El Nuevo Panorama Energético de México

EL NUEVO PANORAMA ENERGÉTICO DE MÉXICO

Marzo de 2015

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NUEVO PANORAMA ENERGÉTICO DE MÉXICO

CONTENIDOS

Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3

Organismos de regulación y empresas productivas del estado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5

Desarrollos en exploración y producción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8

Infraestructuras de transporte y transformación industrial . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Refinación y exportación de crudo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 10

Procesamiento de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Fraccionamiento de líquidos de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 11

Craqueo de etano . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Importaciones de gas natural licuado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 12

Ductos de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14

Oferta de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

Demanda de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

Conclusiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 18

Colaboradores y agradecimientos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

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El sector energético mexicano está experimentando unas reformas y un proceso de liberalización sin precedentes que están generando importantes oportunidades para empresas extranjeras de exploración y producción, generación de electricidad y transporte. Se trata de una iniciativa de reestructuración generalizada que no dejará intacta ningún área de la industria energética del país. Este proceso de liberalización abrirá las puertas del sector de la exploración y la producción a la inversión privada, lo que traerá consigo el crecimiento de la producción de crudo en algunos de los yacimientos más rentables del mundo.

México planea además crear un mercado energético mayorista, propiciado por el incremento masivo del uso de gas natural en la generación de electricidad en la próxima década. Para impulsar este crecimiento, el país ha emprendido un proyecto de expansión de la red de ductos de gas natural que supondrá una inversión de 12.000 MMUS$ e incluirá la construcción de varios ductos para importar grandes volúmenes de gas en la frontera con Estados Unidos. Se espera que la dependencia mexicana del gas natural estadounidense se incremente con el fin de suministrar a los nuevos gasoductos, permita el aumento de la generación de energía eléctrica y apoye el renacimiento del sector industrial.

El país está reconfigurando tanto la estructura de regulación en materia de energía como las empresas estatales que participan en este sector. Predecir las consecuencias de las numerosas transformaciones que tendrán lugar en el sector energético es un reto. Este informe identifica las tendencias más significativas y presenta los resultados más probables. Bentek también ofrece previsiones actualizadas de la oferta y la demanda de México en los datos incluidos en CellCast y Market Call entre otros reportes1.

Una de las tendencias observadas durante varios años en el país es el descenso de la producción de petróleo, gas natural y líquidos de gas natural. México confía en que la liberalización del sector de la exploración y la producción logre dar un giro a la situación y traiga consigo un periodo de crecimiento. La producción de petróleo y gas ha caído de manera constante a lo largo de la última década, en contraste con el auge energético experimentado en los Estados Unidos y Canadá. La producción de crudo de México promedió 2,4 MMbd en 2014, lo que representa una reducción de casi un 30% o 1 MMbd respecto al récord de 3,4 MMbd alcanzado en 2004. A pesar de la caída de producción, el país sigue siendo uno de los mayores exportadores de crudo a nivel mundial. Sin embargo, la bajada de la producción se ha traducido en un descenso de los volúmenes exportados que a su vez ha tenido un impacto negativo en los ingresos del Gobierno mexicano. Asimismo, el declive de la producción ha provocado un

1 Si desea obtener más información, póngase en contacto con Bentek Energy a través de [email protected] o en los teléfonos 1-888-251-1264 o +52 55 1207 2167.

alza en los precios nacionales del gas natural, el gas licuado del petróleo (GLP), la electricidad y productos refinados como la gasolina automotriz y el diésel, dado que México depende cada vez más de las importaciones para satisfacer la demanda nacional de estos productos. Este incremento de los precios energéticos en el país ha afectado negativamente tanto a las familias mexicanas como a la competitividad del sector industrial.

En un intento para revertir la caída de la producción, el Gobierno de México, encabezado por el presidente Enrique Peña Nieto, promulgó una reforma para modificar tres artículos de la Constitución nacional. El presidente firmó el decreto de la reforma el 20 de diciembre de 2013 y unos días después esta recibió la aprobación del Congreso de la Unión y de 25 de las 31 legislaturas estatales. En agosto de 2014 el presidente firmó además un paquete de legislación secundaria, que incluía nueve nuevas leyes y enmiendas a otras doce ya existentes con el fin de implementar los cambios constitucionales. Estas modificaciones permiten que se realicen inversiones privadas de origen tanto extranjero como nacional a lo largo de la cadena de valor del petróleo y el gas, y ponen fin al monopolio de 76 años de duración de la compañía energética estatal Petróleos Mexicanos (PEMEX), que poseía los derechos exclusivos de exploración, producción, procesamiento, refinación, y comercialización de hidrocarburos desde que el presidente Lázaro Cárdenas nacionalizó la industria petrolera en 1938.

En la actualidad, México está poniendo en marcha el proceso de apertura al capital privado para desbloquear las grandes reservas de petróleo y gas del país. El primer paso lo dará este verano, cuando está previsto que el Gobierno adjudique 14 bloques petroleros para la exploración en las aguas someras del golfo de México. Más de 22 empresas se han inscrito ya y han abonado las tasas para acceder a la documentación necesaria para participar en el proceso de licitación. Tanto las grandes multinacionales energéticas como los productores independientes tendrán ahora la posibilidad de llevar a cabo operaciones de exploración y extracción en zonas con algunos de los costes de producción más bajos del mundo. Los complejos

INTRODUCCIÓN

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20142012201020082006200420022000

(MMbd)

GRÁFICO 1: PRODUCCIÓN DE CRUDO EN NORTEAMÉRICA

Fuente: EIA, IEA, SENER

Estados UnidosCanadáMéxico

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de procesamiento, fraccionamiento y refinación de México no han cambiado mucho en los últimos años. La liberalización del sector proporcionará también nuevas oportunidades de inversión para las empresas de transporte y transformación industrial. A medida que la inversión privada expande la producción a nuevas áreas, el país tendrá que desarrollar sistemas de recolección y transporte para llevar la nueva oferta a los mercados.

Otra tendencia importante que se está registrando en México es la rapidez con la que están creciendo la generación de electricidad y la demanda de gas natural a la vez que el sector energético reduce su dependencia del costoso combustóleo. En estos momentos, el mercado eléctrico está dominado por la Comisión Federal de Electricidad (CFE), una empresa productiva del Estado. En 1992 México concedió a los productores independientes de energía (PIE) el permiso de generar electricidad, aunque aún tenían la obligación de vender su producción a la CFE. El volumen de energía que generan los PIE se ha incrementado durante la última década, pero los precios de la electricidad también han aumentado. Para promover el descenso de los precios, la reforma energética recompensará a los productores que reduzcan los costes de generación permitiéndoles vender electricidad al mercado al por mayor con las mismas condiciones que la CFE. La reforma energética pasará además por la creación del primer operador del sistema independiente (ISO, por sus siglas en inglés), que se encargará de determinar el nivel de producción óptimo en las centrales eléctricas para satisfacer la demanda, y establecerá el precio spot de la electricidad a partir de 2016.

La CFE y los PIE han presentado numerosas propuestas para la construcción de nuevas centrales eléctricas de ciclo combinado y la conversión a gas de plantas de combustóleo ya existentes.

Para proporcionar combustible a todas estas instalaciones, México ha comenzado uno de los proyectos de construcción de gasoductos más importantes de su historia. Ahora mismo Bentek está siguiendo el desarrollo de más de 22 gasoductos en el país. Entre estos proyectos se cuentan varias expansiones o nuevas instalaciones que cruzarán la frontera estadounidense para facilitar el aumento de las importaciones de gas natural desde los Estados Unidos. En 2014 Estados Unidos exportó 2 MMMpcd de gas natural a México, más del doble que en 2010. Se espera que las exportaciones estadounidenses de gas natural a México continúen creciendo en los próximos diez años para impulsar el crecimiento de la demanda nacional en los sectores energético, industrial, residencial y comercial. El aumento de las importaciones procedentes de Estados Unidos ayudará también a sustituir a las de gas natural licuado (GNL), que resultan más caras, en las tres terminales de importación de México.

Este informe arroja luz sobre los numerosos cambios que están teniendo lugar en México y el impacto que pueden tener sobre los fundamentos del mercado energético. Comprender el nuevo panorama energético de México es indispensable para cualquier empresa privada que planee aprovechar las oportunidades que surgirán a raíz de la reforma energética del país y superar los retos a los que la industria podría tener que enfrentarse.

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México está cambiando la estructura de las compañías energéticas estatales, PEMEX y la CFE, así como el marco regulatorio de la industria y los organismos encargados de su supervisión. PEMEX y la CFE se convertirán en empresas productivas del estado que deberán operar de manera autónoma y con un enfoque comercial para mantener la competitividad. Para garantizar la transparencia y fomentar la competencia, la reforma también ha introducido un proceso de reestructuración y fortalecimiento de las agencias gubernamentales que regulan la industria. Entre estas agencias se encuentran la Secretaría de Energía (SENER), la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP), la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), y la Comisión Reguladora de Energía (CRE). La reforma también ha impulsado la creación de una agencia nacional de seguridad industrial y de protección al medio ambiente

ORGANISMOS DE REGULACIÓN Y EMPRESAS PRODUCTIVAS DEL ESTADO

SENER – Secretaría de EnergíaLa SENER establece la política energética del país. Es un organismo análogo al Departamento de Energía de Estados Unidos. La SENER se divide en dos subsectores: (1) hidrocarburos, que incluye el crudo, el gas, los líquidos del gas natural, productos refinados y productos petroquímicos básicos, y (2) electricidad. En el área de hidrocarburos son competencia de SENER la concesión de permisos para la refinación de crudo, el procesamiento de gas natural y la importación y exportación de productos refinados; la selección de zonas de exploración y extracción para adjudicar en procesos de licitación; la autorización y anulación de contratos relacionados con estas actividades; y el diseño de contratos de exploración y extracción junto con los términos y condiciones de las ofertas en los concursos públicos. En el campo de la electricidad, la SENER se ocupa entre otras cosas de la planificación y expansión de la red eléctrica nacional y determina los requisitos para la emisión de Certificados de Energías Limpias. Además, la SENER publica datos estadísticos mensuales y anuales de la industria energética, de manera similar a la agencia estadounidense de información energética Energy Information Administration (EIA).

SHCP – Secretaría de Hacienda y Crédito PúblicoLa SHCP fija las condiciones económicas y fiscales de cada contrato de exploración y extracción y supervisa la contabilidad de los costes. El Secretario de Hacienda y Crédito Público tiene un cargo comparable al del Secretario del Tesoro en Estados Unidos.

FMP – Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el DesarrolloEl FMP se encargará de realizar los pagos establecidos en los contratos de exploración y extracción y de administrar los ingresos estatales derivados del petróleo, como contratos y asignaciones, con la excepción de los impuestos.

CNH – Comisión Nacional de HidrocarburosLa CNH es un organismo técnico que regula las actividades de exploración y extracción en el sector. Convoca procesos de licitación, suscribe, administra y supervisa los contratos de exploración y extracción, autoriza estudios sísmicos y de perforación, y gestiona el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos.

y dos nuevos organismos encargados de operar el mercado energético mayorista y los sistemas nacionales de transporte y almacenamiento de gas natural.

El Gobierno promulgó la reforma constitucional en diciembre de 2013, pero la normativa que regulará la industria aún está en fase de desarrollo. Todas aquellas empresas interesadas en entrar en el mercado energético mexicano se verán afectadas por las decisiones de estos organismos de regulación y tendrán además que competir directamente con dos de las compañías más fuertes del país. Conocer el papel de cada una de estas entidades será imprescindible para las empresas que deseen operar en México. En esta sección le presentamos los principales organismos reguladores y las dos Empresas Productivas del Estado que participan en el nuevo panorama energético de México.

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CRE – Comisión Reguladora de EnergíaLa CRE controla el sector mexicano del transporte y almacenamiento de productos como el gas natural, el GLP y la electricidad. Se trata de una entidad similar a la Comisión Federal de Regulación Energética de Estados Unidos (FERC). La CRE determina las tarifas de servicios regulados y proporciona permisos para la comercialización, el transporte, el almacenamiento y la distribución de hidrocarburos, productos refinados y electricidad.

ASEA – Agencia de Seguridad, Energía y AmbienteLa reforma energética llevó a la creación de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos, que se encarga de regular y supervisar la seguridad industrial y operativa de las actividades del sector. La ASEA, una entidad administrativa perteneciente a la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, es responsable también de proteger el entorno. Llevará a cabo inspecciones para comprobar que las empresas cumplen con la legislación medioambiental federal, analizará las causas de accidentes, y podría llegar a imponer sanciones y cerrar actividades reguladas. Entre otras cosas, la ASEA se ocupará de monitorizar las operaciones de exploración y extracción, refinación de petróleo, procesamiento de gas, transporte y almacenamiento de hidrocarburos, tratamiento de desechos y emisión de sustancias contaminantes. En los Estados Unidos, las tareas de la ASEA están repartidas entre varios organismos de regulación como la agencia de protección medioambiental (EPA), la agencia de seguridad y salud ocupacional (OSHA), y la agencia de seguridad en el transporte de materiales peligrosos por tuberías (PHMSA), que pertenece al Departamento de Transporte.

PEMEX – Petróleos MexicanosPEMEX es una Empresa Productiva del Estado, la única compañía mexicana de petróleo y gas integrada de manera vertical. PEMEX está pasando por un proceso de reorganización aprobado en noviembre de 2014 que reducirá a dos el número de subsidiarias: Exploración y Producción, que se encargará de todas las actividades de producción, y Transformación Industrial, que realizará operaciones de procesamiento de gas, fraccionamiento de líquidos de gas natural, refinación de petróleo y producción de productos petroquímicos.

PMI Comercio InternacionalPMI es un grupo de filiales comerciales y de logística de PEMEX que se dedica a comercializar tanto el crudo como los productos refinados de la empresa en el mercado global.

MexGas SupplyMexGas Supply es una filial indirecta de PEMEX que se ocupa de comercializar gas natural y líquidos de gas natural a nivel internacional. La entidad, conocida anteriormente como MGI Supply, se hace cargo de los contratos de transporte de gas natural de PEMEX en gasoductos estadounidenses.

CFE – Comisión Federal de ElectricidadLa CFE es una Empresa Productiva del Estado. En la actualidad es la única compañía eléctrica pública de México. Genera, transmite, comercializa y distribuye electricidad, y además se responsabiliza de mantener las redes de transmisión y distribución del país. La CFE dispone de una capacidad de generación de más de 50 GW, lo que supone en torno al 85% del total nominal del país.

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CENACE – Centro Nacional de Control de EnergíaCENACE nació de la reforma energética para ejercer el control operativo del sistema eléctrico nacional. CENACE supervisará las operaciones de venta en el mercado mayorista y fijará el precio spot teniendo en cuenta los costes operativos diarios que presenten los productores, de manera similar a un operador del sistema independiente en Estados Unidos.

CENAGAS – Centro Nacional de Control de Gas NaturalCENAGAS controlará la gestión, administración y operación del sistema de transporte y almacenamiento nacional de gas natural. En la actualidad PEMEX está en el proceso de traspasar estas competencias a CENAGAS.

El siguiente diagrama ilustra la relación entre los distintos organismos de regulación y las empresas productivas del estado que participan en la industria energética de México.

Fuente: Platts, CRE

Banco de México Fondo Mexicanodel Petróleo

Secretaría Hacienday Crédito Público (SHCP)

DIAGRAMA 1: ORGANISMOS DE REGULACIÓN INDUSTRIAL Y EMPRESAS PRODUCTIVAS DEL ESTADO

Secretaría deEnergía (SENER)

Secretaría de Medio Ambiente yRecursos Naturales (SEMARNAT)

Agencia de Seguridad,Energía y Ambiente (ASEA)

Centro Nacional de Controlde Energía (CENACE)

Centro Nacional de Controlde Gas Natural (CENAGAS)

Secretarías(Ministerios)

Organismos deregulación independientes

Empresas Productivasdel Estado

Entidadesdescentralizadas

Comisión Reguladorade Energía (CRE)

SENER(Energy Ministry)

Comisión Nacional deHidrocarburos (CNH)

Poder ejecutivo

Petróleos Mexicanos(PEMEX)

SENER(Energy Ministry)

Comisión Federal deElectricidad (CFE)

Fondo Mexicanodel Petróleo

Secretaría Hacienday Crédito Público (SHCP)

MARCO FISCAL Y FINANCIERO

Secretaría deEnergía (SENER)

Secretaría de Medio Ambiente yRecursos Naturales (SEMARNAT)

Agencia de Seguridad,Energía y Ambiente (ASEA)

Comisión Reguladorade Energía (CRE)

Comisión Nacional deHidrocarburos (CNH)

ORGANISMOS DE REGULACIÓN

Centro Nacional de Controlde Energía (CENACE)

Centro Nacional de Controlde Gas Natural (CENAGAS)

OPERADORES INDEPENDIENTES

Petróleos Mexicanos(PEMEX)

Comisión Federal deElectricidad (CFE)

EMPRESAS PRODUCTIVAS DEL ESTADO

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DESARROLLOS EN EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNMéxico cuenta con grandes reservas de petróleo y gas,

pero PEMEX no dispone de la tecnología, la experiencia o el capital necesario para revertir la tendencia a la baja en la producción mexicana a través del acceso a recursos no convencionales en tierra o la expansión de las costosas operaciones de exploración y producción en las aguas profundas del Golfo. La industria mexicana de exploración y producción se ha desarrollado principalmente en cuatro estados situados a lo largo de la costa del Golfo: Tamaulipas, Veracruz, Tabasco y Chiapas. Las operaciones de exploración y producción de PEMEX se han centrado sobre todo en el crudo, y solo dos de los doce activos de producción de la empresa son de gas natural.

La producción actual se extrae principalmente de cuencas en tierra y de las aguas someras de la bahía de Campeche, en el golfo de México, mediante técnicas de extracción convencionales. Estas zonas representan el 75% de la producción total de petróleo y gas del país. La reforma energética ayudará a desbloquear otros recursos, puesto que permite a las empresas privadas invertir capital para participar en proyectos de exploración y extracción de hidrocarburos. Asimismo, la reforma dará a PEMEX la oportunidad de asociarse con estas compañías con vistas a desarrollar el conocimiento técnico necesario para extraer hidrocarburos en zonas de aguas profundas y yacimientos

de gas de lutita. El Gobierno mexicano adjudicará los primeros contratos de exploración y extracción este verano, y más de 22 empresas se han inscrito y han pagado ya las tasas requeridas para participar en la primera licitación.

En un estudio publicado en diciembre de 2014, Standard and Poor’s (S&P) estimó que los costes medios de producción de PEMEX, incluidos los derivados de las operaciones de extracción, descubrimiento y desarrollo, rondaban los 22,82 US$ por barril. S&P pertenece a McGraw-Hill Financial, al igual que Platts. Como se observa en el gráfico 2, el principal activo de producción de PEMEX es Ku-Maloob-Zap (KMZ), que es como se conoce a los tres

Burgos

Poza Rica-Altamira

Chicontopec

Veracruz

Ku-Maloob-ZaapCantarell

Abkatún-Pol-Chuc

Cinco Presidentes Macuspana-Muspac

Bellota-JujoSamaria-Luna

Liloral TabascoCIUDAD DE MÉXICO

MÉXICOGolfo de México

MAPA 1: PRINCIPALES REGIONES DE PRODUCCIÓN DE MÉXICO

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2500

20142012201020082006200420022000

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GRÁFICO 2: PRODUCCIÓN DE CRUDO POR ACTIVO DE PRODUCCIÓN

Fuente: SENER

CantarellKu-Maloob-ZaapAbkatún-Pol-ChucLitoral TabascoOtros

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yacimientos que llevan produciendo volúmenes de crudo de 850 Mbd de manera relativamente estable desde 2008. No obstante, la producción de KMZ representa tan solo una pequeña parte de lo que el activo de Cantarell llegó a producir en el pasado. En 2004 Cantarell era el segundo yacimiento de petróleo más prolífico del mundo, por detrás tan solo del depósito de Ghawar en Arabia Saudí. PEMEX comenzó a inyectar nitrógeno en Cantarell en el año 2000 para impulsar la recuperación de petróleo, y esta medida hizo que la producción alcanzara un máximo de 2,2 MMbd en 2003 y 2004. Sin embargo, la producción ha ido descendiendo rápidamente desde entonces, promediando en 2014 375 Mbd. A pesar de todo, el incremento de la producción en Litoral Tabasco ha contribuido a compensar en parte la caída del volumen en Cantarell.

La mayor parte de la producción de gas natural en México está asociada a la de crudo (gráfico 3). En 2014 PEMEX produjo una media de 6,5 MMMpcd. De esta cantidad, el 70% fue gas asociado. El gas de México se obtiene por tanto principalmente de las aguas someras del Golfo, cuya producción alcanzó un volumen de 4,8 MMMpcd en 2014. Dicha cifra incluye 770 MMpcd de nitrógeno, dado que PEMEX emplea este producto para mejorar el proceso de recuperación de petróleo, en particular en Cantarell y KMZ. La producción total de gas seco, tras las operaciones de tratamiento y procesamiento, disminuyó a 4,5 MMMpcd en 2014.

La cuenca de Burgos, en la que se encuentra parte de una extensión del yacimiento de lutita de Eagle Ford, es en la actualidad el mayor activo de producción de gas de PEMEX. Burgos produjo 1,1 MMMpcd en 2014, un 20% menos que en 2009, cuando la producción fue de 1,5 MMMpcd. PEMEX extrae una cantidad mínima de petróleo de Burgos, pero la recuperación de líquidos de gas natural ha promediado 40 Mbd desde 2010.

Según datos publicados en junio de 2013 por la agencia estadounidense EIA, México ocupa el sexto lugar en términos de reservas de gas de lutita a nivel mundial y ocupa el octavo lugar en reservas de petróleo de esquisto.

Aceite Terciario del Golfo, conocido habitualmente como Chicontepec, es el mayor yacimiento del país en lo que al volumen de reservas se refiere. Sin embargo, la producción de petróleo y gas de este activo se situó en una media de tan solo 50 Mbd y 150 MMpcd respectivamente en 2014. Las empresas que emplean técnicas de perforación horizontal y fracturación hidráulica en los yacimientos mexicanos no convencionales podrían conseguir desbloquear e incrementar la producción en este activo.

El 13 de agosto de 2014, la Secretaría de Energía (SENER) de México asignó a PEMEX los campos petroleros que podía conservar, culminando un proceso conocido como la Ronda Cero. Ese día la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) reveló también las zonas que se incluirían en el proceso de licitación de 2015, llamado Ronda Uno. La Ronda Uno pondrá a concurso 14 bloques petroleros para la exploración de gas y petróleo en las aguas someras del Golfo. La fecha límite para la presentación de las propuestas es el 15 de julio de 2015, el mismo día en el que la CNH tiene previsto abrirlas y adjudicar los bloques. La Comisión permitió el acceso a la documentación de esta licitación el 20 de enero de 2015. Las tasas asociadas con el registro en el proceso de licitación y el acceso a dichos datos suman unos 380.000 US$.

A fecha del 6 de febrero la CNH había facilitado el acceso a la documentación a 22 empresas entre las cuales estaban ExxonMobil, Chevron, BG Group, Shell, ENI, Total, Statoil y BHP Billiton. El día 27 de febrero, la CNH convocó una nueva licitación y permitió el acceso a los datos a las compañías interesadas. En esta ocasión, el Gobierno puso a concurso cinco bloques situados también en aguas someras, pero esta vez destinados a la extracción de petróleo y gas. El 30 de septiembre será el día de presentación de las propuestas, el mismo en el que se realizará su apertura y se adjudicarán los contratos por parte del Gobierno.

El año pasado la CNH señaló que planeaba de manera provisional convocar a finales de 2015 más licitaciones para bloques petroleros situados en yacimientos no convencionales, campos terrestres convencionales y bloques en aguas profundas. Sin embargo, la Comisión ha pospuesto el proceso a causa de la bajada de precios del petróleo y todavía no ha hecho público el nuevo calendario.

Los bajos costes de PEMEX hacen que las zonas más desarrolladas, como las de aguas someras, continúen siendo atractivas para empresas privadas a pesar de la situación actual de los precios. El proceso de desarrollo llevará más tiempo en los campos situados en aguas profundas y en los yacimientos no convencionales, especialmente en aquellos que se encuentran en la zona norte y que no están conectados con las infraestructuras ya existentes. Es importante tener en cuenta que la ubicación de los recursos ofrecidos indica que el principal objetivo de las primeras fases de liberalización del sector será la producción de crudo y no la de gas de lutita.

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400

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1000

Burgos

Verac

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Aceite

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Abkatún

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Taba

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(Mbpced)

GRÁFICO 3: PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS

Fuente: Bentek, SENER

NitrógenoGas asociado sin nitrógenoGas secoPetróleo

En el año que acabó el 31/12/2014

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INFRAESTRUCTURAS DE TRANSPORTE Y TRANSFORMACIÓN INDUSTRIALLa reforma energética tendrá también consecuencias

para los participantes en muchos otros sectores de la industria de la energía mexicana, como las refinerías de crudo, los oleoductos y gasoductos, las plantas de procesamiento, las fraccionadoras de gas natural y las plantas de craqueo. La mayoría de estas instalaciones han estado siempre en manos de PEMEX. Esta sección ofrece una visión general de la infraestructura con las que cuenta ahora mismo el país.

Refinación y exportación de crudoPEMEX posee y opera seis refinerías en México que

disponen de una capacidad nominal total de 1,7 MMbd, un volumen significativamente inferior al de la producción nacional de crudo, que promedió 2,4 MMbd en 2014. Estas refinerías están diseñadas para procesar en primer lugar la producción nacional de crudo ligero y superligero denominados Istmo y Olmeca respectivamente, que proceden de Litoral Tabasco y yacimientos terrestres. PEMEX planeaba construir una nueva refinería llamada Bicentenario junto a la unidad de Tula, pero la empresa canceló el proyecto en 2014 y en su lugar anunció planes para invertir 15.000 MMUS$ en la modernización de tres de las refinerías ya existentes. No obstante, el 16 de febrero

la compañía hizo público un comunicado de prensa en el que declaró que iba a recortar el gasto de capital previsto para 2015 y a posponer las operaciones de actualización de las refinerías.

PMI Comercio Internacional se encarga de la comercialización del crudo y los productos refinados de PEMEX. La compañía tiene acceso a cinco terminales para la exportación de crudo, la mayoría en la costa del Golfo. Una de estas terminales de exportación se encuentra en mar abierto, a 100 millas de Ciudad del Carmen, en Campeche, y tan solo una de ellas está situada en la costa oeste. México no cuenta con conexiones internacionales mediante oleoductos. En 2014 las exportaciones mexicanas de crudo promediaron 1,1 MMbd. Estados Unidos importó 0,8 MMbd, aproximadamente el 70% de este volumen. España fue el segundo mayor importador de crudo mexicano con 160 Mbd, seguido de India, que importó 81 Mbd.

El crudo que se produce en la bahía de Campeche suele tener una baja gravedad API, por lo que es perfecto para las refinerías estadounidenses de la costa del Golfo que pueden producir coque. Estados Unidos es con diferencia el mayor consumidor del mundo de crudo pesado mexicano. Dada la estrecha relación que existe entre los dos países, PMI posee la mitad de la refinería

Frontera marítima entre México y Estados Unidos

MÉXICO

ESTADOS UNIDOS

CIUDAD DE MÉXICO

MAPA 2: INSTALACIONES DE TRANSFORMACIÓN INDUSTRIAL DE PEMEX Y TERMINALES GNL

!H

Costa Azul

Manzanillo

Salina Cruz

Ciudad Pemex

Nuevo PemexCactus

La Venta

INSERTO

Salamanca

Tula (Hidalgo)

Cadereyta

Burgos

AltamiraArenqueCiudad Madero

Poza Rica

MatapioncheMinatitlán

Morelos

La Cangrejera

Etileno XXI

Pajaritos

COATZACOALCOSCOATZACOALCOS

Terminal de GNL existente

Terminal de GNL en proyecto

Refinería

Planta de procesamiento

Planta de fraccionamiento

Planta de craqueo

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de Deer Park en Texas, una empresa conjunta con Shell. Esta refinería es la sexta más grande de Estados Unidos, y está diseñada para procesar crudo pesado amargo. Más de la mitad del crudo que pasa por esta refinería es crudo Maya procedente de México.

En enero de 2015 PEMEX presentó una propuesta ante la Oficina de Industria y Seguridad del Departamento de Comercio de Estados Unidos (BIS, por sus siglas en inglés) para llevar a cabo un intercambio de crudo. PEMEX sugirió que Estados Unidos enviara hasta 100 Mbd de crudo ligero y condensado para mezclarlo con crudo mexicano de diferentes grados e incrementar la producción de gasolina y destilados en tres refinerías con tecnología de craqueo. A cambio, México continuaría exportando crudo pesado para refinar en los Estados Unidos En febrero, 21 senadores instaron a la Administración de Obama a aprobar la iniciativa y presentaron una carta en la que proponían aplicar a México la decisión que tomó el presidente Ronald Reagan en 1985 de autorizar la exportación de petróleo para consumo interno a Canadá.

La producción mundial de crudo pesado está descendiendo, con la excepción de la procedente de las arenas bituminosas de Canadá. Esta caída se debe a que los productores, especialmente en Estados Unidos, se están concentrando en las formaciones de petróleo de esquisto a partir del cual se puede producir crudo ligero y superligero. El crudo mexicano se encuentra en una buena posición, ya que las refinerías estadounidenses continuarán importando

crudo pesado a pesar del incremento en Norteamérica del volumen de material ligero a menor precio.

Procesamiento de gasEl procesamiento de gas en México ha cambiado

relativamente poco en los últimos años. PEMEX controla nueve complejos de procesamiento con una capacidad total de endulzamiento de 4,5 MMMpcd para el tratamiento de gas natural amargo y una capacidad de procesamiento criogénico de 5,9 MMMpcd para la recuperación de líquidos de gas natural. El porcentaje de utilización de las plantas criogénicas de procesamiento rondó el 62% en 2014. Tal y como ilustra el gráfico 4, Ciudad Pemex y Arenque registraron los porcentajes de utilización más elevados, ligeramente por encima del 80%, mientras que en Matapionche el porcentaje alcanzó tan solo el 17%.

PEMEX construyó la mayor parte de su capacidad de procesamiento entre los años 50 y 70, y en la última década ha incrementado la capacidad de solo tres plantas. La empresa finalizó la expansión más reciente en 2012 en la unidad de Poza Rica para servir de apoyo al aumento de la producción de Chicontepec. En 2009 PEMEX acabó la tercera y última fase de ampliación en la planta de procesamiento de Burgos, que cuenta con una capacidad nominal de 1,2 MMMpcd, y en 2003 terminó los trabajos en la planta de Arenque, la más pequeña del país. La planta de Arenque puede procesar hasta 33 MMpcd y ha estado operando a una media del 88% de su capacidad desde que se puso en funcionamiento.

Fraccionamiento de líquidos de gas naturalLa recuperación de líquidos de gas natural en México

ha caído a lo largo de los últimos diez años a raíz el descenso de la producción de crudo. PEMEX divide una mezcla de líquidos condensados del gas natural en productos de mayor pureza en sus nueve plantas fraccionadoras. Casi todas están situadas junto a las plantas

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GRÁFICO 4: PRODUCCIÓN DE GAS SECO EN PLANTAS DEPROCESAMIENTO SELECCIONADAS


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GRÁFICO 5: PRODUCCIÓN DE LÍQUIDOS DE GAS NATURALPOR PLANTA DE FRACCIONAMIENTO

Fuente: SENER

Gasolina naturalGLPEtano

En el año que acabó el 31/12/2014

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de procesamiento. Sin embargo, la empresa lleva a cabo también procesos de fraccionamiento en la refinería de Madero y en tres complejos petroquímicos de PEMEX. Las fraccionadoras de PEMEX disponen de una capacidad total de C2+ de 587 Mbd y en 2014 produjeron una media de 360 Mbd. Como refleja el gráfico 5, La Cangrejera y Morelos son las fraccionadoras de mayor rendimiento. El volumen de líquidos de gas natural producido en estos dos complejos se ha mantenido a un nivel relativamente estable a lo largo de la última década, mientras que la producción en Nuevo Pemex y Cactus ha ido disminuyendo de manera constante. Si bien la actividad en la fraccionadora de Burgos ha logrado compensar parcialmente estos descensos, sus instalaciones no están diseñadas para la recuperación de etano.

Craqueo de etanoLa primera planta de craqueo de nueva construcción

que podrá sacar partido de la caída de los precios del etano derivada del boom de los hidrocarburos no convencionales en Norteamérica se instalará en México, y está previsto que comience a operar a finales de este año. Braskem-Idesa está construyendo el complejo Etileno XXI que producirá 2.310 MMlba de etileno y que contará con una unidad de craqueo con vapor y tres instalaciones de procesamiento de polietileno. Bentek estima que la planta necesitará 60 Mbd de etano, lo que duplicará la demanda nacional. Braskem-Idesa ha firmado con PEMEX un acuerdo de suministro de etano de 20 años de duración que estará ligado a los precios del etano en Mont Belvieu y a los precios del gas en Henry Hub.

En la actualidad PEMEX controla tres unidades de craqueo con vapor en los complejos petroquímicos de La Cangrejera, Morelos y Pajaritos, todos localizados en la zona de Coatzacoalcos, en el estado de Veracruz. Estas instalaciones tienen una capacidad nominal combinada de 3.045 MMlba, y están diseñadas para utilizar etano para el 100% de su materia prima. Según los cálculos de Bentek, las unidades de PEMEX necesitan en torno a 80 Mbd de etano para operar al 95% de la capacidad. Sin embargo, la

demanda de estas plantas ronda en realidad los 60 Mbd. La media de utilización de las plantas de craqueo de PEMEX ha caído desde el 84% de 2009 hasta el 71% de 2014, debido a que la producción de etileno en Pajaritos ha disminuido de manera constante desde 2007. Hay que tener en cuenta que Pajaritos lleva sin producir etileno desde octubre de 2014, de acuerdo con datos publicados por la SENER que abarcan los resultados registrados hasta finales de enero.

Aunque el nivel de producción actual basta para cubrir la demanda existente de productos petroquímicos, PEMEX podría necesitar más etano del que puede producir cuando Etileno XXI ponga en marcha su actividad. Para mitigar este riesgo, PEMEX planea incrementar la capacidad de recuperación de etano en el complejo de procesamiento de Ciudad Pemex, que en estos momentos no produce líquidos del gas natural. Asimismo, Gasoductos de Chihuahua, una empresa conjunta dividida al 50% entre PEMEX y la filial de Sempra Internacional, IEnova, está desarrollando una gasoducto de etano de 140 millas que conectará los complejos de Catcus, Nuevo Pemex y Ciudad Pemex con Coatzacoalcos. No obstante, como se puede observar en el gráfico 6, el suministro de etano podría escasear cuando Etileno XXI empiece a operar, teniendo en cuenta incluso el etano que se rechaza a la corriente de gas.

Uno de los objetivos de la reforma energética es el de promover la competitividad de la industria manufacturera del país. México es un país importador neto de polietileno, y según el informe de Platts Global Polyethylene Outlook, se espera que la demanda de esta resina aumente a medida que crezca el PIB del país. A pesar de todo, la posible escasez de etano podría hacer que se pospongan las inversiones destinadas a la creación de nuevas instalaciones de producción de etileno. De hecho, si la producción de etano sigue bajando PEMEX se arriesga a tener que mantener la actividad en las unidades de craqueo a un porcentaje de utilización más bajo si cabe. Las plantas de craqueo con vapor existentes se encuentran situadas de manera conveniente cerca de la terminal de importación de gas licuado de petróleo (GLP) de Pajaritos. Por eso PEMEX podría considerar la posibilidad de importar etano a través de este puerto o incrementar la flexibilidad de una de las unidades para emplear otras materias primas como GLP (propano y butano). Si la producción de líquidos del gas natural sube al mismo tiempo que disminuye la demanda nacional de GLP, el propano y el butano podrían convertirse en una materia prima viable para la industria petroquímica mexicana.

Importaciones de gas natural licuadoMéxico lleva varios años aumentando las importaciones

de gas natural licuado (GNL) debido a las continuas limitaciones de los gasoductos, la caída de la producción de gas seco y el incremento de la demanda de gas natural. El aumento de las importaciones a través de

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GRÁFICO 6: PRODUCCIÓN DE ETANO

Fuente: SENER

Demanda potencialRechazo de etanoPoza Rica y ReynosaPajaritosCactusNuevo PemexMorelosLa Cangrejera

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gasoductos estadounidenses terminará sustituyendo a las importaciones de GNL y podría incluso llevar a la exportación de este producto.

México cuenta con tres instalaciones para la importación de GNL: Costa Azul en Baja California, Manzanillo en la costa oeste del centro de México, y Altamira en la costa del Golfo. Estas unidades disponen de una capacidad de regasificación total de 16,1 millones de toneladas anuales o 2 MMMpcd. El país comenzó a importar GNL en 2006, y desde entonces las importaciones han ido ascendiendo de manera constante año tras año. En 2014 México importó algo menos de 0,9 MMMpcd, lo que supone alrededor del 12% de la oferta nacional de gas además de un incremento interanual del 18%. A pesar de que Costa Azul es la terminal de importación más grande del país, Manzanillo y Altamira han sido las que más importaciones de GNL han recibido.

La terminal de Costa Azul de Sempra, que está situada en Baja California, cerca de Tijuana, y posee una capacidad de 1 MMMpcd, fue la segunda terminal de importación de GNL que se construyó en México. La unidad se puso en marcha en 2008 para cubrir la creciente demanda de Baja California y California. En 2010 la terminal importó alrededor de 200 MMpcd, el 38% de la oferta total de GNL del país de ese año. No obstante, el gráfico 7 muestra como el auge de la explotación de hidrocarburos no convencionales en Estados Unidos redujo la vida útil de Costa Azul, y las importaciones en la terminal se desplomaron hasta 35 MMpcd en 2014, lo que representó solamente el 4% del volumen total de importación de GNL en ese año. El crecimiento de la producción estadounidense ocasionó un cambio de dirección en el flujo de gas entre Costa Azul y Estados Unidos. A consecuencia de esto, Sempra decidió renegociar el contrato de suministro a largo plazo que había firmado con la indonesia Tangguh LNG y revendió la mayor parte de su material a compradores japoneses. El traslado de la oferta del GNL mexicano a los mercados asiáticos es un reflejo de lo que estaba ocurriendo al mismo tiempo en el mercado estadounidense.

Manzanillo es la terminal de importación de GNL más reciente que existe en México, ya que su construcción finalizó en 2012. La unidad vende gas a la CFE y a PEMEX para garantizar el suministro de electricidad y carga industrial a las áreas restringidas de Guadalajara y Ciudad de México. Se trata de una empresa conjunta conformada por Samsung, Mitsui y KOGAS al 37,5%, 37,5% y 25% respectivamente. La planta tiene un acuerdo a largo plazo con el consorcio Perú LNG que se inició en 2012 con un suministro de 90 MMpcd, el cual ha aumentado hasta 500 MMpcd en 2015. Manzanillo importó 450 MMpcd en 2014, un volumen que equivale al 90% de su capacidad y representa además el 51% de la oferta total de GNL del país. La terminal importa además cargamentos al precio spot del marcador de Japón y Corea (JKM, por sus siglas en inglés) con un extra fijo añadido, lo que significa que las

importaciones al contado de Manzanillo están entre las más caras del mundo.

La terminal de importación de Altamira, construida en 2006, fue la primera del país. Se trata de una empresa conjunta participada por Royal Dutch Shell, que posee el 50%, Total y Mitsui, las cuales cuentan con un porcentaje del 25% cada una. Altamira respalda principalmente a las centrales eléctricas alimentadas con gas que la CFE tiene en la zona noreste del país. El suministro de la terminal llega principalmente de dos contratos a largo plazo con Nigeria LNG y Qatargas. En 2014 Altamira importó alrededor de 340 MMpcd, lo que supone un porcentaje de utilización del 70% y un 45% de la oferta nacional de GNL.

A medida en que las importaciones de GNL empiecen a disminuir a raíz del incremento de importaciones a través de gasoductos estadounidenses, los participantes en el mercado mexicano estarán cada vez más interesados en la posibilidad de exportar el producto. El pasado noviembre PEMEX anunció que se proponía instalar una planta de licuefacción de GNL de 6.000 MMUS$ que podría comenzar a operar en 2020. La empresa está tratando de asociarse con inversores externos para llevar a cabo el proyecto y, aunque todavía no se ha elegido la ubicación exacta, el plan es emplazar la terminal en la costa oeste, cerca de la refinería de Salina Cruz, al sur de México. Este proyecto de nueva construcción obligará a realizar una ampliación del gasoducto Transoceánico, una línea de 100 millas y una capacidad de 90 MMpcd que conecta la refinería con Pajaritos, que se encuentra en la zona de Coatzacoalcos y tiene además buenas conexiones con los principales activos de producción en la costa del Golfo. No obstante, la región del centro sur del país se está viendo afectada ya por la escasez de suministro y necesita experimentar un notable crecimiento tanto en la producción nacional como en las conexiones con los puntos de suministro de gas de Estados Unidos para que el proyecto pueda hacerse realidad. Es por esto que es difícil que las exportaciones de GNL de la terminal comiencen antes de mediados o finales de la década de 2020.

Por su parte, el 19 de febrero PEMEX, Sempra LNG e IEnova firmaron un memorándum de entendimiento para coordinar el desarrollo de una planta de licuefacción de gas

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GRÁFICO 7: IMPORTACIONES DE GNL

Fuente: Bentek

AltamiraManzanilloCosta Azul

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natural de 2 millones de toneladas anuales en Costa Azul que necesitaría 270 MMpcd de gas. Sin embargo, los análisis de Bentek apuntan a que la red existente de gasoductos que conecta Estados Unidos con Costa Azul no será capaz de transportar el suministro necesario a largo plazo a causa de la limitada capacidad del gasoducto de El Paso y la creciente demanda de gas en el suroeste estadounidense. Por tanto, la realización del proyecto tendría que pasar por la creación de una nueva línea de suministro, lo que aumentaría los costes. Asimismo, el desplome de los precios mundiales del petróleo ha hecho que se reduzcan de manera significativa los presupuestos para inversiones, recortando las cantidades disponibles para el desarrollo de nuevos proyectos de exportación de GNL.

Ductos de gas naturalMéxico se ha embarcado en uno de los proyectos de

construcción de gasoductos más importantes de su historia con el objetivo de suministrar gas natural a docenas de nuevas centrales eléctricas de gas, así como a zonas del país que en la actualidad dependen en gran medida del combustóleo. Está previsto instalar múltiples gasoductos en el cuadrante noroeste del país puesto que actualmente no tiene acceso adecuado a la producción nacional de gas natural. El sistema de gasoductos más grande que se

proyecta construir es el de Los Ramones, que se extenderá a lo largo de 650 millas desde la frontera del sur de Texas hasta el noreste de México.

En estos momentos el sistema de transporte de gas natural más importante de México es el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), que tiene una longitud aproximada de 5.400 millas y una capacidad nominal de 5 MMMpcd. PEMEX era el propietario y el operador de este gasoducto, pero la reforma energética ha creado a CENAGAS para operar la capacidad en este sistema. PEMEX está también traspasando a CENAGAS el control de un sistema de transporte de menor tamaño con 212 millas y una capacidad de 1.054 MMpcd, el Sistema Naco-Hermosillo (SNH). El SNH no está conectado al SNG y recibe el suministro principalmente de la red de El Paso Natural Gas (EPNG) de Kinder Morgan en Arizona.

También hay empresas privadas que poseen y controlan sistemas de gasoductos en México, regulados por la CRE. La compañía independiente de gasoductos más grande de México es Fermaca, pero hay otras empresas multinacionales con presencia en el país, como TransCanada, GDF Suez, Kinder Morgan y Sempra International, que opera a través de su filial IEnova.

La dependencia mexicana de las importaciones de gas natural licuado se debe en gran medida a las limitaciones de los gasoductos, que restringen el acceso al gas

MÉXICO

ESTADOS UNIDOS

CIUDAD DE MÉXICO

MAPA 3: INFRAESTRUCTURAS MEXICANAS DE GAS NATURAL EXISTENTES Y EN PROYECTO

Costa Azul Waha

Henry HubCanal de Houston

Agua Dulce

Monterrey

Rosario/TNG

El Paso

San Elizario

Ojinaga-

El Encino

Manzanillo

Salina Cruz

Altamira

SDG&E

PG&E

SoCalNorth Baja

CFE Ehrenberg -San Luis

Naco-Hermosillo (SNH)

OneOK

Enterprise Texas

TETC

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Los Ramones I

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Norte

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Senora Norte

(Sásabe-Puerto Liberta-

Guymas)

Senora Sur

(Guymas- El Oro) El Oro-Mazatlán

El Encino-La Laguna

El En

cino-

Topo

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Samalayuca-Sásabe

Terminal de GNL existente

Terminal de GNL en proyecto

Central eléctrica de nuevaconstrucción – gas natural

Planta de procesamiento

")

")

Central eléctrica – conversión decombustóleo a gas natural

Gasoductos existentes

SNG

Gasoductos privados

Gasoductos en proyecto

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estadounidense. Afortunadamente, la finalización de la construcción del gaseoducto Los Ramones I ha conseguido aliviar en parte esas restricciones. Los Ramones recibe gas del sur de Texas a través del nuevo gasoducto NET Mexico y lo transporta al SNG en el estado de Nuevo León. El gasoducto inició la actividad en diciembre de 2014 con una capacidad de 1 MMMpcd, pero se ampliará hasta alcanzar 2,1 MMMpcd a finales de este año, cuando Los Ramones II - Norte y Los Ramones II - Sur lograrán que el sistema se extienda hasta el centro del país.

Ahora mismo Bentek está siguiendo el desarrollo de más de 22 proyectos de infraestructuras para la construcción de nuevos gasoductos de gas natural en México. Como puede verse en la tabla 1, desde octubre de 2014 la CFE ha adjudicado cinco contratos para la construcción de nuevas infraestructuras de transporte de gas natural. Estos cinco gasoductos requerirán unas inversiones de más de 2.200 MMUS$ y tendrán una capacidad total combinada de 5,7 MMMpcd. Entre las empresas que han participado de manera activa en los procesos de licitación de la CFE se cuentan Sempra, TransCanada, Energy Transfer Partners y Crestwood.

Está previsto además que de aquí al final del verano la CFE adjudique cinco contratos más para la construcción de sistemas de transporte de gas. El plazo para la recepción de propuestas para el gasoducto de San Isidro-Samalayuca se cierra el 25 de marzo y la CFE anunciará el ganador del proceso de licitación el 16 de abril. Aún no se ha fijado la fecha de adjudicación de los otros cuatro contratos, pero todo parece indicar que la Empresa Productiva del Estado planea hacerlo a finales de julio.

Bentek calcula que los gasoductos estadounidenses disponen de una capacidad nominal combinada de en torno a 7,5 MMMpcd para transportar gas natural a la frontera mexicana. En la actualidad son cuatro los gasoductos interestatales que suministran la mitad del volumen total de importaciones terrestres de gas de México: El Paso Natural Gas Pipeline (EPNG), North Baja, Tennessee Gas Pipeline

(TGP) y Texas Eastern Transmission (TETCO). La otra mitad procede de diversas empresas de gas natural y gasoductos intraestatales, que incluyen el sistema intraestatal de Texas de Enterprise, Kinder Morgan Border Pipeline, Kinder Morgan Texas, OkTex Pipeline, Reef International, San Diego Gas & Electric, SoCal Gas y West Texas Gas. En diciembre NET Midstream finalizó el proyecto de NET Mexico y, según ha podido saber Bentek a través de la propia compañía, el gasoducto transportó alrededor de 350 MMpcd ese mes y alcanzo un máximo de 500 MMpcd. Kinder Morgan terminó la construcción del gasoducto Sierrita Pipeline a finales de octubre, pero el flujo de gas lleva detenido desde el 18 de noviembre a causa de los problemas en la infraestructura de Sonora Pipeline.

Bentek está siguiendo ahora el desarrollo de otros seis proyectos tanto de expansión como de nueva construcción para ampliar la capacidad de transporte de gas natural seco a la frontera entre Estados Unidos y México y que podrían sumar 5,3 MMMpcd. Entre ellos se cuentan los gasoductos de San Elizario y Presidio, dos proyectos aprobados por la CFE que transportarán un total de 2,5 MMMpcd de la cuenca Pérmica al noroeste de México. La CFE prevé que la demanda de gas en esta zona, que incluye Sonora,

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201420132012201120102009

(MMMpcd)

GRÁFICO 8: EXPORTACIONES ESTADOUNIDENSES DEGAS NATURAL A MÉXICO MEDIANTE GASODUCTOS

Fuente: EIA

TABLA 1: LICITACIONES DE CFE RECIENTES

Ramal Tula Ojinaga -El Encino

El Encino -La Laguna

Waha - Presidio

Waha - San Elizario

Fecha de adjudicación OCT-2014 NOV-2014 DIC-2014 ENE-2015 ENE-2015Sempra A x x xTransCanada x x x xCrestwood xETP/Carso/Mastec x x A AFermaca x AOperadora Mexicana de Gasoductos x xEnagas/Elecnor x xATCO AArendal xCapacidad (MMpcd) 485 1 .400 1 .107 1 .350 1 .135 Inversión de capital (MMUS$) 48 $ 300 $ 630 $ 643 $ 596 $ A: adjudicada; x: oferta presentada

Fuente: Bentek, CFE

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Chihuahua, Sinaloa y Durango, requerirá un suministro adicional de 2,2 MMMpcd de 2015 a 2028.

De acuerdo con el gráfico 8, las importaciones mexicanas de gas natural de Estados Unidos se han incrementado de manera constante en los últimos años. En 2014 México importó una media de 2 MMMpcd, un 114% por encima de los 0,9 MMMpcd de 2010. Las importaciones mediante gasoducto batieron un récord en septiembre al situarse en 2,2 MMMpcd, pero los volúmenes se han reducido desde entonces puesto que la demanda de gas para generación eléctrica descendió con la llegada del invierno. Las importaciones mexicanas de gas natural son estacionales y suelen alcanzar los niveles más elevados en verano debido al aumento de la demanda del sector eléctrico.

OFERTA DE GAS NATURALLa producción de gas en México ha bajado a lo largo

de un periodo en el que sin embargo la demanda se ha disparado, por lo que el país ha visto aumentar su dependencia de las importaciones para satisfacer este aumento de la demanda.

En 2010 la demanda media de gas natural de México fue de 6,5 MMMpcd y la producción de gas seco se situó en unos 5 MMMpcd, lo suficiente para cubrir algo menos del 80% de las necesidades del país. Sin embargo, la producción nacional de gas seco ha caído un 12% en los últimos cuatro años hasta llegar a una media de 4,4 MMMpcd en 2014, alrededor del 60% de lo requerido, mientras que demanda ha aumentado un 12% hasta 7,2 MMMpcd en el mismo periodo. El resultado ha sido un incremento de las importaciones de gas estadounidense a través de gasoductos así como de los envíos internacionales de GNL.

En el gráfico 9 se observa que Estados Unidos envió 2 MMMpcd de gas natural a México en 2014, un 114% más que 2010, lo que representa un 27% de las necesidades de gas del país en ese año. En 2010 las importaciones a través de gasoductos abarcaron tan solo el 14% de la demanda. A lo largo de los últimos cuatro años las importaciones de GNL también han aumentado, pero no al mismo ritmo que las importaciones terrestres procedentes de Estados

Unidos. En 2014 las importaciones de GNL de México sumaron una media de 0,9 MMMpcd, lo que supone un aumento del 66% frente a la media de 0,5 MMMpcd de 2010. En la actualidad, el GNL representa alrededor del 12% de la oferta total de gas del país. Está previsto que la demanda de gas natural de México siga creciendo con el impulso de la actividad en el sector eléctrico, aunque los productores continuarán priorizando la producción de crudo, por lo que el país dependerá cada vez más de las importaciones para satisfacer la demanda creciente de gas.

Demanda de gas naturalLa demanda mexicana de gas natural está creciendo

a gran velocidad, especialmente en el sector de la electricidad, y se espera que esta tendencia se acelere a lo largo de la próxima década a medida que el país promueve la expansión del sector eléctrico, reduce su dependencia del combustóleo y aumenta el consumo de gas natural, de combustión más limpia. La demanda no ha dejado de crecer en los últimos diez años y en 2014 aumentó un 3,8% hasta 7,2 MMMpcd.

El sector de la electricidad es el principal componente de la demanda de gas natural en México. Como demuestra el gráfico 10, en 2014 alcanzó 3,5 MMMpcd ,casi un 50% de los requerimientos del país. Se trata de una fuente de demanda altamente estacional que llega a su máximo en verano pero desciende en invierno dado que la bajada de

GRÁFICO 9: OFERTA DE GAS NATURAL

Fuente: Bentek, EIA, SENER

Importaciones de GNLImportaciones mediante gasoductosProducción nacional

20106,5 MMMpcd

5,0 MMMpcd78%

0,5 MMMpcd8%

0,9 MMMpcd14%

20147,2 MMMpcd

2,0 MMMpcd27%

4,4 MMMpcd61%

0,9 MMMpcd12%

GRÁFICO 10: COMPONENTES DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL


20147,2 MMMpcd

2,3 MMMpcd31% Petróleo y gas

3,5 MMMpcd49% Electricidad

1,3 MMMpcd18% Industria

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(MMMpcd)ElectricidadPetróleo y gasIndustriaSector comercial y residencialExportaciones

0,1 MMMpcd2% Sector comercial y residencial

DEMANDA DE GAS NATURAL

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las temperaturas reduce la necesidad de refrigeración. La CFE es el principal productor de electricidad de México y en 2014 consumió una media de 1,3 MMMpcd.

La industria del petróleo y el gas es el segundo mayor componente de la demanda de gas natural, con un consumo de 2,3 MMMpcd que representa el 31% del mercado. Dentro del sector, la producción y otras actividades de exploración y extracción son las que más gas demandan, abarcando cerca del 60% del volumen total destinado a esta industria en 2014. El resto se divide de manera similar entre el transporte y el procesamiento de gas, la producción de productos petroquímicos y las operaciones de refinación. La demanda anual media del sector del petróleo y el gas ha permanecido relativamente estable por encima de 2 MMMpcd desde 2004.

El sector industrial ha sido uno de los que más ha contribuido al crecimiento de la demanda de gas natural en este periodo. El consumo de este sector alcanzó una media de 1,3 MMMpcd en 2014, un incremento de más del 20% respecto al volumen de 2010.

El sector comercial y residencial consumió menos de 120 MMpcd en 2013. Si bien las temperaturas invernales en México son más moderadas que en Estados Unidos, el gas natural aún no se ha abierto paso de manera notable en este sector. En cocinas y sistemas de calefacción se emplea GLP en una proporción del 52%. La madera representa el 41% y el gas natural cubre tan solo un porcentaje del 7%. El sector comercial y residencial

consume una media de 215 Mbd de GLP, lo que equivale a unos 0,9 MMMpcd. Los planes de construcción de gasoductos previstos para los próximos años podrían causar un aumento de la demanda en los sectores residencial, comercial, industrial y eléctrico a medida que el gas logre llegar a más ciudades y los mexicanos pasen de consumir GLP a gas natural.

La demanda de gas varía según la estación del año. En verano se producen pequeños picos puesto que el mayor uso de sistemas de aire acondicionado hace que suba la demanda de electricidad de junio a septiembre, mientras que las cargas de calefacción en invierno son relativamente bajas. En el 2014, la demanda total de gas de México alcanzó un máximo de 7,7 MMMpcd en octubre y cayó hasta un mínimo de 6,9 MMMpcd en diciembre, una variación de 0,8 MMMpcd o una diferencia de un 11% entre el volumen medio de demanda de ambos meses.

Desde un punto de vista geográfico, la mayor parte del consumo de gas de México tiene lugar en la zona sureste del país, donde se concentran las actividades asociadas con la extracción de petróleo, el procesamiento de gas, el fraccionamiento de líquidos del gas natural y la producción de productos petroquímicos. El noreste es el segundo núcleo de demanda, gracias al impulso de los sectores eléctrico e industrial.

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CONCLUSIONESLa reforma y liberalización de la industria energética

mexicana tendrá repercusiones en casi todos los sectores de la economía. En 2015 el principal cambio tendrá lugar en el sector de la exploración y producción, ya que este abrirá sus puertas a las inversiones privadas por primera vez desde 1938. La CNH planea adjudicar este verano los primeros 14 bloques petroleros para la exploración de hidrocarburos en aguas someras del golfo de México, y durante el otoño espera adjudicar otros cinco bloques más destinados a la producción en la misma área.

Este proceso de liberalización ayudará a promover las inversiones a lo largo de toda la cadena de suministro del petróleo y el gas, no solo en el segmento de exploración y producción, sino también en las operaciones de captación, procesamiento de gas, fraccionamiento de líquidos de gas natural y refinación de crudo. El objetivo de esta iniciativa es avivar la producción energética en el país y reducir los precios de la electricidad. La producción tardará un tiempo en resurgir dada la situación actual de bajos precios del petróleo, pero llegado el momento, la producción de petróleo de México volverá a crecer porque el país está ofreciendo a las empresas la oportunidad de llevar a cabo su actividad en zonas con unos de los costes de producción más bajos del mundo.

A pesar del crecimiento de la demanda nacional de gas natural, Bentek no prevé que las compañías privadas que participen en el proceso de liberalización del sector de exploración y producción mexicano se centren en este producto, sino en el crudo. Además, los primeros bloques que estarán disponibles para la exploración y producción por parte de entidades privadas se encuentran lejos de los nuevos gasoductos y centrales eléctricas que se están construyendo en el noreste y noroeste del país.

Los bajos precios del petróleo podrían frenar las expectativas de incremento de la producción en México, pero no detendrán la subida de la demanda nacional de hidrocarburos. Por este motivo, es muy probable que Estados Unidos sea el encargado de satisfacer la creciente demanda mexicana de gas natural. México necesita un gran incremento de fuente de combustible para apoyar la rápida expansión del sector de generación de electricidad mediante gas, mientras que la cuenca Pérmica en el oeste de Texas y el yacimiento de Eagle Ford en el sur de Texas necesitan un amplio mercado al sur de la frontera. De hecho, la mayor parte de los gasoductos de gas natural que se completaron a finales de 2014, así como los que están ahora en construcción, están diseñados para llevar gas al

sur más allá de la frontera de Estados Unidos. El gasoducto Los Ramones I, que va desde el sur de Texas a Nuevo León, comenzó a aliviar la situación del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) en diciembre de 2014 y en el futuro ayudará a cubrir la creciente demanda de los sectores eléctrico e industrial en el noreste de México. El gasoducto Sierrita Pipeline de Kinder Morgan, que se extiende de la línea principal sur de El Paso Natural Gas en Tucson, Arizona, a la frontera con Sonora en México, suministrará gas a distintos proyectos de generación de electricidad y a otros gasoductos que se están instalando en el cuadrante noroeste del país. Por su parte, los gasoductos de San Elizario y Presidio en el oeste de Texas transportarán gas desde la cuenca Pérmica hasta los gasoductos situados en el estado de Chihuahua. En estos momentos hay más de 22 proyectos destinados a llevar gas hacia el sur para aliviar las restricciones de transporte y cubrir el incremento de la demanda.

La industria eléctrica está detrás de este proceso de expansión de los gasoductos, pero la ampliación del sistema nacional de transporte de gas natural influirá en todos los sectores económicos del país. El suministro de gas estadounidense sustituirá a las costosas importaciones de GNL en Altamira, en la costa del Golfo, y con el tiempo también en la terminal de Manzanillo, en la costa del Pacífico. La construcción de gasoductos y la mayor disponibilidad de gas natural provocarán un descenso en los precios de la energía y crearán nuevas oportunidades en la agricultura, la industria manufacturera, la minería, la construcción y los sectores de materias primas y servicios públicos. El incremento del consumo de gas natural estimulará la sustitución del combustóleo al gas natural en el mercado eléctrico, y animará a los hogares mexicanos a abandonar el GLP y la leña.

Estos son algunos de los numerosos cambios que están teniendo lugar en México. Ahora más que nunca es necesario analizar el sector energético de México dados las nuevas oportunidades que se están creando para las empresas extranjeras y el incremento de la competición entre los participantes en el mercado.

Si desea recibir información detallada sobre los fundamentos de la oferta y la demanda energética en México, los proyectos de infraestructuras que se están desarrollando, y mantenerse al día de los continuos cambios en la normativa energética mexicana, póngase en contacto con Bentek Energy a través de [email protected] o en los teléfonos 1-888-251-1264 o +52 55 1207 2167.

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COLABORADORES Y AGRADECIMIENTOS

María Fernanda Mejí[email protected]+1 713-655-2288María Fernanda Mejía lidera el grupo de análisis del crudo, el gas natural y los líquidos del gas natural en México y forma parte del equipo de líquidos de gas natural de Bentek . Asesora a los diversos clientes de Bentek sobre los fundamentos del mercado como la oferta, la demanda, los precios y las infraestructuras, que incluyen gasoductos ya existentes y en proyecto, plantas de procesamiento, instalaciones de fraccionamiento, terminales de exportación, plantas de craqueo con vapor y unidades de deshidrogenación de propano . Antes de unirse a Bentek participó en un programa rotativo de dos años en Sequent Energy Management, y fue también asesora de gestión en Corven, que ahora pertenece a Oliver Wyman . En Sequent trabajó en el área de estructuración, donde su tarea consistía en valorar activos para el almacenamiento y el transporte de gas natural, y en la de programación, donde se ocupaba de garantizar el flujo de gas en Norteamérica, con especial énfasis en la región del noreste y la costa del Golfo . María Fernanda Mejía es hablante nativa de español y se graduó en Dirección de Empresas en la Universidad de Tulane en la especialidad de Finanzas y Energía .

Rocco [email protected]+1 720-264-6626Rocco Canonica se incorporó a Bentek en 2007 y ayudó a crear una amplia gama de productos, como la serie Observer de análisis energético regional, las herramientas de previsión Market Call y muchos informes en profundidad de análisis energético . Antes de unirse a Bentek fue el encargado de dirigir servicios de noticias de la industria energética como Natural Gas Intelligence y Power Market Today, además de servicios de datos y conferencias en Intelligence Press, Inc . Rocco Canonica empezó su andadura en el sector de la energía en Oil Daily Co ., en Washington D .C . Se graduó en Filosofía y Periodismo en las especialidades secundarias de Cultura Clásica e Historia en las universidades de Auburn y Old Dominion .

Ross [email protected]+1 720-264-6748Ross Wyeno es analista energético en Bentek Energy y se ocupa del mercado de gas del sureste estadounidense y la industria global de GNL . Su trabajo se centra en las expansiones de los canales de suministro, las exportaciones de GNL, la producción en el sureste de Texas y las exportaciones mexicanas . Antes de incorporarse a Bentek ocupaba el puesto de analista financiero y agente de valores en Chimera Capital, un fondo comercial especializado de Nueva York . Ross Wyeno se graduó en Finanzas y Comercio Internacional en la Universidad de Colorado y completó un máster en Política Económica en la Escuela de Minas de Colorado .

Nicole [email protected]+1 720-264-6680Nicole Leonard trabaja como analista en el equipo de crudo de Bentek y dirige el análisis de condensados estadounidenses y de los mercados de crudo de México y Canadá . Es la redactora principal del informe de seguimiento de la producción de petróleo y gas canadiense Canadian Oil and Gas Production Monitor y ha colaborado en la creación del reportaje sobre la gasolina natural y los condensados en Norteamérica North American Natural Gasoline and Condensate Outlook, el modelo de demanda de diluentes de Canadá, y los balances PADD de Bentek que ilustran los movimientos de la oferta y la demanda en Norteamérica . También tiene una amplia experiencia en el análisis de gas natural y líquidos de gas natural y ha participado en los informes diarios del gas natural de Bentek y en la herramienta Market Call con la base de datos de la oferta de líquidos de gas natural en Norteamérica, que cubre las infraestructuras de procesamiento de gas natural y producción de líquidos del gas natural en Estados Unidos y Canadá . Nicole Leonard se graduó en Estudios Europeos en Lake Forest College e hizo un máster en Estudios de Oriente Próximo en King’s College London, donde se especializó en las inversiones de petróleo y gas realizadas en los países miembros del Consejo de Cooperación del Golfo .

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