Prospectiva del mercado de gas natural2004-2013

FERNANDO ELIZONDO BARRAGÁN

Secretario de Energía

CARLOS GARZA IBARRA

Subsecretario de Planeación Energética

y Desarrollo Tecnológico

HÉCTOR MOREIRA RODRÍGUEZ

Subsecretario de Hidrocarburos

JOSÉ ALBERTO ACEVEDO MONROY

Subsecretario de Electricidad

MANUEL MINJARES JIMÉNEZ

Oficial Mayor

CARLOS MONTAÑO FERNÁNDEZ

Director Generalde Planeación Energética

SILVIA MARROQUÍN LARA

Jefa de la Unidadde Comunicación Social

Secretaría de Energía

SECRETARÍA DEENERGÍA

Prospectiva del mercado de gas natural2004-2013

DIRECCIÓN GENERAL DE PLANEACIÓN ENERGÉTICA

México, 2004

Edición

José Alberto Díaz MontañoDirector de Difusión

Teresa Mira HatchSubdirectora de

Comunicación Gráfica

I. Elizabeth Barrera SolísFormación editorial

Responsables

Carlos Montaño FernándezDirector General

de Planeación Energética

Virginia Doniz GonzálezDirectora de Integración

de Política Energética Nacional

Juan Ignacio Navarrete BarbosaJefe del Departamentode Política Energética

© Secretaría de Energía Primera edición, 2004

Derechos reservados. Se prohíbe la reproduccióntotal o parcial de esta obra por cualquier método.Secretaría de EnergíaInsurgentes Sur 890Col. Del ValleCP 03100México, DFISBN: 968-874-187-6Impreso en Méxicowww.energia.gob.mx

Comisión Federal de Electricidad

Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

Comisión Reguladora de Energía

Gobierno del Distrito Federal

Gobierno del Estado de México

Instituto Mexicano del Petróleo

Luz y Fuerza del Centro

Pemex Corporativo

Pemex Exploración y Producción

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Pemex Petroquímica

Pemex Refinación

Secretaría de Hacienda y Crédito Público

Agradecemos la participación de las siguientes dependencias, entidades,

organismos e instituciones, para la integración de esta Prospectiva:

11

13

15

17

31

Presentación

Introducción

Resumen ejecutivo

Capítulo uno: Panorama internacional del mercado de gas natural

1.1 Dinámica de los mercados internacionales1.1.1 Demanda

1.1.1.1 El gas natural en la demanda de energía1.1.1.2 Consumo mundial de gas natural, 2003

1.1.2 Oferta1.1.2.1 Reservas mundiales de gas natural seco, 20031.1.2.2 Producción mundial de gas natural seco, 20031.1.2.3 Oferta mundial de gas natural licuado, 20031.1.2.4 Comercio exterior de Norteamérica, 2003

1.1.3 Precio internacional del gas natural, 20031.1.4 Mercado prospectivo de gas natural, 2001-2015

1.1.4.1 Demanda mundial de gas natural, 2001-20151.1.4.2 Oferta mundial de gas natural, 2001-2015

Capítulo dos: Marco regulatorio de la industria de gas natural

2.1 Ventas de Primera Mano2.1.1 Catálogo de Precios2.1.2 Régimen Transitorio de los Términos y Condiciones Generales2.1.3 Modificación de los Términos y Condiciones Generales

2.2 Regulación en la industria de gas natural2.2.1 Costo de transporte TF2.2.2 Directiva de seguros2.2.3 Esquemas para mitigar la volatilidad de precios del gas natural para usuarios menores2.2.4 Revisión quinquenal2.2.5 Acuerdos de Coordinación para el dasarrollo eficiente de los sistemas de gas natural

2.3 Normalización2.3.1 NOMs2.3.2 Unidades de verificación

2.4 Desarrollo de infraestructura de gas natural2.4.1 Transporte de acceso abierto y para usos propios

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

Índice7

43

71

Capítulo tres: Mercado nacional de gas natural 1993-2003

3.1 Consumo de gas natural, 1993-20033.1.1 Sector eléctrico

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

3.1.2 Sector industrial3.1.2.1 Petroquímica3.1.2.2 Sector industrial privado

3.1.3 Sector petrolero3.1.4 Sectores residencial y servicios3.1.5 Sector autotransporte3.1.6 Consumo regional

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

3.2 Oferta3.2.1 Reservas probadas de gas natural por región3.2.2 Extracción de gas natural3.2.3 Procesamiento de gas natural3.2.4 Infraestructura de transporte y distribución3.2.5 Sector privado

3.2.5.1 Distribución3.2.5.2 Transporte de acceso abierto

3.2.6 Precio nacional de gas natural3.2.7 Comercio exterior3.2.8 Balance oferta demanda 1993-2003

Capítulo cuatro: Evolución de la demanda y la oferta nacional de gas natural 2004-2013

4.1 Análisis de la demanda de gas natural4.1.1 Sector eléctrico

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

4.1.2 Sector industrial4.1.2.1 Sector industrial privado4.1.2.2 Demanda de Pemex Petroquímica

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

4.2 Oferta de gas natural4.2.1 Escenario medio de producción4.2.2 Contratos de Servicios Múltiples4.2.3 Gas natural licuado4.2.4 Disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB

4.3 Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2003-20134.4 Balances regionales de gas natural

4.4.1 Región Noroeste4.4.2 Región Noreste4.4.3 Región Centro-Occidente4.4.4 Región Centro4.4.5 Región Sur-Sureste

4.5 Inversiones en PGPB para el procesamiento y transporte de gas natural

4.6 Escenarios alternativos

Capítulo cinco: Ahorro y uso eficiente del gas natural

5.1Programas de ahorro de energía5.1.1 Empresas paraestatales5.1.2 Empresas privadas

5.2 Normalización de la eficiencia energética

5.3 Energía renovable

5.4 Cogeneración

Notas aclaratorias

Anexos

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

Bibliografía

Referencias para la recepción de comentarios

109

117

119

137

139

Presentación11

El gas natural se ha constituido como la fuente de energía con mayor

crecimiento en México y alrededor del mundo en los últimos años.

Las razones de este auge se deben principalmente, al desarrollo tec-

nológico encaminado a utilizar combustibles más limpios, eficientes,

económicos y de fácil acceso.

El gas natural ha penetrado en todos los sectores productivos y de

consumo de manera directa o indirecta, por lo que se ha convertido

en el combustible predilecto durante el presente siglo, al ser una

fuente de energía que puede hacer compatible el progreso económico

e industrial con la preservación del medio ambiente.

La disponibilidad de gas natural es un factor fundamental para lograr

un desarrollo sustentable, elevar la productividad de la industria y

ampliar la generación de empleos en nuestra economía. Para alcanzar

dichos objetivos, la estrategia de la presente administración es im-

pulsar el desarrollo del país con base en el fortalecimiento del merca-

do interno, a través del reforzamiento de la capacidad productiva, el

desarrollo de la infraestructura, el impulso a las empresas nacionales

y la promoción de la inversión.

Por otra parte, diversificar nuestras fuentes de importación es una estra-

tegia que debe complementar los esfuerzos de Petróleos Mexicanos para

incrementar la oferta, por lo cual, la industria petrolera necesita crecer y

modernizarse para asegurar un abasto de calidad en el futuro.

Es fundamental, pues, realizar un análisis objetivo del mercado de gas

natural, a partir de proyecciones basadas en ejercicios de planeación y

programación, enfocadas a conceptuar una visión estratégica de la

expansión del sector, que nos permita evaluar la factibilidad de los

proyectos de desarrollo apoyados en el uso del gas natural, mantenien-

do al mismo tiempo un enfoque en el futuro y en el presente.

La Prospectiva del mercado de gas natural 2004-2013 es resultado

de un amplio proceso de planeación entre las diferentes entidades del

sector energético mexicano coordinado por la Secretaría de Energía.

Esta nueva versión ofrece información actual, veraz y objetiva, acerca

de las acciones ocurridas y las expectativas para el mercado de gas

natural en los siguientes 10 años.

Esperamos que este material sirva de apoyo a los empresarios, espe-

cialistas, consultores, tecnólogos e investigadores del sector, para el

análisis y la toma de decisiones. Es indispensable un análisis objetivo

de nuestra situación para definir con precisión los retos y estar en-

tonces en posibilidades de plantear alternativas de solución. Vivimos

en un tiempo en el que es indispensable buscar acuerdos para tomar,

con responsabilidad, las mejores decisiones para el bien de los mexi-

canos. Esta publicación es una contribución para construir un sector

energético confiable, respetuoso del medio ambiente y motor del

crecimiento económico de nuestro país y del bienestar social de to-

dos los que somos parte de México.

Fernando Elizondo Barragán

Secretario de Energía

Secreta

ría

de E

nergía

12

Introducción13

La Secretaría de Energía, en cumplimiento al Artículo 109 del Regla-

mento de Gas Natural, publica la Prospectiva del mercado de gas

natural 2004-2013, que contiene la información más actualizada acerca

de la evolución histórica y las expectativas de crecimiento del merca-

do de gas natural en México.

Comprometidos con la mejora continua, hemos reestructurado algu-

nos capítulos e integrado nuevos temas de interés en el contenido,

los cuales fueron analizados de manera objetiva.

El primer capítulo describe la situación del panorama internacional

del gas natural en las diferentes regiones productoras y consumido-

ras alrededor del mundo. En particular, este apartado compara al

hidrocarburo con otras fuentes de energía primaria, sustentando el

auge que ha adquirido en el mercado internacional de energéticos.

Posteriormente, se analizan el consumo, las reservas y la producción

mundial, así como la oferta de gas natural licuado (GNL) y aquellos

intercambios comerciales derivados de esta modalidad. Además del

análisis de precios de los principales mercados de referencia, en esta

nueva versión se incluye el comercio exterior durante 2003 para la

región de Norteamérica. De acuerdo con los resultados del Departa-

mento de Energía (DOE) de Estados Unidos, no sólo se presenta la

demanda mundial esperada al año 2015 por región, sino también la

oferta estimada a ese mismo año.

A lo largo del capítulo dos, se ofrece una perspectiva actual de aque-

llas acciones realizadas en el sector dentro del marco regulatorio del

gas natural, desde el segundo semestre de 2003 y parte de 2004. En

esta sección, destacan apartados que dan seguimiento a temas ante-

riormente mencionados en las versiones previas de las prospectivas,

tales como las ventas de primera mano, las modificaciones de los

términos y condiciones generales, las revisiones quinquenales de

permisionarios de distribución y las expectativas acerca de los pro-

yectos de GNL durante los últimos años.

En el tercer capítulo se detallan los aspectos ocurridos en el mercado

nacional de gas natural durante el periodo 1993-2003. Este apartado

profundiza en los comportamientos de demanda mostrados en cada

sector de uso final y región en el país. Asimismo, aborda los aspectos

trascendentales acerca de la evolución de las reservas, la producción,

el comercio exterior y la infraestructura de transporte y distribución,

concluyendo con el análisis de aquellos factores fundamentales que

dieron como resultado el balance nacional de gas natural en el perio-

do de referencia. Cabe mencionar, que dentro de las innovaciones

realizadas a partir de esta publicación, se buscó evaluar el avance

histórico del gas natural dentro de cada sector de consumo final con

respecto a otros combustibles sustitutos. Este enfoque de análisis

concibe como un sistema abierto y dinámico a las trayectorias de

consumo seguidas por el gas natural en cada sector. Otro apartado

nuevo está referido a los precios nacionales de gas natural.

Tras las estimaciones realizadas respecto al crecimiento de los secto-

res de consumo, los proyectos viables de desarrollo de infraestructu-

ra e incremento de la producción, el capítulo cuatro explica las expec-

tativas del balance nacional de gas natural para el periodo 2004-

2013. Asimismo, se presentan los diferentes escenarios estimados

que podrían presentarse en el corto y largo plazo, de tal manera que

permitan al lector mantener y ampliar una visión entre la oferta y la

demanda futura del gas natural en México.

En el capítulo de Ahorro y uso eficiente de gas natural, se presentan

las estrategias existentes en el país, encauzadas al aprovechamiento

del ahorro de energía y, en específico para el gas natural, ya que los

programas y proyectos referidos en este capítulo son los más impor-

tantes, tanto por su alcance como por sus efectos en el ámbito nacio-

nal. Es importante mencionar que el enfoque de este apartado es la

búsqueda de ventajas competitivas en el sector, mediante una buena

administración de la energía en los usos del gas natural.

Finalmente, para complementar la prospectiva se integran una serie de

anexos, que incluyen un glosario de términos, una breve descripción,

acerca de las metodologías empleadas por el Instituto Mexicano del

petróleo (IMP) en las proyecciones 2004-2013, además de los factores

de conversión y las abreviaturas y siglas usadas a lo largo del documen-

to, 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 que

enfrenta esta industria en el país.

Secreta

ría

de E

nergía

14

Resumen ejecutivo15

El gas natural ocupó el tercer lugar en el mundo entre las fuentes de

energía primaria más utilizadas durante 2003, sólo después del car-

bón que aportó el 26.5%, y el petróleo crudo, que sigue siendo la

principal fuente de abastecimiento energético, con una participación

de 37.3% del consumo mundial. En 2003, la demanda mundial de

energía primaria creció 2.9% respecto al año anterior, y el gas natural

satisfizo 23.9% del consumo total. El crecimiento de China en el

mercado de energéticos es singular y además fue un factor determi-

nante en el balance mundial. Excluyendo a este país, el crecimiento

global en el consumo de energía primaria fue de 1.6%, como reflejo

de una lenta recuperación de la economía mundial en el último año.

El entorno energético mundial se caracterizó por un ambiente de

precios altos en todos los combustibles durante 2003. En la última

década, el consumo de gas natural registró un crecimiento promedio

anual de 2.2%, superior al promedio de la energía primaria total

(1.7%) y al del petróleo (1.5%).

El gas natural será la fuente de energía primaria, cuyo consumo

crecerá más rápidamente que el resto de los combustibles. La de-

manda de gas natural en el mundo aumentará a un promedio de 1.9%

entre 2001 y 2015 . Esto significa, que al año 2015 habrá crecido

30.8% con respecto al volumen de 2001. Sin embargo, las tasas de

crecimiento no serán uniformes en todos los países. Por el lado de la

oferta el mayor incremento se espera en los países en desarrollo, los

cuales pasarán de una oferta de 69.0 miles de mmpcd en 2001 a

110.1 miles de mmpcd durante 2015.

Cabe destacar que la CRE llevó a cabo los procesos de revisión quinquenal

de ocho permisionarios de distribución de gas natural, entre el segun-

do semestre de 2003 y agosto de 2004, lo que concluyó con la aproba-

ción 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. Además, el Comité de Normalización publicó

tres Normas Oficiales Mexicanas (NOM), así como un proyecto de

Secreta

ría

de E

nergía

16

NOM. Hoy en día se encuentran vigentes 138 permisos de transporte y

distribución de gas natural. Estos permisos representan compromisos

de inversión cercanos a 2.7 mil millones de dólares por parte de empre-

sas líderes en desarrollo de infraestructura energética de Bélgica, Cana-

dá, España, Estados Unidos, Francia y México.

Durante el año 2003 la economía mexicana creció 1.3%, mientras que

el consumo nacional de gas natural lo hizo en 8.6% respecto al año

anterior, lo que confirma el rápido dinamismo que ha presentado

dicho hidrocarburo en los sectores de consumo. Así, en ese año el gas

natural alcanzó el mayor consumo nacional registrado de los últimos

10 años, ubicándose en 5,274 mmpcd. A escala sectorial, los reque-

rimientos del sector eléctrico se han convertido en los más importan-

tes, casi triplicando sus consumos entre 1993 y 2003, para ubicarse

en 1,819 mmpcd. Además, en el periodo 1993-2003, la tasa media de

crecimiento del sector eléctrico se ubicó en 14.6%, consolidándolo

como el de mayor auge en el mercado.

La región Sur-Sureste representa el mayor consumo del gas natural en el

país (47.7%), debido a que gran parte de las actividades petroleras se

llevan a cabo en dicha demarcación. Le sigue la región Noreste con una

participación del 26.0%, cuyo consumo principalmente se sustenta a

partir de actividades del sector eléctrico e industrial. Estas mismas acti-

vidades se han desarrollado en la región Centro, que el último año consu-

mió 12.1% de la demanda nacional, mientras que las regiones Centro-

Occidente y Noroeste demandaron 9.4% y 4.7%, respectivamente.

En 2003 la oferta nacional de gas natural abasteció el 81.5% del

consumo interno y el 18.5% restante fue cubierto con importaciones.

Las importaciones por balance representaron 53.6%, mientras que

por logística fueron el 46.4% del total.

Se estima que en los próximos 10 años, la demanda nacional de gas

natural experimentará un crecimiento promedio anual de 5.8% al pasar

de 5,274 mmpcd en 2003 a 9,303 mmpcd en el 2013. Sin considerar el

sector petrolero, el incremento se calcula en 8.4% . Estos resultados

presentan diferencias respecto a la Prospectiva del año anterior debido

en parte, a la revisión a la baja, en términos nominales, en el crecimien-

to del PIB en los escenarios macroeconómicos.

A fin de incrementar los niveles de producción, uno de los objetivos

prioritarios es continuar con la modernización de las actividades de

exploración y desarrollo, para incrementar la producción de gas natu-

ral, principalmente de gas no asociado en la Cuenca de Burgos, en el

Noreste del país. Otra de las estrategias es avanzar con el Programa

Estratégico de Gas (PEG), para lo cual se deberán identificar y acele-

rar la ejecución de proyectos de gas, minimizar el tiempo asociado al

ciclo de exploración-desarrollo-producción, reducir los costos, au-

mentar la eficiencia y la calidad de los procesos e impulsar la mejora

continua en el control de los proyectos.

Es cierto que el crecimiento de la oferta de PEP a PGPB dependerá de

una dinámica positiva en la actividad exploratoria, no sólo por aumen-

tar aceleradamente la producción de gas natural no asociado, sino

también buscando revertir la declinación de muchos de los campos

actuales. Si bien, el balance del mercado nacional de gas natural indica

que el país en su conjunto seguirá siendo deficitario en el horizonte de

planeación, esto se debe a que al final del periodo se reducen las

inversiones en producción y exploración, sin que esto signifique una

caída en el potencial de las reservas del país, y por lo tanto la brecha con

las importaciones se abre un poco más.

Otra de las estrategias para garantizar el suministro de gas natural y

diversificar las fuentes de suministro ha sido el impulso de terminales

de regasificación para importar gas natural licuado. Bajo esta políti-

ca, en septiembre de 2003 se dio el fallo para la construcción de una

terminal de GNL para suministro del sector eléctrico que desde la

zona de Altamira, Tamaulipas, permitirá abastecer las plantas de ciclo

combinado Altamira V, Tuxpan V y Tamazunchale, las cuales son colin-

dantes con los estados de Tamaulipas, Veracruz y San Luis Potosí.

Asimismo, se contempla la posible instalación de otra terminal de

GNL en el Pacífico para abastecer la demanda de nuevas plantas del

sector eléctrico en la zona.

En conjunto los sectores energético e industrial utilizan más de 95%

del gas natural que consume el país, por ello, los programas de ahorro

de energía cobran particular relevancia entre la gama de mecanismos

para controlar el crecimiento de la demanda de dicho combustible.

Panorama internacionaldel mercado de gas natural

17capítulo uno

La globalización encierra un proceso creciente de internacionalización

del capital financiero, industrial y comercial, nuevas relaciones políticas

internacionales y el surgimiento de nuevos procesos productivos,

distributivos y de consumo deslocalizados geográficamente, una expan-

sión y uso intensivo de la tecnología sin precedentes, y nuestro país no

se encuentra ajeno a ello. Esto también se ha extrapolado al mercado de

los energéticos, si bien antes de este proceso de apertura los intercam-

bios de gas natural entre países y regiones fronterizas ocurrían, hoy se

están intensificando con el uso del gas natural licuado (GNL).

Así, la apertura comercial y el acceso a los mercados internacionales,

hacen necesario un estudio individualizado de cada uno de los aspectos

más importantes del comercio internacional del gas natural por lo

tanto, en esta sección, se analiza la evolución de la oferta y demanda del

hidrocarburo, sus tendencias actuales y futuras con el objetivo de

obtener una idea clara y precisa de este mercado alrededor del mundo.

1.1 Dinámica de los mercados

internacionales

1.1.1 Demanda1.1.1 Demanda1.1.1 Demanda1.1.1 Demanda1.1.1 Demanda

1.1.1.1 El gas natural en la demanda

de energía

El gas natural ocupó el tercer lugar en el mundo entre las fuentes de

energía primaria1 más utilizadas durante 2003, sólo después del

carbón que aportó el 26.5%, y el petróleo crudo, que sigue siendo la

principal fuente de abastecimiento energético, con una participación

de 37.3% del consumo mundial. En 2003, la demanda mundial de

energía primaria creció 2.9% respecto al año anterior, y el gas natural

satisfizo 23.9% del consumo total.

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

de un proceso de extracción.

Secreta

ría

de E

nergía

18

Sin duda el crecimiento de China2 en el mercado de energéticos es

excepcional y un factor determinante en el balance mundial, ya que es

el segundo consumidor de energía primaria con un crecimiento de

13.6% entre 2002 y 2003. Durante el año 2003, la principal fuente de

energía utilizada en China fue el carbón, este combustible sostuvo

67.2% del total de sus insumos energéticos, seguido por el petróleo

con 24.0%, para dejar al gas natural con una participación de 2.6%.

Excluyendo a este país, el crecimiento global en el consumo de ener-

gía primaria fue de 1.6%, como reflejo de una lenta recuperación de la

economía mundial en el último año. El entorno energético mundial se

caracterizó por un ambiente de precios altos en todos los combusti-

bles durante 2003.

En la última década, el consumo de gas natural registró un crecimien-

to promedio anual de 2.2%, superior al promedio de la energía prima-

ria total (1.7%) y al del petróleo (1.5%). Asimismo, el consumo de

carbón aumentó a 1.7% en el mismo periodo, mientras que la

nucleoenergía e hidroenergía observaron crecimientos de 1.9% y 1.1%,

respectivamente.

La distribución de los consumos regionales muestra una demanda

energética con un crecimiento sostenido, en donde los combustibles

fósiles han continuado dominando la canasta energética mundial. Sin

embargo, las tasas de crecimiento no son uniformes en todas las

regiones, lo que está provocando que el comercio energético se ex-

Cuadro 1Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1993-2003

(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy 2004.

Hidroenergía6.1%

Nucleoenergía6.1%

Gas natural23.9%

Petróleo37.3%

Carbón26.5%

Gráfica 1Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 2003

(participación porcentual)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2004.

2 En 2003 el PIB de China creció 9.1%, mientras que el promedio de la economía mundial lo hizo

a 2.8%, de acuerdo con World Economic Prospects, Oxford Economic Forecasting. Monthly

Review, Junio 2004.

Año 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 variación tmca2003/2002 1993/2003

Total mundial 8,206 8,300 8,534 8,780 8,864 8,853 8,868 9,059 9,156 9,465 9,741 2.9 1.7Petróleo 3,139 3,199 3,246 3,323 3,398 3,417 3,485 3,526 3,538 3,563 3,637 2.1 1.5Carbón 2,168 2,182 2,255 2,302 2,315 2,233 2,103 2,141 2,211 2,412 2,578 6.9 1.7Gas natural 1,869 1,876 1,937 2,033 2,024 2,059 2,106 2,194 2,217 2,286 2,332 2.0 2.2Nucleoenergía 495 504 526 545 541 551 571 585 601 611 599 -2.0 1.9Hidroenergía 535 540 569 578 586 594 603 614 589 593 595 0.4 1.1

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

19

panda rápidamente, particularmente en aquellos países y regiones

consumidores de petróleo y gas natural, los cuales están incrementando

sus importaciones de manera dramática.

El comercio de energéticos primarios no sólo está aumentando la

dependencia mutua entre las naciones, sino a la vez genera preocupa-

ciones sobre la vulnerabilidad del abastecimiento energético en el

futuro, dado que la producción seguirá estando concentrada en un

número pequeño de naciones. En este sentido, los esfuerzos para

cambiar a energéticos no fósiles pueden tener un impacto significati-

vo sobre la dependencia a las importaciones.

A lo largo de la última década, las regiones Asia Pacífico y Europa han

ganado participación en el mercado mundial de gas natural, al pasar de

9.1% a 13.3% y de 17.0% a 19.4%, respectivamente (véase gráfica 3).

El crecimiento vertiginoso de la economía asiática, ha impulsado una

demanda mayor de gas natural en países como la India, China, Malasia,

Corea del Sur y Tailandia, los cuales duplicaron su consumo durante

la última década. En esta región Japón es el consumidor más impor-

tante, y en 2003 absorbió 22.1% de la demanda regional.

El crecimiento del consumo de gas natural en la región de Europa

estuvo apoyado por el Reino Unido, Alemania, Italia, Francia y Holan-

da, los cuales demandaron dos terceras partes del consumo regional.

Los países que conforman la Ex URSS3 son el segundo bloque regio-

nal más importante de consumo (22.5%). En este mercado regional,

Rusia tuvo una tasa de crecimiento de 4.3% al finalizar 2003.100%

90%

80%

70%

60%

50%

40%

30%

20%

10%

0%Norteamérica Europa Asia Pacífico Oriente Medio África Centro y

Sudamérica

Petróleo Gas natural Carbón Nucleonergía Hidroenergía

Gráfica 2Consumo mundial de energía primaria por región, 2003

(participación porcentual)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of WorldEnergy, 2004.

1.1.1.2 Consumo mundial de gas natural, 2003

Durante 2003, el consumo mundial de gas natural fue de 250,686

millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), más elevado en 24.8% que

el de hace una década, y 2.0% mayor respecto a 2002. Cabe mencio-

nar que Norteamérica fue la única región que no presentó una tenden-

cia alcista en los consumos del último año, ya que disminuyó en 3.5%

su demanda. A pesar de esto absorbió 29.4% del total mundial.

Estados Unidos, el mayor consumidor de gas natural con una partici-

pación de 24.3% del total en 2003, vio disminuido su consumo en

4.9% respecto al año 2002. Esta caída fue resultado de un comporta-

miento altamente volátil en los precios del energético, que motivó a

los consumidores del sector de generación eléctrica e industrial a

utilizar combustibles sustitutos del gas natural para satisfacer sus

necesidades energéticas a menores costos.

3 Incluye Armenia, Azerbaiyán, Bielorrusia, Estonia, Georgia, Kazajstán, Kirguizistán, Letonia,

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

1993

33.8 33.8 32.7 31.1 29.4

29.3 24.522.9

22.422.5

17.018.7

19.0 18.719.4

9.1 10.611.8

12.9 13.3

5.7 6.7 7.7 8.4 8.6

3.1 3.6 3.8 4.0 4.2

1.9 2.1 2.2 2.6

1996 1999 2002 2003

Norteamérica

ÁfricaAsia Pacífico

Ex URSSOriente Medio

EuropaCentro y Sudamérica

Gráfica 3Consumo mundial de gas natural por región, 1993-2003

(participación porcentual)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of WorldEnergy, 2004.

Secreta

ría

de E

nergía

20

México mantiene una tendencia ascendente en el uso de gas natural,

que lo ha llevado a desplazar a Francia del décimo lugar en este rubro

durante el año 2003, su consumo aumentó a un ritmo de 6.3%, mien-

tras que el país galo lo hizo en 5.1% (véase gráfica 4).

1.1.2 Oferta1.1.2 Oferta1.1.2 Oferta1.1.2 Oferta1.1.2 Oferta

1.1.2.1 Reservas mundiales de gas natural

seco, 2003

Se pueden encontrar reservas de gas natural en todos los continen-

tes, aunque las cantidades se encuentran distribuidas de forma muy

irregular. Los enormes campos gasíferos que contienen alrededor de

72.9% del gas mundial se encuentran en el Oriente Medio y en los

países de la Ex Unión Soviética. En 2003, las reservas mundiales de

gas natural permanecieron prácticamente sin cambio, ya que reporta-

ron un ligero ascenso de 0.4% respecto al año anterior para totalizar

6,205 billones de pies cúbicos (bpc)4 .

Entre los años 1993 y 2003, las reservas de gas natural se han

incrementado a una tasa promedio anual de 2.2%, mientras que las

reservas de petróleo crudo lo han hecho a 1.2% anual. Debido a que

depende de muchas variables, es complicado estimar con exactitud

cuantos años podríamos disponer de gas natural y petróleo; sin em-

bargo, la relación mundial de reservas de gas natural respecto a los

niveles actuales de producción (R/P) es de 67.1 años, en tanto que la

de petróleo es de 41 años5 (véase gráfica 5).

4 Un billón equivale a 1012.5 Esto representa el tiempo que las reservas existentes durarían si se mantuvieran los niveles

actuales de producción, de acuerdo con BP Statistical Review of World Energy, 2004.

1 Incluye Hong Kong.Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2004.

1. Estados Unidos

2. Ex URSS

3. Reino Unido

4. Canadá

5. Alemania

6. Irán

7. Japón

8. Italia

9. Arabia Saudita

10. México

11. Francia

12. Holanda

13. Emiratos Árabes

14. Indonesia

15. Argentina

16. China

Resto del mundo

1

60,935

56,378

9,221

8,456

8,272

7,779

7,402

6,937

5,902

5,274

4,238

3,802

3,628

3,444

3,348

3,319

52,352

Total mundial250,686

Gráfica 4Consumo mundial de gas natural seco, 2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

21

En Norteamérica, las reservas de Estados Unidos y Canadá permane-

cieron prácticamente constantes, mientras que las de México reduje-

ron su nivel en 0.9% con respecto al año 2002.

En Europa, las reservas probadas se incrementaron en 0.8%, princi-

palmente porque Noruega continuó realizando importantes adicio-

nes, su reserva de gas pasó de 74.8 a 86.9 bpc en 2003. Otros descu-

brimientos fueron aportados por Holanda y Dinamarca, cuyas reser-

vas crecieron 6.3% y 14.6%, respectivamente. El total de la región se

ubicó en 208.4 bpc. Asimismo, en la Ex Unión Soviética permanecie-

ron constantes las reservas, a pesar de que su consumo en 2003

aumentó 2.3% por encima del año anterior.

En Oriente Medio se concentra 40.8% de los recursos gasíferos, y la

relación promedio de reservas / producción actual es mayor a 100

años, lo cual habla de la riqueza y el potencial de esta región. Qatar e

Irán contienen cerca de tres cuartas partes (73.1%) de las reservas en

la región, ya que en conjunto alcanzan un nivel de 1,852.5 bpc.

La tercer región con mayor disponibilidad del recurso es África, que

cuenta con reservas de gas natural por un total de 486.5 bpc, la

mayoría localizadas en Argelia y Nigeria (casi 70%). La mayor parte

de estas reservas se dirigirán a los mercados externos, por lo que la

región está desarrollando importantes proyectos de gasoductos y de

terminales de GNL, para abastecer la creciente demanda de Europa y

Norteamérica.

Indonesia y Australia6 son los países con mayores reservas de gas en

la región de Asia Pacífico, cada uno registra 18.9% del total regional.

Otro país importante es Malasia, cuyas reservas de gas seco alcanzan

los 84.9 bpc. En esta región sobresale que las reservas de China e

India7 , se incrementaron 4.0% y 13.8% respectivamente, pese al

acelerado crecimiento de sus economías en el último año.

6 Para fines estadísticos BP Statistical Review of World Energy, 2004 considera a Australia en

la región de Asia Pacífico.7 El crecimiento del PIB en la India fue de 7.1% durante 2003, de acuerdo con World Economic

Prospects, Oxford Ecnomic Forecasting. Monthly Review, junio 2004.

1. Ex URSS

2. Irán3. Qatar

4. Arabia Saudita

5. Emiratos Árabes

6. Estados Unidos

7. Nigeria

8. Argelia

9. Venezuela

10. Irak11. Indonesia

12. Australia

13. Noruega

14. Malasia

15. China

16. Egipto

17. Holanda

18. Canadá

28. México

Resto del mundo

1

Total mundial6,205

1,991942

910236

214185

176160

14611090

9087

85

64

62

5959

15

525

Relación R/P

(años)

78.0

>100

>100

>100

>100

9.5>100

54.6

>100

>100

35.2

76.9

33.5

45.053.4

70.4

28.6

9.2

11.4

Gráfica 5Reservas probadas mundiales de gas natural seco, 2003*

(billones de pies cúbicos)

* Cifras al cierre de 2003.1 Las reservas de hidrocarburos de México 2004, Pemex, p. 21.Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2004.

Secreta

ría

de E

nergía

22

1.1.2.2 Producción mundial de gas natural

seco, 2003

La producción mundial de gas seco alcanzó un nivel de 253,346 mmpcd

en 2003. En la última década la producción de gas seco creció 25.9%,

sin duda este combustible se ha convertido en una alternativa parcial al

petróleo y sus derivados. La diversificación de los yacimientos de gas

ha impulsado mercados de oferta regionales más equilibrados que en el

caso del petróleo crudo. La Organización de Países Exportadores de

Petróleo (OPEP)8 produce 39.7% del petróleo en el mundo, pero sólo

16.6% del gas natural. Esto significa, que la dependencia energética en

el caso del gas natural es mucho menor debido a la mayor diseminación

de los yacimientos. Los países de la OPEP han elevado su producción

de gas natural a una tasa media anual de 5.5% entre 1993 y 2003.

La compañía rusa Gazprom, la más grande del mundo en términos de

producción de gas natural, produjo durante el año 2003 un volumen

de 52,266 mmpcd, que representó 20.6% de total mundial y 93.4%

de Rusia. Este nivel superó en 1,771 mmpcd a la producción registra-

da durante 2002, y ayudó a estabilizar la producción rusa de los

últimos 5 años, ya que desde 1999 sus niveles productivos siguieron

una trayectoria a la baja hasta 2001, registrando un volumen de

49,537 mmpcd. La paraestatal rusa ofertó 12,858 mmpcd a 20 países

fuera del antiguo bloque soviético y 2,274 mmpcd dentro9 . El bloque

de los países de la Ex Unión Soviética aporta al esquema productivo

internacional un volumen de 69,971 mmpcd de gas natural, que re-

presenta 27.6% del total.

La producción conjunta de Centro y Sudamérica creció 13.9%, prin-

cipalmente como consecuencia de que Trinidad y Tobago produjo

43.4% más que en 2002 buscando ofertar más GNL. Por otro lado, la

estabilización de las actividades productivas de PDVSA en Venezuela

y el aumento en el volumen extraído por Repsol en Argentina, permi-

tió durante 2003 un repunte productivo en la región.

Mapa 1Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2003

(billones de pies cúbicos)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2004.

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

Argelia, Emiratos Árabes Unidos, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela.9Annual Report 2003, Gazprom, p.41 y 65, versión electrónica.

1993 1998 2003

OCDE Ex URSS OPEP Otros países

44.6% 45.7% 41.7%

34.1%28.2%

27.6%

12.3%15.2%

16.6%9.0%10.9%

14.1%

201,245

221,437

253,346

Gráfica 6Producción mundial de gas natural seco, 1993-2003

(milllones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of WorldEnergy, 2004.

Prospectiva d

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de g

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atu

ral 2004-2

013

23

Noruega aumentó su producción 12.0% para ubicarla en 7,102

mmpcd, hoy en día es el segundo mayor productor de gas natural en

Europa después del Reino Unido. Noruega ha mantenido incremen-

tos constantes en su producción a lo largo de los últimos años, casi

ha triplicado su producción (2.9 veces) desde 1993 a 2003, convir-

tiéndose en uno de los principales proveedores de gas en la región.

Los países de Asia Pacífico contribuyeron con el 11.9% de la produc-

ción mundial de gas natural, con lo cual la región presentó un aumen-

to en conjunto de 5.5% en 2003. El 71.9% de la producción de la

región se encuentra concentrado en la oferta de Indonesia, Malasia,

India, China y Australia (véase gráfica 7).

1.1.2.3 Oferta mundial de gas natural1.1.2.3 Oferta mundial de gas natural1.1.2.3 Oferta mundial de gas natural1.1.2.3 Oferta mundial de gas natural1.1.2.3 Oferta mundial de gas natural

licuado, 2003licuado, 2003licuado, 2003licuado, 2003licuado, 2003

Actualmente, el comercio mundial de gas natural alcanza un volumen

de 60,346 mmpcd intercambiado entre países, del cual 27.1% se lleva

a cabo vía buque tanque en forma de GNL y el resto por medio de

redes de ductos transnacionales. La producción de GNL se ha conver-

tido en una opción competitiva para ofrecer el combustible a cada vez

más países fuera de las regiones geográficas naturales, sobre todo

hacia aquellos que representan los grandes mercados de consumo y

1. Ex URSS

2. Estados Unidos

3. Canadá

4. Reino Unido

5. Argelia

6. Irán

7. Noruega

8. Indonesia

9. Arabia Saudita

10. Holanda

11. Malasia

12. Emiratos Árabes

13. Argentina

14. México

15. China

16. Australia

17. India

18. Venezuela

Resto del mundo

69,971

53,166

17,464

9,936

8,011

7,643

7,102

7,024

5,902

5,641

5,167

4,296

3,967

3,522

3,299

3,212

2,912

2,845

32,267

Total mundial253,346

Gráfica 7Producción mundial de gas natural seco, 2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2004.

que carecen de autoabastecimiento en su mercado interno, a pesar de

realizar importaciones por ductos. Esto ha generado oportunidades

de inversión para la expansión y fortalecimiento del mercado de GNL.

Así, desde 1995 el comercio mundial de GNL se ha incrementado

7.8% anual hasta el año 2003, comparado con el comercio por ductos,

que creció 5.5% anual10 .

Asimismo, mientras que en 1995 se contaba con ocho países oferentes

de gas natural en estado líquido, actualmente son 12 los que expor-

tan, dos en América (Estados Unidos y Trinidad y Tobago), tres en

Oriente Medio (Omán, Qatar y Emiratos Árabes), tres en África (Arge-

lia, Libia y Nigeria) y cuatro en Asia Pacífico (Australia, Brunei, Indonesia

y Malasia). Además, se prevé que en el corto plazo la oferta de GNL

aumente, debido a que Egipto, Noruega y Rusia están construyendo

sus primeras plantas de licuefacción. Por otro lado, países como

Angola, Bolivia, Guinea Ecuatorial, Irán, Perú, Venezuela y Yemen

tienen proyectos para la construcción de plantas de licuefacción que

comenzarán a construirse y a operar en el mediano plazo11 .

10 En 1995 el comercio de gas natural por ducto se ubicó en 28,629.1 mmpcd, mientras que

en 2003 alcanzó 44,009.8 mmpcd.11 The Global Liquefied Natural Gas Market: Status and Outlook, Energy Information Administration,

2003.

Secreta

ría

de E

nergía

24

Para fines de comercio internacional de GNL, los países oferentes se

clasifican de acuerdo a la ubicación de las plantas de licuefacción y/o

la vía de comercio que siguen para llevar el gas a otros países donde

será regasificado. De esta manera se han agrupado en países

exportadores de la cuenca del Pacífico (Indonesia, Malasia, Australia,

Brunei y Estados Unidos), los de la cuenca del Atlántico (Argelia,

Nigeria, Libia y Trinidad y Tobago), y aquellos de Oriente Medio (Qatar,

Omán y Emiratos Árabes)12 .

Los países exportadores de la cuenca del Pacífico13 produjeron 7,825.3

mmpcd, que representaron 47.9% de la producción mundial de GNL en

el año 2003. Indonesia es el principal productor de GNL en el mundo,

durante 2003 colocó en el mercado un promedio de 3,450 mmpcd, los

cuales se comercializaron en Japón (67.5%), Corea del Sur (19.4%) y

Taiwán (13.1%). En 2003, dos trenes productivos de GNL comenzaron

operaciones en Malasia y Trinidad y Tobago, lo que incrementó en cerca

de 6% la capacidad de licuefacción mundial. Estados Unidos tiene una

terminal de licuefacción en Kenai, Alaska, la cual ha exportado GNL a

Japón por más de 30 años, tan sólo en 2003 envió 158.7 mmpcd.

Actualmente, al este de las costas de Rusia, en la Isla de Sakhalin se

construye la primer planta rusa de licuefacción, la cual tendrá dos

trenes procesadores con una capacidad anual para producir 466 bpc.

Se espera que el primer tren comience operaciones en 2007, exportan-

do 234 bpc anuales hacia Japón.

Los países exportadores de GNL en Oriente Medio ofertan un prome-

dio de 3,435.6 mmpcd, que equivale a 21% de la oferta mundial. En

esta zona, Qatar, el cuarto productor mundial, destina la mayoría de

sus exportaciones a Japón y Corea del Sur, además está planeando

expandir su capacidad en el año 2005. Omán cuenta con una terminal

de exportación que dirige sus ventas principalmente a Corea del Sur y

hacia Japón, España y Estados Unidos.

Los exportadores de la cuenca del Atlántico abastecen 31.1% del

mercado de GNL. En 2003, este grupo se caracterizó por incrementos

significativos en la capacidad de oferta en Nigeria y Trinidad y Tobago;

en el caso de Nigeria, pasó de ofertar 758.5 mmpcd a 1,140.7 mmpcd,

mientras que Trinidad y Tobago incrementó su producción de 514.7

a 1,152.3 mmpcd. Entre estos países se encuentra Argelia, el segun-

do mayor productor de GNL y el principal abastecedor de Europa,

hacia donde envió el 93.8% de su producción. Entre los proyectos

para aumentar la oferta de GNL se encuentran las plantas de licuefac-

ción en Egipto y Noruega; la primera comenzará operaciones en 2004

y la segunda al iniciar 2006. Egipto planea dirigir su oferta al mercado

italiano y estadounidense, mientras que Noruega proyecta exportar

hacia España, Francia y Estados Unidos.

12 Esta clasificación es propuesta por EIA en el documento Op. Cit.13 Se extiende a lo largo de las costas del Pacífico (incluido Alaska) y del sur de Asia (incluida la India).

Cuadro 2Exportaciones de GNL, 1995-2003(millones de pies cúbicos diarios)

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

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

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

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

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

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

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

6. Nigeria 71.6 541.3 757.6 758.5 1,140.7

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

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

9. Omán 238.3 718.9 770.2 891.1

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

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

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

13.Taiwán 39.7

14. Japón 14.5

15. Corea del Sur 4.8

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2004.

Prospectiva d

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de g

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ral 2004-2

013

25

En contraparte hay trece países importadores de GNL, los cuales

integraron la demanda efectiva de 2003. En este último año Repúbli-

ca Dominicana y Portugal14 comenzaron operaciones en sus termina-

les de regasificación.

Japón es el principal comprador de GNL, consume 47.2% del total,

mientras que en Europa se consume el 23.7% y en América sólo

9.1%. Los tres países importadores asiáticos (Japón, Corea del Sur y

14 Antes de que Portugal comenzara las operaciones de su primer terminal en 2003, importaba GNL

de Nigeria vía una terminal de regasificación en España, por eso registró consumos en 2001 y 2002.

Cuadro 3Importaciones de GNL, 1995-2003(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy 2004.

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Total 8,949.6 9,880.4 10,768.6 10,933.0 12,016.7 13,215.0 13,830.8 14,511.9 16,335.71. Japón 5,602.0 6,155.9 6,221.2 6,395.3 6,703.0 6,991.5 7,166.5 7,037.8 7,717.92. Corea del Sur 909.5 1,254.3 1,519.0 1,383.6 1,695.1 1,898.9 2,112.1 2,327.9 2,537.83. España 686.9 665.8 648.2 570.8 692.7 817.3 952.0 1,186.2 1,455.24. Estados Unidos 58.1 115.8 193.5 222.5 442.2 602.1 637.6 627.0 1,388.45. Francia 812.7 752.6 890.1 948.2 992.7 1,083.6 1,011.1 1,116.5 954.96. Taiwán 338.6 328.1 396.7 454.7 517.6 569.3 609.5 677.3 723.77. Italia 9.7 183.8 193.5 274.8 461.2 508.0 551.5 534.18. Turquía 135.5 221.9 280.6 348.3 307.7 357.0 467.3 517.6 482.89. Bélgica 396.7 386.0 435.4 416.0 390.9 405.3 232.2 319.3 304.810. Portugal 25.2 41.6 82.211. Puerto Rico 61.0 61.0 71.612. Grecia 28.9 48.4 48.4 53.213. Rep. Dominicana 29.0

Taiwán) demandan 67.2% del mercado, proporción que se puede

incrementar en los próximos años ante el crecimiento de sus econo-

mías. Actualmente, el Reino Unido, India y China están otorgando

facilidades para la construcción de plantas de regasificación; a estos

países se les podrían sumar, en los próximos años, como importadores

potenciales Bahamas, Indonesia, Jamaica, México, Holanda, Nueva

Zelanda y Filipinas.

Nota: Debido al redondeo los totales pueden no coincidir.Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2004.

Trinidad y Tobago

7.1%

Otros1.4%

Otros3.3%

Turquía3.0%Italia

3.3%

Estados Unidos8.5%

Taiwán4.4%

Francia5.8%

España8.9%

Corea del Sur 15.5%

Japón47.2%

EAU4.2%

Nigeria7.0%

Omán5.5%

Brunei5.7%

Australia6.2%

Qatar11.4% Malasia

13.9%

Argelia16.6%

Indonesia21.1%

Países exportadores Países importadores

Gráfica 8Comercio de GNL en 2003(participación porcentual)

Secreta

ría

de E

nergía

26

1.1.2.4 Comercio exterior de Norteamérica,

2003

Norteamérica es una de las regiones más importantes del mundo en

materia energética, consume casi una tercera parte del gas natural en

el mundo (29.4%) y produce una proporción similar (29.3%). Sin

embargo, es la región del mundo con los precios más altos por ser la

principal consumidora y poseer únicamente 4.2% de las reservas

mundiales. Además, la relación R/P de la región es menor a 10 años.

En 2003, las importaciones de Estados Unidos provenientes de Cana-

dá se ubicaron en 9,539.8 mmpcd, mismas que presentaron un

decremento respecto al año anterior, y una participación de 15.7%

del consumo total estadounidense. Asimismo, las importaciones de

GNL ascendieron a 1,388.4 mmpcd, aumentando más de dos veces

(221.5%) con respecto al 2002. En Canadá, la cantidad producida de

gas natural es mayor que la consumida, pero se espera que la produc-

ción disponible para exportación disminuya debido a que crecerán las

necesidades en el consumo doméstico, tan sólo entre 2002 y 2003 las

importaciones de Canadá subieron 30.9%. Durante el año 2003, México

dejó de exportar gas natural hacia Estados Unidos, para convertirse

en un importador neto (véase mapa 2).

1.1.3 Precio internacional del gas natural,

2003

Durante 2003, los precios promedio de los diferentes mercados pre-

sentaron, de manera generalizada, aumentos considerables. El precio

del GNL en el mercado líder, el japonés, promedió 4.77 dólares por

millón de BTU, $0.50 por encima del año anterior. En Canadá se

registró el mayor incremento de los últimos 10 años, y fue de $2.26

para situarse en 4.83 dólares por millón de BTU. Asimismo, el precio

del mercado Henry Hub, en Estados Unidos, se ubicó en $5.63 dóla-

res por millón de BTU y el de la Unión Europea en 4.40 dólares por

millón de BTU, presentando así incrementos de $0.94 y $2.30 dólares

por millón de BTU (MMBTU), respectivamente (véase cuadro 4).

En Estados Unidos, los precios del energético en el Houston Ship

Channel se caracterizaron por un comportamiento altamente volátil

al comienzo del año 2003. En particular, la tendencia alcista que

experimentaron los precios spot en diciembre de 2002, continuó en

los meses siguientes, lo cual se reflejó en un incremento de 17.5%

para enero, y 14.3% para la canasta correspondiente a febrero. Con lo

anterior, las canastas de los índices mensuales de enero y febrero se

ubicaron en 4.64 US$/MMBTU y 5.44 US$/MMBTU, respectivamente.

A partir de la segunda mitad de febrero, la volatilidad en el mercado

spot se intensificó sustancialmente, y como resultado de este com-

portamiento los índices mensuales se elevaron hasta 8.79 US$/

MMBTU en promedio para marzo.

GNL

GNL Canadá

158.7Japón

756.6

9,539.8

1,388.4982.6

México

E.U.A

Mapa 2Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy, 2004.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

27

El comportamiento en el mercado de gas natural fue motivado, fun-

damentalmente, por las condiciones climáticas adversas que afecta-

ron a diversas regiones en Estados Unidos. Este hecho incrementó

sustancialmente la demanda de gas para calefacción, lo cual redujo

los inventarios de gas en las instalaciones de almacenamiento a nive-

les por debajo del promedio de los últimos años. A su vez, se generó

inestabilidad y desconfianza en el mercado debido a la percepción de

escasez de gas, que motivó compras especulativas tanto en el merca-

do físico como en el mercado de futuros, teniendo como reacción

inmediata una mayor volatilidad de los precios. Adicionalmente, los

efectos del conflicto en Oriente Medio afectaron los mercados energé-

ticos a nivel internacional, y se trasladaron también al mercado de gas

natural estadounidense.

Las condiciones desfavorables que originaron la volatilidad de los

precios en los primeros meses se revirtieron durante marzo, abril y

mayo, generando una mayor estabilidad y confianza en el mercado,

ello motivó la reducción de los precios. En el mes de junio, los

precios del gas en los mercados spot y de futuros experimentaron un

comportamiento ascendente debido a diversos factores, como paros

de plantas nucleares de generación eléctrica en Texas, Ohio y Florida,

el incidente ocurrido en un gasoducto en Beaumont, Texas, las expec-

tativas desfavorables para garantizar el suministro de gas, y los bajos

inventarios del energético en las instalaciones de almacenamiento.

El fortalecimiento en el almacenamiento de gas al finalizar septiem-

bre, provocó que los precios en el mercado spot mostraran una ten-

dencia a la baja durante octubre. Dicho comportamiento se reflejó en

los índices mensuales del Houston Ship Channel registrando el nivel

más bajo del año (4.26 US$/MMBTU). Lo anterior contribuyó a que

los precios del mercado spot se mantuvieran estables durante la

temporada invernal.

Ago

10.00

9.00

8.00

7.00

6.00

5.00

4.00

3.00

2.00

1.00

0.00Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Sep Oct Nov Dic

Cuadro 4Precios internacionales del gas natural1, 1991-2003

(dólares por millón de BTU)

1 Precios promedio.2 csf: costo + seguro + flete.Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2004.

Año GNL Gas naturalJapón csf² Unión Europea csf² EUA (Henry Hub) Canadá (Alberta)

1991 3.99 3.18 1.49 0.891992 3.62 2.76 1.77 0.981993 3.52 2.53 2.12 1.691994 3.18 2.24 1.92 1.451995 3.46 2.37 1.69 0.891996 3.66 2.43 2.76 1.121997 3.91 2.65 2.53 1.361998 3.05 2.26 2.08 1.421999 3.14 1.80 2.27 2.002000 4.72 3.25 4.23 3.752001 4.64 4.15 4.07 3.612002 4.27 3.46 3.33 2.572003 4.77 4.40 5.63 4.83

Gráfica 9Precio del gas natural en el mercado de Houston Ship Channel, 2003

(dólares por millón de BTU)

Fuente: Sener con base en la CRE.

Secreta

ría

de E

nergía

28

1.1.4 Mercado prospectivo de gas1.1.4 Mercado prospectivo de gas1.1.4 Mercado prospectivo de gas1.1.4 Mercado prospectivo de gas1.1.4 Mercado prospectivo de gas

natural, 2001-2015natural, 2001-2015natural, 2001-2015natural, 2001-2015natural, 2001-2015

1.1.4.1 Demanda mundial de gas1.1.4.1 Demanda mundial de gas1.1.4.1 Demanda mundial de gas1.1.4.1 Demanda mundial de gas1.1.4.1 Demanda mundial de gas

natural, 2001-2015natural, 2001-2015natural, 2001-2015natural, 2001-2015natural, 2001-2015

El gas natural será la fuente de energía primaria, cuyo consumo cre-

cerá más rápidamente que el resto de los combustibles. La demanda

de gas natural en el mundo aumentará a un promedio de 1.9% entre

2001 y 201515 . Esto significa, que al año 2015 habrá crecido 30.8%

con respecto al volumen de 2001. Sin embargo, las tasas de creci-

miento no serán uniformes en todos los países, y se prevé que el

crecimiento principal se presente en los países en vías de desarrollo,

a un promedio anual de 2.5%. Mientras que la demanda en los países

industrializados, en donde el mercado de gas natural es maduro,

crecerá a un ritmo promedio de 1.7% anual, siendo en Norteamérica

donde se dé el mayor crecimiento (1.8%) entre ellos. En general, el

sector de consumo final que motivará los mayores incrementos será

el de la generación de energía eléctrica.

Los incrementos en el consumo mundial de gas natural provocarán

que sea necesario aumentar las inversiones, tanto en exploración y

explotación de este combustible, como en el desarrollo de gasoductos

entre países. Asimismo, de acuerdo con la geopolítica entre produc-

tores y consumidores, se requerirán inversiones para la construcción

de plantas regasificadoras de GNL.

* Tasa media de crecimiento anual 2001-2015.Fuente: Sener con base en International Energy Outlook 2004, EIA/DOE.

�Norteamérica

En esta región, la demanda de gas natural se incrementará a una

tasa anual de 1.8%, es decir, que el consumo regional pasaría de

73.7 miles de mmpcd a 94.2 miles de mmpcd en el periodo 2001-

2015, según las estimaciones del DOE. Actualmente, la estructura

del mercado de Norteamérica, está integrada con Canadá como

ofertor principal de las importaciones de Estados Unidos, y este

último abastece el saldo deficitario de la oferta de México. Sin em-

bargo, se piensa que esa estructura va a cambiar con las importacio-

nes de GNL de otras regiones, por ejemplo, se prevé que las impor-

taciones de GNL en Estados Unidos sobrepasen a las realizadas

desde Canadá a partir de 2015. Asimismo, se proyecta que con

importaciones de GNL en México se disminuirá la dependencia con

Estados Unidos en el transcurso del año 2007.

�Centro y Sudamérica

Aunque en esta región la industria del gas natural está comenzando

una etapa de desarrollo en las actividades de exploración e infraes-

tructura, su consumo aumentará 57.1% en 2015, y se espera que

continúe con esta tendencia. Así, el crecimiento de esta región se

ubica como el de mayor dinamismo.

País 1990 2000 2001 2010 2015 tmca*Total mundial 201.1 243.0 247.4 287.9 323.6 1.9Industrializados 96.4 127.1 124.9 144.1 157.3 1.7

Norteamérica 61.6 77.0 73.7 87.1 94.2 1.8Europa Occidental 27.7 40.0 40.5 44.9 49.9 1.5Asia Industrializada 7.1 10.4 10.7 12.1 13.4 1.6

Europa del Este/Ex URSS 77.0 63.0 64.4 74.8 84.7 2.0

Países en desarrollo 27.7 52.9 58.1 69.0 81.6 2.5Asia 8.2 18.1 20.5 26.0 31.8 3.2Oriente Medio 10.1 20.0 21.6 23.3 26.0 1.3África 3.8 5.5 6.3 7.4 9.0 2.6Centro y Sudamérica 5.5 9.0 9.6 12.3 15.1 3.3

Cuadro 5Demanda mundial de gas natural seco por región, 1990-2015

(miles de millones de pies cúbicos diarios)

15 International Energy Outlook 2004, EIA/DOE, p.164.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

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atu

ral 2004-2

013

29

�Europa Occidental

De los países industrializados, la región de Europa Occidental tendrá

un crecimiento en su demanda de 24.7% al pasar de 40.5 miles de

mmpcd a 49.9 miles de mmpcd en 2015. Sin embargo, este creci-

miento generará una dependencia de las importaciones de GNL para

cubrir los requerimientos. Si bien, Reino Unido es al mismo tiempo el

más grande consumidor y productor de la región, Alemania lo reem-

plazará como el principal consumidor al termino del año 2015. Mien-

tras que Holanda y Francia crecerán de forma moderada.

�Europa del Este y la Ex URSS

En la región de Europa del Este y la Ex URSS, la demanda alcanzará

84.7 miles de mmpcd en el año 2015, se espera que la región produz-

ca 13,151 mmpcd más del que se consumirá en el año 2015. Los

principales exportadores de la región son Rusia, Kazajstán,

Turkmenistán y Uzbekistán. Actualmente, Rusia está explorando op-

ciones para exportar gas natural a China y Corea del Sur. Gazprom,

Rusiya Petroleum, Korea Gas Corporation (KOGAS) y Chinese National

Petroleum Company (CNPC) han comenzado negociaciones para la

construcción de un gasoducto que conectaría el campo Kovykta en

Rusia a Corea del Sur y algunas provincias del Noreste de China16 .

�Asia industrializada y en desarrollo

En las naciones de Asia industrializada (Japón, Australia y Nueva

Zelanda) se espera un incremento en la demanda de gas natural de

1.6% anual para el periodo 2001-2015. El crecimiento de la economía

Japonesa ocasionará que consuma el 73.5% de la demanda total de los

tres países en el último año del horizonte prospectivo presentado.

Los países asiáticos en desarrollo tendrán un notable aumento en su

demanda, al pasar de 20.5 miles de mmpcd en 2001 a 31.8 miles de

mmpcd en 2015, y ésta crecerá más rápido que el consumo en los

países de Asia Industrializada, lo que la hace una de las regiones con

mayor potencial en el consumo de este energético. Destacan China,

India y Corea del Sur, como los países con mayor crecimiento, parti-

cularmente para la generación de electricidad. En el 2015, se cree que

China y la India, consumirán una tercera parte del total en la región

(36.2%). Incluso, estos países hacen esfuerzos para desarrollar su

infraestructura de ductos. British Petroleum, en conjunto con China

National Offshore Oil Corporation (NCOOC) ganó una licitación para

construir la primer regasificadora, la cual se terminará de construir

durante 2006 y estará ubicada en la provincia de Guangdong17 .

�Oriente Medio

Oriente Medio ha incrementado al doble el uso de gas natural en los

últimos 10 años. Esta región busca desarrollar sus mercados inter-

nos, por lo que en el periodo 2001-2015 se espera que su consumo se

incremente a una tasa promedio de 1.3% anual.

1.1.4.2 Oferta mundial de gas natural,1.1.4.2 Oferta mundial de gas natural,1.1.4.2 Oferta mundial de gas natural,1.1.4.2 Oferta mundial de gas natural,1.1.4.2 Oferta mundial de gas natural,

2001-20152001-20152001-20152001-20152001-2015

El mayor incremento en la producción se espera en los países en

desarrollo, los cuales pasarán de una oferta de 69.0 miles de mmpcd

en el año 2001 a 110.1 miles de mmpcd durante 2015. Mientras que

los pronósticos indican que el menor crecimiento se dará en los

países industrializados (de 107.7 a 116.7 miles de mmpcd), que

crecerán a 0.6% anual. En el desarrollo del mercado mundial de gas

natural al año 2015, la producción superará a la demanda por lo

menos en 1,096 mmpcd, principalmente porque este comportamien-

to lo presentarán países de la Ex URSS.

Actualmente, Norteamérica produce un volumen casi similar al que

consume, sin embargo, el consumo esperado en la región durante

2010 superará a la producción en 3,288 mmpcd.

En Venezuela se está considerando exportar gas natural. PDVSA, Royal

Dutch/ Shell y Mitsubishi firmaron un acuerdo para comenzar un estudio

de factibilidad para la construcción de una planta de licuefacción, que

procesaría gas natural en la Península de Paria, sin embargo el interés ha

disminuido debido a la inestabilidad del régimen político del país. Tam-

bién Bolivia y Perú consideran exportar GNL, aunque en el caso de Boli-

via, lo tendría que hacer a través de Perú o Chile. Perú pretende exportar

desde el campo Camisea hacia los Estados Unidos o México.

16 Op. Cit p. 59. 17 Op. Cit p. 62.

Los países industrializados de Europa Occidental seguirán depen-

diendo de importaciones que provendrán principalmente de Argelia y

Rusia. Los más grandes productores de esta región son Reino Unido,

Noruega y Holanda, mientras que Alemania, Italia y Francia son los

Cuadro 6Producción mundial de gas natural seco por región, 2001-2015

(miles de millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en International Energy Outlook 2004, EIA/DOE.

País 2001 2010 2015 tmcaTotal mundial 249.6 289.0 324.7 1.9Industrializados 107.7 112.1 116.7 0.6

Norteamérica 75.6 81.1 83.8 0.7Europa Occidental 27.9 24.7 24.7 -0.9Asia Industrializada 4.1 6.3 8.2 5.1

Europa del Este/Ex URSS 72.9 84.9 97.8 2.1

Países en desarrollo 69.0 91.8 110.1 3.4Asia 24.1 27.9 30.7 1.7Oriente Medio 22.7 26.8 33.2 2.7África 12.6 22.2 27.1 5.6Centro y Sudamérica 9.9 15.1 19.5 5.0

grandes importadores. En Europa del Este y la Ex URSS ha sido

notorio el avance en nuevos proyectos de gasoductos, y el aumento

de acuerdos comerciales y de progreso en la expansión de varios

proyectos de infraestructura para facilitar el comercio internacional.

Norteamérica EuropaOccidental

AsiaIndustrializada

Europa del Este /Ex URSS

Asia Oriente Medio

África Centro y Sudamérica

Producción Consumo

83.894.2

24.7

49.9

8.2

97.8

30.7 33.227.1

13.4

84.7

31.826.0

9.019.5 15.1

Fuente: Sener con base en información de International Energy Outlook 2004, EIA/DOE.

Gráfica 10Mercado mundial de gas seco por región, 2001-2015

(miles de millones de pies cúbicos diarios)

Secreta

ría

de E

nergía

30

Marco regulatorio de laindustria de gas natural

31capítulo dos

Este capítulo ofrece una perspectiva del marco regulatorio actual de

la industria de gas natural y las acciones que se llevaron a cabo en el

sector a mediados de 2003 y 2004, así como los nuevos retos que

enfrenta la industria.

Entre los aspectos más relevantes de este capítulo destacan:

�Entre el segundo semestre de 2003 y agosto de 2004, la CRE

llevó a cabo los procesos de revisión quinquenal de ocho

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.

�El 16 de julio de 2003, la CRE expidió la resolución Núm. RES/

135/2003, mediante la cual modificó las Cláusulas 9 y 15 de los

Términos y Condiciones Generales. Dichas modificaciones tienen

por objeto brindar flexibilidad para notificar el cambio en el pun-

to de entrega alternativo que determinen los adquirentes de gas

natural, así como otorgarles certidumbre cuando los índices de

referencia utilizados para determinar el precio diario o mensual

de ventas de primera mano no sean publicados.

�El 20 de agosto de 2003, la CRE publicó en el Diario Oficial de la

Federación (DOF) la Resolución Núm. RES/142/2003, mediante

la cual aprobó el valor del costo de transporte en los sistemas de

los Estados Unidos de América relevantes para efectuar activida-

des de comercio exterior, a través de la frontera en Tamaulipas.

Dicho componente forma parte de la metodología para determi-

nar el precio máximo del gas natural objeto de venta de primera

mano, misma que fue modificada en abril de 2002.

�El 8 de octubre de 2003, la CRE publicó en el DOF, la Resolución

Núm. RES/200/2003, mediante la cual permitió a los distribuido-

res de gas natural incorporar en el precio máximo de adquisición,

los ajustes que se deriven de la contratación de instrumentos

financieros de cobertura de precios del gas natural.

Secreta

ría

de E

nergía

32

�El 17 de diciembre de 2003, la CRE publicó en el DOF la Direc-

tiva sobre Seguros para las Actividades Reguladas en Materia de

Gas Natural y Gas Licuado de Petróleo por medio de Ductos.

�Con fecha 24 de febrero de 2004, la CRE publicó en el DOF la

Resolución Núm. RES/305/2003, mediante la cual modificó el

esquema de penalizaciones de los Términos y Condiciones Gene-

rales para establecer una equivalencia con el esquema que emplea

actualmente Pemex dentro del régimen transitorio de las ventas

de primera mano.

�El 26 de febrero de 2004, la Comisión Reguladora de Energía

(CRE) publicó en el DOF, la Resolución Núm. RES/015/2004 me-

diante la cual aprobó los capítulos I y II del Catálogo de Precios,

a excepción de los valores relativos a los costos de servicio apli-

cables a las modalidades de entrega incluidas en los Términos y

Condiciones Generales para las ventas de primera mano de gas

natural (Términos y Condiciones Generales).

�Congruente con lo anterior, mediante la Resolución Núm. RES/

015/2004, la CRE modificó el régimen transitorio de los Térmi-

nos y Condiciones Generales, de forma tal que el régimen perma-

nente de dichos términos entrará en vigor hasta el cuarto mes,

contado a partir del primer día del mes siguiente a aquél en que la

CRE apruebe los valores de los costos de servicio.

�Para agosto de 2004, se encuentran vigentes 138 permisos otor-

gados por la CRE en materia de gas natural, de los cuales 17 son de

transporte de acceso abierto, 100 de transporte para usos propios

y 21 de distribución de gas natural. De los 15 permisos concedidos

entre mediados de 2003 y agosto de 2004, 14 permisos correspon-

den a transporte para usos propios y uno está relacionado con

títulos de permiso para transporte de acceso abierto.

2.1 Ventas de Primera Mano

2.1.1 Catálogo de Precios2.1.1 Catálogo de Precios2.1.1 Catálogo de Precios2.1.1 Catálogo de Precios2.1.1 Catálogo de Precios

El 17 de enero de 2003, la Comisión Federal de Mejora Regulatoria

(Cofemer) emitió el dictamen final de la Manifestación de Impacto

Regulatorio (MIR) relativa al proyecto de resolución para la aproba-

ción de los Capítulos I y II del Catálogo de Precios. Previamente a la

aprobación de este instrumento, en atención a la consulta realizada

con diversas agrupaciones industriales, la CRE efectuó una revisión

exhaustiva del modelo, la base de datos y la metodología para el

cálculo de los costos de servicio propuestos por Pemex dentro del

capítulo segundo del Catálogo de Precios.

A partir de dicha revisión, la CRE determinó que los valores de costos

de servicio propuestos por PGPB resultan de estimaciones que en su

mayoría presentan problemas de consistencia e inestabilidad estadísti-

ca así como de cálculo, que podrían generar sobreestimaciones de

costos en perjuicio de los adquirentes. Dicha situación contravendría

los objetivos de certidumbre, equidad y transparencia de la regulación.

Por lo expuesto anteriormente, mediante la Resolución Núm. RES/

015/2004 publicada en el DOF con fecha de 26 de febrero de 2004, la

CRE decidió aprobar los Capítulos I y II del Catálogo de Precios, salvo

lo relativo a los valores de los costos de servicio señalados. Sobre

éstos requirió a Pemex la presentación de una nueva propuesta que

refleje las condiciones de los costos de servicio similares a las ofreci-

das en mercados competitivos.

2.1.2 Régimen T2.1.2 Régimen T2.1.2 Régimen T2.1.2 Régimen T2.1.2 Régimen Transitorio de losransitorio de losransitorio de losransitorio de losransitorio de los

Términos y Condiciones GeneralesTérminos y Condiciones GeneralesTérminos y Condiciones GeneralesTérminos y Condiciones GeneralesTérminos y Condiciones Generales

En virtud de que el Catálogo de Precios es parte consustancial de los

Términos y Condiciones Generales, en la misma Resolución Núm.

RES/015/2004 la CRE modificó el régimen transitorio de los mismos

en los términos siguientes:

�El plazo previsto en el punto tercero del régimen transitorio,

para que los adquirentes actuales envíen los pedidos correspon-

dientes, comenzará el primer día del mes siguiente a aquel en que

se aprueben los valores de los costos de servicio correspondien-

tes a las modalidades de entrega contenidas en los Términos y

Condiciones Generales (el mes de inicio).

�Pemex Gas y Petroquímica Básica confirmará dichos pedidos

durante el tercer mes contado a partir del mes de inicio.

�A partir del cuarto mes contado desde el mes de inicio, los

Términos y Condiciones Generales serán aplicables en su totali-

dad, en términos del punto cuarto del régimen transitorio.

2.1.3 Modificación de los Términos y2.1.3 Modificación de los Términos y2.1.3 Modificación de los Términos y2.1.3 Modificación de los Términos y2.1.3 Modificación de los Términos y

Condiciones GeneralesCondiciones GeneralesCondiciones GeneralesCondiciones GeneralesCondiciones Generales

Durante 2003, la CRE realizó dos modificaciones adicionales a los

Términos y Condiciones Generales. La primera de ellas se refiere a la

modificación de las Cláusulas 9 y 15 de dichos términos, misma que

fue aprobada por la CRE mediante resolución RES/135/2003, de fecha

16 de julio de 2003:

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

33

a) A fin de otorgar mayor flexibilidad a los adquirentes de ventas

de primera mano de gas natural, la CRE solicitó a Pemex Gas y

Petroquímica Básica (PGPB) modificar la Cláusula 9 de los Térmi-

nos y Condiciones Generales, de modo que se reduzca el plazo

establecido para notificar el cambio en el punto de entrega alter-

nativo, y se aclare que el adquirente puede elegir uno o varios

puntos de entrega alternativos corriente arriba, así como la plan-

ta de proceso que corresponda. Dicho cambio beneficiará a los

adquirentes, puesto que facilitará la recolocación del gas.

b) Asimismo, se requirió a PGPB modificar la Cláusula 15, con el

propósito de establecer que cuando no se encuentren disponi-

bles las publicaciones correspondientes para calcular el precio

diario o mensual para cualquier día de gas, sea la CRE quien

defina los índices de referencia relevantes y no PGPB.

La segunda adecuación a los Términos y Condiciones Generales se

realizó sobre el esquema de penalizaciones establecido en este docu-

mento. En los Términos y Condiciones Generales presentados por

Pemex y aprobados por la CRE en agosto de 2000, se estableció un

esquema de penalizaciones que consiste en el pago de 30% del precio

del gas natural, cuando Pemex o el adquirente incumplan con sus

obligaciones de entrega o recepción de las cantidades del gas pacta-

das en el contrato de ventas de primera mano respectivo.

En el marco de las consultas públicas sobre la regulación de las

ventas de primera mano, la CRE efectuó una nueva revisión de la

metodología y de la base de datos empleada por Pemex para el cálculo

del porcentaje de penalizaciones señalado. Como resultado de dicha

evaluación, la CRE expidió la Resolución Núm. RES/305/2003 publi-

cada en el DOF de fecha 24 de febrero de 2004, en la cual se señala que

la metodología empleada por el organismo paraestatal para determi-

nar el porcentaje de penalizaciones, no parte de la premisa de que

bajo el régimen permanente de los Términos y Condiciones Generales

los adquirentes minimizarían los incumplimientos en la recepción del

gas, lo que resulta en un porcentaje de penalización que se desvía de

un comportamiento racional esperado por parte de estos agentes, y

podría dar lugar a una sobreestimación en perjuicio de los consumi-

dores del hidrocarburo.

No obstante, al no haber iniciado aún el régimen permanente de los

Términos y Condiciones Generales, no se cuenta con información de los

patrones de demanda de los adquirentes bajo las modalidades de entrega

de gas previstas en los propios Términos y Condiciones Generales.

Ante la necesidad de establecer un mecanismo que, a la entrada en vigor

del régimen permanente de los Términos y Condiciones Generales, evite

el incumplimiento de las obligaciones de entrega�recepción del gas

natural por parte de Pemex y de los adquirentes, a través de la Resolución

citada la CRE decidió modificar el esquema de penalizaciones para esta-

blecer una equivalencia con el esquema que emplea actualmente Pemex,

dentro del régimen transitorio de las ventas de primera mano. Esta

decisión se basó fundamentalmente en que este último representa un

punto de partida adecuado para dar inicio al régimen permanente de los

Términos y Condiciones Generales (véase cuadro 7)1.

Una vez que se tengan registros suficientes sobre el comportamiento

de los adquirentes en cuanto a su perfil de demanda y la contratación

de las distintas modalidades de entrega bajo el régimen permanente

de los Términos y Condiciones Generales, se contará con información

precisa para revaluar el esquema de penalizaciones y, en su caso,

determinar su ajuste a efecto de sujetarlo a un proceso de mejora

continua. Para tal fin, la CRE verificará que el esquema de penalizacio-

nes definitivo sea equitativo y razonable para las partes.

2.2 Regulación en la industria de gas

natural

2.2.1 Costo de transporte TF2.2.1 Costo de transporte TF2.2.1 Costo de transporte TF2.2.1 Costo de transporte TF2.2.1 Costo de transporte TF

De acuerdo con las modificaciones a la Directiva sobre la Determina-

ción de Precios y Tarifas para las Actividades Reguladas en materia de

Gas Natural DIR-GAS-001-1996 (Directiva de Precios y Tarifas) que

fueron instrumentadas en abril de 2002, se incorporó a la metodolo-

gía para determinar el precio máximo del gas natural objeto de venta

de primera mano, el costo de transporte en los sistemas de los Esta-

dos Unidos de América (EUA) relevantes para efectuar actividades de

comercio exterior a través de la frontera en Tamaulipas (TF).

Modalidad de entrega Porcentaje de PenalizaciónFirmeOcasional 20%Firme FlexibleInterrumpibleSwingTunel 10%Volumétrico

Cuadro 7Esquema de penalizaciones por modalidad de entrega

Fuente: CRE.

1 Véase Anexo 1 para consultar definiciones de cada modalidad de entrega.

Secreta

ría

de E

nergía

34

No obstante, al momento de la instrumentación de dichas modifica-

ciones no se imputó un valor específico a este costo de transporte,

toda vez que la CRE no contaba con información suficiente para

asignarle un valor adecuado. Por lo anterior, dicha dependencia ana-

lizó el mercado de transporte en los EUA a fin de fundar y motivar

adecuadamente el valor que se asignaría a TF. Como resultado, el 20

de agosto de 2003, la CRE publicó en el DOF la Resolución Núm. RES/

142/2003, por medio de la cual resolvió lo siguiente:

a) El valor del costo de transporte TF se fijó en 0.2579 dólares de

los EUA por gigacaloría, equivalentes a 0.065 dólares por millón

de unidades térmicas británicas (MMBTU);

b) La aplicación del costo de transporte TF se hará en función del

balance de comercio exterior de gas natural a través de la frontera en

Reynosa, Tamaulipas, mismo que se determinará a su vez de acuerdo

con el balance neto diario de los flujos registrados en los puntos de

importación / exportación localizados en dicha frontera, y

c) La CRE podrá actualizar periódicamente, de oficio o a solicitud

de parte, el valor de TF cuando este parámetro deje reflejar las

condiciones del mercado de transporte relevante.

2.2.2 Directiva de Seguros

El 17 de diciembre de 2003, la CRE publicó en el DOF, la Directiva sobre

Seguros para las Actividades Reguladas en Materia de Gas Natural y Gas

Licuado de Petróleo por medio de Ductos. Dicha Directiva establece los

criterios y lineamientos que deberán ser observados por los titulares de

los permisos de transporte, transporte para usos propios, almacena-

miento o distribución de gas natural y de transporte o distribución de

gas licuado de petróleo por medio de ductos, en lo relativo a las pólizas

de seguros que deben contratar y mantener vigentes para hacer frente

a las responsabilidades en que puedan incurrir por la prestación de los

servicios de las actividades reguladas.

En particular, esta Directiva establece que la suma asegurada que con-

traten los permisionarios se deberá determinar y justificar con base en

un análisis de riesgo que incorpore los factores de riesgo para terceros,

propios de cada sistema de ductos. Ello contribuirá a que se indemnice

adecuada y oportunamente a quienes resulten dañados en sus bienes o

en sus personas por algún siniestro relacionado con la operación de

alguno de los permisionarios citados, sin que ello implique la suspen-

sión de operaciones o afecte la capacidad financiera de éstos.

2.2.3 Esquemas para mitigar la2.2.3 Esquemas para mitigar la2.2.3 Esquemas para mitigar la2.2.3 Esquemas para mitigar la2.2.3 Esquemas para mitigar la

volatilidad de precios del gas naturalvolatilidad de precios del gas naturalvolatilidad de precios del gas naturalvolatilidad de precios del gas naturalvolatilidad de precios del gas natural

para usuarios menorespara usuarios menorespara usuarios menorespara usuarios menorespara usuarios menores

En diciembre de 2003 finalizó la vigencia del esquema de Ventas de

Primera Mano denominado 4x3, que permitió estabilizar los precios

del gas durante tres años en US$4/MMBTU.

A propuesta de los distribuidores de gas natural, el 8 octubre de 2003

la CRE publicó en el DOF la Resolución Núm. RES/200/2003, que

permite a dichos permisionarios instrumentar estrategias de cober-

tura a favor de sus usuarios menores. Para estos efectos, se modificó

la metodología relativa al precio máximo de adquisición establecido

en la Directiva de Precios y Tarifas, de forma tal que los distribuidores

de gas natural que contrataron instrumentos financieros de cobertu-

ra pudieran incorporar a dicho precio los ajustes que se deriven de la

contratación de las coberturas de precio.

En términos generales, el programa de cobertura aprobado por la

CRE presenta las características siguientes:

a) Su instrumentación es completamente opcional para los

distribuidores;

b) En caso de instrumentarse, incluye de manera general a los

usuarios denominados menores, que son aquellos cuyo consumo

máximo anual no supera las 360 gigacalorías;

c) Los usuarios mayores pueden incorporarse si así lo desean;

d) El periodo de cobertura abarca desde 18 hasta 36 meses,

contados a partir de enero de 2004;

e) La adquisición de los instrumentos de cobertura sólo puede

realizarse con oferentes calificados en esta materia, y

f) La instrumentación del programa es dinámica, de manera que

los precios pactados por los distribuidores pueden adaptarse a

las condiciones cambiantes del mercado a través de cancelacio-

nes y nuevas contrataciones de coberturas.

Con esta medida, la CRE fomenta una cultura de administración de

riesgo entre los consumidores de gas natural, que contribuya a miti-

gar las fluctuaciones en los precios de este energético.

Prospectiva d

el m

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013

35

2.2.4 Revisión quinquenal2.2.4 Revisión quinquenal2.2.4 Revisión quinquenal2.2.4 Revisión quinquenal2.2.4 Revisión quinquenal

En el segundo semestre de 2003 y agosto de 2004, de conformidad con

lo establecido en la Directiva de Precios y Tarifas, la CRE llevó a cabo los

procesos de revisión quinquenal de ocho permisionarios de distribu-

ción: Gas Natural México (Monterrey), Compañía Mexicana de Gas

(Monterrey) Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, Distribuidora de

Gas Natural de Chihuahua, Gas Natural de Juárez, Compañía Nacional de

Gas (Piedras Negras), Metrogas (Distrito Federal) y Tamauligas (Reynosa-

Matamoros). Como resultado de este proceso, la CRE aprobó el nuevo

plan de negocios, el ingreso máximo, la lista de tarifas y el factor de

eficiencia que serán aplicables a cada uno de dichos permisionarios du-

rante el segundo periodo quinquenal de operaciones.

2.2.5 Acuerdos de Coordinación para2.2.5 Acuerdos de Coordinación para2.2.5 Acuerdos de Coordinación para2.2.5 Acuerdos de Coordinación para2.2.5 Acuerdos de Coordinación para

el desarrollo eficiente de los sistemasel desarrollo eficiente de los sistemasel desarrollo eficiente de los sistemasel desarrollo eficiente de los sistemasel desarrollo eficiente de los sistemas

de gas naturalde gas naturalde gas naturalde gas naturalde gas natural

La CRE ha firmado Acuerdos de Coordinación con las autoridades

federales, estatales y municipales con objeto de establecer las bases

para la ejecución de acciones que permitan impulsar el desarrollo de

los sistemas de transporte, almacenamiento y distribución de gas

natural, en las mejores condiciones jurídicas, económicas, técnicas y

de seguridad a fin de brindar certidumbre a los inversionistas en

beneficio de la sociedad.

Estos Acuerdos, a su vez, han propiciado la celebración de Convenios

entre las autoridades estatales, municipales y los permisionarios con

la finalidad de establecer reglas o procedimientos para la ejecución de

obras, la atención de emergencias, la obtención de licencias, y resol-

ver conjuntamente la problemática específica que represente la insta-

lación de las redes ante la comunidad.

A la fecha, se han firmado ocho Acuerdos de Coordinación que involucran

a los estados de Coahuila, Durango, Estado de México, Tamaulipas,

Guanajuato, Jalisco y Querétaro; este último firmado el 11 de julio de

2003, así como al Distrito Federal. Se espera que en breve se firmen

convenios con los estados de Baja California, Puebla y Nuevo León.

2.3 Normalización

2.3.1 NOMs2.3.1 NOMs2.3.1 NOMs2.3.1 NOMs2.3.1 NOMs

Las Normas Oficiales Mexicanas (NOMs) complementan el marco regu-

lador de la industria de gas natural, ya que establecen los estándares

técnicos relativos al diseño, construcción, operación y mantenimien-

to de los sistemas de gas natural a que deben sujetarse los agentes

regulados. Como resultado de los trabajos en esta materia durante el

año 2003 y en lo que va de 2004, el Comité de Normalización publicó

tres Normas Oficiales Mexicanas (NOM), así como un proyecto de

NOM (véase cuadro 8).

Objeto

Establece los requisitos mínimos de seguridad que deben cumplir los sistemas de distribución de gas natural y gas Licuado de Petróleo por medio de ductos.

Establece los requisitos mínimos de seguridad relativos al diseño,

construcción, operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento

de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de

recepción, conducción, regasificación y entrega de dicho combustible.

Establece los requisitos mínimos de seguridad que deben cumplirse en

los materiales, construcción, operación, mantenimiento y seguridad de

las instalaciones de aprovechamiento de gas natural.

Establece las características y especificaciones del gas natural que

debe inyectarse en los sistemas de transporte, almacenamiento y

distribución de gas natural, para contar con un combustible limpio que

evite daños en las instalaciones y al medio ambiente.

NOM

Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997, Distribución de gas natural)

Proyecto de Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2003, Requisitos

de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de

plantas de almacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas,

equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega

de dicho combustible

Norma Oficial Mexicana NOM-002-SECRE-2003, Instalaciones de

aprovechamiento de gas natural (cancela y sustituye a la NOM-002-

SECRE-1997, Instalaciones para el aprovechamiento de gas

natural)

Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2004, Características y

especificaciones del gas natural

Publicación DOF

12-Mar-03

19-Sep-03

29-Mar-04

8-Dic-03

Cuadro 8Normas Oficiales Mexicanas Publicadas en 2003

Fuente: CRE.

Secreta

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de E

nergía

36

2.3.2 Unidades de V2.3.2 Unidades de V2.3.2 Unidades de V2.3.2 Unidades de V2.3.2 Unidades de Verificaciónerificaciónerificaciónerificaciónerificación

Durante 2003, en el marco de la segunda convocatoria para la acredi-

tación y aprobación de nuevas Unidades de Verificación en materia de

gas natural que se publicó en el DOF del 9 de noviembre de 2001, la

CRE aprobó cuatro Unidades de Verificación para las normas oficiales

mexicanas: NOM-001-SECRE-1997, �Calidad del gas natural�, NOM-

002-SECRE-2003 �Instalaciones de aprovechamiento de gas natu-

ral�, NOM-006-SECRE-1999, �Odorización del gas natural�, NOM-

007-SECRE-1999, �Transporte de gas natural� y NOM-008-SECRE-

1999, �Control de la corrosión externa en tuberías de acero enterra-

das y/o sumergidas� (véase cuadro 9).

Unidad de VerificaciónEvaluaciones, Inspeccionesy Asesoría, S.A.

Société Générale de Surveillancede México, S.A. de C.V.

Buro de Gas, S.A. de C.V.

Ingenieros Auditores, S.A.de C.V.

Organización de Inspeccionesdel Norte, S.A. de C.V.

Fecha de Autorización6-Feb-03

9-May-03

3-Jul-03

29-May-03

19-Dic-03

Objeto�NOM-001-SECRE-1997, �Calidad del gas natural��NOM-006-SECRE-1999, �Odorización del gas natural��NOM-007-SECRE-1999, �Transporte de gas natural��NOM-008-SECRE-1999, �Control de la corrosión externa en tuberías de aceroenterradas y/o sumergidas�

�NOM-001-SECRE-1997, �Calidad del gas natural��NOM-002-SECRE-2003 �Instalaciones de aprovechamiento de gas natural��NOM-006-SECRE-1999, �Odorización del gas natural��NOM-007-SECRE-1999, �Transporte de gas natural��NOM-008-SECRE-1999, �Control de la corrosión externa en tuberías de aceroenterradas y/o sumergidas�

Cuadro 9Unidades de Verificación Autorizadas en 2003

Fuente: CRE.

Tipos de permiso Permisos vigentes Longitud de la red (km) Inversión(MM USD)

Transporte 117 11,555 1,666Acceso abierto 17 10,883 1,442Usos propios 100 672 224Distribución 21 28,042 989Total 138 39,597 2,655

Cuadro 10Permisos de transporte y distribución de gas natural vigentes a agosto de 2004

Fuente: CRE.

2.4 Desarrollo de infraestructura de

gas natural

Hasta el mes de agosto de 2004, se encuentran vigentes 138 permi-

sos de transporte y distribución de gas natural. Estos permisos re-

presentan compromisos de inversión cercanos a 2.7 mil millones de

dólares por parte de empresas líderes en desarrollo de infraestructura

energética de Bélgica, Canadá, España, Estados Unidos, Francia y

México. En conjunto, los permisionarios de transporte y distribución

construirán y operarán 39.6 mil kilómetros de gasoductos. De dichos

permisos, 17 corresponden a transporte para el servicio público, 100

a transporte para usos propios y 21 de distribución de gas natural

(véase cuadro 10, mapas 3 y 4).

Prospectiva d

el m

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37

Mexicalli

Cananea

Hermosillo

Cd. Juárez

Piedras Negras

Nuevo Laredo

Norte de Tamaulipas

Chihuahua

Monterrey

La Laguna-Durango

Saltillo

Bajío Norte

GuadalajaraEl Bajío

QuerétaroCuautitlán - TexcocoDistrito Federal

Puebla - TlaxcalaToluca

Río Pánuco

Mapa 4Zonas geográficas de distribución de gas natural

Fuente: CRE.

TijuanaRosarito

Los Algodones

Naco

Hermosillo

Agua Prieta

Cd. Juárez

San Agustín Valdivia

Piedras Negras

Ciudad Mier(Kinder Morgan)

Valle Hermoso

ReynosaRío Bravo

San FernandoMonterrey

San José Iturbide

Valtierrilla

PalmillasToluca

PueblaCuernavaca

Cd. Pemex

Mérida

Sistema de gasoductos de PGPBDuctos privadosEn construcción

Lázaro Cárdenas

Mapa 3Infraestructura de transporte público de gas natural

Fuente: CRE.

Secreta

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38

2 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.

Los permisos de transporte para el servicio público amparan 10,883

Km de ductos de acceso abierto con una capacidad de conducción de

10,895 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), mientras que los

permisos otorgados para usos propios representan la construcción

de 672 Km de ductos con una capacidad de conducción de 5,296

mmpcd. Por su parte, los permisos otorgados para distribución re-

presentan compromisos de cobertura de aproximadamente 2.3 millo-

nes de usuarios, a los que se conducirán 1,492 mmpcd de gas natural

a través de la construcción de 28,042 Km de ductos.

La mayor parte de los proyectos correspondientes a estos permisos

están en operación, por lo que la CRE se encuentra en una etapa

intensiva de regulación, control y seguimiento necesarios para el

desarrollo eficiente de la industria de gas natural (véase gráfica 11).

Entre las actividades de regulación, verificación y supervisión, resulta

importante destacar el seguimiento de las obligaciones siguientes:

� 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 manteni-

miento;

� Reportes técnicos semestrales;

� Presentación de los reportes inmediatos y detallados en caso de

siniestro;

� Estados financieros dictaminados;

� Monto del capital fijo sin derecho a retiro equivalente al 10%

del compromiso de inversión;

� Traslado del precio máximo de adquisición a los usuarios con-

forme 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�2 .

Usos propios

Acceso abierto

Distribución

79%

88%

100%

14% 7%

6% 6%

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

En operación En construcción Por iniciar obras

Gráfica 11Situación operativa de los permisos de gas natural vigente hasta agosto de 2004

(porcentaje de permisos)

Fuente: CRE.

Prospectiva d

el m

ercado

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013

39

2.4.1 Transporte de acceso abierto y para

usos propios

En el año 2003, la CRE otorgó un nuevo título de permiso de trans-

porte de acceso abierto que se interconectará con el gasoducto de

Baja Norte, S. de R.L. de C.V. para brindar servicio a la empresa Toyota

Motor Manufacturing, S. de R.L. de C.V en Tijuana, Baja California.

Dicho gasoducto ya se encuentra en operación y tiene una longitud de

1.6 kilómetros con una capacidad de 9.39 mmpcd.

Entre julio de 2003 y agosto de 2004, la CRE otorgó 14 permisos de

transporte para usos propios que representan una inversión estimada

de 22.5 millones de dólares, mismos que en conjunto constituyen

una capacidad máxima de transporte de 796 mmpcd y una longitud

de 47.8 Km (véase cuadro 11).

Del total de permisos para usos propios otorgados en el periodo

indicado, tres títulos de permiso están vinculados a proyectos de

generación de energía eléctrica y el resto corresponden a la satisfac-

ción de las necesidades de usuarios industriales.

2.5 Proyectos de interés para el

sector privado

2.5.1 Gas natural licuado2.5.1 Gas natural licuado2.5.1 Gas natural licuado2.5.1 Gas natural licuado2.5.1 Gas natural licuado

El 19 de septiembre de 2003 la Comisión Reguladora de Energía

(CRE) publicó en el Diario Oficial de la Federación el proyecto de

Norma Oficial Mexicana NOM- 013-SECRE-2003, que establece los

requisitos mínimos de seguridad relativos al diseño, construcción,

operación y mantenimiento de plantas de almacenamiento de gas

natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de

recepción, conducción, vaporización y entrega de dicho combustible,

para consulta pública durante 60 días.

A la fecha, la CRE se encuentra preparando la respuesta a cada una de

las observaciones recibidas a finales de 2003. Una vez publicadas las

respuestas a los comentarios en el DOF, la Norma Oficial Mexicana se

publicará en un plazo no menor de 15 días y entrará en vigor 60 días

después de su publicación.

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

Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de San Luis Río, S.A. de C.V. San Luis Río Colorado, Son. 13.6 10.0 2.0Agricola Zarattini, S.A. de C.V. Silao, Gto. 2.6 2.9 0.5Thyssenkupp Budd de Tijuana, S.A. de C.V. Tijuana, B.C. 1.5 0.7 0.6Toyota Motor Manufacturing de Baja California, S. de R.L. de C.V. Tijuana, B.C. 0.3 3.7 0.3CFE Unidad Turbogas Tuxpan Tuxpan, Ver. 10.5 562.1 8.0CFE Unidades Turbogas San Lorenzo Almecatla, Pue. 0.5 71.7 6.3Industria Vidriera de Tierra Blanca, S.A. de C.V. Tierra Blanca, Ver. 0.7 5.3 0.2Compañía de Autoabastecedores de Gas Natural de la Laguna, S.A. de C.V Gómez Palacio, Dgo. 2.7 10.0 0.4Gas de Atlacomulco Atlacomulco, Edo. Mex. 1.8 4.9 0.1Proteínas y Oléicos Apaseo el Grande, Gto. 9.1 3.9 1.6Hilos Timón Orizaba, Ver. 0.0 0.4 0.2Manufacturas Vitromex Chihuahua, Chih. 0.3 3.8 0.2Iberdrola Energía La Laguna Gómez Palacio, Dgo. 4.2 98.4 2.0Siderúrgica Lázaro Cárdenas Las Truchas Lázaro Cárdenas, Mich. 0.1 18.0 0.2

Cuadro 11Permisos de transporte de usos propios de gas natural

Fuente: CRE.

Secreta

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40

Esta Norma se aplica a las plantas de almacenamiento de Gas Natural

Licuado (GNL) con instalaciones en tierra firme, tanto en la costa

como tierra adentro, así como plantas costa afuera instaladas en una

estructura de concreto fija al fondo del mar. El sistema está compues-

to por instalaciones y equipos aptos para la recepción del GNL que, en

el caso de plantas en la costa y costa afuera descarga un buque

tanque, hasta el punto de entrega del combustible en estado gaseoso

a un sistema de transporte por ductos, y comprende las actividades

de recepción, conducción, almacenamiento, vaporización y entrega

de gas natural.

El diseño, construcción, operación y mantenimiento de la planta de

almacenamiento de GNL deben cumplir con los requisitos mínimos

que establece esta Norma, sin que ello impida el uso de sistemas,

Empresa Ubicación Capacidad Fecha de inicio Inversión(mmpcd) de operación (MM US$)

Gas Natural Baja California, S. de R.L. de C.V.1 Tijuana 750 2007 558.5Terminal de LNG de Altamira, S. de R.L. de C.V. Altamira 670 2006 440.0Terminal de LNG de Baja California, S. de R.L. de C.V. Ensenada 1000 2007 747.0Energía Costa Azul, S. de R.L. de C.V. Ensenada 1000 2007 668.6

Cuadro 12Permisos de almacenamiento de gas natural hasta agosto de 2004

1 El permiso está vigente ante la CRE, pero el proyecto no se llevará a cabo por problemas con el uso del suelo.Fuente: CRE.

equipos, métodos o instrumentos de calidad, resistencia, resistencia

al fuego, efectividad, integridad estructural, durabilidad y seguridad

equivalentes o superiores a los señalados en la misma.

La CRE evalúa la modificación de solicitud del permiso de almacena-

miento de GNL presentada por Chevron-Texaco de México (CTM), S.A.

de C.V. el 29 de julio de 2003, a efecto de cambiar la ubicación del sitio

originalmente propuesto a un sitio costa afuera localizado aproxima-

damente 13 Km al oeste de la costa del municipio de Tijuana en el

estado de Baja California.

La planta de almacenamiento de GNL de CTM estará instalada en dos

estructuras marinas de concreto fijas sobre el lecho marino. Dicha

planta constará de una terminal marina para el amarre de buques, dos

tanques de almacenamiento de GNL con una capacidad de 125,000 m3

(4,415 mil pies cúbicos) cada uno, equipo de vaporizadores de rejilla

abierta y demás equipo auxiliar.

Las instalaciones de vaporización tendrán una capacidad de entrega

de 19.8 millones de m3 diarios (700 mmpcd) de gas natural. Las

instalaciones de la planta de GNL constarán de un sistema de ductos

y bombas que transportarán el GNL de los tanques de almacenamien-

to a un sistema de vaporizadores de rejilla abierta para regasificar el

GNL; posteriormente, las instalaciones de la planta se interconectarán

a un ducto de transporte submarino para entregar gas natural a un

sistema de transporte terrestre.

Los permisos otorgados por la CRE se refieren a los aspectos técnicos,

económicos y comerciales de la planta. Estas empresas deberán gestio-

nar otros permisos y autorizaciones necesarios para el inicio de cons-

trucción, entre otros el de impacto ambiental otorgado por la SEMARNAT.

Asimismo, en el puerto de Lázaro Cárdenas, Michoacán, la Adminis-

tración Portuaria Integral (API) llevó a cabo una licitación para la

adjudicación de un terreno para la construcción y operación de una

terminal de almacenamiento de GNL. Como resultado de dicha licita-

ción, la API de Lázaro Cárdenas adjudicó el 17 de febrero de 2004 a la

Prospectiva d

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013

41

empresa Repsol YPF un terreno de 375,000 m2. La planta de almace-

namiento de GNL tendrá una capacidad inicial de 400 mmpcd con

posibilidad de expandirla hasta 1,000 mmpcd y representa inversio-

nes del orden de 350 millones de dólares de acuerdo con la informa-

ción presentada por Repsol YPF a la API.

Proyectos con permisos

Proyectos potenciales

Islas Coronado

Ensenada

Ensenada

Puerto Libertad

Altamira

Manzanillo

Lázaro Cárdenas

Mapa 5Proyectos de terminales de GNL en México

Fuente: Sener.

Hasta agosto de 2004, la CRE no ha recibido solicitud por parte de

Repsol YPF o alguna otra empresa para la construcción y operación

de una terminal de almacenamiento de GNL en Lázaro Cárdenas o

algún otro puerto dentro del territorio de la República Mexicana.

Zonas Potenciales de distribución Estado Centros de PoblaciónZona geográfica de Pachuca-Tula Hidalgo Actopan, Pachuca De Soto, Mineral De La Reforma,

San Agustín Tlaxiaca, Atotonilco De Tula, Tulancingo,Tepeapulco, Tula De Allende, Tepeji Del Rio, Tizayuca,Huehuetoca, Edo. Mex., Apaxco, Edo. Mex.

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

Cuadro 13Zonas geográficas potenciales de distribución de gas natural

* Zona conurbada.Fuente: CRE.

2.5.2 Zonas geográficas de2.5.2 Zonas geográficas de2.5.2 Zonas geográficas de2.5.2 Zonas geográficas de2.5.2 Zonas geográficas de

distribucióndistribucióndistribucióndistribucióndistribución

A las zonas geográficas de distribución licitadas y asignadas hasta

ahora por la CRE, podrían agregarse otras debido a que aún existen

municipios en diversas entidades federativas que podrían conformar

nuevas zonas geográficas de interés para el sector privado, lo que

permitiría denotar proyectos adicionales de distribución para permi-

tir el acceso al gas natural a un mayor número de usuarios. Entre las

zonas geográficas con potencial de desarrollo destacan:

� Pachuca-Tula

� Veracruz

Secreta

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de E

nergía

42

Mercado nacionalde gas natural 1993-2003

43capítulo tres

Este capítulo ofrece el panorama actual del mercado nacional de gas

natural, a través de analizar en diferentes apartados la oferta, la de-

manda, el comercio exterior, el desarrollo de infraestructura, la evolu-

ción de los proyectos públicos y privados, así como los precios que

ha mostrado el hidrocarburo en los últimos años. Sin duda en la

Secretaria de Energía estamos convencidos que el análisis a fondo es

la mejor forma de identificar los retos más importantes que hoy en día

enfrenta el gas natural en México, además de permitir la evaluación

progresiva de este mercado creciente.

Por tal motivo, a partir de esta publicación hemos buscado evaluar el

progreso histórico del gas natural con respecto a otros combustibles

sustitutos dentro de cada sector de consumo. Además de continuar

con investigaciones profundas de los mercados regionales del país y

la oferta nacional, en esta edición se presenta la trayectoria histórica

que los precios del gas natural, tanto de referencia como al público,

han seguido.

3.1 Consumo de gas natural,

1993-2003

Los amplios beneficios del gas natural, tanto ambientales como ener-

géticos y económicos, son puntos clave en el desarrollo y utilización

del mismo; sin duda esta fuente de energía se encuentra en plena

consolidación en el mercado de energéticos en México.

Durante el año 2003 la economía mexicana creció 1.3%1 , mientras que

el consumo nacional de gas natural lo hizo en 8.6% respecto al año

anterior, lo que confirma el rápido dinamismo que ha presentado dicho

hidrocarburo en los sectores de consumo. Esto se debe principalmente

a la versatilidad que presenta el gas natural al ser utilizado como

materia prima o como combustible en los sectores industrial,

petroquímico, termoeléctrico, residencial o doméstico, comercial o

servicios y de transporte terrestre. Por ende, este hidrocarburo partici-

pa directa o indirectamente en la vida de toda la población.

1 De acuerdo con INEGI, Junio 2004.

Secreta

ría

de E

nergía

44

Así, en 2003 el gas natural alcanzó el mayor consumo nacional regis-

trado de los últimos 10 años, ubicándose en 5,274 mmpcd. A escala

sectorial, los requerimientos del sector eléctrico se han convertido en

los más importantes, casi triplicando sus consumos entre 1993 y 2003,

para ubicarse en 1,819 mmpcd. Además, en el periodo 1993-2003, la

tasa media de crecimiento del sector eléctrico se ubicó en 14.6%, con

lo cual se consolidó como el de mayor dinamismo en el mercado.

El sector industrial, incluido Pemex Petroquímica, mostró una dismi-

nución de 4.1% en el último año, comparado con el resultado del año

2002, para ubicarse en 1,208 mmpcd. La caida en los niveles de la

actividad productiva de aquellas industrias intensivas en el uso de

gas natural, como la industria siderúrgica y química, no ha permitido

recuperar los consumos del hidrocarburo a los volúmenes registra-

dos durante 1999, asimismo la baja en las actividades petroquímicas

propiciaron dicho comportamiento en el sector.

Ante la preferencia de los usuarios por el uso de gas natural en el

sector residencial y servicios, así como las inversiones realizadas por

las distribuidoras del país, este sector observó un comportamiento

positivo. Asimismo, en el sector transporte se presentó un aumento

en el uso del combustible.

En el sector petrolero se registraron incrementos en los consumos de

gas natural, alcanzando un volumen demandado de 2,141 mmpcd en

el año 2003. Esto representa el repunte de las actividades petroleras

en México encaminadas a satisfacer congruentemente la demanda de

los sectores de uso final (véase cuadro 14).

3.1.1 Sector eléctrico3.1.1 Sector eléctrico3.1.1 Sector eléctrico3.1.1 Sector eléctrico3.1.1 Sector eléctrico

3.1.1.1 Sector eléctrico público (CFE, LFC

y PIE´s)

La generación de energía eléctrica pública, se integra de la oferta de

Comisión Federal de Electricidad (CFE), y de Luz y Fuerza del Centro

(LFC); a la primera, se le incorporan las entregas de energía que llevan

a cabo los Productores Independientes de Energía (PIE´s).

La generación de energía eléctrica en México se realiza por medio de

las tecnologías disponibles en la actualidad, tales como son las cen-

trales hidroeléctricas, termoeléctricas, eólicas y una nucleoeléctrica.

En este sentido, las tecnologías de las centrales termoeléctricas (va-

por, turbogás, combustión interna o ciclo combinado) requieren com-

bustibles de origen fósil como insumo para generar la energía eléctri-

ca. Los combustibles de origen fósil utilizados en la generación del

sector público son el diesel, carbón, combustóleo y gas natural.

Cuadro 14Consumo nacional de gas natural por sector, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Sector 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 3,026 3,221 3,335 3,594 3,760 4,060 3,993 4,326 4,358 4,855 5,274 5.7Petrolero 1,112 1,195 1,190 1,395 1,560 1,729 1,623 1,843 1,961 1,994 2,141 6.8

Autoconsumo 738 751 695 735 754 825 845 913 994 995 1,037 3.5Recirculaciones internas 375 444 495 661 805 904 777 930 967 999 1,104 11.4

Total sin Pemex 1,914 2,026 2,144 2,198 2,200 2,331 2,370 2,483 2,397 2,861 3,133 5.1Industrial 1,369 1,404 1,479 1,523 1,465 1,499 1,472 1,392 1,155 1,260 1,208 -1.2

Pemex Petroquímica 634 658 680 657 580 537 449 373 316 295 285 -7.7Otras 736 746 799 865 886 963 1,023 1,019 838 966 923 2.3

Eléctrico 465 547 589 596 653 756 821 1,011 1,157 1,506 1,819 14.6Público 385 466 494 492 538 639 705 870 987 959 996 10.0Particulares 80 81 95 104 116 116 116 141 169 547 823 26.2

Residencial 62 58 57 60 62 56 57 60 64 71 84 3.1Servicios 17 18 19 20 20 20 20 20 21 22 19 1.0Transporte vehicular - - - - - - 0 1 1 2 2 n.a.

Prospectiva d

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013

45

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 años2 , lo que ha permitido el incremento de la demanda del

gas natural en este sector a un ritmo de crecimiento anual de 15.3%

entre 1993 y 2003. Este crecimiento es el más alto registrado para un

combustible utilizado en el sector eléctrico público en los últimos

años, lo cual generó un consumo de 1,596.4 mmpcd en 2003, que

significó 36.2% del consumo total de los combustibles utilizados

para producir electricidad (véase cuadro 15).

Durante el año 2003 iniciaron actividades cinco plantas de ciclo com-

binado, todas propiedad de PIE´s, encaminadas a la generación de

energía eléctrica para el sector público, estas son Energía Azteca X

(Mexicali), Fuerza y Energía Naco-Nogales, Fuerza y Energía Tuxpan

(Tuxpan III y IV), Transalta Chihuahua (Transalta Chihuahua III) y

Transalta Campeche. Además el PIE de Iberdrola Energía Altamira

(Altamira III y IV) realizó consumos de gas natural destinados a prue-

bas de arranque durante 2003. Estos volúmenes se adicionaron a

otras ocho plantas que ya estaban operando antes de 2003, generan-

do un consumo de gas natural de 601 mmpcd por parte de los PIE´s.

3.1.1.2 Sector eléctrico privado

(autogeneración)

El concepto de autogeneración de energía eléctrica se refiere a las

modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, exportación y usos

propios continuos. Tras las modificaciones hechas a la Ley del Servi-

cio Público de Energía (LSPEE) en la década pasada, ha venido cre-

ciendo la participación de inversionistas privados y del sector indus-

trial nacional en las actividades antes mencionadas.

En este segmento del sector eléctrico, durante 2003, el consumo de

gas natural ocupó 69.7% del mercado que los combustibles tienen en

las actividades de autogeneración y exportación de electricidad. Cabe

mencionar que la actividad de exportación de electricidad comenzó a

demandar gas natural a partir de 2003, debido a que los permisionarios

Energía Azteca X, Termoeléctrica de Mexicali y Energía de Baja

California, todos en el estado de Baja California, consumieron un

volumen de 52 mmpcd en la realización de dicha actividad.

Un aspecto importante ocurrido en el año 2003, es que el coque de

petróleo se convirtió en un combustible sustituto al gas natural en el

sector eléctrico privado, tras las pruebas de arranque de dos plantas

2 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 reac-

tores nucleares.

Cuadro 15Demanda nacional de combustibles en el sector electrico público, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

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

Penetración del gasCombustibles del sector eléctrico público1 natural con relación Tasa de crecimiento

Año Gas Combustóleo Carbón Diesel Total al total (%)2 Gas Combustóleo Carbón Diesel Totalnatural natural

1993 384.8 1,722.8 270.3 30.2 2,408.1 16.01994 465.7 2,094.7 335.6 34.3 2,930.3 15.9 21.0 21.6 24.2 13.5 21.71995 494.4 1,768.3 378.4 26.9 2,668.0 18.5 6.2 -15.6 12.7 -21.6 -9.01996 492.0 1,874.8 449.0 24.5 2,840.4 17.3 -0.5 6.0 18.7 -8.8 6.51997 537.7 2,136.8 443.7 34.2 3,152.3 17.1 9.3 14.0 -1.2 39.6 11.01998 639.3 2,360.3 468.4 49.9 3,517.9 18.2 18.9 10.5 5.6 45.9 11.61999 705.2 2,282.0 474.5 45.2 3,506.9 20.1 10.3 -3.3 1.3 -9.4 -0.32000 896.9 2,434.8 478.1 65.4 3,875.2 23.1 27.2 6.7 0.8 44.6 10.52001 1,076.6 2,360.4 571.2 48.0 4,056.2 26.5 20.0 -3.1 19.5 -26.6 4.72002 1,383.7 2,070.5 610.4 39.3 4,103.9 33.7 28.5 -12.3 6.9 -18.0 1.22003 1,596.4 1,753.7 963.7 94.5 4,408.2 36.2 15.4 -15.3 57.9 140.1 7.4tmca 15.3 0.2 13.6 12.1 6.2

Secreta

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nergía

46

termoeléctricas convencionales bajo el concepto de autogeneración.

Esta sustitución normalmente se había presentado en el sector indus-

trial, sin embargo a partir de 2003 el coque de petróleo ocupa 6.6% de

los combustibles del sector eléctrico privado (véase cuadro 16).

La generación de energía eléctrica a cargo de particulares, conside-

rando a los PIE´s, ha cobrado una creciente importancia, mientras

que en 1993 representaba 17.3% del consumo de gas natural, en

2003 obtuvo una participación sustancial demandando 45.3% del

hidrocarburo en el sector.

Combustibles del sector eléctrico privado1 Penetración del gas Tasa de crecimientonatural con relación

Año Gas Combustóleo Diesel Coque de Total al total (%)2 Gas Combustóleo Diesel Coque de Totalnatural petróleo natural petróleo

1996 104.2 67.4 1.7 - 173.3 60.11997 115.5 88.7 2.2 - 206.5 56.0 10.9 31.5 32.1 - 19.11998 116.2 92.9 2.5 - 211.6 54.9 0.6 4.7 9.6 - 2.51999 116.3 103.0 3.3 - 222.5 52.3 0.1 10.8 32.4 - 5.22000 114.5 117.0 2.5 - 234.0 48.9 -1.6 13.7 -23.3 - 5.22001 80.0 92.3 3.4 - 175.7 45.5 -30.1 -21.1 35.9 - -24.92002 122.0 68.0 5.3 - 195.4 62.4 52.5 -26.3 56.9 - 11.22003 222.4 66.1 9.8 20.9 319.2 69.7 82.3 -2.9 83.0 100.0 63.4tmca 11.4 -0.3 28.3 - 9.1

Cuadro 16Demanda nacional de combustibles en el sector privado, 1996-2003

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

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

3.1.2 Sector industrial3.1.2 Sector industrial3.1.2 Sector industrial3.1.2 Sector industrial3.1.2 Sector industrial

Las actividades de consumo del sector industrial se encuentran con-

formadas en dos rubros, el primero se refiere al consumo realizado en

Pemex Petroquímica (PPQ) y otro que considera la demanda de ener-

gía en los procesos productivos del sector industrial privado.

3.1.2.1 Petroquímica

La industria petroquímica estatal ha visto obstaculizada la ampliación

y modernización de su infraestructura de operaciones, debido a facto-

res estructurales, tales como inadecuados esquemas de participación,

caída de los precios del amoniaco y altos costos de materias primas

como el gas natural. Ello ha provocado la baja en la oferta de productos

petroquímicos en Pemex desde 1996, y en consecuencia la disminu-

ción en el uso del gas natural a un ritmo de 7.7% anual durante el

periodo 1993-2003, particularmente en el uso como materia prima

(disminuyendo su consumo a 11.8% cada año). Por ahora se estudian

mecanismos y nuevos proyectos, como el Fénix, para revertir este

proceso, a fin de reestructurar la industria petroquímica paraestatal

para optimizar la capacidad de producción y desarrollar nuevas instala-

ciones industriales.

De esta manera, el consumo de Pemex Petroquímica se ubicó en 285

mmpcd en 2003, con lo cual su participación en el consumo de gas

natural disminuyó 45.0%, luego de que en el año 1993 registrara un

volumen de 634 mmpcd. Durante 2003 la utilización del gas natural

como combustible absorbió 83.4% de las necesidades de PPQ, mien-

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

46580

54781

58995

596104

653116

756116

821116

1,011

141

1,157

169

1,506

547

1,819

823

494 492 538 639 987705 959870 996466385

Público Particulares

Gráfica 12Consumo nacional de gas natural del sector eléctrico,

1993-2003(millones de pies cúbicos diarios)

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

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47

tras que el resto se utilizó como materia prima para las cadenas

productivas petroquímicas del metano y etano, volúmenes que sólo

fueron procesados en los complejos petroquímicos de Cosoleacaque

e Independencia, con participaciones en volumen de 65% y 35%,

respectivamente (véase cuadro 17).

3.1.2.2 Sector industrial privado

Entre las actividades del sector industrial privado, el gas natural se ha

convertido en el combustible más utilizado. Durante 2003 cubrió la

demanda total de este sector en 48.1%, pese a la inestabilidad de su

precio. Este hidrocarburo ha venido sustituyendo al combustóleo como

insumo energético del sector, debido a que es un combustible más

limpio que presenta menores emisiones de contaminantes durante la

combustión. Aunado a lo anterior, las regulaciones ambientales cada

vez más estrictas, como la Norma Oficial Mexicana NOM-085-ECOL-

1994, han declarado algunas zonas metropolitanas del país densamen-

te pobladas como críticas, en términos ambientales, prohibiendo el

uso de combustibles formulados con alto contenido de azufre, como el

combustóleo. Aunque la entrada en vigencia de dicha norma es cues-

tionable, los industriales han ido cambiando sus tecnologías a base de

gas natural y en menor cantidad a diesel (véase cuadro 18).

La caída en el consumo del gas natural dentro del sector industrial en

el año 2003, obedeció estrictamente a que algunas ramas del sector

industrial vieron disminuidas sus actividades productivas y por ende

sus consumos de gas natural, aunado a la volatilidad de los precios del

combustible, lo que causó incertidumbre a los industriales del país.

Esto ocurrió en algunas ramas manufactureras como son la industria

química, del vidrio, del papel, así como en la industria de alimentos y

productos metálicos, todas consideradas como intensivas en el uso del

hidrocarburo. Por otro lado, el crecimiento de los consumos de la

industria siderúrgica de metales básicos, la más importante en volu-

men de demanda, fue poco significativo. Cabe destacar que, contrario a

lo que sucede con el combustóleo, la industria cementera ha dejado de

consumir gas natural paulatinamente, sustituyéndolo por coque de

petróleo y utilizando tecnologías más eficientes y limpias en sus proce-

sos (véase cuadro 19).

Cuadro 17Consumo nacional de gas natural del sector industrial, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en IMP y Pemex.

Concepto 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 1,369 1,404 1,479 1,523 1,465 1,499 1,472 1,392 1,155 1,260 1,208 -1.2Pemex Petroquímica 634 658 680 657 580 537 449 373 316 295 285 -7.7

Combustible 468 468 484 472 433 400 320 274 251 228 238 -6.5Materia prima 166 190 196 186 147 137 129 99 65 67 47 -11.8

Otras 736 746 799 865 886 963 1,023 1,019 838 966 923 2.3

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

799

680

865

657

886

580

963

537

838

316

1,023

449

966

295

1,019

373

923

285

746

658

736

634

Otras Pemex Petroquímica

Gráfica 13Consumo nacional de gas natural del sector industrial, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en IMP y Pemex.

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48

3.1.3 Sector petrolero3.1.3 Sector petrolero3.1.3 Sector petrolero3.1.3 Sector petrolero3.1.3 Sector petrolero

El aumento en los niveles de extracción de petróleo crudo y gas, entre

otros, han implicado crecientes volúmenes de gas natural para el

desarrollo de estas actividades. El sector petrolero ha mantenido el

mayor consumo de gas natural en el mercado, alcanzando una parti-

cipación de 40.6% en 2003.

Al cierre del año 2003, los autoconsumos del sector petrolero crecie-

ron en 4.4% respecto a los del año anterior, al registrar un volumen

de 1,038 mmpcd. Tan sólo Pemex Refinación (PR) presentó un incre-

mento de 13.5%, mientras que Pemex Exploración y Producción (PEP)

presentó un ligero incremento de 2.9% en su demanda; por el contra-

rio Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) registró ligeras bajas.

Durante los últimos 10 años, en términos generales este rubro ha

registrado aumentos promedio de 3.5% por año.

Los requerimientos de gas para recirculaciones internas de PEP man-

tienen una tendencia al alza, de tal manera que han aumentado 2.8

veces desde 1993, ubicándose en 2003 con demandas equivalentes a

1,104 mmpcd. Lo anterior se explica, principalmente, porque en los

últimos años se han intensificado las actividades de exploración y

1 No incluye a PPQ.2 Se refiere a la penetración global del gas natural como combustible en el sector industrial.Fuente: Sener con base en CFE, IMP, LFC, y Pemex.

1 Se refiere a sociedades privadas de autoabastecimiento y cogeneración, cuya actividad preponderante es la generación de energía eléctrica y vapor.La demanda para autogeneración en empresas que se dedican principalmente a otras actividades se incluye en los respectivos grupos.Fuente: IMP, con base en CRE, Pemex y empresas privadas.

Cuadro 19Demanda de gas natural por grupos de ramas, sectores industrial y servicios, incluye autogeneración1, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Grupo 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaMetales básicos 225.5 243.2 267.8 283.6 281.2 315.6 341.8 317.2 208.8 246.1 274.9 2.0Química 173.8 162.5 182.3 197.6 196.9 195.2 167.1 157.2 135.2 161.7 144.4 -1.8Vidrio 91.5 86.7 86.2 91.6 96.4 96.5 91.9 92.1 77.8 101.5 88.6 -0.3Celulosa y papel 57.7 58.1 73.0 77.7 83.1 89.5 91.5 90.8 70.3 83.3 83.2 3.7Productos metálicos 47.3 49.1 51.6 59.5 68.2 77.1 89.7 90.9 81.9 105.3 91.9 6.9Alimentos, bebidas y tabaco 49.7 52.3 54.8 63.2 74.1 78.5 89.2 94.8 79.7 88.6 80.8 5.0Productos de minerales no metálicos 36.8 37.5 39.6 48.5 51.4 55.2 51.3 53.5 64.1 67.9 67.3 6.2Eléctrico 28.4 28.6 25.7 26.0 18.8 18.7 30.0 27.3 15.5 53.9 103.9 13.8Cemento 39.2 43.2 35.4 33.7 34.7 29.0 26.7 28.6 22.7 23.5 20.1 -6.4Resto 12.6 12.5 14.9 18.0 19.4 21.4 33.7 31.3 65.4 57.4 46.5 13.9Otras 9.7 9.4 9.7 11.0 13.7 38.5 47.7 62.5 27.0 19.1 13.6 3.4Cerveza 18.2 19.2 20.0 20.9 23.2 23.0 30.9 33.1 21.3 22.3 22.0 1.9Textil 11.3 12.0 13.7 16.7 18.1 20.3 27.5 30.5 25.7 32.3 30.6 10.4Minería 14.0 12.2 18.8 21.4 21.9 20.4 20.0 23.8 22.8 24.7 24.9 6.0Servicios 17.2 17.8 18.9 19.6 20.3 19.9 20.1 19.6 20.7 22.5 19.0 1.0Total 833.0 844.2 912.3 989.1 1,021.4 1,098.8 1,159.3 1,153.2 939.0 1,109.9 1,111.9 2.9

Cuadro 18Demanda nacional de combustibles en el sector industrial (sin PPQ), 1995-2003

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

Penetarción del gas Combustibles del sector industrial1 natural con Tasa de crecimiento

Gas Combus- Gas Diesel Coque de Total relación al Gas Combus- Gas Diesel Coque de TotalAño natural tóleo LP petróleo total (%)2 natural tóleo LP petróleo1995 798.8 708.5 133.5 159.3 29.7 1,829.7 43.71996 865.4 655.8 156.8 225.1 31.1 1,934.3 44.7 8.3 -7.4 17.5 41.4 4.8 5.71997 885.6 629.3 183.3 254.1 43.9 1,996.3 44.4 2.3 -4.0 16.9 12.9 41.2 3.21998 962.7 628.4 193.3 253.8 55.1 2,093.3 46.0 8.7 -0.1 5.5 -0.1 25.4 4.91999 1,023.0 567.3 214.6 238.3 71.9 2,115.1 48.4 6.3 -9.7 11.0 -6.1 30.5 1.02000 1,019.2 530.9 236.2 258.6 93.4 2,138.3 47.7 -0.4 -6.4 10.1 8.5 29.9 1.12001 838.4 502.1 216.1 244.5 110.7 1,911.8 43.9 -17.7 -5.4 -8.5 -5.5 18.6 -10.62002 965.5 388.9 222.5 236.9 159.2 1,973.0 48.9 15.2 -22.6 3.0 -3.1 43.8 3.22003 922.8 387.0 203.4 240.8 163.1 1,917.2 48.1 -4.4 -0.5 -8.6 1.7 2.5 -2.8tmca 1.8 -7.3 5.4 5.3 23.7 0.6

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49

producción de crudo, esto ha significado que se reinyecte más gas

natural a los pozos productores, que en algunos casos son pozos

maduros, y han ido declinando su producción natural requiriendo

cada vez más gas natural para hacer fluir al aceite crudo.

Cuadro 20Consumo de gas natural del sector petrolero, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

¹ Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell.Fuente: Pemex.

3.1.4 Sectores residencial y3.1.4 Sectores residencial y3.1.4 Sectores residencial y3.1.4 Sectores residencial y3.1.4 Sectores residencial y

serviciosserviciosserviciosserviciosservicios33333

El consumo del gas natural ha venido presentando un crecimiento

paulatino en el mercado residencial y de servicios en la mayoría de los

años del periodo 1993-2003, toda vez que con el desarrollo de las

redes de distribución, un mayor número de usuarios ha ido teniendo

acceso a este combustible.

Así, durante el año 2003 el gas natural alcanzó a cubrir 7.1% de las

necesidades energéticas de dichos sectores. En un mercado donde el

gas LP abastece el 68.0% de la demanda y la leña el 24.9%, la pene-

tración del gas natural ha sido limitada debido a algunos aspectos

como son la infraestructura de distribución y precios de

comercialización con respecto al gas LP en las diferentes regiones del

país, aun cuando este último combustible creció menos en su de-

manda durante la última década. Con respecto a la leña4 podemos

decir que en todos los hogares rurales y urbanos de la República

Mexicana considerados de muy bajos ingresos, sigue siendo el com-

bustible más ocupado. Sin embargo, estos consumos representan un

mercado potencial para otros combustibles en la medida en que se

presenten de manera sustentable tanto el desarrollo de infraestructu-

ra como precios accesibles a esas poblaciones (véase cuadro 21).

El sector residencial presentó un consumo promedio de gas natural

de 84 mmpcd en 2003, con un aumento de 18.7% respecto al año

anterior, siendo el mayor de los últimos 10 años. El sector servicios

pasó de 17 mmpcd en 1993 a 19 mmpcd en 2003 teniendo un incre-

mento de 1.0% anual. La participación de estos sectores en el total

nacional en 2003 fue de 2.0%.

3 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.

4 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.

Fuente: Sener con base en AMGN, Banxico, CRE, IMP, INEGI, Pemex, Profeco y empresas privadas.

Penetración del gas Combustibles del sector residencial y servicios natural con relación Tasa de crecimiento

Gas natural Gas LP Leña Total al total (%) Gas natural Gas LP Leña Total1993 79.5 888.5 390.5 1,358.5 5.91994 76.2 911.6 385.0 1,372.8 5.6 -4.2 2.6 -1.4 1.11995 76.0 922.2 396.0 1,394.3 5.5 -0.2 1.2 2.9 1.61996 79.2 920.7 391.0 1,390.9 5.7 4.2 -0.2 -1.3 -0.21997 81.9 921.3 381.8 1,384.9 5.9 3.3 0.1 -2.4 -0.41998 76.3 954.2 384.0 1,414.5 5.4 -6.8 3.6 0.6 2.11999 76.7 990.8 384.1 1,451.6 5.3 0.5 3.8 0.0 2.62000 79.2 1,025.6 386.1 1,490.9 5.3 3.3 3.5 0.5 2.72001 84.7 985.2 373.4 1,443.3 5.9 6.9 -3.9 -3.3 -3.22002 93.4 998.0 367.2 1,458.6 6.4 10.3 1.3 -1.7 1.12003 103.2 984.3 359.7 1,447.2 7.1 10.5 -1.4 -2.0 -0.8tmca 2.6 1.0 -0.8 0.6

Cuadro 21Consumo de gas natural de los sectores residencial y de servicios, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

Concepto 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 1,112 1,195 1,190 1,395 1,560 1,729 1,622 1,843 1,961 1,994 2,142 6.8Autoconsumo 738 751 695 735 754 825 845 913 994 995 1,038 3.5

Corporativo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 -1.1Refinación 130 137 135 140 180 194 198 207 230 238 270 7.6Gas y Petroquímica Básica 271 272 235 230 216 256 247 264 258 256 252 -0.7Exploración y Producción1 336 342 325 364 357 374 399 442 505 500 515 4.4

Recirculaciones internas 375 444 495 661 805 904 777 930 967 999 1,104 11.4

Secreta

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50

3.1.5 Sector autotransporte3.1.5 Sector autotransporte3.1.5 Sector autotransporte3.1.5 Sector autotransporte3.1.5 Sector autotransporte

El gas natural comprimido (GNC) es un combustible vehicular que

prácticamente no contamina, su precio de referencia es más económi-

co que las gasolinas, el gas LP y el diesel, y su uso representa costos

bajos de mantenimiento y alto rendimiento. Además, el GNC es el

combustible vehicular más seguro, ya que a diferencia de las gasoli-

nas, el diesel y el gas LP, éste es más ligero que el aire, por lo que en

caso de fuga se disipa rápidamente en la atmósfera, minimizando la

probabilidad de acumulación y formación de nubes explosivas.

A pesar de sus ventajas para la sociedad, la utilización del GNC en

México se ha visto obstaculizada por la aplicación del Impuesto

Especial sobre Productos y Servicios (IEPS) a la gasolina Magna,

ya que ésta sirve de referencia para fijar el precio del GNC; es decir

que al aplicar el IEPS sobre el precio de la gasolina Magna, éste se

refleja consecuentemente en el precio del GNC, pese a que dicho

impuesto ha sido derogado al precio del gas vehicular. Este im-

puesto opera a través de un mecanismo de ajuste con respecto al

precio de la gasolina Magna, de tal forma que el precio de venta al

público del GNC represente un diferencial constante de aproxima-

damente 34%. Lo anterior implica que, ante los incrementos men-

suales en la gasolina, dicho impuesto debe variar mes con mes

para mantener constante el precio relativo entre estos combusti-

bles. Así, este mecanismo ha ocasionado que el precio del GNC

aumente artificialmente cada mes en la misma proporción que la

gasolina. Sin embargo, desde 1999 el GNC ha ido penetrando en el

sector transporte de México, el cual está dominado por las gasoli-

nas, a una tasa media anual de 222.7% hasta 2003, generando un

consumo de 2.3 mmpcd de gas natural en el último año, lo que

representó 0.05% del total de combustibles consumidos en el

sector autotransporte (véase cuadro 23).

En las grandes ciudades el GNC es visto como alternativa para solu-

cionar los problemas de contaminación atmosférica, es por eso que

cuatro de las cinco estaciones de servicio que actualmente se en-

cuentran operando, se ubican en la Zona Metropolitana del Valle de

México (ZMVM)5 . Cabe mencionar que en enero de 2003 comenzó a

operar en Tultitlán, estado de México, la última de las cuatro estacio-

nes de servicio actuales ubicadas en la ZMVM. Por otro lado, en

noviembre de 2003 inició operaciones una estación de servicio ubica-

da en Gómez Palacio, Durango.

Cuadro 22Consumo de gas natural de los sectores residencial y servicios, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Sector 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaResidencial 62 58 57 60 62 56 57 60 64 71 84 3.1Servicios 17 18 19 20 20 20 20 20 21 22 19 1.0

Cuadro 23Demanda nacional de combustibles del sector autotransporte, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

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

Penetración del gas Combustibles del sector autotransporte natural con relación Tasa de crecimiento

Gas natural Gasolinas Gas LP Diesel Total al total (%)1 Gas natural Gasolinas Gas LP Diesel Total1993 - 2,632.0 - 1,288.8 3,920.8 -1994 - 2,671.8 - 1,215.2 3,887.0 - 1.5 -5.7 -0.91995 - 2,637.7 18.0 1,172.1 3,827.9 - -1.3 -3.5 -1.51996 - 2,625.6 27.7 1,218.1 3,871.3 - -0.5 53.4 3.9 1.11997 - 2,666.2 29.9 1,263.9 3,960.1 - 1.5 8.2 3.8 2.31998 - 2,767.9 51.4 1,311.6 4,130.8 - 3.8 71.5 3.8 4.31999 0.0 2,776.2 104.1 1,312.0 4,192.3 0.00 0.3 102.8 0.0 1.52000 0.6 2,912.9 134.1 1,345.7 4,393.4 0.01 2,935.8 4.9 28.8 2.6 4.82001 1.3 2,963.0 141.0 1,308.2 4,413.6 0.03 109.2 1.7 5.1 -2.8 0.52002 1.7 3,048.2 157.2 1,320.1 4,527.3 0.04 31.3 2.9 11.5 0.9 2.62003 2.3 3,238.2 163.9 1,394.1 4,798.4 0.05 30.0 6.2 4.2 5.6 6.0tmca n.a. 2.1 n.a. 0.8 2.0

5 Se ubican dos en el Distrito Federal (Venustiano Carranza y Tacubaya) y dos en el estado de

México (El Toreo - Cuatro Caminos y Tultitlán).

Prospectiva d

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ercado

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ral 2004-2

013

51

Asimismo, aunque lentamente, el parque vehicular a GNC ha crecido en

los últimos años, ya que durante 2003 circularon 1,626 unidades, lo

que representó un parque de 526 unidades más de las que circularon en

el año 2001. Este crecimiento moderado en el parque vehicular a GNC,

se debe al costo de la tecnología para los vehículos y al desconocimien-

to de los beneficios que conlleva la conversión de los vehículos al usar

el GNC. Una de las acciones para fomentar el consumo de GNC es

impulsar el desarrollo de motorizaciones duales (gasolina-GNC) de

fábrica, en zonas donde ya existe infraestructura de gas natural. Esto

reduce los costos de conversión de los vehículos y permite a los usua-

rios independencia respecto a la red de abasto de GNC.

Por el momento, la construcción de estaciones duales en la ZMVM se

encuentra suspendida por tiempo indefinido en las franquicias que se

ubican en dicha Zona. Cabe mencionar que el desarrollo de dichas

estaciones se ha visto obstaculizado por algunos factores externos

como son la disponibilidad de terrenos propios para la venta de GNC,

la inercia de grupos vecinales aledaños a la instalación de este tipo de

estaciones, así como la falta de apoyo de las autoridades ante estos

problemas de índole social.

3.1.6 Consumo regional3.1.6 Consumo regional3.1.6 Consumo regional3.1.6 Consumo regional3.1.6 Consumo regional

Con el fin de mantener congruencia con la regionalización utilizada por la

Presidencia de la República, y para contar con cifras comparables entre

los diferentes mercados nacionales, el análisis regional se divide en cinco

zonas: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste. En el

mapa 6 se detallan los estados integrantes de cada región.

El consumo regional de gas natural está estrechamente relacionado

con la distribución de la infraestructura, así como con la ubicación de

los centros industriales, actividades petroleras y concentración

poblacional. Estos factores son los que principalmente han desarro-

llado el mercado de gas natural en México.

Gasolina Diesel Gas LP GNC Total

19,241.9760.5 335.5 1.6 20,339.5

Gráfica 14Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2003

(miles de unidades)

Fuente: IMP con base en Banco Mundial, Banxico, CONAPO, INEGI, SCT, Pemexy Empresas Privadas.

Mapa 6Regionalización del mercado de gas natural

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

Secreta

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52

La región Sur-Sureste representa el mayor consumo del gas natural

en el país (47.7%), debido a que gran parte de las actividades petro-

leras se llevan a cabo en dicha demarcación. Le sigue la región Nores-

te con una participación del 26.0%, cuyo consumo principalmente se

sustenta a partir de actividades del sector eléctrico e industrial. Estas

mismas actividades han desarrollado el mercado en la región Centro,

que el último año consumió 12.1% de la demanda nacional, mientras

que las regiones Centro-Occidente y Noroeste demandaron 9.4% y

4.7%, respectivamente.

2003, se encuentra el inicio de las exportaciones de electricidad a

través de las plantas Energía Azteca X, Termoeléctrica de Mexicali y

Energía de Baja California, todas con tecnología de ciclo combinado,

lo que generó un incremento en la demanda del combustible en este

año. Además en 2003 entró en operación el PIE Fuerza y Energía de

Naco-Nogales en el estado de Sonora.

3.1.6.1 Consumo de la región Noroeste

En la región Noroeste el consumo de gas natural sólo se concentra en

los estados de Baja California y Sonora, ya que son los que cuentan

con infraestructura de suministro de este combustible. Dicho consu-

mo registró durante 2003 un volumen de 250 mmpcd, el cual ha sido

impulsado principalmente por las actividades registradas en el sector

eléctrico desde 1999, tanto de CFE como de particulares (PIE´s).

Entre las actividades más relevantes ocurridas en la región durante

Las actividades del sector industrial de la región conforman el segun-

do orden de importancia en los consumos de gas natural, además

existen otros consumos poco significativos por parte de usuarios de

los sectores residencial, servicios y petrolero.

Esta región creció en la demanda de gas natural, en el periodo 1993-

2003, a un incremento anual de 47.2%, donde todas las necesidades

de la región fueron abastecidas por medio de importaciones a través

de ductos conectados al Sur de los Estados Unidos.

Cuadro 24Consumo regional de gas natural, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Región 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 3,026 3,221 3,335 3,594 3,760 4,060 3,993 4,326 4,358 4,855 5,274 5.7Noroeste 5 4 9 12 12 16 24 60 97 154 250 47.2Noreste 721 774 813 860 872 936 1,009 1,153 1,068 1,309 1,372 6.6Centro-Occidente 189 235 270 287 324 359 382 390 345 473 497 10.1Centro 435 494 493 486 535 578 613 609 615 606 639 3.9Sur-Sureste 1,676 1,715 1,749 1,950 2,016 2,170 1,965 2,115 2,233 2,314 2,515 4.1

Cuadro 25Consumo de gas natural de la región Noroeste, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente a no aplica.Fuente: Sener con base en información de CRE, IMP y PGPB.

Sector 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 5 4 9 12 12 16 24 60 97 154 250 47.2Petrolero - - - - - - - - 0 1 1 n.a. Autoconsumo - - - - - - - - 0 1 1 n.a. Recirculaciones internas - - - - - - - - - - - -Total sin Pemex 5 4 9 12 12 16 24 60 97 153 250 47.2Industrial 4 2 9 10 11 14 15 20 15 19 15 13.7 Petroquímica - - - - - - - - - - - - Otras 4 2 9 10 11 14 15 20 15 19 15 13.7Eléctrico - - - - - - 7 39 80 132 233 n.a. Público - - - - - - 5 38 69 105 96 n.a. Particulares - - - - - - 2 0 11 27 137 n.a.Residencial 1 2 - 2 1 2 1 1 2 2 2 4.4Servicios - - - - - - 0 0 0 0 0 n.a.Transporte vehicular - - - - - - - - - - - -

Prospectiva d

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53

3.1.6.2 Consumo de la región Noreste

La región Noreste es la segunda más importante en el consumo nacional,

sin embargo es la única en donde todos los sectores de consumo regis-

tran una demanda de gas natural, por lo menos desde el año 2000. La

actividad del consumo se concentró principalmente en el sector eléctrico

(54.4%), el sector industrial (25.6%) y en el sector petrolero (14.5%).

Respecto al consumo del sector transporte, cabe mencionar que aún

cuando la estación de servicio de Monterrey dejó de realizar operaciones,

y por lo tanto suspendió sus consumos de gas natural en 2002, otra

estación se instaló en la región durante 2003 como se menciona en el

apartado del Sector autotransporte del presente capítulo.

El sector eléctrico, que ha crecido a una tasa promedio anual de

13.4% entre 1993 y 2003, continuó con una creciente demanda de

gas natural debido a los incrementos en los consumos de las centra-

les Huinala I, Huinala II, la Turbogás Huinala y Monterrey III. Además

en el año 2003, inició operaciones el PIE Transalta Chihuahua, a este

consumo se le adicionó el utilizado en las pruebas de arranque del PIE

Iberdrola Energía Altamira en Tamaulipas.

Los principales desarrollos de infraestructura de gas natural durante

2003 se han registrado en esta región, tales como el desarrollo de una

interconexión con Estados Unidos en Tamaulipas para abastecer de gas

natural a centrales eléctricas en Río Bravo, aumentos en la capacidad de

compresión dirigidos a incrementar el suministro de gas natural, tanto

en Chihuahua como en el punto de arbitraje (véase cuadro 26).

3.1.6.3 Consumo de la región Centro-Occidente

El cuarto lugar en importancia en el uso de este energético es la

región Centro-Occidente, la cual presenta una tasa de crecimiento

promedio anual de 9.0% y de 10.1% con Pemex para el periodo 1993-

2003. El sector de consumo más representativo es el industrial, que

se recuperó de la caída que registró durante 2001, así sus requeri-

mientos ascendieron a 56.7% de la región sin el sector petrolero.

En orden de importancia le ha seguido el sector eléctrico que inten-

sificó sus consumos con las operaciones de las centrales eléctricas El

Sauz, Salamanca y el Bajío. El sector eléctrico de particulares registró

un decremento de 13.2% en el último año. De esta manera, los reque-

rimientos de gas natural de este sector representaron 21.3 % del

total de la región, sin Pemex (véase cuadro 27).

Cuadro 26Consumo de gas natural de la región Noreste, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Sector 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 721 774 813 860 872 936 1,009 1,153 1,068 1,309 1,372 6.6Petrolero 108 133 129 139 138 122 131 154 183 194 199 6.3 Autoconsumo 51 73 66 72 76 68 79 99 125 138 150 11.4 Recirculaciones internas 57 60 63 68 61 53 51 56 58 56 48 -1.6Total sin Pemex 613 640 685 720 735 815 879 999 885 1,115 1,173 6.7Industrial 334 337 354 391 381 411 425 445 346 400 351 0.5 Petroquímica 19 20 19 22 20 18 1 9 5 3 0 -50.3 Otras 315 317 336 369 361 394 425 436 340 397 351 1.1Eléctrico 212 240 266 264 285 340 386 485 469 641 746 13.4 Público 166 197 211 203 228 274 318 427 428 387 431 10.0 Particulares 46 44 55 60 57 65 67 59 41 255 315 21.1Residencial 52 48 48 49 51 47 50 51 53 55 61 1.5Servicios 14 15 16 17 18 17 17 18 17 18 15 0.3Transporte vehicular - - - - - - - 0 0 0 0 n.an.a. equivalente a no aplica.Fuente: Sener con base en información de CRE, IMP y PGPB.

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54

3.1.6.4 Consumo de la región Centro

La región Centro ha ido presentando incrementos en la demanda

debido a que principalmente en la ZMVM, la generación de electrici-

dad y vapor para procesos industriales a base de combustóleo se ha

sustituido paulatinamente por gas natural, al ser considerada como

zona crítica.

La región Centro ocupa el tercer lugar en importancia en el consumo

nacional de gas natural, con un crecimiento en el periodo de 3.9%

anual y de 2.8% sin considerar los insumos de Pemex. Los mayores

requerimientos los lleva a cabo el sector eléctrico, el cual representó

n.a. equivalente a no aplica.Fuente: Sener con base en información de CRE, IMP y PGPB.

Cuadro 27Consumo de gas natural de la región Centro-Occidente, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Sector 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 189 235 270 287 324 359 382 390 345 473 497 10.1Petrolero - 27 30 27 35 53 50 44 44 49 51 n.a. Autoconsumo - 27 30 27 35 53 50 44 44 49 51 n.a. Recirculaciones internas - - - - - - - - - - - -Total sin Pemex 189 208 240 260 289 307 332 345 301 424 446 9.0Industrial 162 171 199 215 227 231 246 248 191 230 253 4.5 Petroquímica 35 32 33 34 27 - - - - - - n.a. Otras 128 140 166 181 201 231 246 248 191 230 253 7.1Eléctrico 25 36 39 44 60 74 85 96 109 192 189 22.2 Público 16 25 27 30 34 51 61 65 84 82 93 19.5 Particulares 10 11 13 13 26 23 24 31 25 110 95 25.7Residencial 1 1 1 1 1 1 1 1 1 3 4 11.8Servicios 0 0 0 0 0 1 1 1 1 0 1 6.3Transporte vehicular - - - - - - - - - - - -

46.3% en el año 2003. El sector industrial consumió 39.7% de la

demanda regional durante 2003, sin embargo debido al estancamien-

to de la actividad industrial, los consumos permanecieron práctica-

mente constantes con respecto al año anterior (véase cuadro 28).

3.1.6.5 Consumo de la región Sur-Sureste

En la región Sur Sureste se presentó el mayor consumo de gas natural

con un incremento de 8.7% en el 2003 respecto al 2002. Esta región

es la más importante, ya que concentra casi la mitad (47.7%) de la

demanda nacional, aunque gran parte se explica porque aquí se ubi-

can la mayoría de las actividades petroleras de PEP, PGPB y PR, las

Cuadro 28Consumo de gas natural de la región Centro, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente a no aplica.Fuente: Sener con base en información de CRE, IMP y PGPB.

Sector 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 435 494 493 486 535 578 613 609 615 606 639 3.9Petrolero 2 15 11 11 36 44 58 68 55 40 66 46.0 Autoconsumo 2 15 11 11 36 44 58 68 55 40 66 46.0 Recirculaciones internas - - - - - - - - - - - -Total sin Pemex 433 479 483 475 499 534 555 540 560 566 573 2.8Industrial 235 237 235 240 245 256 272 254 237 254 254 0.8 Petroquímica 35 37 39 38 34 36 31 33 28 28 35 0.0 Otras 200 200 196 202 211 220 241 221 209 226 219 0.9Eléctrico 188 232 238 225 244 269 278 278 311 295 296 4.6 Público 168 210 215 200 217 247 260 259 293 272 274 5.0 Particulares 20 22 22 25 27 22 18 20 18 23 22 0.7Residencial 8 8 8 8 8 7 5 7 8 12 18 9.0Servicios 2 2 2 2 2 2 1 0 2 4 3 3.4Transporte vehicular - - - - - - 0 1 1 2 2 n.a

Prospectiva d

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55

cuales representan 72.5% de la demanda regional. En el caso de las

actividades industriales, es menester destacar que la baja en las acti-

vidades petroquímicas ha ido disminuyendo el consumo del sector, a

porcentajes anuales de 7.5 entre 1993 y 2003.

En cambio, el sector eléctrico presentó el crecimiento más vigoroso

con una tasa promedio anual de 24.8% en el mismo periodo, particu-

larmente en 2003 creció 44.9% con respecto a 2002, ya que entraron

las centrales de ciclo combinado Tuxpan III y IV, y Transalta Campeche.

Sin Pemex (excepto PPQ), la participación de esta región en el total

nacional ascendió a 14.6% en el último año y presentó una tasa media

de crecimiento anual casi nula (0.3%) en el periodo de análisis, pro-

vocada por la baja en la industria petroquímica.

Cuadro 29Consumo de gas natural de la región Sur-Sureste, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Sector 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 1,676 1,715 1,749 1,950 2,016 2,170 1,965 2,115 2,233 2,314 2,515 4.1Petrolero 1,003 1,020 1,021 1,218 1,350 1,511 1,384 1,576 1,679 1,711 1,825 6.2 Autoconsumo 685 636 589 625 606 660 658 702 770 768 769 1.2 Recirculaciones internas 318 384 432 593 744 851 726 874 909 943 1,056 12.8Total sin Pemex 674 695 729 731 665 660 581 539 554 603 690 0.2Industrial 634 656 682 667 601 586 515 426 367 358 335 -6.2 Petroquímica 546 570 589 563 499 483 417 331 283 263 251 -7.5 Otras 89 86 93 104 102 104 97 95 83 95 84 -0.5Eléctrico 39 39 46 64 64 73 65 113 188 245 355 24.8 Público 35 34 41 59 58 68 61 81 113 113 101 11.3 Particulares 4 4 5 5 6 6 5 31 75 133 254 51.0Residencial - - - - - - - - - - - -Servicios 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 -1.0Transporte vehicular - - - - - - - - - - - -

Cuadro 30Consumo de gas natural por sector y región, 2003

(millones de pies cúbicos diarios)

¹ Incluye Productores Independientes de Energía.Fuente: Sener con base en información de CRE y PGPB.

Sector Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Sureste TotalTotal 250 1,372 497 639 2,515 5,274Petrolero 1 199 51 66 1,825 2,141 Autoconsumo 1 150 51 66 769 1,037 Recirculaciones internas - 48 - - 1,056 1,104Total sin Pemex 250 1,173 446 573 690 3,133Industrial 15 351 253 254 335 1,208 Petroquímica - 0 - 35 251 285 Otras 15 351 253 219 84 923Eléctrico 233 746 189 296 355 1,819 Público 96 431 93 274 101 996 Particulares ¹ 137 315 95 22 254 823Residencial 2 61 4 18 - 84Servicios 0 15 1 3 0 19Transporte vehicular - 0 - 2 - 2

Secreta

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nergía

56

Cuadro 32Reservas probadas de gas seco por región, 1998-2004*

(miles de millones de pies cúbicos)

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

Región 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004Total 31,339 30,064 30,394 29,505 28,151 14,985 14,851Sur 9,105 8,231 9,237 8,655 8,335 7,571 7,181Norte 18,034 17,873 16,402 16,311 15,586 3,231 3,565Marina Noreste 2,815 2,584 3,308 3,063 2,885 2,737 2,750Marina Suroeste 1,385 1,376 1,447 1,476 1,345 1,446 1,355

3.2 Oferta

3.2.1 Reservas probadas de gas natural

por región6

Las reservas remanentes7 totales de gas natural se ubicaron al 1° de

enero de 2004 en 63,892.8 miles de millones de pies cúbicos

(mmmpc). De acuerdo con el tipo de yacimiento, están integradas por

78.9% de gas asociado y 21.1% de no asociado (véase cuadro 31).

En la región Norte se ubica 61.0% del total de las reservas, 19.3% en

la región Sur y 19.7% restante en las regiones Marinas.

A partir de 2003, las reservas probadas han sido estimadas con base

en las definiciones emitidas por Securities and Exchange Commission

(SEC). Mientras, la cuantificación de las reservas probables y posibles

se continua realizando de acuerdo con los criterios de The Society of

Petroleum Engineers (SPE), American Association of Petroleum

Geologists (AAPG) y The World Petroleum Congresses (WPC)8 .

Bajo los criterios de la SEC, las reservas probadas de gas seco se ubican

en 14,851 mmmpc, con una disminución de 135 mmmpc (0.9%) res-

pecto al año 2003. Éstas se localizan principalmente en la región Sur,

donde se concentra 48.4% del total, le sigue la región Norte con 24.0%

y finalmente las dos regiones Marinas con 27.6% (véase cuadro 32).

En la región Norte se registró un incremento debido, principalmente,

a la reclasificación de reservas probables a probadas en algunos cam-

pos del Paleocanal de Chicontepec y el descubrimiento de nuevos

yacimientos en la Cuenca de Burgos, realizados en campos que son

básicamente de gas no asociado. Otro elemento importante en el

saldo positivo de la región, fue el descubrimiento del yacimiento en el

Cuadro 31Reservas remanentes totales de gas natural, 1999-2004*

(miles de millones de pies cúbicos)

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

Año Tipo de gas Total RegiónMarina Noroeste Marina Suroeste Norte Sur

1999 Asociado 64,271.6 8,311.8 4,584.2 39,045.3 12,330.3No asociado 16,766.9 0.0 1,182.2 8,287.3 7,297.4

2000 Asociado 62,049.6 8,897.9 4,979.3 36,853.0 11,319.4No asociado 16,236.9 0.0 1,935.7 7,321.5 6,979.7

2001 Asociado 60,010.5 8,161.3 4,663.7 36,319.6 10,865.9No asociado 16,424.4 0.0 1,935.7 7,663.7 6,825.0

2002 Asociado 55,049.1 7,916.5 3,982.5 33,424.6 9,725.5No asociado 14,055.8 0.0 1,944.2 6,373.5 5,738.1

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

2004 Asociado 50,412.8 6,437.4 3,480.7 32,365.6 8,129.1No asociado 13,480.0 0.0 2,679.0 6,608.1 4,192.9

6 Corresponde a la regionalización de Pemex Exploración y Producción.7 Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una

fecha específica.

8 Memoria de Labores 2003, Pemex, p. 21 (versión electrónica) y Las reservas de hidrocarburos

de México, Pemex Exploración y Producción, 1 de enero 2004.

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57

9 Memoria de Labores 2003, p. 25, e Informe de Labores 2003, p. 39, Pemex.10 Op cit, p. 23 y 36.11 Op cit, p. 24 y 37.

12 Memoria de Labores 2003, p. 25, Pemex.

campo Pirineo de la Cuenca de Sabinas, también de gas no asociado.

En cuanto a los Activos de Pemex Exploración y Producción de la

región, la reserva de gas seco la componen en 50.3% Burgos, 37.3%

Poza Rica-Altamira y el 12.4% Veracruz. 9

La región Marina Noreste registró un aumento de 0.5% con respecto

al año anterior, resultado de la recategorización de reservas en el

campo Ku y por la perforación de pozos en desarrollo que tuvo el

campo Sihil. En lo que respecta a los Activos, Cantarell posee el

77.1% de la reserva de gas seco de esta región, mientras que Ku-

Maloob-Zaap contiene el 22.9% restante10 .

Por el contrario, en la región Marina Suroeste se observó una varia-

ción negativa originada por los descuentos de los niveles de produc-

ción, que superaron las adiciones hechas por descubrimientos en

campos como Amoca, Homol, Namaca, Uchak y otros, a pesar de que

la producción de gas asociado de la región fue menor durante 2003

con respecto al año anterior. El Activo Abkatún-Pol-Chuc posee 51.6%

de las reservas de la región y el resto se ubica en los yacimientos del

Litoral de Tabasco.11

En la región Sur, la disminución de las reservas se concentró en los

campos de Paredón, Jujo-Tecominoacán y Carmito. Aún y cuando se

realizaron incrementos en los campos Chiapas-Copanó y Puerto Ceiba,

esta región presentó la mayor variación negativa (5.2%). En el Activo

Samaria-Luna se concentra una reserva de 2,685.1 mmmpc, el más

alto de la región, seguido en importancia del Activo Bellota-Jujo,

donde se estima un volumen de1,926.4 mmmpc 12 .

3.2.2 Extracción de gas natural

En 2003 la extracción de gas natural alcanzó un nivel de 4,498 mmpcd,

cantidad 1.7% mayor con relación al año previo. Es importante men-

cionar que este año significó para la industria petrolera nacional el

rompimiento de la trayectoria a la baja que había mostrado el indicador

desde 1998. Este resultado estuvo soportado por el incremento de la

producción de gas no asociado de la Región Norte, en los Activos

Burgos y Veracruz, equivalente a 6.5% con respecto a 2002. Asimismo,

la región Marina Noroeste incrementó su producción de gas asociado

de 831 a 940 mmpcd, como consecuencia de las inversiones aplicadas

en los últimos años en el Activo Cantarell.

Las regiones Sur y Norte continuaron siendo las principales

abastecedoras de gas natural. Durante 2003 la región Sur contribuyó

con 1,630 mmpcd equivalentes a 36.2% de la producción total. La

región Marina Noreste aportó 940 mmpcd, y la región Marina Suroes-

te 581 mmpcd, volúmenes que representaron 20.9 y 12.9% del total

nacional, respectivamente. Por su parte, la región Norte participó con

29.9% al producir 1,347 mmpcd, de los cuales 1,031 mmpcd provi-

nieron del Activo Burgos (véase mapa 7).

Estados Unidos

Región Marina Suroeste

581Región Marina

Noreste940

Región Sur1,630

Total 4,498

Región Norte1,347

Mapa 7 Extracción de gas natural por región, 2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener.

Secreta

ría

de E

nergía

58 Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: Memoria de Labores e informe estadístico de labores, Pemex.

Cuadro 33Extracción de gas natural por región, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Región 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaExtracción total 3,576 3,625 3,759 4,196 4,468 4,791 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 2.3Sur 1,891 1,807 1,832 1,990 2,046 2,067 1,997 1,857 1,743 1,704 1,630 -1.5Marinas 1,244 1,339 1,379 1,563 1,649 1,686 1,570 1,557 1,530 1,452 1,521 2.0Norte 441 479 548 643 773 1,038 1,224 1,265 1,238 1,268 1,347 11.8

Durante el año 2003 se terminaron 505 pozos de desarrollo en Pemex

Exploración y Producción, cantidad nunca alcanzada para un año en

la industria petrolera mexicana. De estos pozos de desarrollo termi-

nados, 110 resultaron productores de crudo y 345 de gas seco y

condensados. En este sentido, de los pozos productores de gas, 342

se localizaron en la Región Norte y tres en la Región Sur; esta dinámi-

ca en la actividad exploratoria confirmó la tendencia a la recuperación

de los indicadores productivos, revirtiendo la declinación de muchos

campos con que cuenta México.

1,891

1,630

1,244

1,521

441

1,347

Sur Marinas Norte

1993 2003

Gráfica 15Extracción de gas natural por región, 1993 y 2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener, con base en Memoria de Labores, Pemex.

En los últimos años, la producción de gas natural no asociado ha

cobrado mayor importancia, ya que su participación en la producción

total se ha incrementado a una tasa promedio anual de 11.1% en el

periodo 1993-2003. Mientras que en 1993 el gas no asociado partici-

paba con el 13.5% de la producción de gas, en el ultimo año lo hizo

con 30.7%. En tanto, la producción de gas asociado ha presentado

un incremento poco significativo.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

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atu

ral 2004-2

013

59

Aún cuando la producción de petróleo crudo ha seguido una tenden-

cia de crecimiento en los últimos años, y fue la más alta alcanzada en

la historia de Petróleos Mexicanos durante 2003, la producción de

gas natural no ha manifestado el mismo comportamiento a pesar de

que gran parte del gas natural obtenido es asociado al crudo. Lo

anterior se debe a que la producción de crudos ligero y superligero ha

Cuadro 34Extracción de gas natural por tipo y región, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: Memoria de Labores e informe estadístico de labores, Pemex.

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmca

Total 3,576 3,625 3,759 4,196 4,468 4,791 4,791 4,679 4,511 4,423 4,498 2.3Gas asociado 3,093 3,108 3,154 3,479 3,631 3,704 3,526 3,380 3,239 3,118 3,119 0.1

Sur 1,724 1,641 1,649 1,788 1,854 1,888 1,839 1,709 1,597 1,559 1,487 -1.5Marinas 1,244 1,339 1,379 1,563 1,649 1,686 1,570 1,557 1,529 1,452 1,521 2.0Norte 125 128 126 128 128 130 117 114 113 107 111 -1.2

Gas no asociado 483 517 605 717 837 1,087 1,265 1,299 1,272 1,305 1,379 11.1Sur 167 166 183 202 192 179 158 148 146 145 143 -1.5Marinas - - - - - - - - - - - -Norte 316 351 422 515 645 908 1,107 1,151 1,125 1,161 1,236 14.6

venido declinando en los pozos de las regiones Sur y Marina Suroeste

durante los últimos años, ya que estos tipos de crudos poseen una

alta relación gas/aceite, mientras que el crudo pesado, que ha venido

sosteniendo el incremento en la producción nacional, contiene me-

nores proporciones de gas natural13 .

5000

4500

4000

3500

3000

2500

2000

1500

1000

500

0

Pesado Ligero Superligero Gas Natural

(mile

s de

bar

rile

s di

ario

s)

5,000

4,500

4,000

3,500

3,000

2,500

(millon

es d

e pi

es c

úbic

os d

iarios

)

Gráfica 16Producción de petróleo crudo por tipo y gas natural,

2000-2003

Fuente: Sener con información de Informe estadístico de labores, Pemex.

13 Para consultar los datos de producción de petróleo crudo por tipo y región véase Informe

Estadístico de Labores 2003, Pemex.

Gráfica 17Estructura porcentual de la producción de gas natural

por tipo, 1993-2003

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

Secreta

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de E

nergía

60

3.2.3 Procesamiento de gas natural

En 2003 las entregas de gas de PEP a PGPB se ubicaron en 4,585

mmpcd, es decir, que alcanzaron una variación de 3.9% respecto al

año anterior. Este comportamiento se explica, en mayor medida, por

la tendencia que ha seguido la oferta de gas húmedo marino en los

últimos años.

Así durante el periodo 1993-2003, dichas entregas han registrado

incrementos con una tasa promedio de 3.4% anual. Para el último año,

el volumen entregado de gas húmedo representó 72.5%, a éste le

siguió en importancia la participación del gas seco de campos con

16.6% del total, el cual ha aumentado su volumen en el periodo de

referencia a 18.9% anual. El gas seco de campos ha cobrado cada vez

mayor participación, misma que ha pasado de 4.1% en 1993 a 16.6%

en 2003. En este último año, el gas dulce de campos representó 10.9%

(véase cuadro 35).

Hoy en día, PGPB cuenta con 10 Complejos Procesadores de Gas (CPG),

de los cuales ocho están ubicados en la región Sur-Sureste y dos en la

Noreste. Cabe mencionar que una de las acciones prioritarias del plan

de negocios de PGPB es incrementar la capacidad de procesamiento de

gas natural. En este sentido, y acorde con una mayor oferta de gas

húmedo de PEP, el CPG Arenque inició operaciones en marzo de 2003.

Localizado en un área anexa a la Refinería Francisco I. Madero, en el

corredor industrial Tampico-Madero-Altamira al sur del estado de

Tamaulipas, en el municipio de Ciudad Madero. Este nuevo CPG está

planeado para aprovechar el gas producido en los campos de Arenque

y Tamaulipas-Constituciones, a través de un paquete de plantas para el

endulzamiento, recuperación de licuables y recuperación de azufre,

destinadas a atender la oferta de PEP de Gas Amargo disponible en la

zona, minimizando con ello el impacto ambiental de los municipios de

Altamira, Tampico y Cd. Madero.

El total de los CPG de PGPB acumulan una capacidad instalada de

endulzamiento para gas amargo de 4,503 mmpcd, que aunado a la

mayor oferta de gas húmedo y la entrada en operación del CPG Aren-

que, hicieron que Pemex procesara un volumen mayor de este hidro-

carburo en 2003, lo que se tradujo en un aumento de la producción de

gas seco alcanzando un nivel de 3,029 mmpcd (véase cuadro 36).

Cuadro 35Entrega de gas natural de PEP a PGPB, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Tipo de gas 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmcaTotal 3,270 3,328 3,312 3,605 3,835 4,177 4,273 4,374 4,321 4,411 4,585 3.4Gas húmedo amargo* 2,790 2,840 2,855 3,038 3,086 3,182 3,074 3,165 3,176 3,208 3,325 1.8Gas seco de campos 135 150 190 277 381 599 750 752 710 697 763 18.9Gas dulce de campos* 345 338 267 290 369 395 449 457 435 506 498 3.7

Cuadro 36PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.1 No incluye etano a ductos de gas seco.Fuente: Sener con base en información de PGPB.

Centro Capacidad instalada Capacidad instalada Proceso de Proceso de Producción deprocesador de endulzamiento de de recuperación de endulzamiento de recuperación de gas seco1

gas amargo líquidos gas amargo líquidos del gas dulceTotal 4,503 5,146 3,360 3,829 3,029Cactus 1,960 1,275 1,533 1,009 800Nuevo Pemex 880 1,550 696 1,109 832Cd. Pemex 1,290 915 922 808 715La Venta 386 215 182Matapionche 109 125 81 79 74Pajaritos 192 131Cangrejera 30 9Poza Rica 230 290 99 94 66Reynosa 350 356 336Arenque 34 33 28 20 25

Prospectiva d

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61

La oferta nacional de gas ha aumentado a una tasa promedio de 3.8%

anual en el periodo 1993-2003, como respuesta de Pemex al estímulo

expansivo del consumo interno y a los resultados del Programa Estraté-

gico de Gas (PEG). La producción de PGPB representa 90.1% y el restan-

Mexicali

Nuevo Laredo

Matamoros

Poza Rica

La Venta

Mérida

Valladolid

Ciudad Pemex

Tlax.

PueblaD.F.Toluca

Queréta

ro

SalamancaIrapuato

León SilaoTlalchinol

Altamira

Reynosa

MonterreyRío Bravo

ArteagaSaltilloTorreón

Cd. LerdoGómez P.

Piedras Negras

ChihuahuaCuauhtemoc

Hermosillo

GuaymasEmpalme

Anahuac

RamosArizpe

TampicoCd. MaderoSan Luis

Potosí

Tula

Aguascalientes

Guadalajara

San Ju

an de

l Río

Nuevo

Pemex

Cactus

Pajaritos

MatapioncheCangrejera

L. Cárdenas

Océano Pacífico

Zona geográfica de distribución

Sistema de gasoductos de PGPB

Ductos de acceso abierto

Centros procesadores de gas

Golfo de México

Golfo de California

Celaya

Arenque

Mapa 8Red de ductos y centros procesadores de gas

Fuente: Sener.

te corresponde a PEP. Sin duda Pemex tiene que seguir incrementando la

oferta interna de gas natural, a través de mayores esfuerzos e inversión

para la exploración y producción, con el fin de satisfacer la demanda de

este energético. Para lograr esta meta, será necesario fortalecer la infra-

estructura productiva y de operaciones de Pemex.

Cuadro 37Oferta nacional de gas natural, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en información de PGPB.

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 tmca

Total 2,970 3,131 3,180 3,545 3,726 4,004 4,039 4,091 4,074 4,134 4,326 3.8Oferta de PEP 277 350 462 536 476 475 452 438 445 417 429 4.5De formación empleado por PEP 254 324 440 515 454 457 435 426 439 394 424 5.3

Autoconsumo 80 132 157 181 155 175 192 186 197 201 209 10.1Recirculaciones propias 174 192 283 334 299 282 243 240 242 193 214 2.1

Entrega directa a Refinación 23 26 22 21 21 18 17 12 6 22 5 -14.3Oferta de PGPB 2,693 2,781 2,718 3,009 3,251 3,529 3,587 3,654 3,629 3,717 3,898 3.8Plantas PGPB 2,396 2,458 2,376 2,615 2,799 2,816 2,709 2,791 2,804 2,916 3,029 2.4Directo de campos 134 149 190 277 381 599 750 752 710 697 763 19.0Etano inyectado a ductos de gas seco 123 127 109 82 47 94 114 98 101 91 95 -2.5Otras corrientes suplementarias 40 47 42 36 24 20 14 13 14 13 10 -12.7

Secreta

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62

3.2.4 Infraestructura de transporte3.2.4 Infraestructura de transporte3.2.4 Infraestructura de transporte3.2.4 Infraestructura de transporte3.2.4 Infraestructura de transporte

y distribucióny distribucióny distribucióny distribucióny distribución

La infraestructura de transporte de gas natural en el país está consti-

tuida principalmente por el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y

el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PGPB. El SNG14

cuenta con una extensión de 8,704 km de longitud y pasa por 18

estados de la República, mientras que el sistema aislado de Naco-

Hermosillo se extiende con una longitud de 339 km y está conectado

al sur del estado de Arizona en Estados Unidos.

La infraestructura de transporte del SNG está constituida por ductos

de diferentes diámetros y longitudes, trampas de diablos, válvulas de

seccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos, de

carreteras y de ferrocarriles. Dentro de la extensión del ducto existen

estaciones de compresión, las cuales permiten incrementar las pre-

siones para hacer llegar, en condiciones operativas óptimas, el pro-

ducto a su destino.

Hasta diciembre del año 2003, PGPB operaba trece estaciones de

compresión, acumulando una potencia instalada de 306,962 horse

power (HP), además existen otras seis estaciones de compresión

pertenecientes a privados, las cuales poseen en capacidad de potencia

un total de 136,390 HP, éstas normalmente operan en trayectos de

ductos aislados o privados pero conectados del SNG. El total de las

estaciones de compresión acumulan una capacidad de transporte

total de 443,352 HP (véase mapa 9).

Las inversiones en PGPB, en el lapso 2001-2003, se han encaminado

al incremento de la capacidad de procesamiento y transporte de gas

natural, buscando satisfacer cabalmente la demanda nacional. En el

desarrollo de infraestructura de transporte resaltan durante 2003 las

siguientes acciones:

� Se concluyeron los trabajos de rehabilitación de las estaciones

de compresión Los Ramones y la Estación 19, con lo que la

capacidad de transporte en esa parte del sistema se incrementó

de 500 a 750 mmpcd.

14 Inicia en Chiapas y pasa por Veracruz y Tabasco hasta Tamaulipas con líneas de 24, 36 y 48

pulgadas de diámetro; posteriormente se prolonga por los estados de Nuevo León, Coahuila, Durango

y Chihuahua, con líneas de 24 y 36 pulgadas de diámetro. Además, existen tres líneas importantes

de 18, 24 y 36 pulgadas que recorren el centro del país pasando por los estados de Veracruz,

Puebla, Tlaxcala, Hidalgo, México, Querétaro, Guanajuato, San Luis Potosí, Michoacán y Jalisco.

Naco: 14,300 BHP

Gloria a Dios: 14,300 BHP

Chávez: 3,330 BHP

Santa Catarina: 9,400 BHP

Estación 19: 23,700 BHP

Campo Brasil: 5,040 BHP

El Caracol: 48,000 BHP

Los Ramones: 21,250 BHP

Los Indios: 48,000 BHP

Cempoala: 55,000 BHP

Lerdo: 55,000 BHP

Chinameca: 55,000 BHP

Cd. Pemex: 7,150 BHPCárdenas: 55,000 BHP

Angostura: 5,912 BHP

Huimilpan: 6,750 BHP

Valtierrilla: 4,700 BHP

Ojo Caliente 4,320 BHP

Santa Catarina 7,200 BHP

Estaciones de compresión existentes de PGPB

Estaciones de compresión privada

Mapa 9Estaciones de compresión de gas natural, 2003

Fuente: PGPB.

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63

� Para el suministro de gas natural a la ciudad de Chihuahua, se

instalaron dos turbocompresores de 7,150 HP cada uno en la

estación de compresión Gloria a Dios, con lo que se incrementó la

capacidad de transporte de 40 a 100 mmpcd.

� Inició operaciones la estación de compresión Cempoala, con lo que

se incrementó la capacidad hacia el Occidente del país de 750 a 1,030

mmpcd, lo que permite garantizar el abasto de gas natural a las

centrales del Valle de México, Tula, El Sauz, Salamanca y El Bajío.

� En marzo de 2003, entró en operación el ducto construido por

la empresa Kinder Morgan, con el cual se incrementó la capacidad

de importación en 375 mmpcd15 y ahora permite abastecer la

creciente demanda de las centrales eléctricas Huinalá I, Huinalá II

y la Turbogás Huinalá, así como de la planta Monterrey III, propie-

dad de la empresa Iberdrola.

� En agosto de 2003 inició operaciones la nueva interconexión

entre Tennessee Gas Pipeline y Gasoducto del Río, para suminis-

trar gas natural a las plantas generadoras de electricidad en Río

Bravo. PGPB contrató hasta 130 mmpcd de capacidad, de un

total disponible de 330 mmpcd. Con ésta, suman seis las

interconexiones que el organismo subsidiario ha desarrollado en

los últimos seis años. Con ello se asegura la capacidad de trans-

porte de gas natural a largo plazo y mejores condiciones comer-

ciales para los participantes del mercado mediante el estableci-

miento de contratos de suministro y de transporte.

� En octubre de 2003 quedaron listos para operar los dos

turbocompresores de la estación de compresión Santa Catarina, en

el estado de Nuevo León, con capacidad total de 9,400 HP. Estos

equipos permiten incrementar la capacidad de transporte a 350

mmpcd en el tramo Santa Catarina, N.L. a Chihuahua, Chih., con lo

que se garantiza el suministro de gas natural a las centrales de ciclo

combinado de la CFE y a otros consumidores de la región.

� En noviembre de 2003 entró formalmente en operación el Sis-

tema San Fernando, conformado por un gasoducto de 36 pulga-

das de diámetro y 114.2 kilómetros de longitud de la Estación 19

a San Fernando, y por las estaciones de compresión El Caracol y

Los Indios, ambas en el estado de Tamaulipas, el cual transporta

gas de importación y gas nacional de la Cuenca de Burgos para

abastecer la demanda de gas natural de las nuevas plantas de

generación de energía eléctrica de la CFE, principalmente en la

zona del Golfo de México. El sistema tiene una capacidad de

transporte de 1,000 mmpcd.

3.2.5 Sector privado3.2.5 Sector privado3.2.5 Sector privado3.2.5 Sector privado3.2.5 Sector privado

El Reglamento de Gas natural no permite la integración vertical de las

actividades relacionadas con la conducción del gas natural, por lo que

un mismo permisionario no puede llevar a cabo las actividades de

transporte y distribución dentro de una misma zona. Por esta razón,

Pemex debió desincorporar los ductos y demás activos definidos por

la CRE como de distribución, para dedicarse exclusivamente a las

actividades relacionadas con el transporte.

3.2.5.1 Distribución

Las zonas geográficas de distribución corresponden a centros de

población, donde se desea promover el gas natural para uso domés-

tico, comercial e industrial. Actualmente, la CRE ha otorgado 21

permisos a particulares para llevar a cabo la distribución del gas

natural en distintas zonas geográficas del país (véase Mapa de Zonas

geográficas de distribución de gas natural en el capítulo 2).

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.

Los últimos 10 permisionarios de distribución ante la CRE, conti-

núan desarrollando actividades comprometidas al primer quinque-

nio, con lo que se han asegurado proyectos en desarrollo vigentes,

que potencialmente habrán cubierto, en el corto y mediano plazo, un

monto de 1,323,823 usuarios del gas natural en México, mediante un

flujo promedio de 960.3 mmpcd (véase cuadro 38).

Hasta agosto del año 2004, la CRE ha evaluado los compromisos de 11

permisionarios, y les ha autorizado actividades de distribución para el

segundo quinquenio. Con lo anterior, se pretende asegurar inversiones

por 198.8 millones de dólares durante los próximos cinco años, bus-

cando extender las redes de suministro de gas natural de estos

permisionarios hasta alcanzar una longitud acumulada de 24,714.1

km, con lo que un número mayor de usuarios tendrá acceso a este

combustible. Tras los compromisos del primer quinquenio, la CRE

espera que la cobertura de este bloque de permisionarios aumente en

340,522 usuarios durante el segundo quinquenio (véase cuadro 39).

15 Se refiere a la base firme contratada.

Secreta

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64

3.2.5.2 Transporte de acceso abierto

La actividad de transporte permisionada consiste en recibir, conducir

y entregar gas natural por medio de ductos en el 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.

Cuadro 38Permisos de distribución de gas natural al primer quinquenio por región

* Comprometida al quinto año del otorgamiento del permiso.Fuente: Sener con base en información de la CRE.

Permisionario Localización Longitud* Volumen Cobertura de Inversión*(km) promedio usuarios (millones

(mmpcd) de dólares)Total nacional 13,272.1 960.3 1,323,823 628.2

Total Región Noreste 1,030.0 38.6 50,084 35.41 DGN La Laguna Durango Torreón-Gómez Palacio-

Ciudad Lerdo-Durango 1,030.0 38.6 50,084 35.4Total Región Centro 7,055.0 514.7 882,147 343.6

2 Comercializadora Metrogas Distrito Federal 2,619.0 153.2 439,253 109.03 Consorcio Mexi-Gas Valle Cuautitlán-Texcoco 3,517.0 268.5 374,698 199.74 NATGASMEX Puebla-Tlaxcala 919.0 93.1 68,196 34.8

Total Región Centro - Occidente 4,562.1 390.3 358,658 192.55 Distribuidora de Gas de Querétaro Querétaro 870.1 64.4 50,001 47.26 Gas Natual México (Bajío) Silao-León-Irapuato 788.0 24.3 72,384 27.17 Gas Natural México (Bajío Norte) Zona Bajío Norte 719.0 43.8 55,715 34.68 Distribuidora de GN de Jalisco Guadalajara 2,185.0 257.8 180,558 83.6

Total Región Noroeste 625.0 16.6 32,934 56.89 Gas Natural del Noroeste Hermosillo 505.0 15.2 26,250 21.410 Distribuidora de Gas de Occidente Cananea, Sonora 120.0 1.4 6,684 35.4

Cuadro 39Permisos de distribución de gas natural al segundo quinquenio por región

* Comprometida al quinto año del otorgamiento del permiso.Fuente: Sener con base en información de la CRE.

Permisionario Localización Longitud* Volumen Cobertura de Inversión*(km) promedio usuarios (millones

(mmpcd) de dólares)Total nacional 24,714.1 531.7 1,356,225 198.8

Total Región Noreste 23,106.1 484.5 1,276,477 171.71 Cía. Nacional de Gas Piedras Negras 700.0 7.8 27,549 1.72 DGN de Chihuahua Chihuahua 1,664.0 35.7 80,342 32.93 Gas Natural de México (Saltillo) Saltillo-Ramos Arispe-Arteaga 1,829.0 34.7 91,263 21.54 Cía. Mexicana de Gas Monterrey 1,429.0 72.2 75,654 5.85 Gas Natural de México (Nvo. Laredo) Nuevo Laredo, Tamaulipas 910.0 6.3 41,582 5.56 Gas Natural de Juárez Ciudad Juárez 3,814.0 33.2 200,148 32.27 Gas Natural del Río Pánuco Río Pánuco 655.1 28.2 29,828 3.98 Tamauligas Norte de Tamaulipas 754.0 15.5 42,541 4.09 Gas Natural México (Monterrey) Monterrey 11,351.0 250.8 687,570 64.3

Total Región Centro 1,327.0 36.4 60,485 24.210 Gas Natural México (Toluca) Toluca 1,327.0 36.4 60,485 24.2

Total Región Noroeste 281.0 10.8 19,263 2.911 DGN de Mexicali Mexicali 281.0 10.8 19,263 2.9

Los distribuidores ubicados a lo largo del SNG son usuarios de trans-

porte, que deben cumplir con los mismos requisitos que cualquier

otro cliente para acceder a los servicios que ofrece PGPB. Este último

como transportista, tiene la responsabilidad de entregar el gas natu-

ral en los puntos denominados «city gates» o puertas de entrada, que

corresponden a válvulas donde se encuentran estaciones de medi-

ción. A partir del «city gate» y dentro de la zona geográfica de distri-

bución, la responsabilidad de suministrar el gas natural a los usua-

rios es exclusiva del distribuidor.

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65

Como se menciona en el capítulo dos, hasta agosto de 2004 se han

otorgado 17 permisos de transporte de acceso abierto, que incluyen

el SNG y el gasoducto Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PGPB,

y además 15 permisos de transportistas particulares. Estos 17 per-

misos de acceso abierto acumulan una longitud 10,883 km, con

programas de inversiones por 1,441.9 millones de dólares, ambas

cantidades por lo menos comprometidas al quinto año de otorga-

miento de todos los permisos (véase cuadro 40).

El último de los permisos de transporte de gas natural de acceso

abierto fue otorgado por la CRE a Conceptos Energéticos Mexicanos en

noviembre de 2003. En dicho permiso se especifica que la longitud

total del sistema será de 1.6 kilómetros y tendrá una capacidad máxima

de 9.4 millones de pies cúbicos diarios (266 mil metros cúbicos dia-

rios). Esta obra contará con una inversión estimada 800 mil dólares. El

sistema estará ubicado en el municipio de Tijuana, Baja California.

3.2.6 Precio nacional de gas natural3.2.6 Precio nacional de gas natural3.2.6 Precio nacional de gas natural3.2.6 Precio nacional de gas natural3.2.6 Precio nacional de gas natural

El precio al público del gas natural se calcula mensualmente para

cada una de las zonas de transporte definidas por la CRE. Los concep-

tos que lo integran son:

�El precio de referencia (como gas combustible),

� 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.

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

Cuadro 40Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural

(mmpcd)

Permisionario Localización Longitud* Volumen Inversión*(km) promedio (millones

(mmpcd) de dólares)1 Gasoductos de Chihuahua San Agustín Valdivia - Samalayuca 38.0 328.4 18.22 Igasamex Bajío Huimilpan - San José Iturbide 2.5 12.7 0.33 Energía Mayakan Ciudad Pemex - Valladolid 710.0 285.1 276.94 FINSA Energéticos Matamoros, Tamps. 8.0 5.8 0.25 Gasoductos del Bajío Valtierrilla - Aguascalientes 203.0 90.1 56.56 Transportadora de GN de Baja California San Diego - Rosarito 36.0 809.4 28.27 Pemex Gas y Petroquímica Básica Naco - Hermosillo, Son. 339.0 109.9 22.18 Pemex Gas y Petroquímica Básica Sistema Nacional de Gasoductos 8,704.0 5,107.0 436.59 Kinder Morgan Cd. Mier - Monterrey 137.2 374.3 82.010 Ductos de Nogales Frontera México - EUA - Nogales 14.9 15.4 4.111 Gasoductos Baja Norte Los Algodones - Tijuana, B.C. 217.0 400.0 124.612 Tejas de Gas de Toluca Palmillas - Toluca 123.2 96.1 31.013 Transportadora de Gas Zapata Puebla - Cuernavaca 164.2 165.6 75.914 El Paso Gas Transmission de México Naco - Agua Prieta, Son. 12.5 215.1 6.615 Gasoductos de Tamaulipas Reynosa - San Fernando 114.2 2,460.0 238.716 Gasoductos del Río Valle Hermoso, Tamps. 57.9 409.7 39.317 Conceptos Energéticos Mexicanos Tijuana, B.C. 1.6 9.4 0.8

En esta estructura, el precio de referencia es el concepto más impor-

tante en la determinación del precio al público. Los precios de refe-

rencia para el gas natural en México se determinan en tres puntos de

interconexión fronterizos: Reynosa, Cd. Juárez y Naco, con base en

los índices de precios de las principales cuencas productoras de gas

natural como Permian y San Juan, e índices de ductos americanos

como EP&G y TETCO, localizados en el sur de Estados Unidos. El

precio de referencia en Ciudad Pemex, Tabasco, se calcula mediante el

mecanismo de Netback, el cual permite reflejar el costo de oportuni-

dad del gas seco respecto al mercado del sur de Texas.

Precio de referencia en el Sur de Texas(TETCO + PG&E)

2

Los Ramones

Reynosa

Cd. Pemex

Precio en Reynosa = Precio en el Sur de Texas

Precio en Cd. Pemex =

Precio en Reynosa +Transporte Reynosa a los Ramones -Transporte de Cd. Pemex a los Ramones

Mapa 10Escenario de equilibrio del mecanismo Netback 1

1 El punto de arbitraje es el lugar donde coinciden los flujos de gas del nortey sur del país; actualmente ese punto se ubica en Los Ramones.Fuente: Sener.

Secreta

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66

Los precios del gas natural en México sufren una alta volatilidad, más

aún cuando la demanda nacional rebasa con mucho a la oferta, ya que

nuestros precios son reflejo de los precios internacionales a los que

tiene acceso el mercado mexicano para cubrir dicha demanda, es decir

a través de importaciones principalmente provenientes de la Costa

Este de los Estados Unidos.

En los últimos cuatro años el precio de referencia en Ciudad Pemex ha

promediado 3.59 dólares por MMBTU, sin embargo los precios más

elevados se alcanzaron durante los años 2001 y 2003. En el primer

caso ocurrió en enero de 2001, debido a que durante los últimos días

de 2000, la mayor parte del territorio estadounidense se vio afectado

por condiciones climáticas adversas que, conjuntamente con la per-

cepción de bajos niveles de almacenamiento, repercutieron en un

severo aumento en los precios del gas natural en el mercado spot, y

consecuentemente el índice mensual de referencia de Ciudad Pemex

alcanzó un máximo histórico sin precedente de 9.21 dólares por

MMBTU para enero de 2001.

Durante marzo de 2003, y en general en el primer trimestre de ese

año, los precios del gas natural en el mercado spot experimentaron

un comportamiento altamente fluctuante, registrando un índice de

8.28 dólares por MMBTU para marzo en Ciudad Pemex, mientras que

el promedio anual fue de 4.71 dólares por MMBTU. Las causas y

orígenes de este comportamiento en el mercado spot, y que repercu-

tieron en el índice nacional, se citan en el apartado Precio internacio-

nal de gas natural, 2003, en el capítulo uno de esta Prospectiva.

Otro aspecto es el costo de transporte, que es el costo generado por

el traslado del gas natural desde el punto de origen (zonas de inyec-

ción localizadas a la salida de las plantas de proceso de PGPB, o

puntos de interconexión de ductos en la frontera norte) hasta el

punto de destino en la caseta de medición en la planta del cliente, está

dado de acuerdo con el sector donde se ubica el cliente.

En el caso de clientes de PGPB que están dentro de zonas de distribu-

ción, se aplica la tarifa de distribución que PGPB paga al distribuidor

de la zona. En cada zona geográfica de distribución, las compañías

distribuidoras aplican bajo criterios particulares, con base en la auto-

rización de la CRE, cargos específicos por distribución, por tipo de

cliente, servicio y rango de consumo. En términos generales, los

cargos autorizados se clasifican entre otros, en cargos por capacidad,

cargos por uso y cargos por servicio fijo. En cuanto al precio del gas

natural al público, como se refirió anteriormente, alcanzó un valor

máximo durante 2003, año en que promedió en 5.47 dólares por

MMBTU (véase gráfica 19).

3.2.7 Comercio exterior3.2.7 Comercio exterior3.2.7 Comercio exterior3.2.7 Comercio exterior3.2.7 Comercio exterior

La demanda de gas natural en México se ha elevado aceleradamente

en los últimos años, sin duda ésta ha sido impulsada por nuevos

proyectos industriales y eléctricos, por el contrario, la producción

nacional de gas se ha vuelto insuficiente para cubrir el crecimiento de

la demanda interna, al grado de suprimir las exportaciones en el año

2003. Bajo este contexto, México depende de elevadas importaciones

de gas natural provenientes de Estados Unidos, mismas que repre-

sentaron 18.5% de la oferta total del hidrocarburo durante 2003.

$10.00

$9.00

$8.00

$7.00

$6.00

$5.00

$4.00

$3.00

$2.00

$1.00

$0.00

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Gráfica 18Precio de referencia de gas natural en Cd. Pemex1

(Dólares por millón de BTU)

1 Los precio de 1993-1994 son promedios de TETCO y PG&E, mientras que de 1995 en adelante corresponden al precio dereferencia en Cd. Pemex, Tabasco.Fuente: Sener, con base en la CRE.

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67

$6.00

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$1.00

$0.001993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

Gráfica 19Precio al público de gas natural antes de IVA, 1993-20031

(Dólares por millón de BTU)

1 Se refiere al precio del gas natural industrial en la modalidad Base variable adicional con aviso en el Sector Centro.Fuente: Sener con base en Pemex.

Actualmente existen 15 puntos de interconexión con Estados Unidos,

por los cuales se ha realizado el comercio exterior de gas natural,

dichas interconexiones se encuentran a lo largo de la franja fronteriza

desde Tijuana hasta Reynosa, acumulando una capacidad máxima de

transporte de aproximadamente 3,387 mmpcd16 (véase mapa 11).

Nueve de las 15 interconexiones están hechas con ductos ubicados en

el estado de Texas, las cuales poseen una capacidad máxima de 2,195

mmpcd. Durante 2003, las importaciones provenientes de Texas al-

canzaron un volumen de 732.3 mmpcd, que representaron casi tres

cuartas partes (74.5%) de las realizadas ese año. De este volumen, el

24% ingresó por Ciudad Juárez y San Agustín Valdivia en el estado de

Chihuahua, 0.8% a través de Piedras Negras en Coahuila y el 75.2%

restante entró por Tamaulipas.

16 Incluye base firme e interrumpible contratada.

Mapa 11Capacidad de las interconexiones da gas natural con Estado Unidos

1 Ingresa por la zona de Argüelles, Tamaulipas.2 Ingresa por Reynosa, Tamaulipas.Fuente: Sener con base en CRE, IMP, PGPB y empresas privadas.

Secreta

ría

de E

nergía

68

Las interconexiones de Tijuana, Mexicali y Los Algodones, que recibie-

ron 176 mmpcd de gas seco en 2003, poseen una capacidad máxima de

829 mmpcd. El volumen que ingresó a México por estos puntos repre-

sentó el 17.9% del total de las importaciones hechas en 2003. Cabe

mencionar que en el último año citado, no se recibieron importaciones

de gas por Tijuana, que anteriormente provenían del gasoducto de

Mesa de Otay en California con destino a Rosarito, sino que el abaste-

cimiento recayó mayoritariamente (95.6%) en las importaciones he-

chas a través de Los Algodones, aumentando más de 4 veces (448.3%)

las importaciones en este punto entre 2002 y 2003. Este movimiento

fue originado en la búsqueda de una mejor garantía en el suministro y

ventajas económicas para los consumidores y permisionarios. En

Mexicali sólo ingresaron 4.4% de las importaciones hechas en el 2003,

equivalentes a 7.7 mmpcd, utilizadas para satisfacer la demanda de gas

natural de particulares en el estado de Baja California.

En los tres puntos ubicados en Sonora, se importaron 74.2 mmpcd

desde Arizona, que corresponden al 7.6% de las importaciones na-

cionales del año 2003. Un gasoducto que transporta gas natural

desde Naco a Agua Prieta inició operaciones en 2003, realizando

importaciones por 14.2 mmpcd, cantidad utilizada para la generación

de energía eléctrica. Por otro lado, ante la creciente demanda de gas

natural en Sonora, el tradicional gasoducto con trayecto desde Naco

a Hermosillo alcanzó un máximo histórico de importaciones regis-

trando 51.1 mmpcd durante 2003.

Cuadro 41Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

1 Incluye Comisión Federal de Electricidad y Producción Independiente de Energía.2 Incluye las importaciones de Cd. Juárez y San Agustín Valdivia.Fuente: PGPB y empresas particulares.

Punto de internación en México Importadores 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003Total Importaciones 96.6 125.1 172.9 83.7 109.2 151.2 168.5 281.0 380.1 729.4 982.61. Tijuana BC. Sector eléctrico

público1 25.7 57.0 59.62. Mexicali, BC. Particulares - - - - 0.8 5.7 10.8 10.7 5.8 9.8 7.73. Los Algodones, BC. - - - - - - - - - 30.7 168.3

PGPB 4.3 20.8Sector eléctrico

público1 26.4 95.3Particulares 52.2

4. Naco, Son. 5.2 4.0 8.7 11.7 11.6 10.2 6.8 15.3 25.4 42.9 51.1PGPB 5.2 4.0 8.7 11.7 11.6 10.2 6.8 15.3 15.5 18.4 19.1

Sector eléctricopúblico1 9.9 24.5 32.0

5. Naco, Son. Sector eléctricopúblico1 14.2

6. Agua Prieta, Son. Particulares 5.9 8.2 9.0 10.6 9.07. Ciudad Juárez, Chih.2 22.9 33.3 39.1 41.6 52.6 110.3 132.1 141.1 124.4 178.2 176.1

PGPB 22.9 33.3 39.1 41.6 52.6 110.3 132.1 141.1 124.4 178.2 166.6Sector eléctrico

público1 9.58. Piedras Negras, Coah. 2.0 2.1 2.1 2.6 3.3 4.0 6.8 5.0 6.1 6.1 5.8

PGPB 2.0 2.1 2.1 2.6 3.3 4.0 1.4 - - - -Particulares 5.4 5.0 6.1 6.1 5.8

9. Ciudad Mier, Tamps. PGPB 170.410. Argüelles, Tamps.(Gulf Terra) PGPB 49.2 63.3 91.0 16.1 10.5 7.0 - 1.7 - 13.2 7.911. Argüelles, Tamps.(Kinder Morgan) PGPB 12.7 115.8 205.7 179.512. Reynosa, Tamps.(Tetco) PGPB 17.3 22.4 32.0 11.7 30.2 13.9 5.4 1.1 3.6 39.5 14.713. Reynosa, Tamps.(Tennessee Gas, PMX) PGPB 0.6 59.6 32.9 133.2 154.514. Reynosa, Tamps.(Tennessee Gas, RB) PGPB - 23.4Exportaciones 4.6 19.2 21.5 36.2 36.8 32.2 135.7 23.6 24.9 4.4 -Reynosa PGPB 4.6 19.2 21.5 36.2 36.8 32.2 135.7 23.6 24.9 4.4 -

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

69

Gráfica 20Saldo del comercio exterior de gas natural, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

1500

1000

500

0

-500

-1000

-1500

Importación Exportación Saldo

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

-92.0 -105.9 -151.5-47.4 -72.3 -119.0 -32.7

-257.4-355.2

-725.0

-982.6

Fuente: Sener con base en CFE, IMP, PGPB y empresas particulares.

3.2.8 Balance oferta demanda3.2.8 Balance oferta demanda3.2.8 Balance oferta demanda3.2.8 Balance oferta demanda3.2.8 Balance oferta demanda

1993-20031993-20031993-20031993-20031993-2003

En los últimos años, el aumento de la demanda por gas natural ha

sobrepasado nuestra capacidad de incrementar la producción nacio-

nal. Por un lado, la oferta nacional ha crecido anualmente a 3.8% en

el periodo 1993-2003, mientras que la demanda nacional lo ha hecho

a 5.7%. Este exceso de demanda se ha subsanado con importaciones

de gas natural provenientes de Estados Unidos, que durante el año

2003 representaron 18.5% de la oferta total requerida de gas natural.

El incremento en la demanda de este 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.

La disponibilidad de gas natural en todo el país es un factor funda-

mental para lograr el desarrollo sustentable, para elevar la producti-

vidad de la industria y para contribuir a la generación de empleos

formales y debidamente remunerados en nuestra economía. Sin em-

bargo, recientemente la seguridad de suministro del gas natural ha

cobrado relevancia debido a la creciente importancia del mismo en la

matriz energética nacional, ya que la dependencia de México cada vez

mayor en materia de importación de gas, obliga a evaluar su vulnera-

bilidad económica ante los incrementos de los precios del gas natural

ocasionados por desequilibrios recurrentes en los balances de oferta

y demanda de la región Norteamericana.

En 2003 la oferta nacional de gas natural abasteció el 81.5% del

consumo interno y el 18.5% restante fue cubierto con importaciones.

Las importaciones por balance representaron 53.6%, mientras que

por logística fueron el 46.4% del total.

Cabe mencionar que, de acuerdo con el equilibrio del balance nacional

del gas natural, no sólo es importante aumentar la actividad exploratoria

y de procesamiento como estrategia para revertir el déficit en la deman-

da, sino que también se deben mejorar las tecnologías de producción,

ya que las recirculaciones para las actividades petroleras también se

han intensificado hasta representar 25.5% de la oferta nacional.

Cuadro 42Balance nacional de gas natural, 1993-2003

(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente 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 fue combustionado, únicamente se recirculó hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

tmcaConcepto 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1993

2003Origen 3,067 3,256 3,353 3,629 3,835 4,155 4,207 4,372 4,454 4,863 5,309 5.6

Producción nacional 2,970 3,131 3,180 3,545 3,726 4,004 4,039 4,091 4,074 4,134 4,326 3.8Gas de formacionempleado por PEP1 80 132 157 181 155 175 192 186 197 201 209 10.1Gas para recirculacionesinternas propio de PEP 174 192 283 334 299 282 243 240 242 193 214 2.1Gas para Refinación directo de PEP 23 26 22 21 21 18 17 12 6 22 5 -14.3Producción PGPB 2,396 2,458 2,376 2,615 2,799 2,816 2,709 2,791 2,804 2,916 3,029 2.4Directo de campos 134 149 190 277 381 599 750 752 710 697 763 19.0Etano inyectado a ductos de gas seco 123 127 109 82 47 94 114 98 101 91 95 -2.5Otras corrientes suplementarias 40 47 42 36 24 20 14 13 14 13 10 -12.7

Importación 97 125 173 84 109 151 168 281 380 729 983 26.1Importaciones por logística 30 39 50 56 68 130 163 206 228 338 456 31.2

Importaciones PGPB 30 39 50 56 68 125 140 156 140 201 230 22.5Importaciones sector eléctrico - - - - - - - 26 67 110 151 n.a.Importaciones por particulares - - - - 1 6 22 24 21 27 75 n.a.

Importaciones por balance PGPB 66 86 123 28 41 21 6 75 152 392 527 23.0Importaciones por balance PGPB(fijas: Kinder-Morgan MTY) - - - - - - - - - - 170 n.a.Importaciones por balance PGPB(variables) 66 86 123 28 41 21 6 75 152 392 357 18.3

Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - - - -Destino 3,031 3,240 3,356 3,630 3,797 4,092 4,129 4,350 4,383 4,860 5,274 5.7

Demanda nacional 3,026 3,221 3,335 3,594 3,760 4,060 3,993 4,326 4,358 4,855 5,274 5.7Sector petrolero 738 751 695 735 754 825 845 913 994 995 1,037 3.5

Pemex Exploración y Producción2 336 342 325 364 357 374 399 442 505 500 515 4.4Pemex Refinación 130 137 135 140 180 194 198 207 230 238 270 7.6Pemex Corporativo 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 1 -7.2Pemex Gas y Petroquímica Básica 271 272 235 230 216 256 247 264 258 256 252 -0.7

Sector petrolero recirculacionesinternas3 375 444 495 661 805 904 777 930 967 999 1,104 11.4

Sector industrial 1,369 1,404 1,479 1,523 1,465 1,499 1,472 1,392 1,155 1,260 1,208 -1.2Industrial 736 746 799 865 886 963 1,023 1,019 838 966 923 2.3Pemex Petroquímica 634 658 680 657 580 537 449 373 316 295 285 -7.7

Sector eléctrico 465 547 589 596 653 756 821 1,011 1,157 1,506 1,819 14.6Público 385 466 494 492 538 639 705 870 987 959 996 10.0

Comisión Federal de Electricidad 376 437 472 467 513 601 665 835 949 924 963 9.9Luz y Fuerza del Centro 9 28 23 25 24 38 40 35 38 35 33 13.4

Particulares 80 81 95 104 116 116 116 141 169 547 823 26.2Productores Independientesde Energía - - - - - - - 27 89 425 601 n.a.Autogeneración de electricidad 80 81 95 104 116 116 116 115 80 122 170 7.8Exportación de electricidad - - - - - - - - - - 52 n.a.

Sector residencial 62 58 57 60 62 56 57 60 64 71 84 3.1Sector servicios 17 18 19 20 20 20 20 20 21 22 19 1.0Sector autotransporte - - - - - - 0 1 1 2 2 n.a.

Exportación 5 19 21 36 37 32 136 24 25 4 - n.a.Variación de inventarios y diferencias* 36 15 -3 -1 38 63 78 23 71 3 35 -0.1

Secreta

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nergía

71

Secreta

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nergía

70

Evolución de la demanday oferta nacional de gasnatural 2004-2013

71capítulo cuatro

Durante el periodo 2003-2013, el crecimiento del mercado mexicano

de gas natural se perfila como uno de los más dinámicos respecto al

de otros combustibles, con una tasa estimada que se incrementará

5.8% en promedio anual.

Ante esta perspectiva, y a fin de satisfacer los requerimientos del

mercado interno de gas natural, se han diseñado nuevas estrategias

para apoyar el desarrollo de su oferta. Se busca mejorar el aprovecha-

miento de las reservas de este hidrocarburo, ampliar y optimizar el

uso de la infraestructura productiva, así como adquirir nuevas capa-

cidades con una base tecnológica de vanguardia.

En este capítulo se analiza la demanda futura de gas natural, tanto

sectorial como regional, bajo un escenario definido como base, que

considera una tendencia de crecimiento para la economía nacional de

4.7% en promedio anual para el periodo 2003-2013.

Asimismo, se presenta el escenario medio de oferta, mediante el cual

se espera alcanzar un nivel de producción de gas seco de 5,519 mmpcd

en 2013. Para lograr esta meta se requiere asegurar, tanto los recur-

sos de inversión necesarios como tener éxito en los trabajos

exploratorios, cuyo riesgo es inherente a dicha actividad. Al final del

capítulo se anexan los balances regionales del escenario medio y

cinco balances alternativos, que se combinan con un escenario de

demanda alto y bajo, y un escenario de oferta alto.

4.1 Análisis de la demanda de gas

natural

Se estima que en los próximos 10 años, la demanda nacional de gas

natural experimentará un crecimiento promedio anual de 5.8% al

pasar de 5,274 mmpcd en el año 2003 a 9,303 mmpcd en el 2013. Sin

considerar el sector petrolero, el incremento se calcula en 8.4%1 .1 En este capítulo, en el análisis de la demanda se pone énfasis en la demanda sin Pemex, debido

a que el consumo de gas dentro del sector petrolero no está sujeto a la regulación que aplica la

Comisión Reguladora de Energía ya que la demanda sin Pemex representa el mercado en donde,

efectivamente, pueden participar los particulares dentro del marco regulatorio vigente.

Secreta

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nergía

72

Estos resultados presentan diferencias respecto a la Prospectiva del

año anterior debido en parte, a la revisión a la baja en términos nomi-

nales en el crecimiento del PIB en los escenarios macroeconómicos.

Ello propició una disminución en la dinámica de la demanda de gas

natural de casi todos los sectores de consumo a lo largo del horizonte

de planeación, a excepción del petrolero.

La evolución de la economía mundial en el año 2003 fue uno de los

factores que modificaron las expectativas de crecimiento del PIB en Méxi-

co. No obstante este ajuste en las premisas, la demanda total de gas

natural se incrementará cerca de 76.4% a lo largo del periodo de análisis.

El sector eléctrico mantiene el mayor auge del mercado al absorber más

de dos terceras partes del consumo en el 2013 comparado con una

participación de 58.1% en 2003, sin considerar el sector petrolero. De

esta manera, sus requerimientos ascenderán a 4,705 mmpcd en el 2013

con una tasa de crecimiento de 10.0% anual (véase cuadro 43).

El sector industrial absorberá 28.1% del consumo en el mercado na-

cional al final del periodo, sin incluir la demanda del sector petrolero,

con un volumen de 1,970 mmpcd. Estas proyecciones incluyen el pro-

yecto Petroquímico Fénix, cuyo inicio se prevé en el mediano plazo.

La incorporación del gas natural en los sectores residencial y servicios

ha sido menos rápida de lo estimado. Se espera que el consumo de estos

sectores se ubique en 279 mmpcd en el 2013. Ambos sectores en con-

junto presentarán una participación de 4.0% en el último año de análisis.

El sector autotransporte representa un mercado muy incipiente y con

varios factores que han impedido su desarrollo, tanto en la ZMVM

como en otros estados de la República. En 2003 el consumo se ubicó

en 2.3 mmpcd, el cual se incrementará a 54 mmpcd en el 2013, por lo

que su presencia en el mercado será de aproximadamente 0.8%.

La región Sur-Sureste será la mayor consumidora de gas natural con un

volumen de 3,346 mmpcd, lo que representará 36.0% del consumo

nacional al 2013. Ello obedece, principalmente a la concentración de

las actividades del sector petrolero en la región. En segundo término,

la región Noreste absorberá 29.4% de la demanda de gas natural en el

último año de la proyección, atribuible al sector eléctrico y al industrial

como principales consumidores de gas natural. Así, en ambas regio-

nes, se concentrará 65.3% de la demanda total de gas natural.

La región Centro-Occidente, presentará la mayor tasa de crecimiento

en su consumo con 11.8% anual, como resultado de los requerimien-

tos esperados en el sector eléctrico. El abasto de esta región conti-

nuará realizándose con importaciones provenientes de otras regiones

(véase cuadro 44).

Cuadro 43Demanda de gas natural por sector, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

1 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell.2 No considera los proyectos de cogeneración de Tula y Salamanca.Fuente: IMP, con base en BANXICO, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Sector 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 5,274 5,914 6,219 6,489 6,974 7,518 7,616 7,921 8,335 8,766 9,303 5.8Petrolero 2,141 2,391 2,567 2,495 2,632 2,786 2,656 2,547 2,483 2,435 2,294 0.7Autoconsumo1 1,037 1,167 1,360 1,260 1,346 1,479 1,399 1,335 1,313 1,294 1,231 1.7Recirculaciones internas 1,104 1,223 1,207 1,236 1,286 1,307 1,258 1,212 1,170 1,141 1,063 -0.4Demanda sin Pemex 3,133 3,523 3,651 3,993 4,342 4,732 4,959 5,374 5,853 6,331 7,009 8.4Industrial 1,208 1,290 1,348 1,456 1,530 1,616 1,677 1,761 1,843 1,911 1,970 5.0Pemex Petroquímica 285 279 293 347 382 411 413 420 424 423 424 4.0Otras 923 1,012 1,055 1,109 1,148 1,205 1,264 1,341 1,419 1,488 1,547 5.3Eléctrico2 1,819 2,114 2,163 2,372 2,620 2,897 3,037 3,343 3,716 4,105 4,705 10.0Público 996 791 738 819 832 947 922 996 956 986 1,005 0.1Particulares 823 1,322 1,426 1,553 1,788 1,950 2,116 2,347 2,760 3,119 3,700 16.2Residencial 84 94 108 125 142 160 176 192 205 217 226 10.3Servicios 19 22 25 28 31 35 39 43 46 50 53 10.9Autotransporte 2 4 7 13 18 24 30 36 42 48 54 37.3

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

73

4.1.1 Sector eléctrico

Con la finalidad de satisfacer las necesidades de energía eléctrica de

los diversos sectores económicos del país e impulsar su desarrollo

económico y sentar las bases para un futuro productivo de mayor

competitividad, el Sistema Eléctrico Nacional (SEN) a través de los

sectores eléctricos público y privado, ha unido esfuerzos para garan-

tizar el suministro de electricidad mediante la incorporación de nue-

vas inversiones y técnicas de generación eléctrica.

En tal sentido y de acuerdo con los requerimientos técnicos de los

integrantes del SEN, se han incorporado tecnologías recientes como

es el caso del ciclo combinado, lecho fluidizado y en un futuro cerca-

no la gasificación integrada a ciclo combinado.

Por otra parte y acorde con la política nacional de diversificación de

combustibles en el ámbito eléctrico, se considera que durante el trans-

curso del 2009-2010 inicien operación cuatro nuevos proyectos de

cogeneración, que además de mostrar eficiencias globales promedio

cercanas a 75%, utilizarán como combustible los residuos de vacío

provenientes de la refinación del petróleo, liberando de esta manera el

gas natural que se pudiera emplear con otro tipo de equipamiento.

4.1.1.1 Demanda de gas natural para4.1.1.1 Demanda de gas natural para4.1.1.1 Demanda de gas natural para4.1.1.1 Demanda de gas natural para4.1.1.1 Demanda de gas natural para

el servicio público de electricidadel servicio público de electricidadel servicio público de electricidadel servicio público de electricidadel servicio público de electricidad

Debido a los planes de expansión de la capacidad instalada del sector

eléctrico público, que en su mayoría se fundamentan en el ciclo com-

binado, durante los próximos 10 años este sector será el principal

consumidor nacional de gas natural, observando así una demanda

promedio de 2,689.9 mmpcd en ese lapso, misma que observará la

siguiente distribución:

� Comisión Federal de Electricidad (CFE): 978.7 mmpcd (33.1%)

� Luz y Fuerza del Centro (LFC): 9.1 mmpcd (0.3%)

� Productores Independientes de Energía (PIE): 1,702.1 mmpcd

(66.6%)

A partir del año 2003, la presencia de los PIE en la demanda del

energético tendrá una participación significativa y pasará de 37.6% a

76.5% en 2013. En tanto que CFE verá disminuida su contribución a

la demanda, al trasladarse de 60.3% a 23.3% en igual periodo, esto

como efecto del programa de retiro de capacidad y de la incorpora-

ción a la oferta de electricidad de nuevos PIE. Al final de la proyección

LFC mostrará un consumo marginal de 0.2% (véase cuadro 45).

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 5,274 5,914 6,219 6,489 6,974 7,518 7,616 7,921 8,335 8,766 9,303 5.8Noroeste 250 382 389 399 414 454 511 546 573 676 693 10.7Noreste 1,372 1,635 1,690 1,913 2,039 2,223 2,275 2,247 2,423 2,491 2,732 7.1Centro-Occidente 497 532 570 599 672 761 785 994 1,232 1,361 1,511 11.8Centro 639 591 633 652 689 782 814 940 976 1,013 1,021 4.8Sur-Sureste 2,515 2,773 2,937 2,926 3,159 3,298 3,231 3,195 3,131 3,225 3,346 2.9

Cuadro 44Demanda nacional de gas natural por región, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de Banxico, cfe, cna, Conapo, cre, inegi, Pemex, sener y empresas privadas.

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

Total 1,596.4 1,713.9 1,744.0 1,952.6 2,200.9 2,478.0 2,618.0 2,923.4 3,297.0 3,685.3 4,285.8 10.4CFE 963.0 769.7 722.2 803.3 816.2 942.9 921.6 996.2 952.5 978.1 997.7 0.4LFC 32.8 21.6 15.4 15.5 15.8 4.1 - - 3.6 7.6 7.7 -13.5PIE 600.6 922.7 1,006.4 1,133.7 1,368.9 1,531.0 1,696.5 1,927.1 2,340.9 2,699.5 3,280.5 18.5

Cuadro 45Demanda nacional de gas natural para generación pública de electricidad, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de CFE y empresas privadas.

Secreta

ría

de E

nergía

74

Las plantas en las cuales se empleará el gas natural están definidas en

la Prospectiva del sector eléctrico 2004-2013. Cabe mencionar que

algunas plantas proyectadas para iniciar operaciones en los últimos

años del periodo del pronóstico, y cuyo consumo está expresado en

términos de gas natural incluido en las cifras, no necesariamente

utilizarán este combustible. Se trata de 13 plantas con una capacidad

bruta de 6,582 MW y un consumo de gas natural de 768.9 mmpcd en

el 2013. En estos casos existe la opción de seleccionar otro combus-

tible como carbón, combustóleo o residuos de vacío.

En parte de las plantas, el suministro previsto de gas natural es me-

diante la regasificación de gas natural licuado importado. En la costa

del Golfo de México iniciará operaciones en Altamira (Tamaulipas) una

planta de regasificación en 2006, que proveerá 500 mmpcd de gas a

centrales en Altamira, Tuxpan (Veracruz) y Tamazunchale (San Luis

Potosí). En el litoral del Pacífico, en una ubicación todavía no definida,

se espera la instalación de una regasificadora que suministrará un

volumen en el orden de 300 mmpcd a centrales eléctricas.

La inclusión de nuevos proyectos de particulares compensará la salida de

operación de algunos equipos de generación eléctrica y mantendrá a la

región Noreste como la principal zona demandante de gas natural; ade-

más, en esta entidad es donde actualmente se ubica la mayor cantidad de

centrales eléctricas de ciclo combinado, por tanto, el consumo medio de

este energético se prevé en 1,106.9 mmpcd que representa una partici-

pación regional de 41.2% en el lapso de 2004-2013 (véase gráfica 21).

Asimismo, la integración de algunas plantas de generación eléctrica

en los estados de Guerrero, Veracruz y Yucatán propiciará que la

demanda de este combustible en la región Sur-Sureste promedie 19.7%

(530.3 mmpcd).

Durante el periodo 2007-2013 en las entidades federativas de Colima,

Jalisco y San Luis Potosí se incorporarán una serie de complejos

eléctricos que elevarán la demanda media de la región Centro-Occi-

dente a 452.0 mmpcd (16.8%) (véase cuadro 46).

4,500

4,000

3,500

3,000

2,500

2,000

1,500

1,000

500

02003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

tmcanacional10.4%

Noroeste10.0%

Noreste9.3%

Centro-Occidente19.8%

Centro4.5%

Sur-Sureste9.7%

Gráfica 21Demanda de gas natural para generación pública de electricidad por región, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de CFE.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

75

Mientras que las localidades del Centro y Noroeste, las cuales se

conforman por una amplia gama de tipos de centrales, por ejemplo

ciclo combinado, combustión interna, hidráulica, geotérmica y tér-

mica convencional, mostrarán el menor consumo promedio, es decir,

318.2 mmpcd y 282.5 mmpcd, respectivamente (11.8% y 10.5%).

4.1.1.2 Demanda de gas natural para

autogeneración de energía eléctrica

De acuerdo con el Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía

Eléctrica, las modalidades de autoabastecimiento2 y cogeneración3 en-

tre otras, no constituyen actividades del servicio público, sino que son

aquellas que realizan los particulares y que comunmente se les denomina

autogeneración; la cual incorpora el rubro de usos propios continuos4 .

2 Utilización de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía

provenga de plantas destinadas a la satisfacción de las necesidades del conjunto de los copro-

pietarios o socios.3 I) La producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica

secundaria, o ambas; II) La producción directa o indirecta de energía eléctrica a partir de energía

térmica no aprovechada en los procesos de que se trate, o III) La producción directa o indirecta

de energía eléctrica utilizando combustibles producidos en los procesos de que se trate.

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 1,596.4 1,713.9 1,744.0 1,952.6 2,200.9 2,478.0 2,618.0 2,923.4 3,297.0 3,685.3 4,285.8 10.4Noroeste 180.2 166.9 172.0 181.1 195.4 233.8 289.3 322.9 348.3 450.3 465.5 10.0Noreste 630.0 790.9 799.7 948.6 1,023.1 1,141.7 1,150.5 1,116.0 1,262.1 1,304.0 1,532.9 9.3Centro-Occidente 159.5 183.8 190.7 197.3 256.3 311.8 330.2 509.7 727.8 838.7 973.4 19.8Centro 274.4 228.2 213.1 206.6 219.9 271.2 325.4 422.5 428.9 439.8 426.1 4.5Sur-Sureste 352.4 344.2 368.5 419.0 506.2 519.5 522.7 552.4 529.9 652.5 888.0 9.7

Cuadro 46Demanda de gas natural para generación pública de electricidad por región, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de CFE.

La estimación de la demanda de gas natural de autogeneración 2004-

2013 consideró lo siguiente:

� Permisos en operación y permisos nuevos con alta probabilidad

de ejecución.

� Eficiencias energéticas que procedieron de las siguientes fuen-

tes: a) reportes trimestrales enviados por los permisionarios a la

CRE, b) información técnica que contienen los nuevos permisos

otorgados por esa Comisión y c) investigación directa con pro-

veedores de equipos eléctricos.

� Incorporación de cuatro nuevos permisos a gas natural que

iniciarán operaciones durante el transcurso de 2004-2005, bajo

las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración, que de

manera agregada tienen una capacidad de 80.4 MW y demandarán

15.1 mmpcd (véase figura 1).

15.1 mmpcdGas natural

Combustible

212.5 mmpcdCoque de petróleo, combustóleo,

diesel y residuos de vacío

Generación total14,953.2 Gwh

Generación582.7 Gwh

Generación14,370.5 Gwh

Capacidad instalada1,959.4 MW

Capacidad instalada80.4 MW

Figura 1Nuevos permisos y proyectos de autogeneración de electricidad, 2004-2013

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

Fuente: IMP, con base en información de autogeneradores y CRE.

4 Permisos con registro de operación, otorgados antes de las reformas del 23 de diciembre de

1992 a la LSPEE.

Secreta

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nergía

76

Sin embargo, la mayoría de los nuevos proyectos de autogeneración

utilizarán combustibles distintos al gas natural. Se incorporaron a la

proyección dos permisos a coque de petróleo, cuatro proyectos a

residuos de vacío y otros dos a combustóleo y diesel, sumando 212.5

mmpcd en equivalencia energética a gas natural. La demanda de gas

natural relacionada con la generación de electricidad de Pemex, se

incluyó en sus propios autoconsumos.

Respecto a la estimación de la demanda de gas natural del año inme-

diato anterior, la actual presenta las siguientes diferencias:

� La reactivación en la producción de algunas ramas manufactu-

reras en el año 2003, se reflejó en mayores niveles de utilización

de las instalaciones de autogeneración correspondientes.

� En el transcurso del 2004, se agregaron a la demanda de este

combustible tres nuevos permisionarios, el más importante el

cogenerador Tractebel en Nuevo León con 284.02 MW de capaci-

dad instalada.

� Se difirió la entrada en operación de un permiso de cogeneración

instalado en la región Centro, del año 2004 al 2005.

� No se considera el proyecto de cogeneración asociado al centro

procesador de gas Nuevo Pemex.

En resumen, las principales causas por las que la demanda de gas

natural asociada a procesos de autogeneración descendió de 249.8

mmpcd (Prospectiva del año pasado) a 227.8 mmpcd fueron: a)

desincorporación de permisos que llevaban algunos años sin reportar

cifras de operación a la CRE, y b) la cancelación del proyecto de Nuevo

Pemex (véase gráfica 22).

A nivel regional, la zona Noreste ocupará la primera posición en la

demanda de gas natural al promediar 65.9% del total nacional para el

periodo 2004-2013; característica atribuible a la cantidad de este

combustible que solicitarán las sociedades de autogeneración

(autoabastecimiento y cogeneración) localizadas en el estado de Nue-

vo León. De esta manera, al 2013 esta región consumirá 149 mmpcd

(véase cuadro 47).

Prospectiva 2003-2012

Prospectiva 2004-2013

300

250

200

150

100

50

02003 2004 2005 2006 2007 20092008 2010 2011 2012 2013

170.2

168.7

208.1

203.3

227.8

225.5

227.8

232.1

227.8

238.3

227.8

237.5

227.8

238.1

227.8

237.7

227.8

237.2

227.8

249.8

227.8

Gráfica 22Comparación de los pronósticos de demanda de gas natural por autogeneración

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de autogeneradores, CRE y PEMEX.

Cuadro 47Demanda regional de gas natural por autogeneración, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de autogeneradores, CRE y PEMEX.

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 170.2 208.1 227.8 227.8 227.8 227.8 227.8 227.8 227.8 227.8 227.8 3.0Noroeste 0.3 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 13.9Noreste 116.2 148.0 149.0 149.0 149.0 149.0 149.0 149.0 149.0 149.0 149.0 2.5Centro-Occidente 29.3 29.6 41.5 41.5 41.5 41.5 41.5 41.5 41.5 41.5 41.5 3.5Centro 21.5 24.3 31.2 31.2 31.2 31.2 31.2 31.2 31.2 31.2 31.2 3.8Sur-Sureste 2.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 4.9 5.6

Prospectiva d

el m

ercado

de g

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atu

ral 2004-2

013

77

En segundo lugar estará la región Centro-Occidente que contribuirá

con una media nacional para el periodo prospectivo de 17.8%, el

mayor impulsor de esta demanda regional será una sociedad de

autoabastecimiento localizada en el estado de Guanajuato; Con lo

cual se estima que en esta región se alcance 41.5 mmpcd en 2013.

La zona Centro tendrá una contribución promedio de 13.5%; cabe

señalar que durante el 2005 se incorporará en esta demarcación un

permiso de cogeneración en el estado de Hidalgo que, sumado a la

demanda de combustible proveniente del estado de México, mostra-

rán una participación agregada de 64.9% en esa región.

Por otra parte, las regiones con menor participación en la demanda de

este energético serán la Sur-Sureste con el 2.2% (Veracruz) y Noroes-

te con 0.5% (Sonora) (véase gráfica 23).

4.1.2 Sector industrial4.1.2 Sector industrial4.1.2 Sector industrial4.1.2 Sector industrial4.1.2 Sector industrial

4.1.2.1 Sector industrial privado

La demanda del sector industrial se estima con base en dos componen-

tes: la estimación tendencial y la sustitución de combustóleo y gas LP

por nueva infraestructura de distribución industrial de gas natural5 .

Estimación tendencial

El conjunto de industrias que integran la estimación tendencial lo

componen ocho sectores clasificados de acuerdo a la intensidad en el

uso energético6 . La proporción del año 2003 con respecto al 2013 se

muestra a continuación.

5 Este año no se consideran los efectos de sustitución de combustóleo por gas natural tras la

entrada en vigor de la norma ecológica 085, debido a que las posibilidades de que ocurra son pocas.6 Ver cuadro 91 en el anexo 2 para las consideraciones respecto a la clasificación.

Noroeste Noreste Centro-Occidente

Centro Sur-Sureste

0.3 1.2

116.2

149.0

29.3

41.5

21.5

31.2

2.9 4.9

2003

2013

Gráfica 23Demanda regional de gas natural por autogeneración, 2003 y 2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en información de autogeneradores, CRE y PEMEX.

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nergía

78

�Industrias metálicas básicas

Esta división incluye las ramas correspondientes a las industrias

básicas de hierro y acero, así como de metales no ferrosos. Esta

Industria es una de las más importantes dentro del sector manufactu-

rero, representa 4.6% de participación del total del PIB manufacture-

ro, mientras que su consumo de gas natural es de 26.4%.

Cuadro 48Demanda regional del grupo industrias metálicas básicas, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 267.3 304.6 308.5 312.8 316.4 319.6 323.7 328.9 331.6 335.2 338.8 2.4Noroeste 0.4 1.4 1.3 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 12.3Noreste 86.2 107.7 108.8 110.2 111.3 112.2 113.6 115.4 116.1 117.1 118.2 3.2Centro-Occidente 136.1 147.4 149.5 151.7 153.6 155.3 157.3 159.9 161.3 163.3 165.3 2.0Centro 32.7 35.3 35.8 36.3 36.8 37.2 37.7 38.5 38.9 39.4 39.7 2.0Sur-Sureste 11.9 12.9 13.0 13.2 13.4 13.5 13.7 13.8 13.9 14.1 14.2 1.8

Resto(22.2%)

Resto(26.8%)Metales básicos

(29.0%)

Papel(5.8%)Vidrio

(9.6%)Cemento(2.2%)

Química(14.6%)

Minerales nometálicos

(7.1%)

Alimentos, bebidasy tabaco(9.6%)

Alimentos, bebidasy tabaco(8.9%)

Minerales nometálicos

(8.2%) Química(17.7%)

Cemento(0.7%)

Vidrio(11.0%)

Papel(4.6%)

Metales básicos(22.2%)

2003 2013

Gráfica 24Estructura de la demanda por grupo de ramas del sector Industrial (Sin PPQ)

(participación porcentual)

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

El consumo del gas natural prevé una participación al 2013 de 21.9%

respecto al total de la demanda industrial, es decir llega a un total de

338.8 mmpcd, con una tasa media de crecimiento anual de 2.4%

respecto al 2003.

Al final del periodo, la región Centro-Occidente contribuye con prácti-

camente la mitad de la demanda (48.8%), el restante queda distribuido

en el siguiente orden: Noreste (34.9%), Centro (11.7%), Sur-Sureste

(4.2%) y finalmente la Noroeste con una participación marginal (0.4%).

Prospectiva d

el m

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de g

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013

79

�Química, hule y plásticos

La industria química es una de las mayores consumidoras de gas

natural con respecto a la industria en general. Se espera que en el año

2013 esta rama demande el 17.5%, debido a las necesidades de com-

bustible para la producción de vapor y la utilización de éste en sus

diversos procesos que requieren calentamiento. Este grupo incluye el

proyecto Fénix , pero este año se considera el uso de gas natural sólo

como combustible y no como materia prima (etano).

En el periodo considerado se estima un incremento en el consumo

de 135.8 mmpcd, reflejado por una tasa promedio anual de 7.2%

(véase cuadro 49).

�Vidrio y productos de vidrio

La elaboración del vidrio se define como la transformación de deriva-

dos de origen mineral, fundamentalmente arena sílica, en manufactu-

ras de vidrio que son empleadas en diversas aplicaciones, entre las

que sobresale la industria del envasado y el vidrio plano empleado en

las industrias de la construcción y automotriz.

En esta rama se espera un crecimiento de 6.6% en los próximos 10

años con la siguiente participación regional en el consumo, al 2013:

Noreste (45%), Centro (29%), Centro-Occidente (24%), mientras

que las restantes se reparten entre las demás regiones (3%) (véase

cuadro 50).

�Alimentos, bebidas y tabaco

La principal aplicación en estas industrias reside en la producción

de vapor y secado por calentamiento directo, así como en procesos

de secado, esterilización y cocción. Esta industria representa el

segundo lugar de participación con respecto al PIB manufacturero

(2001), al aportar el 25.3% del total. Se estima que el consumo de

este combustible aumente de 88.8 mmpcd en 2003 a 135.4 mmpcd

en 2013; lo que representa un incremento anual de 4.3% para el

periodo (véase cuadro 51).

Cuadro 50Demanda regional del grupo industrial del vidrio y productos de vidrio, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 88.6 93.9 100.3 106.8 112.5 118.0 126.5 136.0 146.4 158.5 168.3 6.6Noroeste 1.4 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.1 2.2 2.4 2.6 6.7Noreste 38.5 40.9 43.8 46.7 49.3 51.7 55.6 60.3 64.8 70.4 75.0 6.9Centro-Occidente 21.3 22.6 24.1 25.7 27.2 28.5 30.3 32.6 35.1 38.0 40.7 6.7Centro 26.9 28.4 30.2 32.1 33.6 35.3 37.8 40.1 43.2 46.6 48.9 6.2Sur-Sureste 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9 1.0 1.0 1.1 6.5

Cuadro 51Demanda regional del grupo industrial alimentos, bebidas y tabaco, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 88.8 90.9 94.4 98.8 100.2 105.7 111.8 120.0 129.4 133.2 135.4 4.3Noroeste 2.1 2.1 2.2 2.3 2.3 2.4 2.6 2.8 3.0 3.1 3.1 4.2Noreste 17.3 17.6 18.2 19.0 19.2 20.3 21.5 23.0 24.7 25.3 25.5 4.0Centro-Occidente 27.9 28.6 29.6 31.1 31.5 32.9 34.7 37.2 39.9 41.1 42.1 4.2Centro 28.9 29.6 30.6 31.9 32.4 34.4 36.5 39.3 42.7 44.2 44.8 4.5Sur-Sureste 12.7 13.1 13.7 14.5 14.7 15.6 16.5 17.7 19.0 19.6 19.9 4.6

Cuadro 49Demanda regional del grupo industrias de química, hule y plásticos, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 134.7 143.5 152.7 162.7 171.6 193.1 206.1 221.3 238.2 255.9 270.5 7.2Noroeste 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 7.0Noreste 47.1 50.2 53.6 57.2 60.6 63.6 68.4 74.2 80.0 87.1 92.4 7.0Centro-Occidente 21.9 23.3 24.9 26.6 28.1 29.5 31.4 33.8 36.4 39.5 42.3 6.8Centro 23.5 24.8 26.1 27.6 28.8 30.0 31.9 33.6 35.8 38.1 39.9 5.4Sur-Sureste 42.1 45.1 47.8 51.1 54.0 69.7 74.1 79.5 85.6 90.8 95.5 8.5

Secreta

ría

de E

nergía

80

�Minerales no metálicos

Dada la diversidad de fabricación de cerámicas y el complejo control de

las operaciones térmicas necesarias, la industria de la cerámica es una

de las actividades en las que el uso del gas natural es fundamental.

La industria de minerales no metálicos presenta una tendencia crecien-

te en la demanda de este combustible, ya que refleja anualmente una

tasa de 6.7%. La participación regional al final del periodo prospectivo

muestra una mayor demanda de la región Noreste con el 44.7%; si-

guiéndole en importancia la Centro con 41.6%, Centro-Occidente 12.5%

y Sur-Sureste con tan sólo el 1.3% (véase cuadro 52).

�Papel, cartón, imprentas y editoriales

En la industria del papel y cartón, la mayor aplicación del gas natural

se encuentra en la producción de vapor y en los hornos. La demanda

se concentra en determinados sistemas de calentamiento y secado

principalmente. El consumo de gas natural pasará de 53.3 mmpcd en

el año 2003 a 69.6 mmpcd en 2013. Esta industria contribuye con un

4.4% de participación en el total del PIB manufacturero.

El desenvolvimiento regional de la demanda de gas natural quedará

concentrado en la zona Centro (48.6%), seguido de la zona Noreste

(30.9%). La zona Sur-Sureste será la tercera en cuanto a participa-

ción (12.0%) seguida de Centro-Occidente (7.1%) y finalmente la

Noroeste (1.4%) (véase cuadro 53).

�Cemento hidráulico

El uso del gas natural es eficiente y limpio en la producción de cemen-

to, sin embargo ante políticas de costos de las cementeras, se ha

llevado a cabo la implementación de programas de sustitución para

utilizar combustibles alternos como coque de petróleo y carbón como

fuentes de energía, en lugar de gas natural, a través de la reconfiguración

tecnológica en sus instalaciones.

La utilización de fuentes alternas de combustible como insumos pro-

vocará un decrecimiento en el consumo medio de 6.4% a lo largo del

periodo prospectivo. Así, se espera que la zona Centro-Occidente

seguida de la Sur-Sureste presenten el mayor consumo marginal al

final del periodo (véase cuadro 54).

Cuadro 52Demanda regional del grupo industrial de minerales no metálicos, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 65.2 69.2 73.9 78.8 83.1 87.4 93.8 100.9 108.8 118.0 125.2 6.7Noroeste - - - - - - - - - - - -Noreste 28.2 30.0 32.2 34.4 36.3 38.2 41.1 44.7 48.2 52.4 55.9 7.1Centro-Occidente 8.0 8.5 9.2 9.8 10.3 10.9 11.6 12.5 13.5 14.6 15.7 6.9Centro 28.1 29.8 31.7 33.7 35.3 37.2 39.9 42.4 45.8 49.5 52.1 6.4Sur-Sureste 0.8 0.9 0.9 1.0 1.1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 6.6

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 53.3 54.5 55.8 57.5 58.8 60.0 61.9 64.1 66.1 68.2 69.6 2.7Noroeste 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 2.7Noreste 16.4 16.8 17.3 17.9 18.3 18.7 19.3 20.0 20.5 21.2 21.5 2.7Centro-Occidente 3.8 3.8 3.9 4.0 4.1 4.2 4.3 4.5 4.6 4.8 4.9 2.7Centro 26.1 26.6 27.1 27.9 28.6 29.0 30.0 31.0 32.1 33.2 33.8 2.6Sur-Sureste 6.3 6.4 6.6 6.8 7.0 7.2 7.4 7.6 7.9 8.2 8.4 2.9

Cuadro 53Demanda regional del grupo industrial papel, cartón, imprentas y editoriales, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Cuadro 54Demanda regional del grupo industrial cemento hidráulico, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 20.1 9.0 9.4 10.4 10.7 10.1 10.1 10.3 10.3 10.4 10.4 -6.4Noroeste - - - - - - - - - - - -Noreste 4.2 0.9 1.1 1.4 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 -9.1Centro-Occidente 0.7 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 -6.3Centro 8.5 3.4 3.6 4.2 4.3 4.4 4.3 4.4 4.4 4.4 4.4 -6.3Sur-Sureste 6.7 4.4 4.3 4.5 4.5 3.7 3.8 4.0 4.0 4.0 4.0 -5.2

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

81

�Resto de ramas industriales

El resto de las ramas de la industria manufacturera aportan el 44.6%

del total del PIB manufacturero y consume sólo el 20.2% de gas

natural. La demanda se ve influida por el conjunto de industrias que

lo integran, representando un fuerte incremento en el consumo de

204.7 mmpcd a 408.6 mmpcd en 2013.

Cabe señalar que, la perspectiva en este tipo de industrias se caracte-

riza por su heterogeneidad en el consumo de combustibles dada la

variedad de aplicaciones y usos en las diversas ramas que lo integran

(véase cuadro 55).

Creación de nueva infraestructura de

distribución de gas natural

La proyección industrial estima que en los próximos 10 años entran

posiblemente en operación cuatro nuevas zonas geográficas de dis-

tribución de gas natural: Pachuca-Tula (2006), Veracruz (2006), Mérida

(2008) y Cuernavaca (2011). Excepto Veracruz, estas nuevas zonas

permiten sustituir ciertas cantidades de combustóleo y gas LP por

gas natural, las cuales se suman a la proyección tendencial. El mismo

caso se da en Aguascalientes donde la introducción del gas natural es

reciente (véase cuadro 56).

4.1.2.2 Demanda de Pemex Petroquímica

La demanda de gas natural por parte de PPQ se identifica como el gas

natural que se emplea como combustible en el proceso productivo o

bien, para incorporarlo como materia prima en la generación de

petroquímicos secundarios. A partir de un volumen reportado al 2003

de 285 mmpcd, se espera que la demanda de este organismo se

incremente en el orden de 4.0% anualmente, alcanzando un nivel de

424 mmpcd al 2013 (véase cuadro 57).

De esta forma, se espera que la demanda de gas natural por parte del

sector industrial ascienda a una tasa promedio anual de 5.0%, conclu-

yendo el año 2013 con una demanda de 1,970 mmpcd (véase cuadro 58).

Pemex Petroquímica ha enfrentado una serie de problemáticas tales como

altos costos de materias primas, deterioro de la infraestructura existen-

te, inversiones limitadas y escasas, así como la reducción de las activida-

des productivas de aquellas industrias que consumen los productos de

PPQ. Además tras la crisis económica de 1995 no sólo la producción cayó

en PPQ, sino que también ha perdido capacidad de producción.

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 204.7 246.0 259.8 275.6 288.0 303.5 322.9 346.0 369.3 389.4 408.6 7.2Noroeste 10.3 13.3 13.8 14.5 15.0 15.8 16.7 17.8 18.8 19.7 20.5 7.2Noreste 113.2 139.3 147.0 155.9 162.7 171.3 182.2 195.1 208.3 219.6 230.9 7.4Centro-Occidente 33.7 35.1 37.1 39.5 41.7 44.0 47.0 50.5 53.9 56.8 59.5 5.9Centro 44.3 55.2 58.4 62.0 64.7 68.4 72.8 78.1 83.4 88.2 92.3 7.6Sur-Sureste 3.3 3.3 3.4 3.7 3.8 4.0 4.3 4.6 4.8 5.1 5.4 5.1

Cuadro 55Demanda regional del grupo resto de ramas industriales, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Tendencial Sustitución* Total

2003 922.8 922.82004 1,011.6 0.0 1,011.62005 1,054.6 0.3 1,054.92006 1,103.3 5.6 1,108.92007 1,141.3 6.9 1,148.22008 1,197.4 7.1 1,204.52009 1,256.8 7.4 1,264.22010 1,327.5 13.5 1,341.12011 1,399.9 19.0 1,419.02012 1,468.6 19.4 1,488.02013 1,526.8 19.8 1,546.6

Cuadro 56Demanda industrial de gas natural por componente de proyección

(millones de pies cúbicos diarios)

* Se refiere a la sustitución de combustóleo y gas LP por nueva infraestructura dedistribución industrial de gas natural.Fuente: IMP con base en Banxico, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Secreta

ría

de E

nergía

82De ahí la importancia de impulsar inversiones en este sector, como el

Proyecto Fénix, el cual considera la construcción de dos complejos

petroquímicos con una inversión cercana a 1,800 millones de dóla-

res, a fin de aprovechar las oportunidades del mercado, reactivar las

cadenas productivas petroquímicas y sustituir las importaciones del

sector con el consecuente ahorro económico para el país.

4.1.3 Sector petrolero

La demanda de gas natural en el sector petrolero en 2003 fue del

40.6%7 con relación a la demanda nacional, que equivale a 2,141

mmpcd. Este hidrocarburo es utilizado como combustible en ductos,

refinerías, plantas procesadoras de gas, bombeo neumático y en la

generación de energía eléctrica, entre otros usos. Se estima que la

demanda del sector petrolero crezca a una tasa promedio de 0.7%,

pasando al final del periodo prospectivo a 2,294 mmpcd, con lo que la

demanda del sector petrolero será del 24.7% de la demanda nacional.

El volumen de gas empleado para los procesos de combustión será en

promedio del 51.8% y del 48.2% para recirculaciones internas, siendo

este último necesario para la extracción de crudo. En el año 2008 Pemex

Refinación mostrará un importante aumento en la demanda. Aunado a

ello, a partir de 2009 inician operaciones plantas de cogeneración de

energía eléctrica asociadas a las refinerías de Madero, Salamanca, Tula y

Minatitlán que usarán residuos de vacío. Por tal motivo, se reducirán los

consumos de gas natural para generar vapor y electricidad.

Cuadro 57 Demanda de gas natural de Pemex Petroquímica, 2003-20131

(millones de pies cúbicos diarios)

1 No incluye los consumos potenciales de gas natural del proyecto Fénix.Fuente: PPQ.

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

Total 285 279 293 347 382 411 413 420 424 423 424 4.0Combustible 238 241 242 272 307 336 338 345 349 349 349 3.9Materia Prima 47 37 51 75 75 75 75 75 75 75 75 4.7

1 Incluye tanto PPQ como sector industrial privado.Fuente: IMP, CRE, Pemex, Sener y empresas privadas.

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 1,208 1,290 1,348 1,456 1,530 1,616 1,677 1,761 1,843 1,911 1,970 5.0Noroeste 15 19 20 21 21 22 24 25 27 28 29 6.7Noreste 351 403 422 443 459 478 503 534 564 595 621 5.9Centro-Occidente 253 269 279 294 303 312 324 338 352 366 379 4.1Centro 254 254 290 302 312 323 338 355 374 391 404 4.7Sur-Sureste 335 344 337 396 435 480 488 509 526 533 538 4.9

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

Total 2,141.3 2,390.7 2,567.3 2,495.3 2,631.9 2,785.9 2,656.4 2,547.1 2,482.6 2,435.0 2,294.2 0.7Autoconsumos 1,037.1 1,167.2 1,360.4 1,259.6 1,346.3 1,478.9 1,398.8 1,334.8 1,312.8 1,294.1 1,231.0 1.7

Pemex Exploración y Producción 515.1 631.2 857.6 695.0 727.9 753.0 770.5 735.3 701.4 671.9 638.8 2.2Pemex Refinación 269.9 262.8 291.4 314.9 316.8 425.8 334.7 311.9 312.3 341.1 341.1 2.4Pemex Corporativo 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 -1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 251.6 272.8 211.0 249.3 301.1 299.7 293.0 287.1 298.6 280.6 250.7 0.0

Recirculaciones 1,104.2 1,223.4 1,206.9 1,235.6 1,285.6 1,307.0 1,257.7 1,212.2 1,169.8 1,141.0 1,063.2 -0.4

Cuadro 59Demanda de gas natural del sector petrolero, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en Pemex.

7 Incluye recirculaciones y excluye PPQ.

Cuadro 58Demanda regional de gas natural sector industrial, 2003-20131

(millones de pies cúbicos diarios)

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

83

4.1.4 Sectores residencial y servicios4.1.4 Sectores residencial y servicios4.1.4 Sectores residencial y servicios4.1.4 Sectores residencial y servicios4.1.4 Sectores residencial y servicios

La demanda de gas natural en los sectores residencial y servicios mues-

tra una tmca del 10.5% para el periodo 2003-2013, siendo ésta menor

con relación a las expectativas iniciales del mercado. Esta situación

radica en las dificultades que han tenido distribuidores en instalar

nuevas infraestructuras, así como incidentes sucedidos en las redes

actuales. Sin embargo, se espera que a mediados del periodo de proyec-

ción esta situación se mitigue, permitiendo con ello alcanzar las cifras

de cobertura previstas por los distribuidores, sobre todo de aquellos

que están en el segundo quinquenio de compromisos económicos.

Con base en lo anterior y considerando los escenarios macroeconómicos,

se tiene que la estimación de la demanda en todo el periodo prospectivo

es menor a la estimada el año pasado (Prospectiva del mercado de gas

natural 2003-2012), así el pronóstico actual muestra una demanda de

279.0 mmpcd para el año 2013.

Se espera que el consumo per cápita de la demanda de gas natural,

gas LP y leña crezca moderadamente a tasas del 1.5%. Esta situación

se explica principalmente por el ahorro de energía en calentadores,

estufas y sistemas de calefacción, esencialmente en los hogares (véa-

se cuadro 61). Por otro lado, se espera que la demanda de gas natural

en lo sectores residencial y servicios tenga una incorporación prome-

dio de 16.6% al final del periodo.

Cuadro 60Demanda de gas natural del sector petrolero por región, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base en Pemex.

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

Total 2,141.3 2,390.7 2,567.3 2,495.3 2,631.9 2,785.9 2,656.4 2,547.1 2,482.6 2,435.0 2,294.2 0.7Noroeste 0.7 1.4 1.7 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 10.3Noreste 198.9 206.6 224.2 269.1 298.1 336.5 347.7 316.2 309.7 299.8 279.5 3.5Centro-Occidente 51.1 42.4 47.0 49.0 49.2 66.9 55.0 63.4 64.1 63.9 63.9 2.3Centro 65.9 61.4 68.1 69.1 69.8 88.1 37.2 37.4 37.3 36.6 36.6 -5.7Sur-Sureste 1,824.7 2,078.8 2,226.2 2,106.2 2,212.9 2,292.6 2,214.6 2,128.2 2,069.6 2,032.9 1,912.3 0.5

Proyección IMP 2003 Proyección IMP 2004

500

400

300

200

100

02002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gráfica 25Comparación de las proyecciones de demanda de gas natural sectores residencial

y servicios de las Prospectivas 2003-2012 vs. 2004-2013 (millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

Secreta

ría

de E

nergía

84

Por otro lado, se espera que en el sector residencial exista un efecto

de sustitución de leña por gas LP en zonas rurales del país, esencial-

mente el que es comercializado en cilindros, toda vez que las localida-

des rurales cada vez aumentan su infraestructura y por ende facilitan

la comercialización de este energético. De esta forma, la participación

Gas natural Gas LP Leña Total

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

103

984

360

116

988

352

1,019

133

343

153

1,030

334

1,040

173

325

195

315

1,049

215304

1,062

234293

1,080 1,097

252282

267 270

1,118

279258

1,142

1,447 1,456 1,495 1,517 1,537 1,558 1,581 1,607 1,631 1,656 1,679

Gráfica 26Demanda de gas natural, gas LP y leña, sectores residencial y servicios, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

del gas natural en el sector residencial durante el año 2003 fue de

6.7%, la cual se estima llegará a ubicarse en 16.4% del total de

energéticos consumidos en este sector. Asimismo, la sustitución de

leña por gas LP al final del periodo será de 9.9 puntos porcentuales

con relación a la demanda total de este sector.

Año Gas Gas Leña Total Penetración del Habitantes Consumo gas natural, Crecimientonatural LP gas natural gas LP y leña (%)

respecto al por habitante*total (%)

2003 103.2 984.2 359.7 1,447.1 7.1 104,354,591 13.9 -1.72004 115.9 988.5 351.7 1,456.0 8.0 105,486,669 13.8 -0.52005 132.7 1,019.3 343.1 1,495.0 8.9 106,585,017 14.0 1.62006 152.7 1,029.8 334.0 1,516.6 10.1 107,655,791 14.1 0.42007 172.9 1,039.6 324.5 1,537.0 11.2 108,704,484 14.1 0.42008 194.9 1,048.6 314.6 1,558.1 12.5 109,733,014 14.2 0.42009 215.1 1,062.1 304.2 1,581.4 13.6 110,742,937 14.3 0.62010 234.2 1,079.5 293.4 1,607.1 14.6 111,735,458 14.4 0.72011 251.6 1,097.0 282.1 1,630.7 15.4 112,711,479 14.5 0.62012 267.3 1,118.0 270.5 1,655.8 16.1 113,671,552 14.6 0.72013 279.0 1,141.6 258.4 1,679.0 16.6 114,615,871 14.6 0.6tmca 10.5 1.5 -3.3 1.5 8.8 0.9 0.6

Cuadro 61Demanda de gas natural, gas LP y leña, sectores residencial y servicios, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)

* Pies cúbicos diarios.Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

85

Leña 28.6%

Leña 18.8%

Gas natural6.7%

Gas natural16.4%

Gas LP64.6%

Gas LP64.8%

2003 2013

Gráfica 27Demanda nacional de gas natural, gas LP y leña, sector residencial

(participación porcentual)

Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

En el caso del sector servicios se espera que el gas natural sustituya

al gas LP en 7.7 puntos porcentuales al final del periodo de proyec-

ción, situación que se explica por los proyectos de expansión en

nueva infraestructura por parte de los distribuidores.

En lo referente al consumo por región, la Noreste tendrá el 46.5% de

participación en la demanda total de gas natural en los sectores

residencial y servicios al final del periodo prospectivo. Esto se debe a

la existencia de redes de distribución y sistemas de transporte exis-

tentes con anterioridad a la reforma del artículo 27 constitucional.

Cabe señalar que esta región ha alcanzado cierta madurez en el merca-

do, por lo que tiene pocas posibilidades de expansión en compara-

ción con otras regiones.

Gráfica 28Demanda nacional de gas natural y gas LP, sector servicios

(participación porcentual)

Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

Secreta

ría

de E

nergía

86

Cuadro 62Demanda de gas natural por región sectores residencial y servicios, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 103.2 115.9 132.7 152.7 172.9 194.9 215.1 234.2 251.6 267.3 279.0 10.5Noroeste 1.8 2.2 2.4 2.6 2.8 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.5 7.1Noreste 75.5 85.3 92.2 98.2 103.1 109.4 114.0 118.5 122.6 126.2 129.6 5.6Centro-Occidente 4.3 7.2 11.0 15.5 20.6 26.1 31.5 36.8 41.7 46.2 47.8 27.1Centro 21.3 20.9 26.8 36.1 46.1 56.0 65.8 74.8 82.7 89.6 95.5 16.2Sur-Sureste 0.4 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.5 0.8 1.2 1.8 2.5 21.8

Noroeste Noreste Centro-Occidente

Centro Sur-Sureste

2003

2013

1.8 3.5

75.5

129.6

4.3

47.8

21.3

95.5

0.4 2.5

Gráfica 29Demanda regional de gas natural, sectores residencial y servicios, 2003 y 2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

Así, el sector residencial mostrará un dinamismo importante para el

periodo de proyección impulsado esencialmente por la expectativa de

inversiones en nueva infraestructura en la red de ductos que efectua-

rán los distribuidores, sobre todo en las regiones Centro, Centro-

Occidente y Noreste del país. Este sector demandará en su totalidad

225.6 mmpcd, lo que se traduce en un crecimiento promedio del

10.3% anual.

Cuadro 63Demanda de gas natural por región, sector residencial, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente a no aplica.Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 84.3 93.6 107.8 124.9 141.9 159.9 176.2 191.5 205.1 217.1 225.6 10.3Noroeste 1.6 2.0 2.3 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.0 3.0 6.3Noreste 60.6 66.7 72.6 77.7 81.7 86.7 90.1 93.3 96.3 98.7 101.0 5.2Centro-Occidente 3.7 6.0 9.3 13.3 17.8 22.5 27.3 31.8 36.0 39.9 41.3 27.2Centro 18.4 18.9 23.6 31.5 39.8 47.9 55.9 63.0 69.1 74.2 78.5 15.6Sur-Sureste - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.2 0.4 0.8 1.2 1.8 n.a.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

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87

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 19.0 22.3 24.8 27.8 31.0 35.0 38.8 42.7 46.4 50.2 53.4 10.9Noroeste 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 13.4Noreste 14.9 18.7 19.6 20.5 21.4 22.7 23.9 25.1 26.3 27.5 28.7 6.8Centro-Occidente 0.6 1.2 1.7 2.2 2.9 3.6 4.3 5.0 5.7 6.3 6.5 26.9Centro 3.0 2.0 3.2 4.7 6.3 8.1 9.9 11.8 13.6 15.4 17.0 19.1Sur-Sureste 0.4 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 7.4

Cuadro 64Demanda de gas natural por región, sector servicios, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: IMP, con base Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, SENER y empresas privadas.

Cuadro 65Parque vehicular a GNC y estaciones de

servicio, en algunos países, 2003Vehículos Estaciones

convertidos en operaciónArgentina 1,200,000 1,105Brasil 600,000 600Pakistán 540,000 491Italia 400,800 463India 159,159 166Estados Unidos 130,000 1,300Venezuela 50,000 140

Fuente: IMP, con base en INGVS.

Resto(45%)

Japón(10%) Alemania

(6%)Italia(5%)

México(2%)

Brasil(2%)

Argentina(1%)

Estados Unidos(29%)

El sector servicios mostrará un crecimiento expansivo similar al del

residencial al tener una tmca del 10.9%, llegando al final del periodo

a reflejar una demanda de 53.4 mmpcd. Su expansión al igual que el

sector residencial está supeditada a las inversiones en nueva infraes-

tructura por parte de los distribuidores (véase cuadro 64).

4.1.5 Sector autotransporte4.1.5 Sector autotransporte4.1.5 Sector autotransporte4.1.5 Sector autotransporte4.1.5 Sector autotransporte

El gas natural comprimido (GNC) es un energético de combustión

limpia, comparado con otros energéticos de origen fósil. Actualmen-

te, existen alrededor de 3.5 millones de vehículos convertidos a GNC

y 6.7 miles de estaciones de servicio en todo el mundo.

Existe un mercado amplio de desarrollo en la demanda de este com-

bustible, medido desde el punto de vista de la sustitución en los

sistemas actuales de combustión. Se aprecia en la gráfica 30 el gran

potencial que corresponde al parque vehicular en conjunto.

Las principales oportunidades de conversión en México corresponden

a vehículos automotores de uso intensivo, es decir flotillas industriales

(camiones, vehículos de reparto), flotillas gubernamentales (servicios

públicos y seguridad pública) y transporte público de pasajeros (auto-

buses, microbuses y taxis).

En México, actualmente, operan cinco estaciones de servicio, dos de

ellas en el Distrito Federal, dos en el Estado de México y una en el

Norte del país. La estimación del parque a GNC considera tres regio-

nes como receptoras del desarrollo alternativo nacional (véase gráfica

31). Para el año 2003 se tiene un estimado de 1,600 unidades, mien-

tras que para el 2013 se conforma por cerca de 78 mil unidades, es

decir un crecimiento sustancial que responde a las expectativas gene-

radas por empresarios del ramo y empresas distribuidoras de gas

natural involucradas en el negocio.

Gráfica 30Parque vehicular en algunos países, 2002

(participación porcentual)

Fuente: Comite des Constructeurs Francais D´Automobiles (CCFA).

Secreta

ría

de E

nergía

88

80

70

60

50

40

30

20

10

02003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

2 22

427

82

10

124

13

15

4

16

19

5

20

23

6

24

27

7

27

31

8

31

34

9

34

Noreste Centro-Occidente Centro

Gráfica 31Parque vehicular a gas natural comprimido, 2003-2013

(miles de vehículos)

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

Respecto a la demanda, en el año 2003 el consumo de gas natural fue de

2.3 mmpcd, cifra que se estima aumente en el 2013 en aproximadamente

52 mmpcd para llegar a un nivel de 54 mmpcd (véase cuadro 66).

La evolución de la demanda en términos regionales espera un desa-

rrollo desigual a lo largo del periodo prospectivo. Esta heterogenei-

dad es consecuencia de diversos factores, como son la creación, dis-

tribución y ampliación de la infraestructura requerida. Existen otros

elementos que harán detonar el futuro desarrollo del GNC a nivel

nacional, algunos de ellos se enuncian a continuación:

� Sensibilización hacia la comunidad sobre las ventajas y uso

para la creación de redes de construcción de estaciones de servi-

cio de GNC.

� Promoción y apoyo de autoridades locales y federales (autoriza-

ciones correspondientes para la instalación y operación de esta-

ciones del GNC).

� Mayor inversión en este sector y por tanto un desarrollo tecno-

lógico con un menor costo para la conversión a GNC.

� Infraestructura física para la construcción de estaciones de

servicio, y mantenimiento preventivo y correctivo para vehículos

con GNC.

Cuadro 66Demanda regional de gas natural comprimido, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivale a no aplica.Fuente: IMP, con base en Banco Mundial, Banxico, CONAPO, INEGI, PROFECO, Pemex, Sener y empresas privadas.

Región 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 tmcaTotal 2.3 3.6 7.3 12.6 18.3 24.0 29.8 35.8 41.9 48.0 54.0 37.3Noroeste - - - - - - - - - - - -Noreste 0.0 1.0 3.1 4.9 6.8 8.6 10.7 12.8 15.1 17.2 19.5 n.a.Centro-Occidente - - 0.5 1.2 1.8 2.6 3.2 4.0 4.6 5.4 6.1 n.a.Centro 2.3 2.6 3.6 6.5 9.6 12.8 15.9 19.0 22.2 25.3 28.4 28.9Sur-Sureste - - - - - - - - - - - -

Región 2003* 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013Total 7 14 28 41 57 72 89 105 123 138 155Noroeste - - - - - - - - - - -Noreste 3 9 16 22 28 35 42 50 57 64 71Centro-Occidente - - 3 4 7 8 11 12 16 17 20Centro 4 5 9 15 22 29 36 43 50 57 64Sur-Sureste - - - - - - - - - - -

Cuadro 67Número de estaciones de servicio a gas natural comprimido por región, 2003-2013

* Al 2003 existían 7 estaciones, dos de ellas cerraron y las restantes se encuentran en operación.Fuente: IMP, con base en Banco Mundial, Banxico, CONAPO, INEGI, PROFECO, Pemex, Sener y empresas privadas.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

89

Considerando el supuesto de la suspensión temporal en la construc-

ción y operación de estaciones de servicio duales8, el abastecimiento

del GNC se estima en 155 estaciones de servicio al 2013 mientras que

para el 2003 existen siete de las cuales sólo cinco dan abasto, ya que

las restantes se encuentran fuera de operación.

Con relación a la participación en el consumo de combustibles, el

GNC representa para el año 2003 el 0.1% en términos de combusti-

ble, por lo que se espera que la participación aumente hasta alcanzar

1.2% para el año 2013 (véase gráfica 32).

8 Dicha suspensión fue emitida por Pemex a finales del año 2003.

GNC(0.1%)

GLPcarburante

(4.8%)

Gasolinas(95.2%)

2003

GNC(1.2%) GLP

carburante(6.5%)

Gasolinas(92.3%)

2013

Gráfica 32Participación de gasolina, gas LP y GNC en el sector

autotransporte, 2003 y 2013(participación porcentual)

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

El GNC tendrá un impacto significativo en la medida que siga sustitu-

yendo a hidrocarburos convencionales. Para ello se necesitan crear

las condiciones sociales, normativas y económicas suficientes para

su desarrollo, comercialización y mayor uso.

4.2 Oferta de gas natural

A fin de incrementar los niveles de producción, uno de los objetivos

prioritarios es continuar con la modernización de las actividades de

exploración y desarrollo para ampliar la capacidad productiva de gas

natural, principalmente de gas no asociado en la Cuenca de Burgos,

en el noreste del país. Otra de las estrategias es avanzar con el Progra-

ma Estratégico de Gas (PEG), para lo cual se deberán identificar y

acelerar la ejecución de proyectos de gas, minimizar el tiempo asocia-

do al ciclo de exploración-desarrollo-producción, reducir los costos,

aumentar la eficiencia y la calidad de los procesos e impulsar la mejo-

ra continua en el control de los proyectos.

En el caso de Pemex, la estrategia integral para el incremento de la

oferta de gas natural en el mediano y largo plazos se basa en cuatro

elementos principales: a) reactivación de la exploración en las áreas

de mayor potencial; b) enfoque preferencial a las reservas de gas no

asociado, c) aprovechamiento de la producción a niveles comparables

con la práctica internacional, y d) implementación de los Contratos

de Servicios Múltiples.

4.2.1 Escenario medio de producción4.2.1 Escenario medio de producción4.2.1 Escenario medio de producción4.2.1 Escenario medio de producción4.2.1 Escenario medio de producción99999

Este escenario contempla el conjunto de proyectos de PEP que cuen-

tan con autorización para ser financiados en los próximos años, cuyo

desarrollo dependerá de la existencia de suficiencia presupuestal, de

la capacidad de financiamiento de Pemex y del éxito de las actividades

exploratorias. Esta proyección contempla los Contratos de Servicios

Múltiples (CSM).

Bajo estas premisas, se espera que la producción de gas natural se

incremente a una tasa promedio anual de 1.9% entre 2003 y 2013, al

pasar de 4,498 mmpcd que se registraron en 2003 a 5,453 mmpcd en

2013, con un nivel máximo de producción en 2009 de 6,866 mmpcd.

Esto se deberá a que al termino del año 2008 se estima una declina-

ción en los activos (actuales y nuevos en los proyectos presupuesta-

9 Se refiere al escenario de inversiones 4.2B de PEP.

Secreta

ría

de E

nergía

90

dos) que producirán gas asociado. Dicha declinación se hará notoria

después de 2009, ya que también comenzará una baja en la produc-

ción de los activos de gas no asociado.

En la región Norte se espera el mayor incremento de la producción,

toda vez que se estima alcanzar un volumen de 2,621 mmpcd con una

tasa media de crecimiento anual de 6.9% para el año 2013. En esta

región el Activo Burgos tiene un papel fundamental por el desarrollo de

los CSM, tan sólo con estos se espera alcanzar la máxima producción en

el periodo durante 2012 con un volumen de 1,035 mmpcd. De esta

manera, la producción de la región Norte alcanzará una participación de

48.1% en el 2013, siendo que en 2003 se ubicaba en 29.9%.

En este escenario se considera el desarrollo de nuevos proyectos de

gran importancia, en cuanto a la posibilidad de incorporación de

reservas y de diversificar las regiones de donde habrá de obtenerse la

producción. Entre los proyectos de mayor envergadura a los cuales se

destinarán los mayores apoyos, se encuentran el proyecto Cantarell,

el proyecto integral Ku-Maloob-Zaap, el Proyecto Burgos, y también

el PEG10 , para el cual se destinará 21.8% de la inversión total de PEP

en promedio, para el periodo 2005-2013.

La inversión física requerida por PEP para alcanzar estos volúmenes

de producción se ubica por encima de un promedio de 100 mil millo-

nes de pesos anuales en el periodo 2004-2013. Debe subrayarse que

la aportación de los CSM a la producción nacional va de 0.5% en el

10 El objetivo del Programa Estratégico de Gas (PEG) es aumentar las reservas de gas natural

y por tanto, su oferta nacional a fin de atender el dinámico crecimiento de la demanda.

6,000

4,000

2,000

0

CSM

No asociado

AsociadoNo asociado

Asociado

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

}}

Nuevos campos

Campos actuales

Gráfica 34Producción de gas natural por tipo de gas y actividad, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: PEP.

Gráfica 33Producción de gas natural por región, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en información de PEP.

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ral 2004-2

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91

2004 a 18.6% en el 2013. Se prevé que en el año 2012 los CSM

alcancen su máxima aportación de alrededor de 1,035 mmpcd, por lo

cual es la alternativa que permitirá reducir las importaciones de gas

natural en el SNG, con las ventajas que ello supone para el país.

4.2.2 Contratos de Servicios Múltiples4.2.2 Contratos de Servicios Múltiples4.2.2 Contratos de Servicios Múltiples4.2.2 Contratos de Servicios Múltiples4.2.2 Contratos de Servicios Múltiples

Pemex diseñó un nuevo esquema contractual para atraer capacidades

adicionales de ejecución, tecnología y financiamiento llamados Con-

tratos de Servicios Múltiples (CSM), con el objetivo de hacer frente a

un escenario actual de importaciones costosas de gas natural para el

país y a un déficit creciente entre la oferta y la demanda, provocados

por capacidades limitadas de ejecución y financiamiento, que a su vez

limitan el acceso a nuevas tecnologías de exploración y producción.

Los CSM son contratos de obra pública sobre la base de precios unita-

rios, en los cuales Pemex mantiene tanto la propiedad de los hidrocar-

buros como de las obras ejecutadas. Simplemente agrupan, en un sólo

contrato, los servicios que Pemex siempre ha contratado y el contratis-

ta recibe un pago en efectivo basado en los precios unitarios.

En la primera ronda de licitación de los CSM realizada en 2003, PEP

tomó la decisión de licitar siete bloques en la Cuenca de Burgos,

situada al noreste de México, en los estados de Coahuila, Nuevo León

y Tamaulipas. Al final del proceso licitatorio se adjudicaron cinco de

los siete contratos. Se estima que estos cinco contratos generarán

importantes beneficios para Pemex y el país, tales como:

� Aprovechar los recursos de gas para beneficio de los mexicanos,

� Fortalecimiento de la industria del gas natural, afectada por

falta de inversión,

� Nuevas inversiones en el país por 4,300 millones de dólares,

� Ahorros a Pemex respecto a lo programado, y

� La generación de alrededor de 5 mil nuevos empleos .

Adicionalmente, PEP tendrá acceso a tecnología de punta y

financiamiento que incrementará sus capacidades de ejecución. Así,

Pemex podrá contar con los servicios que siempre ha contratado de

manera más eficiente y menos costosa, gracias a este esquema.

En cuanto a las empresas ganadoras y los bloques se refiere, el con-

trato del bloque Reynosa-Monterrey se adjudicó a la empresa españo-

la Repsol, la empresa petrolera más grande de España. La licitación

de los contratos correspondientes a los bloques Cuervito y Fronteri-

zo fue ganada por el consorcio integrado por la compañía mexicana

Grupo Diavaz, la compañía brasileña Petróleo Brasilerio (Petrobras) y

la compañía japonesa Teikoku Oil. El contrato del bloque Misión se

adjudicó al consorcio México-Argentino, integrado por la empresa

mexicana Industria Perforadora de Campeche (IPC), por la empresa

Techint y su subsidiaria argentina Tecpetrol. El último de los contra-

tos licitados, el relativo al bloque Olmos, fue adjudicado a la empresa

texana Lewis Energy Group.

Estos primeros cinco contratos, aseguran a Petróleos Mexicanos un

aumento en la producción de gas natural nacional cercano a 440 millo-

nes de pies cúbicos diarios, con la consecuente disminución de las

importaciones; permitirá la captación de nuevas inversiones para el

país por un monto de cuatro mil 400 millones de dólares; atraerá

tecnología de punta que incrementará las capacidades de ejecución de

Pemex, y generará ahorros para la empresa por 800 millones de dólares.

Con la adjudicación de los contratos, Petróleos Mexicanos fortalecerá

sus capacidades de ejecución para el desarrollo del Proyecto Integral

Cuenca de Burgos encaminado a incrementar la producción de gas

natural no asociado en el norte del país, reducir las importaciones y

coadyuvar a cubrir la demanda creciente de este energético en México.

4.2.3 Gas natural licuado4.2.3 Gas natural licuado4.2.3 Gas natural licuado4.2.3 Gas natural licuado4.2.3 Gas natural licuado

Otra de las estrategias para garantizar el suministro de gas natural

y diversificar las fuentes de abastecimiento ha sido el impulso de

terminales de regasificación para importar gas natural licuado. Bajo

esta política, en septiembre de 2003 se dio el fallo para la construc-

ción de una terminal de GNL para suministro del sector eléctrico

que desde la zona de Altamira, Tamaulipas, permitirá abastecer las

plantas de ciclo combinado Altamira V, Tuxpan V y Tamazunchale,

las cuales tienen colindancia con los estados de Tamaulipas, Veracruz

y San Luis Potosí.

La entrada en operación de esta planta está programada para el cuarto

trimestre de 2006, con una demanda por parte de CFE de 75 mmpcd,

y a partir del año 2007 se hace constante la demanda de 500 mmpcd.

Además se prevé que a partir de 2009 se necesite otra planta de

regasificación de GNL ubicada en la costa del Pacífico Mexicano, que

podría abastecer un volumen inicial de 314 mmpcd destinado a cen-

trales de ciclo combinando en la región Centro-Occidente.

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de E

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92

Cabe destacar que a pesar de que, como se describió en el capitulo

dos, ya existen más proyectos de plantas de GNL para el país, las

respectivas aportaciones en volumen de cada uno de ellos, no se

consideran en la oferta base del balance de gas natural.

4.2.4 Disponibilidad de gas natural de4.2.4 Disponibilidad de gas natural de4.2.4 Disponibilidad de gas natural de4.2.4 Disponibilidad de gas natural de4.2.4 Disponibilidad de gas natural de

PEP a PGPBPEP a PGPBPEP a PGPBPEP a PGPBPEP a PGPB

El gas entregado por PEP a PGPB en el 2003 fue de 4,585 mmpcd,

volumen que aumentará a 5,217 mmpcd en 2013. En el año 2003,

72.5% del gas entregado fue húmedo amargo, mismo que represen-

tará 51.9% en el 2013. El gas seco aumentará su participación de

16.6% a 20.3%, mientras que el húmedo dulce incrementará su volu-

men casi dos veces al final del periodo, alcanzando 1,451 mmpcd.

Es cierto que el crecimiento de la oferta de PEP a PGPB dependerá de una

dinámica positiva en la actividad exploratoria, no sólo por aumentar

aceleradamente la producción de gas natural no asociado, sino también

se buscará revertir la declinación de muchos de los campos actuales.

4.3 Balance prospectivo oferta-

demanda de gas natural, 2003-2013

En el periodo de análisis (2003-2013), la demanda interna de gas

natural se desarrollará en el mercado a incrementos anuales muy

similares a los del ciclo 1993-2003, ya que el consumo nacional

prospectivo crecerá a 5.8% en promedio anual, mientras el periodo

histórico lo hizo a 5.7%.

Pronosticar la demanda de gas natural a corto y mediano plazos es

muy complejo, ya que los modelos empleados incorporan un amplio

número de variables que interactúan de manera compleja y dinámica,

por lo que su utilidad se ve afectada ante la presencia de cambios

estructurales. Los resultados de estos ejercicios suelen ser rápida-

mente falsificados por la realidad, por tal motivo en años recientes la

demanda real ha tendido a ser menor a la pronosticada como se puede

apreciar en la gráfica comparativa entre las dos últimas prospectivas.

10,000

9,000

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

-2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Prospectiva 2004-2013 Prospectiva 2003-2012

Gráfica 35Comparación de los pronósticos de demanda nacional de gas natural,

prospectiva 2004-2013 versus 2003-2012(millones de pies cúbicos diarios)

Cuadro 68Disponibilidad de gas natural de PEP a PGPB, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Total 4,585 4,576 4,674 5,503 6,044 6,490 6,629 6,360 6,018 5,671 5,217 1.3Húmedo amargo 3,325 2,962 2,710 3,027 3,247 3,455 3,351 3,181 3,003 2,853 2,710 -2.0Seco 763 840 1,026 1,352 1,361 1,324 1,507 1,479 1,366 1,238 1,057 3.3Húmedo dulce 498 774 938 1,124 1,436 1,711 1,770 1,701 1,649 1,580 1,451 11.3Fuente: PEP.

Fuente: Sener.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

93

Los factores que han contribuido a reducir la demanda pronosticada

han sido los siguientes: tasas de crecimiento económico e industrial

menores a las supuestas; precios del gas natural más altos; una mejor

comprensión de la relación entre los ritmos de crecimiento de la

economía, la demanda de electricidad y la demanda derivada de gas

natural como combustible sustituto en el sector industrial; una me-

nor conversión a gas natural en el sector residencial, y cierta modera-

ción del sesgo tendente a magnificar los requerimientos de gas natu-

ral. Aún así, el crecimiento de la demanda de gas natural será sin duda

uno de los de mayor dinamismo en el mercado.

Entre los combustibles que requerirá el país para el 2013, la demanda

de gas natural alcanzará un volumen de 9,303 mmpcd. Sin duda en el

futuro la mayor parte del crecimiento en la demanda de gas natural

provendrá del sector eléctrico, el cual se espera que registre una tasa

media de crecimiento de 10.0% en el periodo 2003-2013. Los secto-

res petrolero e industrial seguirán en importancia, presentando creci-

mientos de 0.7% y 5.0%, respectivamente, y en menor medida los

sectores residencial, servicios y autotransporte que en conjunto cre-

cerán a 12.2% (véase gráfica 36).

Por el lado de la oferta nacional, ésta crecerá a un ritmo de 2.5% en el

periodo 2003-2013 y, con este crecimiento y ante la declinación pre-

visible en algunas regiones, obliga a intensificar la perforación

exploratoria y de desarrollo en los próximos diez años. Al mismo

tiempo que en PEP se continúe con los grandes proyectos que actual-

mente están en ejecución como son Burgos, incluyendo los Contra-

tos de Servicios Múltiples, Cantarell, el Programa Estratégico de Gas,

los proyectos integrales Ku-Maloob-Zaap y Chuc; mientras que PGPB

incrementa la capacidad de procesamiento y transporte de gas natu-

ral. Se espera alcanzar una oferta nacional de 5,519 mmpcd para el

año 2013, este volumen cubrirá 59.3% de la demanda total del país.

Si bien no es fácil pronosticar a corto y mediano plazos la demanda y

la producción de gas natural, es aún más difícil prever la evolución de

las importaciones. Por tratarse de una magnitud residual que resulta

de variaciones en dos magnitudes mucho mayores, sus fluctuaciones

pueden ser significativas. Cabe mencionar que en algunos casos, y

particularmente en aquellos puntos de interconexión, que no se en-

cuentran conectados al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), per-

manecerán como importaciones constantes y crecientes, ya que no

podrán ser sustituidas por producción nacional en ningún instante

del periodo 2003-2013; aunado a lo anterior, también serán recurren-

tes aquellas realizadas bajo la modalidad del gas natural licuado.

Residencial,servicios ytransporte

12.2%*

Industrial5.0%*

Petrolero0.7%*

Eléctrico10.0%*

5.8%*

5,274

5,9146,219 6,489

6,9747,518 7,616

7,9218,335

8,7669,303

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gráfica 36Demanda nacional de gas natural por sector 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

* Tasa media de crecimiento anual.Fuente: Sener.

Secreta

ría

de E

nergía

94

Así, para 2013 las importaciones se habrán casi triplicado (2.9 veces)

con respecto a las realizadas en 2003, registrando un volumen de

3,784 mmpcd, de los cuales 27.4% provendrá del gas natural licuado.

Por estas razones es necesario fortalecer la infraestructura de ductos

de transporte, particularmente en la región Noroeste del país, por lo

que es crucial contar con capacidad suficiente y oportuna de trans-

porte y distribución de gas (véase gráfica 37).

Otro aspecto importante del balance prospectivo, es la entrada en

operaciones de la terminal de GNL en Altamira, Tamps. a partir de 2006,

que principalmente abastecería las necesidades de consumo de las

centrales Tuxpan V, Altamira V y Tamazunchale. También, se prevé que

la centrales Occidental I, II, III y IV serán abastecidas por otra terminal

de GNL en el Pacífico, cuya ubicación exacta se encuentra en estudio.

Si bien, el balance del mercado nacional de gas natural indica que el país

en su conjunto seguirá siendo deficitario en el horizonte de planeación,

esto se debe a que al final del periodo se reducen las inversiones en

producción y exploración, sin que esto signifique una caída en el poten-

cial de producción de gas de las reservas del país, y por lo tanto la brecha

con la importaciones se abre un poco más (véase cuadro 69).

4.4 Balances regionales de gas

natural

En este apartado se muestran los balances prospectivos de gas natural

esperados en el escenario de oferta media y demanda media, aplicado

para cada una de las regiones del país durante el periodo 2003-2013.

4.4.1 Región Noroeste

En el año 2013, la región Noroeste demandará 693 mmpcd de gas

natural, dicha demanda habrá crecido casi dos veces más (176.7%)

con respecto al 2003. Para satisfacer esta demanda total será necesa-

rio recurrir a importaciones, debido a que esta región seguirá aislada

del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG). Dicha oferta podría pro-

venir de Estados Unidos o de importaciones de GNL. El sector de

consumo que más dinamismo presentará será el eléctrico, impulsado

por incrementos por parte de los PIE´s de la región, cuyo consumo

crecerá a una tasa de 14.1% anual entre 2003 y 2013.

5000

4000

3000

2000

1000

0

-1000

-2000

-3000

-4000

-5000

-982.6-1.285.0

-998.3 -679.9 -694.4 -824.9 -659.6-1,150.5

-1,861.5

-2,672.2

-3,784.2

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Importación Exportación Saldo

Gráfica 37Saldo del comercio exterior de gas natural, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

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

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

95

tmca

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

Origen 5,309 5,914 6,223 6,932 7,867 8,405 8,710 8,594 8,476 8,766 9,303 5.8Producción nacional 4,326 4,629 5,220 5,809 6,279 6,693 6,956 6,771 6,474 6,094 5,519 2.5Gas de formacion empleado por PEP1 209 229 416 247 273 292 318 297 269 246 240 1.4Gas para recirculaciones internaspropio de PEP 214 426 671 669 702 730 752 766 771 767 764 13.5Gas para Refinación directo de PEP 5 1 - - - - - - - - - n.a.Producción PGPB 3,029 3,051 3,014 3,408 3,798 4,202 4,229 4,087 3,930 3,737 3,393 1.1Directo de campos 763 817 1,026 1,352 1,333 1,297 1,496 1,492 1,384 1,250 1,037 3.1Etano inyectado a ductosde gas seco 95 100 89 129 169 168 156 124 116 89 80 -1.7Otras corrientes suplementarias 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 -7.0

Importación 983 1,285 1,003 1,123 1,588 1,712 1,755 1,823 2,002 2,672 3,784 14.4Importaciones de sistemas aislados 456 736 753 799 827 941 994 1,030 1,145 1,290 1,450 12.3

Importaciones PGPB 230 287 262 285 300 356 368 378 426 438 526 8.6Importaciones sector eléctrico 151 232 273 295 306 362 402 427 492 624 694 16.5Importaciones por particulares 75 218 219 220 221 222 224 225 227 229 230 11.9

Importaciones por balance PGPB 527 549 249 249 261 272 260 237 229 676 1,521 11.2Importaciones por balance PGPB(fijas:Kinder-Morgan MTY) 170 262 249 249 261 272 260 237 229 228 240 3.5Importaciones por balance PGPB(variables) 357 286 - - - - - - - 448 1,281 13.6

Importación de gas natural licuado - - - 75 500 500 501 556 629 706 814 n.a.Destino 5,274 5,914 6,223 6,932 7,867 8,405 8,710 8,594 8,476 8,766 9,303 5.8

Demanda nacional 5,274 5,914 6,219 6,489 6,974 7,518 7,616 7,921 8,335 8,766 9,303 5.8Sector petrolero 1,037 1,167 1,360 1,260 1,346 1,479 1,399 1,335 1,313 1,294 1,231 1.7

Pemex Exploración y Producción² 515 631 858 695 728 753 771 735 701 672 639 2.2Pemex Refinación 270 263 291 315 317 426 335 312 312 341 341 2.4Pemex Corporativo 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 252 273 211 249 301 300 293 287 299 281 251 0.0

Sector petrolero recirculacionesinternas3 1,104 1,223 1,207 1,236 1,286 1,307 1,258 1,212 1,170 1,141 1,063 -0.4Sector industrial 1,208 1,290 1,348 1,456 1,530 1,616 1,677 1,761 1,843 1,911 1,970 5.0

Industrial 923 1,012 1,055 1,109 1,148 1,205 1,264 1,341 1,419 1,488 1,547 5.3Pemex Petroquímica 285 279 293 347 382 411 413 420 424 423 424 4.0

Sector eléctrico 1,819 2,114 2,163 2,372 2,620 2,897 3,037 3,343 3,716 4,105 4,705 10.0Público 996 791 738 819 832 947 922 996 956 986 1,005 0.1

Comisión Federal de Electricidad 963 770 722 803 816 943 922 996 953 978 998 0.4Luz y Fuerza del Centro 33 22 15 16 16 4 - - 4 8 8 -13.5

Particulares 823 1,322 1,426 1,553 1,788 1,950 2,116 2,347 2,760 3,119 3,700 16.2Productores Independientesde Energía 601 923 1,006 1,134 1,369 1,531 1,696 1,927 2,341 2,700 3,281 18.5Autogeneración de electricidad 170 208 228 228 228 228 228 228 228 228 228 3.0Exportación de electricidad 52 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 13.9

Sector residencial 84 94 108 125 142 160 176 192 205 217 226 10.3Sector servicios 19 22 25 28 31 35 39 43 46 50 53 10.9Sector autotransporte 2 4 7 13 18 24 30 36 42 48 54 37.3

Exportación - - 4 443 893 888 1,095 673 141 - - n.a.Variación de inventarios y diferencias* 35 - - - - - - - - - - n.a.

Cuadro 69Balance nacional de gas natural, 2003-2013. Escenario base

Demanda base � oferta media(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente 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 combustionado, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Secreta

ría

de E

nergía

96

Cuadro 70Balance de gas natural de la región Noroeste, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 250 382 389 399 414 454 511 546 573 676 693 10.7

Producción regional - - - - - - - - - - - -Importación 250 382 389 399 414 454 511 546 573 676 693 10.7Importaciones por logística 250 382 389 399 414 454 511 546 573 676 693 10.7

Importaciones PGPB 40 13 19 27 31 30 32 34 35 35 33 -1.8Importaciones sector eléctrico 141 158 158 159 170 209 264 295 320 422 439 12.0Importaciones por particulares 69 211 212 213 213 214 215 217 218 219 220 12.3

Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - - - -

De otras regiones - - - - - - - - - - - -Destino 250 382 389 399 414 454 511 546 573 676 693 10.7

Demanda regional 250 382 389 399 414 454 511 546 573 676 693 10.7Sector petrolero 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 10.3

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - -Pemex Refinación - - - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 10.3

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - -Sector industrial 15 19 20 21 21 22 24 25 27 28 29 6.7

Industrial 15 19 20 21 21 22 24 25 27 28 29 6.7Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - -

Sector eléctrico 233 360 365 374 388 427 482 516 541 643 658 11.0Público 96 58 69 86 97 104 116 125 128 142 149 4.5

Comisión Federal de Electricidad 96 58 69 86 97 104 116 125 128 142 149 4.5Luz y Fuerza del Centro - - - - - - - - - - - -

Particulares 137 302 296 288 292 323 366 390 413 501 509 14.0Productores Independientesde Energía 84 109 103 95 99 130 173 197 220 308 316 14.1Autogeneración de electricidad 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 13.9Exportación de electricidad 52 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 13.9

Sector residencial 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 6.3Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13.4Sector autotransporte - - - - - - - - - - - -

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

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

4.4.2 Región Noreste

Esta región producirá en el año 2013 un volumen de 1,741 mmpcd,

este volumen representará el 31.5% de la producción nacional de ese

año, y habrá crecido 58.3% con respecto a lo producido en 2003, ya

que se espera un impacto positivo en la producción tras la entrada de

los CSM en esta región y nuevos CPG que se reflejarán en una mayor

oferta. Sin embargo, con la entrada en operación de la planta

regasificadora de GNL en Altamira, Tamaulipas y las crecientes impor-

taciones por ductos desde Estados Unidos, las importaciones de esta

región representarán el 73.4% del total en el país.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

97

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 1,832 2,004 1,875 2,356 2,933 3,219 3,370 3,364 3,394 3,779 4,518 9.4

Producción regional 1,100 1,102 1,261 1,511 1,754 1,960 2,126 2,143 2,094 1,989 1,741 4.7Gas de formacion empleado por PEP1 38 37 44 55 63 71 77 78 76 73 63 5.3Gas para recirculaciones internaspropio de PEP 48 46 43 43 54 60 62 61 56 52 47 -0.2Gas para Refinación directo de PEP 5 1 - - - - - - - - - n.a.Producción PGPB 361 461 718 857 1,067 1,263 1,349 1,334 1,319 1,252 1,096 11.7Directo de campos 640 555 457 552 562 559 631 661 634 604 526 -1.9Etano inyectado a ductosde gas seco 2 - - 5 8 8 8 8 8 8 8 15.2Otras corrientes suplementarias 6 2 - - - - - - - - - n.a.

Importación 732 903 614 724 1,173 1,258 1,243 1,221 1,301 1,790 2,778 14.3Importaciones por logística 205 354 365 400 412 487 483 484 572 614 757 13.9

Importaciones PGPB 190 273 243 257 270 326 337 344 391 403 493 10.0Importaciones sector eléctrico 10 74 115 136 135 153 139 132 172 201 255 38.9Importaciones por particulares 6 7 7 7 8 8 8 9 9 9 10 5.3

Importaciones por balance PGPB 527 549 249 249 261 272 260 237 229 676 1,521 11.2Importaciones por balance PGPB(fijas: Kinder-Morgan MTY) 170 262 249 249 261 272 260 237 229 228 240 3.5Importaciones por balance PGPB(variables) 357 286 - - - - - - - 448 1,281 13.6

Importación de gas natural licuado - - - 75 500 500 500 500 500 500 500 n.a.De otras regiones - - - 121 5 - 1 - - - - n.a.

Destino 1,832 2,004 1,875 2,356 2,933 3,219 3,370 3,364 3,394 3,779 4,518 9.4Demanda regional 1,372 1,635 1,690 1,913 2,039 2,223 2,275 2,247 2,423 2,491 2,732 7.1Sector petrolero 150 160 182 227 244 277 285 255 253 248 232 4.4

Pemex Exploración y Producción 44 42 50 61 72 81 87 89 86 82 72 5.1Pemex Refinación 94 95 106 128 128 145 146 115 115 115 115 2.0Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -Pemex Gas y Petroquímica Básica 12 23 26 38 44 50 53 51 52 51 45 14.0

Sector petrolero recirculaciones2

internas 48 46 43 43 54 60 62 61 56 52 47 -0.2Sector industrial 351 403 422 443 459 478 503 534 564 595 621 5.9

Industrial 351 403 422 443 459 478 503 534 564 595 621 5.9Pemex Petroquímica 0 0 - - - - - - - - - n.a.

Sector eléctrico 746 939 949 1,098 1,172 1,291 1,299 1,265 1,411 1,453 1,682 8.5Público 431 329 258 318 310 350 314 309 295 296 332 -2.6

Comisión Federal de Electricidad 431 329 258 318 310 350 314 309 295 296 332 -2.6Luz y Fuerza del Centro - - - - - - - - - - - -

Particulares 315 610 691 780 862 941 985 956 1,116 1,157 1,350 15.7Productores Independientesde Energía 199 462 542 631 713 792 836 807 967 1,008 1,201 19.7Autogeneración de electricidad 116 148 149 149 149 149 149 149 149 149 149 2.5Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - -

Sector residencial 61 67 73 78 82 87 90 93 96 99 101 5.2Sector servicios 15 19 20 20 21 23 24 25 26 28 29 6.8Sector autotransporte 0 1 3 5 7 9 11 13 15 17 20 114.3

Exportación - - 4 443 893 888 1,095 673 141 - - n.a.A otras regiones 461 369 180 - - 108 - 444 831 1,288 1,787 n.a.

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

Cuadro 71Balance de gas natural de la región Noreste, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente 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 combustionado, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas

Secreta

ría

de E

nergía

98

Cuadro 72Balance de gas natural región de la Centro-Occidente, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente a no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 497 532 570 599 672 761 785 994 1,232 1,361 1,511 11.8

Producción regional - - - - - - - - - - - -Importación - - - - - - 1 56 129 206 314 n.a.

Importaciones por logística - - - - - - - - - - - -Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado - - - - - - 1 56 129 206 314 n.a.

De otras regiones 497 532 570 599 672 761 784 938 1,103 1,155 1,197 9.2Destino 497 532 570 599 672 761 785 994 1,232 1,361 1,511 11.8

Demanda regional 497 532 570 599 672 761 785 994 1,232 1,361 1,511 11.8Sector petrolero 51 42 47 49 49 67 55 63 64 64 64 2.3

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - -Pemex Refinación 51 42 47 49 49 67 55 63 64 64 64 2.3Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -Pemex Gas y Petroquímica Básica - - - - - - - - - - - -

Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - -Sector industrial 253 269 279 294 303 312 324 338 352 366 379 4.1

Industrial 253 269 279 294 303 312 324 338 352 366 379 4.1Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - -

Sector eléctrico 189 213 232 239 298 353 372 551 769 880 1,015 18.3Público 93 106 116 123 121 126 121 125 126 133 125 3.0

Comisión Federal de Electricidad 93 106 116 123 121 126 121 125 126 133 125 3.0Luz y Fuerza del Centro - - - - - - - - - - - -

Particulares 95 108 116 116 176 228 251 426 644 747 889 25.0Productores Independientesde Energía 66 78 74 74 135 186 209 385 602 705 848 29.1Autogeneración de electricidad 29 30 41 41 41 41 41 41 41 41 41 3.5Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - -

Sector residencial 4 6 9 13 18 23 27 32 36 40 41 27.2Sector servicios 1 1 2 2 3 4 4 5 6 6 7 26.9Sector autotransporte - - 0 1 2 3 3 4 5 5 6 n.a.

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

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

4.4.3 Región Centro-Occidente

En la región Centro-Occidente se localizan estados como Guanajuato,

Jalisco, San Luis Potosí y Querétaro, lo cuales tienen una importan-

te actividad económica, que se reflejará en mayores requerimientos

de este combustible. Esta demarcación, consumirá en 2013 un vo-

lumen promedio de 1,511 mmpcd de gas natural. Esta demanda

será abastecida en su totalidad con oferta proveniente de otras

regiones hasta el año 2008, a partir de 2009 se estima que otra parte

de la demanda será satisfecha con importaciones de GNL de alguna

regasificadora que podría ubicarse dentro de la región y cubrir un

volumen de 314 mmpcd en 2013.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

99

4.4.4 Región Centro4.4.4 Región Centro4.4.4 Región Centro4.4.4 Región Centro4.4.4 Región Centro

La mayor parte de la demanda regional proviene de sectores como el

eléctrico e industrial, ambos consumirán en 2013 el 84.3% del con-

sumo regional, además se espera que en ese mismo año otros secto-

res como el residencial, servicios y autotransporte habrán madurado

en el mercado regional, alcanzando en conjunto un volumen de 124

mmpcd. La demanda de esta demarcación será abastecida de produc-

ción proveniente de otras regiones, particularmente de Sur-Sureste

y/o Noreste.

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 639 591 633 652 689 782 814 940 976 1,013 1,021 4.8

Producción regional - - - - - - - - - - - -Importación - - - - - - - - - - - -De otras regiones 639 591 633 652 689 782 814 940 976 1,013 1,021 4.8

Destino 639 591 633 652 689 782 814 940 976 1,013 1,021 4.8Demanda regional 639 591 633 652 689 782 814 940 976 1,013 1,021 4.8Sector petrolero 66 61 68 69 70 88 37 37 37 37 37 -5.7

Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - -Pemex Refinación 65 60 66 67 68 86 35 36 36 35 35 -6.1Pemex Corporativo 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 10.3

Sector petrolero recirculacionesinternas - - - - - - - - - - - -Sector industrial 254 254 290 302 312 323 338 355 374 391 404 4.7

Industrial 219 233 244 256 265 277 292 308 327 345 357 5.0Pemex Petroquímica 35 21 47 47 47 46 47 47 47 46 47 2.9

Sector eléctrico 296 252 244 238 251 302 357 454 460 471 457 4.4Público 274 228 213 207 220 271 281 320 315 323 309 1.2

Comisión Federal de Electricidad 242 207 198 191 204 267 281 320 311 315 302 2.2Luz y Fuerza del Centro 33 22 15 16 16 4 - - 4 8 8 -13.5

Particulares 22 24 31 31 31 31 75 134 145 148 148 21.3Productores Independientesde Energía - - - - - - 44 103 114 117 117 n.a.Autogeneración de electricidad 22 24 31 31 31 31 31 31 31 31 31 3.8Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - -

Sector residencial 18 19 24 31 40 48 56 63 69 74 78 15.6Sector servicios 3 2 3 5 6 8 10 12 14 15 17 19.1Sector autotransporte 2 3 4 7 10 13 16 19 22 25 28 28.9

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

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

Cuadro 73Balance de gas natural de la región Centro, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente a no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Secreta

ría

de E

nergía

100

4.4.5 Región Sur-Sureste

Una de las características que seguirá presentando esta región, es

que aquí se concentrará la mayor parte de la producción del gas

natural. La oferta de la región pasará de 3,227 mmpcd en 2003 a

3,778 en 2013. Otra característica particular, será que se mantendrá

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 3,227 3,527 3,960 4,298 4,525 4,733 4,830 4,628 4,380 4,105 3,778 1.6

Producción regional 3,227 3,527 3,960 4,298 4,525 4,733 4,830 4,628 4,380 4,105 3,778 1.6Gas de formacion empleado por PEP1 172 192 373 192 210 221 241 219 193 173 177 0.3Gas para recirculaciones internaspropio de PEP 166 379 629 627 647 670 690 705 714 716 716 15.8Gas para Refinación directo de PEP - - - - - - - - - - - -Producción PGPB 2,668 2,590 2,296 2,551 2,731 2,939 2,881 2,753 2,611 2,484 2,297 -1.5Directo de campos 123 262 569 800 771 738 865 832 750 646 511 15.3Etano inyectado a ductosde gas seco 93 100 89 124 161 160 148 116 108 81 72 -2.5Otras corrientes suplementarias 4 4 5 5 5 5 5 5 5 5 5 1.2

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

Destino 3,191 3,527 3,960 4,298 4,525 4,733 4,830 4,628 4,380 4,105 3,778 1.7Demanda regional 2,515 2,773 2,937 2,926 3,159 3,298 3,231 3,195 3,131 3,225 3,346 2.9Sector petrolero 769 902 1,062 913 981 1,045 1,019 977 956 944 896 1.5

Pemex Exploración y Producción2 471 589 808 634 656 672 684 647 615 590 567 1.9Pemex Refinación 60 65 72 71 72 127 98 98 98 127 127 7.9Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -Pemex Gas y Petroquímica Básica 238 247 182 209 254 246 237 233 243 227 202 -1.6

Sector petrolero recirculacionesinternas3 1,056 1,177 1,164 1,193 1,231 1,247 1,195 1,151 1,113 1,089 1,016 -0.4Sector industrial 335 344 337 396 435 480 488 509 526 533 538 4.9

Industrial 84 87 91 95 99 116 122 135 149 155 161 6.7Pemex Petroquímica 251 258 247 301 336 365 366 373 377 377 377 4.2

Sector eléctrico 355 349 373 424 511 524 528 557 535 657 893 9.7Público 101 70 81 85 84 96 89 117 93 91 89 -1.3

Comisión Federal de Electricidad 101 70 81 85 84 96 89 117 93 91 89 -1.3Luz y Fuerza del Centro - - - - - - - - - - - -

Particulares 254 279 292 339 427 428 439 440 442 566 804 12.2Productores Independientesde Energía 251 274 287 334 422 423 434 435 437 561 799 12.3Autogeneración de electricidad 3 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5.6Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - -

Sector residencial - 0 0 0 0 0 0 0 1 1 2 n.a.Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 7.4Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - -A otras regiones 676 755 1,023 1,372 1,366 1,435 1,600 1,433 1,248 880 432 -4.4

Variación de inventarios y diferencias* 35 - - - - - - - - - - n.a.

Cuadro 74Balance de gas natural región de la Sur-Sureste, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios

n.a. equivalente 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 combustionado, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas

como la única región autosuficiente en este combustible. Sin embar-

go, al continuar albergando gran parte de los activos petroleros, este

sector demandará grandes cantidades de gas natural que seguirá

siendo empleado en las actividades de Pemex, y sus diferentes subsi-

diarias. Cabe mencionar que el 26.6% de la producción de la región,

se destinará a los requerimientos de gas natural de otras regiones.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

101

4.5 Inversiones en PGPB para el

procesamiento y transporte de

gas natural

Conforme al escenario de oferta de gas y condensados pronosticado

por PEP, PGPB estructuró su programa de inversiones para el periodo

2004-2013.

Dicho programa de inversiones asciende a 31,999 millones de pesos

a precios del año 2004 y estará orientado principalmente al manejo

eficiente del balance de productos y la flexibilidad operativa, rubro al

que destinará el 73.8 % de los recursos señalados, esto es 23,616

millones de pesos. En segundo término, y en consonancia con las

prioridades estratégicas del Organismo, dedicará 3,863 millones de

pesos, 12.1% del total del periodo, a procesos de mejora continua,

dentro del cual destacan el Programa de Seguridad, Salud y Protec-

ción Ambiental (PROSSPA) y UPtime.

Del resto de los recursos, 2,506 millones de pesos se orientarán a la

integración tecnológica y de sistemas, y 2,014 millones al soporte

administrativo de la empresa.

Por tipo de proyecto, el total de las inversiones previstas se clasifican

de la siguiente manera (véase cuadro 75).

Para cumplir con lo anterior, destacan la construcción de los siguien-

tes proyectos:

� Seis plantas criogénicas modulares en el área de Reynosa, cua-

tro de 200 mmpcd c/u y dos de 250 mmpcd.

� El proyecto integral Sur de Burgos.

� Incremento de proceso de gas húmedo amargo en Poza Rica.

� Una planta criogénica de 220 mmpcd en el área Coatzacoalcos.

Por otra parte, en lo referente a transporte, los principales proyectos

que se desarrollarán son:

11Los acrónimos Cn+ se refieren a los compuestos alifáticos según el números de carbonos en

la cadena, el cual se indica con el valor de n.

Tipo de proyecto Millones de pesos %Proyectos estratégicos 14,879 46.5Proyectos Integrales 13,631 42.6Amortización Pidiregas 3,489 10.9Total 31,999 100.0

Cuadro 75Inversiones de PGPB, 2004-2013

Fuente: PGPB.

Cuadro 76Proyectos para el procesamiento de gas de PGPB,

2003-2013

Producto Capacidad Capacidad Incremento2003 2013

Endulzamientode gas (mmpcd) 4,542.0 4,672.0 130.0Recuperaciónde azufre (tpd)* 3,367.0 3467.0 100.0Recuperaciónde líquidos (mmpcd) 4,776.0 5874.0 1,098.0Fraccionamientode C2+ (mbd) 579.5 589.5 10.0*Toneladas por día.Fuente: PGPB.

De manera particular, en las funciones específicas relacionadas con el

procesamiento y transporte del gas natural, PGPB tiene previsto inver-

tir en el periodo 25,453 millones de pesos, 79.5% de la inversión total.

Con estos recursos se incrementará la capacidad de proceso de gas

amargo en 130 mmpcd, la de recuperación de azufre en 100 toneladas

por día y la de proceso de gas húmedo para la recuperación de líqui-

dos en 1,098 mmpcd y el fraccionamiento de líquidos C2+(etano)11

en 10 mil barriles por día.

Proyecto Inicio de operación Capacidad HPEstaciones de compresiónEmiliano Zapata 2006 35,000Santa Ana 2007 48,000Soto la Marina 2007 45,000Macarela 2007 45,000San Rafael 2011 22,500

Cuadro 77Proyectos para el transporte de gas de PGPB, 2003-2013

Fuente: PGPB.

Con las inversiones anteriores PGPB estará preparado para hacer fren-

te a la oferta de hidrocarburos de PEP, garantizando su aprovecha-

miento óptimo y operando de manera confiable y segura los activos,

dentro de un contexto que incremente el valor económico agregado

de la empresa.

4.6 Escenarios alternativos

El objetivo de la construcción de escenarios no es predecir con exactitud

los acontecimientos futuros, sino subrayar las fuerzas a gran escala que

impulsan el futuro en diferentes direcciones. Un conjunto de escenarios

facilita un entorno de aprendizaje en el que los lectores de la Prospectiva

de gas natural pueden explorar esas fuerzas, mejorar la comprensión de

Secreta

ría

de E

nergía

102

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 de demanda de gas natural para el horizonte prospectivo 2003-2013, y

aquellas combinaciones más factibles de ocurrir.

Por el lado de oferta nacional se tienen tres escenarios (alto, base o

medio y bajo), a su vez cada uno mantiene una serie de inversiones

según la cartera de proyectos estimada. En el escenario de máximo

potencial de producción, se contemplan condiciones optimistas que

le permitirían a la cartera de proyectos de PEP, inversiones por encima

de los 134 mil millones de pesos, y que se reflejarían en nuevos

proyectos, los cuales alcanzarían una producción de 8,687 mmpcd de

gas natural, es decir se produciría un volumen mayor al 57.4% del

volumen que se ofertará durante 2013 en el escenario medio.

El escenario medio de producción de PEP, es sin duda el más factible

entre la cartera de proyectos de inversión ya que considera las restriccio-

nes presupuestales que enfrenta hoy en día Pemex. Esta alternativa acu-

mulará inversiones por 853 mil millones de pesos entre 2005 y 2013.

El escenario bajo de oferta tiene como premisa el supuesto de que no

habría ninguna autorización para proyectos adicionales a los autori-

zados hasta 2004, esto significa que sólo se continuaría con una

producción a partir de los activos actualmente existentes y de aque-

llos proyectos próximos a iniciar con inversiones promedio devengadas

de 74 mil millones de pesos hasta 2013. Consecuentemente, en este

escenario de oferta la declinación de la producción sería acelerada a lo

largo del periodo de análisis, terminando en el año 2013 con niveles

de oferta menores a los actuales.

Alto

Medio

Bajo

10,000

9,000

8,000

7,000

6,000

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

02003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gráfica 38Escenarios de producción nacional de gas natural, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en Pemex.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

103

El consumo de gas natural representa la contraparte que da origen al

equilibrio del mercado estimado. Por tal motivo se presentan tres

escenarios de consumo esperados en el periodo prospectivo, los cua-

les representan una síntesis de las expectativas de crecimiento en las

actividades económicas de 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 crecimien-

to esperado en la economía del país.

Al igual que en la oferta, en este documento se presentan tres escena-

rios alternativos de demanda que proporcionan las tendencias de

comportamiento del mercado de gas natural para los siguientes años.

El escenario alto de demanda está fundado bajo la expectativa, de que

el Producto Interno Bruto (PIB) del país crecerá a una tasa promedio

de 5.6% entre 2003 y 2013, este crecimiento económico ocasionaría

tasas medias de crecimiento de 6.2% en la demanda del mercado

nacional para el mismo periodo.

El escenario base o medio de demanda de gas natural, está sustenta-

do en que la economía crecerá en promedio 4.7% anual en el periodo

2003-2013, alcanzando un volumen de gas natural de 9,303 mmpcd

en 2013, a través de crecimientos de 5.8% anuales en todo el periodo

a partir del año 2003.

En las proyecciones del escenario de bajo crecimiento, la demanda

del gas natural presentaría incrementos de 4.4% anual para el perio-

do de análisis, los cuales serían reflejo de un crecimiento promedio de

3.2% en la economía nacional.

Alto

Medio

Bajo

12,000

10,000

8,000

6,000

4,000

2,000

02003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Gráfica 39Escenarios de demanda nacional de gas natural, 2003-2013

(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Sener con base en IMP.

Secreta

ría

de E

nergía

104

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 5,309 5,905 6,256 6,968 7,899 8,427 8,851 8,803 8,706 9,153 9,595 6.1

Producción nacional 4,326 4,629 5,220 5,809 6,279 6,693 6,956 6,771 6,474 6,094 5,519 2.5Gas de formacion empleado por PEP1 209 229 416 247 273 292 318 297 269 246 240 1.4Gas para recirculaciones internaspropio de PEP 214 426 671 669 702 730 752 766 771 767 764 13.5Gas para Refinación directo de PEP 5 1 - - - - - - - - - n.a.Producción PGPB 3,029 3,051 3,014 3,408 3,798 4,202 4,229 4,087 3,930 3,737 3,393 1.1Directo de campos 763 817 1,026 1,352 1,333 1,297 1,496 1,492 1,384 1,250 1,037 3.1Etano inyectado a ductos de gas seco 95 100 89 129 169 168 156 124 116 89 80 -1.7Otras corrientes suplementarias 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 -7.0

Importación 983 1,276 1,035 1,159 1,620 1,734 1,895 2,032 2,232 3,058 4,076 15.3Importaciones de sistemas aislados 456 736 780 834 862 963 1,105 1,169 1,313 1,454 1,607 13.4

Importaciones PGPB 230 287 255 279 295 354 374 365 423 461 507 8.2Importaciones sector eléctrico 151 232 306 334 345 386 507 577 660 761 867 19.1Importaciones por particulares 75 218 219 220 222 223 225 227 230 232 234 12.1

Importaciones por balance PGPB 527 539 255 251 258 271 266 237 214 826 1,692 12.4Importaciones por balance PGPB(fijas:Kinder-Morgan MTY) 170 262 247 251 258 271 266 237 205 210 228 3.0Importaciones por balance PGPB(variables) 357 277 8 - - - - - 9 616 1,463 15.2

Importación de gas natural licuado - - - 75 500 500 524 627 705 778 777 n.a.Destino 5,274 5,905 6,256 6,968 7,899 8,427 8,851 8,803 8,706 9,153 9,595 6.2

Demanda nacional 5,274 5,905 6,256 6,565 7,066 7,644 7,892 8,218 8,706 9,153 9,595 6.2Sector petrolero 1,037 1,167 1,360 1,260 1,346 1,479 1,399 1,335 1,313 1,294 1,231 1.7

Pemex Exploración y Producción² 515 631 858 695 728 753 771 735 701 672 639 2.2Pemex Refinación 270 263 291 315 317 426 335 312 312 341 341 2.4Pemex Corporativo 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 252 273 211 249 301 300 293 287 299 281 251 0.0

Sector petrolero recirculacionesinternas3 1,104 1,223 1,207 1,236 1,286 1,307 1,258 1,212 1,170 1,141 1,063 -0.4Sector industrial 1,208 1,281 1,348 1,467 1,554 1,652 1,729 1,831 1,932 2,023 2,105 5.7

Industrial 923 1,002 1,055 1,120 1,172 1,241 1,316 1,411 1,508 1,600 1,681 6.2Pemex Petroquímica 285 279 293 347 382 411 413 420 424 423 424 4.0

Sector eléctrico 1,819 2,114 2,200 2,436 2,688 2,983 3,256 3,563 3,989 4,369 4,850 10.3Público 996 791 730 835 838 977 982 956 874 862 835 -1.7

Comisión Federal de Electricidad 963 770 716 821 823 969 982 956 874 862 834 -1.4Luz y Fuerza del Centro 33 22 14 14 15 8 - - 1 1 1 -33.3

Particulares 823 1,322 1,470 1,601 1,850 2,005 2,274 2,607 3,115 3,507 4,015 17.2Productores Independientesde Energía 601 923 1,051 1,181 1,430 1,586 1,854 2,188 2,695 3,087 3,596 19.6Autogeneración de electricidad 170 208 228 228 228 228 228 228 228 228 228 3.0Exportación de electricidad 52 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 13.9

Sector residencial 84 94 108 126 143 163 180 196 211 224 234 10.7Sector servicios 19 22 25 28 31 36 40 45 49 53 57 11.6Sector autotransporte 2 4 7 13 18 24 30 36 42 48 54 37.3

Exportación - - - 403 833 783 959 585 - - - n.a.Variación de inventarios y diferencias* 35 - - - - - - - - - - n.a.

Cuadro 78Balance nacional de gas natural, 2003-2013

Demanda alta � oferta base(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente 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 combustionado, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

�Escenario de demanda alta y oferta base

Esta posibilidad plantea una oferta bajo esquemas que hoy en día son

los más factibles, siempre y cuando se cuente oportunamente con los

recursos presupuestales, es decir, con proyectos autorizados para

continuar con un crecimiento de 2.5% promedio anual. Por el otro

lado, la demanda sería la más dinámica y crecería a 6.2% en el hori-

zonte prospectivo, resultado de un repunte del PIB de 5.6%. Este

escenario provoca que la brecha de las importaciones se incremente

hasta alcanzar 4,706 mmpcd en el 2003.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

105

�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 más mode-

radas en cuanto al desarrollo de infraestructura, actividad económica

en el país y condiciones de precio del combustible, entre otras. De esta

manera, aunque no seríamos autosuficientes en gas natural, la oferta

cubriría un poco más de la demanda (véase cuadro 79). Una de las

causas que llevaría a este escenario, pudiera ser la volatilidad de los

precios, es decir, sería un escenario posible si los precios del mercado

norteamericano se incrementan considerablemente, lo que obligaría a

los consumidores a reducir también sus demandas.

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 5,309 5,880 6,230 6,923 7,849 8,349 8,636 8,426 8,201 7,905 8,082 4.3

Producción nacional 4,326 4,629 5,220 5,809 6,279 6,693 6,956 6,771 6,474 6,094 5,519 2.5Gas de formacion empleado por PEP1 209 229 416 247 273 292 318 297 269 246 240 1.4Gas para recirculaciones internaspropio de PEP 214 426 671 669 702 730 752 766 771 767 764 13.5Gas para Refinación directo de PEP 5 1 - - - - - - - - - n.a.Producción PGPB 3,029 3,051 3,014 3,408 3,798 4,202 4,229 4,087 3,930 3,737 3,393 1.1Directo de campos 763 817 1,026 1,352 1,333 1,297 1,496 1,492 1,384 1,250 1,037 3.1Etano inyectado a ductos de gas seco 95 100 89 129 169 168 156 124 116 89 80 -1.7Otras corrientes suplementarias 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 -7.0

Importación 983 1,251 1,009 1,114 1,569 1,656 1,680 1,656 1,727 1,811 2,564 10.1Importaciones de sistemas aislados 456 735 772 803 827 897 951 945 1,026 1,093 1,263 10.7

Importaciones PGPB 230 286 249 264 280 327 345 340 379 393 482 7.7Importaciones sector eléctrico 151 232 305 320 328 350 386 383 424 475 556 13.9Importaciones por particulares 75 217 218 218 219 220 221 222 223 224 224 11.6

Importaciones por balance PGPB 527 516 238 237 242 259 229 211 201 218 746 3.5Importaciones por balance PGPB(fijas:Kinder-Morgan MTY) 170 262 238 237 242 259 229 211 201 218 227 2.9Importaciones por balance PGPB(variables) 357 254 - - - - - - - - 519 3.8

Importación de gas natural licuado - - - 75 500 500 500 500 500 501 555 n.a.Destino 5,274 5,880 6,230 6,923 7,849 8,349 8,636 8,426 8,201 7,905 8,082 4.4

Demanda nacional 5,274 5,880 6,144 6,351 6,764 7,218 7,301 7,501 7,701 7,893 8,082 4.4Sector petrolero 1,037 1,167 1,360 1,260 1,346 1,479 1,399 1,335 1,313 1,294 1,231 1.7

Pemex Exploración y Producción² 515 631 858 695 728 753 771 735 701 672 639 2.2Pemex Refinación 270 263 291 315 317 426 335 312 312 341 341 2.4Pemex Corporativo 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 252 273 211 249 301 300 293 287 299 281 251 0.0

Sector petrolero recirculacionesinternas3 1,104 1,223 1,207 1,236 1,286 1,307 1,258 1,212 1,170 1,141 1,063 -0.4Sector industrial 1,208 1,257 1,298 1,387 1,442 1,507 1,545 1,603 1,657 1,695 1,723 3.6

Industrial 923 978 1,005 1,040 1,060 1,096 1,132 1,183 1,233 1,271 1,299 3.5Pemex Petroquímica 285 279 293 347 382 411 413 420 424 423 424 4.0

Sector eléctrico 1,819 2,114 2,139 2,305 2,501 2,713 2,864 3,092 3,282 3,465 3,751 7.5Público 996 791 701 764 731 828 799 880 792 849 791 -2.3

Comisión Federal de Electricidad 963 770 685 749 727 828 799 880 792 849 791 -1.9Luz y Fuerza del Centro 33 22 15 16 4 - - - - - - -

Particulares 823 1,322 1,439 1,541 1,771 1,885 2,065 2,212 2,490 2,615 2,960 13.7Productores Independientesde Energía 601 923 1,019 1,121 1,351 1,466 1,646 1,793 2,070 2,196 2,541 15.5Autogeneración de electricidad 170 208 228 228 228 228 228 228 228 228 228 3.0Exportación de electricidad 52 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 13.9

Sector residencial 84 93 107 124 140 155 170 183 195 206 212 9.7Sector servicios 19 22 25 28 30 33 37 40 43 46 48 9.7Sector autotransporte 2 4 7 13 18 24 30 36 42 48 54 37.3

Exportación - - 86 572 1,084 1,130 1,335 925 500 12 - n.a.Variación de inventarios y diferencias* 35 - - - - - - - - - - n.a.

Cuadro 79Balance nacional de gas natural, 2003-2013

Demanda baja � oferta base(millones de pies cúbicos diarios)

n.a. equivalente 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 combustionado, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Secreta

ría

de E

nergía

106

�Escenario de demanda alta y oferta alta

La expectativa de que se presente un escenario alto de oferta y deman-

da depende de variables como la estabilidad presupuestal y el éxito

exploratorio para incrementar la producción, así como del crecimien-

to de la actividad económica en los sectores de consumo. La demanda

presentaría un ritmo de crecimiento de 7.3% anual alcanzando un

volumen de 10,631 mmpcd en 2013 y el dinamismo de la oferta

cubriría 81.7% de la demanda al final del periodo (véase cuadro 80).

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 5,309 5,905 6,377 7,367 8,711 9,642 10,405 10,763 11,114 11,415 11,300 7.8

Producción nacional 4,326 4,629 5,350 6,207 7,091 7,909 8,510 8,731 8,891 8,973 8,687 7.2Gas de formacion empleado por PEP1 209 229 414 252 307 344 352 353 352 361 350 5.3Gas para recirculaciones internaspropio de PEP 214 426 702 752 820 897 962 1,011 1,023 1,021 1,033 17.0Gas para Refinación directo de PEP 5 1 - - - - - - - - - n.a.Producción PGPB 3,029 3,051 3,105 3,690 4,368 4,979 5,253 5,376 5,489 5,593 5,550 6.2Directo de campos 763 817 1,026 1,352 1,377 1,441 1,676 1,739 1,792 1,753 1,515 7.1Etano inyectado a ductos degas seco 95 100 98 157 214 243 263 247 230 240 235 9.4Otras corrientes suplementarias 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 -7.0

Importación 983 1,276 1,027 1,159 1,620 1,734 1,895 2,032 2,223 2,442 2,613 10.3Importaciones de sistemas aislados 456 736 780 834 862 963 1,105 1,169 1,313 1,454 1,607 13.4

Importaciones PGPB 230 287 255 279 295 354 374 365 423 461 507 8.2Importaciones sector eléctrico 151 232 306 334 345 386 507 577 660 761 867 19.1Importaciones por particulares 75 218 219 220 222 223 225 227 230 232 234 12.1

Importaciones por balance PGPB 527 539 247 251 258 271 266 237 205 210 228 -8.0Importaciones por balance PGPB(fijas:Kinder-Morgan MTY) 170 262 247 251 258 271 266 237 205 210 228 3.0Importaciones por balance PGPB(variables) 357 277 - - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado - - - 75 500 500 524 627 705 778 777 n.a.Destino 5,274 5,905 6,377 7,367 8,711 9,642 10,405 10,763 11,114 11,415 11,300 7.9

Demanda nacional 5,274 5,905 6,313 6,755 7,387 8,112 8,532 8,991 9,532 10,082 10,631 7.3Sector petrolero 1,037 1,167 1,379 1,324 1,484 1,687 1,698 1,711 1,708 1,783 1,786 5.6

Pemex Exploración y Producción² 515 631 866 729 819 891 925 939 956 993 983 6.7Pemex Refinación 270 263 291 315 319 428 365 347 348 376 376 3.4Pemex Corporativo 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 252 273 222 279 346 367 408 424 403 413 427 5.4

Sector petrolero recirculacionesinternas3 1,104 1,223 1,245 1,361 1,469 1,568 1,599 1,609 1,601 1,581 1,545 3.4Sector industrial 1,208 1,281 1,348 1,467 1,554 1,652 1,729 1,831 1,932 2,023 2,105 5.7

Industrial 923 1,002 1,055 1,120 1,172 1,241 1,316 1,411 1,508 1,600 1,681 6.2Pemex Petroquímica 285 279 293 347 382 411 413 420 424 423 424 4.0

Sector eléctrico 1,819 2,114 2,200 2,436 2,688 2,983 3,256 3,563 3,989 4,369 4,850 10.3Público 996 791 730 835 838 977 982 956 874 862 835 -1.7

Comisión Federal de Electricidad 963 770 716 821 823 969 982 956 874 862 834 -1.4Luz y Fuerza del Centro 33 22 14 14 15 8 - - 1 1 1 -33.3

Particulares 823 1,322 1,470 1,601 1,850 2,005 2,274 2,607 3,115 3,507 4,015 17.2Productores Independientesde Energía 601 923 1,051 1,181 1,430 1,586 1,854 2,188 2,695 3,087 3,596 19.6Autogeneración de electricidad 170 208 228 228 228 228 228 228 228 228 228 3.0Exportación de electricidad 52 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 13.9

Sector residencial 84 94 108 126 143 163 180 196 211 224 234 10.7Sector servicios 19 22 25 28 31 36 40 45 49 53 57 11.6Sector autotransporte 2 4 7 13 18 24 30 36 42 48 54 37.3

Exportación - - 64 612 1,324 1,530 1,873 1,772 1,581 1,334 669 n.a.Variación de inventarios y diferencias* 35 - - - - - - - - - - n.a.

Cuadro 80Balance nacional de gas natural, 2003-2013

Demanda alta � oferta alta(millones de pies cúbicos diarios)

Nota: Los balances donde aparece la oferta alta son diferentes en los rubros de demanda debido a que aumentan los consumos del sector petrolero.n.a. equivalente 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 combustionado, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

107

�Escenario de demanda baja y oferta alta

Este escenario establece una tendencia hacia una balanza comercial me-

nos deficitaria que con una demanda media o alta, toda vez que la deman-

da se incrementaría 5.6% anual, mientras que la oferta lo haría en 7.2%

anual en el periodo 2004-2013 (véase cuadro 81). Esta expectativa nos

muestra que aún con condiciones económicas menos favorables, el mer-

cado de gas natural crecería por arriba del crecimiento del PIB.

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 5,309 5,880 6,359 7,322 8,661 9,565 10,190 10,386 10,618 10,784 10,732 7.3

Producción nacional 4,326 4,629 5,350 6,207 7,091 7,909 8,510 8,731 8,891 8,973 8,687 7.2Gas de formacion empleado por PEP1 209 229 414 252 307 344 352 353 352 361 350 5.3Gas para recirculaciones internaspropio de PEP 214 426 702 752 820 897 962 1,011 1,023 1,021 1,033 17.0Gas para Refinación directo de PEP 5 1 - - - - - - - - - n.a.Producción PGPB 3,029 3,051 3,105 3,690 4,368 4,979 5,253 5,376 5,489 5,593 5,550 6.2Directo de campos 763 817 1,026 1,352 1,377 1,441 1,676 1,739 1,792 1,753 1,515 7.1Etano inyectado a ductos de gas seco 95 100 98 157 214 243 263 247 230 240 235 9.4Otras corrientes suplementarias 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 -7.0

Importación 983 1,251 1,009 1,114 1,569 1,656 1,680 1,656 1,727 1,811 2,045 7.6Importaciones de sistemas aislados 456 735 772 803 827 897 951 945 1,026 1,093 1,263 10.7

Importaciones PGPB 230 286 249 264 280 327 345 340 379 393 482 7.7Importaciones sector eléctrico 151 232 305 320 328 350 386 383 424 475 556 13.9Importaciones por particulares 75 217 218 218 219 220 221 222 223 224 224 11.6

Importaciones por balance PGPB 527 516 238 237 242 259 229 211 201 218 227 -8.1Importaciones por balance PGPB(fijas:Kinder-Morgan MTY) 170 262 238 237 242 259 229 211 201 218 227 2.9Importaciones por balance PGPB(variables) 357 254 - - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado - - - 75 500 500 500 500 500 501 555 n.a.Destino 5,274 5,880 6,359 7,322 8,661 9,565 10,190 10,386 10,618 10,784 10,732 7.4

Demanda nacional 5,274 5,880 6,201 6,541 7,085 7,687 7,941 8,274 8,527 8,822 9,119 5.6Sector petrolero 1,037 1,167 1,379 1,324 1,484 1,687 1,698 1,711 1,708 1,783 1,786 5.6

Pemex Exploración y Producción² 515 631 866 729 819 891 925 939 956 993 983 6.7Pemex Refinación 270 263 291 315 319 428 365 347 348 376 376 3.4Pemex Corporativo 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 252 273 222 279 346 367 408 424 403 413 427 5.4

Sector petrolero recirculacionesinternas3 1,104 1,223 1,245 1,361 1,469 1,568 1,599 1,609 1,601 1,581 1,545 3.4Sector industrial 1,208 1,257 1,298 1,387 1,442 1,507 1,545 1,603 1,657 1,695 1,723 3.6

Industrial 923 978 1,005 1,040 1,060 1,096 1,132 1,183 1,233 1,271 1,299 3.5Pemex Petroquímica 285 279 293 347 382 411 413 420 424 423 424 4.0

Sector eléctrico 1,819 2,114 2,139 2,305 2,501 2,713 2,864 3,092 3,282 3,465 3,751 7.5Público 996 791 701 764 731 828 799 880 792 849 791 -2.3

Comisión Federal de Electricidad 963 770 685 749 727 828 799 880 792 849 791 -1.9Luz y Fuerza del Centro 33 22 15 16 4 - - - - - - n.a.

Particulares 823 1,322 1,439 1,541 1,771 1,885 2,065 2,212 2,490 2,615 2,960 13.7Productores Independientesde Energía 601 923 1,019 1,121 1,351 1,466 1,646 1,793 2,070 2,196 2,541 15.5Autogeneración de electricidad 170 208 228 228 228 228 228 228 228 228 228 3.0Exportación de electricidad 52 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 13.9

Sector residencial 84 93 107 124 140 155 170 183 195 206 212 9.7Sector servicios 19 22 25 28 30 33 37 40 43 46 48 9.7Sector autotransporte 2 4 7 13 18 24 30 36 42 48 54 37.3

Exportación - - 158 781 1,575 1,878 2,249 2,113 2,090 1,961 1,613 n.a.Variación de inventarios y diferencias* 35 - - - - - - - - - - n.a.

Cuadro 81Balance nacional de gas natural, 2003-2013

Demanda baja � oferta alta(millones de pies cúbicos diarios)

Nota: Los balances donde aparece la oferta alta son diferentes en los rubros de demanda debido a que aumentan los consumos del sector petrolero.n.a. equivalente 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 combustionado, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

tmcaConcepto 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2003

-2013Origen 5,309 5,914 6,352 7,331 8,679 9,621 10,265 10,554 10,893 11,197 11,191 7.7

Producción nacional 4,326 4,629 5,350 6,207 7,091 7,909 8,510 8,731 8,891 8,973 8,687 7.2Gas de formacion empleado por PEP1 209 229 414 252 307 344 352 353 352 361 350 5.3Gas para recirculaciones internaspropio de PEP 214 426 702 752 820 897 962 1,011 1,023 1,021 1,033 17.0Gas para Refinación directo de PEP 5 1 - - - - - - - - - n.a.Producción PGPB 3,029 3,051 3,105 3,690 4,368 4,979 5,253 5,376 5,489 5,593 5,550 6.2Directo de campos 763 817 1,026 1,352 1,377 1,441 1,676 1,739 1,792 1,753 1,515 7.1Etano inyectado a ductos de gas seco 95 100 98 157 214 243 263 247 230 240 235 9.4Otras corrientes suplementarias 10 6 5 5 5 5 5 5 5 5 5 -7.0

Importación 983 1,285 1,003 1,123 1,588 1,712 1,755 1,823 2,002 2,224 2,504 9.8Importaciones de sistemas aislados 456 736 753 799 827 941 994 1,030 1,145 1,290 1,450 12.3

Importaciones PGPB 230 287 262 285 300 356 368 378 426 438 526 8.6Importaciones sector eléctrico 151 232 273 295 306 362 402 427 492 624 694 16.5Importaciones por particulares 75 218 219 220 221 222 224 225 227 229 230 11.9

Importaciones por balance PGPB 527 549 249 249 261 272 260 237 229 228 240 -7.6Importaciones por balance PGPB(fijas: Kinder-Morgan MTY) 170 262 249 249 261 272 260 237 229 228 240 3.5Importaciones por balance PGPB(variables) 357 286 - - - - - - - - - n.a.

Importación de gas natural licuado - - - 75 500 500 501 556 629 706 814 n.a.Destino 5,274 5,914 6,352 7,331 8,679 9,621 10,265 10,554 10,893 11,197 11,191 7.8

Demanda nacional 5,274 5,914 6,276 6,678 7,295 7,986 8,256 8,694 9,162 9,696 10,339 7.0Sector petrolero 1,037 1,167 1,379 1,324 1,484 1,687 1,698 1,711 1,708 1,783 1,786 5.6

Pemex Exploración y Producción² 515 631 866 729 819 891 925 939 956 993 983 6.7Pemex Refinación 270 263 291 315 319 428 365 347 348 376 376 3.4Pemex Corporativo 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 252 273 222 279 346 367 408 424 403 413 427 5.4

Sector petrolero recirculacionesinternas3 1,104 1,223 1,245 1,361 1,469 1,568 1,599 1,609 1,601 1,581 1,545 3.4Sector industrial 1,208 1,290 1,348 1,456 1,530 1,616 1,677 1,761 1,843 1,911 1,970 5.0

Industrial 923 1,012 1,055 1,109 1,148 1,205 1,264 1,341 1,419 1,488 1,547 5.3Pemex Petroquímica 285 279 293 347 382 411 413 420 424 423 424 4.0

Sector eléctrico 1,819 2,114 2,163 2,372 2,620 2,897 3,037 3,343 3,716 4,105 4,705 10.0Público 996 791 738 819 832 947 922 996 956 986 1,005 0.1

Comisión Federal de Electricidad 963 770 722 803 816 943 922 996 953 978 998 0.4Luz y Fuerza del Centro 33 22 15 16 16 4 - - 4 8 8 -13.5

Particulares 823 1,322 1,426 1,553 1,788 1,950 2,116 2,347 2,760 3,119 3,700 16.2Productores Independientesde Energía 601 923 1,006 1,134 1,369 1,531 1,696 1,927 2,341 2,700 3,281 18.5Autogeneración de electricidad 170 208 228 228 228 228 228 228 228 228 228 3.0Exportación de electricidad 52 192 192 192 192 192 192 192 192 192 192 13.9

Sector residencial 84 94 108 125 142 160 176 192 205 217 226 10.3Sector servicios 19 22 25 28 31 35 39 43 46 50 53 10.9Sector autotransporte 2 4 7 13 18 24 30 36 42 48 54 37.3

Exportación - - 76 652 1,384 1,635 2,009 1,860 1,731 1,502 851 n.a.Variación de inventarios y diferencias* 35 - - - - - - - - - - n.a.

Cuadro 82Balance nacional de gas natural, 2003-2013

Demanda base � oferta alta(millones de pies cúbicos diarios)

Nota: Los balances donde aparece la oferta alta son diferentes en los rubros de demanda debido a que aumentan los consumos del sector petrolero.n.a. equivalente 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 combustionado, únicamente se recirculará hacia los pozos productores.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP, con base en Banxico, CFE, CNA, Conapo, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

�Escenario de demanda media y oferta alta

En este escenario, pese al alto crecimiento de la oferta, el déficit del gas

natural en el balance nacional persiste, dado el alto crecimiento de la

demanda. Sin embargo, gran parte de las importaciones corresponden

a los sistemas aislados, en tanto que las importaciones por balance

representan al final del periodo 240 mmpcd. De esta manera, en el 2013

la oferta nacional cubre 84% de la demanda (véase cuadro 82).

Secreta

ría

de E

nergía

109

Secreta

ría

de E

nergía

108

Ahorro y uso eficientedel gas natural

109capítulo cinco

El ahorro de energía es el esfuerzo por reducir la cantidad de energía

utilizada para usos industriales y domésticos. Dentro de una economía

globalizada, la competitividad de un país es uno de los parámetros más

importantes que debemos mejorar. Ésta puede realizarse a través de la

reducción de los costos, entre ellos los costos energéticos, que además

de reducir costos de producción, tienen la ventaja adicional de prolongar

la vida útil de nuestras reservas energéticas y preservar el ambiente. No

hay duda de que se debe hacer un uso más eficaz de los recursos energé-

ticos del país en el futuro, si se quiere satisfacer la demanda creciente de

energía de una población en rápido aumento e industrialización.

El consumo de gas natural durante la pasada década (1993-2003)

creció a una tasa media anual de 5.7%, para el futuro se contempla un

pronóstico de crecimiento sostenido a ritmos superiores al del creci-

miento económico y la producción nacional, lo que plantea retos y

oportunidades para el país. En este sentido, la estrategia del ahorro

de energía y aprovechamiento de la energía renovable adquiere parti-

cular relevancia, ya que se sitúa dentro de la política energética, como

uno de los mecanismos para volver más eficiente la oferta y controlar

la creciente demanda de este combustible.

Ante esta perspectiva, la Secretaría de Energía lleva a cabo dicha

estrategia a través de la Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

(CONAE)1 y busca tres objetivos generales: la conservación de los

recursos no renovables, la modernización del sector productivo y la

protección del medio ambiente.

Sin embargo, para aprovechar cabalmente los potenciales de ahorro

de energía existentes en el país y particularmente para el gas natural,

antes es necesario superar múltiples obstáculos, entre los que desta-

can: el desconocimiento de las diversas opciones de ahorro de ener-

gía por parte de los usuarios, el abasto limitado en el mercado de

1 Mayor información sobre la Conae y sus actividades puede encontrarse en internet:

www.conae.gob.mx

Secreta

ría

de E

nergía

110

equipos y sistemas para este fin, el elevado costo de adquisición de

equipos y sistemas más eficientes, y la capacidad institucional limita-

da para articular las múltiples acciones de operación y compra para

elegir las opciones de uso más eficientes de energía.

En este sentido, se trabaja en la formación y estímulo de los recursos

humanos que intervienen en la realización de programas y proyectos

relacionados con la materia, en la difusión de los beneficios derivados

de estas acciones, en el fomento a la formación y consolidación de un

mercado propio de productos y servicios para el ahorro y uso eficien-

te de la energía, en el contacto con los organismos encargados de

proveer financiamiento para proyectos y en el fortalecimiento de los

mecanismos de información que faciliten llevar a cabo estas acciones.

Los programas y proyectos de ahorro de energía referidos en este

capítulo son algunos de los más importantes, tanto por su alcance

como por sus efectos en el ámbito nacional. Sin embargo, existen

otros a cargo de organismos públicos y empresas privadas que no

son promovidos directamente por la CONAE, lo que hace difícil cuan-

tificar los ahorros que alcanzan.

5.1 Programas de ahorro de energía

En conjunto los sectores energético e industrial utilizan más de 95%

del gas natural que consume el país, por ello, los programas de

ahorro de energía cobran particular relevancia entre la gama de meca-

nismos para controlar el crecimiento de la demanda de dicho com-

bustible. Bajo esta lógica la CONAE lleva a cabo programas en estos

sectores, a fin de lograr un ahorro de energía que pueda significar,

para estas empresas, un aumento importante en la productividad,

mejoras para el medio ambiente y la difusión de la cultura del cuidado

de la energía entre la población. Si bien estos programas no se reali-

zan exclusivamente para ahorrar gas natural, este combustible es el

principal energético utilizado dentro de los sectores mencionados,

por lo que los ahorros energéticos logrados, en la mayoría de los

casos, tienen incidencia directa o indirecta en el ahorro de este com-

bustible. A continuación se presentan las acciones más importantes

que se llevan a cabo, con el apoyo de la CONAE, dentro de las empre-

sas paraestatales y privadas del país.

5.1.1 Empresas paraestatales5.1.1 Empresas paraestatales5.1.1 Empresas paraestatales5.1.1 Empresas paraestatales5.1.1 Empresas paraestatales

Durante los últimos años los sectores petrolero y eléctrico han sido

los consumidores de gas natural más importantes del país, y hoy en

día representan alrededor del 65% de la demanda nacional. La CONAE,

consciente de la importancia que las empresas energéticas (Pemex,

CFE y LFC) tienen en la estructura del consumo de energía y de sus

potenciales para ahorrarla, instrumentó una estrategia que ha evolu-

cionado positivamente a través del tiempo y donde resalta el proceso

que se ha seguido dentro de Pemex y que actualmente es la base para

atender a CFE y LFC.

El éxito que se ha logrado en Pemex en la eficientización de sus

procesos, se debe al proceso gradual y sistemático que ha realizado

desde hace más de diez años. En este sentido, ha mantenido en

operación su Comité de Ahorro de Energía y ha establecido una Cam-

paña Institucional Permanente de Ahorro de Energía y Protección

Ambiental, que se auxilia por redes internas dentro de los organis-

mos subsidiarios e instalaciones de producción, todo ello con el

soporte técnico de la CONAE.

En el futuro, se continuarán operando y mejorando los Programas de

Eficiencia Energética dentro de las empresas energéticas paraestatales,

los cuales incluyen un conjunto de protocolos y componentes técni-

cos conformados principalmente por información, herramientas de

cálculo, cursos de capacitación, servicios de asistencia técnica; ele-

mentos que permiten profundizar en la identificación sistemática y en

el aprovechamiento de las oportunidades de ahorro de energía exis-

tentes en las instalaciones.

En este sentido, las principales acciones que contempla el Programa

de Eficiencia Energética son:

� Identificación detallada de consumos energéticos,

� Desarrollo, establecimiento y seguimiento a indicadores de

consumo de energía por instalación, en función de la producción

o actividad sustantiva,

� Levantamiento de censos de equipos y sistemas de producción,

� Elaboración de diagramas de distribución energética,

� Identificación de potenciales de ahorro de energía,

� Establecimiento de programas internos de ahorro de energía,

� Diseño e instrumentación de campañas de promoción internas,

� Selección y análisis de oportunidades para mejorar la eficiencia

energética, particularmente en distribución y utilización de servi-

cios en los procesos (vapor, agua, aire, entre otros), aprovecha-

miento de gases de desfogue para generación de energía térmica

útil, sustitución de motores y mejora en los calentadores a fuego

directo y generadores de vapor.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

111

En términos cuantitativos, durante el año 2004 se estima que las

empresas energéticas paraestatales obtengan un ahorro, principal-

mente en gas natural, del orden de los 114 millones de pies cúbicos

al día (mmpcd), por medidas de eficiencia energética. En el cuadro 83

se presenta la estimación del ahorro en gas natural que se espera

obtener como resultado del aprovechamiento de los potenciales de-

tectados dentro del sector energético. En este sentido, se espera que

para el año 2013 se logre un ahorro anual de alrededor de 159 mmpcd

de gas natural.

5.1.2 Empresas privadas5.1.2 Empresas privadas5.1.2 Empresas privadas5.1.2 Empresas privadas5.1.2 Empresas privadas

El sector industrial es el segundo consumidor de gas natural en el

país, con una participación promedio de 29% del total nacional. Esto

ha sido posible por las acciones de fomento en el uso de este combus-

tible en el proceso de sustitución de diesel y combustóleo, en la

mayoría de sus procesos productivos.

Derivado de la experiencia de 15 años de trabajo, periodo en el que se

realizaron más de dos mil diagnósticos energéticos en diversas empre-

sas, durante 2004, la CONAE perfeccionó su estrategia para atender

con mayor efectividad las necesidades particulares de dichos usuarios

de energía. En este sentido, estableció dos programas sectoriales dise-

ñados específicamente para atender a las empresas privadas con gran-

des consumos de energía y que se agrupan en Cámaras y Asociaciones,

así como aquellas pequeñas y medianas empresas del país.

En términos generales, a través de estos programas se pone al alcan-

ce de los usuarios de energía, un conjunto de componentes técnicos

conformados principalmente por información (metodologías, manua-

les, guías, casos exitosos, ligas de Internet, entre otros), herramien-

tas 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 aquellos elementos necesarios que les per-

mitan identificar y evaluar de manera sistemática, sus potenciales de

ahorro de energía y de energía renovable, y 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. 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, fundamen-

talmente, 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 pro-

gramas se identifican potenciales de ahorro de energía, independien-

temente del combustible utilizado. Sin embargo, considerando las

tendencias de crecimiento en el uso del gas natural en el país, parti-

cularmente dentro de los sectores industrial y comercial, se espera

que los resultados en ahorro de energía tengan impactos crecientes

en el ahorro del gas natural.

En el futuro se continuará la instrumentación de estas acciones con lo

que se esperan para el año 2004, ahorros de energía del orden de 11.5

mmpcd y para el 2013 alcanzar un ahorro anual de alrededor de 19.2

mmpcd de gas natural en empresas privadas (véase cuadro 84).

Año Ahorro de gas natural

2004 114

2005 130

2006 145

2007 149

2008 151

2009 152

2010 154

2011 156

2012 157

2013 159

Cuadro 83Prospectiva del ahorro de energía en las paraestatales

del sector energético(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: CONAE.

Año Ahorro de gas natural

2004 11.5

2005 14.5

2006 17.3

2007 17.5

2008 17.8

2009 18.0

2010 18.3

2011 18.6

2012 18.9

2013 19.2

Cuadro 84Prospectiva del ahorro de energía

en empresas privadas(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: CONAE.

Secreta

ría

de E

nergía

112

5.25.25.25.25.2 Normalización de la eficienciaNormalización de la eficienciaNormalización de la eficienciaNormalización de la eficienciaNormalización de la eficiencia

energéticaenergéticaenergéticaenergéticaenergética

Uno de los mecanismos socialmente más rentables, por la cuantía y

trascendencia de sus resultados, y que además contribuye

significativamente a la preservación de los recursos energéticos no

renovables, es la elaboración y aplicación de Normas Oficiales

Mexicanas (NOM�s) de eficiencia energética, que regulan los consu-

mos de energía de aquellos sistemas y equipos que, por su demanda

de energía y número de unidades requeridas en el país, ofrecen un

potencial de ahorro cuyo costo-beneficio es satisfactorio para la eco-

nomía del país en general, y en particular para los sectores de la

producción y el consumo.

La Secretaría de Energía, a través de la CONAE, expide las NOM�s de

eficiencia energética, elaboradas por el Comité Consultivo Nacional

de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos

Energéticos (CCNNPURRE). Se trata de especificaciones técnicas,

accesibles al público, elaboradas con la colaboración y el consenso de

los sectores involucrados (público, privado, social e investigación y

desarrollo), de aplicación obligatoria para todos los productos e ins-

talaciones incluidos en su campo de aplicación.

A la fecha se encuentran en vigor 18 NOM�s de eficiencia energética,

de las cuales dos se relacionan con el ahorro de energía térmica y

tienen incidencia directa en el ahorro del gas natural. En el siguiente

cuadro se presentan las normas de eficiencia energética relacionadas

con el consumo de energía térmica que se encuentran vigentes, así

como los ahorros estimados por la aplicación de cada una de estas

normas. En este sentido, el ahorro estimado para el año 2004 es del

orden de 58 mmpcd de gas natural.

Es importante señalar que los ahorros estimados por la aplicación de

estas normas se presentan en volumen de gas natural, sin embargo, se

requiere hacer un estudio detallado a efecto de determinar de manera

desagregada, la participación real de otros combustibles (diesel,

combustóleo, gas licuado de petróleo, etcétera) que son consumidos

en los equipos y sistemas que amparan dichas normas. En este senti-

do, con la instrumentación de las políticas nacionales orientadas a

fomentar el uso del gas natural en el país, se espera que en el mediano

plazo la aplicación de estas normas tenga impactos crecientes en el

ahorro de este combustible y por consecuencia, menores en otros.

De acuerdo con el Programa Nacional de Normalización 2004, se han

iniciado los estudios para la elaboración de un proyecto de norma

nuevo (NOM-019-ENER Máquinas para hacer tortillas), el cual se

espera terminar para finales del año 2004 y en él se establecerán los

consumos máximos de energía para estos equipos.

En el cuadro 86 se muestra la prospectiva de ahorro de energía por la

aplicación de las normas de eficiencia energética relacionadas con la

energía térmica en el periodo 2004�2013. Se estima lograr ahorros

acumulados en consumo de energía del orden de 161 mmpcd de gas

natural para el último año del análisis prospectivo.

Ahorro de energíaNorma / Equipo o sistema Unidades por unidades Unidades Ahorro de energía

comercializadas comercializadas en operación por unidades enen 2004 en 2004 en 2004 b) operación en 2004

(mmpcd de gas natural) (mmpcd de gas natural)NOM-003-ENER-2000/Calentadores de aguadomésticos y comerciales 1,168,703 8.6 9,170,591 52NOM-009-ENER-1995/Aislamientos térmicosindustriales No aplica 0.9 No aplica 7

Cuadro 85Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia térmicaa)

a) El ahorro que se reporta se expresa en volumen de gas natural, sin embargo, se requiere hacer un estudio más detallado en cada una de estasnormas a fin de determinar la participación real de otros combustibles.b) Se refiere a la suma de las unidades comercializadas durante el año 2004, más las que ya se encontraban en operación y que ya han sido certificadasen el cumplimiento de la norma.Fuente: CONAE, basado en estudios costo/beneficio para la justificación de las NOM�s.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

113

Durante los últimos años, una de las tecnologías que ha tenido mayor

crecimiento e impacto directo sobre el consumo de gas natural son

los sistemas de calentadores solares, que representan una opción

técnica y económicamente viable para sustituir el gas natural que se

utiliza para calentamiento de agua.

De esta forma, de acuerdo al Balance Nacional de Energía, a través de más

de 498 mil metros cuadrados de colectores solares planos instalados en

el país, se generaron durante 2002 aproximadamente 2.4 PetaJoules (PJ)

de energía útil para el calentamiento de agua de albercas y usos sanita-

rios en hoteles, clubes deportivos, casas habitación e industrias.

Para el año 2013 se estima que estén en operación alrededor de 2.46

millones de metros cuadrados de calentadores solares, y que represen-

tarán un ahorro anual de 34 mmpcd de gas natural. Es importante

precisar que la unidad en que se expresa el ahorro es en pies cúbicos de

gas natural. Sin embargo, de acuerdo con las proyecciones de la Secre-

taría de Energía, la mayor parte corresponde a gas LP (85% en 2004),

y se espera su disminución gradual hasta alcanzar el 75% en 2013.

Cuadro 86Ahorros estimados por la aplicación

de las NOM�s en eficiencia térmica a)

a) El ahorro que se reporta se expresa en volumende gas natural, sin embargo, se requiere hacer unestudio más detallado en cada una de estas normasa fin de determinar la participación real de otroscombustibles.Fuente: CONAE, basado en estudios costo/beneficiodesarrollados para la justificación de elaboración delas NOM�s.

5.3 Energía renovable5.3 Energía renovable5.3 Energía renovable5.3 Energía renovable5.3 Energía renovable

Desde 1995, la Secretaría de Energía encargó a la CONAE fomentar el

uso, la aplicación y el desarrollo de la energía renovable en México.

Con este propósito, la CONAE, conjuntamente con la Asociación Na-

cional de Energía Solar (ANES) y otras instituciones afines, se han

dado a la tarea de promover el aprovechamiento de la energía renova-

ble en todo el país.

Año Superficie de Superficie de Generación de Energía Generación de EnergíaColectores Solares Colectores Solares Útil por equipos Útil (equivalente en

Instalados Anualmente Instalados en Operación a) en operación gas natural) b)

(m2) (m2) (PJ) (mmpcd)2003 77,804 576,419 2.78 82004 89,945 666,364 3.21 92005 103,980 770,343 3.71 112006 120,205 890,548 4.29 122007 138,961 1,029,509 4.96 142008 160,645 1,190,154 5.73 172009 185,712 1,375,866 6.62 192010 214,690 1,590,556 7.66 222011 248,191 1,838,747 8.85 262012 286,919 2,125,665 10.23 302013 331,689 2,457,355 11.83 34

Cuadro 87Estimación del ahorro de energía por Colectores Solares

a) Se refiere a la suma de los m2 de colectores instalados durante un año, más los que ya se encuentran en operación y que fueron instaladosen años anteriores.b) Se refiere a la generación de energía útil en Joules en su equivalencia simple a millones de pies cúbicos día de gas natural, considerando unpoder calorífico del gas natural de 33,427 kJ/m3.Fuente: CONAE, basado en datos de la Asociación Nacional de Energía Solar (ANES).

Año Ahorro de energía

(mmpcd de gas natural)

2004 58

2005 69

2006 79

2007 89

2008 100

2009 112

2010 124

2011 135

2012 148

2013 161

Secreta

ría

de E

nergía

114

5.4 Cogeneración

La cogeneración se define como la producción de energía eléctrica

conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o

ambas; la producción directa o indirecta de energía eléctrica a partir

de energía térmica no aprovechada en los procesos productivos; o la

producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando com-

bustibles producidos en los procesos productivos.

La ventaja comparativa de la cogeneración, respecto a los sistemas con-

vencionales de generación de energía eléctrica, radica en su alta eficiencia

de conversión de energía, ya que a partir de una misma fuente se puede

producir secuencialmente electricidad y calor útil para los procesos de

que se trate, para que esto se refleje en ahorro de combustible y por

consiguiente, en una disminución de emisiones contaminantes.

Con la operación de sistemas de cogeneración que satisfacen el 100%

de los requerimientos térmicos de una empresa, se tienen por lo gene-

ral 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 (meno-

res cargas a la red de transmisión y distribución) y para el país (me-

nores presiones presupuestales, uso eficiente de los recursos natura-

les y menores emisiones al medio ambiente).

Tecnología Permisos Capacidad Generación Factor de PlantaNo. MW GWh (%)

M. combustión interna 3 17.1 114.0 76.1Ciclo combinado 2 300.3 2,405.8 91.4Turbina de vapor 7 386.6 2,370.6 70.0Turbina de gas 12 358.9 1,716.1 54.6Turbina de Gas y Turbina de Vapor 5 364.1 1,406.7 44.1Total 29 1,427.0 8,013.3 64.1

Cuadro 88Sistemas de cogeneración en operación (diciembre de 2003)

Fuente: CONAE, con datos de la CRE a diciembre del 2003.

Al 31 de diciembre de 2003, la CRE2 tenía registrados 45 permisos

bajo la modalidad de cogeneración, de los cuales, sólo 29 se encuen-

tran ya operando, cuatro más en el proceso de construcción, seis cadu-

cados, cinco renunciados y uno revocado. El agregado de los proyectos

en operación representa una capacidad de 1,427 MW y una generación

eléctrica de 8,013 GWh/año, donde el 97% de esta generación, se

realizó a base de gas natural. En el cuadro 88 se presenta la generación

de energía eléctrica por tecnología utilizada en estos permisos.

En 1995, la CONAE elaboró un estudio sobre el Potencial Nacional de

Cogeneración, con el fin de determinar el potencial teórico de

cogeneración aprovechable en los sectores industrial, comercial y

petroquímico de Pemex. Posteriormente, en 1997 se adicionó el po-

tencial de cogeneración que representa Pemex Refinación. Con base

en este estudio, se estimó que el potencial teórico nacional de

cogeneración se ubica entre 8,360 y 15,670 MW, dependiendo de la

forma en que se obtenga la energía útil para el proceso de cada

industria o comercio.

En este mismo sentido durante el periodo de esta prospectiva, y con

el propósito de definir el potencial de cogeneración técnica y econó-

micamente factible, se aplicaron, a los valores antes obtenidos, facto-

res que abarcan las variables más importantes en el desarrollo de

estos proyectos. De esta manera, se obtuvo un potencial rentable que

oscila entre los 3,000 y 5,500 MW. Los factores utilizados para dicho

cálculo consideran diversas variables, como la situación económica

actual del país y el marco normativo existente en la materia, los cuales

pueden modificarse y, por ende alterar de forma significativa el poten-

cial técnico-económico estimado (véase cuadro 89).

2 Tabla General de Permisos Autorizados de Generación e Importación de Energía Eléctrica,

diciembre de 2003, CRE.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

115

En el siguiente cuadro se muestra una estimación de alta probabili-

dad del desarrollo de estos sistemas al año 2013, tomando como

base los permisos de cogeneración otorgados por la CRE hasta la

fecha. Asimismo, se presenta la estimación del ahorro de gas natural

que se tendría. En este sentido, se contempla que para finales de

2013, estén instalados alrededor de 2,909 MW en sistemas de

cogeneración, con lo que se generarían alrededor de 16,337 GWh/año

y se ahorraría el equivalente a 236 mmpcd de gas natural.

Cuadro 89Potencial nacional de cogeneración1

(Teórico vs técnico-económico)

Año Capacidad Generación Ahorro en

gas natural

MW GWh/año mmpcd

2003 1,427 8,014 116

2004 1,509 8,475 122

2005 1,509 8,475 122

2006 1,509 8,475 122

2007 1,509 8,475 122

2008 1,509 8,475 122

2009 2,559 14,371 207

2010 2,909 16,337 236

2011 2,909 16,337 236

2012 2,909 16,337 236

2013 2,909 16,337 236

Cuadro 90Prospectiva de participación externa

a CFE y LFC por sistemas de cogeneración1

(escenario de alta probabilidad)

1 Para estimar el ahorro se tomó en consideración una eficiencia delos sistemas de cogeneración del 70% (30% electricidad y 40% ener-gía térmica), para la generación de energía eléctrica convencionaluna eficiencia promedio del 34% y para los generadores de vaporconvencionales una eficiencia del 75%.Fuente: CONAE, basado en información de la CRE e IMP.

1 Para mayor información, consultar el documento Potencial Nacional de Cogeneración, CONAE, México, 1995.Fuente: CONAE.

Con combustible adicional Sin combustible adicional Participación

MW MW porcentualSector Teórico Técnico-Económico Teórico Técnico-Económico (%)Industrial 5,200 1,820 9,750 3,410 62.0Pemex Petroquímica 1,610 565 3,000 1,060 19.3Pemex Refinación 780 275 1,470 515 9.4Comercial 770 270 1,450 510 9.3

Total 8,360 2,930 15,670 5,495 100.0

Notas aclaratorias117

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. Considerando el número de decimales implícito en cada una de las

cifras presentadas, algunas variaciones anuales 2002-2003 y tasas medias

de crecimiento anual pueden no coincidir al calcularse manualmente.

4. Los datos para el último año del periodo histórico (2003) están

sujetos a revisiones posteriores.

5. Los términos de importaciones por logística y de importaciones

de sistemas aislados se pueden utilizar indistintamente.

Anexos119

Glosariode términos

121anexo uno

Recepción, depósito y entrega de gas natural, que se deposita en

instalaciones fijas distintas a los ductos.

Producción de electricidad destinada a satisfacer las necesidades pro-

pias de personas físicas o morales o del conjunto de los copropieta-

rios o socios.

Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el

Adquirente a recibir una misma cantidad de Gas para cada Día de Gas

durante el Periodo de Entrega.

Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el

Adquirente a recibir una misma cantidad de Gas para cada Día de Gas

durante el Periodo de Entrega. La cantidad de Gas contratada en BI

podrá ser cancelada totalmente por parte de PGPB o del Adquirente,

sin responsabilidad alguna, mediante comunicación por escrito con

al menos 48 horas de anticipación al Día de Gas en que surta efecto la

cancelación, misma que tendrá efecto por el resto de los Días de Gas

del Periodo de Entrega en cuestión.

Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el

Adquirente a recibir una misma cantidad de Gas para cada Día de Gas

durante el Periodo de Entrega, que deberá ser menor a un Mes. La

cantidad de Gas acordada no podrá ser modificada o cancelada.

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 produc-

ción, o del espacio anular de ésta, y la tubería de revestimiento.

Tecnología que utiliza gas natural para generar energía eléctrica como

combustible. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combus-

tión 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.

Almacenamiento

Autoabastecimiento

Base Firme o BF

Base Interrumpible o BI

Base Ocasional o BO

Bombeo neumático

Ciclo combinado

Secreta

ría

de E

nergía

122

Cogeneración

Combustibles fósiles

Compresión

Criogénica

Día de Gas

Distribución

Ducto

Encogimiento de gas

Endulzadora

Energía primaria

Fraccionadora

Gas a bombeo neumático

Tecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía

útiles a los procesos industriales. Normalmente energía eléctrica y

energía térmica.

Los derivados de organismos vivientes fosilizados por fenómenos

geológicos durante largos periodos.

La energía mecánica que se aplica al gas natural para su transporte a

grandes distancias en mayor volumen.

Planta que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y

elimina cualquier componente del gas que pudiera afectar los siste-

mas de transporte y distribución, como son el dióxido de carbono, el

vapor de agua y los hidrocarburos pesados.

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.

Recepción, conducción, entrega y, en su caso, comercialización del

gas natural por medio de ductos dentro de una zona geográfica.

Sistema de tuberías para transportar y distribuir el gas natural.

Disminución del volumen de una mezcla gaseosa de metano (CH4) y

otros hidrocarburos ligeros, por la extracción de éstos mediante cam-

bios de presión y temperatura.

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.

Corresponde a las distintas fuentes de energía tal y como se obtienen

de la naturaleza, ya sea directamente o después de un proceso de

extracción. Estos recursos energéticos se utilizan para obtener pro-

ductos secundarios o se consumen en forma directa.

Planta que separa compuestos con base en sus distintos tipos de

ebullición.

Gas seco utilizado en los sistemas de recuperación secundaria de

petróleo crudo.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

123

Gas asociado

Gas húmedo

Gas natural

Gas natural comprimido

Gas natural licuado

Gas seco

Gas no asociado

Henry Hub

Hidrodesulfuradora

Importaciones por balance

Importaciones de sistemas aislados

Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite

crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casque-

te (libre) o gas en solución (disuelto).

Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural al

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 permiten su proceso comercial.

Mezcla de hidrocarburos que existe en los yacimientos en fase gaseo-

sa, o en solución en el aceite, y que a condiciones atmosféricas per-

manece en fase gaseosa. Este puede incluir algunas impurezas o

sustancias que no son hidrocarburos (ácido sulfhídrico, nitrógeno o

dióxido de carbono).

Gas natural seco almacenado a una presión de 200-250 atmósferas en

estado gaseoso en un recipiente.

Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha

sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su trans-

porte y almacenamiento.

Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más

pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso.

Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen

aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

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).

Planta que lleva a cabo el proceso de eliminación de los compuestos

de azufre de las materias primas formadas por hidrocarburos.

Importaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la demanda, en el

Sistema Nacional de Gasoductos de Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Son las que no se pueden abastecer directamente con producción

nacional.

Secreta

ría

de E

nergía

124

Netback

Pequeña producción

Pie cúbico

Producción independiente

Punto de arbitraje

Región Marina Noreste

Región Marina Suroeste

Región Norte

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 consumi-

dor, menos el descuento de los costos de transporte y distribución.

La generación de energía eléctrica destinada a: 1) la venta al suminis-

trador, en cuyo caso los proyectos no podrán tener una capacidad total

mayor a 30 MW; 2) el autoconsumo de pequeñas comunidades rurales

o áreas aisladas, en cuyo caso los proyectos no podrán exceder de 1 MW

y, 3) la exportación, dentro de un límite máximo de 30 MW.

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 condicio-

nes estándar de atmósfera y temperatura.

La generación de energía eléctrica proveniente de una planta con

capacidad mayor de 30 MW, y cuya energía será destinada exclusiva-

mente a su venta al suministrador o a la exportación.

Punto geográfico donde coinciden los flujos de gas importado y

nacional.

Se localiza en el sureste de la República Mexicana, en aguas territoria-

les nacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán

y Quintana Roo. Abarca una superficie de 166 mil kilómetros cuadra-

dos, e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de

México.

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 naciona-

les, y al Oeste por la 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.

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

125

Región Sur

Reservas posibles

Reservas probables

Reservas probadas

Servicio Firme Flexible o SFF

Servicio público de energía eléctrica

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.

Volumen de hidrocarburos en donde el análisis de datos geológicos y

de ingeniería sugieren que son menos probables de ser comercial-

mente recuperables que las reservas probables. En este contexto,

cuando se emplean métodos probabilistas, el término posible implica

que se tiene una probabilidad de al menos 10% de que las cantidades

realmente recuperadas serán iguales o mayores que la suma de reser-

vas estimadas probadas, más probables, más posibles.

Reservas no probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingenie-

ría sugieren que son más tendentes a ser que a no ser comercialmente

recuperables. Para los métodos probabilistas esto implica que se

tendrá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades

actualmente recuperadas serán iguales o mayores que la suma de las

reservas estimadas probadas más probables.

Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condi-

ciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de

ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercial-

mente recuperables, a partir de una fecha dada proveniente de yaci-

mientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, méto-

dos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen

está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva pro-

bada no desarrollada. Cuando se utilizan métodos probabilistas, el

término probado implica que se tiene una probabilidad de al menos

90% de que las cantidades actualmente recuperadas sean mayores o

iguales a las reservas estimadas.

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.

El efectuado por la CFE y LFC, que incluye la planeación del sistema

eléctrico nacional; la generación, conducción, transformación, distri-

bución y venta de energía eléctrica, y la realización de todas las obras,

iiiiinstalaciones y trabajos que requieran la planeación, ejecución, ope-

ración y mantenimiento del sistema eléctrico nacional. No se consi-

dera servicio público el que señala el Artículo 3º de la LSPEE.

Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el

Adquirente a recibir cantidades de Gas que podrán ser diferentes para

cada Día de Gas durante el Periodo de Entrega, y que a elección del

Adquirente podrán variar sin restricción alguna entre cero y la Cantidad

Contractual.

Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el

Adquirente a recibir cantidades de Gas que podrán ser diferentes para

cada Día de Gas durante el Periodo de Entrega, y que podrán variar sin

restricción alguna entre un límite inferior y uno superior. Los límites

acordados en el Contrato de VPM no podrán ser modificados.

Modalidad de Entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y el

Adquirente a recibir cantidades de Gas que podrán ser diferentes para

cada Día de Gas durante el Periodo de Entrega, y que a elección del

Adquirente podrán variar sin restricción alguna entre cero y la Canti-

dad Contractual.

Unidad de masa del sistema métrico decimal que se utiliza para medir

el gas natural licuado, equivalente a 1,000 kilogramos.

Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos,

a personas que no son usuarios finales.

Primera enajenación del gas de origen nacional, que efectúe Pemex a

favor de un tercero, para ser entregada en territorio nacional.

Servicio Swing o SS

Servicios Túnel o ST

Servicio Volumétrico o SV

Tonelada métrica

Transporte

Ventas de Primera Mano

Secreta

ría

de E

nergía

126

Metodología para laproyección de la demandade gas natural

127anexo dos

1 Sector industrial

�Objetivos

Estimar la demanda regional de gas natural del sector industrial para

el periodo 2004-2013, considerando:

� Escenarios de crecimiento económico y de precios para los

combustibles industriales.

� Aplicación de la norma ambiental 085.

�Innovaciones

Incorporación de elementos basados en encuestas a empresas priva-

das del sector industrial.

La muestra considera información histórica desde 1993 hasta 2003.

�Desarrollo

El punto de partida de esta estimación se inició con la búsqueda de

información, a nivel de rama o grupo de ramas del sector que pudieran

representar los siguientes aspectos:

� Empresas representativas de la rama o grupo de ramas.

� Desarrollo general de la rama en cuanto a estructura interna,

situación actual, fortalezas, debilidades y perspectivas.

� Evolución del consumo de energía.

� Características del proceso productivo por tipo de opción

tecnológica.

El modelo se sujeta a escenarios de precios de combustibles y a tres

escenarios de crecimiento económico: alto, base o medio y bajo. El

desarrollo de la estimación del sector industrial se realizó en tres

etapas básicas1 :1 Esta metodología se refiere exclusivamente a la demanda de gas natural realizada por la

industria privada, es decir, no se contempla la estimación del consumo de gas natural reportado

por PPQ en sus procesos de combustión y/o transformación.

Secreta

ría

de E

nergía

128

� Estimación tendencial.

� Consideraciones sobre la aplicación de la norma ambiental.

� Incorporación de la demanda adicional por creación de nueva

infraestructura de distribución de gas natural.

� Estimación tendencial

La estimación de la demanda de gas natural para el sector industrial

se basa en ocho industrias manufactureras. El modelo incorpora una

caracterización de su nivel de consumo de energía, es decir se asignan

diversos factores que representan un consumo de energía.

El modelo consta de tres principales categorías en cuanto a su consu-

mo: industrias manufactureras de nivel intenso, mediano y mediano-

bajo (véase cuadro 91).

� Proceso de sustitución del gas natural por la utilización de un

residuo sólido resultante del proceso de refinación de gasolinas,

que es el coque de petróleo. Por el alto poder calorífico es un

combustible ideal y eficiente para grandes volúmenes de deman-

da requeridos por el sector. Adicionalmente, la demanda de este

combustible se complementa principalmente con la utilización

de carbón mineral y residuos contaminados por hidrocarburos

(residuos peligrosos).

� Se estima un aumento de las inversiones en infraestructura, así

como tecnología para utilizar combustibles alternos. Esta tecno-

logía provocará una disminución de costos, evitando así vaivenes

internacionales en materia de precios internacionales; por ello, se

espera un aumento de la importación de coque de petróleo y

disminución en el consumo de gas natural. Hasta el momento,

parte de la industria cementera ha migrado hacia este proceso de

sustitución de combustibles. De no existir otra opción viable por

costo-beneficio, este proceso continuará hasta llegar a un nivel

considerable de sustitución de combustibles alternativos en lu-

gar de gas natural.

La proyección prácticamente permanece constante en el consumo de

gas natural para los próximos años, siguiendo una tendencia cada vez

mayor en cuanto a la sustitución por otros combustibles alternos y

sustitutos (véase gráfica 40).

Nivel División RamaIntenso Industrias básicas de metales 46 y 47

Cemento Hidráulico 44Química, hule y plásticos 35 a 42

Mediano Vidrio y productos de vidrio 43Papel y cartón, imprentas y editoriales 31 y 32Productos de minerales no metálicos 45

Mediano-bajo Alimentos, bebidas y tabaco 11 a 23Resto de ramas industriales 48 a 60

Cuadro 91Clasificación de las industrias manufactureras

por nivel de intensidad energética

Fuente: IMP con base en EIA e INEGI.

El nivel e identificación de la etapa productiva con las distintas inten-

sidades en el consumo de energía es distinto para cada rama conside-

rada. La demanda industrial de energía se representa por una primera

etapa de estimación llamada estimación tendencial, que consiste en

caracterizar la mayor concentración del uso de energía dentro del pro-

ceso productivo principal de cada rama considerada. La conservación

de energía por el cambio tecnológico es representada para el periodo

prospectivo por la curva de posibilidades tecnológicas (TCP 2 ). Esta

curva representa la eficiencia agregada de las tecnologías que penetran

en futuros mercados.

La demanda de gas natural por parte de la industria del cemento hi-

dráulico se determinó con base en la obtención de información directa

de agentes del ramo, que manifiestan las siguientes tendencias:

2 Por sus siglas en inglés se llama Technology Possibility Curves.

199

3

199

4

199

5

199

6

199

7

199

8

199

9

200

0

200

1

200

2

200

3

200

4

200

5

200

6

200

7

200

8

200

9

201

0

201

1

201

2

201

350

45

40

35

30

25

20

15

5

0

10

Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Sureste

Gráfica 40Demanda de gas natural en la industria

del cemento hidráulico, 1993-2013(millones de pies cúbicos diarios)

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

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

129

�Incorporación de la norma ambiental

Con respecto a la sustitución de combustóleo por gas natural, se han

dado esfuerzos importantes, e instrumentado medidas para no consi-

derar la puesta en práctica de la norma ambiental 0853 . Partiendo del

supuesto anterior, se determinó que la sustitución por medio de la

norma, actualmente es prácticamente nula por la tendencia hacia su

escasa utilización.

� Incorporación de la demanda adicional por crea-

ción de nueva infraestructura de distribución de gas

natural

Se considera el inicio de demanda de este combustible para los esta-

dos de Aguascalientes, Pachuca, Mérida y Veracruz, en vista de la

construcción de nueva infraestructura que ofrezca cobertura a estas

regiones. La estimación toma en cuenta estas circunstancias en la

estimación del consumo del gas LP y el combustóleo.

2 Sectores autogeneración

(autoabastecimiento y cogeneración)

�Objetivos

� Estimar por región la demanda de gas natural asociada a proce-

sos de autogeneración de electricidad, que realizarán los particu-

lares durante el transcurso de 2004-2013.

� Establecer el grado de factibilidad de aquellos permisos en situa-

ción de inicio de obras o de construcción que reporta la CRE, al

igual que los proyectos asociados a instalaciones de Pemex.

�Supuestos y limitaciones

� Este ejercicio se fundamentó con permisos en operación y

nuevos autorizados por la CRE, en el caso de estos últimos, se

incorporaron tres que comenzarán a operar durante el año 2004

(dos de autoabastecimiento y uno de cogeneración); así también,

uno de cogeneración en el 2005.

� A partir de los reportes operativos trimestrales que entregaron

los autogeneradores a la CRE, se obtuvo un factor de planta pro-

medio por permiso; mismo que fue parte esencial para elaborar la

proyección de demanda de gas natural en el lapso antes referido.

� Con base en información proveniente de permisos y consultas

con proveedores de equipos de generación de electricidad, se

fijaron los factores de planta y las respectivas eficiencias de los

nuevos permisos.

� Mediante la aplicación de una encuesta a los nuevos autoge-

neradores, se determinó el grado de avance de aquellos permisos

que se encuentran en inicio de obras o de construcción.

� La demanda de este combustible por concepto de autogeneración

de electricidad, proveniente de Pemex, se considera en sus

autoconsumos.

� Es posible que parte de la demanda de gas natural que conside-

ra la CFE para la gran Industria, esté a cargo de autogeneradores

particulares, ya sea con permisos o proyectos existentes o con

otros que vayan surgiendo en el futuro.

� Con el propósito de realizar una mayor precisión en la estima-

ción de este combustible, se requiere de la importante participa-

ción informativa de los autogeneradores.

�Desarrollo

Permisos en operación

� Se tomó como base los reportes trimestrales de capacidad

instalada y de generación de energía eléctrica para determinar los

factores de planta promedio. En los casos donde no existía infor-

mación desde hace más de un año no se consideró el permiso;

mientras que en otros se tomaron las cifras más representativas.

� Dicho factor de planta se aplicó a la capacidad instalada vigente

(2003) que reportó la CRE, obteniendo así la proyección de elec-

tricidad que llevarán a cabo los particulares.

� Se consideró la participación histórica del consumo de gas

natural en la generación de electricidad del periodo 1999-2003,

misma que sirvió como base para elaborar el pronóstico de este

combustible por permisionario.

Nuevos permisos

� A estos permisos se les asignó una probabilidad de realización

que fluctúa en 100% (alta probabilidad), 30% (menor probabili-

dad) y menores a 30% (no se incluyeron en las estimaciones).

� La generación de electricidad se asignó de acuerdo a informes

de la CRE, mientras que para las eficiencias se consultó a fabri-

cantes de equipos.

3 Norma que hace referencia a la sustitución de combustóleo en determinadas zonas por el alto

contenido de azufre y componentes que dañan la capa atmosférica.

Secreta

ría

de E

nergía

130

� La estimación de la demanda de gas natural 2004-2013, tomó

en cuenta la generación y eficiencias antes calculadas.

Diferencias en relación con los resultados de la Prospectiva del

mercado de gas natural 2003-2012

La actual estimación de la demanda de gas natural al año 2012 mues-

tra una disminución de 8.8% (21.9 mmpcd), respecto al mismo año

de la prospectiva anterior, lo cual es efecto de lo siguiente:

� Se transfirió un proyecto de cogeneración que se localizaría en

la Región Sur-Sureste, y que se tenía estimado con un consumo

de 13.5 mmpcd, a un escenario de menor probabilidad.

� Las estimaciones de los factores de planta mostraron ligeras

disminuciones en algunas ramas industriales, lo que conlleva a

una menor generación de electricidad y por ende una reducción

en el consumo de combustible de 8.4 mmpcd.

En comparación con años anteriores, el apoyo de CFE permitió lo

siguiente:

� Elaborar conjuntamente (IMP-CFE) una base de datos de

autogeneración histórica y prospectiva (1999-2013), con la que

se pudieron desagregar la oferta (por permisionario) y la deman-

da de generación de energía eléctrica (usos propios, locales, re-

motos y excedentes a CFE); mientras que los combustibles se

asociaron a dicha oferta.

Validación de los resultados

Este proceso fue realizado con integrantes del grupo de autogeneración

(CFE, CRE, Pemex y Sener entre otros).

3 Sectores residencial, servicios y

agropecuario

�Supuestos

� Para el sector residencial, los combustibles relevantes (sustitu-

tos) considerados son el gas natural, el gas LP y la leña; en el caso

del sector servicios sólo se incluyen al gas natural y el gas LP.

� La demanda sectorial de combustibles se basa principalmente

en el crecimiento económico regional, expresado por el PIB total

en el caso del sector residencial, y por el PIB sectorial respectivo

en los sectores servicios y agropecuario.

� La demanda de gas LP para los sectores residencial y servicios

se calculó como la diferencia entre la proyección conjunta de gas

natural, gas LP y leña, en el caso del residencial, y las estimacio-

nes de la demanda futura de gas natural y leña.

� La estimación de las ventas en los sectores residencial y servi-

cios de gas natural se realizó para cada uno de los 21 distribuido-

res en operación, así como para las posibles zonas geográficas

(ZG) nuevas (Cuernavaca, Mérida, Pachuca-Tula y Veracruz).

� El consumo de leña se estimó relacionando su uso en los

hogares de cada estado con el grado de urbanización estatal.

�Especificación de los modelos

El modelo para estimar la demanda conjunta del sector residencial se

especificó de la siguiente manera:

donde:

TOTR: demanda regional conjunta de gas natural, gas LP y leña,

sector residencial

PIB: producto interno bruto real regional a costo de factores

P: población

PTOTR: precio promedio ponderado nacional del gas natural y

gas LP, sector residencial

INPC: índice nacional de precios al consumidor

T: año, 1993 = 1

i: subíndice de región

t: subíndice de año

ε: variable aleatoria

Esta especificación representa cinco ecuaciones, una para cada re-

gión. Éstas se estiman de manera simultánea, suponiendo que las

elasticidades con respecto al ingreso, a la población y al precio son

iguales en todas las regiones, mientras que se tiene una tendencia

diferente en cada una.

El resultado de la estimación se muestra en el cuadro 92. La elasticidad-

ingreso es de 0.37; que como se esperaba, refleja una relación inelástica:

al aumentar el ingreso 1% la demanda del combustible crece 0.37%, lo

cual se considera normal para productos de primera necesidad.

In (TOTR) it= α+β * In (PIB) it + δ * In (PTOTR/NPC) t +

λ * In (P) it + φ i * T t + ε it

Prospectiva d

el m

ercado

de g

as n

atu

ral 2004-2

013

131

Cuadro 92Resultados de la estimación del modelo de la demanda conjunta

de gas LP, gas natural y leña en el sector residencial

Fuente: IMP, con base en AMGN, Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

La elasticidad- precio de -0.08 sugiere que el signo negativo expresa

una relación inversa entre precio y demanda. La tasa de crecimiento,

negativa en todas las regiones excepto Centro-Occidente, representa

ahorro de energía por la mayor eficiencia de aparatos domésticos.

El porcentaje de los hogares que utiliza gas LP o gas natural se

estimó de la siguiente forma:

donde:

GAS: porcentaje de hogares que utilizan gas LP o gas natural

URB: porcentaje de la población estatal que vive en poblaciones

con más de 2,500 habitantes (zonas urbanas)

D: variable dicotómica correspondiente al estado

i: subíndice de estado

t: subíndice de año

ε: variable aleatoria

La elasticidad del uso de gas con respecto a la urbanización se estimó

en 1.7 con un estadístico t de 22.6 y una R2 de 0.97.

La cantidad promedio regional de leña que se consume en cada hogar

que no utiliza gas se calculó con base en las estimaciones del Balance

Nacional de Energía 2002.

In (GAS) it= α + β * In (URB) it + δ i * (D) it + ε it

Para la estimación de la demanda conjunta del sector servicios, la

especificación fue la siguente:

donde:

TOTS: demanda regional conjunta de gas natural y gas LP para el

sector servicios

PIBS: producto interno bruto real regional a costo de factores del

sector servicios

i: subíndice de región

t: subíndice de año

ε: variable aleatoria

No se incluyó la variable precio, porque no se encontró una depen-

dencia significativa entre la demanda de este sector y el precio. De

nuevo se tiene una ecuación por región, con una elasticidad-ingreso

común para todas y un intercepto diferenciado. Las ecuaciones se

estimaron de forma simultánea con resultados que se presentan en el

cuadro 93.

Se obtuvo una elasticidad-ingreso cercana a la unidad, como se espe-

raba obtener en sectores como éste, lo cual refleja un comportamien-

to prácticamente proporcional en los cambios de ambas variables.

In (TOTS) it= α i + β * In (PIBS) it + ε it

Variable Coeficientes Coeficientes diferenciados por regióncomunes Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Sureste R2 DW

Intercepto -3.83Estadístico t -5.67PIB 0.37Estadístico t 9.55P 0.45Estadístico t 9.52PTOTR/INPC -0.08Estadístico t -7.54T -0.04 -0.02 0.00 -0.02 -0.01Estadístico t -10.31 -10.23 -1.16 -5.38 -3.86

0.99 1.60

4 Sector autotransporte

�Objetivo

Proyectar la demanda de gas natural comprimido (GNC) del sector

autotransporte, para el periodo 2004-2013.

�Innovaciones

� Incorporación de expectativas generadas por planes de negocio

e inversión de cinco empresas distribuidoras a nivel nacional.

� Inclusión de efectos de normativos en el impulso y desarrollo

regional de dicho combustible.

� Elementos de valuación económica y financiera en la determi-

nación de las expectativas de dicho combustible.

Cuadro 93Resultados de la estimación del modelo de la demanda conjunta

de gas LP y gas natural en el sector servicios

Fuente: IMP, con base en AMGN, Banxico, CNA, CONAPO, CRE, INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.

Variable Coeficientes Coeficientes diferenciados por regióncomunes Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Sureste R2 DW

PIBS 0.92Estadístico t 3.50Intercepto -1.31 -0.67 -1.16 -1.05 -1.30Estadístico t -1.17 -0.52 -0.89 -0.68 -1.04

0.98 1.55

�Supuestos y limitaciones

� Las proyecciones se basan en dos tipos de enfoques: el de

expectativas; en el que se considera el mercado futuro de las

cuatro empresas con relación a sus planes de trabajo, negocio y

expansión; y el de efecto, que identifica el comportamiento e

influencia de cambios normativos, productivos y económicos sobre

esta base de elementos.

� La estimación se realiza utilizando el método de extrapolación

sobre los valores obtenidos por las empresas distribuidoras al

año 2007. Para ello se utilizaron datos de capacidad instalada,

numero de vehículos atendidos y el número de estaciones exis-

tentes y por operar.

Secreta

r¡a

de E

nergía

132

Factores de conversión133

anexo tres

Celdas Unidad base Factor de conversión Nueva unidadde cambio

1 millón de toneladas de petróleo 40.4 BTU (1012 unidades térmicas británicas)1 tonelada de petróleo crudo equivalente 41.868 Gigajoules (109 Joules)1 millón de toneladas de petróleo crudo equivalente 41.868 Petajoules (1015 Joules)1 tonelada métrica 7.33 barriles de petróleo1 barril de petróleo 5,000 pies cúbicos de gas natural1 millón de metros cúbicos de gas natural 0.9 miles de toneladas de petróleo crudo1 millón de pies cúbicos de gas natural 0.026 miles de toneladas de petróleo crudo1 metro cúbico de gas natural 8,460,000 Calorías (para efectos de facturación de gas seco)1 metro cúbico de gas natural 8,967,600 Calorías (con un factor de corrección calorífica de 1.06)1 metro cúbico de kerosina 8,841,586 Kilocalorías1 metro cúbico de gas de alto horno 8,825,000 Calorías1 metro cúbico de gas de coque 4,400,000 Calorías1 barril de combustóleo pesado 1,593,000 Kilocalorías1 barril de diesel* 1,469,600 Kilocalorías1 tonelada de coque de petróleo 7,465,500 Kilocalorías1 kilogramo de gas lp (mezcla nacional) 11,823.86 Kilocalorías1 kilogramo de gas lp (mezcla de importación) 11,917.3 Kilocalorías1 tonelada de bagazo 1,684,990 Kilocalorías1 tonelada de carbón 4,662,000 Kilocalorías1 tonelada de coque de carbón 6,933,000 Kilocalorías

Equivalencias energéticas

Equivalencias en volumen

* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo de diesel.

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

Celdas de cambio Unidad base Factor de conversión Nueva unidad

1 pie cúbico 1.03 MBTU de gas natural

1 BTU 1,055.056 Joules

1 BTU 252 Calorías

1 Caloría 4.1868 Joules

1 Kilocaloría 3.968254 BTU

1 petajoule (1x1015) 0.94708 miles de barriles de petróleo crudo equivalente

1 Gigajoule 239,000,000 Calorías

1 Petacaloría 132.76 megawatts

1 watt hora 3,600 Joules

Equivalencias energéticas

Secreta

ría

de E

nergía

134

Abreviaturas y siglas135

anexo cuatro

AMGN

BC

bpc

bpcd

BTU

CCNNPURRE

CFE

CNA

CONAE

CONAPO

CPG

CRE

Csf

DOE

DOF

EAU

EIA

EPNG

Gcal

GDF

GLP

GN

GNC

GNL

GWh

HSC

Ídem

IEA

IIE

IMP

INE

INEGI

Km

Km / l

LFC

Asociación Mexicana de Gas Natural

Baja California

Billones de pies cúbicos (1012 pies cúbicos)

Billones de pies cúbicos diarios (1012 pies cúbicos diarios)

Unidades Térmicas Británicas

Comité Consultivo Nacional de Normalización para la Preservación

y Uso Racional de los Recursos Energéticos

Comisión Federal de Electricidad

Comisión Nacional del Agua

Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

Consejo Nacional de Población

Centro Procesador de Gas

Comisión Reguladora de Energía

Costo, seguro, flete

Department of Energy (EUA)

Diario Oficial de la Federación

Emiratos Árabes Unidos

Energy Information Administration (EUA)

El Paso Natural Gas

Gigacaloría

Gobierno del Distrito Federal

Gas licuado de petróleo

Gas natural

Gas natural comprimido

Gas natural licuado

Gigawatts hora

Houston Ship Channel

El mismo, lo mismo

International Energy Agency

Instituto de Investigaciones Eléctricas

Instituto Mexicano del Petróleo

Instituto Nacional de Ecología

Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática

Kilómetros

Kilómetros por litro

Luz y Fuerza del Centro

Secreta

ría

de E

nergía

136

LSPEE

LN

mbpce

mm³d

Mmm³

Mmm³d

mmpcd

Mpcd

Mta

MW

n.a.

NOM

OCDE

OPEP

Pemex

PEP

PGPB

PIB

PIE

PPQ

PR

Sener

Siaspa

SNG

tmca

Tpce

TWh

UE

VPM

WTI

ZC

ZG

ZMVM

�

Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica

Logaritmo

Miles de barriles de petróleo crudo equivalente

Miles de metros cúbicos diarios

Millones de metros cúbicos

Millones de metros cúbicos diarios

Millones de pies cúbicos diarios

Miles de pies cúbicos diarios

Miles de toneladas anuales

Megawatts

No aplica

Norma Oficial Mexicana

Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos

Organización de Países Exportadores de Petróleo

Petróleos Mexicanos

Pemex Exploración y Producción

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Producto Interno Bruto

Productor Independiente de Energía

Pemex Petroquímica

Pemex Refinación

Secretaría de Energía

Sistema integral de Administración de la Seguridad

Sistema Nacional de Gasoductos

Tasa media de crecimiento anual

Toneladas de petróleo crudo equivalente

Terawatt hora

Unidades de energía

Ventas de Primera Mano

West Texas Intermediate

Zona conurbada

Zona geográfica

Zona Metropolitana del Valle de México

Pulgadas

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Referencias para larecepción de comentarios

139

Los interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular

consultas pueden dirigirse a:

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Dirección General de Planeación Energética

Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico

Secretaría de Energía

Tel. 5000 62 04 / 5000 60 00 extensiones 2208 y 1418

Fax. 5000 62 23

E-mail: prospectivas@energia.gob.mx prospectivas@energia.gob.mx prospectivas@energia.gob.mx prospectivas@energia.gob.mx prospectivas@energia.gob.mx

Esta primera edición de la Prospectiva del mercado de gas

natural 2004-2013, de la Dirección General de Planeación

Energética, Sener, se terminó de imprimir en .... de 2004 en

.... La producción editorial estuvo a cargo de Teresa Mira

Hatch y Elizabeth Barrera. Se tiraron 1,000 ejemplares.