volumen de producción.

Cuadro 20Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 1996-2006


Año Combustibles del sector petrolero Penetración del gas natural con relación

al total (%)1Gas natural Combustóleo Diesel Gas LP Gasolinas Total

1996 1,392.2 336.0 70.8 17.3 8.2 1,�24.6 76.3

1997 1,334.0 308.9 73.5 13.8 8.3 1,73�.6 76.7

1998 1,361.4 289.0 71.1 25.5 7.8 1,754.7 77.6

1999 1,294.7 268.3 66.6 26.4 7.1 1,663.1 77.8

2000 1,286.1 246.2 64.7 27.4 6.0 1,630.4 78.9

2001 1,310.1 235.0 72.5 24.2 5.3 1,647.1 79.5

2002 1,289.7 241.0 67.9 16.7 4.9 1,620.2 79.6

2003 1,322.5 264.8 72.0 19.5 3.5 1,6�2.4 78.6

2004 1,405.1 280.5 91.8 23.7 3.5 1,�04.5 77.9

2005 1,483.1 265.3 95.1 17.0 3.1 1,�63.7 79.6

2006 1,580.9 234.7 86.8 20.2 3.2 1,�25.� 82.1

tmca 1.3 -3.5 2.1 1.5 -8.9 0.5 1 Se refiere al porcentaje del gas natural como combustible en el sector petrolero sin recirculaciones internas. Fuente: IMP con base en información de Pemex.

11 Anuario Estadístico 2006, Pemex Exploración y Producción.


70

En 2006, la elaboración de derivados del metano se observó un crecimiento de 13.0% respecto de 2005. Estos productos son obtenidos directamente del gas natural, en este grupo se incluyen productos como el amoniaco, el metanol y el anhídrido carbónico. Sin duda, un factor que ayudó a reactivar la producción de esta cadena, y el uso del gas natural como materia prima, fue la caída en el precio. Así, en 2006 hubo operación continua de dos plantas de amoniaco durante el primer trimestre del año, lo que ayudó a incrementar la producción de 514 mta a 592 mta. La misma tendencia observó el anhídrido carbónico y el metanol, lo que se tradujo a un incremento en el uso del gas natural como materia prima en PPQ del 15.9% entre 2005 y 2006.

El aumento en la producción de derivados del etano (óxido de etileno, monoetilenglicol, dietilenglicol, acetaldehído, polietilenos, etc.), se debió principalmente al reinicio de operaciones de la planta de etileno del Complejo Petroquímico Pajaritos, de un mejor desempeño en la operación de la planta de óxido de etileno y del inicio de operaciones de la planta swing de polietilenos, ambas en el Complejo Petroquímico Morelos.

3.1.4 Sectores residencial y servicios

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.

El crecimiento en el consumo de combustibles en los sectores residencial y servicios fue casi nulo en el periodo 1996-2006. Lo que se observa en el desarrollo del consumo de los tres combustibles, es que el gas natural ha mostrado un crecimiento paulatino, mientras el gas LP creció muy poco y la leña12 ha disminuido en uso. Esta situación se ha presentado, no sólo como un efecto moderado de sustitución del gas LP por gas natural 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, sino también se explica por un aumento en la eficiencia de algunos aparatos

Cuadro 21Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ1, 1996-2006

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

Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Consumo de gas natural (mmpcd) 657 5�0 537 44� 373 316 2�5 2�5 2�5 264 2�2 -7.�

Combustible 472 433 400 320 274 251 228 238 237 222 244 -6.4

Materia prima 186 147 137 129 99 65 67 47 58 41 48 -12.7

Elaboración de petroquímicos (mta) 13,2�2 11,513 �,�60 7,��1 6,�36 5,��4 5,�� 6,0�5 6,223 6,21� 6,572 -6.�

Derivados del metano 5,961 5,067 4,374 3,019 2,271 1,752 1,663 1,383 1,668 1,242 1,404 -13.5

Derivados del etano 3,088 3,089 2,945 2,696 2,636 2,408 2,309 2,218 2,073 2,440 2,748 -1.2

Aromáticos y derivados 1,649 1,461 1,402 1,235 667 642 670 795 1,222 1,187 1,089 -4.1

Propileno y derivados 446 377 243 193 180 127 115 125 116 104 24 -25.3

Otros 2,147 1,519 996 848 1,083 1,065 1,133 1,563 1,145 1,246 1,307 -4.8

1 Incluye sólo los petroquímicos elaborados por PPQ, y excluye los obtenidos por PR y el etano y el azufre de PGPB.Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: Pemex Petroquímica y Pemex Anuario Estadístico 2006.

12 La leña se considera la energía que se obtiene de los recursos forestales y se utiliza en forma directa en el sector residencial para la cocción de alimentos y calefacción. Incluye troncos, ramas de árboles y arbustos, pero excluye los desechos de la actividad maderera.


71

electrodomésticos como estufas y calentadores de agua, y el uso del microondas, contribuyendo a disminuir la intensidad de uso de los combustibles.

Respecto a lo anterior, cabe mencionar que durante 2000 se emitió la Norma Oficial Mexicana (NOM-003-ENER-2000), para la eficiencia térmica de calentadores de agua para uso domestico y comercial13. Esta NOM estableció los niveles mínimos de eficiencia térmica que deben cumplir los calentadores de agua en dos etapas, así como el método de prueba que debe aplicarse para verificarlos. Primero, se estableció que la eficiencia térmica mínima14 fuera de 72.0% a partir de 2000, y que en el transcurso de 2002 debería de ser por lo menos de 74.0%, parámetros vigentes en la actualidad. Esto se refleja en que durante 2000 se alcanzó el máximo consumo de combustibles en los sectores, y a partir de ese año ha disminuido la intensidad energética y de manera constante después de 2003.

Acerca de la leña podemos decir que, en muchos hogares rurales y urbanos de la República Mexicana con bajos ingresos, y en aquellos ubicados dentro de regiones en pobreza extrema, sigue siendo el combustible más utilizado. Estos consumos representan un mercado potencial para el gas natural en el sector residencial, en la medida que se presenten de manera sustentable tanto el desarrollo de infraestructura como precios accesibles a esas poblaciones. Sin embargo, es más probable que se presente una sustitución de leña por gas LP, debido a la facilidad que posee el combustible al ser distribuido en cilindros, y acceder fácilmente a las comunidades rurales.

En el sector residencial, considerando datos del Consejo Nacional de Población (Conapo)15 y el comportamiento en la demanda de combustibles, observamos que en la última década el gas natural ha tenido buena aceptación, ya que aumentó 19.9% el consumo per cápita entre 1996 y 2006.

Cuadro 22Consumo de combustibles en los sectores residencial y servicios, 1996-2006


AñoCombustibles del sector residencial y servicios Penetración del gas

natural con relación al total (%)

Gas natural Gas LP Leña Total

1996 79.2 919.4 388.7 1,3�7.3 5.7

1997 81.9 921.3 387.4 1,3�0.6 5.9

1998 76.3 954.2 385.2 1,415.7 5.4

1999 76.7 990.8 383.0 1,450.5 5.3

2000 79.2 1,025.6 379.9 1,4�4.7 5.3

2001 84.7 985.2 387.7 1,457.6 5.8

2002 93.4 998.0 367.9 1,45�.2 6.4

2003 99.8 997.5 372.3 1,46�.6 6.8

2004 106.0 988.1 363.7 1,457.� 7.3

2005 107.1 946.1 362.5 1,415.� 7.6

2006 107.7 923.8 358.6 1,3�0.1 7.7

tmca 3.1 0.0 -0.8 0.0

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

13 Cabe señalar que, la Norma se aplica a los calentadores que utilicen gas LP o gas natural como combustible y que proporcionen únicamente agua caliente en fase líquida.14 Es la relación existente entre el calor absorbido por el agua y el calor liberado por el combustible, expresado en por ciento.

15 Se estima que en 1996 había 95,109,877 habitantes en el país, mientras que en 2006 se estima hubo 107,525,207 mexicanos.


72

La preferencia en el uso por habitante muestra que, durante 1996, seis de cada 100 mexicanos usaban gas natural, y para 2006 el indicador aumentó a ocho personas.

Históricamente en México, la demanda de combustibles de estos sectores ha sido abastecida principalmente por el gas LP, ya que 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 un mayor número de usuarios han tenido acceso a este combustible en los últimos años, debido al impulso comercial que las distribuidoras han dado al gas natural en las 21 zonas geográficas del país.

En el sector residencial, encontramos una caída en el consumo, tanto en el gas natural como en el gas LP, de 2.4% y 1.1%, respectivamente entre 2005 y 2006, atribuible al ahorro energético de electrodomésticos y a que 2006 fue un año con temperaturas medias en general en el territorio nacional. Por el contrario, ambos combustibles en el sector servicios incrementaron su demanda, y en el caso del gas natural se alcanzó un máximo histórico.

3.1.5 Sector autotransporte

La utilización del gas natural comprimido (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 2006 sólo se consumieron 2.0

Cuadro 23Consumo per cápita en el sector residencial, 1996 y 2006

(Pies cúbicos anuales de gas natural equivalente por habitante)

CombustibleConsumo per cápita

Variación del consumo per cápita

Preferencia de uso por cada 100 habitantes

1996 2006 1996/2006 1996 2006

Gas natural 304.9 365.6 19.9% 6 8

Gas LP 3,538.1 3,135.9 -11.4% 66 66

Leña 1,495.7 1,217.2 -18.6% 28 26

Fuente: Sener con base en información del Conapo, IMP e INEGI.

Cuadro 24Consumo de gas natural, gas LP y leña en los sectores residencial y servicios, 1996-2006


Sector 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Total (mmpcdgne) 1,3�� 1,3�1 1,416 1,450 1,4�5 1,45� 1,45� 1,470 1,45� 1,3�� 1,3�0 0.0

Gas natural (mmpcd) 79 82 76 77 79 85 93 100 106 107 108 3.1

Residencial 60 62 56 57 60 64 71 81 86 87 84 3.5

Servicios 20 20 20 20 20 21 22 19 20 21 23 1.7

Gas LP (mmpcdgne) 921 921 954 991 1,026 985 998 997 988 929 924 0.0

Residencial 801 779 816 831 843 809 811 818 816 767 759 -0.5

Servicios 120 142 138 160 182 176 187 180 172 162 165 3.3

Leña (mmpcdgne) 389 387 385 383 380 388 368 372 364 363 359 -0.8

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


73

mmpcd de gas natural, que representaron 0.04% del total de combustibles consumidos en el sector autotransporte.

Al cierre de 2006 existían siete estaciones de servicio operando en México. Dos estaciones de servicio en el Estado de Nuevo León en el transcurso del año, la primera inició operaciones durante marzo y se ubica en el municipio de Guadalupe, y la segunda se ubica en la ciudad de Monterrey e inició operaciones en julio. Estas dos estaciones se sumaron a las otras cinco que venían operando desde 2005 ubicadas en Tultitlán (Edo. de México), Toreo-Cuatro Caminos, Venustiano Carranza y Tacubaya (Distrito Federal), y en Gómez Palacio (Durango). Dado que el GNC es visto en las grandes ciudades como alternativa para solucionar algunos problemas de contaminación atmosférica, casi todas las estaciones de servicio en operación, se ubican en zonas Metropolitanas como la del Valle de México y Monterrey.

Las estrategias para abaratar los costos de las conversiones a GNC mediante la diversificación de los

componentes del equipo, han sido efectivas. Además, los empresarios del GNC han implantado estrategias comerciales como financiamientos accesibles para liquidar el costo de las motorizaciones, y hasta convenios que permiten a los usuarios el uso del kit de conversión de GNC mediante el pago de rentas por uso, logrando en algunos tipos de autos como taxis, una reducción de costos de más del 50%. Asimismo, la promoción para abastecer de GNC a flotillas de uso intenso en el transporte público e industrial llevó a alcanzar un parque vehicular de 2,773 unidades en 2006.

El crecimiento del parque vehicular del sector autotransporte es impulsado principalmente por los vehículos a gasolina, combustible que predomina en el sector y cuyo parque creció 8.0% en 2006. El diesel también presentó un incremento de 4.6% en el parque vehicular derivado de la entrada de nuevas tecnologías

Cuadro 25Demanda nacional de combustibles del sector autotransporte, 1996-2006


AñoCombustibles del sector autotransporte Penetración del gas

natural con relación al total (%)1GNC Gasolinas Gas LP Diesel Total

1996 - 2,308.2 26.7 1,134.9 3,46�.7 -

1997 - 2,390.6 29.4 1,203.9 3,623.� -

1998 - 2,457.5 50.2 1,244.0 3,751.7 -

1999 0.0 2,454.3 101.2 1,242.0 3,7�7.6 0.00

2000 0.6 2,552.2 128.3 1,261.0 3,�42.2 0.02

2001 1.3 2,644.3 136.9 1,251.8 4,034.5 0.03

2002 1.7 2,714.6 152.7 1,258.5 4,127.6 0.04

2003 2.0 2,883.8 156.0 1,331.9 4,373.7 0.05

2004 2.0 3,054.7 154.7 1,412.4 4,623.� 0.04

2005 1.9 3,224.7 137.3 1,514.8 4,�7�.7 0.04

2006 2.0 3,449.5 132.8 1,651.6 5,235.� 0.04

tmca n.a. 4.1 17.4 3.8 4.2

n.a.: no aplica.1 Se refiere a la penetración del GNC en respecto a todos los combustibles del sector autotransporte.Fuente: IMP con base en CRE, INEGI, Pemex y empresas privadas.


74

a finales de 2005, y de su incursión en el segmento de transporte de particulares.

En el caso del gas LP, su parque vehicular ha perdido dinamismo y está dejando de ser un combustible atractivo derivado de los incrementos en el precio del carburante, que incluso durante 2006 llegó a estar por encima del precio de la gasolina Magna, en términos equivalentes

Gráfica 19Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2006

(miles de unidades)

Fuente: IMP.

18,321.7766.5 297.9 2.8 19,388.9

Gasolina Diesel Gas LP GNC Total

de energía. Si bien, el GNC es un combustible vehicular que prácticamente no contamina, y posee un precio de referencia más económico que las gasolinas y el gas LP, con la entrada del diesel de ultrabajo azufre (UBA) enfrentarán competencia tanto en precio como para capturar mercado en las zonas Metropolitanas.

Gráfica 20Precios nacionales al público de los combustibles del sector transporte, 2001-2006

(pesos por litro de gasolina magna equivalente)

$0.00

$1.00

$2.00

$3.00

$4.00

$5.00

$6.00

$7.00

$8.00

$9.00

$10.00

ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06

GNC Gasolina Magna Gas LP Gasolina Premium Pemex Diesel

Gas LP

Pemex Magna

GNC

Pemex Diesel

Pemex Premium

Fuente: Sener.


75

3.1.6 Consumo regional

Con el fin de 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 6 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, puntos de generación de electricidad y concentración poblacional. Estos factores son los que principalmente han desarrollado el mercado de gas natural en México. Cabe señalar que, sólo ocho estados de la República Mexicana no presentan consumos de gas natural, los cuales son Baja California Sur, Colima, Guerrero, Morelos, Nayarit, Quintana Roo, Sinaloa y Zacatecas.

El principal volumen de consumo del hidrocarburo en el país se localiza en la región Sur-Sureste, donde se concentra 49.2%, derivado de los requerimientos de gas para las actividades petroleras que se llevan a cabo en dicha demarcación. La región Noreste le sigue en importancia al representar 26.3% del consumo nacional, cuya participación se sustenta en las actividades del sector eléctrico e industrial que allí se llevan a cabo. Estos mismos sectores desarrollaron el mercado en la región Centro, a partir de un proceso de sustitución del combustóleo por gas natural con el propósito de mitigar los problemas ambientales de la demarcación, principalmente en la zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM). En la última década, la región Noroeste vio 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. Por su parte, la región Centro-Occidente demandó 9.8%, por el crecimiento del consumo en los sectores industrial y eléctrico.

Mapa 6Regionalización del mercado de gas natural

Fuente: Sener.

Noroeste• Baja California• Baja California Sur• Sinaloa• Sonora

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

Noreste• Coahuila• Chihuahua• Durango• Nuevo León• Tamaulipas

Centro• Distrito Federal• Hidalgo• México• Morelos• Puebla• Tlaxcala

Sur-Sureste• Campeche• Chiapas• Guerrero• Oaxaca• Quintana Roo• Tabasco• Veracruz• Yucatán


76

Cuadro 26Consumo regional de gas natural por estado1, 1996-2006


Región 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Total nacional 3,5�4 3,760 4,060 3,��3 4,326 4,35� 4,�51 5,2�7 5,722 5,��0 6,531 6.2

Noroeste 12 12 16 25 60 �7 154 257 312 334 3�1 42.1

Baja California - 1 6 11 36 63 100 180 227 248 283 n.a.

Baja California Sur - - - - - - - - - - - -

Sinaloa - - - - - - - - - - - -

Sonora 12 11 10 14 24 34 54 77 85 86 109 25.0

Noreste �60 �72 �36 1,00� 1,153 1,06� 1,307 1,35� 1,4�3 1,502 1,71� 7.2

Coahuila 152 137 142 147 142 110 145 127 128 122 130 -1.6

Chihuahua 107 107 131 150 181 180 213 224 221 199 230 8.0

Durango 36 38 41 43 50 40 45 38 39 72 99 10.5

Nuevo León 371 390 415 433 501 468 529 609 560 555 607 5.0

Tamaulipas 193 201 207 237 279 270 375 362 536 554 653 13.0

Centro - Occidente 2�7 324 35� 3�2 3�0 345 472 4�� 520 51� 565 7.0

Aguascalientes - - - - - 0 5 7 10 11 13 n.a.

Colima - - - - - - - - - - - -

Guanajuato 85 85 94 94 80 88 171 189 193 195 218 9.8

Jalisco 50 59 59 58 58 48 54 50 45 46 48 -0.5

Michoacán 86 102 125 131 130 84 98 128 136 126 135 4.6

Nayarit - - - - - - - - - - - -

Querétaro 61 71 71 87 105 107 125 100 110 115 121 7.2

San Luis Potosí 5 7 10 12 16 17 20 24 26 26 31 19.3

Zacatecas - - - - - - - - - - - -

Centro 4�6 535 57� 613 60� 615 605 652 646 604 643 2.�

Distrito Federal 54 58 55 81 97 50 55 56 59 57 56 0.2

Hidalgo 116 145 163 197 193 185 146 177 208 170 182 4.6

México 229 251 273 247 232 304 316 313 275 284 301 2.8

Morelos - - - - - - - - - - - -

Puebla 72 69 72 71 67 58 72 88 87 78 88 1.9

Tlaxcala 14 13 16 17 20 17 16 17 17 16 17 1.8

Sur-Sureste 1,�4� 2,016 2,170 1,�64 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,�32 3,214 5.1

Campeche 428 557 663 581 740 818 879 1,047 1,253 1,462 1,550 13.7

Chiapas 248 256 285 291 305 360 359 360 358 404 472 6.6

Guerrero - - - - - - - - - - - -

Oaxaca - - - - - 0 0 0 0 0 1 n.a.

Quintana Roo - - - - - - - - - - - -

Tabasco 287 274 285 282 291 276 258 249 236 221 213 -2.9

Veracruz 986 929 938 810 740 676 710 778 825 761 869 -1.3

Yucatán - - - - 39 102 108 88 89 84 109 n.a.

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


77

3.1.6.1 Consumo de la región Noroeste

Durante el periodo 1996-2006, la demanda de gas natural de la región Noroeste presentó un crecimiento medio anual de 42.1%, que significó el más rápido para una región en los últimos 10 años, hasta alcanzar un volumen de 391 mmpcd. El consumo regional se concentra en los estados de Baja California y Sonora, debido a que estos cuentan con infraestructura de suministro del hidrocarburo. En ambos casos la demanda es abastecida por gas natural importado a través de gasoductos interfronterizos con los Estados Unidos.

Si bien en 1996, se importaba gas natural en Sonora, principalmente para actividades del sector industrial y un volumen marginal en el sector residencial, el crecimiento en la demanda fue impulsado por las actividades del sector eléctrico público a partir de 1999. Por un lado, la CFE comenzó un proceso de sustitución de uso de combustóleo por gas natural en algunas de sus plantas termoeléctricas, junto con algunos autogeneradores de la región. Posteriormente, se propició una mayor demanda en el sector a partir de 2001, con el gas requerido por el PIE Fuerza y Energía de Hermosillo (en Hermosillo, Sonora), y para 2003 se intensificó el consumo con la entrada de los PIE´s Fuerza y Energía de Naco-Nogales (ubicado en Agua Prieta, Sonora) y Energía Azteca X (ubicado en Mexicali, Baja California).

El Estado de Baja California presentó el mayor desarrollo del mercado regional en el periodo, pese a que comenzó en 1997 demandando un volumen poco significativo de 1 mmpcd, y para 2006 consumió 283 mmpcd, registro que significó 72.2% del consumo regional. Cabe mencionar que, el PIE Energía Azteca X cuenta también con un permiso en la modalidad de exportación de electricidad, actividad que se desarrolla en dos centrales, Termoeléctrica de Mexicali y Energía de Baja California, ubicadas en el mismo estado. La actividad de exportación de electricidad llevada a cabo en Baja California desde 2003 intensificó la demanda del combustible, e incluso los requerimientos para tal actividad representaron una tercera parte (34.6%) del consumo regional de 2006 (véase cuadro 27).

3.1.6.2 Consumo de la región Noreste

Esta demarcación requirió de un volumen de 1,718 mmpcd durante 2006. Dicho volumen, la ha convertido en la segunda región más importante tanto para el consumo como para la oferta nacional. Además, a través de su territorio transitan los volúmenes más significativos del comercio exterior del hidrocarburo, ya que cuenta con nueve interconexiones con Estados Unidos para importar y exportar gas natural por gasoducto, y se encuentra instalada la terminal de regasificación para importar GNL.

Esta región es la única donde todos los estados que la integran consumen gas natural, y todos los sectores de consumo final registran una demanda por lo menos desde el 2000. La composición del consumo por estado en 2006 fue: Tamaulipas, 38.0%; Nuevo León, 35.3%; Chihuahua, 13.4%; Coahuila, 7.6%; y Durango, 5.7%. Un hecho importante en la composición de la demanda regional de gas natural fue que durante 2006, el Estado de Tamaulipas se convirtió en el principal consumidor, derivado de un incremento mayor en el sector eléctrico público respecto al Estado de Nuevo León, y a que algunos industriales y sociedades de autoabastecimiento de este último estado disminuyeron sus consumos de gas natural

La región Noreste concentra el mayor número de zonas geográficas de distribución del país, con un total de 10 (Piedras Negras, Chihuahua, Saltillo, Ciudad Juárez, Nuevo Laredo, Río Pánuco, Torreón-Gómez Palacio, el Norte de Tamaulipas y dos más en Monterrey). Durante 2006, la región concentró el mayor desarrollo de usuarios residenciales que consumen gas natural en el país, más de dos terceras partes (67.9%) del consumo residencial ocurrieron en esta demarcación.

El sector eléctrico concentró aproximadamente 61.6% del consumo regional de 2006, lo que equivale a un volumen de 1,058 mmpcd. Respecto a este consumo del sector regional, los PIE´s demandan 59.6%, CFE 26.8% y el resto se consumió por autoabastecedores. Cabe mencionar que, 10 de los 20 PIE´s que se encuentran operando en el país están instalados en la región, y que


7�

Cuadro 27Consumo de gas natural de la región Noroeste, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1996-2006

Origen 12 13 16 24 60 97 154 254 310 334 392 42.1

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

Importación 12 13 16 24 60 97 154 254 310 334 392 42.1

Importaciones por logística

12 13 16 24 60 97 154 254 310 334 392 42.1

Importaciones de PGPB por balance

- - - - - - - - - - - -

Importación de gas natural licuado

- - - - - - - - - - - -

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

Destino 12 12 16 25 60 97 154 257 312 334 391 42.1

Demanda regional 12 12 16 25 60 97 154 257 312 334 391 42.1

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

Pemex Exploración y Producción

- - - - - - - - - - - -

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

Pemex Gas y Petroquímica Básica

- - - - - 0 1 1 0 0 1 n.a.

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

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

Sector petrolero recirculaciones internas

- - - - - - - - - - - -

Sector industrial 10 11 14 16 20 14 19 17 21 24 27 10.1

Sector eléctrico - - - 7 39 80 132 237 289 309 362 n.a.

Público - - - 5 38 79 130 185 199 191 226 n.a.

Comisión Federal de Electricidad

- - - 5 38 69 105 100 88 82 109 n.a.

Luz y Fuerza del Centro

- - - - - - - - - - - -

Productores Independientes de Energía

- - - - - 10 25 84 111 109 117 n.a.

Privado - - - 2 0 1 2 53 89 117 137 n.a.

Autogeneración de electricidad

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

Exportación de electricidad

- - - - - - - 52 89 117 135 n.a.

Sector residencial 2 1 2 1 1 2 2 2 2 2 1 -1.1

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

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

Exportación - - - - - - - - - - - -

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

Variación de inventarios y diferencias*

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

n.a.: no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Pemex, Sener y empresas particulares.


7�

en 2006 su consumo representó 52.9% del gas utilizado por esta modalidad de generación de electricidad en todo el país. Durante 2006, inició operaciones comerciales el PIE de la central Altamira V, que consumió en su ciclo combinado GNL regasificado en la terminal de Altamira.

En cuanto a la oferta, en esta demarcación se ha superado a la demanda en los últimos años, y desde 2000 se convirtió en una región con excedentes de producción que juega un papel importante en el abastecimiento de gas del país. El superávit regional en la producción se debe al desarrollo de la cuenca de Burgos (véase cuadro 28).

3.1.6.3 Consumo de la región Centro-Occidente

En la región Centro-Occidente predomina el sector industrial en el uso de gas natural, ya que consume 50.9% del total regional, a este le sigue el sector eléctrico con una participación de 35.6%. La mayor parte de la demanda regional es requerida por los estados de Guanajuato, Michoacán y Querétaro, es decir casi 83.8% del consumo regional; el resto se consume en Jalisco y San Luis Potosí, mientras que los estados de Colima, Nayarit y Zacatecas carecen de infraestructura de ductos para tener acceso al gas natural. Una característica del suministro de gas de la región es que proviene de otras regiones del país, principalmente de la Sur-Sureste.

Entre 1996 y 2006 el consumo de gas prácticamente se ha duplicado (96.6%) en la región, lo que se debe en gran parte a un proceso de sustitución de combustóleo por gas natural en el sector industrial de la región, mientras que en 1996 el gas abastecía 46.7% de los insumos del sector y el combustóleo 44.4%, para 2006 el gas alcanzó una cobertura del 59.2% del sector y el combustóleo sólo participó con 19.3% (véase cuadro 29).

3.1.6.4 Consumo de la región Centro

La región Centro, al igual que la Centro-Occidente, abastece toda su demanda de gas de otras regiones. Su densidad de consumo es requerida principalmente en el sector eléctrico, que representó 46.2% en 2006. Otros sectores importantes son el industrial que participó con

38.3% y el petrolero con 11.3% de la demanda regional. Se debe señalar que en el último año, el alza de los precios y la baja actividad del sector industrial, hicieron que estos tres sectores registraran consumos menores comparados con 2004.

En el último año, se presentó una recuperación en el consumo regional de gas natural, después de que en 2005 se presentara una baja en la demanda derivada del alza en su precio. Así, la región Centro consumió en 2006 nuevamente volúmenes muy semejantes a los de 2004. En 2006, la demanda regional alcanzó 643 mmpcd, de los cuales 301 mmpcd pertenecen al consumo del Estado de México, 182 mmpcd a Hidalgo, 88 mmpcd a Puebla, 56 mmpcd al Distrito Federal, y 17 mmpcd a Tlaxcala.

El sector residencial de la región concentra un porcentaje alto de cobertura de usuarios en el total de las cuatro distribuidoras de gas natural que operan en ella, de hecho la cobertura de éste representó 24.0% del consumo el sector residencial nacional, que es el más importante después de los requerimientos de la región Noreste (véase cuadro 30).

3.1.6.5 Consumo de la región Sur-Sureste

Cerca de la mitad del consumo nacional de gas natural se concentra en la región Sur-Sureste, lo que se explica por la gran actividad del sector petrolero nacional. Dicho sector representó 82.8% de la demanda regional en 2006, derivado de las actividades productivas de las subsidiarias de Pemex y por el gas inyectado a los pozos productores de crudo.


�0

Cuadro 28Consumo de gas natural de la región Noreste, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1996-2006

Origen 896 909 983 1,174 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 1,838 2,069 8.7

Producción regional 470 566 802 1,024 1,058 1,042 1,072 1,150 1,143 1,267 1,442 11.9

Gas de PEP para operación1 17 19 20 25 32 35 36 38 36 36 35 7.5

Gas de PEP para recirculaciones 68 61 53 51 56 58 56 48 45 46 47 -3.6

Gas de PEP directo a Refinación 21 21 18 17 12 6 22 5 1 1 2 -21.6

Producción de plantas de PGPB 100 108 147 211 235 265 312 361 470 595 829 23.5

Directo de campos 259 352 560 716 719 671 638 689 584 582 528 7.4

Etano inyectado a ductos - - - - - 2 3 2 2 2 0 n.a.

Otras corrientes 5 4 4 4 5 5 5 6 4 5 1 -15.7

Importación 72 97 135 145 221 283 576 742 814 572 626 24.1

Importaciones por logística 44 56 114 139 146 131 184 215 299 322 380 24.0


28 41 21 6 75 152 392 527 515 249 167 19.6


- - - - - - - - - - 79 n.a.

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

Destino 896 909 983 1,174 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 1,838 2,059 8.7

Demanda regional 860 872 936 1,009 1,153 1,068 1,307 1,359 1,483 1,502 1,718 7.2

Sector petrolero 94 96 86 80 108 130 141 150 156 162 168 6.0

Pemex Exploración y Producción 23 27 26 39 47 42 42 44 42 42 41 6.0

Pemex Refinación 38 39 32 32 43 75 87 94 101 104 105 10.6

Pemex Gas y Petroquímica Básica 11 10 10 9 9 8 9 12 13 17 23 7.9

Pemex Petroquímica 22 20 18 1 9 5 3 0 - - - n.a.



68 61 53 51 56 58 56 48 45 46 47 -3.6


Sector eléctrico 264 285 340 386 485 469 640 737 850 869 1,058 14.9

Público 203 228 274 318 427 434 582 599 679 702 915 16.2


203 228 274 318 427 428 385 381 281 240 284 3.4

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


- - - - - 6 197 218 397 463 631 n.a.

Privado 60 57 65 67 59 35 57 138 172 167 143 9.0

Autogeneración de electricidad 60 57 65 67 59 35 57 138 172 167 143 9.0

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

Sector residencial 49 51 47 50 51 53 55 60 61 61 57 1.6

Sector servicios 17 18 17 17 18 17 18 15 15 15 16 -0.4

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

Exportación 36 37 32 136 24 25 4 - - 24 33 -1.0

A otras regiones - - 15 29 103 232 336 532 473 312 309 n.a.


- - - - - - - 0 0 0 9 n.a.

n.a.: no aplica.1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Gas del Litoral, Pemex, Sener y empresas particulares.


�1

Cuadro 29Consumo de gas natural de la región Centro-Occidente, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1996-2006

Origen 287 324 359 382 390 345 472 498 520 518 565 7.0


Importación - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 287 324 359 382 390 345 472 498 520 518 565 7.0

Destino 287 324 359 382 390 345 472 498 520 518 565 7.0




- - - - - - - - - - - -



- - - - - 0 0 - 0 - - n.a.

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



- - - - - - - - - - - -


Sector eléctrico 44 60 70 85 96 109 191 194 205 190 201 16.5

Público 30 34 51 61 65 86 156 165 179 166 174 19.2


30 34 51 61 65 84 81 96 97 91 95 12.1

Luz y Fuerza del Centro

- - - - - - - - - - - -


- - - - - 2 75 68 82 75 80 n.a.

Privado 13 26 20 24 31 23 35 29 26 24 26 7.0


13 26 20 24 31 23 35 29 26 24 26 7.0


- - - - - - - - - - - -


Sector servicios 0 0 1 1 1 1 0 1 1 1 2 26.6


Exportación - - - - - - - - - - - -

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


- - - - - - - 0 0 0 0 n.a.



�2

Otro sector importante de consumo es el eléctrico, el cual requirió un promedio de 472 mmpcd de gas natural en 2006, volumen que representó 14.7% del consumo regional. Este consumo creció 106 mmpcd entre 2005 y 2006, de los cuales la participación de los PIE´s significó 89.1%. Cabe señalar que la región Sur-Sureste es la segunda más importante en el número de PIE´s instalados, con un total de seis, de los cuales dos fueron instalados durante

Cuadro 30Consumo de gas natural de la región Centro,1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1996-2006

Origen 486 535 578 613 609 615 605 652 646 604 643 2.8


Importación - - - - - - - - - - - -


Destino 486 535 578 613 609 615 605 652 646 604 643 2.8



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



Pemex Petroquímica 38 34 36 31 33 28 28 35 24 15 19 -6.6

Pemex Corporativo 1 1 1 1 1 1 0 1 0 0 0 -7.9


- - - - - - - - - - - -



Público 200 217 247 260 259 293 271 282 274 256 275 3.2


175 193 208 220 224 254 236 249 245 227 244 3.4

Luz y Fuerza del Centro 25 24 38 40 35 38 35 33 29 29 30 1.9


- - - - - - - - - - - -

Privado 25 27 26 18 20 18 23 22 23 23 22 -1.2

Autogeneración de electricidad 25 27 26 18 20 18 23 22 23 23 22 -1.2




Sector autotransporte - - - 0 1 1 2 2 2 2 2 n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - -

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


- - - - - - - 0 0 0 0 n.a.


2006 y contribuyeron a incrementar los requerimientos de gas para la región. Uno de los PIE´s fue instalado en Yucatán, la central Valladolid III, y el otro en Veracruz, la central Tuxpan V.

La región Sur-Sureste es también la más importante en la producción de gas natural, ya que gran parte de su producción proviene asociada a la obtención del crudo.


�3

Cuadro 31Consumo de gas natural de la región Sur-Sureste, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1996-2006

Origen 3,075 3,160 3,202 3,015 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 3,780 4,100 2.9

Producción regional 3,075 3,160 3,202 3,015 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 3,780 4,100 2.9


Gas de PEP para recirculaciones 266 238 229 192 185 184 137 166 266 354 339 2.4

Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - - - -

Producción de plantas de PGPB 2,515 2,692 2,669 2,498 2,556 2,539 2,603 2,668 2,674 2,552 2,615 0.4


Etano inyectado a ductos 82 47 94 114 98 99 88 93 106 92 87 0.6

Otras corrientes 31 20 16 10 8 9 9 4 0 - - n.a.

Importación - - - - - - - - - - - -


Destino 3,076 3,122 3,140 2,935 3,010 2,961 3,054 3,139 3,454 3,742 4,113 2.9

Demanda regional 1,949 2,016 2,170 1,964 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,932 3,214 5.1

Sector petrolero 1,188 1,106 1,142 1,075 1,033 1,053 1,031 1,019 1,118 1,190 1,270 0.7

Pemex Exploración y Producción2 341 330 347 360 395 463 458 471 551 651 704 7.5

Pemex Refinación 65 71 67 60 53 57 63 59 56 57 55 -1.7





593 744 851 726 874 909 943 1,056 1,157 1,303 1,390 8.9

Sector industrial 104 102 104 96 94 84 94 83 75 73 82 -2.3


Público 59 58 68 61 108 185 240 360 408 363 469 23.1

Comisión Federal de Electricidad 59 58 68 61 81 113 112 105 102 93 104 5.9



- - - - 27 72 128 255 306 271 365 n.a.

Privado 5 6 6 5 5 2 5 3 2 3 3 -6.9

Autogeneración de electricidad 5 6 6 5 5 2 5 3 2 3 3 -6.9


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

Sector servicios 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 -5.5


Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 1,127 1,106 969 971 895 728 740 618 693 810 899 -2.2


-1 38 63 79 23 71 8 38 29 38 -12 n.a.

n.a.: no aplica.1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir del año 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Pemex, Sener y empresas particulares.


�4

75.2% del total, como consecuencia de que la mayoría de los yacimientos encontrados en el país son de aceite. El restante 24.8% son reservas de gas no asociado.

PEP continúa utilizando para la estimación de la reserva probada (1P), las definiciones de reservas emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos18. Para las reservas probables y posibles, la evaluación ésta alineada a las definiciones emitidas por la asociación de profesionales The Society of Petroleum Engineers (SPE), y por los comités nacionales American Association of Petroleum Geologists (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. La integración de las reservas remanentes totales por categoría, muestra que 30.1% corresponde a las reservas probadas, 32.5% a probables y 37.4% a posibles.

Este volumen en términos de gas seco alcanzó 4,100 mmpcd en 2006 y abasteció la demanda regional de 3,214 mmpcd. Este balance generó que la región enviara un volumen de 899 mmpcd para complementar las demandas de las regiones Centro y la Centro-Occidente (véase cuadro 31).

3.2 Oferta

3.2.1 Reservas probadas de gas natural por región16

Al 1 de enero de 2007, las reservas totales remanentes17 (3P) de gas natural ascendieron a 63,045.2 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc). De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, en la región Norte se ubica 61.7% del total de las reservas, 16.6% en la región Sur, 12.6% en la región Marina Suroeste y 9.1% en la región Marina Noreste.

En la clasificación de reservas totales de gas natural por su asociación con el crudo en el yacimiento, se observa que las reservas 3P de gas asociado alcanzan

Gráfica 21Integración por categoría de las reservas remanentes

totales de gas natural al 1 de enero de 2007(miles de millones de pies cúbicos)

Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción.

18,957.3

20,485.7 39,443.0

23,602.2 63,045.2

Probadas Probables 2P Posibles 3P

16 Corresponde a la regionalización de activos de Pemex Exploración y Producción.17 Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una fecha específica. 18 Este criterio se ha utilizado por PEP desde 2003.


�5

Al asociar las reservas remanentes con la producción anual se obtiene para las reservas totales (3P) una relación reserva-producción (R/P) de 32.3 años, para el agregado de reservas probadas más probables (2P) es de 20.2 años y para las reservas probadas equivale a 9.7 años19.

Los resultados en términos de incorporación de volúmenes y reservas de hidrocarburos por actividad exploratoria continuaron mejorando durante 2006,

mostrando el potencial existente de descubrimientos en nuevas áreas. La actividad exploratoria concentró aproximadamente 10% del total de la inversión de PEP. El capital se enfocó además de la perforación de pozos exploratorios, a la adquisición de información sísmica y a la realización de estudios geológicos y geofísicos. Esto ha permitido identificar nuevas áreas de oportunidad, como por ejemplo las existentes en aguas profundas.

De 2005 a 2006, las reservas 3P de gas natural se incrementaron en 690.3 mmmpc, principalmente por efecto de los descubrimientos que aportaron volúmenes de reservas mayores en comparación con la producción

Cuadro 32Reservas remanentes totales de gas natural, 1999-2007*


Año Tipo de gas Total

Región

Marina NoresteMarina

SuroesteNorte Sur

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

No asociado 16,766.� 0.0 1,182.2 8,287.3 7,297.4

2000 Asociado 62,04�.6 8,897.9 4,979.3 36,853.0 11,319.4

No asociado 16,236.� 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 55,04�.1 7,916.5 3,982.5 33,424.6 9,725.5

No asociado 14,055.� 0.0 1,944.2 6,373.5 5,738.1

2003 Asociado 52,010.� 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.� 6,437.4 3,480.7 32,365.6 8,129.1

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

2005 Asociado 4�,431.5 6,036.5 3,574.9 32,373.3 7,446.8

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

2006 Asociado 4�,1�3.0 6,130.7 2,961.6 31,726.6 7,364.1

No asociado 14,171.� 57.8 2,709.3 7,328.5 4,076.2

2007 Asociado 47,403.0 5,658.9 3,280.4 31,436.5 7,027.2

No asociado 15,642.1 57.8 4,681.5 7,473.5 3,429.4

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

19 Esta relación no contempla la 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.


�6

acumulada de 1,953.5 mmmpc de gas natural en 2006. Adicionalmente, se obtuvieron incrementos importantes por desarrollo en reservas 3P de gas natural y se localizaron en los campos Bolontikú, Ixtal, May y Sinán en la Región Marina Suroeste, y Fundador, Cuervito, Santa Anita y Culebra en la Región Norte. Sin embargo, la estimación de las reservas probadas de gas natural se redujo en 999.6 mmmpc, ó 5%, en comparación con el año anterior.

Los descubrimientos son la incorporación de reservas atribuibles a la perforación de pozos exploratorios que resultan productores en nuevos yacimientos de hidrocarburos. El desarrollo exploratorio de 2006 en PEP, arrojó como resultado un total de descubrimientos de 2,999.1 mmmpc de gas natural, de los cuales 18.3% se adicionó a la reserva probada, 21.1% a la probable y 60.6% a la posible.

La actividad exploratoria realizada durante 2006 permitió adicionar una reserva 3P de hidrocarburos por 966.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), de los cuales 65% correspondió a gas natural y 35% a aceite. Si bien los descubrimientos más importantes continuaron localizándose en aguas territoriales del Golfo de México, es importante destacar la contribución de los descubrimientos de gas no asociado que concentró 50.3% de las reservas 3P incorporadas, producto de los descubrimientos de aguas profundas, principalmente del pozo Lakach-1 con 1,301.8 mmmpc de gas natural (equivalente a 268.5 mmbpce), es decir 27.8% de las incorporaciones totales de 2006.

Cuadro 33Reservas probadas de gas seco por región, 1998-2007*


Región 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Total 31,33� 30,064 30,3�4 2�,505 2�,151 14,��5 14,�51 14,�0� 14,557 13,�56

Sur 9,105 8,231 9,237 8,655 8,335 7,571 7,181 6,464 6,245 5,453

Norte 18,034 17,873 16,402 16,311 15,586 3,231 3,565 4,181 4,412 4,332

Marina Noreste 2,815 2,584 3,308 3,063 2,885 2,737 2,750 2,658 2,460 2,198

Marina Suroeste 1,385 1,376 1,447 1,476 1,345 1,446 1,355 1,505 1,440 1,873

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

Es importante destacar el descubrimiento del campo Lakach en aguas profundas, y que el pozo Lakach-1 es el que posee el mayor tirante de agua hasta la fecha, alcanzando el fondo marino a la profundidad de 988 metros. Este campo se ubica como el campo de gas húmedo no asociado más grande descubierto en aguas territoriales del Golfo de México y el cuarto campo de gas (seco o húmedo) descubierto hasta ahora en el país, en términos de reservas 3P.

Además, en 2006 se hicieron descubrimientos terrestres correspondientes a yacimientos de gas no asociado provenientes principalmente de los pozos Mareógrafo-1, en la Cuenca de Burgos; Fresnel-1 en la

Cuenca de Veracruz y Cobra-1 en Cuencas del Sureste, que aportaron 268.5 mmmpc a las reservas 3P.

Bajo los criterios de la SEC, las reservas probadas en términos de gas seco se ubican en 13,856 mmmpc, con una disminución de 4.8% respecto a 2006. Asimismo, el 70.6% de las reservas probadas de gas seco se ubica en zonas terrestres y el 29.4% restante en la porción marina (véase cuadro 33).

3.2.2 Extracción de gas natural

Desde 2003 se mantiene una tendencia creciente en la producción de gas natural, que permitió alcanzar un


�7

volumen de 5,356 mmpcd en 2006, 11.2% mayor que en el año previo, además de máximos históricos en la producción promedio mensual para septiembre con 5,587 mmpcd, y en la correspondiente al día 27 de diciembre, misma que ascendió a 5,774 mmpcd.

En 2006, la producción de gas no asociado fue de 2,266 mmpcd, 21.6% mayor respecto al año precedente y 78.2% más si se compara con la producción de 2001, que fue de 1,272 mmpcd. En diciembre de 2006, se logró el máximo histórico de producción nacional de gas no asociado con un volumen de 2,480 mmpcd. El incremento de la producción de gas no asociado permite reducir la dependencia del suministro de gas natural relacionado con la producción de petróleo crudo. La región Norte constituye el factor fundamental de crecimiento y registró una tasa promedio anual de 13.2% en la producción de este hidrocarburo en los últimos 10 años.

La producción de gas asociado alcanzó 3,090 mmpcd en 2006, lo que representó un aumento de 4.6% respecto a 2005, además en el mes de septiembre de 2006 se registró un máximo histórico de 3,189 mmpcd. Con los anteriores resultados, la producción de gas asociado representó 57.7% del total y el gas no asociado el 42.3% restante.

A la producción obtenida en la actividad de PEP, también fue necesario un volumen 1,215 mmpcd de gas seco proveniente de PGPB ocupado como gas residual para bombeo neumático, sellos y como gas combustible, por lo que PEP dispuso de 6,571 mmpcd de gas natural en 2006. De esta cantidad PEP consumió 10.1% para operación e inyección a yacimientos, envió 81.3% a PGPB, y a la atmósfera por venteo 4.1%, la diferencia correspondió al encogimiento en compresión y transporte, al enviado a Pemex Refinación y por diferencias estadísticas.

Cuadro 34Extracción de gas natural por región, 1996-2006


Región 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Extracción total 4,1�5 4,467 4,7�1 4,7�1 4,67� 4,511 4,423 4,4�� 4,573 4,�1� 5,356 2.5

Marina Noreste 582 640 686 648 737 794 831 940 947 928 920 4.7

Marina Suroeste 981 1,009 1,000 922 820 736 621 581 603 655 856 -1.3

Sur 1,990 2,046 2,067 1,996 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 -3.8

Norte 643 773 1,038 1,224 1,266 1,238 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 13.2

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

Sin duda, entre los resultados operativos destaca la cantidad de gas enviado a la atmósfera, el cual si se compara contra la producción nueva de gas natural se ha venido reduciendo considerablemente a lo largo de la década. Este indicador nos habla de los esfuerzos de PEP por el desarrollo de infraestructura y mecanismos para aprovechar la mayor cantidad posible. Durante 2006 la proporción de gas natural enviado a la atmósfera correspondió a 5.3% respecto a la producción, mientras que en 1998 fue de 16.0% (véase gráfica 22).


��

La intensa actividad exploratoria de 2006 dio como resultado el descubrimiento de yacimientos que han permitido revitalizar cuencas ya conocidas como Burgos, Veracruz y Macuspana, y han contribuido a alcanzar niveles históricos de producción de crudo y gas no asociado. Además, se descubrieron dos nuevas provincias marinas productoras de gas, Lankahuasa de la cual se obtuvo la primera producción marina de gas no asociado en 2006, con un volumen de 51 mmpcd; y Lamprea, aun en evaluación de su potencial derivado del descubrimiento del pozo Ñu-1.

Por su origen, los activos Burgos y Veracruz alcanzaron una producción promedio de 1,330 mmpcd y 723 mmpcd, respectivamente, lo que en conjunto equivale a 38.3% de la producción nacional de gas natural. Considerando estos activos y la producción de Lankahuasa que pertenece al activo Altamira-Poza Rica, han llevado a la región Norte a alcanzar una producción de 2,103 mmpcd de gas no asociado. Este volumen presentó 94.4% de total producido en la región, que durante 2006 alcanzó 2,228 mmpcd.

La otra región que presentó un crecimiento en 2006 respecto a 2005, fue la región Marina Suroeste que pasó de 655 mmpcd a 856 mmpcd, está sólo produce gas asociado, y su volumen extraído aportó 16.0% del total, su incremento estuvo soportado en 59.9% el incremento productivo del activo Litoral de Tabasco y el restante por lo obtenido en Abkatún-Pol-Chuc. Tanto la región Sur como la Marina Noreste redujeron sus registros productivos en 3.4% y 0.8% durante 2006, respectivamente.

En el transcurrir de 2006 se terminaron 587 pozos de desarrollo, mismos que arrojaron una producción incremental promedio de 136.8 mbd de crudo y 385 mmpcd de gas. De los pozos terminados, 529 son terrestres y 58 marinos, de los cuales 541 resultaron productores, 171 de crudo y 370 de gas y condensado, que significó un porcentaje de éxito de 92.2%. Además, se descubrieron 19 campos, 4 de crudo y 15 de gas; se terminaron 69 pozos de exploración de los cuales resultaron productores, 11 de crudo y 21 de gas natural, con un porcentaje de éxito alcanzado en esta actividad fue de 46.4% durante 2006. Del total de pozos de exploración terminados, la mayor

Gráfica 22Producción de gas natural por tipo y porcentaje de gas

enviado a la atmósfera1, 1996-2006

1 Incluye la quema y el gas natural ventado a la atmósfera en campos.Fuente: Sener con información de Memoria de labores e Informe estadístico de labores, Pemex.

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

mm

pcd

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

14.0%

16.0%

18.0%

Por

cien

to d

e la

pro

ducc

ión

Gas asociado Gas no asociado Gas a la atmósfera


��

parte se ubicó en la Región Norte, principalmente en Burgos y Veracruz.

3.2.3 Procesamiento de gas natural

En 2006, el proceso de gas en Centros Procesadores de Gas (CPG´s) fue de 4,153 mmpcd, cantidad 7.1% mayor a la observada en 2005. En el caso del gas húmedo dulce aumentó 30.9% para alcanzar 950 mmpcd, mientras que el gas húmedo amargo lo hizo en 1.6% para llegar a 3,203 mmpcd. Destaca el crecimiento del gas húmedo dulce procesado que pasó de 726 mmpcd a 950 mmpcd, el incremento de este tipo de gas se debió a que entraron en operación las plantas criogénicas modulares 3 y 4 en el CPG Burgos, con una capacidad de procesamiento de gas húmedo dulce de 200 mmpcd en cada una.

La producción de gas seco fue de 3,445 mmpcd, cantidad 9.5% superior a la del año previo, misma que

contrasta con la tasa de crecimiento de 3.6% en los últimos seis años. Este resultado se debió a una mayor oferta de gas húmedo dulce, particularmente en la región Norte. La producción de gas seco proveniente del gas húmedo dulce de la cuenca de Burgos, que procesan los complejos de Reynosa y Burgos, continuó su tendencia creciente; en 2006 la aportación de ambos CPG´s fue de 23.2% de la producción nacional de gas seco.

Otro aspecto importante en el incremento de la oferta de gas de PGPB, es el aumento en el volumen del gas seco directo de campos enviado de PEP a PGPB durante la década. Este gas dulce de campos ha crecido a 15.3% anual entre 1996 y 2006, llegando a representar 21.7% del gas disponible de PGPB. Gran parte del origen de este gas proviene del desarrollo de campos de gas no asociado principalmente en la cuenca de Burgos.

Mapa 7Extracción de gas natural por región, 2006


Fuente: Sener con base en Pemex.

Total 5,356

Estados Unidos

Región Norte2,228

Región Sur1,352

Guatemala

Región MarinaSuroeste

856

Región MarinaNoreste

920


�0

PGPB cuenta con 10 complejos procesadores de gas20, de ellos, ocho están ubicados en la región sur-sureste del país (en Chiapas, Tabasco y Veracruz) y dos en la región noreste (en Tamaulipas). En dichos complejos existe un total de 72 plantas de distintos tipos, que tienen la capacidad instalada que se muestra en el cuadro 36. Ciudad Pemex, Cactus y Nuevo Pemex son los complejos más grandes de PGPB, en ellos se lleva a cabo la mayoría (93.5%) del endulzamiento de gas amargo; 68.6% del procesamiento del gas dulce (recuperación de líquidos) y una buena parte de la recuperación de azufre.

Cuadro 35Proceso de gas natural, producción de gas seco1 y gas directo de campos, 1996-2006


Tipo de gas 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Gas húmedo procesado 3,227 3,33� 3,56� 3,527 3,6�1 3,67� 3,770 3,�53 3,�63 3,�7� 4,153 2.6

Gas húmedo amargo 3,034 3,088 3,177 3,071 3,220 3,227 3,260 3,360 3,349 3,153 3,203 0.5

Gas húmedo dulce 192 250 391 456 472 452 510 492 614 726 950 17.3

Gas seco de CPG´s 2,615 2,7�� 2,�16 2,70� 2,7�1 2,�04 2,�16 3,02� 3,144 3,147 3,445 2.�

Arenque - - - - - - - 25 32 30 30 n.a.

Burgos - - - - - - - - 224 361 612 n.a.

Cactus 794 711 765 672 658 728 720 800 680 624 652 -2.0

Ciudad Pemex 365 569 432 512 628 643 668 715 773 745 798 8.1

Coatzacoalcos2 46 96 - - - - - - - - - n.a.

La venta 300 323 244 140 118 134 135 182 161 92 115 -9.1

Matapionche 109 125 127 95 104 89 86 74 72 66 66 -4.9

Nuevo Pemex 791 762 991 990 957 862 924 832 913 936 899 1.3

Poza Rica 109 107 109 90 92 84 71 66 74 89 85 -2.4

Reynosa 100 108 147 211 235 265 312 336 215 204 188 6.5

Gas directo de campos 277 3�1 5�� 750 752 710 6�7 763 �15 �� 1,152 15.3

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.n.a.: no aplica.1 No incluye etano a ductos de gas seco2 Incluye las plantas de Cangrejera, Morelos y Pajaritos.Fuente: Pemex.

Derivado de la participación coordinada de los organismos subsidiarios PEP y PGPB, han diseñado una estrategia de crecimiento denominada “Proyecto integral Burgos”, con los objetivos de incrementar la oferta nacional de gas mediante la explotación de campos con reservas de gas no asociado en la cuenca de Burgos, y disponer de los activos necesarios para manejar un mayor volumen de gas en el área de Reynosa.

Estas estrategias han incrementado notablemente la capacidad de procesamiento de gas en el CPG de Burgos, ya que entre marzo de 2004 y octubre de 2006, PGPB puso en operación cuatro plantas criogénicas, con capacidad de

20 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.


�1

200 mmpcd de gas húmedo dulce cada una. Las plantas criogénicas 1 y 2 entraron en operación en marzo y abril de 2004, respectivamente. La criogénica 3 en marzo de 2006 y la criogénica 4 a fines de julio del mismo año.

Lo anterior ha sido estratégico en la oferta del mercado del gas natural en México, al desarrollar proyectos de procesamiento y transporte que le permiten a PGPB cumplir con un mayor suministro de gas natural en el mercado nacional. Adicionalmente, PGPB ha iniciado ya la construcción de las criogénicas 5 y 6 dentro del CPG Burgos; obra que terminará en 2008 y permitirá disponer de infraestructura para procesar 1,200 mmpcd de gas húmedo dulce proveniente de la Cuenca de Burgos.

Cuadro 36PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2006


Centro procesadorCapacidad instalada de endulzamiento de gas

amargo

Capacidad instalada de recuperación de líquidos

Proceso de endulzamiento de gas

amargo

Proceso de recuperación de liquidos del gas dulce

Producción de gas seco1

Total 4,503 5,742 3,203 4,10� 3,445

Cactus 1,960 1,275 1,334 823 652

Cd. Pemex 1,290 915 918 805 798

Matapionche 109 125 74 71 66

Nuevo Pemex 880 1,550 744 1,189 899

Poza Rica 230 290 100 96 85

Arenque 34 33 32 24 30

Cangrejera2 30

La Venta 182 135 115

Pajaritos2 192 121

Reynosa 350 197 188

Burgos 800 646 612

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.

La oferta nacional de gas se compone del gas seco de proceso de PGPB y el usado por PEP en operaciones y recirculaciones, y otras corrientes que complementan la oferta de PGPB. Así, el gas seco que se oferta en México es 15.5% de PEP gas que no sale al mercado nacional, salvo un volumen marginal que se entrega a PR; y 84.5% de PGPB que es comercializado tanto para el mercado interno como externo, y para los insumos de gas de las otras subsidiarias de Pemex (véase cuadro 37).


�2

Mapa 8Red de ductos y centros procesadores de gas

Fuente: Sener.

Océano Pacífico

Golfo de Baja California

Poza Rica

Cangrejera La VentaCiudad Pemex

Matapionche

PajaritosCactus Nuevo Pemex

Mexicali

Naco Nogales

Cananea

Hermosillo

Samalayuca

Cd. Juárez

San Agustín Valdivia

Chihuahua

Delicias

Cd. Camargo

PiedrasNegras

JiménezEscalón

Química del Rey

Gómez PalacioCd. Lerdo

TorreónParras

Ram

osAr

izpe

Saltillo

Monclo

va

ArteagaMonterrey

Cadereyta

Hidalgo

Nuevo Laredo

BurgosReynosa

Río Bravo

San Fe

rnando

AltamiraArenque

TampicoSan Luis Potosí

Cd. MaderoAguascalientes

Guadalajara

C.F.E. El Verde

LeónIrapuato

SalamancaCelaya

Quer

étar

o

TlalchinolTula

Veracru

zPachucaTlax.

Puebla

D.F.Toluca

San Juan

del Río

L. Cárdenas

Mérida

ValladolidGolfo de México

Zona de consumo

Sistema de gasoductos de PGPB

Ductos de acceso abierto

Centros Procesadores de Gas

Cuadro 37Oferta nacional de gas natural, 1996-2006


1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 tmca

Total 3,545 3,726 4,004 4,03� 4,0�1 4,074 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 4.6

Oferta de PEP 536 476 475 452 43� 445 417 42� 555 �03 �5� 4.�

De formación empleado por PEP 515 454 457 435 426 439 394 424 554 802 856 5.2

Para operación 181 155 175 192 186 197 201 209 243 401 470 10.0

Para recirculaciones 334 299 282 243 240 242 193 214 311 400 386 1.5

Entrega directa a Refinación 21 21 18 17 12 6 22 5 1 1 2 -21.6

Oferta de PGPB 3,00� 3,251 3,52� 3,5�7 3,654 3,62� 3,717 3,�� 4,071 4,244 4,6�5 4.5

Plantas PGPB 2,615 2,799 2,816 2,709 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 ,445 2.8

Directo de campos 277 381 599 750 752 710 697 763 815 998 1,152 15.3



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


�3

3.2.4 Infraestructura de transporte y distribución

La infraestructura de transporte y distribución de gas natural en México 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. Estos sistemas transportan y distribuyen el gas sin interrupción las 24 horas del día, los 365 días del año.

La infraestructura de transporte de gas natural del país está constituida principalmente por el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)21 y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PGPB, así como gasoductos fronterizos en las regiones Noreste y Noroeste, algunos conectados al SNG y otros aislados, estos últimos 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 esta conectado al sur del estado de Arizona en Estados Unidos.

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

Cuadro 38Estaciones de compresión de gas natural, 2006

(horse power)

Compresión PGPB Compresión Privada

Región Estación Potencia Instalada (HP)

Región Estación Potencia Instalada (HP)

Noreste Chavez 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 Cardenas 55,000

Sur-Sureste Cd. Pemex* 7,150

Total compresión PGPB 2�3,�50

Total compresión 431,360 HP

* Propiedad de PEPFuente: PGPB.


�4

A partir de 1995 se realizaron diversas reformas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, que permitieron la participación de la inversión privada en el sector del gas natural. En consecuencia, en este rubro, PGPB no es un monopolio, sino que participa en un mercado abierto a la competencia. Hoy, PGPB transporta el gas natural a los grandes consumidores, así como a la entrada de las ciudades, mientras que la distribución al interior de éstas, en la mayoría de los casos, está a cargo de empresas privadas de distribución. Las empresas que han recibido permisos de distribución en diversas zonas geográficas del país por parte de la CRE, cuentan con sus propios gasoductos.

Al cierre de 2006, Pemex operaba 11 estaciones de compresión, de las cuales 10 son propiedad de PGPB y una de PEP, la estación Cd. Pemex. La capacidad de compresión instalada de Pemex tiene una potencia de 293,850 horse power (HP). Además, existe una capacidad de potencia de 137,510 HP de seis estaciones de compresión de privados. Las 17 estaciones de compresión acumularon una capacidad de transporte total de 431,360 HP (véase cuadro 38).

3.2.5 Sector privado

Con el objeto de impulsar una política de aprovechamiento del gas natural, un combustible limpio, eficiente y seguro, en 1995 el gobierno mexicano emprendió una reforma estructural de esta industria. Dicha reforma buscaba maximizar los beneficios ligados a este combustible y desarrollar una infraestructura de gasoductos acorde con las necesidades del país. En esencia, dicha reforma estructural permitió la participación privada en actividades que previamente estaban reservadas al Estado a través de Pemex, tales como el transporte, el almacenamiento, distribución por medio de ductos, así como el comercio exterior y comercialización de gas en territorio nacional.

La reforma de 1995 buscó incorporar un esquema de convivencia entre el sector público y el privado, dentro del marco constitucional vigente. De conformidad con la visión de largo plazo de la industria de gas natural

se introdujeron las reformas pertinentes a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del Petróleo y se expidió el Reglamento de gas natural, con el fin de brindar certidumbre jurídica a los inversionistas interesados en incursionar en el sector.

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 las zonas geográficas de distribución y los procesos de licitación para otorgar permisos de distribución de gas natural en dichas zonas. A la fecha, la CRE ha otorgado 22 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.

El 5 de octubre de 2006, la CRE otorgó el permiso de distribución de gas natural a Distribuidora de Gas Natural México, el cual tiene por objeto autorizar a dicho permisionario que lleve a cabo la actividad en la zona geográfica del Valle-Cuautitlán-Texcoco-Hidalgo. Este permiso tendrá una vigencia de 30 años, a partir de la fecha de otorgamiento y no confiere a la distribuidora un periodo de exclusividad dentro de la zona, toda vez que dicho periodo concluyó el 3 de septiembre de 2006, por lo que compartirá dicha zona geográfica con el actual permisionario de distribución, el Consorcio Mexigas, lo que abre la posibilidad de generar competencia en la prestación de servicios relacionados, y se espera redundar en un incremento en la calidad del servicio a los usuarios de la zona Valle-Cuautitlán-Texcoco-Hidalgo.

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. De acuerdo con el Informe anual 2006 de la CRE, los permisionarios de distribución reportaron a la Comisión una cobertura de 1,837,329 usuarios, 831.9 mmpcd conducidos, 35,350 km de la red principal y sus conexiones en 2006. La


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cobertura de usuarios fue favorable en 2006, ya que las distribuidoras incrementaron el acceso a gas natural en 52,311 usuarios respecto a 2005.

La CRE tiene una expectativa para los próximos cinco años, de que habrá una cobertura 2,696,589 usuarios,

se pretende asegurar inversiones por 652.3 millones de dólares y se buscará extender las redes de suministro de gas natural de estos permisionarios hasta alcanzar una longitud acumulada de 40,135 km, y manejando un volumen promedio de 946.2 mmpcd para todos los usuarios (véase cuadro 39).

Cuadro 39Situación de los permisos 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 40,135 �46.2 2,6�6,5�� 652,��5

Total Región Noreste 23,�76 456.6 1,311,6�5 236,3�7

1 Cía. Nacional de Gas Piedras Negras 700 7.2 27,549 2,005

2 DGN de Chihuahua Chihuahua 1,664 33.0 80,342 36,406

3 Gas Natural de México (Saltillo) Saltillo-Ramos Arispe-Arteaga 1,829 32.1 91,263 23,743

4 Cía. Mexicana de Gas Monterrey 1,429 63.4 75,654 6,572

5 Gas Natural de México (Nvo. Laredo)

Nuevo Laredo, Tamaulipas 910 5.9 41,582 6,072

6 Gas Natural de Juárez Ciudad Juárez 3,814 30.7 200,148 68,378

7 Gas Natural del Río Pánuco Río Pánuco 655 23.3 29,828 4,627

8 Tamauligas Norte de Tamaulipas 754 14.3 42,541 4,653

9 Gas Natural México (Monterrey) Monterrey 11,351 231.9 687,570 72,857

10 DGN La Laguna Durango Torreón-Gómez Palacio-Ciudad Lerdo-Durango

870 14.7 35,218 11,084

Total Región Centro 11,072 325.7 1,0�7,�02 270,561

11 Gas Natural México (Toluca) Toluca 1,327 33.7 60,485 26,759

12 Comercializadora Metrogas Distrito Federal 4,246 84.4 632,629 159,303

13 Consorcio Mexi-Gas Valle Cuautitlán-Texcoco 4,263 151.8 324,293 59,632

14 Distribuidora de Gas Natural México2 Valle Cuautitlán-Texcoco 95 8.7 4 8,967

15 NATGASMEX Puebla-Tlaxcala 1,142 47.2 80,391 15,900

Total Región Centro - Occidente 4,2�0 151.5 246,130 142,10�

16 Distribuidora de Gas de Querétaro Querétaro 1,628 43.7 68,228 33,450

17 Gas Natual México (Bajío)2 Silao-León-Irapuato 788 22.5 72,384 33,343

18 Gas Natural México (Bajío Norte)2 Zona Bajío Norte 719 40.4 55,715 41,065

19 Distribuidora de GN de Jalisco Guadalajara 1,155 45.0 49,803 34,251

Total Región Noroeste 7�6 12.4 40,�62 3,�1�

20 DGN de Mexicali Mexicali 281 10.0 19,263 3,161

21 Gas Natural del Noroeste Hermosillo 392 1.8 17,184 0

22 Distribuidora de Gas de Occidente Cananea, Sonora 123 0.6 4,515 657

1 A miles de dólares de diciembre de 20062 Empresas que todavía se encuentran en el primer periodo de cinco años. Fuente: CRE.


�6

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.

Durante 2006, no se realizaron modificaciones a los permisos de transporte de acceso abierto. A septiembre de 2007 se han otorgado 20 permisos de transporte de acceso abierto, que incluyen el SNG y el gasoducto de Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PGPB, además de 18 permisos de transportistas particulares.

Estos 20 permisos de acceso abierto acumulan una longitud 11,511.5 km, con programas de inversiones por 1,744.4 millones de dólares, ambas cantidades

Cuadro 40Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a septiembre de 2007

Permisionario Localización Longitud* (km)Volumen promedio

(mmpcd)

Inversión* (millones de

dólares)Estatus

1 Gasoductos de ChihuahuaSan Agustín Valdivia- Samalayuca

38.0 328.4 18.2 Operando

2 Igasamex BajíoHuimilpan - 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

6Transportadora 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 BásicaSistema 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 NogalesFrontera México - EUA- Nogales

14.9 15.4 4.1 En construcción

11 Gasoductos Baja NorteLos 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

14El 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.

127.0 349.2 163.0 En construcción

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

234.5 6.5 139.5 Por iniciar obras

20 Terranova Energía Matamoros-Argüelles Tamps 256.9 1.2 n.d. Por iniciar obras

Total nacional 11,501.5 11,253.0 1,744.4

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


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comprometidas al quinto año del 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 (véase cuadro 40).

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 comprenden a 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 aquel precio que PGPB realizará bajo contrato a sus clientes. Así, el precio al público se puede integrar con el precio de referencia, los gastos de importación22, 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 del 10% si se trata de la franja fronteriza.

El Artículo 8 del Reglamento de gas natural, establece que la metodología de cálculo del precio máximo del gas natural objeto de las ventas de primera mano23 debe reflejar los costos de oportunidad y condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional y al lugar donde se realice la venta.

Toda vez que, se ha considerado que el mercado relevante para el gas mexicano es el sur de Texas, por reflejar apropiadamente el costo de oportunidad, se determinaron precios de referencia para los puntos fronterizos de Reynosa, Cd. Juárez y Naco, con base en índices de precios de las principales cuencas productoras de gas natural en el sur de Estados Unidos y el índice del gasoducto americano llamado Texas Eastern Transmission Corp. South Texas zone (Tetco).

A partir del precio en Reynosa, que considera el índice Tetco, se calcula el precio en Cd. Pemex (Tabasco) mediante un mecanismo de netback que permite reflejar el costo de oportunidad del gas seco respecto del mercado del sur de Texas. En 2006, la referencia en Cd. Pemex presentó una tendencia descendente respecto a 2005, y alcanzó un promedio de 5.87 US$/MMBTU, es decir fue 7.6% más barato que en 2005. En el transcurso de 2006, este indicador cruzó el piso de los 4.00 US$/MMBTU, al registrar en octubre un precio de 3.37 US$/MMBTU.

En cada zona geográfica de distribución, las compañías distribuidoras aplican al precio que adquirieron el gas, cargos específicos por distribución, por tipo de cliente, servicio y rango de consumos24, con base en la autorización de la CRE, y construyen su precio al público. En 2006, los precios al público promedio nacional de gas natural fueron de: 12.23 US$/MMBTU para los usuarios del sector residencial, 9.11 US$/MMBTU para el sector servicios o comercial y 7.82 US$/MMBTU en el sector industrial. Estos precios en promedio fueron 8.8% más bajos que los de 2005 (véase gráfica 24).

Durante 2006 continuaron vigentes diversos instrumentos jurídicos expedidos en 2005 por el titular del Ejecutivo Federal tendientes a mitigar la volatilidad de los precios del gas natural en beneficio de los consumidores nacionales de este energético. El decreto que estableció un precio máximo a los usuarios residenciales de menores consumos, hasta 60 metros cúbicos en promedio mensual, terminó en septiembre

22 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.23 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.

24 En términos generales, los cargos autorizados se clasifican entre otros, en cargos por capacidad, cargos por uso y cargos por servicio fijo.


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de 2006; mientras que el decreto que tuvo por objeto fijar el precio máximo del gas natural a los consumidores industriales y a los permisionarios de distribución y sus empresas filiales, finalizó en enero de 2006.

3.2.7 Comercio exterior

En 2006, el comercio exterior de gas natural en México se realizó a través de gasoductos distribuidos en la franja fronteriza con Estados Unidos y por medio de

los cargamentos de GNL que arribaron a la terminal de regasificación de Altamira.

En el caso de los gasoductos se tienen 15 puntos de interconexión con Estados Unidos. Este conjunto acumuló a diciembre de 2006 una capacidad máxima de transporte de aproximadamente de 3,254 mmpcd para importar gas, considerando las capacidades contratadas en base firme e interrumpible en cada punto de interconexión. Ocho de estas interconexiones pertenecen a sistemas aislados a los

Gráfica 23Precio de referencia de gas natural en Cd. Pemex, 1996-2006


Fuente: Sener con base en la CRE.

$0.0

$1.0

$2.0

$3.0

$4.0

$5.0

$6.0

$7.0

$8.0

$9.0

$10.0

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Promedios

1996-2001 = 2.47 US$/MMBTU2002-2004 = 4.25 US$/MMBTU2005-2006 = 6.11 US$/MMBTU

Gráfica 24Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector1, 1998-2006


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

$0.0

$2.0

$4.0

$6.0

$8.0

$10.0

$12.0

$14.0

$16.0

$18.0

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Residencial Servicios Industrial


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que no puede llegar la producción nacional, y de los siete restantes los ductos de Gulf Terra, Kinder Morgan, Tetco y Tennessee, pueden ser utilizados en forma bidireccional para exportar un volumen máximo de gas de 750 mmpcd hacia el sur de Texas (véase mapa 9).

Durante 2006, la infraestructura de interconexión entre los dos países no se utilizó en su totalidad, en lo que a importaciones se refiere. Los ductos de Tijuana, Gulf Terra y Tetco, no importaron ninguna molécula de gas en 2006. En el caso del ducto de Tijuana, no se ha usado para importar gas desde 2002, ya que el mercado que se abastecía en Rosarito comenzó a recibir importaciones a través del ducto de Los Algodones, cuya decisión fue tomada en búsqueda de una mejor garantía de suministro y ventajas económicas para los permisionarios.

El 2006 fue el segundo año consecutivo que no se utilizaron los ductos de Gulf Terra y Tetco para

importaciones, debido a que las importaciones de PGPB por el área de Reynosa han disminuido considerablemente, casi 68% entre 2004 y 2006 como respuesta a una tendencia creciente en la producción de gas natural, que permitió a PGPB exportar un volumen de 33 mmpcd hacia Estados Unidos en 2006. Cabe señalar que, esta exportación es el promedio diario anual, y que los intercambios fueron casi constantes en el transcurso del año, salvo en el periodo de julio a agosto en que no se realizaron. Aún así las importaciones por ductos registraron un total de 940 mmmpcd en 2006, y se incrementaron en 3.8% respecto a 2005.

La importación del GNL en México comenzó durante agosto de 2006, con la entrada en operaciones de la Terminal de GNL en Altamira. La regasificación del fluido alcanzó un volumen de 79 mmpcd, el cual representó 7.7% del total de las importaciones de gas natural hechas en el país. La terminal de GNL de Altamira recibió un total

Mapa 9Capacidad de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos


Naco

Piedras Negras

San Agustín Valdivia

Tijuana

Los Algodones Naco- Agua Prieta Mexicali

Agua Prieta

Kinder MorganGulf Terra

Río BravoTennessee

Tetco

Cd. Juárez

Ciudad Mier-Monterrey

Punto de intercambio en México

Capacidad máxima (mmpcd)

Importación Exportación

Total 3,254 750

1. Tijuana, B.C. 300 -

2. Mexicali, B.C. 29 -

3. Los Algodones, B.C. 500 -

4. Naco, Son. 130 -

5. Naco-Agua Prieta, Son. 215 -

6. Agua Prieta, Son. 85 -

7. Cd. Juárez, Chih. 80 -

8. San Agustín Valdivia, Chih. 312 -

9. Piedras Negras, Coah. 38 -

10. Ciudad Mier, Tamps. 425 -

11. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. 50 50

12. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. 260 250

13. Reynosa (Tetco), Tamps. 150 150

14. Reynosa (Tennessee), Tamps. 350 300

15. Reynosa (Río Bravo), Tamps. 330 -

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


100

de 11 cargamentos de gas natural en estado líquido entre agostó y diciembre de 2006, los cuales provinieron de Nigeria, Qatar, Egipto y Trinidad y Tobago (véase gráfica 25).

Cuadro 41Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 1996-2006


Punto de internación en México Importadores 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total Importaciones �4 10� 151 16� 2�1 3�0 72� ��6 1,124 �05 1,01�

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

2. Mexicali, B.C. Particulares - 1 6 11 11 6 10 8 11 11 14

3. Los Algodones, B.C. - - - - - - 31 172 216 237 268

PGPB - - - - - - 4 21 12 7 14

Sector eléctrico público1 - - - - - - 26 99 115 113 119

Particulares - - - - - - - 52 89 117 135

4. Naco, Son. 12 12 10 7 15 25 43 51 36 37 63

PGPB 12 12 10 7 15 16 18 19 10 9 31

Sector eléctrico público1 - - - - - 10 24 32 26 28 32

5. Naco, Son.Sector eléctrico público1 - - - - - - - 14 38 38 36

6. Agua Prieta, Son. Particulares - - - 6 8 9 11 9 10 10 10

7. Ciudad Juárez, Chih.2 42 53 110 132 141 124 178 186 201 191 210

PGPB 42 53 110 132 141 124 178 167 170 170 184

Sector eléctrico público1 - - - - - - - 19 31 21 25

8. Piedras Negras, Coah. 3 3 4 7 5 6 6 6 7 6 6

PGPB 3 3 4 1 - - - - - - -

Particulares - - - 5 5 6 6 6 7 6 6

9. Ciudad Mier, Tamps. PGPB - - - - - - - 170 172 102 56

10. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. PGPB 16 11 7 - 2 - 13 8 2 - -

11. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. PGPB - - - - 13 116 206 179 167 72 49

12. Reynosa (Tetco), Tamps. PGPB 12 30 14 5 1 4 39 15 2 - -

13. Reynosa (Tennessee Gas, PMX), Tamps.

PGPB - - - 1 60 33 133 155 172 75 62

14. Reynosa (Tennessee Gas, RB), Tamps.

- - - - - - - 23 92 125 165

PGPB - - - - - - - 23 59 45 54

Sector eléctrico público1 - - - - - - - - 33 80 111

15. Terminal de GNL Altamira, Tamps. Particulares - - - - - - - - - - 79

Total Exportaciones 36 37 32 136 24 25 4 - - 24 33

1. Reynosa (SNG-PGPB) PGPB 36 37 32 136 24 25 4 - - 24 33 1 Incluye Comisión Federal de Electricidad y Producción Independiente de Energía.2 Incluye las importaciones de San Agustín Valdivia y Ciudad Juárez.Fuente: IMP con base en CFE, PGPB, Gas del Litoral y otras empresas privadas.

El gas regasificado de la terminal de GNL tuvo dos destinos, por un lado se envió a la Central Altamira V y la otra parte se inyectó al SNG, donde PGPB transportó


101

precio del gas natural disminuyó en el territorio nacional y los precios del combustóleo se mantuvieron elevados en el transcurso del año, favoreciendo la nominación del primero para la generación en centrales de CFE. Además, esta coyuntura en los precios favoreció el uso del gas natural en el sector industrial.

En la estructura porcentual del consumo por sector de 2006 se tiene que 36.6% de los requerimientos totales se destinaron al sector eléctrico, 24.2% a las subsidiarias de Pemex, 22.0% se ocuparon en recirculaciones internas de PEP, 15.5% para actividades industriales y el resto fue al sector residencial, servicios y transporte. Durante el año, las subsidiarias de Pemex incrementaron sus consumos de gas en 98 mmpcd, como respuesta al fortalecimiento de las actividades de la industria petrolera para mantener adecuados esquemas productivos de crudo, gas natural, petrolíferos y petroquímicos. Tras lo anterior, se incrementaron en 87 mmpcd las recirculaciones internas en activos de PEP para los esquemas de recuperación de crudos y mantenimiento de presión de los yacimientos.

La oferta nacional ha crecido anualmente 4.6% en el periodo 1996-2006, y abasteció 84.9% del consumo interno durante el último año, al registrar un volumen de 5,543 mmpcd. Esto se reflejó notablemente en las importaciones que PGPB realizó hacia el SNG, las cuales han caído en 82 mmpcd en 2006, y algunas de estas fueron sustituidas por los 79 mmpcd previnientes de la terminal de GNL de Altamira. Esto permitió a PGPB exportar 33 mmpcd de la producción de 2006, retomando dicha actividad por segundo año consecutivo.

Finalmente, el balance nacional muestra que hubo un fortalecimiento consolidado en el mercado interno de gas natural durante 2006, donde la seguridad de suministro del hidrocarburo se vio favorecida. Por un lado, una mayor disponibilidad de gas natural en el SNG fue un factor fundamental para lograr el desarrollo sustentable y elevar la productividad de la industria. Por otro, la diversificación de las importaciones de gas natural, por la entrada del GNL, redujo la dependencia del suministro proveniente de ductos conectados con Estados Unidos. Lo anterior, ayuda a disminuir los desequilibrios recurrentes en los balances de oferta y demanda del país.

Gráfica 25Importaciones de gas natural licuado por país

de origen, 2006(participación porcentual)

Nota: Los totales pueden no coincidir con el 100% debido al redondeo.Fuente: Gas del Litoral.

Nigeria48.1%

Qatar19.9%

Egipto9.9%

Trinidad y Tobago22.0%

Total: 79 mmpcd

el gas y la CFE lo asignó a otras centrales ubicadas en los estados de México, Hidalgo, San Luis Potosí y Veracruz.

3.2.8 Balance oferta-demanda, 1996-2006

El balance nacional de gas natural para el periodo 1996-2006, muestra que el aumento de la demanda ha sobrepasado nuestra capacidad por incrementar la producción nacional en prácticamente todos los años, salvo 1999. El déficit entre la oferta y la demanda interna promedió 732 mmpcd entre 2000 y 2006. Este incremento en el consumo del hidrocarburo tiene su principal explicación en la puesta en marcha de centrales de ciclo combinado para la generación de electricidad, la sustitución moderada del combustóleo en el sector industrial y, en menor medida, el uso de gas natural en el sector residencial y de servicios. Además, el consumo total de la región Noroeste no puede ser sustituido con producción nacional, debió a que no se encuentra conectada al SNG.

Durante 2006 el mercado interno creció 10.9% respecto a 2005, lo cual fue favorecido por el inicio de proyectos programados en el sector eléctrico, particularmente con la entrada en operación de tres centrales de PIE´s (Valladolid III, Tuxpan V y Altamira V), aunado a que el


102

Cuadro 42Balance nacional de gas natural, 1996-2006


Concepto 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1996-2006

Origen 3,629 3,835 4,155 4,207 4,372 4,454 4,863 5,323 5,750 5,952 6,561 6.1

Producción nacional 3,545 3,726 4,004 4,039 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 4.6



Gas de PEP directo a Refinación 21 21 18 17 12 6 22 5 1 1 2 -21.6


Directo de campos 277 381 599 750 752 710 697 763 815 998 1,152 15.3



Importación 84 109 151 168 281 380 729 996 1,124 905 1,018 28.4

Importaciones por logística 56 68 130 163 206 228 338 469 609 656 773 30.0

Importaciones de PGPB por balance 28 41 21 6 75 152 392 527 515 249 167 19.6

Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - - 79 n.a.

Destino 3,630 3,797 4,092 4,129 4,350 4,383 4,856 5,287 5,722 5,914 6,563 6.1

Demanda nacional 3,594 3,760 4,060 3,993 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6.2


Pemex Exploración y Producción2 364 357 374 399 442 505 500 515 593 692 744 7.4




Pemex Corporativo 1 1 1 1 1 1 0 1 0 0 0 -7.9

Sector petrolero recirculaciones internas 661 805 904 777 930 967 999 1,104 1,203 1,350 1,436 8.1

Sector industrial 865 886 963 1,023 1,019 838 966 924 957 935 1,014 1.6

Sector eléctrico 596 653 756 821 1,011 1,157 1,501 1,835 2,050 2,013 2,390 14.9

Público 492 538 639 705 897 1,077 1,379 1,591 1,738 1,680 2,059 15.4


Luz y Fuerza del Centro 25 24 38 40 35 38 35 33 29 29 30 1.9


- - - - 27 89 425 625 896 918 1,192 n.a.

Privado 104 116 116 116 115 80 122 244 312 334 331 12.2


Exportación de electricidad - - - - - - - 52 89 117 135 n.a.



Sector autotransporte - - - 0 1 1 2 2 2 2 2 n.a.

Exportación 36 37 32 136 24 25 4 - - 24 33 -1.0

Variación de inventarios y diferencias* -1 38 63 78 23 71 8 35 27 38 -2 n.a.

n.a.: no aplica.1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir del año 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Gas del Litoral, Pemex, Sener y otras empresas particulares.

Capítulocuatro

Este capítulo contiene el análisis prospectivo de la demanda de gas natural, tanto sectorial como regional, bajo un escenario definido como base, que considera entre sus premisas un crecimiento del PIB nacional de 3.6% promedio anual en el periodo 2007-2016. Por su parte, la oferta es resultado de una estimación basada en un conjunto de proyectos que reconocen la capacidad de ejecución de PEP, y con ello las inversiones necesarias de PGPB, para producir y transportar una oferta nacional que crecerá a 3.3% en el periodo de análisis1.

El balance nacional de gas natural 2006-2016, considera la participación programada de las terminales de GNL de Altamira, Ensenada y Manzanillo, que apoyarán el crecimiento de la oferta y la diversificación en las importaciones, generando un incremento en las exportaciones de PGPB.

4.1 Análisis de la demanda prospectiva de gas natural

El escenario macroeconómico es el insumo principal que sustenta a la estimación de la demanda del mercado nacional de gas natural para los próximos 10 años. Éste considera los Criterios Generales de Política Económica de 2007 emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, el escenario de precios de los combustibles sustitutos autorizado por la Secretaría de Energía, y otras consideraciones relacionadas con tendencias en cada sector de consumo final, proyectos de infraestructura, tanto de particulares como del sector público, así como la mejor información disponible al cierre de la edición de esta prospectiva.

1 Se refiere al escenario de inversiones 7.5A versión 4 de Pemex Exploración y Producción.

Evolución de la demanda y oferta nacional de gas natural 2007-2016


104

La tasa anual del crecimiento económico del periodo 2007-2016 se estima promediará 3.6%, ligeramente menor al pronóstico utilizado en la prospectiva anterior, que consideró una tasa de 3.8% en el periodo 2006-2015.

Como resultado de los componentes y las variables independientes mencionadas, el consumo interno de gas natural experimentará un crecimiento promedio anual de

3.3%, pasando de 6,531 mmpcd en 2006 a 9,031 mmpcd en 2016.

Entre 2006 y 2016 se estima que la demanda total de gas natural se incrementará en 38.3%, esto equivale a un volumen de 2,500 mmpcd más hacia el final del periodo, donde el sector eléctrico justificará 61.2%, las actividades del sector petrolero 22.0% y el sector

Gráfica 26Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB en México, 2006-2016

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

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

9,000

9,500

10,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

(mil

lon

es d

e pi

es c

ubi

cos

diar

ios)

1,500

1,650

1,800

1,950

2,100

2,250

2,400

2,550

2,700

(mil

es d

e m

illo

nes

de

peso

s de

199

3)Consumo nacional de gas natural PIB*

10.9%

0.1%9.6%

5.0%1.8%

3.4%

5.3%

3.0%3.0%

1.4% 0.6%

4.8%3.6%

3.6%3.6%

3.6%3.6%

3.6%3.6%

3.6%

3.6%3.6%

PIB promedio 2007-2016 = 3.6%

Consumo nacional de gas natural promedio 2007-2016 = 3.3%

Cuadro 43Demanda de gas natural por sector, 2006-2016


Sector 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total 6,531 7,160 7,166 7,522 7,662 7,�26 �,345 �,5�2 �,�50 �,�76 �,031 3.3

Petrolero1 3,017 3,309 3,312 3,563 3,575 3,565 3,602 3,565 3,560 3,595 3,568 1.7

Eléctrico 2,390 2,733 2,691 2,753 2,820 3,051 3,362 3,602 3,826 3,883 3,919 5.1

Industrial 1,014 998 1,030 1,061 1,108 1,138 1,196 1,228 1,255 1,278 1,311 2.6

Residencial 84 94 102 112 121 130 140 149 158 166 175 7.6

Servicios 23 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 5.6

Transporte vehicular

2 5 6 8 10 11 12 14 15 16 18 24.1

1 Incluye el gas para recirculaciones.Fuente: IMP, con base en información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


105

industrial representará 11.9%; el resto corresponderán a incrementos por actividades de los otros tres sectores (véase cuadro 43).

4.1.1 Sector eléctrico

El estudio del desarrollo del mercado eléctrico para los próximos 10 años tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, sectorial y regional. Dichas estimaciones permiten identificar los requerimientos de capacidad y energía necesarias para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad del sector publico de CFE y LFC, como el cubierto por los propios

usuarios a través del autoabastecimiento. De esta forma se obtiene un ejercicio de planeación de demanda de combustibles, como respuesta a las necesidades actuales y futuras de energía eléctrica del país.

Cabe señalar que, la oportunidad para la diversificación de combustibles en procesos de generación eléctrica empieza a vislumbrarse, y con ello se espera que se sigan incorporando nuevas tecnologías.

4.1.1.1 Demanda de gas natural para el servicio público de electricidad

Como efecto de los planes de expansión de capacidad basados en el uso de la tecnología de ciclo combinado

Cuadro 44Demanda nacional de combustibles para el servicio público de electricidad, 2006-2016


Año 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total 4,117.5 4,400.5 4,620.7 4,67�.6 4,623.� 4,�54.3 5,06�.1 5,226.0 5,346.1 5,34�.3 5,422.� 2.�


2,895.0 2,884.1 3,149.0 3,041.1 2,928.4 3,038.4 3,176.5 3,298.2 3,316.6 3,295.3 3,338.3 1.4

Luz y Fuerza del Centro 30.3 29.8 64.8 5.9 5.9 5.9 9.0 5.9 6.8 5.9 5.9 -15.1

Producción independiente de Energía

1,192.1 1,486.6 1,406.9 1,631.6 1,689.5 1,810.0 1,883.5 1,921.9 2,022.7 2,048.1 2,078.7 5.7

Carbón 736.6 76�.2 764.4 761.3 �15.5 �55.1 �4�.4 �3�.3 ��0.� �7�.� 1,11�.6 4.3


736.6 769.2 764.4 761.3 815.5 855.1 848.4 838.3 880.8 979.8 1,118.6 4.3

Combustóleo 1,2�2.5 1,264.6 1,537.� 1,536.3 1,364.6 1,326.� 1,235.0 1,15�.0 1,016.� �62.5 764.4 -5.0


1,282.5 1,264.6 1,537.8 1,536.3 1,364.6 1,326.8 1,235.0 1,159.0 1,016.9 862.5 764.4 -5.0

Diesel 3�.7 6.7 �.6 10.4 �.4 7.� 10.� 13.4 �.6 11.1 7.� -15.0


39.5 6.7 9.5 10.4 8.4 7.9 10.7 13.3 9.6 11.1 7.8 -15.0

Luz y Fuerza del Centro - - - - - - - - - - - n.a.


0.22 0.04 0.03 0.03 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -16.6

Gas natural 2,05�.7 2,360.0 2,30�.� 2,370.6 2,435.2 2,664.4 2,�75.0 3,215.3 3,43�.� 3,4�5.� 3,532.0 5.5


836.5 843.6 837.3 733.0 739.9 848.5 1,082.5 1,287.5 1,409.4 1,441.9 1,447.5 5.6

Luz y Fuerza del Centro 30.3 29.8 64.8 5.9 5.9 5.9 9.0 5.9 6.8 5.9 5.9 -15.1


1,191.9 1,486.5 1,406.8 1,631.6 1,689.4 1,810.0 1,883.5 1,921.8 2,022.6 2,048.0 2,078.6 5.7

n.a.: no aplica.Fuente: IMP con base en información de CFE, Pemex y empresas privadas.


106

en el sector eléctrico, se prevé que la mayor parte de la capacidad que se incrementará hacia 2016, provendrá de dicha tecnología.

Lo anterior, generará un incremento considerable en la demanda de gas natural a lo largo del periodo 2006-2016. El consumo de gas natural de los PIE´s tendrá una participación significativa de 2,078.6 mmpcd en 2016, lo que representará 58.8% de gas requerido en el último año del periodo para el servicio público de electricidad.

La demanda de CFE, pasará de 836.5 mmpcd a 1,447.5 mmpcd entre 2006 y 2016, con lo que planea realizar algunos proyectos de conversión de plantas turbogás a ciclo combinado para incrementar la generación de electricidad y por ende sus requerimientos de gas natural. Por su parte, LFC contribuirá marginalmente en la demanda, hacia 2016 sus requerimientos significarán 0.2% de gas para el servicio público de electricidad.

Aún con la presencia de una amplia diversidad de tecnologías para la generación de electricidad en el sector, los beneficios del ciclo combinado harán del gas natural el principal combustible. Al gas natural le seguirá el carbón, después el combustóleo que disminuirá considerablemente su presencia de 31.1% que registró en 2006 a 14.1% en 2016, además de que habrá un requerimiento marginal del diesel (véase cuadro 44).

Cabe señalar que, el suministro de gas natural para algunas de las nuevas plantas será por medio de terminales de regasificación de gas natural licuado, además del gas natural suministrado por Pemex.

4.1.1.2 Autogeneración de energía eléctrica

En el periodo 2006-2016 no se vislumbran grandes cambios en el consumo de gas natural para autogeneración y exportación de electricidad. El crecimiento en el 2007, se debe a un mayor factor de planta de equipos existentes, así como a la entrada en operación de cuatro proyectos con una capacidad de total de 81 MW y un consumo de 2.4 mmpcd. Posteriormente, se considera una demanda adicional de gas natural para autoabastecimiento de electricidad por parte de la empresa que operará la terminal de regasificación en Baja California, Energía Costa Azul, cuyas instalaciones generadoras iniciarán operaciones en dos fases, primero en 2008 y luego 2010 (véase cuadro 45).

Los demás combustibles sustitutos tampoco muestran movimientos importantes. El crecimiento en los próximos años de la capacidad de generación eléctrica privada se dará con energía eólica en el Istmo de Tehuantepec, y con carbón en el norte del país, principalmente.

4.1.2 Sector industrial

Se estima que la demanda de gas natural en el sector industrial crezca a una tasa media anual de 2.6%

Cuadro 45Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2006-2016


Sector Producto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Autogeneración de electricidad Total 342.3 3��.6 3�7.2 3�7.� 400.7 402.7 402.4 402.7 402.7 402.7 402.4 1.6

Combustóleo 55.6 53.6 53.7 53.7 53.7 53.7 53.7 53.7 53.7 53.7 53.7 -0.3

Coque de petróleo

85.6 84.2 84.0 84.2 84.2 84.2 84.0 84.2 84.2 84.2 84.0 -0.2

Diesel 5.7 12.7 13.1 13.1 13.1 13.1 13.1 13.1 13.1 13.1 13.1 8.8

Gas natural 195.4 238.0 246.3 246.7 249.5 251.6 251.6 251.6 251.6 251.6 251.6 2.6

Exportación de electricidad Gas natural 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 135.4 -

Fuente: IMP con base en información de CFE, CRE, Pemex y empresas privadas


107

en el periodo 2006-2016. Esta expectativa se explica principalmente por la actividad económica del sector industrial que se espera mostrará una tasa de crecimiento de 3.4% en los próximos 10 años. La menor tasa de crecimiento del gas natural se debe a mejores eficiencias y a una recomposición paulatina de la industria, en donde las ramas con menor intensidad energética crecen con mayor rapidez que las más intensivas (véase cuadro 46).

Durante 2006, la demanda de gas natural representó 54.3% del total de combustibles en el sector, y se espera que en 2016 esta participación se incremente a 58.1%.

El coque de petróleo participará con 19.4%, dicho crecimiento se deberá principalmente a su uso en la rama del cemento. Mientras que, el combustóleo participará con 10.8% en 2016.

La proyección de la demanda de gas natural del sector industrial se realizó en dos etapas. La primera etapa de la estimación se basa en el comportamiento de la demanda respecto al cambio en la eficiencia energética del sector, al crecimiento económico y a los precios. A esta

Cuadro 46Demanda regional de gas natural sector industrial, 2006-2016


Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total 1,014.0 ��7.5 1,030.0 1,061.1 1,10�.1 1,137.� 1,1�6.3 1,22�.3 1,254.7 1,27�.0 1,311.5 2.6

Noroeste 26.5 24.4 24.6 24.8 25.5 26.1 27.0 27.8 28.2 28.7 29.4 1.0

Noreste 371.4 347.9 361.7 375.4 399.7 408.9 420.3 430.2 438.6 448.0 460.4 2.2

Centro-Occidente 287.7 293.8 300.0 307.9 317.3 325.4 334.1 342.7 350.5 355.8 366.0 2.4

Centro 246.4 249.5 260.1 267.2 272.6 277.6 284.3 294.9 302.8 308.9 316.1 2.5

Sur-Sureste 82.1 81.9 83.6 85.8 93.1 99.8 130.8 132.7 134.6 136.6 139.5 5.5

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

estimación se le llama tendencial y se realizó por grupos de ramas de uso final2. Posteriormente, la estimación se complementa con la demanda de otros combustibles (gas LP y combustóleo) que será desplazada por el gas natural y se conoce como estimación por sustitución.

Estimación tendencial

La estimación tendencial se desglosa en doce grupos de ramas de acuerdo a la intensidad en el consumo de gas natural y a su importancia para la estimación de la demanda industrial (véase cuadro 47).

El grupo de industrias básicas de metales será el principal demandante de gas natural. Durante 2006, este grupo demandó 29.0% del total de gas natural en el sector, y se estima que su participación disminuya a

26.2% en el futuro, por las limitadas probabilidades de expansión de la capacidad productiva de este grupo.

En la industria química, donde el empleo del gas se dirige a los procesos de generación de energía térmica y vapor, se prevé una tasa de crecimiento de 4.1% entre 2006 y 2016. Este incremento anual se explica por las plantas de polietileno y aromáticos asociadas al nuevo Fénix, que incrementan 28.6 mmpcd, y el resto a otras actividades de la industria química.

Se estima que el grupo de ramas productos metálicos, maquinaria y equipo represente 11.9% de la demanda total de gas natural en el sector en 2016, siendo este el tercer grupo más importante en la demanda de gas natural.

En lo que se refiere a la demanda de gas natural de la industria del vidrio y productos de vidrio, su incremento en el futuro está determinado en gran medida por el

2 Véase anexo dos para consideraciones sobre la clasificación.


10�

Cuadro 47Demanda tendencial por grupo de ramas del sector industrial, 2006-2016


Grupo de ramas 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total 1,014.0 ��7.5 1,030.0 1,061.1 1,10�.1 1,137.� 1,1�6.3 1,22�.3 1,254.7 1,27�.0 1,311.5 2.6


293.6 286.2 289.8 295.8 317.6 322.1 325.3 329.5 333.4 334.5 343.5 1.6

Química 127.1 126.9 130.5 134.4 137.8 141.8 174.6 178.4 182.2 186.3 190.8 4.1


106.9 99.8 110.2 120.6 125.6 130.3 136.3 142.3 146.5 151.5 156.3 3.9

Vidrio y productos de vidrio

105.6 100.0 103.1 105.6 108.7 112.2 116.9 120.8 124.1 127.7 131.6 2.2

Alimentos, bebidas y tabaco

92.3 95.8 98.0 100.9 102.5 104.1 107.3 110.5 112.7 115.2 118.5 2.5


68.3 69.1 71.3 73.3 75.6 78.2 81.4 84.2 86.5 89.1 91.8 3.0


63.8 67.2 68.9 69.9 71.8 73.2 74.7 75.9 76.8 77.9 79.3 2.2

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero

33.9 33.6 33.9 34.1 34.4 34.8 35.3 36.0 36.7 37.4 38.4 1.2

Minería 23.8 25.7 25.5 25.6 26.2 26.5 27.1 27.6 27.7 27.9 28.5 1.8

Cerveza y malta 18.9 19.7 20.1 20.7 21.0 21.3 21.9 22.6 23.1 23.6 24.2 2.5

Cemento hidráulico 18.1 17.7 17.0 16.3 15.7 15.0 14.4 13.9 13.3 12.8 12.3 -3.8

Resto de las ramas 61.6 55.9 61.8 63.8 71.3 78.4 81.0 86.8 91.8 94.1 96.4 4.6

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

Gráfica 27Estructura de la demanda por grupo de ramas del sector industrial, 2006 y 2016

(participación porcentual)

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

2006


29.0%

Química12.5%

Vidrio y productos de vidrio10.4%

Resto de las ramas industriales

6.1%

Textiles, prendas de vestir e industria del

cuero3.3%

Cemento hidráulico1.8%

Cerveza y malta1.9%


6.3%

Productos metálicos,

maquinaria y equipo10.5%


6.7%

Minería2.3%

Alimentos, bebidas y tabaco9.1%

2016

Industrias básicas de metales26.2%Química

14.5%

Alimentos, bebidas y tabaco9.0%

Minería2.2%Productos de

minerales no metálicos

7.0%


11.9%


6.0%

Cerveza y malta1.8%

Cemento hidráulico0.9%

Textiles, prendas de vestir e industria del

cuero2.9%

Resto de las ramas industriales

7.3%

Vidrio y productos de vidrio10.0%


10�

comportamiento de la industria automotriz, así como de la industria del envasado. Se espera que su crecimiento promedio anual sea de 2.2% a lo largo del período prospectivo, y que al final de éste su participación sea de 10.0% con respecto a la demanda total de gas natural en el sector.

En el grupo de ramas alimentos, bebidas y tabaco el crecimiento promedio anual será de 2.5% para el período prospectivo. Además, se espera que en este grupo de ramas el combustóleo y el gas LP muestren una tendencia a la baja, con lo que el uso del gas natural se incentivará, principalmente para la generación de calor y vapor y para los procesos de esterilización, secado y cocción.

La demanda de gas natural en la rama de los productos de minerales no metálicos se incrementará en 23.5 mmpcd a lo largo del periodo prospectivo, para ubicarse en 91.8 mmpcd al final del mismo, la actividad que se espera incrementará el consumo será la producción de cerámica, principalmente.

En la elaboración de papel, la obtención de la celulosa es la etapa más intensiva en el consumo de energía, por lo que una mayor importación de ésta explica la baja en la participación de la demanda de gas natural en las actividades del grupo de papel, cartón, imprentas y editoriales.

Sustitución de otros combustibles por gas natural

El cuadro 48 indica la estimación de la demanda por componente de estimación, y se observa que la preferencia por sustituir gas LP y combustóleo por gas se va incrementando en el sector industrial paulatinamente hasta alcanzar 28.8 mmpcd en 2016. Cabe señalar que, este volumen podría ser mayor en la medida en que los precios relativos y el desarrollo de infraestructura favorezcan el acceso al gas natural.

4.1.3 Sector petrolero

El gas natural es utilizado en el sector petrolero como combustible en ductos, refinerías, plantas procesadoras de

gas, bombeo neumático, generación de energía eléctrica, materia prima, entre otros usos. Históricamente, el sector petrolero es el de mayor consumo de gas natural dentro del balance nacional, de hecho en 2006 representó 46.2% del consumo; sin embargo, la demanda del sector petrolero se verá superada en 2013 por el sector eléctrico. Aún así, en los próximos 10 años se espera que la demanda del sector petrolero crezca 18.2%, llegando al final del periodo de proyección a un volumen de 3,568 mmpcd. Del incremento esperado, 58.8% se deberá a las recirculaciones internas a pozos de PEP, y el resto corresponde a la participación del gas utilizado en las autoconsumos de las subsidiarias de Pemex.

El empleo de gas natural en PPQ tendrá diferentes comportamientos, por un lado el gas combustible crecerá 47.4 mmpcd entre 2006 y 2016. Por el contrario, el uso como materia prima disminuye 21.0 mmpcd en el mismo periodo. Entre las premisas que se planean, la estimación del uso como gas combustible obedece a algunos proyectos de inversión que incrementarán los consumos del hidrocarburo, principalmente en el Complejo Petroquímico (CPQ) La Cangrejera, donde se

Cuadro 48Demanda industrial de gas natural por componente de

proyección, 2006-2016(millones de pies cúbicos diarios)

Tendencial Sustitución* Total

2006 1,014.0 - 1,014.0

2007 990.9 6.7 997.5

2008 1,019.3 10.7 1,030.0

2009 1,050.1 11.0 1,061.1

2010 1,091.4 16.8 1,108.1

2011 1,116.0 21.9 1,137.9

2012 1,174.3 22.0 1,196.3

2013 1,202.8 25.5 1,228.3

2014 1,226.1 28.6 1,254.7

2015 1,249.4 28.7 1,278.0

2016 1,282.7 28.8 1,311.5

* Se refiere a la sustitución de combustóleo y gas LP por la entrada de nueva infraestructura de distribución industrial de gas natural.Fuente: IMP con base en información de la CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


110

Cuadro 49Demanda de gas natural del sector petrolero, 2006-2016


Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total 3,017 3,30� 3,312 3,563 3,575 3,565 3,602 3,565 3,560 3,5�5 3,56� 1.7

Autoconsumo 1,581 1,754 1,686 1,763 1,721 1,676 1,708 1,688 1,730 1,799 1,808 1.4

Exploración y Producción1 744 891 823 806 756 685 687 692 689 680 682 -0.9

Refinación 281 298 297 375 377 385 385 383 386 468 466 5.2

Gas y Petroquímica Básica 263 261 261 282 304 291 316 294 345 333 341 2.6

Petroquímica 292 303 304 299 283 314 318 318 309 318 318 0.9

Corporativo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.8

Recirculaciones internas 1,436 1,555 1,626 1,800 1,854 1,889 1,894 1,876 1,831 1,795 1,760 2.1

1 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell.Fuente: Pemex.

contemplan ampliaciones en las líneas de producción de etileno, estireno, aromáticos y polietileno de baja densidad (PEBD). Por el contrario, el gas para materia prima disminuye en el periodo de análisis, ya que se considera que el CPQ Independencia deja de operar las plantas de metanol, y se planea que únicamente el CPQ Cosoleacaque opere en forma continua, principalmente por la planta de amoniaco.

4.1.4 Sector residencial y servicios

Para el período prospectivo se espera que la demanda de gas natural de los sectores residencial y servicios crezca a una tasa promedio de 7.2%, motivada principalmente por el desarrollo de un mayor número de viviendas en zonas geográficas de distribución de gas natural y por la expansión de la red de distribución. En contraste, en el caso del gas LP se anticipa un incremento en la demanda de 1.1% en los mismos sectores. La demanda de gas natural

Cuadro 50Demanda de gas natural de Pemex Petroquímica, 2006-20161


Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total 2�2.0 303.2 304.2 2��.4 2�3.4 314.4 31�.4 31�.4 30�.4 31�.4 31�.4 0.�

Combustible 244.0 273.0 277.2 272.4 256.4 287.4 291.4 291.4 282.4 291.4 291.4 1.8

Materia prima 48.0 30.2 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0 27.0 -5.6

1 No incluye los consumos potenciales de gas natural del proyecto Fénix.Fuente: PPQ.

y gas LP será de 10.7 pies cúbicos diarios de gas natural equivalente por habitante en 2016 (véase cuadro 51).

El crecimiento de la demanda de gas natural en estos sectores se verá ligeramente disminuido por una serie de factores que reducen el consumo, principalmente por: la mayor eficiencia en calentadores de agua (aplicación de la NOM-003-ENER-2000), el ahorro de gas natural derivado de la sustitución de estufas con piloto por equipos con encendido electrónico que reduce en un máximo de 10.0% el gas requerido para la cocción de alimentos, y el desplazamiento de gas natural por energía eléctrica por del uso de hornos de microondas.

Con base en lo anterior, se estima que el ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios será de 8.4 mmpcd para el 2016, de los cuales 6.2 mmpcd corresponderán al sector residencial y 2.2 al servicios (véase gráfica 28).


111

Cuadro 51Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2006-2016


Año Gas natural Gas LP Total

Penetración del gas natural

respecto al total (%)

Habitantes

Consumo gas natural y gas LP por habitante *

Crecimiento (%)

2006 107.7 923.8 1,032 10.4 106,451,679 9.7

2007 115.7 938.5 1,054 11.0 107,525,207 9.8 1.2

2008 126.2 953.6 1,0�0 11.7 108,576,411 9.9 1.4

2009 138.0 969.8 1,10� 12.5 109,607,255 10.1 1.6

2010 149.0 982.1 1,131 13.2 110,619,340 10.2 1.2

2011 160.3 987.8 1,14� 14.0 111,613,906 10.3 0.6

2012 172.2 991.2 1,163 14.8 112,591,898 10.3 0.5

2013 183.4 993.8 1,177 15.6 113,553,916 10.4 0.3

2014 194.1 997.3 1,1�1 16.3 114,500,185 10.4 0.4

2015 204.5 1,015.7 1,220 16.8 115,430,657 10.6 1.6

2016 215.3 1,033.7 1,24� 17.2 116,344,933 10.7 1.6

tmca 7.2 1.1 1.� 5.1 0.9

* Pies cúbicos diarios.Fuente: IMP con base en información de la CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.

Gráfica 28Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios, 2006-2016


Fuente: IMP con base información de CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

115.7126.2

138.0149.0

160.3172.2

183.4194.1

215.3204.5

116.3127.5

140.0151.7

163.9176.8

189.0

223.7212.5

200.9

107.7

0

50

100

150

200

250

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Sin mejora en eficiencia

Con mejora en eficiencia

Ahorro


112

Considerando los tres combustibles que se usan en estos sectores (gas natural, gas LP y leña), al final del período prospectivo el gas natural aumentará su participación hasta representar 14.6% del total de combustibles, mientras que el gas LP abastecerá 70.1% de este consumo. Por el contrario, la leña disminuirá de 25% en 2006 a 15.3% en 2016. Lo anterior significa, que existirá un doble efecto de sustitución en estos combustibles, primero se refiere a la sustitución de gas LP por gas natural en las zonas geográficas de distribución, y aunado a la sustitución de leña por gas LP en zonas rurales (véase gráfica 29).

La demanda de gas natural del sector residencial se asocia principalmente con calefacción de agua, cocción de alimentos, secadoras de ropa y aire acondicionado. El volumen para el 2016 será de 175.1 mmpcd, con un crecimiento promedio anual de 7.6%, impulsado principalmente por el desarrollo inmobiliario de viviendas nuevas en las regiones Noreste, Centro y Centro-Occidente. Se espera por lo tanto un importante crecimiento en infraestructura para la distribución de gas natural en estas regiones (véase cuadro 52).

Gráfica 29Demanda de combustibles en los sectores residencial y servicios, 2006 y2016

(participación porcentual)

Fuente: IMP con base información de CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.

2006

Gas LP67.2%

Leña25.0%

Gas natural7.8%

2016

Leña15.3%

Gas natural14.6%

Gas LP70.1%

Cuadro 52Demanda de gas natural por región, sector residencial, 2006-2016


Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total �4.5 �3.� 102.3 112.0 121.1 130.4 140.1 14�.2 15�.0 166.3 175.1 7.6

Noroeste 1.4 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.5 2.6 6.6

Noreste 57.4 61.7 66.2 70.6 74.0 77.3 80.4 83.2 85.7 87.9 90.4 4.6


Centro 20.3 22.9 24.9 27.9 30.9 34.0 37.3 40.4 43.4 46.2 49.1 9.2

Sur-Sureste - - - - - - 0.0 0.1 0.1 0.2 0.3 n.a.

n.a.: no aplica.Fuente: IMP con base en información de la CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


113

El consumo en el sector servicios se asocia principalmente con hoteles, restaurantes, oficinas, hospitales, lavanderías, panaderías, tintorerías y tortillerías. Se espera que la demanda sea de 40.2 mmpcd en el 2016.

4.1.5 Sector autotransporte

El consumo de gas natural en el sector autotransporte crecerá a un ritmo promedio anual de 24.1% durante el periodo 2006-2016, con un aumento de 15.5 mmpcd que se desarrollará únicamente en las regiones Centro y Noreste (véase gráfica 30).

Cuadro 53Demanda de gas natural por región, sector servicios, 2006-2016


Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total 23.3 21.� 23.� 26.0 27.� 2�.� 32.1 34.1 36.2 3�.1 40.2 5.6

Noroeste 0.3 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 4.2

Noreste 16.4 17.0 17.9 19.0 19.9 20.8 21.8 22.6 23.5 24.3 25.2 4.4


Centro 4.2 3.0 3.7 4.2 4.7 5.3 6.0 6.7 7.3 8.0 8.7 7.5

Sur-Sureste 0.2 - - - - - 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 -3.0

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

Gráfica 30Demanda regional de gas natural en el sector autotransporte, 2006-2016


Fuente: IMP con base en información de Pemex, Sener y empresas privadas.

1.93.1 3.6 4.3 4.8

5.9 6.9 7.6 8.2 8.79.7

1.42.8

3.74.8

5.05.4

6.16.8

7.47.9

0.2

17.6

16.115.0

13.6

12.3

11.0

9.6

8.1

6.4

4.5

2.0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Centro Noreste


114

Se prevé la adición de 50 estaciones de servicio, por lo que al finalizar el periodo se tendrá un total de 57 plantas dedicadas a la venta de gas natural vehicular, lo que equivaldrá a una capacidad instalada de 66,411 m3/hora. La mayoría de estas estaciones darán servicio a vehículos de transporte de pasajeros, principalmente taxis, microbuses y autobuses; otras estaciones atenderán vehículos gubernamentales, mientras que otras darán servicio a flotillas de vehículos empresariales.

Con base en los proyectos de expansión por parte de las empresas distribuidoras, la expectativa del parque vehicular a gas natural comprimido (GNC) contempla un crecimiento de 25,600 unidades a lo largo del periodo, siendo la región Centro la que tendrá la mayor densidad como consecuencia de una gran dinámica en el transporte de pasajeros. No obstante, el aumento de infraestructura y las políticas de expansión que registrará la región Noreste le permitirá ubicarse en niveles de parque vehicular muy cercanos a los de la Centro (véase cuadro 54).

Cuadro 54Estaciones acumuladas y parque vehicular a gas natural comprimido por región, 2006-2016

(unidades y miles de unidades, respectivamente)

Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca

Total estaciones 7 12 14 20 27 3� 51 53 54 56 57 23.3

Total parque vehicular 2.8 5.4 7.9 10.2 12.5 14.8 17.2 19.7 22.5 25.2 28.4 26.2

Noreste

Estaciones (unidades acumuladas)

3 7 9 12 16 20 25 26 27 28 28 25.0

Parque vehicular (miles de unidades)

0.6 2.6 4.1 5.6 7.0 7.5 8.2 9.5 11.1 12.5 13.8 36.2

Centro

Estaciones (unidades acumuladas)

4 5 5 8 11 18 26 27 27 28 29 21.9

Parque vehicular (miles de unidades)

2.1 2.8 3.8 4.6 5.5 7.3 9.0 10.2 11.4 12.7 14.6 21.1

Fuente: IMP con base en información de Pemex, Sener y empresas privadas.

La disponibilidad de terrenos para la instalación de nuevas estaciones de servicio de GNC y las expectativas de precios de los combustibles automotores son factores que influirán en la demanda futura del gas en este sector. Así, se prevé que la participación del gas natural respecto a otros energéticos siga siendo marginal, y pase de 0.04% en 2006 a 0.24% en 2016, considerando el uso de las gasolinas, el gas LP y el diesel.

La incorporación de nuevas tecnologías por parte de empresas extranjeras en el mercado nacional, permitirá mejoras considerables en el desempeño de los vehículos a GNC. Aunado a esto, los costos de las conversiones de motores a gasolina para adaptarlos al uso de GNC se han

reducido de manera importante, lo que implicará en el futuro tasas de retorno más competitivas respecto a las de gas LP y diesel y mayores beneficios a los usuarios en términos económicos, ambientales y de seguridad.

Los sistemas de conversión actuales, comparados con los tradicionales, permiten un mayor control del encendido del gas mejorando la eficiencia de combustión y evitan pérdida de potencia, lo que se traduce en un mejor desempeño y economía del combustible y la reducción del nivel de emisiones contaminantes.


115

4.2 Oferta de gas natural

La oferta de gas natural para los próximos 10 años, es el resultado de un ejercicio de planeación que se basa en una cartera de proyectos que contiene las oportunidades de inversión asociadas a las reservas y recursos prospectivos de hidrocarburos identificados y documentados en nuestro país, de acuerdo con los objetivos y estrategias del Plan de Negocios 2007 de Pemex Exploración y Producción (PEP).

El portafolio de negocios 2007 de PEP contiene un total de 81 proyectos, de los cuales 6 son proyectos integrales de exploración y explotación (es decir que contienen tanto la actividad prospectiva de búsqueda de hidrocarburos como la actividad extractiva de producción de las reservas encontradas o de las reservas existentes), 29 proyectos de explotación (sólo consideran la producción de reservas ya descubiertas), 22 de exploración y 24 proyectos de infraestructura y soporte para la operación y mantenimiento del transporte y distribución de hidrocarburos. Cabe señalar que, salvo los proyectos de infraestructura y soporte, el resto incluyen las inversiones necesarias vinculadas a seguridad industrial y protección ambiental.

Considerando el portafolio 2007 de PEP, y para fines de la prospectiva se generó un escenario llamado “propuesto”, vinculado a una inversión promedio anual de 144 mil millones de pesos de 2007, con expectativas de extracción de gas natural por 6,446 mmpcd promedio entre 2007 y 2016. Este techo presupuestal incluye las inversiones necesarias para mantener la producción base, como aquellas inversiones Pidiregas ya autorizadas en actividades estratégicas3.

4.2.1 Escenario medio de producción

Para esta prospectiva el escenario medio de oferta de gas tiene su origen en el escenario propuesto de PEP, el cual reconoce los perfiles de producción de la cartera de

proyectos 2007 de PEP, considerando el posible desarrollo de reservas incorporadas por la actividad exploratoria, e inversiones para explotación y exploración, el posible desarrollo de aguas profundas y el desarrollo del proyecto Chicontepec (también llamado Aceite terciario del Golfo).

El conjunto de proyectos de PEP que cuentan con autorización para ser financiados en los próximos años, y su desarrollo dependerá de la existencia de suficiencia presupuestal, de la capacidad de financiamiento de Pemex y el éxito de las actividades exploratorias. Cabe mencionar que se incluyen en la proyección los Contratos de Obra Publica Financiada (COPF) autorizados hasta el primer semestre de 2007.

Entre algunos aspectos sobresalientes del escenario propuesto de producción se encuentran:

Techos presupuestales promedio por 144 miles de millones de pesos. Esta inversión física se destinará para sustentar el escenario propuesto entre 2007 y 2016. Así, 94 mil millones de pesos se ocuparán en la explotación de campos actuales, 25 mil millones a la exploración de nuevos campos y 25 mil millones al rubro de futuro desarrollo;

En la actividad exploratoria se mantiene un esfuerzo importante en todas las cuencas terrestres; sin embargo, se incrementan las actividades tanto en aguas someras como en aguas profundas;

En la explotación, se continúa con los proyectos más importantes al día de hoy como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos y Veracruz. Además, la actividad en Chicontepec se incrementa notablemente a partir de 2008; y

se incluyen proyectos como el exploratorio Papaloapan B, los proyectos de desarrollo Alak-Kach y Samaria-Somero; se evalúa la inclusión del desarrollo de Lakach y se están segregando los proyectos de la Subdirección de Distribución y Comercialización para formar uno sólo.

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•

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3 Cabe mencionar que, el escenario de oferta se encuentra entre el escenario bajo y el sobresaliente de la Prospectiva del mercado de Petróleo crudo 2007-2016.


116

El escenario propuesto comienza con una producción de gas natural de 5,356 mmpcd en 2006, y llega a 6,907 mmpcd en 2016. Este escenario de producción de gas será explicado brevemente en los siguientes términos:

Por tipo de actividad (exploración y explotación)

Por categoría de proyectos

Por región

Por calidad de gas

Por actividad

El escenario propuesto en términos de las actividades de exploración y explotación de gas, por un lado indica la administración efectiva de la producción base proveniente de campos y pozos en explotación actual, y cómo responderán a distintos factores como la depresión de los yacimientos, el avance de los contactos agua- aceite y gas- aceite, y cómo será controlada la productividad de los pozos. Durante el periodo 2006-2016, la producción obtenida de los proyectos de explotación alcanza su máxima aportación de 6,020 mmpcd en 2006, y comienza

•

•

•

•

a declinar a partir de ese año hasta llegar a 3,305 mmpcd en el último año de análisis.

Por el lado de las actividades exploratorias se refleja una nueva producción a partir de 2009, con un volumen a obtener de 110 mmpcd, y que se planea alcanzará una aportación de 3,602 mmpcd hacia 2016, resultado de inversiones en las cuencas terrestres, aguas someras y aguas profundas.

El comportamiento esperado en las actividades se relaciona primero, con una expectativa de declinación en las actividades de explotación esperada en los proyectos Burgos y Veracruz. Esta caída en la explotación se planea mitigar con las aportaciones de los proyectos Chicontepec, Crudo Ligero Marino y los COPF. A partir del 2014, se incorporan los volúmenes de producción de gas natural de los proyectos exploratorios Burgos, Golfo de México B, Lamprea, Reforma Terciario, Delta del Bravo y Crudo Ligero Marino.

Gráfica 31Producción de gas natural por tipo de actividad, 2006-2016


Fuente: Pemex Exploración y Producción.

Exploración

0

2,000

4,000

6,000

8,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Explotación

ExploraciónExploración

Explotación

Exploración


117

Por categoría de proyectos

En esta clasificación del escenario propuesto se observa la diversificación de los grandes proyectos considerados en la cartera de PEP. Así, el portafolio de negocios respecto a la producción de gas se clasificó en los siguientes proyectos:

Explotación (sin Chicontepec y Cantarell),

Cantarell,

Chicontepec,

Contratos de Obra Pública Financiada,

Exploración (sin aguas profundas) y

Aguas profundas.

Una de las inquietudes más importantes de la cartera de proyectos 2007, es cómo se dará la administración del Proyecto Cantarell, principalmente por lo que éste yacimiento ha representado en la producción de hidrocarburos del país durante varias décadas. Si bien,

•

•

•

•

•

•

este yacimiento tiene mayor impacto en la producción de crudo, por el lado de gas natural la declinación también se ve afectada. Durante 2006, Cantarell aportó 716 mmpcd a la producción nacional, y se espera una declinación rápida de 15.5% por año hasta llegar a 2016 con una aportación de 133 mmpcd. La caída en la producción en este activo será compensada principalmente por los desarrollos que se alcance en los COPF y en Chicontepec.

Cabe señalar que, en la planeación administrativa de Cantarell, se busca maximizar la producción de hidrocarburos a través de un proyecto de recuperación terciaria, de tal manera que el escenario de producción considera un proyecto de mantenimiento de presión. Además, existe una producción marginal esperada en términos exploratorios relacionada con el yacimiento a partir de 2012.

Con respecto a aguas profundas, estos proyectos consideran una definición propia de PEP, dónde aquellos desarrollos con un tirante de agua superior a 500 metros (m) son considerados como tales. Esta definición se refiere a que a esa profundidad PEP cambia la tecnología para el desarrollo de esos campos.

Gráfica 32Producción de gas natural por tipo subcategoría de proyecto, 2006-2016


a Se refiere a Contratos de Obra Pública Financiada.Fuente: Pemex Exploración y Producción.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Chicontepec

Aguas profundas

COPF a

Explotación(sin Chicontepec, Cantarell y COPF)

Exploración(sin aguas profundas)Cantarell


11�

La obtención de gas natural proveniente de aguas profundas se desarrolla a partir de 2012, y comienza a ser significativo a partir de 2014 cuando se estima una producción de 321 mmpcd, con una tendencia incremental que se espera llegue a cerca de 500 mmpcd en 2016.

Por región

En la producción de gas natural por regiones se espera que la Región Norte incrementará gradualmente su contribución en la producción nacional alcanzando su máximo en 2012, cuando su producción sea de 3,483 mmpcd y que significa 52.6% del total de ese año, mientras que su participación será de 50% del total al cierre del periodo mostrado, el incremento se deberá al desarrollo de los proyectos Burgos, Lamprea y Delta del Bravo.

Por calidad de gas

En las tendencias esperadas en el escenario de producción, considerando la calidad del gas, es evidente que la composición cambiará, al disminuir el gas húmedo amargo e incrementarse el gas húmedo dulce. El

comportamiento del primero, obedece principalmente a la declinación de los campos de Veracruz, Cantarell, Complejo Antonio J. Bermúdez y San Manuel. Esto sucede en los primeros años, sin embargo se recuperá su participación en la producción por los proyectos exploratorios, para el 2016 alcanzará 59% de la producción.

Por su parte, el incremento en la producción de gas húmedo dulce se debe principalmente a la aportación de los proyectos Burgos, Chicontepec, COPF y Veracruz. La producción de gas seco provendrá de los proyectos Lamprea, Reforma Terciario, Delta del Bravo, Simojovel y Cuichapa.

4.2.2 Contratos de Obra Pública Financiada

Los Contratos de Obra Pública Financiada4 (COPF) responden a la búsqueda de nuevos esquemas de contratación para la ejecución de algunos proyectos de inversión de Petróleos Mexicanos. Este nuevo esquema de contratación se desarrolló en estricto apego a la

Gráfica 33Producción de gas natural por tipo de calidad, 2006-2016


Fuente: Pemex Exploración y Producción.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

53%

17%

59%

11%

30%

58%

24%

18%

Húmedo amargo

Seco

Húmedo dulce30%

4 Anteriormente conocidos como Contratos de Servicios Múltiples.


11�

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, a las leyes y a los reglamentos en materia petrolera.

El propósito de este esquema es incrementar la producción de hidrocarburos en México, aprovechar los recursos naturales del país y reducir las importaciones de gas natural. A partir de 2006, estos contratos forman parte de los proyectos Pidiregas.

Estos son contratos de obra pública que sobre la base de precios unitarios agrupan en una sola unidad distintos servicios. Con este mecanismo, Petróleos Mexicanos mantiene los derechos y la propiedad de los hidrocarburos extraídos y de las obras construidas, a la vez que accede a capacidades adicionales de ejecución, tecnología y financiamiento para efectuar obras de desarrollo, infraestructura y mantenimiento de pozos. Estos contratos no contemplan la participación de los contratistas ni en la producción ni en las utilidades del proyecto.

Los contratos vigentes al cierre de 2006, ubicados en la cuenca de Burgos, tienen por objeto desarrollar reservas de gas natural no asociado. De 2003 a 2005 se realizaron dos rondas de licitación de las que se derivó la firma de siete contratos correspondientes a los bloques Reynosa-Monterrey, Cuervito, Misión, Fronterizo y Olmos de la primera ronda y Pandura-Anáhuac, y Pirineo de la segunda.

La tercera ronda de licitación considera los bloques Nejo, Monclova y Euro, que en conjunto abarcan un área de 6,196 kilómetros cuadrados. Las licitaciones públicas internacionales correspondientes se publicaron en el Diario Oficial de la Federación el 10 de agosto de 2006. Las obras relativas a esta ronda permitirán capitalizar las inversiones en la cuenca de Burgos, disminuir el ritmo de declinación de los yacimientos ubicados en esa región, y aprovechar la experiencia generada con la perforación del primer pozo multilateral en rocas carbonatadas.

Mapa 10Bloques de los Contratos de Obra Pública Financiada

Fuente: Pemex.

1ra. Ronda

Área total 6,330 km2


2da. Ronda

G

F

3ra. Ronda

A

B

D

E

C

G

F

G

F

b

a

c

BCD A

b

c

F

E

aG

Río Bravo

Coahuila

Golfode México

Tamaulipas

NuevoLeón

Cd. Acuña

P. Negras

N. Laredo

MonterreyReynosa Matamoros

Monclova

MisiónCuervito

Reynosa Monterrey Fronterizo

Pandura-Anáhuac

Monclova

EuroNejo

Pirineo

Olmos


Área totalCuenca de Burgos km2

50,000


120

Los trabajos realizados en 2006, a través de estos contratos, permitieron terminar 62 pozos de desarrollo y cinco pozos exploratorios, y una producción de 138 mmpcd de gas natural.

4.2.3 Disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB

De acuerdo con el escenario propuesto de PEP, la disponibilidad de gas natural a PGPB observará una tendencia positiva durante el periodo 2007-2016, hasta alcanzar un máximo de 6,848 mmpcd en el año 2014. Bajo este escenario la Región Norte se mantendrá como la principal proveedora de gas natural. Esta región presenta la mayor tasa de crecimiento anual en el periodo, la cual asciende a 4.1%, influida en particular por el desarrollo del proyecto Chicontepec.

La producción de gas natural entregado de PEP a PGPB durante el periodo, estará sustentada en incrementos de entregas de gas húmedo dulce. Este tipo de gas presentará incrementos anuales de 9.6% entre 2006 y 2016. Hacia 2016 se procesará un volumen de 2,567 mmpcd de gas húmedo dulce en las criogénicas, 3,137 mmpcd será gas húmedo amargo que llegará a las plantas endulzadoras, y como complemento, se inyectará al SNG un volumen de 1,021 mmpcd del gas seco directo de campos productores.

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

El programa de inversiones de PGPB para el periodo 2008-20165, prevé un crecimiento en la disponibilidad de gas natural para el Organismo de 2.3% promedio anual en el periodo 2006-2016, soportado fundamentalmente en el crecimiento de la oferta localizada en la Región Norte, y en particular en el desarrollo del activo Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).

Dicho programa contempla invertir 54,643 millones de pesos a precios del 2007, en el periodo de análisis, los cuales estarán orientados fundamentalmente a proyectos que aseguren el procesamiento de la oferta de gas de PEP y a operar los activos de la empresa bajo las mejores prácticas en materia de seguridad, salud y protección ambiental, en consonancia con las prioridades estratégicas del Organismo.

En este contexto, se tiene previsto invertir el 60% de los recursos mencionados (32,944 millones de pesos) en proyectos para enfrentar la oferta adicional de gas natural, y 34% (18,366 millones) en proyectos para alcanzar la excelencia en mantenimiento y continuar operando las instalaciones en forma segura y eficiente. En segundo término, y a fin de atender de manera confiable la demanda de los hidrocarburos que PGPB comercializa, se destinarán 2,838 millones de pesos para asegurar el transporte de gas y productos, 257 millones a la integración tecnológica y de sistemas, y 187 millones para la administración de los procesos. El total de las inversiones previstas se clasifica en el cuadro 55.

Con estos recursos, la capacidad de proceso de gas amargo se incrementará en 5%, la recuperación de azufre en 3%, la de recuperación de líquidos en 30% y el fraccionamiento de hidrocarburos en 9%, como se muestra en el cuadro 56.

Para cumplir con lo anterior, destacan la construcción de los siguientes proyectos:

Dos plantas criogénicas modulares en el CPG Burgos de 200 mmpcd cada una.

Cuatro criogénicas en el Área Poza Rica, con capacidad conjunta de 700 mmpcd.

Dos proyectos integrales, en un sitio por definir, para procesar la oferta de gas del Delta del Bravo y Aguas Profundas, con una capacidad criogénica de 200 mmpcd y 450 mmpcd, respectivamente.

•

•

•

5 Se basa en el escenario de hidrocarburos de PEP denominado 7.5A v.4, y cartera de Proyectos de Inversión de PGPB de mayo de 2007.


121

Cuadro 55Inversiones de PGPB, 2008-2016

Tipo de proyecto Millones de pesos Porcentaje

Proyectos estratégicos 26,357 48%

Proyectos Operativos 22,319 41%

Amortización Pidiregas 5,967 11%

Total 54,643 100%

Fuente: PGPB.

Cuadro 56Proyectos para el procesamiento de gas de PGPB, 2007-20161

Producto Capacidad 2007 Capacidad 2016 Incremento

Endulzamiento de gas (mmpcd) 4,542 4,778 236

Recuperación de azufre (tpd) 3,376 3,491 115

Recuperación de líquidos(mmpcd) 5,551 7,222 1,671

Fraccionamiento de C2+ (mbd) 577 628 511 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.Fuente: PGPB.

Cuadro 57Proyectos para el transporte de gas de PGPB, 2008-2016

Proyecto Inicio de operación Capacidad HP

Estaciones de compresión

Emiliano Zapata 2008 35,000

Santa Ana 2010 24,000

Omealca 2011 14,300

Norte1 2009-2014 63,400

Soto la Marina y Macarela 2012 42,000

Gasoductos Inicio de operación Capacidad mmpcd

Matamoros-Campo Brasil 2013 131

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 km.1 Incluye la construcción de las estaciones Dorado, Cabrito y Rafael, así como la repotenciación de la estación Santa Catarina en 2 etapas: 2009 y 2014.Fuente: PGPB.


122

Incremento del proceso de gas húmedo amargo en el CPG Arenque

Una planta criogénica de 300 mmpcd en el área Coatzacoalcos

Por otra parte, en lo referente a transporte, los principales proyectos que se desarrollarán se muestran en el cuadro 57.

Con las inversiones anteriores, PGPB contará con los elementos para hacer frente a la oferta de hidrocarburos de PEP, garantizando su aprovechamiento óptimo y operando de manera confiable y segura los activos, todo ello, orientado a obtener el máximo Valor Económico Agregado en las operaciones de la empresa.

4.4 Gas natural licuado

Con el propósito de garantizar el suministro del hidrocarburo, se han establecido estrategias de diversificación de fuentes de suministro del gas natural como parte de la política energética nacional. Así, se ha venido dando un impulso a las terminales de regasificación, para importar gas natural licuado (GNL). La Prospectiva del mercado de gas natural, 2007-2016 considera en sus escenarios de planeación las importaciones de las terminales Altamira, Ensenada y Manzanillo, para el horizonte de estudio.

El 30 de septiembre de 2006 se inició la operación comercial de la terminal ubicada en el Puerto de Altamira en el Estado de Tamaulipas, primera terminal de GNL que entró en operación en México. Al cierre del año, esta terminal realizó entregas por 79 mmpcd, mismos que la CFE nominó en algunas de sus centrales de generación. De acuerdo, a lo planeado entre la CFE y Gas del Litoral (operador de la terminal de GNL Altamira) en 2007 se pretende alcanzar un volumen regasificado de 340 mmpcd y hasta 2009 se estarían consumiendo 500 mmpcd de GNL importado en Altamira.

La terminal de GNL de Altamira requirió para su construcción una inversión de 440 millones de dólares

•

•

y fue desarrollada por el consorcio denominado Shell Gas B. V. / Total Gaz / Mitsui Co.6 En este sentido, entre los cargamentos que Total Gaz planea traer a partir de 2009, se encontrarán los provenientes de una nueva planta de licuefacción de Yemen, cuyo primer tren de licuefacción estará listo en 2008 y el segundo en 2009.

Por otro lado, Sempra Energy está llevando a cabo la construcción de una terminal de recibo, almacenamiento y regasificación de GNL, a través de su subsidiaria, Energía Costa Azul, en un sitio ubicado a una distancia aproximada de 25 kilómetros al norte de Ensenada, en Baja California. En ese lugar, la empresa ha adquirido un terreno con acceso a aguas costeras de gran calado de acuerdo con las necesidades del proyecto.

El proyecto Energía Costa Azul representa una inversión aproximada de 875 millones de dólares y tendrá la capacidad de enviar al mercado hasta 1,000 mmpcd. A julio de 2007, la construcción de éste proyecto lleva un avance de más de 84% y va de acuerdo con el programa para iniciar operaciones a principios de 2008. Éste será el primer proyecto de GNL en la costa oeste de América del Norte, con ello, México se convertirá en el primer país que contará con infraestructura de GNL tanto en el Golfo de México como en el Pacífico.

El gas procesado por esta terminal será utilizado por plantas generadoras de electricidad y diversas industrias de la región a través de un nuevo gasoducto de 72.42 kilómetros (45 millas) que se interconectará con los gasoductos ya existentes en el área (Gasoducto Bajanorte). Si bien, el proyecto tendrá una capacidad inicial de procesamiento de 1,000 mmpcd de gas natural, con posibilidades de expansión según la demanda del mercado, la Secretaría de Energía sólo conoce la distribución del volumen que comercializará Sempra, y se sabe que los otros 500 mmpcd serán comercializados por Shell. Bajo estas consideraciones se espera que Sempra llegue a regasificar un volumen de 210 mmpcd el primer año (2008), y alcance 500 mmpcd hacia 2010.

6 La participación en las acciones de propiedad son: Shell 50%; Total 25%; y Mitsui 25%.


123

Adicionalmente, se estima que en 2011 se instalará otra planta en Manzanillo, Colima. Este proyecto es encabezado por la CFE y promediará un consumo de 375 mmpcd en 2011, y después alcanzará 500 mmpcd. El gas será destinado principalmente a abastecer los requerimientos de centrales de generación que se planean repotenciar en Manzanillo, y dos ciclos combinados que se ubicarán en Guadalajara (véase gráfica 34) .

4.5 Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2006-2016

En el ciclo prospectivo 2006-2016 se estima un crecimiento menos dinámico en la demanda interna de gas natural respecto al periodo histórico. Mientras que en la última década la demanda nacional creció a 6.2%, hacia el futuro se incrementará 3.3% en el periodo citado.

Entre los factores que han contribuido a reducir la demanda pronosticada respecto a otros escenarios, podemos mencionar los siguientes:

Tasas de crecimiento económico moderadas,

una mejor comprensión de la relación entre los ritmos de crecimiento de la economía, de la demanda de electricidad y de la demanda de gas natural como combustible sustituto en el sector industrial, y

un impulso a la diversificación de fuentes de energía para la generación de electricidad.

Aún así, el crecimiento de la demanda de gas natural será sin duda uno de los de mayor dinamismo en el mercado de energéticos nacionales. De esta manera para 2016, la demanda estimada de gas natural alcanzará un volumen de 9,031 mmpcd. En el futuro la mayor parte

•

•

•

Gráfica 34Importaciones de gas natural licuado, 2006-2016


Fuente: Sener.

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Ensenada Manzanillo Altamira

79

340

680

9651,000

1,375

1,500 1,500 1,500 1,500 1,500


124

del crecimiento en la demanda de gas natural provendrá del sector eléctrico, el cual se espera registre una tasa media de crecimiento de 5.1% en el periodo 2006-2016 y crecerá 1,529 mmpcd. Los sectores petrolero7 e industrial le seguirán en importancia, presentando crecimientos de 550 y 297 mmpcd, respectivamente, entre 2006 y 2016. Es importante destacar que los sectores de menor participación en el consumo presentarán gran dinamismo en su demanda durante la década. El sector residencial, de servicios y autotransporte crecerán en su demanda conjunta a una tasa media de crecimiento media anual de 7.8% en el periodo de análisis (véase gráfica 35).

Por el lado de la oferta nacional, ésta crecerá a un ritmo de 3.3% en el periodo 2006-2016, de tal manera que llegará a una producción de 7,642 mmpcd en el último año. El nivel de producción provendrá de cuencas terrestres y un incremento en las actividades tanto en aguas someras como en aguas profundas que PEP esta

planeando, al tiempo que se continúa con los proyectos de explotación más importantes al día de hoy como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos y Veracruz; además, de que la actividad en Chicontepec se incrementa notablemente a partir de 2008.

Como respaldo de estos proyectos, PGPB estaría disponiendo de gas natural en forma incremental a un ritmo de 2.3% promedio anual en el periodo 2006-2016, e invirtiendo 54,643 millones de pesos a precios del 2007, en el periodo de análisis, orientados fundamentalmente a proyectos que aseguren el procesamiento de la oferta de gas de PEP y a operar los activos de la empresa bajo las mejores prácticas en materia de seguridad, salud y protección ambiental. Así, entre ambas subsidiarias se contará con una oferta de superior a los 7,000 mmpcd a partir de 2009, alcanzando un máximo de 7,702 mmpcd en 2014, basados fundamentalmente en el crecimiento de la oferta localizada en la Región Norte, y en particular

Gráfica 35Demanda nacional de gas natural por sector, 2006-2016


*Tasa media de crecimiento anual 2006-2016.Fuente: Sener.

Industrial2.6%*

5.1%*

Residencial, servicios y transporte

7.8%*

6,531

7,160 7,1667,522 7,662 7,926

8,345 8,5928,850 8,976 9,031

3.3%*

Petrolero1.7%*

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Eléctrico

7 Incluyendo recirculaciones internas de PEP.


125

en el desarrollo del activo Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).

El comercio exterior de gas natural se perfila muy dinámico, con un saldo neto deficitario de 1,389 mmpcd hacia 2016. Se estima que las importaciones de gas natural crecerán 92.6% respecto a 2006, registrando un volumen de 1,962 mmpcd, de los cuales 1,500 mmpcd provendrán de contratos de GNL en tres terminales de regasificación que se contemplan en el periodo de análisis.

Cabe señalar que, la programación de la entrada en operación de la terminal de GNL de Ensenada será en el transcurso de 2008 y de Manzanillo en 2011, generando una capacidad de oferta diversificada de gas natural en México en los próximos 10 años, con lo que serán menores las importaciones por los ductos conectados a Estados Unidos, e incluso se revertirá el flujo en los

puntos fronterizos del Estado de Baja California con la entrada de la terminal de GNL de Ensenada.

4.6 Balances regionales de gas natural

En esta sección se presentan los balances regionales que integran al balance nacional de gas natural. 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 (2006) y considera las proyecciones respectivas hasta 2016.

4.6.1 Región Noroeste

La región Noroeste se caracteriza por ser netamente importadora, debido a que logísticamente ésta región seguirá aislada del SNG. En términos de demanda por sector, predominará el consumo de gas natural destinado a generación de electricidad al representar 93.4% en 2016

Gráfica 36Saldo del comercio exterior de gas natural, 2006-2016


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

-1,389-1,338-1,148-1,023

-780-539-428-422-408

-913-986

-2,000

-1,500

-1,000

-500

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Importaciones Exportaciones Saldo


126

Cuadro 58Balance nacional de gas natural, 2006-2016. Escenario base

demanda base – oferta media(millones de pies cúbicos diarios)

Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Origen 6,561 7,452 8,078 8,594 8,760 9,327 9,622 9,619 9,715 9,606 9,603 3.9


Gas de PEP para operación1 470 603 479 457 396 318 324 340 351 354 368 -2.4

Gas de PEP para recirculaciones 386 607 650 807 888 987 1,081 1,149 1,188 1,216 1,262 12.6

Gas de PEP directo a Refinación 2 1 - - 4 12 11 8 5 2 - n.a.


Directo de campos 1,152 1,326 1,456 1,403 1,304 1,150 1,117 1,055 1,124 1,092 1,021 -1.2

Etano inyectado a ductos 87 60 131 127 133 130 87 77 68 57 42 -7.1

Otras corrientes 1 0 22 22 23 22 16 5 - - - n.a.

Importación 1,018 1,192 1,320 1,494 1,526 1,940 2,058 2,050 2,014 1,969 1,962 6.8

Importaciones por logística 773 842 640 529 526 565 558 550 514 469 462 -5.0

Importaciones de PGPB por balance 167 11 - - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado 79 340 680 965 1,000 1,375 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500 34.3

Destino 6,563 7,440 8,078 8,594 8,760 9,327 9,622 9,619 9,715 9,606 9,603 3.9



Pemex Exploración y Producción2 744 891 823 806 756 685 687 692 689 680 682 -0.9



Pemex Petroquímica 292 303 304 299 283 314 318 318 309 318 318 0.9

Pemex Corporativo 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.8

Sector petrolero recirculaciones internas3 1,436 1,555 1,626 1,800 1,854 1,889 1,894 1,876 1,831 1,795 1,760 2.1

Sector industrial 1,014 998 1,030 1,061 1,108 1,138 1,196 1,228 1,255 1,278 1,311 2.6

Sector eléctrico 2,390 2,733 2,691 2,753 2,820 3,051 3,362 3,602 3,826 3,883 3,919 5.1

Público 2,059 2,360 2,309 2,371 2,435 2,664 2,975 3,215 3,439 3,496 3,532 5.5

Comisión Federal de Electricidad 836 844 837 733 740 849 1,082 1,288 1,409 1,442 1,448 5.6

Luz y Fuerza del Centro 30 30 65 6 6 6 9 6 7 6 6 -15.1

Productores Independientes de Energía 1,192 1,487 1,407 1,632 1,689 1,810 1,883 1,922 2,023 2,048 2,079 5.7

Privado 331 373 382 382 385 387 387 387 387 387 387 1.6


Exportación de electricidad 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 135 0.0



Sector autotransporte 2 5 6 8 10 11 12 14 15 16 18 24.1

Exportación 33 280 913 1,072 1,098 1,401 1,278 1,027 865 630 572 33.1

Exportación de PGPB 33 280 845 914 918 1,240 1,129 876 713 478 430 29.4

Exportación de Particulares - - 68 158 180 161 149 151 153 153 142 n.a.

Variación de inventarios y diferencias* -2.3 12 - - - - - - - - - n.a.

n.a.: no aplica. 1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir del año 2000.3 Este volumen no será consumido, únicamente se recirculará hacia los pozos productores. * Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


127

dentro de la región. Le seguirá el sector industrial con 5.9% de la demanda regional considerada en el mismo año, alcanzando 29 mmpcd que podrían convertirse en un máximo histórico del sector dentro de la región.

Entre la estructura del abastecimiento de la demanda de la región se prevé que a partir de 2008, con la entrada de la terminal de regasificación en Ensenada, todo el consumo del Estado de Baja California sea cubierto con las importaciones de GNL, mientras que en Sonora se suministrará con importaciones por ductos en la frontera con Estados Unidos.

Al final del periodo prospectivo se espera que 77.9% de las importaciones que cubren la demanda de gas provendrá del GNL. Además, se tiene previsto que con la terminal de regasificación existirá exportación de gas natural que se comercializará en el sur de Estados Unidos, principalmente en Arizona. Dicha exportación llegará a 142 mmpcd hacia el final del período de proyección, alcanzando un máximo de 180 mmpcd en 2010. Cabe señalar que se tiene conocimiento de que la empresa Shell podría comercializar otros 500 mmpcd que arribarían en la misma terminal del proyecto Costa Azul; sin embargo, esta parte del proyecto no se contabiliza en los escenarios prospectivos (véase cuadro 59).

4.6.2 Región Noreste

En el periodo 2006-2016, la región Noreste desarrollará una dinámica en dos aspectos. El primero, en lo que se refiere a comercio exterior, ya que se espera un cambio en las importaciones netas. Entre 2006 y 2008, la región será importadora en términos netos. Posteriormente, en el intervalo de 2009-2012, el saldo del comercio exterior se convertirá en exportador, pese a que en el primer año de este periodo la terminal de Altamira alcance importaciones de GNL de 500 mmpcd. Cabe señalar que, en este periodo se estima que PGPB estaría exportando un volumen histórico máximo de 1,240 mmpcd en 2011 a través de las interconexiones del SNG en Reynosa. Finalmente, el saldo importador neto volvería a presentarse entre 2013-2016.

El segundo aspecto que se observará en la región, es el incremento en la producción esperado hacia 2016, presentando un aumento de 515 mmcpd entre 2006 y 2016. Esta es la expectativa sustentada en el impacto que tendrán los COPF en la cuenca de Burgos, así como la inversión que realizará PGPB en centros procesadores de gas, Burgos y Reynosa, con lo que la oferta en esta región se incrementará en forma importante, y aunado al gas que provenga de la región Sur-Sureste, motivarán la dinámica del comercio exterior antes citada (véase cuadro 60).

4.6.3 Región Centro-Occidente

En esta región se prevé que el consumo de gas natural crecerá 9.9% anualmente, pasando de 565 mmpcd en 2006 a 1,451 mmpcd para 2016. La dinámica del abastecimiento regional se dividirá en dos etapas, entre 2006 y 2010, los flujos de gas que provengan de la región Sur-Sureste cubrirán toda la demanda de los sectores de consumo. Posteriormente, con la entrada en operación de la terminal de Manzanillo en 2011, gran parte del consumo del sector eléctrico se abastecerá con las importaciones de GNL, y PGPB seguirá llevando gas de otras regiones para el suministro del resto del consumo, e incluso para el mismo sector eléctrico.

La región Centro-Occidente se perfila con un crecimiento significativo en su demanda, aproximadamente de 886 mmpcd hacia 2016. Si bien, la intensa actividad esperada en el sector eléctrico representa 786 mmpcd del volumen a incrementar, en esta región se prevé un impulso importante al consumo del sector residencial, que crecería en 2016 más de cinco veces respecto a 2006 (véase cuadro 61).

4.6.4 Región Centro

La demanda de esta región representará 12.6% de la demanda nacional en 2016, lo que implica que tendrá un crecimiento de 491 mmpcd, respecto al consumo de 2006. CFE demandará 54.5% de la demanda regional, derivado principalmente de la repotenciación planeada de algunas unidades en Tula y otras más el Estado de México.


12�

Cuadro 59Balance de gas natural de la región Noroeste, 2006-2016


Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Origen 392 394 462 625 666 672 673 671 670 649 642 5.0


Importación 392 394 462 625 666 672 673 671 670 649 642 5.0


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

Importación de gas natural licuado - - 210 465 500 500 500 500 500 500 500 n.a.


Destino 391 394 462 625 666 672 673 671 670 649 642 5.1


Sector petrolero 1 - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -2.1

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

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

Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -2.1




- - - - - - - - - - - -



Público 226 231 225 299 313 336 347 343 339 317 320 3.5

Comisión Federal de Electricidad 109 108 102 95 94 95 95 89 93 88 92 -1.6



117 123 123 204 219 241 252 253 246 229 227 6.9

Privado 137 137 141 141 144 146 146 146 146 146 146 0.7






Exportación - - 68 158 180 161 149 151 153 153 142 n.a.


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

Variación de inventarios y diferencias* 1 - - - - - - - - - - -

* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


12�

Cuadro 60Balance de gas natural de la región Noreste, 2006-2016


Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Origen 2,069 2,211 2,716 2,849 2,919 3,360 3,346 3,069 2,841 2,769 2,777 3.0





Producción de plantas de PGPB 829 981 993 1,046 1,080 1,216 1,306 1,182 1,105 1,065 1,072 2.6


Etano inyectado a ductos 0 0 9 - - - - - - - - n.a.

Otras corrientes 1 - - - - - - - - - - n.a.

Importación 626 798 858 868 860 893 885 879 844 820 820 2.7


Importaciones de PGPB por balance 167 11 - - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado 79 340 470 500 500 500 500 500 500 500 500 n.a.

De otras regiones - - 281 290 226 485 364 200 36 - - n.a.

Destino 2,059 2,211 2,716 2,849 2,919 3,360 3,346 3,069 2,841 2,769 2,777 3.0



Pemex Exploración y Producción 41 42 41 44 47 53 61 66 72 77 84 7.6





Sector petrolero recirculaciones internas2 47 53 61 77 85 87 87 85 82 79 76 5.0



Público 915 1,058 986 984 1,002 1,093 1,166 1,134 1,049 1,049 1,062 1.5

Comisión Federal de Electricidad 284 303 318 266 225 244 250 214 171 158 145 -6.5


Productores Independientes de Energía 631 755 668 717 777 849 916 920 878 891 917 3.8

Privado 143 175 177 177 177 177 177 177 177 177 177 2.2






Exportación 33 280 845 914 918 1,240 1,129 876 713 478 430 29.4

Exportación de PGPB 33 280 845 914 918 1,240 1,129 876 713 478 430 29.4

A otras regiones 309 39 - - - - - - - 153 177 n.a.

Variación de inventarios y diferencias* 9 - - - - - - - - - - n.a.

n.a.: 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 información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


130

Cuadro 61Balance de gas natural región de la Centro-Occidente, 2006-2016


Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Origen 565 670 717 701 700 813 916 1,079 1,350 1,438 1,451 9.9


Importación - - - - - 375 500 500 500 500 500 n.a.


- - - - - - - - - - - -


- - - - - - - - - - - -


- - - - - 375 500 500 500 500 500 n.a.


Destino 565 670 717 701 700 813 916 1,079 1,350 1,438 1,451 9.9

Demanda regional 565 670 717 701 700 813 916 1,079 1,350 1,438 1,451 9.9

Sector petrolero 69 70 49 54 54 54 54 54 59 59 59 -1.5


- - - - - - - - - - - -

Pemex Refinación 69 69 48 53 52 52 52 52 57 57 57 -1.9


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




- - - - - - - - - - - -



Público 174 268 327 296 283 384 474 626 880 959 958 18.6


95 110 130 54 56 132 229 337 435 464 460 17.1



80 158 197 242 227 251 245 289 445 495 498 20.1

Privado 26 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 1.1


26 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 1.1


- - - - - - - - - - - -



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

Exportación - - - - - - - - - - - -

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


0 - - - - - - - - - - n.a.

n.a.: no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


131

Cuadro 62Balance de gas natural de la región Centro, 2006-2016


Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Origen 643 652 650 657 711 766 923 1,059 1,122 1,135 1,134 5.8


Importación - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 643 652 650 657 711 766 923 1,059 1,122 1,135 1,134 5.8

Destino 643 652 650 657 711 766 923 1,059 1,122 1,135 1,134 5.8

Demanda regional 643 652 650 657 711 766 923 1,059 1,122 1,135 1,134 5.8



- - - - - - - - - - - -



0 1 0 0 3 3 4 3 3 3 3 20.9




- - - - - - - - - - - -



Público 275 262 247 231 274 319 463 583 633 637 624 8.5


244 233 183 225 268 313 454 577 626 631 618 9.7



- - - - - - - - - - - n.a.

Privado 22 30 32 32 32 32 32 32 32 32 32 3.6


22 30 32 32 32 32 32 32 32 32 32 3.6


- - - - - - - - - - - -




Exportación - - - - - - - - - - - -

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


0 - - - - - - - - - - n.a.

n.a.: no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de la CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


132

En el desarrollo de la región en la próxima década, y particularmente en la zona de distribución Valle Cuatitlán-Texcoco-Hidalgo, operarán dos distribuidores al mismo tiempo, lo que podría generar el alcance de madurez al final

del periodo de proyección en sectores como el residencial, servicios y autotransporte, que en conjunto consumirían 67 mmpcd en 2016. Toda la demanda regional, se cubriría con gas de la región Sur-Sureste (véase cuadro 62).

Cuadro 63Balance de gas natural región de la Sur-Sureste, 2006-2016


Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Origen 4,100 4,847 5,181 5,410 5,401 5,405 5,468 5,579 5,740 5,689 5,685 3.3



Gas de PEP para recirculaciones 339 553 590 730 804 900 994 1,064 1,106 1,136 1,186 13.3

Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - - - -


Directo de campos 624 985 977 873 680 527 476 400 421 362 290 -7.4


Otras corrientes - 0 22 22 23 22 16 5 - - - n.a.

Importación - - - - - - - - - - - -


Destino 4,113 4,835 5,181 5,410 5,401 5,405 5,468 5,579 5,740 5,689 5,685 3.3








Sector petrolero recirculaciones internas 1,390 1,501 1,565 1,723 1,769 1,803 1,808 1,791 1,748 1,716 1,684 1.9



Público 469 540 523 561 564 533 524 530 538 535 568 1.9



Productores Independientes de Energía 365 451 419 469 467 468 470 459 453 433 436 1.8

Privado 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 0.2



Sector residencial - - - - - - 0 0 0 0 0 n.a.

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


Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 899 1,283 1,648 1,648 1,637 1,689 1,703 1,839 2,007 1,921 1,908 7.8

Variación de inventarios y diferencias* -12 12 - - - - - - - - - n.a.

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


133

4.6.5 Región Sur-Sureste

Esta región seguirá siendo el centro principal de la oferta nacional de gas natural, ya que casi tres cuartas partes (74.4%) de la oferta del país se desarrollarán en esta región hacia 2016. Un elemento característico de esta región es la gran actividad que tiene el sector petrolero, que representará 81.2% del consumo regional de 2016.

Al ser la región con mayor importancia a nivel nacional, en cuanto a oferta, una de las características que permanecerá en el horizonte de planeación, es que será la única que enviará gas a otras regiones como la Centro, Centro-Occidente y la Noreste en los próximos años. De hecho, a partir de 2007 se prevé que envíe más de 1,000 mmpcd de su producción regional en todo el periodo, e incluso alcance un máximo de 2,007 mmpcd en 2014 (véase cuadro 63).

4.7 Escenarios alternativos

El objetivo de la elaboración de escenarios no es predecir con exactitud los acontecimientos futuros sino explorar posibles tendencias, 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 2007-2016, así como aquellas combinaciones más factibles de ocurrir.

Por el lado de oferta nacional de gas seco se tiene un solo escenario llamado medio, el cual mantiene una serie de inversiones según la cartera de proyectos estimada por PEP. El escenario propuesto de producción de PEP, da origen al escenario medio de oferta de gas seco, y se considera el más factible entre la cartera de proyectos de inversión, ya que contempla las restricciones presupuestales que enfrenta hoy en día Pemex. Con las inversiones acumuladas de PEP por 1,446.5 miles de millones de pesos en el periodo 2007-2016 en el escenario propuesto, y las señaladas en el apartado de inversiones de PGPB, se alcanza una producción promedio de 7,285 mmpcd de gas seco.

El consumo de gas natural representa la contraparte que marca la dinámica del mercado prospectivo. Por tal motivo se presentan tres escenarios de consumo esperados, 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 (véase gráfica 37).

El escenario alto de demanda está fundado bajo la expectativa, de que el PIB del país crecerá a un promedio anual de 4.1% entre 2007 y 2016. Este incremento económico ocasionaría tasas medias de crecimiento de 3.7% en la demanda del mercado nacional para el periodo 2006-2016.

El escenario base o medio de demanda de gas natural está sustentado en un crecimiento promedio de la economía de 3.6% anual en el periodo 2007-2016, alcanzando un volumen de gas natural de 9,031 mmpcd en 2016, a través de crecimientos en la demanda de 3.3% anuales en todo el periodo tomando como año base 2006.

En las proyecciones del escenario de bajo crecimiento, la demanda del gas natural presentaría incrementos de 2.8% anual para el periodo 2006-2016, los cuales serían reflejo de un crecimiento promedio anual de 2.4% en la economía nacional a partir de 2007 hasta el final del periodo de análisis.

Escenario de demanda alta y oferta base

Este escenario alternativo plantea la posibilidad de una oferta con esquemas de inversión e infraestructura que hoy en día son los más factibles, siempre y cuando se cuente oportunamente con los recursos presupuestales. Por un lado, con los proyectos autorizados en la oferta se podría continuar con un crecimiento de 3.3% promedio anual. Por el otro lado, la demanda sería la más dinámica y crecería a 3.7% en el horizonte prospectivo. Este escenario provoca que la brecha de las importaciones


134


Demanda alta – oferta base (millones de pies cúbicos diarios)

Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Origen 6,561 7,456 8,079 8,627 8,787 9,332 9,589 9,561 9,686 9,605 9,617 3.9









Importación 1,018 1,197 1,321 1,527 1,554 1,945 2,024 1,993 1,984 1,967 1,975 6.8


Importaciones de PGPB por balance 167 15 - - - 0 - 0 0 0 - n.a.


Destino 6,563 7,445 8,079 8,627 8,787 9,332 9,589 9,561 9,686 9,605 9,617 3.9









Sector industrial 1,014 1,002 1,040 1,076 1,129 1,164 1,229 1,268 1,301 1,332 1,375 3.1


Público 2,059 2,360 2,309 2,494 2,578 2,892 3,089 3,330 3,598 3,666 3,786 6.3

Comisión Federal de Electricidad 836 844 837 794 792 1,038 1,198 1,349 1,444 1,490 1,488 5.9



Privado 331 373 382 382 385 387 387 387 387 387 387 1.6






Exportación 33 280 903 966 961 1,150 1,095 812 626 400 263 23.2

Exportación de PGPB 33 280 835 814 782 1,002 957 672 477 248 119 13.8



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


135


Demanda baja – oferta base (millones de pies cúbicos diarios)

Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca

2006-2016

Origen 6,561 7,451 8,077 8,546 8,703 9,215 9,465 9,635 9,775 9,647 9,630 3.9









Importación 1,018 1,192 1,319 1,445 1,469 1,828 1,901 2,067 2,074 2,010 1,988 6.9


Importaciones de PGPB por balance 167 11 - - - - - - - - 0 n.a.


Destino 6,563 7,439 8,077 8,546 8,703 9,215 9,465 9,635 9,775 9,647 9,630 3.9









Sector industrial 1,014 987 1,008 1,028 1,064 1,081 1,126 1,145 1,157 1,166 1,181 1.5


Público 2,059 2,360 2,309 2,196 2,156 2,317 2,543 2,805 3,042 3,165 3,285 4.8

Comisión Federal de Electricidad 836 844 837 680 679 699 739 896 1,107 1,283 1,373 5.1



Privado 331 373 382 382 385 387 387 387 387 387 387 1.6






Exportación 33 290 934 1,233 1,368 1,698 1,628 1,544 1,428 1,124 988 40.6

Exportación de PGPB 33 290 866 1,063 1,176 1,536 1,471 1,404 1,290 992 847 38.4



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


136

alcance un máximo de 2,024 mmpcd en 2012, y cierre el periodo de análisis con 1,975 mmpcd en 2016. Una variable que podría hacer factible este escenario es una caída en el precio del gas natural o que el precio del crudo se mantenga elevado, y encarezca el precio de los petrolíferos sustitutos del gas natural (véase cuadro 64).

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 jugaría un papel importante, ya que si los precios del mercado norteamericano se incrementan considerablemente, obligaría a los consumidores a reducir su demanda (véase cuadro 65).

5,500

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

9,000

9,500

10,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Alto

Medio

Bajo

Gráfica 37Escenarios de demanda nacional de gas natural 2006-2016


Fuente: Sener con base en información del IMP.

Capítulocinco

En este capítulo, se mencionan los programas más importantes en materia de ahorro de gas natural, tanto por su alcance como por su impacto en el ámbito nacional. Sin embargo, existen otros que están siendo llevados por diversos organismos y empresas privadas, los cuales no son promovidos directamente por la Comisión Nacional para el Ahorro de Energía (Conae), lo que hace difícil cuantificar en forma consolidada los ahorros que se logran.

Del mismo modo, se presentan las principales acciones emprendidas por la Conae, en temas como la normalización, los programas de eficiencia energética y otras acciones relacionadas con la utilización de la energía renovable en sustitución del gas natural.

5.1 Acciones y programas en materia de uso eficiente del gas natural

De acuerdo con datos del Balance Nacional de Energía1, los sectores energético e industrial utilizan más de 90% del gas natural que se consume en el país, por ello, los programas de ahorro de energía enfocados a estos sectores, adquieren particular relevancia entre la gama de mecanismos para controlar el crecimiento de la demanda de dicho combustible.

Los programas de eficiencia energética en estos sectores pueden significar un aumento en su productividad, mejoras para el medio ambiente, al mismo tiempo que se difunde la cultura del cuidado de la energía entre la población en general. Si bien estos programas no se realizan exclusivamente para ahorrar gas natural, este combustible es el principal energético utilizado dentro

1 Balance Nacional de Energía, Secretaría de Energía.

Ahorro y uso eficiente de gas natural


13�

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.

En este contexto, la Conae promueve la aplicación de un conjunto de acciones y la utilización de las mejores opciones tecnológicas disponibles para el ahorro y uso eficiente del gas natural, a través de:

Normalización de la eficiencia energética.

Programas de eficiencia energética en las empresas energéticas paraestatales y en la industria privada.

Utilización de las energías renovables.

Fomento de la conformación y consolidación de un mercado propio de productos y servicios para el uso eficiente del gas natural.

Formación y apoyo a los recursos humanos que intervienen en la elaboración de programas y proyectos relacionados con el gas natural.

Enlace con organismos capaces de proveer financiamiento a proyectos.

Fortalecimiento de los mecanismos de información que faciliten llevar a cabo este conjunto de acciones.

5.2 Empresas energéticas paraestatales

Los sectores petrolero y eléctrico han sido los consumidores más importantes de gas natural en país y se prevé que en la próxima década lo sigan siendo, con alrededor del 60% de la demanda nacional de este combustible.

Para el caso particular de la CFE, ésta cuenta con el Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico (PAESE), mediante el cual se coordinan y establecen las acciones y programas relacionados con la eficiencia

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•

•

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•

energética en las instalaciones de la propia CFE y en las de los usuarios del servicio eléctrico. Para ello, establece las políticas, normas y lineamientos generales que regulan las acciones en estas materias. De esta forma, el PAESE tiene contemplado la culminación de 46 proyectos de ahorro de energía durante el 2007, en diversas áreas como: centrales generadoras, áreas de transmisión e inmuebles de sus oficinas nacionales, gerencias divisionales y del Centro Nacional de Control de Energía (Cenace), entre otros.

Para el caso de Petróleos Mexicanos, la Conae ha apoyado la operación de su Comité Interno de Ahorro de Energía a través del cual se opera y da seguimiento a su Programa de Eficiencia Energética que incluye un conjunto de protocolos y componentes técnicos conformados principalmente por información, herramientas de cálculo, cursos de capacitación, servicios de asistencia técnica, así como campañas de promoción, todo ello, con el objetivo de proporcionar a los usuarios de energía, los elementos necesarios para identificar y evaluar sus potenciales de ahorro.

Las principales acciones que se siguen en las empresas energéticas paraestatales, son:

Identificación de los consumos energéticos.

Revisión y actualización de los indicadores de consumo de energía.

Desarrollo del sistema de control y seguimiento de indicadores energéticos en función de la producción o actividad sustantiva.

Censo de equipos y diagramas de distribución energética.

Identificación de potenciales de ahorro en uso racional y modernización de instalaciones.

Establecimiento de compromisos y metas por instalación.

•

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•

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•

•


13�

Análisis e identificación de oportunidades en equipos altamente consumidores de energía.

En términos cuantitativos, para 2007, se estima que las empresas energéticas paraestatales obtengan un ahorro en el consumo de gas natural de sus propias instalaciones y procesos, del orden de los 7,600 mmpc/año (21 mmpcd), derivado de la implementación de medidas de eficiencia energética. En el cuadro 66 se presenta la proyección del ahorro que se espera obtener como resultado del aprovechamiento de sus potenciales de ahorro de energía detectados. En este sentido, se espera que para 2016, se logre un ahorro anual de alrededor de 39,000 mmpc/año (107 mmpcd) de gas natural.

• Derivado de la experiencia de 18 años de trabajo, período en donde se realizaron más de dos mil diagnósticos energéticos en diversas empresas, la Conae ha venido perfeccionando su estrategia para atender con mayor efectividad las necesidades particulares de estos usuarios de energía. En este sentido, ha establecido acciones específicas 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.

Esta estrategia, al igual que en las empresas energéticas paraestatales, se pone al alcance de los usuarios de energía, un conjunto 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 para llevar a cabo las 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

Cuadro 66Prospectiva del ahorro de energía

en empresas energéticas paraestatales(millones de pies cúbicos diarios)

Año Ahorro de gas natural

2007 21

2008 25

2009 30

2010 36

2011 43

2012 52

2013 62

2014 75

2015 90

2016 107

Fuente: Conae.

5.3 Industria privada

Durante los últimos años el sector industrial ha sido el segundo consumidor de gas natural en el país, con una participación promedio de 29% del total nacional, debido a las diversas 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.


140

dentro de los sectores industrial y comercial, se espera que los resultados en ahorro de energía tengan impactos crecientes en el ahorro de este combustible.

En el futuro se continuará la instrumentación de estas acciones con lo que se espera para 2007, se logren ahorros de energía del orden de 1,280 mmpc/año (3.5 mmpcd) y para el año 2016 un ahorro anual de alrededor de 1,460 mmpc/año (4.0 mmpcd) de gas natural (cuadro 67).

La Secretaría de Energía, a través de la Conae, expide las NOMs de eficiencia energética, las cuales son elaboradas por el Comité Consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos (CCNNPURRE) y 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 normas de eficiencia energética, donde sólo dos se relacionan con el ahorro de energía térmica y tienen incidencia directa en el ahorro del gas natural: 1) la norma de eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial2. 2) la norma de límites, método de prueba y etiquetado, y la norma de eficiencia energética en aislamientos térmicos industriales3.

Durante 2007, se avanzó significativamente en los trabajos para la actualización de ambas normas. Asimismo, en relación con el anteproyecto de norma para Maquinas tortilladoras mecanizadas (PROY-NOM-019), éste fue recientemente concluido por el grupo de trabajo y aprobado por el CCNNPURRE. En este sentido, está en elaboración la Manifestación de Impacto Regulatorio (MIR), con el fin de someter el anteproyecto a consideración de la Comisión Federal de Mejora Regulatoria para su posterior publicación en el DOF, como proyecto de norma para comentarios públicos durante 60 días naturales, tal como lo marca la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

En el cuadro 68 se muestra la prospectiva de ahorro de energía por la aplicación de las normas de eficiencia energética relacionadas con la energía térmica ya mencionadas. Para el año 2016 se estima lograr ahorros de energía, por equipos acumulados y aislantes térmicos industriales, del orden de 19,337 mmpc de gas natural.

Cuadro 67Prospectiva del ahorro de energía

en empresas privadas(millones de pies cúbicos diarios)

Año Ahorro de gas natural

2007 3.5

2008 3.6

2009 3.6

2010 3.7

2011 3.7

2012 3.8

2013 3.8

2014 3.9

2015 3.9

2016 4.0

Fuente: Conae.

5.4 Normalización de la eficiencia energética

Dentro de las acciones más exitosas que se han implementado en la Conae para el ahorro de gas natural, se encuentra la de la normalización de la eficiencia energética. En este sentido, con la elaboración y aplicación de Normas Oficiales Mexicanas (NOMs) de eficiencia energética se 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 satisfactorio para la economía del país en general y para los sectores de la producción y el consumo, en particular.

2 Se refiere a la NOM-003-ENER-2000.3 Se refiere a la NOM-009-ENER-1995.


141

5.5 Energía renovable

Nuestro país, tanto por su extensión territorial como por su localización geográfica y características orográficas, ofrece condiciones favorables para el desarrollo de proyectos de aprovechamiento de energía renovable que, en general, presentan, una viabilidad técnica y económica creciente. Considerar la internalización de los costos ambientales y los beneficios sociales de los proyectos de energía renovable favorece esta tendencia, y se vislumbra una expansión significativa en el desarrollo de estos proyectos en el mediano y largo plazos.

Con el objetivo de impulsar la utilización masiva de calentadores solares de agua en México, se diseñó el Programa para la Promoción de Calentadores Solares de Agua en México (Procalsol), en el cual se estableció como meta para el 2012, la instalación de 1 millón 800 mil metros cuadrados de calentadores solares en el país.

Los principales objetivos de este programa pueden resumirse en los siguientes puntos:

Impulsar, en los sectores residencial, comercial, industrial y agropecuario de México, el aprovechamiento de la energía solar para el calentamiento de agua a través del fortalecimiento de los mecanismos actualmente en operación y del diseño e implantación de esquemas nuevos e innovadores que lleven adelante a este objetivo.

Garantizar que el crecimiento del mercado del calentamiento solar se lleve a cabo con un nivel de calidad adecuado en los productos y servicios asociados.

Favorecer el desarrollo de la industria nacional, entendida ésta como la que está integrada por fabricantes, diseñadores de sistemas, distribuidores e instaladores de equipos y sistemas.

Promover la adopción de tecnología desarrollada por los centros de investigación nacionales.

•

•

•

•

Cuadro 68Ahorros estimados por la aplicaciónde las NOMs en eficiencia energética


AñoAhorro de gas natural

NOM-003-ENER-20001 NOM-009-ENER-1995 Total de NOM’s

2007 9 9 18

2008 11 10 21

2009 12 12 24

2010 15 13 28

2011 17 14 31

2012 19 15 34

2013 22 16 38

2014 25 18 43

2015 28 19 47

2016 32 21 531 Con la aplicación de esta norma se obtiene ahorros de gas LP y gas natural. Los presentados en la tabla se refieren sólo a la estimación de ahorro directo en gas natural, al considerar una penetración creciente de este combustible en el sector residencial y comercial (11.0% para el 2007 y 17.2% para el 2016). Fuente: Conae, basado en estudios costo/beneficio desarrollados para la justificación para la elaboración de las NOMs.


142

De esta forma, diversas instituciones como la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), la Agencia de Cooperación Técnica Alemana (GTZ, por sus siglas en alemán), el Fideicomiso de Riesgo Compartido (Firco-Sagarpa), el COFER, así como otras instituciones académicas y de investigación y desarrollo, con el respaldo de la Sener, han apoyado el diseño, fabricación y utilización de colectores solares, los cuales representan una de las mejores opciones para la sustitución del gas LP que se utiliza para calentar agua.

De acuerdo al BNE, a través de más de 839.7 mil metros cuadrados de colectores solares planos instalados en el país, en 2006 se generaron 3.9 PetaJoules de energía útil para el calentamiento de agua de albercas y usos sanitarios en hoteles, clubes deportivos, casas habitación,

hospitales e industrias. De este ahorro se estima que sólo el 10.43% corresponda directamente a gas natural y el resto a gas LP.

Para 2016, se espera que operen alrededor de 6.5 millones de metros cuadrados de calentadores solares, que significarán un ahorro equivalente a 21.4 PetaJoules. De esta energía se estima que el 17.2% corresponda directamente a gas natural (10.1 mmpcd) y el resto a gas LP.

5.6 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

Cuadro 69Metros cuadrados instalados de colectores solares y

estimación del ahorro de energía, 2007-2016

Superficie de colectores solares instalados anualmente (miles de

m2)

Superficie total de colectores

solares instalados en operación1

Generación de energía útil por el total equipos en

operación

Superficie total de colectores solares que sustituyen

consumos de gas natural2

Ahorro de gas natural

AñoDesarrollo normal

de mercadoPrograma Procalsol3

(miles de m2) (Peta Joules) (miles de m2) (mmpcd)

2007 125 - 965 4.6 106 1.4

2008 65 155 1,185 5.2 138 1.6

2009 79 251 1,515 6.1 189 2.1

2010 83 347 1,945 7.5 256 2.7

2011 77 443 2,465 9.0 344 3.4

2012 71 539 3,075 10.9 455 4.4

2013 79 634 3,788 13.0 590 5.6

2014 80 730 4,598 15.5 749 6.9

2015 81 826 5,505 18.3 923 8.4

2016 82 922 6,509 21.4 1,122 10.11 Se refiere a la suma de metros cuadrados de colectores instalados durante un año, más los que ya se encuentran en operación y que fueron instalados en años anteriores.2 Estimación basada en el escenario de penetración del gas natural respecto al total (%) en el sector residencial.3 El Procalsol está diseñado para el periodo 2007-2012; sin embargo, se considera que sus efectos repercutan y continúe la tendencia en la instalación de colectores solares para los siguientes años.Fuente: Conae, basados en datos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES) y estudio Procalsol.


143

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 de forma secuencial, electricidad y calor útil para los procesos de que se trate, lo cual 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.

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 representan

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 julio de 2007, la CRE4 tenía registrados 56 permisos bajo la modalidad de cogeneración, de los cuales, 52 se encuentran ya operando, tres en proceso de construcción y uno inactivo. El total de los proyectos en operación representa una capacidad de 2,632 MW y una generación eléctrica de 15,257 GWh/año; el 54% de esta generación, se realizó a base de gas natural. En el cuadro 70 se presenta la generación de energía eléctrica por tecnología utilizada en estos permisos.

5.7 Metodologías para el ahorro de energía

Potencial de ahorro de energía en instalaciones

La metodología se sustenta en comparar, para una misma producción, el consumo de energía en diferentes condiciones de operación del proceso. Los pasos para obtención de la línea base son:

a) Identificación de actividad sustantiva de la empresa (productos).

Cuadro 70Sistemas de cogeneración en operación (julio de 2007)

Tecnología PermisosNo.

CapacidadMW

GeneraciónGWh

Factor de Planta(%)

Combustión interna 10 67 501 77.9%

Ciclo combinado 2 300 2 91.5%

Turbina de vapor 16 835 4 70.0%

Turbina de gas 19 1 7 54.3%

Turbina de Gas y Turbina de Vapor

5 367 1 44.1%

Total 52 3 15 64.1%

Fuente: Conae con datos de la CRE a julio de 2007.

4 Tabla general de permisos autorizados de generación e importación de energía eléctrica, julio de 2007, CRE.


144

b) Recolección de información de consumos y producciones, en períodos (turnos, días, meses, años).

c) Desagregación de tipos de combustible y transformación a unidades comunes (Btu´s, GWh, Joules, etc.).

d) Desagregación de productos a unidades comunes (toneladas, etc).

e) Obtención del Índice de Intensidad Energética (IIE), dividiendo los consumos de energía entre la producción, en períodos definidos.

f) Graficación de varios períodos.

g) Identificación de los menores IIE, los cuales muestran la línea base o tendencia, también conocida como Benchmark.

h) Todos los valores que estén por encima de la línea base o de tendencia, representan potenciales de ahorro de energía, para una acotación de producción.

La elaboración de indicadores requiere que la evaluación de una planta se realice de forma global e integral, considerando los consumos de energía actuales. Este tipo de acciones permitirá entre otras cosas:

Cuantificar el consumo global de energía en instalaciones de proceso.

Establecer un registro de equipos y sistemas consumidores de energía.

Determinar los potenciales de ahorro de energía en equipos y sistemas.

Establecer esquemas para el aprovechamiento de los potenciales de ahorro en instalaciones existentes así como en futuras.

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Ahorro de energía por la aplicación de la NOM-003-ENER vigente

La metodología contempla 3 tipos de aparatos de acuerdo a la norma NOM-003-ENER-2000:

Calentador de agua de almacenamiento

Calentador de agua instantáneo

Calentador de agua de rápida recuperación

La participación en el mercado, de acuerdo con la información de los fabricantes e importadores de estos equipos, se estima como sigue:

Almacenamiento, 71.42%

Rápida recuperación, 22.88% e

Instantáneos, 5.70%

En el estudio de costo beneficio con que se justificó la norma vigente, para el año de 1996 en que entró en vigor, se consideró que se comercializaron 880 mil equipos. Asimismo, en el estudio de costo beneficio se menciona que la eficiencia antes de la entrada de la norma era del 65%, y que se tenía un consumo de Gas LP típico de 0.7 m3/día independientemente del tipo y capacidad de calentador con que se cuente. La presión del gas para las mediciones es de 2.7 kPa, de acuerdo a lo indicado en la NOM-003-ENER.

Para la primera norma de eficiencia térmica en calentadores, se contempló un incremento de la eficiencia del 65 al 70%, por lo que el consumo de combustible sufriría un decremento de 0.70 m3/día a 0.65 m3/día. Para la primera actualización de la norma se contempló incrementar la eficiencia hasta 74% en dos etapas, la primera a 72% a la entrada en vigor de la norma, y la segunda dos años después.

Para determinar el ahorro de combustible se considera que el calentador funciona 365 días al año por

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145

lo consiguiente para la primera etapa el calentador sin norma consume anualmente lo siguiente:

0.7 m3 de GLPx 365 días = 255.5 m3 de GLP/año

Con norma el calentador consume:

0.65 m3 x 365 días = 237.25 m3 de GLP/año

El ahorro de energía por calentador sería:

255.5 m3/año – 237.5 m3/año = 18.25 m3 de GLP/año

Posteriormente, se aplica un gradiente de penetración del gas natural respecto al total que incluye al gas LP, y el ahorro se expresa en términos de gas natural equivalente, y se aplica al número de equipos estimados por año.

La tasa de crecimiento del mercado de estos equipos ha tenido variaciones de un año a otro, sin embargo, los fabricantes estiman que en promedio en los últimos 10 años, se puede considerar de un 3.5 % anual.

Ahorro de Energía por el uso de Calentadores Solares Planos de Agua

De acuerdo con la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES), México cuenta con una radiación solar promedio de 0.018 GJ/m2-día.

Si el equipo funciona los 365 del año, la energía generada por un metro cuadrado será de:

0.018 GJ/m2-día X 365 días= 6.57 GJ/ m2

Dependiendo de los materiales de los equipos, presión de trabajo, ubicación geográfica, condiciones climáticas, entre otros factores, se establece una eficiencia promedio en la generación de energía útil. Para el caso del Procalsol, se consideró una eficiencia del los calentadores solares de agua para uso doméstico e industrial del 50%, lo que representa que por cada m2 de colector solar instalado se podrá obtener:

6.57 GJ/ m2 X 0.5 = 3.28 GJ/m2

El valor obtenido se multiplica por los metros cuadrados de colectores solares que se espera instalar por cada año de la duración del proyecto, como se muestra a continuación:

(2008) 155,485 m2 X 3.28 GJ/ m2= 509,990 GJ

El resultado se deberá de multiplicar por 0.5, como se muestra a continuación:

(2008) 509,990 GJ X 0.50 = 254, 995 GJ

Se considera la utilización de éste factor, dado que la instalación de los sistemas y/o equipos no se realizarán en su totalidad al inicio del ejercicio, si no que se instalarán de manera incremental en el transcurso del año. Para el año subsiguiente el valor se podrá considerar en un 100%, dado que la totalidad de los equipos ya estarán instalados desde el año anterior y por lo cual el potencial de energía se podrá producir en su totalidad.

El proceso anterior se deberá de considerar para cada uno de los años de vida del Procalsol (2008, 2009, 2010, 2011, 2012)5, aunado a que se deberá de considerar a partir del año de 2009 sumar la energía que generarán los colectores instalados el año anterior.

Finalmente, es necesario considerar la vida útil de cada colector instalado, el cual deberá ser retirado del cálculo dependiendo del año cuando se consideró su instalación inicial. Para el Procalsol se consideró una vida útil promedio de los equipos de 15 años. En el caso de la proporción de gas natural también se aplicaron los gradientes de penetración del gas natural respecto al total que considera al gas LP.

5 A pesar de que el programa termina su vida en el año 2012, será necesario reportar la energía generada en el año 2012 hasta el año 2013, lo anterior dado que se seguirá el proceso establecido para los ejercicios anteriores.


146

Gradientes de penetración del gas natural utilizados para el ahorro de energía

Este gradiente es estimado por la Sener, e indica como el gas natural irá participando cada vez mas en el sector residencial y servicios, considerando al gas LP de acuerdo a los crecimientos de demanda en estos sectores en ambos combustibles. Estos gradientes fueron aplicados a la estimación del ahorro por las normas de eficiencia energética y por la instalación de colectores solares.

Cuadro 71Gradiente de penetración del gas natural,

2007-2016(participación porcentual)

Año Factor

2007 10.97

2008 11.69

2009 12.46

2010 13.17

2011 13.96

2012 14.80

2013 15.58

2014 16.30

2015 16.76

2016 17.24

Fuente: Sener.

Notas aclaratorias

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” presentada en algunos cuadros se refiere 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 2005-2006 y tasas medias de crecimiento anual pueden no coincidir en el calculo al usar únicamente los decimales incluidos en los cuadros.

4. Los datos para el último año del periodo histórico (2006) están sujetos a revisiones posteriores.

5. Los términos de importaciones por logística y de importaciones de sistemas aislados se pueden utilizar indistintamente. Cabe señalar que los puntos fronterizos de Chihuahua y Samalayuca se consideran por logística pese a que están conectados a SNG.

6. En esta edición del documento se hicieron revisiones a las cifras estadísticas de las bases de datos históricas (1996-2006) que dan origen a los cuadros de demanda del capítulo tres, por lo que pueden ser diferentes a algunos cuadros de las versiones anteriores de la prospectiva.

7. Los puntos fronterizos que se consideran importaciones por logística son: Tijuana, Mexicali, Los Algodones, Naco, Naco-Agua Prieta, Agua Prieta, Cd. Juárez, Samalayuca y Río Bravo.

AnexounoGlosario de términos

Acuífero Zona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. Para aplicaciones de almacenamiento de gas, un acuífero necesitará estar formado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capa impermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento de gas.

Almacenamiento La actividad de recibir, mantener en depósito y entregar gas natural, que se deposita en instalaciones fijas distintas a los ductos.

Autoabastecimiento Producción de electricidad destinada a satisfacer las necesidades propias de personas físicas o morales o del conjunto de los copropietarios o socios.

Bombeo neumático Sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido de un pozo mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción, o del espacio anular de ésta, y la tubería de revestimiento.

Buque de GNL o metanero

Barco dedicado a transportar gas natural licuado de las plantas de licuefacción a las terminales de almacenamiento.

Calidad del gas natural Composición y conjunto de características físicoquímicas que posee el gas natural de acuerdo con las propiedades siguientes: poder calorífico, índice Wobbe; densidad, factor de compresibilidad; densidad relativa y puntos de rocío.

Cargo por capacidad Porción de la tarifa basada en la capacidad reservada por el usuario para satisfacer su demanda máxima en un periodo determinado.

Cargo por conexión Porción de la tarifa basada en un monto fijo por el costo de conexión al sistema.

Cargo por servicio Porción de la tarifa asociada con los costos inherentes a la prestación del servicio de transporte, almacenamiento y distribución para un usuario específico.

Cargo por uso Porción de la tarifa basada en la prestación del servicio que refleja el uso del sistema de acuerdo al volumen de gas conducido o consumido a cuenta del usuario.

Casquete de gas Parte superior del yacimiento en un depósito único que contiene gas y aceite, donde el gas se almacena a menudo.


150

Ciclo combinado Tecnología que utiliza gas natural como combustible para generar energía eléctrica. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustión del gas natural pasan a través de una turbina de gas para generar electricidad. En la segunda, se aprovecha la energía calorífica de los gases de escape, mediante un intercambiador, para producir vapor y alimentar una turbina de vapor para generar aún más electricidad.

Cogeneración Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles a los procesos industriales. Normalmente energía eléctrica y energía térmica.

Combustible Material que, al combinarse con el oxígeno, se inflama con desprendimiento del calor. Sustancia capaz de producir energía por procesos distintos al de oxidación (tales como una reacción química), incluyéndose también los materiales fisionables y fusionables.

Compresión Energía mecánica que se aplica al gas natural para su transporte a grandes distancias en mayor volumen.

Compresor Equipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar la presión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.

Criogénica Planta que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y elimina cualquier componente del gas que pudiera afectar los sistemas de transporte y distribución, como son el dióxido de carbono, el vapor de agua y los hidrocarburos pesados.

Derecho de vía Franja de terreno donde se alojan las tuberías, requerido para la construcción, operación, mantenimiento e inspección de los ductos para el transporte de gas natural.

Directivas Disposiciones de carácter general expedidas por la CRE, tales como criterios, lineamientos y metodologías, a que deben sujetarse las ventas de primera mano y las actividades de transporte, almacenamiento y distribución de gas.

Día de gas Periodo consecutivo de 24 horas que comienza a las 9:00 horas de un día determinado y termina a las 9:00 horas del día siguiente tiempo del centro de México.

Distribución Actividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gas natural por medio de ductos dentro de una zona geográfica.

Distribuidor Titular de un permiso de distribución.

Ducto(s) Sistema de tuberías para transportar y distribuir el gas natural (véase gasoducto).

Encogimiento de gas Disminución del volumen de una mezcla gaseosa de metano (CH4)

y otros hidrocarburos ligeros, por la extracción de éstos mediante cambios de presión y temperatura.


151

Endulzadora Planta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se aplica a las mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminar los compuestos de azufre indeseables o corrosivos, y para mejorar su color, olor y estabilidad.

Endulzamiento Es el proceso donde se remueven los contaminantes como el ácido sulfhídrico y el dióxido de carbono del gas húmedo amargo recibido de los pozos productores. Este proceso consiste en la absorción selectiva de los contaminantes mediante una solución acuosa a base de aminas, la cual circula en un circuito cerrado donde es regenerada para su contínua utilización.

Gas a bombeo neumático Gas seco utilizado en los sistemas de recuperación secundaria de petróleo crudo.

Gas amargo Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación.

Gas asociado Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

Gas dulce Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes.

Gas húmedo Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite sus proceso comercial.

Gas licuado de petróleo (gas LP)

Mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por butano y propano.

Gas natural Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden decreciente de cantidad son el metano, etano, propano, butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos, generalmente contiene ácido sulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua como impurezas. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas, mediante el uso de solventes o absorbentes. Para poderse comprimir y transportar a grandes distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano, pentano, butanos y propano y en ocasiones el etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas naturales o a los líquidos del gas natural, para lo cual se utilizan los procesos criogénicos.

Gas natural comprimido Gas natural seco almacenado a una presión de 200-250 atmósferas en estado gaseoso en un recipiente.


152

Gas natural licuado Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que

ha sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte y almacenamiento.

Gas no asociado Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Gas seco Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso.

Gasificación Producción de combustible gaseoso a partir de combustible sólido o líquido.

Gasoducto Sistema o conjunto de instalaciones que sirven para transportar el gas natural, procedente de los centros productores o de las plantas de tratamiento y utilización de gases, a los centros de distribución o a los usuarios de grandes volúmenes.

Henry Hub Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. Se utiliza como referencia para establecer los contratos de futuros del gas natural que son negociados en el NYMEX (New York Mercantile Exchange).

Importaciones por balance

Importaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la demanda, en el Sistema Nacional de Gasoductos de PGPB.


Son aquellas que se realizan en puntos fronterizos con el fin de abastecer demanda que no puede tener acceso a producción nacional, por infraestructura o costos de transporte.

Licuefacción del gas Proceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura de -162°C, con lo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose en líquido. El gas natural licuado resultante es entonces transportable en buques diseñados para tal propósito, o puede ser almacenado en tanques.

Líquidos del gas natural Hidrocarburos más pesados que acompañan al gas natural y que se separan de él para facilitar su compresión y manejo en ductos. Se separan en plantas de absorción en donde el gas natural pasa por una torre empacada en la cual el propano, butano y más pesados se absorben en una nafta ligera y deja libre el metano y etano, o en plantas más modernas y eficientes llamadas criogénicas en las cuales mediante un sistema de refrigeración se enfría la mezcla hasta -90ºC para separar el metano y posteriormente fraccionar los líquidos en etano, propano, butanos y gasolinas naturales. Es la mayor fuente de etano para la industria petroquímica y de gas licuado del petróleo empleado como combustible o como materia prima petroquímica.

Mercado Spot Mercado internacional en el que gas natural, el petróleo o derivados se intercambian para entrega inmediata al precio vigente.


153

Metano Gas que cuando se encuentra puro es incoloro, inodoro e insípido, más ligero que el aire. Su temperatura de condensación a la presión normal (1 atmósfera) es de -161.5º C.; en mezcla de 5 a 15 por ciento en volumen con aire forma una mezcla explosiva. Es el primer miembro de la serie de los hidrocarburos saturados (también conocidos como parafinas o alcanos); su fórmula condensada es CH

4. Se le conoce, incluso, como gas de los pantanos por generarse

allí como producto de la descomposición anaeróbica de materia orgánica. Es el principal componente del gas natural, con más del 90% en volumen. También se obtiene en la destilación de la hulla.

Netback Método para determinar el precio del gas natural en el punto de entrada al mercado, ya sea en la frontera por donde se importa o en la región productora. El precio se calcula partiendo del precio final al consumidor, menos el descuento de los costos de transporte y distribución.

Normas Oficiales Mexicanas

Normas de carácter obligatorio que expiden las dependencias competentes sujetándose a lo dispuesto por la Ley Federal sobre Metrología y Normalización.

Permisionario Titular de un permiso de transporte, almacenamiento o distribución.

Pie cúbico Unidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gas natural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gas natural es igual a 1,000 unidades térmicas británicas en condiciones estándar de atmósfera y temperatura.

Poder calorífico Es la cantidad de calor liberado por unidad de masa, o por unidad de volumen, cuando una sustancia es quemada completamente. Los poderes caloríficos de los combustibles sólidos y líquidos se expresan en calorías por gramo o en BTU por libra. Para los gases, este parámetro se expresa en kilocalorías por metro cúbico o en BTU por pie cúbico

Pozo de desarrollo Pozo perforado en un área probada con el fin de producir hidrocarburos.

Pozo exploratorio Pozo que se perfora sin conocimiento detallado de la estructura rocosa subyacente con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explotación sea económicamente rentable.

Precio ajustado por costos de transporte

Precio que resulta de tomar una referencia de mercado y ajustarla por los costos de conducir el gas al punto de venta.

Precio máximo de adquisición

El cargo máximo que los distribuidores podrán hacer a los usuarios finales por los conceptos de adquisición, transporte y almacenamiento de gas.


154

Proceso criogénico Éste proceso se recibe el gas dulce húmedo del proceso de endulzamiento o directamente de los campos productores. El gas dulce húmedo pasa a una sección de secado donde se remueve el agua casi en su totalidad. Posteriormente es enfriado por corrientes frías del proceso y por un sistema de refrigeración mecánica externo. Mediante el enfriamiento es posible la condensación de los hidrocarburos pesados (etano, propano, butano, etc.) los cuales son separados y enviados a rectificación en la torre desmetanizadora. El gas obtenido en la separación pasa a un turboexpansor, donde se provoca una diferencial de presión (expansión) súbita, enfriando aún más esta corriente la cual se alimenta en la parte alta de la torre desmetanizadora.

Proceso de fraccionamiento

Recibe líquidos del gas del proceso criogénico y condensados dulces que pueden provenir de las plantas endulzadoras de líquidos o directamente de los campos productores. Consiste en varias etapas de separación, mediante la operación de destilación, en cada una de las cuales se separa un producto diferente. En la primera sección se separa el etano, en la segunda el gas LP (propano y butano) y finalmente la nafta (pentanos, hexanos y mas pesados).

Producción independiente de energía

La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, y cuya energía será destinada exclusivamente a su venta al suministrador o a la exportación.

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.


155

Región Sur Se encuentra localizada en la porción Sur de la república Mexicana, y geográficamente abarca los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo. Esta región cuenta con cinco activos de producción que son Bellota-Jujo, Macuspana, Cinco Presidentes, Samaria-Luna y Muspac; además toda la región forma parte de los activos de exploración.

Reserva remanente Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.

Reservas posibles Volumen de hidrocarburos cuya formación geológica y de ingeniería sugiere que es segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de reservas probadas, probables, más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas serán iguales o mayores.

Reservas probables Son aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar serán iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables.

Reservas probadas Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

Servicio de almacenamiento

Es la recepción de gas en un punto del sistema de almacenamiento y la entrega, en uno o varios actos, de una cantidad similar en el mismo punto o en otro contiguo del mismo sistema.

Servicio de distribución Es la comercialización y entrega de gas natural por el distribuidor a un usuario final dentro de su zona geográfica, o la recepción de gas en el punto o los puntos de recepción del sistema de distribución y la entrega de una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema.

Servicio de distribución con comercialización

Servicio de distribución simple y la comercialización del gas natural dentro de una zona geográfica.

Servicio de distribución simple

Recepción de gas natural en el punto o los puntos de recepción del sistema de distribución y la entrega de una cantidad similar en un punto distinto del mismo sistema.


156

Servicio firme flexible o SFF

Modalidad de entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el adquirente a recibir cantidades de gas que podrán ser diferentes para cada día de gas durante el periodo de entrega de acuerdo con un programa mensual de recepciones. Las cantidades de gas para cada día de gas establecidas en el programa mensual de recepciones no podrán ser modificadas o canceladas una vez entregado dicho programa.

Servicio público de energía eléctrica

El efectuado por la CFE y LFC, que incluye la planeación del sistema eléctrico nacional; la generación, conducción, transformación, distribución y venta de energía eléctrica, y la realización de todas las obras, instalaciones y trabajos que requieran la planeación, ejecución, operación y mantenimiento del sistema eléctrico nacional. No se considera servicio público el que señala el Artículo 3º de la LSPEE.

Tarifas Lista de precios para cada clase y modalidad de servicio que preste un permisionario.

Tarifa convencional Cargos pactados libremente por el usuario y el permisionario para un servicio determinado.

Tarifa volumétrica Tarifa de distribución con comercialización que se cobra a los usuarios finales y que combina los cargos por capacidad y por uso, y que depende del volumen consumido.

Tasa de restitución de reservas

Indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es el cociente que resultad de dividir los nuevos descubrimientos por la producción durante un periodo de análisis, y generalmente es referida en forma anual y expresada en términos porcentuales

Tomar o pagar (Take or pay)

Cláusula contractual que obliga al comprador de gas a pagar al vendedor el valor de la cantidad de gas contratada durante el periodo fijado, ya sea que lo reciba o no lo reciba.

Transporte Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos, a personas que no son usuarios finales.

Usuario Persona que utiliza o solicita los servicios de un permisionario.

Usuario final Persona que adquiere gas para su consumo.

Ventas de primera mano Primera enajenación del gas de origen nacional, que efectúe Pemex a favor de un tercero, para ser entregada en territorio nacional.

Zona geográfica Área delimitada por la CRE para efectos de distribución.

Anexodos

El Instituto Mexicano del Petróleo desarrolla las metodologías de estimación de la demanda de gas natural para los sectores industrial, residencial, servicios, transporte y autogeneración de energía eléctrica.

Las técnicas y procedimientos de estimación de la demanda dependen del sector al que se esté investigando. Para efectos de proyección se hace uso de modelos estadísticos, econométricos y de optimización.

La demanda prospectiva de gas natural considera las expectativas de crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) sectorial y estatal en tres escenarios: alto, base y moderado, así como un escenario de precios al público.

A.2.1 Escenarios: PIB

Las expectativas de la actividad económica estatal y regional reflejan por un lado las políticas económicas aplicadas a nivel nacional y, por otro lado, consideran diversos elementos de carácter coyuntural en la economía mundial. Los principales supuestos del escenario base para el PIB son:

Criterios Generales de Política Económica 2007, elaborados por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

Crecimiento de la economía de los Estados Unidos de 2.5% en el 2007 y 2.8% en el horizonte de proyección.

Libre flotación cambiaria.

Política monetaria neutral y flexible.

•

•

•

•

Metodología para la proyección de la demanda de gas natural 2007-2016


15�

Inversión extranjera directa de 14 mmd en el 2007 y 18.6 mmd en el horizonte de proyección.

El escenario alto considera un crecimiento anual promedio de 3.7%, el base 3.2% y el moderado 2.1% (véase gráfica A.2.2).

• Por sector de demanda la perspectiva de crecimiento promedio en el periodo 2007-2016 es el siguiente: transporte 4.8%, manufacturero 3.9%, servicios 3.8%, industrial 3.4% y agropecuario 2.2% (véase gráfica A.2.3).

Gráfica A.2.1Evolución del PIB regional a costo de factores1, escenario base, 1996-2016

(tasas de crecimiento)

1 El PIB a costo de los factores excluye los impuestos sobre la producción e incluye los subsidios.Fuente: IMP, con base en información de Capem e INEGI.

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

Nacional Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Sureste

Gráfica A.2.2Escenarios del PIB a costo de factores1, promedio ponderado regional, 2006-2016

(tasas de crecimiento)

1 El PIB a costo de los factores excluye los impuestos sobre la producción e incluye los subsidios.Fuente: IMP, con base en información de Capem e INEGI.

0%

1%

2%

3%

4%

5%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Moderado promedio: 2.1%

Alto promedio: 3.7%

Base promedio: 3.4%


15�

A.2.2 Sectores residencial y servicios

La proyección de la demanda de combustibles en los sectores residencial y servicios se basa en el crecimiento económico, en los precios promedios ponderados de los combustibles que se demandan, en los días de calefacción, en la eficiencia de calentadores y estufas y en la sustitución de gas por electricidad derivada del uso de hornos de microondas, como factores principales. La estimación de la demanda de los sectores residencial y servicios de gas natural se realiza para cada uno de los 21 distribuidores en operación y de las posibles Zonas Geográficas (ZG) de distribución de gas natural nuevas (Cuernavaca, Mérida y Veracruz), con base en una función de distribución acumulativa que simula en términos probabilísticos la penetración de gas natural. Estas curvas se construyen a partir de los compromisos quinquenales de los distribuidores con la CRE y de la madurez de cada ZG. En el caso de la leña, la estimación de la demanda futura parte del uso de un modelo econométrico, que considera

en cada entidad federativa el porcentaje de hogares que usa gas para cocinar y el grado de urbanización.

Por otro lado, la demanda de gas LP en el sector residencial se calcula como la diferencia entre la demanda total de combustibles del sector (gas natural, gas LP y leña) y las proyecciones individuales de gas natural y leña.

Con base en lo anterior, la especificación del modelo econométrico para estimar la demanda conjunta de combustibles del sector residencial es la siguiente:

In((GNRit + LPR

it )* FE

t + LAR

it ) = a

i + b* ln(PIB)

it

+d* ln(PRECIO)t + l* ln(TP15)

it + e

it

Donde:

GNR = demanda regional de gas natural, sector residencial.

Gráfica A.2.3Evolución del PIB sectorial a costo de factores1, promedio ponderado regional,

escenario base, 1996-2016 (tasas de crecimiento)

1 El PIB a costo de los factores excluye los impuestos sobre la producción e incluye los subsidios.Fuente: IMP, con base en Capem e INEGI.

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

Manufacturero Industrial

Servicios Transporte

Agropecuario


160

LPR = demanda regional de gas LP, sector residencial.

LAR = demanda regional de leña, sector residencial.

PIB = producto interno bruto real regional a costo de factores.

PRECIO = precio promedio ponderado nacional del gas natural y gas LP, sector residencial.

TP15 = número de días de calefacción (temperatura promedio diaria menor a 15° C).

i = subíndice de región.

t = subíndice de tiempo.

e= variable aleatoria.

FE = factor de eficiencia que, multiplicado por el volumen, expresa la demanda en términos de unidades de servicio al consumidor.

La especificación del modelo para determinar el porcentaje de los hogares que usa gas natural o gas LP y no leña en el sector residencial es el siguiente:

In(GAS)it = b* ln(URB)

it +d* D + e

t

Donde:

GAS = porcentaje de hogares que utiliza gas LP o gas natural.

URB = porcentaje de la población estatal que vive en poblaciones con más de 2,500 habitantes (zonas urbanas).

d = vector de coeficientes.

D = vector de variables dicotómicas correspondientes a los estados.

i = subíndice de estado.


e = 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.

La especificación del modelo para estimar la demanda conjunta de combustibles del sector servicios es la siguiente:

In((GNSit + LPS

it) * FES

t) = a

i + b* ln (PIBS)

it + d*

ln (PRECIO)t + l* ln (TP15)

it + e

it

Donde:

GNS = demanda regional de gas natural, sector servicios.

LPS = demanda regional de gas LP, sector servicios.

PIBS = producto interno bruto real regional a costo de factores del sector servicios.

PRECIO = precio promedio ponderado nacional del gas natural y gas LP, sector servicios.

TP15 = número de días de calefacción (temperatura promedio diaria menor a 15° C).

i = subíndice de región.


e = variable aleatoria.

FES = factor de eficiencia que, multiplicado por el volumen, expresa la demanda en términos de unidades de servicio al consumidor.

La elasticidad-ingreso obtenida en el modelo de demanda del sector residencial indica que a medida que aumenta el ingreso en 1% la demanda de combustibles


161

aumentará en 0.31%, mientras que la elasticidad-precio de la demanda refleja que a medida que baja el precio en 1% la demanda aumentará en 0.06%. Por otro lado, a medida que aumenten los días de calefacción en 10% la demanda aumentará en 0.5% (véase cuadro A.2.1).

En el modelo del sector servicios la elasticidad-ingreso de la demanda muestra que a medida que aumenta el

ingreso en 1% la demanda de combustibles aumentará en 0.72%. Asimismo, la elasticidad-precio de la demanda refleja que a medida que baja el precio en 1% la demanda aumentará en 0.37%. Por otro lado, el coeficiente de los días de calefacción expresa que a medida que aumentan los días de calefacción en 10% la demanda de combustibles aumentará en 0.6% (véase cuadro A.2.2).

Cuadro A.2.1Resultados del modelo de demanda conjunta de gas natural, gas LP y leña para el sector residencial

VariableCoeficientes

comunesNoroeste Noreste

Centro-Occidente

Centro Sur-Sureste R2

PIB 0.31 - - - - -

0.99

Estadístico t 4.46 - - - - -

PRECIO -0.06 - - - - -

Estadístico t -1.90 - - - - -

TP15 0.05 - - - - -


Intercepto - 3.21 3.66 4.08 4.32 4.16

Estadístico t - 18.23 16.17 17.55 14.97 19.79

Fuente: IMP, con base información de Banxico, Conagua, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Cuadro A.2.2Resultados del modelo de demanda conjunta de gas natural y gas LP para el sector servicios

VariableCoeficientes comunes

Noroeste NoresteCentro-Occidente

Centro Sur-Sureste R2

PIBS 0.72 - - - - -

0.90


PRECIO -0.37 - - - - -

Estadístico t -2.24 - - - - -

TP15 0.06 - - - - -


Intercepto - 1.74 2.07 1.74 2.08 1.65

Estadístico t - 2.52 2.82 2.24 1.94 2.49

Fuente: IMP, con base información de CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.


162

A.2.3 Sector industrial

El consumo prospectivo de gas natural en el sector industrial se determina con base en un modelo integral, que abarca gas natural, combustóleo, coque de petróleo, diesel y gas LP. Por un lado, se determina un patrón de comportamiento intertemporal con el uso de la curva de posibilidades tecnológicas y, por otro, se calcula la sustitución de otros combustibles por gas natural.

Las ramas de actividad que integran el sector industrial son muy diversas en cuanto a innovación tecnológica

e intensidad energética. Las proyecciones se realizan por grupos de ramas; la agrupación se muestra en el cuadro A.2.3. En la presente versión la estimación de la demanda se realizó con un mayor detalle determinando adicionalmente el consumo futuro de los grupos de ramas siguientes: productos metálicos, maquinaria y equipo, textil, minería y cerveza y malta. El consumo de gas natural en el sector agropecuario es tan pequeño que se incluye con el grupo “resto de las ramas del sector industrial”.

Cuadro A.2.3Agrupación de ramas sector industrial

Grupo Rama

Industrias básicas de metales 46 y 47

Química 33 a 42

Productos metálicos, maquinaria y equipo 48 a 58

Vidrio y productos de vidrio 43

Alimentos, bebidas y tabaco 11 a 20, 22 y 23

Productos de minerales no metálicos 45

Papel y cartón, imprentas y editoriales 31 y 32

Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 24 a 28

Minería 5 a 10

Cerveza y malta 21

Cemento hidráulico 44

Resto de las ramas 1 a 4, 29, 30, 59 y 60

Fuente: IMP, con base en información de INEGI.

La estimación tendencial se fundamenta en la llamada Curva de Posibilidades Tecnológicas1 que estima la penetración de nuevas tecnologías y su contribución a la eficiencia promedio, elementos necesarios para la estimación del consumo de gas natural para los grupos de ramas. La formulación se basa en una curva que muestra una simulación de los cambios en la intensidad energética en el tiempo. Esta función matemática fue desarrollada para cada grupo de ramas, considerando que cada una de ellas tiene diferentes grados de intensidad energética e innovación tecnológica.

La determinación de las cantidades probables de sustitución de combustóleo y gas LP por gas natural contempla la posible constitución de las ZG Cuernavaca, Mérida y Veracruz y la extensión de la ZG Cuautitlán-Texcoco a Hidalgo.

A.2.4 Sector autotransporte

La estimación de la demanda de GNC se determina conjuntamente con la demanda de gasolina, diesel y gas LP. En un modelo integral se consideran aspectos técnicos y económicos que determinan la demanda de combustibles en el sector. La elección del consumidor ante diferentes opciones de transporte es simulada acorde con la teoría microeconómica. Por su parte la elección del

1 Technology Possibility Curve desarrollada por Department of Energy de los Estados Unidos.


163

combustible se lleva a cabo al elegir el tipo de vehículo y, consecuentemente, la tecnología asociada a diferentes combustibles. Esta decisión es una acción probable que el consumidor tomará bajo ciertas condiciones de precios de combustibles, rendimientos y precios de vehículos.

El modelo consiste de 5 módulos:

Módulo de la demanda kilómetros-pasajero

y kilómetros-tonelada por modalidad. Las preferencias del consumidor y de las empresas sobre diferentes opciones de transporte son presentadas por medio de un árbol de elección. Las demandas Marshallianas2 con base en el ingreso, los precios y los costos determinan la cantidad de kilómetros pasajeros en cada una de las categorías de elección. Este resultado servirá para estimar el parque vehicular necesario para cubrir dicha demanda.

Módulo de parque vehicular. La demanda de transporte del módulo anterior proporciona, bajo ciertos supuestos de recorridos y de pasajeros por vehículo y carga por vehiculo, el parque vehicular requerido. Se resta del parque existente los vehículos que salen de circulación; de la diferencia de este parque y el requerido se obtiene una estimación de la suma de las ventas de vehículos nuevos y la importación de vehículos usados.

Módulo de eficiencias. Una base de datos sobre los rendimientos históricos y futuros en conjunto con el parque vehicular determina las eficiencias promedio por tipo de vehículo.

Módulo de elección tecnológica. Criterios financieros sobre los beneficios económicos de adquirir una tecnología determinan la probabilidad de penetración de las diferentes alternativas lo cual implica a su vez la elección de combustible.

•

•

•

•

Módulo de combustibles. La combinación de los módulos anteriores permite calcular la demanda de combustibles.

•

2 Ver Microeconomic Theory. Nicholson W., Mc Graw Hill. E.U.A.1997.

Anexotres

Cuadro A.3.1Demanda nacional de gas natural por estado, 1996-2016


Estado 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016tmca

2006-2016

Aguascalientes - - - 4.6 9.9 12.6 19.5 20.9 22.4 23.8 25.3 7.2

Baja California - 5.7 36.4 100.1 226.8 282.8 283.9 319.9 350.9 347.1 357.6 2.4

Baja California Sur - - - - - - - - - - - -

Campeche 428.4 663.0 740.0 878.5 1,253.3 1,549.8 1,657.0 1,544.0 1,231.0 1,062.7 948.6 -4.8

Coahuila 152.5 141.7 142.2 145.0 128.0 129.7 138.0 152.4 157.6 168.5 260.1 7.2

Colima - - - - - - - - 176.5 388.6 423.3 n.a.

Chiapas 248.2 285.3 304.7 359.3 358.2 471.9 550.7 544.9 572.3 541.4 522.0 1.0

Chihuahua 106.7 131.2 180.8 213.0 220.6 229.6 249.7 236.9 285.0 245.7 233.6 0.2

Distrito Federal 54.4 54.9 97.0 54.8 58.9 55.6 59.7 60.4 66.7 72.5 78.7 3.5

Durango 36.4 41.4 49.6 45.3 39.0 98.6 88.4 102.1 120.8 110.3 92.7 -0.6

Guanajuato 85.4 94.3 80.4 171.5 192.6 217.7 201.2 177.7 192.9 186.0 181.5 -1.8

Guerrero - - - - - - - - - - - -

Hidalgo 115.6 162.9 192.7 146.0 207.7 181.6 168.3 186.9 259.5 412.1 409.1 8.5

Jalisco 50.4 59.1 57.8 53.5 45.2 48.0 55.1 60.3 68.2 223.8 256.5 18.3

México 229.1 272.9 232.1 315.9 275.3 300.9 321.3 307.5 436.5 466.5 470.5 4.6

Michoacán 85.7 124.7 129.9 97.6 136.2 134.5 132.0 138.9 144.4 150.1 154.2 1.4

Morelos - - - - - - 0.0 0.0 0.0 6.4 6.4 n.a.

Nayarit - - - - - - - - - - - -

Nuevo León 371.2 415.4 501.0 529.2 560.0 607.0 610.7 618.5 725.5 730.0 741.0 2.0

Oaxaca - - - 0.0 0.0 1.4 1.0 11.1 11.2 11.3 11.3 23.4

Puebla 72.5 71.8 66.6 71.9 87.4 87.8 80.8 135.5 138.7 141.3 145.6 5.2

Querétaro 60.6 71.5 105.4 125.1 110.4 121.2 139.7 111.6 115.0 112.5 107.9 -1.2

Quintana Roo - - - - - - - - - - - -

San Luis Potosí 5.3 9.8 16.2 19.6 25.8 30.8 169.4 191.0 196.6 265.2 302.0 25.7

Sinaloa - - - - - - - - - - - n.a.

Sonora 11.7 9.8 24.0 53.9 85.0 108.7 110.0 166.1 173.0 169.8 141.5 2.7

Tabasco 286.9 284.6 291.2 257.9 236.2 213.3 175.5 186.1 221.0 255.4 265.2 2.2

Tamaulipas 192.8 206.9 279.1 374.8 536.0 653.0 784.8 890.7 927.6 873.8 843.1 2.6

Tlaxcala 14.0 15.5 20.2 16.1 16.9 16.8 19.9 20.9 21.9 22.9 23.9 3.6

Veracruz 986.1 937.7 740.3 709.7 824.7 868.8 989.6 1,310.4 1,552.6 1,654.1 1,809.8 7.6

Yucatán - - 38.5 107.9 88.5 108.7 159.0 167.0 176.9 208.0 219.5 7.3

Zacatecas - - - - - - - - - - - -

Total nacional 3,5�3.7 4,060.0 4,326.3 4,�51.1 5,722.5 6,530.7 7,165.5 7,661.5 �,344.6 �,�4�.� �,031.0 3.3

n.a.: no aplica.Fuente: IMP con base en información de CRE, PGPB y empresas particulares

Estadísticas de demanda estatal por sector


166

Cuadro A.3.2Demanda de gas natural de los sectores industrial y autogeneración de electricidad, por estado, 1996-2016


Estado 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016tmca

2006-2016

Aguascalientes - - - 4.6 9.7 11.3 19.0 20.2 21.3 22.3 23.4 7.6

Baja California - 5.7 10.4 9.3 10.2 13.8 16.8 20.7 23.6 24.5 25.2 6.2

Baja California Sur - - - - - - - - - - - n.a.

Campeche - - - - - - 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 n.a.

Coahuila 147.9 135.6 130.6 102.6 92.9 88.7 90.7 100.9 105.4 109.4 114.3 2.6

Colima - - - - - - - - - - - n.a.

Chiapas - - - - - - - - - - - n.a.

Chihuahua 33.5 37.0 37.8 28.1 25.4 31.0 31.5 33.3 35.4 37.1 39.0 2.3


Durango - 0.1 2.4 5.0 5.7 8.5 8.3 8.8 9.2 9.6 10.1 1.7

Guanajuato 21.8 19.8 24.9 40.9 35.7 37.7 38.2 40.2 42.4 44.4 46.5 2.1

Guerrero - - - - - - - - - - - n.a.

Hidalgo 24.8 28.9 34.1 23.3 23.2 26.2 35.5 36.0 36.3 36.7 37.1 3.5

Jalisco 50.2 58.5 57.6 53.3 44.3 46.7 51.2 53.4 55.8 58.0 60.5 2.6

México 107.5 114.2 64.9 124.9 125.3 132.5 138.9 145.4 151.8 158.4 165.4 2.2

Michoacán 85.7 124.7 129.9 97.6 136.2 134.5 132.0 138.9 144.4 150.1 154.2 1.4

Morelos - - - - - - 0.0 0.0 0.0 6.4 6.4 n.a.

Nayarit - - - - - - - - - - - n.a.

Nuevo León 217.1 232.4 250.9 250.4 334.5 308.3 323.7 346.9 357.5 366.8 378.4 2.1

Oaxaca - - - 0.0 0.0 1.4 1.0 1.1 1.1 1.2 1.3 -0.7

Puebla 36.8 38.1 36.8 45.8 54.4 55.6 57.3 59.9 62.1 64.5 67.5 2.0

Querétaro 31.0 41.4 50.1 48.9 42.6 54.4 57.9 60.9 64.4 67.6 71.1 2.7

Quintana Roo - - - - - - - - - - - n.a.

San Luis Potosí 5.3 9.8 16.2 19.3 24.7 29.6 31.1 33.0 35.3 37.5 39.7 3.0

Sinaloa - - - - - - - - - - - n.a.

Sonora 10.1 8.3 10.3 11.9 11.1 13.9 13.5 13.7 14.3 14.7 15.1 0.8

Tabasco 4.5 5.2 7.2 4.6 7.0 2.9 3.0 2.8 2.7 2.5 2.4 -2.0

Tamaulipas 30.6 53.7 72.5 68.3 68.9 77.8 84.5 86.9 89.9 92.7 95.6 2.1

Tlaxcala 14.0 15.5 20.2 16.1 16.9 16.8 19.9 20.9 21.9 22.9 23.9 3.6

Veracruz 104.4 104.2 91.5 91.4 68.7 79.3 81.2 85.0 117.7 121.5 126.3 4.8

Yucatán - - - 2.7 1.1 1.1 1.0 6.8 11.9 12.0 12.1 27.3

Zacatecas - - - - - - - - - - - n.a.

Total nacional �6�.6 1,07�.� 1,133.7 1,0�7.5 1,17�.4 1,20�.4 1,276.3 1,357.7 1,447.� 1,506.2 1,563.1 2.6

n.a.: no aplica.Fuente: IMP con base en información de CFE, CRE, Pemex y empresas privadas.


167

Cuadro A.3.3Demanda de gas natural de los sectores residencial, servicios y transporte, por estado, 1996-2016


Estado 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016tmca

2006-2016

Aguascalientes - - - - 0.2 1.3 0.4 0.7 1.1 1.5 1.9 4.0

Baja California - 0.0 0.3 0.6 0.5 0.5 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 7.3


Campeche - - - - - - - - - - - n.a.

Coahuila 3.3 3.3 4.8 6.0 7.2 7.2 10.8 12.3 13.1 14.6 15.9 8.2

Colima - - - - - - - - - - - n.a.

Chiapas - - - - - - - - - - - n.a.

Chihuahua 13.8 14.4 18.1 21.4 23.4 22.8 25.9 30.2 33.8 36.8 39.4 5.6


Durango - - - - - - 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 n.a.

Guanajuato - - 0.0 0.4 0.9 0.9 2.0 3.0 4.1 5.2 6.1 20.4

Guerrero - - - - - - - - - - - n.a.

Hidalgo - - - - - - 0.2 0.4 0.7 1.1 1.5 n.a.

Jalisco 0.2 0.7 0.2 0.2 0.9 1.3 3.8 6.9 11.1 16.1 21.2 32.7

México 2.3 2.4 2.9 6.0 8.6 10.0 14.7 17.7 21.6 25.2 28.6 11.0

Michoacán - - - - - - - - - - - n.a.

Morelos - - - - - - - - - - - n.a.

Nayarit - - - - - - - - - - - n.a.

Nuevo León 46.8 44.1 42.9 42.8 41.5 39.4 43.9 48.8 52.6 55.8 58.8 4.1

Oaxaca - - - - - - - - - - - n.a.

Puebla 0.0 0.0 0.0 0.1 1.5 2.7 3.2 4.3 5.3 6.2 6.8 9.8

Querétaro 1.3 1.2 1.1 2.0 3.5 3.1 3.0 3.5 3.9 4.3 4.5 3.8

Quintana Roo - - - - - - - - - - - n.a.

San Luis Potosí - - - 0.3 1.1 1.0 2.1 2.9 3.6 4.2 4.7 17.1

Sinaloa - - - - - - - - - - - n.a.

Sonora 1.5 1.6 1.3 1.4 1.2 1.1 1.4 1.6 1.7 1.8 2.0 5.7

Tabasco 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - n.a.

Tamaulipas 1.9 1.7 2.6 2.7 4.1 4.5 6.2 7.2 8.1 8.7 9.2 7.4

Tlaxcala - - - - - - - - - - - n.a.

Veracruz 0.3 0.4 0.3 0.3 0.2 0.2 - - 0.1 0.1 0.3 7.0

Yucatán - - - - - - - - 0.0 0.0 0.1 n.a.

Zacatecas - - - - - - - - - - - n.a.

Total nacional 7�.2 76.3 7�.� �5.2 10�.1 10�.7 132.6 15�.5 1�4.5 20�.1 232.� 7.�

n.a.: no aplica.Fuente: IMP con base en información de CRE, Pemex y empresas privadas.


16�

Cuadro A.3.4Demanda de gas natural del sector eléctrico por estado1, 1996-2016


Estado 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016tmca

2006-2016

Aguascalientes - - - - - - - - - - - n.a.

Baja California - - 25.7 90.3 216.1 268.4 266.4 298.4 326.4 321.7 331.4 2.1


Campeche - - - 0.2 34.3 37.1 30.3 36.3 36.3 36.6 69.3 6.5

Coahuila 1.1 2.4 6.4 36.2 27.5 33.8 35.9 37.0 37.0 38.3 123.7 13.9

Colima - - - - - - - - 176.5 388.6 423.3 n.a.

Chiapas - - - - - - - - - - - n.a.

Chihuahua 39.2 62.1 115.6 160.1 171.8 175.8 191.8 172.8 215.3 171.3 154.6 -1.3

Distrito Federal 1.4 1.6 5.7 5.1 4.5 4.0 5.2 - - - - n.a.

Durango 36.4 41.3 47.3 40.3 33.2 90.1 79.9 93.2 111.5 100.5 82.4 -0.9

Guanajuato 1.9 21.8 11.1 81.6 114.2 110.5 113.0 81.8 93.6 79.2 71.4 -4.3

Guerrero - - - - - - - - - - - n.a.

Hidalgo 79.0 88.6 94.0 86.2 124.5 107.7 70.4 74.3 144.8 295.5 292.0 10.5

Jalisco - - - - 0.0 - 0.1 - 1.3 149.8 174.7 n.a.

México 119.4 156.4 158.8 179.7 141.4 158.3 167.8 144.4 263.1 283.0 276.5 5.7

Michoacán - - - - - - - - - - - n.a.

Morelos - - - - - - - - - - - n.a.

Nayarit - - - - - - - - - - - n.a.

Nuevo León 96.1 127.6 182.0 188.6 140.0 208.0 176.5 142.3 236.2 225.9 222.5 0.7

Oaxaca - - - - - - - - - - - n.a.

Puebla - - - - 3.6 4.7 4.1 55.1 55.0 54.3 55.0 27.8

Querétaro 28.3 28.9 54.2 74.2 64.3 63.7 77.6 45.9 45.4 39.3 30.9 -7.0

Quintana Roo - - - - - - - - - - - n.a.

San Luis Potosí - - - - - 0.2 136.1 155.2 157.7 223.5 257.6 103.1

Sinaloa - - - - - - - - - - - n.a.

Sonora - - 12.4 40.1 72.2 92.8 94.4 150.1 156.3 152.6 123.7 2.9

Tabasco - - - - - - - - - - - n.a.

Tamaulipas 30.8 41.0 75.6 156.9 306.0 406.9 501.8 556.3 566.2 513.1 479.2 1.6

Tlaxcala - - - - - - - - - - - n.a.

Veracruz 58.6 67.6 69.6 134.6 286.3 324.4 334.9 367.5 322.8 305.1 291.8 -1.1

Yucatán - - 38.5 105.2 87.4 107.6 158.0 160.2 165.0 196.0 207.3 6.8

Zacatecas - - - - - - - - - - - n.a.

Total nacional 492.0 639.3 896.9 1,379.4 1,827.5 2,194.1 2,444.3 2,570.6 3,110.4 3,574.3 3,667.4 5.3

n.a.: no aplica.1 No incluye autogeneración de electricidad. Fuente: IMP con base en información de CFE, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.


16�

Cuadro A.3.5Demanda de gas natural del sector petrolero por estado1


Estado 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016tmca

2006-2016

Aguascalientes - - - - - - - - - - - n.a.

Baja California - - - - - - - - - - - n.a.


Campeche 428.4 663.0 740.0 878.3 1,219.0 1,512.7 ,626.6 1,507.6 1,194.6 ,026.0 879.3 -5.3

Coahuila 0.2 0.3 0.4 0.2 0.3 - 0.6 2.1 2.1 6.2 6.2 n.a.

Colima - - - - - - - - - - - n.a.

Chiapas 248.2 285.3 304.7 359.3 358.2 471.9 550.7 544.9 572.3 541.4 522.0 1.0

Chihuahua 20.2 17.7 9.2 3.3 - - 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 n.a.


Durango - - - - - - - - - - - n.a.

Guanajuato 61.6 52.6 44.4 48.6 41.7 68.5 48.1 52.7 52.7 57.2 57.5 -1.7

Guerrero - - - - - - - - - - - n.a.

Hidalgo 11.8 45.4 64.6 36.4 59.9 47.7 62.2 76.2 77.7 78.8 78.6 5.1

Jalisco - - - - - - - - - - - n.a.

México - - 5.6 5.2 - - - - - - - n.a.

Michoacán - - - - - - - - - - - n.a.

Morelos - - - - - - - - - - - n.a.

Nayarit - - - - - - - - - - - n.a.

Nuevo León 11.2 11.2 25.3 47.4 44.0 51.3 66.6 80.5 79.2 81.5 81.4 4.7

Oaxaca - - - - - - - 10.1 10.1 10.1 10.1 n.a.

Puebla 35.7 33.6 29.8 25.9 28.0 24.8 16.3 16.3 16.3 16.3 16.3 -4.1

Querétaro - - - - - - 1.1 1.2 1.3 1.3 1.4 n.a.

Quintana Roo - - - - - - - - - - - n.a.

San Luis Potosí - - - - - - - - - - - n.a.

Sinaloa - - - - - - - - - - - n.a.

Sonora - - - 0.5 0.5 0.9 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 -2.1

Tabasco 282.3 279.3 284.1 253.2 229.1 210.4 172.5 183.3 218.3 252.9 262.8 2.3

Tamaulipas 129.4 110.5 128.4 146.9 157.1 163.8 192.2 240.2 263.5 259.4 259.1 4.7

Tlaxcala - - - - - - - - - - - n.a.

Veracruz 822.7 765.5 578.9 483.4 469.5 464.9 573.5 857.9 1,112.1 1,227.3 1,391.3 11.6

Yucatán - - - - - - - - - - - n.a.

Zacatecas - - - - - - - - - - - n.a.

Total nacional 2,052.8 2,265.5 2,215.9 2,289.1 ,607.6 3,017.3 3,312.2 3,574.7 ,601.8 ,560.3 3,567.7 1.7

n.a.: no aplica.1 Incluye recirculaciones.Fuente: IMP con base en información de Pemex.

Anexo

Factores de conversión cuatro

Equivalencias de 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


1 millón de toneladas de petróleo 40.4 BTU (1012 unidades térmicas británicas)

1tonelada de petróleo crudo equivalente

41.868 Gigajoules (109 Joules)

1millón 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

1millón de metros cúbicos de gas natural

0.9 miles de toneladas de petróleo crudo

1millón 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.


172

Equivalencias energéticas

Celdas decambio


1 pie cúbico 1.03 Miles de BTU de gas natural

1 BTU 1,055.056 Joules

1 BTU 252 calorías

1 Caloría 4.1868 Joules

1 Kilocaloría 3.968254 BTU

1 petajoule (1*1015) 0.94708 miles de barriles de petróleo crudo equivalente

1 Gigajoule 239,000,000 calorías

1 Petacaloría 132.76 megawatts

1 watt hora 3,600 Joules

Anexo

Abreviaturas y siglas

AMGN Asociación Mexicana de Gas Natural

bpc Billones de pies cúbicos (1012 pies cúbicos)

bpcd Billones de pies cúbicos diarios (1012 pies cúbicos)

BTU Unidades Térmicas Británicas

CCNNPURRE Comité consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos

CFE Comisión Federal de Electricidad

Conagua Comisión Nacional del Agua

Conae Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

Conapo Consejo Nacional de Población

CPG Centro Procesador de Gas

CPQ Complejo Petroquímico

CRE Comisión Reguladora de Energía

Csf Costo+seguro+ flete

DOE Departamento de Energía de EUA (Department of Energy)

DOF Diario Oficial de la Federación

EIA Energy Information Administration (EUA)

EPNG El Paso Natural Gas

Gcal Gigacaloría

GLP Gas licuado de petróleo

GN Gas natural

GNC Gas natural comprimido

GNL Gas natural licuado

GTL Gas a líquidos (Gas to liquids)

GWh Gigawatts hora

HSC Houston Ship Channel

IEA Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency)

IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas

IMP Instituto Mexicano del Petróleo

INE Instituto Nacional de Ecología

INEGI Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática

Km Kilómetros

cinco

174

Km / l Kilómetros por litro

LFC Luz y Fuerza del Centro

LSPEE Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica

LN Logaritmo

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

n.d. No disponible

NOM Norma Oficial Mexicana

OCDE Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

Pemex Petróleos Mexicanos

PEP Pemex Exploración y Producción

PGPB Pemex Gas y Petroquímica Básica

PIB Producto Interno Bruto

PIE Productor Independiente de Energía

PPQ Pemex Petroquímica

PR Pemex Refinación

Scada Sistema de Control y Adquisición de Datos

Sener Secretaría de Energía

Siaspa Sistema integral de Administración de la Seguridad

SNG Sistema Nacional de Gasoductos

tmca Tasa media de crecimiento anual

TWh Terawatt hora

USD Dólares americanos

VPM Ventas de Primera Mano

WTI West Texas Intermediate

ZC Zona conurbada

ZG Zona geográfica

ZMVM Zona Metropolitana del Valle de México

“ Pulgadas

BP Statistical Review of World Energy June 2007, Formato digital.

World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2007. Formato digital.

Commodity Price Data del Banco Mundial, julio de 2007. Formato digital.

Petroleum Intelligence Weekly (PIW), diciembre de 2006.

Annual Report 2006, Gazprom. Formato digital.

2006 Summary Anual Report, Exxon Mobil. Formato digital.

Natural gas market review 2007, International Energy Agency. Formato digital.

Natural Gas Information 2006, International Energy Agency. Formato digital.

International Energy Outlook 2007, Energy Information Administration. Formato digital.

Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción, 2007.

Memoria de labores e Informe estadístico de labores 2006, Pemex, 2007.

Economics and consumer behavior, Deaton A. and J. Muellbauer, Cambridge University Press. 1980.

Energy Information Administration. National Energy Modeling System. Formato digital disponible en www.eia.doe.gov

INEGI. XII Censo General de Población y Vivienda, 2000, México, D. F. Formato digital disponible en www.inegi.gob.mx

Norma Oficial Mexicana. NOM-003-ENER-2000. “Eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial, límites, método de prueba y etiquetado”. D.O.F. 1° de septiembre del 2000. Formato digital disponible en www.economia.gob.mx

Bibliografía

176

Norma Oficial Mexicana. NOM-020-SEDG-2003. “Calentadores de agua que utilizan gas L.P. o natural de uso doméstico o comercial. Requisitos de seguridad, métodos de prueba, y marcado”. D.O.F. 22 de diciembre del 2003.

Norma Oficial Mexicana. PROY-NOM-027-SCFI-1994. “Calentadores para agua tipo almacenamiento a base de gas licuado de petróleo o gas natural”. D.O.F. 12 de enero de 1995. Formato digital disponible en www.economia.gob.mx.

Secretaría de Energía. Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2006-2015. Dirección General de Planeación Energética. México, 2006.

177

Internet

Asociación Mexicana de Gas Natural www.amgn.org.mx

Cámara Nacional de la Industria del Hierro y del Acero www.canacero.org.mx

Comisión Federal de Electricidad www.cfe.gob.mx

Comisión Reguladora de Energía www.cre.gob.mx

Comisión Nacional para el Ahorro de Energía www.conae.gob.mx

Department of Energy www.energy.gov

Energy Information Administration www.eia.doe.gov

Hidro Electra S.A. de C.V. www.hesa.com.mx

Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática www.inegi.gob.mx

Magamex división calentadores www.magamex.com.mx

Petróleos Mexicanos www.pemex.com

Pemex Exploración y Producción www.pep.pemex.com

Pemex Gas y Petroquímica Básica www.gas.pemex.com

Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía ssie_se.energia.gob.mx/

Los interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular consultas pueden dirigirse a:

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Referencias para la recepción de comentarios

Comprometidos con el medio ambiente, la Secretaría de Energía decidió no imprimir las Prospectivas 2007-2016, lo cual permitió conservar 62 árboles adultos, ahorrando 86,000 litros de agua y más de 40 barriles de petróleo.

prospectiva gas natural 2007-2016 finas

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