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
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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
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nergía
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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
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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.
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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.
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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
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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.
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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.
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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.
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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.
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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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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
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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
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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.
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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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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
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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.
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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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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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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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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
Prospectiva d
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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
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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).
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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.
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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 - - - - - - - - - - - -
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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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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
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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
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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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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
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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.
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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.
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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
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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
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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.
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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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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.
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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
$5.00
$4.00
$3.00
$2.00
$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
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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
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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
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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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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
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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
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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
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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.
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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
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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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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%).
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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
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�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
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�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.
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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)
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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.
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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
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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
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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.
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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).
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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.
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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.
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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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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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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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ral 2004-2
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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.
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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.
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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
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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
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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.
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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
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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.
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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
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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
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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
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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
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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
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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.
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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
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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
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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
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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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www.gasnaturalmexico.com.mx
www.gnc.org.ar
www.enrgas.gov.ar
www.amgn.org.mx
Referencias para larecepción de comentarios
139
Los interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular
consultas pueden dirigirse a:
Responsable de la publicación
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: [email protected] [email protected] [email protected] [email protected] [email protected]
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.