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• Wicho Martinez

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PROCESAMIENTO, ALMACENAMIENTO Y TRANSPORTE DE GAS ●

1. ¿Qué hace?

¿Qué hace? ¿Cuáles son sus principales productos? ¿Cuáles son sus principales usos? La industria en el Mundo La industria en México 5.1 Historia 5.2 Infraestructura 5.3 Capacidad Instalada 5.4.1 Extracción 5.4.2 Producción 5.5 Ventas 5.6 Precios al público 5.7 Comercio exterior 5.8 Reservas 6. Referencias 1. 2. 3. 4. 5.

Gas Seco o Gas Natural Comercial GN Gas Licuado de Petróleo GLP

El gas natural es una mezcla de hidrocarburos simples compuesta principalmente de metano (CH4) y otros hidrocarburos más pesados; además también puede contener trazas de nitrógeno, bióxido de carbono, ácido sulfhídrico y agua. Dependiendo de su origen se clasifica en: •

•

●

ÍNDICE

El procesamiento del gas son los procesos industriales que transforman el gas natural extraído del subsuelo en: • •

●

Gas asociado: es el que se extrae junto con el petróleo crudo y contiene grandes cantidades de hidrocarburos como etano, propano, butano y naftas. Gas no asociado: es el que se encuentra en depósitos que no contienen petróleo crudo.

●

●

●

Hay dos formas principales de transportar gas seco (gas natural comercial) de los centros productores al mercado de consumo, por gasoductos o en forma de Gas Natural Licuado (GNL). Figura 1. Componentes del gas natural antes de ser procesado Metano CH4

Etano C 2 H6

Gas Natural extraído del subsuelo

Acido Sulfhídrico

H2 S Bióxido de Carbono CO2

Nitrógeno

N2

Pentanos C5H12 a C10H22

Propano C3H8

Butano C4H10

1

H2 O

Página

Agua

Figura 2. Etapas del procesamiento de gas natural FUENTES

Yacimiento de Petróleo Crudo + Gas asociado

ETAPA I. Separación.

Petróleo crudo Bióxido de carbono Gas amargo

Gas natural Yacimiento de Gas no asociado

ETAPA II. Endulzamiento. Separación de agua y gases ácidos, específicament e ácido sulfhídrico (H2S) y bióxido de carbono (CO2).

Gas ácido

ETAPA III. Recuperación de azufre. Separación del azufre a través de reacciones térmicas y catalíticas. El azufre como producto terminado se comercializa en el mercado.

Azufre Licuables del gas

Gas húmedo dulce Gas húmedo dulce

ETAPA IV. Recuperación de licuables. Separación de los hidrocarburo s líquidos mediante procesos criogénicos

Gas húmedo dulce

ETAPA V. Fraccionamiento de hidrocarburos. Los licuables del gas son separados en tres productos terminados para ser comercializados Etano

Etileno

Propano

Propileno

Naftas (gasolinas naturales)

Gasolinas naturales (naftas)

Gas seco Gas seco

Producto final

FUENTE: Elaboración propia con información de Petróleos Mexicanos

El GNL es procesado transportarse en forma líquida, este proceso denominado licuefacción consiste en someter el gas a temperaturas bajas y presiones altas produciendo con esto un líquido. A menudo una planta de licuefacción comienza con una o dos unidades de proceso (llamados trenes). Una vez que estos trenes tienen éxito, técnica y comercialmente, se agregan más trenes a un costo marginal más bajo, siempre que los recursos gasíferos a los que tiene acceso la planta sean suficientes. Después de la licuefacción, el gas es transportado en barcos especialmente diseñados. En el punto de destino el líquido es calentado para volverlo a un estado gaseoso en una terminal de regasificación.

Página

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

2

Ambos métodos de transporte, requieren capitales intensivos, con tiempos largos de construcción y por lo tanto requieren de un período considerable para recuperar la inversión inicial. Los gasoductos son más rentables a distancias cortas, sin embargo generan alta dependencia de quien consume con el que suministra.

Cuadro 1. Definiciones de Gas Definición

Gas Asociado

Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden decreciente de cantidad son el metano, etano, propano, butanos, pentanos y hexanos. Cuando se extrae de los pozos, generalmente contiene ácido sulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua como impurezas. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas, mediante el uso de solventes o absorbentes. Para poderse comprimir y transportar a grandes distancias es conveniente separar los componentes más pesados, como el hexano, pentano, butanos y propano y en ocasiones el etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas naturales o a los líquidos del gas natural, para lo cual se utilizan los procesos criogénicos. Gas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudo del yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) o gas en solución (disuelto).

Gas No Asociado

Es un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceite crudo a las condiciones de presión y temperatura originales.

Gas amargo

Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido sulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de los yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación.

Gas húmedo Gas seco Gas ácido

Gas dulce

Etano

Propano

Butano

Pentanos

Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es en cantidades tales que permite sus proceso comercial. Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso. Gas que contiene cantidades apreciables de ácido sulfhídrico, dióxido de carbono y agua. Se obtiene del tratamiento del gas amargo húmedo con bases fácilmente regenerables como son la mono y dietanolamina (MEA y DEA) que son utilizadas frecuentemente para este propósito. Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados de azufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtiene endulzando el gas natural amargo utilizando solventes químicos, solventes físicos o adsorbentes. Gas que en su estado natural es incoloro, inodoro e insípido, ligeramente más pesado que el aire. Su temperatura de condensación a presión normal es de -88.6º C. Sus límites de explosividad inferior y superior en el aire son 2.9 y 13.0 por ciento en volumen. Es el segundo miembro de la serie de las parafinas o alcanos. Su fórmula condensada es C2H6. Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural. Se usa como materia prima para la fabricación de etileno. Gas que cuando puro es incoloro e inodoro, más pesado que el aire. Su temperatura de condensación a la presión atmosférica normal es -42.5º C; sus límites inferior y superior de explosividad en el aire son 2.4 por ciento y 9.5 por ciento, respectivamente. Es el tercer miembro de la serie de parafinas o alcanos; su fórmula condensada es C3H8. Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural, de los condensados y de varios procesos de refinación, tales como la destilación atmosférica del petróleo crudo, la desintegración catalítica y la reformación de naftas. Gas que cuando es puro es incoloro e inodoro, más pesado que el aire; su temperatura de ebullición a la presión atmosférica normal es -0.5º C; sus límites inferior y superior de explosividad en el aire son 2.1 por ciento y 9.5 por ciento, respectivamente. Es el cuarto miembro de la serie de parafinas o alcanos; su fórmula condensada es C4H10. Hidrocarburos saturados de fórmula empírica C5H12, de los cuales son posibles tres isómeros. Líquidos incoloros, inflamables; solubles en hidrocarburos y éteres e insolubles en agua. Existen en las fracciones de más bajo punto de ebullición de la destilación del petróleo, de donde se obtienen.

FUENTE: SIE. Glosario de términos usados en el sector energético. SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016. Petróleos Mexicanos. Diccionario de Términos de Refinación

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Gas Natural

Página

Producto

2. ¿Cuáles son sus principales productos? • • • • • • • • • • • • •

Fibras textiles y resinas Envases de plástico Partes automotrices Cremas y perfumes Detergentes Líquido para frenos y amortiguadores Filtros y envolturas para cigarros Rollos fotográficos Tuberías Pinturas y esmaltes Cintas adhesivas Juguetes Partes automotrices

Gas Seco

Etano

• • • • • • • • • • • •

• • • • • • • • • •

Adhesivos y Pinturas Llantas Elástomeros Farmaceuticos y cosméticos Juguetes Bolsas Fibras textiles Teléfonos Resinas Poliuretanos Insecticidas Detergentes

Naftas (Gasolinas Naturales)

Fibras sintéticas Acrilicos Partes automotrices Teléfonos Pinturas y Esmaltes Tuberías Sacos para envasado de productos Juguetes Empaques Artículos domésticos

Propano

4

Fertilizantes nitrogenados Aditivos Anticongelante Fumigantes Desinfectantes Tintas Acabados textiles (ropa)

Página

• • • • • • •

3. ¿Cuáles son sus principales usos? El gas seco (gas natural comercial) se utiliza como: 1. Combustible en: a) Transporte (autobuses y taxis) b) Hogares (calentadores de agua, estufas, calefacción) c) Comercios (aire acondicionado, calentadores de agua, hornos) d) Industrias (sistema de calefacción, secado, generación de vapor, hornos) 2. Generación de energía eléctrica por medio de plantas de ciclo combinado CCC esta tecnología consiste en utilizar la combustión del gas natural y el vapor que producen los gases de escape para generar electricidad de manera complementaria.

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3. Materia prima en la elaboración de productos petroquímicos ya que de forma relativamente fácil y económica puede ser convertido a hidrógeno, etileno, o metanol, para fabricar diversos tipos de plásticos y fertilizantes.

Página

•

4. La industria en el Mundo Históricamente las reservas mundiales de gas natural, en la mayoría de los años, se han incrementado. Hasta finales de 2006, las reservas probadas de gas natural permanecieron prácticamente sin cambio, ya que reportaron un ligero ascenso de 0.7% respecto al año anterior para totalizar 6,405 billones de pies cúbicos (bpc) Mapa 1. Distribución regional de las reservas probadas de gas seco 2006 Billones de pies cúbicos

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016 .

Si bien, se pueden encontrar reservas de gas natural en todos los continentes, éstas se encuentran distribuidas en forma irregular. Los enormes campos gasíferos que contienen dos terceras partes (66.7%) de las reservas de gas natural en todo el mundo se encuentran en los países de Oriente Medio y Rusia. El gas natural está ganando importancia rápidamente en el mercado energético global, convirtiéndose en un combustible de usos diversificados, principalmente porque su combustión es eficiente y limpia, lo cual se ha generado un incremento en los ritmos de producción para satisfacer la demanda, incluso acelerando la incorporación de reservas en distintos países por el crecimiento de la extracción.

Página

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

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

Gráfica 1. Producción Mundial de Gas Seco, 2006 Millones de pies cúbicos diarios

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

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

Página

7

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

Cuadro 2. Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 2005 1 Posición

Compañía

País

Propiedad del Estado (%)

Propiedad de Privados (%)

Producción de gas (MMpcd)

50

50

53,135

1

Gazprom

Rusia

2

Exxon Mobil

Estados Unidos

-

100

9,251

3

BP

Reino Unido

-

100

8,424

4

NIOC

Irán

100

-

8,414

5

Royal Dutch/Shell Reino Unido /Holanda

-

100

8,263

6

Sonatrach

Argelia

100

-

8,152

7

Saudi Aramco

Arabia Saudita

100

-

6,721

8

Petronas

Malasia

100

-

5,113

9

Total Fina Elf

Francia

-

100

4,780

10

Chevron Texaco

Estados Unidos

-

100

4,233

11

ENI

Italia

-

100

3,762

12

PetroChina

China

90

10

3,681

13

Pemex

México

100

-

3,575

14

Repsol YPF

España

-

100

3,415

15

Conoco Phillips

Estados Unidos

-

100

3,337

NOTAS: El gas natural es clasificado por PIW como neto o producción comercial según el país. FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016 .

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El GNL se ha convertido en una opción competitiva para ofrecer el combustible cada vez a más países fuera de las regiones geográficas naturales, sobre todo hacia aquellos que representan los grandes mercados de consumo y que carecen de autoabastecimiento en su mercado interno, o que simplemente buscan la diversificación de suministro, a pesar de realizar importaciones por gasoductos o como alternativa para reducir la dependencia del petróleo al no poseer reservas.

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

A finales de 2006, se encontraban en operación 22 plantas de licuefacción en todo el mundo, tras la entrada en operación de la nueva planta de Darwin LNG en Australia, que comenzó a exportar GNL a principios del año hacia Japón. Considerando que hubo una expansión de un nuevo tren en la terminal de Bonny Island en Argelia, al último año existe una capacidad nominal de licuefacción de 413.5 millones de metros cúbicos (mmm3) de GNL por año, repartidos en 74 trenes de licuefacción. De acuerdo con esa capacidad de licuefacción se obtuvo un porcentaje de utilización promedio de 83.7% durante 2006. La capacidad total de almacenaje de GNL ascendió aproximadamente a 5,811 miles de metros cúbicos (mm3) distribuidos en 65 tanques, que representan casi seis días de la producción mundial de GNL. Al último año se registró la existencia de 57 plantas de regasificación en el mundo. En 2006 comenzaron operaciones seis terminales nuevas de regasificación: Sagunto en España, Aliaga en Turquía, Altamira en México, Guangdong en China y dos más en Japón, Mizushima y Sakai. Con dichos incrementos, se totaliza una capacidad instalada de regasificación de 544 miles de millones de metros cúbicos (mmmm3) por año de gas natural y una capacidad de almacenamiento 27,261 (mm3) de GNL con 283 tanques. Mapa 2. Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2006

Página

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

9

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016 .

Cuadro 3. Exportaciones de GNL y Consumo de GNL Exportaciones GNL País exportador de GNL 3 Qatar Indonesia Malasia Algeria Australia Nigeria Trinidad y Tobago Egipto Omán Brunei Emiratos Árabes Unidos Estados Unidos de América Libia

Consumo Gas Natural

MMMm

MMpcd

MMMm3

MMpcd

31.1 29.6 28.0 24.7 18.0 17.6 16.3 15.0 11.5 9.8 7.1 1.7 0.7

3,008.0 2,861.0 2,712.9 2,387.9 1,744.4 1,700.9 1,572.2 1,448.4 1,116.5 949.1 685.0 166.4 69.7

19.5 39.6 40.3 23.7 28.6 n.d. n.d. 28.7 n.d. n.d. 41.7 619.7 n.d.

1,886.7 3,831.4 3,899.1 2,293.0 2,767.1 n.d. n.d. 2,776.8 n.d. n.d. 4,034.6 59,957.5 n.d.

2,850.8

275,822.1

Total Mundial 211.1 20,422.5 FUENTE: BP. Statistical review of world energy, June 2007 Cuadro 4. Exportaciones de GNL y Consumo de GNL

MMpcd

MMMm3

Japón 81.86 7,920.2 84.6 Corea del Sur 34.14 3,303.1 34.2 España 24.42 2,362.7 33.4 EUA 16.56 1,602.2 620 Francia 13.88 1,342.9 45.2 Taiwán 10.2 986.9 11.9 India 7.99 773.1 39.7 Turquía 5.72 553.4 30.5 Bélgica 4.28 414.1 17 Reino Unido 3.56 344.4 90.8 Italia 3.1 299.9 77.1 Portugal 1.97 190.6 4.1 China 1 96.8 55.6 México 0.94 90.9 54.1 Puerto Rico 0.72 69.7 Grecia 0.49 47.4 3.2 República Dominicana 0.25 24.2 Total Mundial 211.08 20,422.5 2,850.8 FUENTE: BP. Statistical review of world energy, June 2007

MMpcd

8,185.3 3,308.9 3,231.5 59,986.6 4,373.2 1,151.4 3,841.1 2,951.0 1,644.8 8,785.1 7,459.6 396.7 5,379.4 5,234.3 309.6 275,822.1

10

MMMm3

Consumo de Gas Natural

Página

País importador de GNL

Importaciones GNL

Por el lado de los importadores son 17 los países que consumen el GNL, China y México se incorporaron a este grupo en 2006. Japón permanece, por mucho, como el mayor importador de GNL con un volumen de 7,902.2 mmpcd, seguido por Corea del Sur con 3,303.1 mmpcd y España con 2,362.7 mmpcd. Cabe señalar que, la tasa de crecimiento de las importaciones europeas en el último año fue de 14.2% y permaneció por encima de la tasa de crecimiento global de 11.8%, teniendo como resultado una participación de 27.2% del mercado de GNL, lo que demuestra el dinamismo de esta región en el comercio de GNL. Cuadro 5. Precio internacionales del gas natural, 1996-2006 Dólares por millón de British Thermal Units (Btu) Unión Japón Reino Unido EUA Europea Año Heren NBP Henry CIF Union CIF Index Hub

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

3.05 3.14 4.72 4.64 4.27 4.77 5.18 6.05 7.14 n.d.

2.26 1.80 3.25 4.15 3.46 4.40 4.56 6.28 8.77 n.d.

1.86 1.58 2.71 3.17 2.37 3.33 4.46 7.38 7.87 n.d

2.08 2.27 4.23 4.06 3.34 5.62 5.85 8.80 6.76 6.96

Canadá

México

Alberta

Cd. Pemex

Reynosa

1.42 2.00 3.75 3.60 2.58 4.82 5.03 7.26 5.83 n.d.

1.77 1.87 3.36 3.66 2.64 4.71 5.40 6.35 5.87 5.89*

1.99 2.15 3.72 4.03 3.03 5.14 5.83 6.79 6.32 6.34

FUENTE: BP. Statistical review of world energy, June 2007 CRE. Comisión Reguladora de Energía. Página de internet Cifra estimada*

Página

11

Los precios promedio de los diferentes mercados presentaron incrementos de manera generalizada, salvo en la región de Norteamérica. El precio del GNL en el mercado líder, el japonés, promedió 7.14 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), 1.09 dólares encima del año anterior. El mayor incremento entre 2005 y 2006, se presentó en el promedio de los países de la Comunidad Europea, alcanzando un precio de 8.77 US$/MMBTU, es decir, 2.49 dólares más que en 2005. El precio en el Reino Unido presentó un incremento 0.49 dólares, por lo que el índice Heren NBP (de sus siglas en inglés National Balancing Point), registró un valor de 7.14 US$/MMBTU. El Henry Hub, en Estados Unidos, registró una declinación considerable de 2.04 dólares, para promediar 6.76 US$/MMBTU. Asimismo, el precio en Canadá se ubicó 1.43 dólares por debajo del precio promediado en 2005.La región de Norteamérica es un mercado altamente liberalizado, donde los precios fluctúan en función de la oferta y la demanda. Tras la caída en la demanda hacia finales de 2005 y que se extendió en 2006, aunado al incremento en la oferta de gas, se generó una baja en los precios del hidrocarburo.

5. La industria en México 5.1.

Historia

A partir de 1995 se realizaron diversas reformas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, que permitieron la participación de la inversión privada en el sector del gas natural. En consecuencia, en este rubro no es un monopolio, sino que participa en un mercado abierto a la competencia. La reforma de 1995 buscaba maximizar los beneficios ligados a este combustible y desarrollar una infraestructura de gasoductos acorde con las necesidades del país. En esencia, dicha reforma permitió la participación privada en actividades que previamente estaban reservadas al Estado a través de Pemex, tales como el transporte, el almacenamiento, distribución por medio de ductos, así como el comercio exterior y comercialización de gas en territorio nacional. De conformidad con la visión de largo plazo de la industria de gas natural se introdujeron las reformas pertinentes a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del Petróleo y se expidió el Reglamento de gas natural, con el fin de brindar certidumbre jurídica a los inversionistas interesados en incursionar en el sector. A partir de la publicación del Reglamento de gas natural en 1995, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) inició la definición de las zonas geográficas de distribución y los procesos de licitación para otorgar permisos de distribución de gas natural en dichas zonas.

5.2.

Infraestructura

Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) cuenta con 10 complejos procesadores de gas, de ellos, en dichos complejos existe un total de 68 plantas de distintos tipos. Cuadro 6. Número de plantas por CPG en 2007

Plantas

De gas Arenque Burgos Cactus Ciudad Pemex La Venta Matapionche Nuevo Pemex Poza Rica Reynosa Área Total Coatzacoalcos

Recuperación de Líquidos

De condensados

1 10 4 2 2 1

2

4

Criogénicas

6

Recuperación de azufre

Total

Absorción

1 4 4 2 1 1 3 1

1 1 1

1 20

Fraccionamiento de líquidos

2 19

Notas: Área Coatzacoalcos= Pajaritos + Cangrejera + Morelos FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

1

2 1 1 2 8

5 2 2 2 1 1 14

3 5 22 8 1 5 1 43 2 5 68

12

Endulzamiento

Página

CPG

Mapa 3. Red de ductos y centros procesadores de gas.

FUENTE: SENER. Prospectiva de gas natural 2007-2016.

Pemex operaba 11 estaciones de compresión, de las cuales 10 son propiedad de PGPB y una de PEP, la estación Cd. Pemex. La capacidad de compresión instalada de Pemex tiene una potencia de 293,850 horse power (HP). Además, existe una capacidad de potencia de 137,510 HP de seis estaciones de compresión de privados. Las 17 estaciones de compresión acumularon una capacidad de transporte total de 431,360 HP

Noreste

Noroeste Centro-Occidente Sur-Sureste

Estación

Propiedad

Id

Potencia Instalada (Horse Power)

Gloria a Dios

Privada

1

14,300

El Sueco

Privada

2

6,160

El Caracol

Privada

3

48,000

Los indios

Privada

4

48,000

Ojo Caliente

PGPB

1

4,320

Santa Catarina

PGPB

2

9,400

Chávez

PGPB

3

3,330

Los Ramones

PGPB

4

21,250

Estación 19

PGPB

5

23,700

Naco

Privada

5

14,300

Valtierrilla

PGPB

6

4,700

Huimilpan

Privada

6

6,750

Cempoala

PGPB

7

55,000

Página

Región

13

Cuadro 7. Estaciones de compresión de gas natural

Región

Estación

Propiedad

Id

Potencia Instalada (Horse Power)

Lerdo

PGPB

8

55,000

Chinameca

PGPB

9

55,000

Cárdenas

PGPB

10

55,000

Cd. Pemex

PEP

1

7,150

PGPB

10

286,700

PEP

1

7,150

11

293,850

6

137,510

17

431,360

Total compresión

PEMEX Privados TOTAL FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

Existen en México 15 interconexiones con Estados Unidos, de las cuales ocho pertenecen a sistemas aislados a los que no puede llegar la producción nacional, y las siete restantes los ductos de Gulf Terra, Kinder Morgan, Tetco y Tennessee, pueden ser utilizados en forma bidireccional para exportar un volumen máximo de gas de 750 mmpcd hacia el sur de Texas. Mapa 4. Puntos de Interconexión de gas natural con Estados Unidos.

Página

La importación del Gas Natural Licuado (GNL) en México comenzó durante agosto de 2006 cuando se recibió el primer cargamento de GNL proveniente de Nigeria en la Terminal de GNL en Altamira. La operación comercial de la terminal comenzó el día 30 de septiembre de 2006, y el gas es utilizado únicamente por la CFE para generar electricidad, como resultado de una estrategia de diversificación de la producción nacional y una reducción de la dependencia del gas proveniente de gasoductos de los Estados Unidos.

14

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

Mapa 5. Terminal de Gas Natural Licuado.

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

Existen otros proyectos considerados como potenciales, que podrían consolidarse si se dan las condiciones suficientes para su desarrollo, con probable ubicación en Lázaro Cárdenas (Michoacán), Manzanillo (Colima), Puerto Libertad (Sonora), Topolobampo (Sinaloa) y una terminal costa afuera frente al Estado de Tamaulipas de la empresa El Dorado-Tidelines, este último proyecto asociado a un proyecto de transporte y de almacenamiento subterráneo. Mapa 6. Proyectos de terminales de GNL en México Qatar

Nigeria

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

Página

15

Egipto

En nuestro país la infraestructura de transporte de gas natural está integrada principalmente por el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y el sistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a Pemex Gas y Petroquímica Básica, así como gasoductos fronterizos en las regiones Noreste y Noroeste, algunos conectados al SNG y otros aislados, estos últimos son propiedad de privados. El SNG cuenta con una extensión de 8,704 km de longitud y pasa por 18 estados de la República, mientras que el sistema aislado de Naco-Hermosillo se extiende con una longitud de 339 km y está conectado al sur del estado de Arizona en Estados Unidos. Actualmente se permite la participación de la inversión privada en el sector del gas natural. Cuadro 8. Permisos de transporte y distribución de gas natural vigentes a 2007 . Permisos

Número

Longitud

Capacidad

Kilómetros

MMpcd

Permisos de Distribución

22

27,818

Permisos de Transporte

158

12,426

18,268.8

20

11,501

12,628.9

2

9,043

5,216.9

18

2,458

7,412.0

138

925

5,639.9

Permisos de Acceso abierto PGPB Privados Permisos de usos propios

TOTAL 180 40,244 FUENTE: CRE. Datos proporcionados por la Comisión Regulador de Energía.

Hoy, PGPB transporta el gas natural a los grandes consumidores, así como a la entrada de las ciudades, mientras que la distribución al interior de éstas, en la mayoría de los casos, está a cargo de empresas privadas de distribución. Las empresas que han recibido permisos de distribución en diversas zonas geográficas del país por parte de la CRE, cuentan con sus propios gasoductos. El consumo regional de gas natural está estrechamente relacionado con la distribución de la infraestructura, así como con la ubicación de los centros industriales, actividades petroleras, puntos de generación de electricidad y concentración poblacional. Estos factores son los que principalmente han desarrollado el mercado de gas natural en México.

Página

16

Cabe señalar que, sólo ocho estados de la República Mexicana no presentan consumos de gas natural, los cuales son Baja California Sur, Colima, Guerrero, Morelos, Nayarit, Quintana Roo, Sinaloa y Zacatecas. Existen cinco zonas regionales de mercado: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste.

Cuadro 9. Zonas geográficas de distribución de gas natural y Empresa permisionaria Zona geográfica 1

Mexicali

2

Piedras Negras

3

Chihuahua

4

Empresa permisionaria

Usuarios 2006

Longitud

2007

Fecha de otorgamiento

(km)

Ecogas México (antes Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, S. de R.L. de C.V.) Compañía Nacional de Gas, S.A. de C.V.

11,778

11,531

403

27 de septiembre de 1996

18,610 60,176

Hermosillo

Ecogas México (antes DGN Chihuahua, S. de R.L. de C.V.) Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V.

17,501

336

20 de marzo de 1997

58,094

1,168

20 de mayo de 1997

15,128

15,081

505

9 de junio de 1997

5

Saltillo

6

Toluca

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Saltillo

67,181

69,217

656

20 de junio de 1997

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Toluca

21,539

20,731

595

3 de septiembre de 1997

7

Monterrey

Compañía Mexicana de Gas, S.A. de C.V.

7

Monterrey

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Monterrey

19 de septiembre de 1997

8

Nuevo Laredo

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Nuevo Laredo

56,284

64,107

921

659,143

663,111

7,239

24 de abril de 1998

31,741

32,036

366

17 de noviembre de 1997

9

Ciudad Juárez

Gas Natural de Juárez, S.A. de C.V.

179,545

194,267

1,828

2 de diciembre de 1997

10

Río Pánuco

Tractebel GNP, S.A. de C.V.

37,847

40,396

335

19 de diciembre de 1997

11

Tamauligas, S.A. de C.V.

23,070

21,737

861

27 de marzo de 1998

154,080

160,692

3,517

3 de septiembre de 1998

4

5

95

5 de octubre de 2006

13

Norte de Tamaulipas CuautitlánTexcoco-Hidalgo CuautitlánTexcoco-Hidalgo Distrito Federal

265,807

276,548

2,619

14 de septiembre de 1998

14

Querétaro

Tractebel Digaqro, S.A. de C.V.

56,477

57,104

613

10 de diciembre de 1998

15

El Bajío

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Bajío

41,326

41,535

788

15 de enero de 1999

16

Ecogas México (antes DGN de La Laguna-Durango, S. de R.L. de C.V.) Distribuidora de Gas de Occidente, S.A. de C.V.

28,703

25,972

1,030

18 de junio de 1999

17

La LagunaDurango Cananea

4,617

4,501

120

8 de agosto de 1999

18

Bajío Norte

Gas Natural México, S.A. de C.V. - Bajío Norte

34,394

33,921

719

2 de febrero de 2000

19

Puebla-Tlaxcala

Natgasmex, S.A. de C.V.

51,836

58,751

919

28 de febrero de 2000

20

Guadalajara

Tractebel DGJ, S.A. de C.V.

18,042

21,391

2,185

21 de julio de 2000

12 12

Consorcio Mexi-Gas, S.A. de C.V. Distribuidora de Gas Natural México Comercializadora Metrogas, S.A. de C.V.

FUENTE: CRE. Datos proporcionados por la Comisión Regulador de Energía.

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

Página

17

Mapa 7. Regionalización del mercado de gas natural

5.3.

Capacidad Instalada

Cactus, Ciudad Pemex y Nuevo Pemex son los complejos más grandes de PGPB, en ellos se lleva a cabo la mayoría (91.7%) del endulzamiento de gas amargo; 69.4% del procesamiento del gas dulce (recuperación de líquidos) y casi toda la recuperación de azufre ( 95.1%). Cuadro 10. Capacidad de las plantas por CPG en 2007 Plantas CPG

Endulzamiento

Recuperación de Líquidos

De condensados Mbd

De gas MMpcd

Criogénicas

Burgos Cactus Ciudad Pemex

1,960 1,290

48

La Venta Matapionche Nuevo Pemex Poza Rica

109 880 230

Recuperación de azufre

Mbd

MMpcd

Absorción

MMpcd

34

Arenque

Fraccionamiento de líquidos

96

33 800 1,275 915 182 125 1,550 290

0.7 18 104

350

Reynosa

222 5,392

Área Coatzacoalcos

4,503 144 Área Coatzacoalcos= Pajaritos + Cangrejera + Morelos FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional. Total

350

108.2 50.0 3.4 50.0 6.3

208 22 18 217 587

0.4 219.0

En el caso de los gasoductos los 15 puntos de interconexión con Estados Unidos a diciembre de 2006 una capacidad máxima de transporte de aproximadamente de 3,274 mmpcd para importar gas, considerando las capacidades contratadas en base firme e interrumpible en cada punto de interconexión. Ocho de estas interconexiones pertenecen a sistemas aislados a los que no puede llegar la producción nacional, y de los siete restantes los ductos de Gulf Terra, Kinder Morgan, Tetco y Tennessee, pueden ser utilizados en forma bidireccional para exportar un volumen máximo de gas de 750 mmpcd hacia el sur de Texas. Cuadro 11. Capacidad en los puntos de intercambio de México 2006 Importación

1

Tijuana

B.C.

2

Mexicali

B.C.

3

Los Algodones

B.C.

4

Naco

Son.

5

Naco-Agua Prieta

Son.

Capacidad Máxima MMpcd

300 29 500 130 215

Propiedad

Capacidad Máxima MMpcd

Propiedad

Sistema aislado Particular

Sistema aislado Sistema aislado Sistema aislado Sistema aislado

18

Entidad Federativa

Página

Punto de intercambio en México

Exportación

Importación Punto de intercambio en México

Entidad Federativa

6

Agua Prieta

Son.

7

Ciudad Juárez

Chih.

8

Chih.

9

San Agustín Valdivia Piedras Negras

Coah.

10

Ciudad Mier

Tamps.

11

Argüelles

Gulf Terra

Tamps.

12

Argüelles

Kinder Morgan

Tamps.

13

Reynosa

Tetco

Tamps.

14

Reynosa

Tennessee

Tamps.

15

Reynosa

Río Bravo

Tamps.

Capacidad Máxima MMpcd

TOTAL

85 80 312 38 425 50 260 150 350 350 3,274

Propiedad

Particular

Exportación Capacidad Máxima MMpcd

Propiedad

Sistema aislado

Sistema aislado PGPB PGPB PGPB PGPB PGPB

50 250 150 300

PGPB PGPB PGPB PGPB

PGPB

750

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

5.4.

Extracción y Producción.

Cuadro 12. Regiones de extracción de Gas Natural en México.

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.

Región Marina Noreste • Se localiza en el sureste de la República Mexicana, en aguas territoriales nacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. Abarca una superficie de 166 mil kilómetros cuadrados, e incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México.

Región Marina Suroeste • Se ubica en aguas territoriales de la plataforma y talud continental del Golfo de México. Su superficie es de 352,390 kilómetros cuadrados y está limitada en la porción continental hacia el sur por los estados de Veracruz, Tabasco y Campeche, por la región Marina Noreste hacia el Este, al Norte por las líneas limítrofes de aguas territoriales nacionales, y al Oeste por la región Norte.

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

Página

• 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.

19

Región Sur

5.4.1.

Extracción

Desde 2002 se mantiene una tendencia creciente en la producción de gas natural, que permitió alcanzar un volumen de 6,058 MMpcd en 2006, 13.1% mayor que en el año previo. La producción de gas asociado representó el 56.9% con una producción de 3,445 MMpcd mientras que la producción de gas no asociado fue de 2,613 MMpcd representando el 43.1% de la producción nacional. La producción de gas asociado aumentó 11.5% y la producción de gas no asociado aumentó 15.3% respecto a la producción de 2006. Gráfica 2. Extracción de gas natural 1995-2007 Millones de pies cúbicos diarios

Gas no asociado 6,058

Gas asociado 5,356

4,195 3,759 717

4,467 837

605

4,791 4,791 4,679

4,511 4,423 4,498 4,573

4,818 2,613

1,087 1,265 2,266 1,299 1,272 1,864 1,379 1,563 1,305

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

3,631 3,703 3,526 3,380 3,239 3,118 3,119 3,010 2,954 3,090 3,445 3,154 3,478

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

La región con una mayor participación en la producción nacional durante el 2007, fue la región Norte que participa con el 42.4% de la producción nacional. Esta región ha participado con más del 30% de la producción desde el 2004 y su participación ha ido en aumento desde 1995.

Página

20

Las regiones marinas en conjunto han mantenido su participación en un 34% mientras que la Región Sur ha tenido una disminución en su participación en la producción nacional desde 1995, en ese año participó con el 48.7% mientras que en 2007 su participación fue de 22.3% de la producción nacional.

Gráfica 3. Extracción de gas natural región 1995-2007 Millones de pies cúbicos diarios 6,058 5,356

4,195 3,759

643

4,467 773

4,791 4,791 4,679 1,038 1,224 1,266

4,511 4,423 4,498 4,573

4,818 2,556 2,228

1,238 1,268 1,347 1,528 1,835

548 1,353 2,067 1,996 1,857 1,990 2,046 1,352 1,743 1,704 1,630 1,495 1,400 1,832

820

736

621

581

603

655

686

648

737

794

831

940

947

928

920

1,157

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

981

547

582

640

1996

1997

1,009 1,000

832

1995

922

1998

993 856

Región Norte

Región Sur

Región Marina Suroeste

Región Marina Noreste

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

La región con una mayor participación en la producción de gas asociado es la región Sur con el 33.8% seguida de la región marina Noreste con el 33.6%. El activo que participa con una mayor producción de gas asociado es Cantarell con el 27.4% de la producción de gas asociado y el 81.7% de la producción de la región a la que pertenece este activo.

Página

21

En cuanto a la producción de gas no asociado, la región con una mayor participación en la producción de este gas es la región Note con el 92.8% y el activo con mayor producción es Burgos con el 54% de la producción de gas no asociado y con el 58.2% de la producción de la región Norte.

Gráfica 4. Extracción de gas natural por tipo, región y activo integral 2007 Millones de pies cúbicos diarios 1,411.8 944.9

920.8

Región Marina Suroeste

Región Sur

Gas asociado

91.7

Veracruz

Samaria-Luna

Región Norte

183.2

Poza Rica-Altamira

0.0

Burgos

5.6

Macuspana

0.9

Cinco Presidentes

Samaria-Luna

Muspac

Región Sur

Poza Rica-Altamira

130.8

39.9

Veracruz

310.9

239.6

Bellota-Jujo

Cinco Presidentes

Litoral de Tabasco

55.8

Abkatún-Pol Chuc

Ku-Maloob-Zaap

Cantarell

212.2

Región Marina Noreste

517.6

448.4

Macuspana

544.2

Región Norte

Gas no asociado

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

Los activos con una mayor participación en la producción nacional de gas, durante 2007, fueron Burgos, Cantarell y Veracruz, que en conjunto aportaron el 54% de la producción total. Gráfica 5. Extracción de gas natural por activo 2007 Porcentaje del total

Otros 16%

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

Veracruz 15%

22

Cantarell 16%

Página

Muspac 5% Litoral de Tabasco 7% SamariaLuna 9% AbkatúnPol Chuc 9%

Burgos 23%

Mapa 8. Extracción de gas natural por región 2007 Millones de pies cúbicos diarios

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016.

5.4.2.

Producción

La producción de gas seco en los Centros Procesadores de Gas de PGPB fue de 3,546 MMpcd, cantidad 3% superior a la del año 2006. Gráfica 6. Producción de Gas Seco 1995-2007 Millones de pies cúbicos diarios 3,445 3,546

23

2007

2006

2005

2004

2003

Página

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

2,376

3,029 3,144 3,147 2,916 2,799 2,816 2,709 2,791 2,804 2,615

La oferta de gas seco fue de 5,352.6 MMpcd, cantidad 4.2% superior a la del año 2006. Esta oferta se compone de la producción de gas seco en los Centros procesadores la cual representó el 66.3% de la oferta, el gas seco que se extrae directamente de los campos 24.9%, el gas que se importa del exterior 7.2% y el etano que se inyecta a ductos de gas seco el 1.6%. Cuadro 13. Oferta de Gas Seco 2007 Millones de pies cúbicos diarios Variación anual

2006

2007

5,135.9

5,352.6

4.2%

100.0%

3,444.5

3,546.4

3.0%

66.3%

87.4

87.0

-0.4%

1.6%

1,152.2

1,333.6

15.7%

24.9%

450.9

385.6

-14.5%

7.2%

0.9

N/D

5,119.0

5,342.3

4.4%

100.0%

2,129.9

2,127.6

-0.1%

39.8%

1,867.0

1,859.2

-0.4%

1,295.1

1,253.4

-3.2%

67.4%

Refinación

279.5

282.4

1.1%

15.2%

Petroquímica

292.0

322.9

10.6%

17.4%

0.5

0.5

4.8%

0.0%

262.9

268.4

2.1%

32.7

138.7

323.6%

2.6%

2,955.2

3,076.1

4.1%

57.6%

Sector eléctrico

1,666.2

1,751.7

5.1%

56.9%

Sector industrial - distribuidoras

1,155.9

1,185.4

2.6%

38.5%

133.1

139.0

4.5%

4.5%

1.2

0.1

16.9

10.3

Concepto Origen Producción Etano a ductos de gas seco Directo de campos Importación Otras corrientes suplementarias Destino Consumo Pemex

Ventas a otros organismos Exploración y producción

Corporativo

Autoconsumo PGPB Exportación Ventas internas

Sector autogeneración Empaque Diferencia estadística

Participación % 2007

100.0% 87.4%

100.0%

12.6% 100.0%

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

Página

24

La producción de gas seco de los Centros Procesadores de Gas entre 1995 y 2007 tuvo una tasa de crecimiento promedio anual de 3.4%, la producción de gas importado un aumento del 6.9% mientras que la producción que proviene directamente de campos de gas seco tuvo un crecimiento promedio anual de 17.6% en el mismo periodo.

Gráfica 7. Oferta de Gas Seco 1995-2007 Millones de pies cúbicos diarios 6,000 5,000

Otras corrientes suplementarias

4,000

Etano a ductos de gas seco

Importación Directo de campos

3,000 2,000

Producción

1,000

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

1998

1997

1996

1995

0

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

5.5.

Ventas

Las ventas de gas natural de Pemex aumentaron 4.1% respecto al año anterior, el sector que tuvo el mayor crecimiento fue el eléctrico con el 5.1%. La ventas aumentaron en promedio cada año, 6.4% respecto a las ventas del 1995 y el mayor crecimiento también fue el del sector eléctrico con un crecimiento promedio anual del 11.1%. Gráfica 8. Volumen de las ventas totales de Pemex por sector 1995-2007 Millones de pies cúbicos diarios

2,425

2,955

3,076

2,632

1,185

2004

1,073

1,156

1,185

2007

1,138

1,752

2006

1,132

1,666

2005

1,572

2003

1,420

1,049

1,082

1,149

1,194

1,190

984

Sector eléctrico

1999

2000

2001

Sector industrial-distribuidoras Gas natural (MMpcd) *

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

25

969

Página

492

Sector autogeneración

1,483

1,010

494

1998

871

1997

705

538

1996

639

1,293

2002

2,061 1,993

1995

1,620 1,464 1,541

1,789 1,899

2,621

2,756

Gráfica 9. Valor de las ventas totales por sector 1995-2007 Miles de millones de pesos 79.0 69.2

75.4

78.9

16

14

45

30

30

30

31

2007

6 10

42

2006

5 9

45

2005

2003

4 8

5.2

39

2004

20

3 7

2001

16

23

2000

15

13.2

1999

15

12.6

1998

12

10.0

15.6

1997

30.3

1996

28.9

1995

27.6

2002

51.2

31

Sector industrial-distribuidoras Sector eléctrico Sector autogeneración

Gas natural

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

En la estructura porcentual de las ventas de Pemex por sector de 2007 se tiene que 56.9% de los requerimientos totales se destinaron al sector eléctrico, 38.5% para actividades industriales y distribuidoras y el resto para autogeneración. El mayor comprador de gas de Pemex durante 2007 fue la Comisión Federal de Electricidad (CFE) con 1.2 miles de millones de pies cúbicos diarios. Gráfica 10. Volumen de las ventas totales por sector y comprador 2007 Millones de pies cúbicos diarios

1,164 872 531 313

57

CFE

IPP Sector eléctrico

Cía. de Luz

139 Industrial

Distribuidoras

Sector industrial-distribuidoras

Sector autogeneración

Página

Durante 2007, Pemex recibió por sus ventas de gas natural 78.9 miles de millones de pesos de los cuales CFE contribuyó con 29.7 mil millones de pesos lo que representa 37.6% de las ventas totales de Pemex.

26

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

Gráfica 11. Valor de las ventas totales por sector y comprador 2007 Millones de pesos 29,704 22,568 13,525 8,093 3,580

1,463 CFE

IPP

Cía. de Luz

Sector eléctrico

Industrial

Distribuidoras

Sector industrial-distribuidoras

Sector autogeneración

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

5.6.

Precios

Gráfica 12. Precios de venta al público del gas natural 1997-2007 Pesos de 2007 por mil pies cúbicos de gas natural 120 100 80 60 40 20 0 1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Página

En cuanto a los precios al consumidor final, el gas natural seco mostró un aumento durante 2003-2005 y los últimos dos años ha disminuido su precio en 22.2 pesos teniendo una disminución del 18.8% en 2006 y del 3.4% en 2007.

27

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

5.7.

Comercio exterior

La Balanza Comercial de gas natural para Pemex fue deficitaria en 247 millones de pies cúbicos diarios, sin embargo, al compararla con el 2006 se puede observar que el déficit fue 41% menor al del 2006. Gráfica 13. Balanza comercial de gas natural Millones de pies cúbicos diarios

-151

-8 -106 -208

-247

-267 -456 -588

2005

2004

2003

2002

2001

2000

-757 -766

1999

1998

1997

1996

Exportación Importación

1995

-418

2007

-65

2006

-47

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

Los puntos por los que ingresaron la mayor cantidad de las importaciones de gas natural (84.6%) fueron el de Ciudad Juárez, Chihuahua con el 53.6%, el de Monterrey, Nuevo León con el 16.1% de las importaciones y el de Río Bravo, Tamaulipas con el 14.8% de las importaciones. Gráfica 14. Valor de las importaciones por punto de internación 2007 Millones de dólares 517

Cd. Juárez, Chih.

161

Monterrey, N.L.

146

Rio Bravo, Tamps.

90

Naco, Son.

53

Reynosa, Tamps.

28

Rosarito, B. C.

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

28

0

Página

Piedras Negras, Coah.

5.8.

Reservas

Cuadro 14. Clasificación de Reservas de Gas Natural

3p

• Volumen de hidrocarburos cuya formación geológica y de ingeniería sugiere que es segura su recuperación comercial que las reservas probables. De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, la suma de reservas probadas, probables, más posibles tendrá al menos una probabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas serán iguales o mayores.

Reservas posibles

Reservas 2p probables

1p

• Son aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información geológica y de ingeniería de yacimiento sugiere que son más factibles de ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50% de que las cantidades a recuperar serán iguales o mayores que la suma de las reservas probadas más probables • Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condiciones atmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería se estima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables a partir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulaciones gubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probada desarrollada y la reserva probada no desarrollada.

Reservas probadas

FUENTE: SENER. Prospectiva de Gas Natural 2007-2016 . Gráfica 15. Reservas por tipo 1995-2007 Billones de pies cúbicos 90 80 70 60

Reservas posibles

50 40

Reservas probables

30 20

Reservas probadas

10

2008

2007

2006

2005

29 Página

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

2004

2003

2002

2001

2000

1999

0

Al 1 de enero de 2008, las reservas totales remanentes (3P) de gas natural ascendieron a 61,358.5 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc). De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, en la región Norte se ubica 61.2% del total de las reservas, 16.6% en la región Sur, 13.5% en la región Marina Suroeste y 8.8% en la región Marina Noreste. Gráfica 16. Reservas por región 1995-2007 Billones de pies cúbicos 90 80

Región Marina Suroeste

70

Región Marina Noreste

60 50

Región Sur

40 30

Región Norte

20 10

2008

2007

2006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

1999

0

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

Las reservas totales del país disminuyeron 2.7% respecto a 2006, esto se debe a que las reservas probadas y posibles disminuyeron 4.6% y 3.7% respectivamente, y aunque las reservas probables aumentaron lo hicieron en 0.4%. Por regiones se puede ver que las reservas aumentaron respecto a 2006 en la región Marina Suroeste 3.9%, pero en las otras regiones Norte, Sur y Marina Noreste disminuyeron en 3.5%, 2.8% y 5.8%. El aumento en la región Marina Suroeste se debe a que las reservas probadas del activo Litoral de Tabasco pasaron de 1431 MMMpc a 1695 MMMpc, lo que representa un crecimiento del 18.5% respecto a 2006 y las reservas probables de esta región tuvieron un crecimiento del 29.8% (En el activo Abkatún Pol-Chuc 117.9% y en el activo Litoral de Tabasco 15.1%)

Página

30

Las reservas probadas aumentaron también en los activos Cinco Presidentes (Región Sur) y Ku Maloob Zaab (Región Marina Noreste) en 49.1% y 0.9%, respectivamente. Las reservas probables aumentaron en los activos Veracruz (Región Norte) y Bellota – Jujo (Región Sur) en 157% y 67.4%, respectivamente. Y las reservas posibles aumentaron en la Región Sur y en la Región Marina Noreste en 5.2% y 18.1%, respectivamente.

Gráfica 17. Reservas por región, por activo y por tipo al 1° de enero de 2008. Miles de millones de pies cúbicos

31,392 Reservas probadas Reservas probables Reservas posibles

6,229

Región Norte

37,546

2,138

Activo Abkatún Pol-Chuc

2,041

Activo Litoral de Tabasco

526

Activo I. Ku - Maloob -Zaap

1,441

Activo I. Cantarell

3,245

1,923

Activo Cinco Presidentes

2,719

Activo Macuspana

Activo Samaria - Luna

Activo Veracruz

Activo Integral Burgos

Activo I. Poza Rica-Altamira

1,208

Activo Muspac

3,552

Activo Bellota - Jujo

4,946

Región Sur

Región Marina Noreste

Región Marina Suroeste

10,160

5,383

8,269

FUENTE: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

Petróleos Mexicanos. Glosario de términos usados en la Industria Petrolera. Petróleos Mexicanos. Diccionario de Términos de Refinación BP. Statistical review of world energy, June 2007 CRE. Comisión Reguladora de Energía. Portal de internet SENER. Prospectiva de gas natural 2007-2016. PEMEX. Portal de internet.

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Referencias