Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012- 2026 - Secretaría de ...

Prospectiva del Mercadode Gas Natural2012 - 2026

2PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026

SECRETARÍA DE ENERGÍAProspectiva del Mercado de Gas Natural2012-2026México, 20123

4PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026

SECRETARÍA DE ENERGÍAS e c r e t a r í a d e E n e r g í aJordy Hernán Herrera FloresSecretario de EnergíaVerónica Irastorza TrejoSubsecretaria de Planeación y Transición EnergéticaIan Sergio Malo BolívarSubsecretario de ElectricidadMaría de la Luz Ruiz MariscalOficial MayorXimena Fernández MartínezDirectora General de Planeación e Información EnergéticasHéctor Escalante LonaDirector General de Comunicación Social5

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Responsables de la elaboración de Prospectivas ycontacto:Ximena Fernández MartínezDirectora General de Planeación e Información Energéticas(xfernandez@energia.gob.mx)Juan Ignacio Navarrete BarbosaDirector de Integración de Prospectivas del Sector(jnavarrete@energia.gob.mx)José Alfredo Ontiveros MontesinosSubdirector de Integración de Política Energética(jontiveros@energia.gob.mx)Guillermo Sánchez LiévanoSubdirector de Políticas de Combustibles(gsanchez@energia.gob.mx)Fabiola Rodríguez BolañosJefa del Departamento de Política Energética(frodriguez@energia.gob.mx)Erika Yazmin Jaime BuenrostroJefa del Departamento de Programas Sectoriales(ejaime@energia.gob.mx)En la portada: Terminal de gas natural licuado KMS, Manzanillo, Colima.Diseño de portada: Jorge Magaña Salgado (Jefe del Departamento de Diseño Gráfico) yVerónica Liliana Martínez Luna (Diseñadora Gráfica de Comunicación Social).2012. Secretaría de Energía6

SECRETARÍA DE ENERGÍAAgradecimientosAgradecemos la participación de los siguientes organismos y áreas para la integración y revisiónde esta prospectiva:Comisión Federal de ElectricidadComisión Reguladora de EnergíaEnergía Costa AzulGas del LitoralGas Natural México de MonterreyGazelInstituto Mexicano del PetróleoPEMEX CorporativoPEMEX Exploración y ProducciónPEMEX Gas y Petroquímica BásicaPEMEX PetroquímicaPEMEX RefinaciónSecretaría de Hacienda y Crédito PúblicoDirector General de Transformación Industrial de HidrocarburosUnidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de EnergíaCoordinación de Asesores de la Subsecretaría de Planeación y Transición Energética7

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SECRETARÍA DE ENERGÍAÍndicePresentación 15Introducción 17Resumen ejecutivo 19Capítulo 1. Panorama internacional del mercado de gas natural 231.1. Reservas mundiales de gas natural, 2011 231.2. Oferta mundial de gas natural, 2011 261.2.1. Producción mundial de gas natural, 2011 261.2.2. Comercio internacional de gas natural, 2011 301.2.3. Almacenamiento de gas natural, 2010 371.3. Demanda mundial de gas natural 381.4. Precio internacional del gas natural, 2011 411.5. Mercado prospectivo de gas natural, 2010-2035 441.5.1. Demanda mundial de gas natural, 2009-2035 451.5.2. Oferta mundial de gas natural, 2010-2035 471.5.3. Comercio mundial de gas natural, 2010-2035 502. Capítulo2.1.Marco regulatorio de la industria de gas naturalMarco jurídico básico de la industria de gas natural53532.2. Marco Constitucional2.3. Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo53542.4. Principales atribuciones de la Secretaría de Energía y de la CRE en materia de gas natural 542.5. Regulación de las ventas de primera mano de gas natural2.5.1. Régimen Permanente de los Términos y Condiciones Generales para las Ventas de Primera562.5.2.Mano de Gas NaturalCalidad del Gas Natural56572.5.3. Modificaciones a la Directiva sobre la Determinación de los Precios de Gas Natural Objeto de2.6.Venta de Primera Mano, DIR–GAS–001-2009Regulación en la industria de gas natural59602.6.1. Modificaciones al Reglamento de Gas Natural 602.6.2. Esquemas de Cobertura de Gas Natural 612.6.3. Revisión quinquenal de tarifas de distribución de permisionarios2.6.4. Revisión quinquenal de tarifas de transporte62632.6.5. Revisiones quinquenales de tarifas de almacenamiento 642.7. Avances en normalización 642.7.1. Normas Oficiales Mexicanas2.7.2. Unidades de verificación6465Capítulo 3. Mercado nacional de gas natural 2000-20113.1. Infraestructura de transporte y distribución de gas natural67673.1.1. Sector público 673.1.2. Sector privado 693.2. Reservas de gas natural por región 763.3. Oferta de gas natural, 2000-2011 793.3.1. Extracción de gas natural 793.3.2. Procesamiento de gas natural 833.3.3. Comercio exterior 863.4. Demanda de gas natural, 2000-2011 893.4.1. Sector eléctrico 903.4.2. Sector industrial 953.4.3. Sector petrolero 973.4.4. Sectores residencial y de servicios 993.4.5. Sector autotransporte 1013.5. Precio nacional de gas natural 1023.6. Análisis regional 1053.7. Balance oferta-demanda, 2000-2011 1149

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Capítulo 4. Prospectiva del mercado nacional de gas natural 2012-2026 1174.1. Prospectiva de infraestructura de gasoductos 1174.2. Oferta de gas natural, 2012-2026 1274.2.1. Escenarios de producción de PEP 1284.2.2. Escenarios de oferta de gas seco de PGPB 1374.2.3. Proyectos de inversiones de PGPB 1404.2.4. Comercio exterior de gas natural, 2012-2026 1424.3. Evolución de la demanda de gas natural, 2012-2026 1454.3.1. Sector eléctrico 1464.3.2. Sector industrial4.3.3. Sector petrolero1491534.3.4. Sectores residencial y servicios 1554.3.5. Sector autotransporte 1594.4. Balance nacional de gas natural, 2011-2026 1594.5. Balances regionales 1644.6. Comparativo de escenarios de oferta de gas natural de la Prospectiva y el Plan de Negocios dePEMEX 2013-2017 174Anexo 1. Glosario 179Anexo 2. Metodología para la proyección de la demanda de gas natural 2012-2026 189Anexo 3.Estadísticas complementarias 193Anexo 4. Factores de conversión 203Anexo 5. Abreviaturas y siglas 205Referencias 20710

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 43 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2000-2011 108Cuadro 44 Balance de gas natural de la región Noreste, 2000-2011 110Cuadro 45 Balance de gas natural de la región Centro, 2000-2011 111Cuadro 46 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2000-2011 112Cuadro 47 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2000-2011 113Cuadro 48 Balance nacional de gas natural, 2000-2011 115Cuadro 49 Nuevas zonas potenciales de distribución de gas natural, dentro de la estrategia de Cambio estructural en elmercado de gas natural en México 126Cuadro 50 Demanda de gas natural por sector, 2011-2026 145Cuadro 51 Demanda de gas natural por región, 2011-2026 146Cuadro 52 Demanda de combustibles en el sector eléctrico público, 2011-2026 147Cuadro 53 Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2011-2026 148Cuadro 54 Demanda de gas natural por grupo de ramas, 2011-2026 149Cuadro 55 Demanda regional de gas natural sector industrial 1 , 2011-2026 151Cuadro 56 Demanda industrial de gas natural por componente de proyección, 2012-2026 152Cuadro 57 Demanda de gas natural del sector petrolero, 2011-2026 153Cuadro 58 Demanda de gas natural de PEMEX Petroquímica 1 , 2011-2026 154Cuadro 59 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011-2026 155Cuadro 60 Demanda de gas natural por región, sector residencial, 2011-2026 158Cuadro 61 Demanda de gas natural por región, sector servicios, 2011-2026 158Cuadro 62 Balance nacional de gas natural, 2011-2018. Oferta del escenario Inercial-demanda base 160Cuadro 63 Balance nacional de gas natural, 2019-2026. Oferta del escenario Inercial-demanda base 161Cuadro 64 Balance nacional de gas natural, 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base 162Cuadro 65 Balance nacional de gas natural, 2019-2026. Oferta del escenario ENE-demanda base 163Cuadro 66 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2011-2018 164Cuadro 67 Balance de gas natural de la región Noroeste, 2019-2026 165Cuadro 68 Balance de gas natural de la región Noreste, 2011-2018 166Cuadro 69 Balance de gas natural de la región Noreste, 2019-2026 167Cuadro 70 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2011-2018 168Cuadro 71 Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2019-2026 169Cuadro 72 Balance de gas natural de la región Centro, 2011-2018 170Cuadro 73 Balance de gas natural de la región Centro, 2019-2026 171Cuadro 74 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2011-2018 172Cuadro 75 Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2019-2026 173Cuadro 76 Requerimientos de inversión de PEP por escenarios, 2013-2017* 174Cuadro 77 Escenarios de producción de gas natural 1 de PEP, 2013-2017 175Cuadro 78 Escenarios de producción de gas seco 1 de PGPB, 2013-2017 17612

SECRETARÍA DE ENERGÍAÍndice de gráficasGráfica 1 Producción mundial de gas seco, 2011 26Gráfica 2 Producción comercializable y precio a boca de pozo en Estados Unidos, 2011 27Gráfica 3 Producción bruta y comercial de gas de la OPEP, 2000-2011 29Gráfica 4 Producción comercial de gas seco de las principales empresas privadas, 2000-2011 29Gráfica 5 Comercio internacional de gas natural, 2000-2011 31Gráfica 6 Tasa de crecimiento acumulada del comercio internacional de gas natural, 1995-2011 31Gráfica 7 Distribución de edades y capacidades de la flota mundial de buques para transportar GNL en 2010 35Gráfica 8 Consumo regional de gas natural en 2011 39Gráfica 9 Consumo mundial de gas natural, 2011 40Gráfica 10 Precios de los combustibles fósiles 2009-2011 41Gráfica 11 Precios de importación de gas natural, 2006-2010 44Gráfica 12 Demanda mundial de energía por fuente, 2000-2035 45Gráfica 13 Incremento en la demanda de gas natural, por región y sector, 2009-2035 46Gráfica 14 Demanda primaria de gas natural por sector, 2009 y 2035 47Gráfica 15 Reservas remanentes totales de gas natural por categoría al 1° de enero de 2012 77Gráfica 16 Producción de gas natural por tipo y porcentaje de gas enviado a la atmósfera, 2000-2011 82Gráfica 17 Gas enviado a la atmósfera y aprovechamiento del gas, 2010-2011 82Gráfica 18 Importaciones de gas natural licuado por país de origen, 2011 88Gráfica 19 Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB en México, 2000-2011 90Gráfica 20 Estructura del consumo de combustibles para el sector eléctrico, 2011 91Gráfica 21 Capacidad efectiva instalada de generación eléctrica en México, 2010-2011 91Gráfica 22 Generación bruta de electricidad del servicio público, 2010 y 2011 92Gráfica 23 Evolución del precio de los combustibles para el servicio eléctrico público, 2005-2011 94Gráfica 24 Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2011 102Gráfica 25 Precio de venta de primera mano de gas natural en Reynosa, 2000-2011 103Gráfica 26 Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector, 2000-2011 105Gráfica 27 Escenario Inercial de producción de gas natural por origen y calidad, 2012-2026 129Gráfica 28 Escenario Inercial de producción de gas natural por regiones y grandes proyectos, 2012-2026 130Gráfica 29 Escenario Inercial de producción de gas natural por tipo actividad, 2012-2026 132Gráfica 30 Aprovechamiento de gas natural, escenario Inercial, 2012-2026 133Gráfica 31 Escenario ENE de producción de gas natural por origen y calidad, 2012-2026 134Gráfica 32 Escenario ENE de producción de gas natural por regiones y grandes proyectos, 2012-2026 135Gráfica 33 Escenario ENE de producción de gas natural por tipo actividad, 2012-2026 136Gráfica 34 Aprovechamiento de gas natural, escenario ENE, 2012-2026 137Gráfica 35 Escenario Inercial de oferta de gas seco de PGPB, 2011-2026 138Gráfica 36 Escenario ENE de oferta de gas seco de PGPB, 2011-2026 139Gráfica 37 Escenario Inercial de comercio exterior de gas natural, 2011-2026 142Gráfica 38 Escenario Inercial de importaciones de gas natural licuado, 2011-2026 143Gráfica 39 Escenario ENE de comercio exterior de gas natural, 2011-2026 144Gráfica 40 Estructura de la demanda por grupo de ramas del sector industrial, 2011 y 2026 150Gráfica 41 Demanda de combustibles en el sector industrial, 2011-2026 15113

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Gráfica 42 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011-2026 156Gráfica 43 Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011 y 2026 157Gráfica 44 Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios (Base=1999), 2011-2026 157Gráfica 45 Escenarios de producción de gas natural de PEP, 2013-2026 176Gráfica 46 Escenarios de producción de gas seco de PGPB, 2013-2026 177Índice de mapasMapa 1 Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2011 25Mapa 2 Recursos técnicamente recuperables de shale gas, 2010 25Mapa 3 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2011 33Mapa 4 Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2010 35Mapa 5 Precios internacionales gas natural (Dólares por millón de BTU) 43Mapa 6 Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2011 68Mapa 7 Extracción de gas natural por región, 2011 80Mapa 8 Red de ductos y centros procesadores de gas, a diciembre de 2011 85Mapa 9 Capacidad de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos, 2011 86Mapa 10 Regionalización del mercado de gas natural 106Mapa 11 Proyectos de infraestructura de gasoductos en la zona Centro, Golfo y Occidente 119Mapa 12 Proyecto de gasoducto de Chihuahua 120Mapa 13 Proyecto de gasoducto Frontera-Los Ramones-Centro 121Mapa 14 Proyecto Gasoducto del Noroeste 122Mapa 15 Proyecto Gasoducto de Zacatecas 123Mapa 16 Nueva red de gasoductos para incrementar capacidad en Yucatán 124Mapa 17 Nueva red de gasoductos 124Mapa 18 Proyectos de adiciones de compresión 125Mapa 19 Gas natural por ruedas y barco 12714

SECRETARÍA DE ENERGÍAPresentaciónUna de las prioridades del Gobierno del Presidente Felipe Calderón ha sido transitar hacia unsector energético sustentable, con visión de futuro, en donde los energéticos se utilicen de formaracional y se preserve el medio ambiente. Este proceso, que conlleva una profunda transformaciónde la forma en que producimos y consumimos la energía, también busca diversificar la matrizenergética, a través del uso de tecnologías más limpias y amigables con el medio ambiente.Debido a algunas de sus características, como mayor eficiencia y mayor limpieza, el gas naturalha emergido como el combustible de dicha transición. Además, durante los últimos años, el mercadode gas natural en Norteamérica ha experimentado un auténtico cambio de rumbo, causado por eldesarrollo y aprovechamiento de las reservas del gas no convencional, particularmente del shale gas.Las mejoras en las tecnologías de extracción de este recurso han permitido incrementar tanto lasreservas como la producción de gas natural en Estados Unidos. Esto, a su vez, ha impactado demanera significativa los precios del gas en la región. De 2008 a la fecha 1 los precios del gas enNorteamérica cayeron cerca de 70%.En virtud de lo anterior, se estima que la producción nacional de gas natural aumente 4.5%promedio anual durante los próximos 15 años, mientras que la demanda crecerá 3.8% promedioanual. Por lo tanto, para satisfacer la creciente demanda por este combustible, se requerirá que lasimportaciones crezcan a una tasa promedio anual de 4.9%, lo que necesariamente implica laampliación de la infraestructura de transporte y distribución, que incremente la cobertura de esteenergético a más estados, más municipios y más sectores de la población. Con esto en mente, ennoviembre de 2011, se anunció la nueva estrategia de cambio estructural del mercado de gasnatural en México – la más ambiciosa en la historia del país – que promueve la ampliación ymodernización de la infraestructura de transporte de dicho energético, además de un aceleradocrecimiento de la red de distribución. En los próximos 4 años, la red de transporte crecerá en más de40%, aumentando las oportunidades de inversión y se reflejará la creación de nuevos empleos,impulsando el desarrollo.Por otra parte, de acuerdo con el Departamento de Energía de Estados Unidos, México ocupa elcuarto lugar a nivel mundial en términos de recursos potenciales de shale gas, con 681 billones depies cúbicos técnicamente recuperables. Esta cifra es 11 veces superior a las reservas remanentestotales de gas natural del país en la actualidad. Asimismo, a través del Fondo Sectorial CONACYT-Secretaría de Energía Hidrocarburos se realizan inversiones para identificar y estimar, de forma másprecisa, los recursos potenciales de shale gas en nuestro país. Resulta innegable que debemosaprovechar esta coyuntura excepcional para lograr una explotación responsable y sustentable deeste recurso, en beneficio de nuestro país y ya estamos dando pasos definitivos para identificar yestimar, de forma más precisa y detallada, los recursos potenciales de shale gas en nuestro paísEn este contexto, donde las condiciones del mercado y la industria del gas natural estáncambiando rápidamente, es indispensable contar con herramientas de planeación que analicen lascondiciones actuales del mercado y evalúen los posibles escenarios, proyectando sucomportamiento tanto en el mediano como en el largo plazo. Esta Prospectiva es el resultado de un1 Cifras al 3 de septiembre de 2012.15

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026esfuerzo conjunto, que aporta los elementos necesarios para un mejor entendimiento del rol,presente y futuro, del gas natural en la matriz energética de nuestro país. Como tal, este documentorepresenta un paso significativo en la construcción de los cimientos de un México más fuerte, conenergía.Jordy Herrera FloresSecretario de Energía16

SECRETARÍA DE ENERGÍAIntroducciónLa Secretaría de Energía tiene el mandato de publicar anualmente la prospectiva sobre elcomportamiento del mercado nacional de gas natural, con rigor metodológico y a partir de lainformación más actualizada y confiable. La prospectiva describe y analiza las necesidades futurasdel país en materia de gas natural, considerando la evolución esperada de la demanda nacional yregional, la capacidad de producción existente y esperada, la capacidad de transporte y distribuciónpresente y futura, así como las necesidades de expansión, rehabilitación, modernización, sustitucióno interconexión de capacidad 2 .Conforme a ello, este documento integra la información en cuatro capítulos. El primer capítuloconsidera el panorama internacional del mercado de gas natural. Los temas que se abordan son lasreservas, producción, comercio internacional, capacidad de almacenamiento, demanda, preciointernacional y mercado prospectivo.El segundo capítulo expone el marco normativo y regulatorio vigente en la industria de gasnatural en México. Aborda los principales instrumentos regulatorios aplicables a la industria enmateria de ventas de primera mano, calidad del combustible, transporte y distribución.El tercer capítulo presenta el comportamiento del mercado nacional de gas natural durante elperiodo 2000 a 2011, incluyendo el desarrollo de infraestructura, la evolución de la producción, elcomercio exterior y la demanda, así como el comportamiento de los precios nacionales delhidrocarburo. En este apartado se señala la importancia y el crecimiento del consumo de gas natural,principalmente del sector eléctrico, así como las implicaciones que ha tenido la reducción en elprecio.En el cuarto capítulo se detallan dos escenarios de oferta vinculados a las trayectorias y metasestablecidas en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026. En ambos escenarios se considera porprimera vez la explotación de recursos de shale gas. Asimismo, se contempla la nueva estrategia deCambio estructural del mercado de gas natural en México, con la que desarrollará nuevainfraestructura de transporte y distribución de gas natural. Dicha estrategia tendrá un impactoimportante en la demanda del energético. Tomando en cuenta dichas consideraciones, así como lasexpectativas de la evolución de la actividad económica y de los precios de los combustibles, seanaliza la demanda esperada de gas natural para el periodo 2012-2026, tanto sectorial comoregional.2 Artículo 109 del Reglamento de Gas Natural.17

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SECRETARÍA DE ENERGÍAResumen ejecutivoPanorama internacionalEn 2010, de acuerdo con el BP Statistical Review of World Energy 2012, las reservas probadasde gas natural totalizaron 7,361 billones de pies cúbicos (Bpc). Las reservas de Medio Orienterepresentaron 38.4% de las reservas globales y la Federación Rusa aportó 21.4%. Por otro lado, en2011 la Agencia de Información Energética de Estados Unidos (Energy Information Administration,EIA) estimó que los recursos técnicamente recuperables de shale gas ascienden a 6,622 Bpc a nivelmundial. De dichos recursos, 862 Bpc se localizan en Estados Unidos y 681 Bpc en México.En 2011 la producción mundial de gas natural totalizó 316,982 millones de pies cúbicos diarios(MMpcd), 3.1% mayor que la de 2010. Los principales productores fueron Estados Unidos y Rusia,con 63,014 MMpcd y 58,730 MMpcd, respectivamente.El comercio mundial de gas natural creció 4.0% durante 2011, con un intercambio de 99,213MMpcd. Rusia fue el principal exportador en 2011, con un volumen de 21,424 MMpcd, del cual93.5% correspondió a gas natural por ductos. En el caso del gas natural licuado (GNL), Qatar fue elprincipal exportador en 2011, con 9,927 MMpcd.Japón y Estados Unidos fueron los dos importadores más importantes, con 10,348 MMpcd y9,491 MMpcd, respectivamente. La mayor parte de las importaciones del primero correspondieron ainyecciones por ducto (8,522 MMpcd), mientras que la totalidad de las importaciones de Japónfueron de GNL.En cuanto a los precios del gas natural, cabe destacar la disminución del precio de referencia enNorteamérica, Henry Hub, debido a la oferta adicional creada por la extracción incremental de shalegas. En 2011 éste promedió 4.01 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), 8.7% menos que elaño previo, debido a los aumentos en la producción de gas natural en Estados Unidos y a los nivelesaltos de inventarios de gas natural hacia finales del año. En cuanto a las proyecciones de los precios,se prevé un promedio de 5 US$/MMBTU durante el periodo prospectivo, con una ligera tendenciaal alza.El consumo mundial de gas natural promedió 311,828 MMpcd en 2011 y creció 2.2% respectoa 2010. Con la excepción de Europa, donde la demanda cayó abruptamente, la evolución sostenidadel mercado en la mayoría de las regiones impulsó el crecimiento de la demanda aparente mundial.La región con el mayor consumo de gas natural fue Europa y Eurasia, con 34.1% del total mundial.A esta región le siguió Norteamérica, con 26.9% y Asia Pacífico, con 18.3%.La Agencia Internacional de Energía, bajo su Escenario de Nuevas Políticas, prevé que elconsumo mundial de gas natural pasará de 3,076 miles de millones de metros cúbicos (MMMm 3 )en 2009 a 4,750 MMMm 3 en 2035, lo que representa un incremento de 54.4%. Se estima que lospaíses no miembros de la OCDE presentarán un crecimiento anual de 2.4%. Asimismo, laproducción primaria de gas natural crecerá de 3,051 MMMm 3 en 2009 a 4,750 MMMm 3 en 2035.La participación de los recursos no convencionales en la producción incrementará de 13% en 2009a 22% en 2035. En el caso el volumen comercializado de gas natural, se prevé un incremento tanto19

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026por gasoductos como por medio de gas natural licuado (GNL). El mayor incremento en el comerciode gas por ductos será en Eurasia, con la expansión de la capacidad de Rusia y de los países delCaspio.Marco regulatorio y normativoHasta el primer semestre de 2012, continúan vigentes los Términos y Condiciones Generalespara las Ventas de Primera Mano de Gas Natural (TCGVPM) del 2000, dado que la nueva la versiónpresentada en 2011 continúa en revisión. La Comisión Reguladora de Energía está atendiendo laspropuestas presentadas por PEMEX al respecto.Asimismo, en 2011 se aplicó la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010,Especificaciones del gas natural, con la que se establecen los parámetros de calidad que debesatisfacer el gas natural en los sistemas de transporte, distribución y almacenamiento. Con ello, sebusca preservar la seguridad de las personas, el medio ambiente y las instalaciones de lospermisionarios y de los usuarios.Después de varios procesos de consulta durante 2011, se trabajó de forma conjunta en laelaboración y análisis de diversas versiones del proyecto de un nuevo Reglamento de Gas Natural.En este proyecto, se han considerado temas como: la importancia, el papel y el funcionamiento de lafigura de Gestor Independiente del Sistema en una red de transporte de gas por medio de ductos; yla separación entre transporte y distribución de gas por medio de ductos. A agosto de 2012, dichoreglamento está en las últimas fases de ajuste, valorándose los comentarios vertidos por los distintosparticipantes.Panorama nacionalLas reservas remanentes totales de gas natural en nuestro país ascendieron a 61,641 miles demillones de pies cúbicos (MMMpc) al 1° de enero de 2012. La región Norte concentró 55.1% dedicho volumen, la Marina Suroeste 23.7%, la Sur 14.0% y la Marina Noreste 7.2%. Por su parte, lasreservas probadas de gas natural del país alcanzaron 17,224 MMMpc, volumen 0.5% menor al delaño anterior.En 2011, la extracción total de gas natural fue de 6,594 3 MMpcd, 6.1% menos que en 2010.Esto se debió a que PEMEX Exploración y Producción favoreció los proyectos de crudo sobre los degas natural, dado que estos últimos son menos rentables por el precio actual del energético.El procesamiento de gas húmedo totalizó 4,527 MMpcd en 2011. De este volumen, 76.1% fuegas húmedo amargo y 23.9% gas húmedo dulce. El gas seco obtenido en los complejosprocesadores de gas (CPG) ascendió a 3,692 MMpcd y el gas directo de campos 4 1,045 MMpcd.Las importaciones de PGPB por ductos se contabilizaron en 791 MMpcd, mientras que lasrealizadas por privados totalizaron 565 MMpcd. En el caso del GNL, las importaciones ascendieron a393 MMpcd. En suma, en 2011 las importaciones aumentaron 19.9% respecto al año previo, yrepresentaron 21.9% de la oferta total.3 Esta cifra incluye 681 MMpcd de nitrógeno asociado al gas natural.4 Este es gas de PEP que puede ser directamente comercializable.20

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn 2011, este incremento en las importaciones se debió a la disminución de 3.4% en la ofertanacional de gas y al aumento de 1.9% en la demanda, respecto a lo observado en 2010. Esta últimase ubicó en 7,923 MMpcd en 2011. De dicho volumen, 39.0% correspondió al sector eléctrico,27.2% al sector petrolero, 18.2% a las recirculaciones del sector petrolero, 14.3% al sectorindustrial y 1.4%a los sectores residencial, servicios y autotransporte. Es importante mencionar queel dinamismo de la demanda de gas natural se debe a varios factores. En primer lugar, los precios degas al usuario final han disminuido debido a que algunos distribuidores dejaron de adquirircoberturas para aprovechar el entorno favorable de precios en Norteamérica 5 . Por otro lado, el gasnatural es más limpio en comparación a otros combustibles 6 .Para satisfacer dicha demanda, al cierre de 2011 PEMEX reportó una infraestructura de ductosde transporte de aproximadamente 11,296 km. Asimismo, la distribución del energético alcanzóuna cobertura de 2.1 millones de usuarios en 2011. Por su parte, el transporte de acceso abiertoacumuló una longitud de 12,296 km de ductos. Finalmente, cabe mencionar que en marzo de 2012fue inaugurada en Manzanillo, Colima, la terminal KMS de GNL, S. de R. L. de C. V., que cuenta conuna capacidad de regasificación de 14.16 millones de metros cúbicos diarios.Panorama prospectivoLas proyecciones del mercado de gas natural consideran la nueva estrategia de Cambioestructural del mercado de gas natural en México, con la que se espera la construcción y puesta enmarcha de infraestructura de transporte de gas natural, además del crecimiento de la red dedistribución. Entre 2012 y 2026 se prevé el inicio de operaciones de los siguientes proyectos detransporte de gas natural: Gasoducto Manzanillo-Guadalajara 7 , Gasoducto Tlaxcala-Morelos,Gasoducto Tamazunchale-El Sauz, Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino),Gasoducto Frontera-Los Ramones-Centro, Gasoducto del Noroeste, Gasoducto Zacatecas,Gasoducto Yucatán y Gasoducto Jáltipan-Salina Cruz.Asimismo, este ejercicio de prospectivas considera dos escenarios vinculados a las trayectorias ymetas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026. El escenario ENE incluye lavisión de largo plazo plasmada en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026, con metassoportadas por inversiones robustas y una plataforma productiva diversificada en términos deexplotación y exploración de hidrocarburos. En este escenario se contempla la explotación de gasnatural de los plays Eagle Ford en 2016 y La Casita en 2019. Asimismo, el escenario Inercial incluyeproyecciones que consideran techos presupuestales de inversión y una plataforma productivamoderada, en comparación al escenario ENE. El escenario Inercial considera la explotación de losrecursos de shale gas de Eagle Ford en 2016.En 2026, se estima que la producción de gas natural de PEMEX Exploración y Producción (PEP)ascenderá a 8,958 MMpcd en el escenario Inercial. La producción de gas asociado tendrá unaparticipación de 53.8% y 46.2% la de no asociado. Los proyectos principales serán la Exploración(sin Aguas Profundas y Burgos), con 2,752 MMpcd y Burgos, con 2,213 MMpcd. Asimismo, seprevé una extracción de 1,343 MMpcd de shale gas proveniente del play Eagle Ford. Por su parte, laoferta de gas seco de PGPB crecerá en promedio 2.6% entre 2011 y 2026, con 7,061 MMpcd al5 Índice de referencia Henry Hub.6 Según el Instituto Nacional de Ecología el gas seco posee un factor de emisiones de carbono de 15.3, mientras que elcombustóleo posee es de 21.1, lo que evidencia la ventajas ambientales del gas natural.7 En operación desde marzo de 2012.21

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026final del periodo. La oferta de los CPG representará 87.3%, el gas directo de campos 10.3% y eletano reinyectado 8 2.4%. En lo que respecta a las importaciones, se espera un crecimientopromedio anual de 5.3% de 2011 a 2026. En este último año, éstas totalizarán 3,816 MMpcd yrepresentarán 28.9% de la oferta total.En el escenario ENE, PEP producirá 11,472 MMpcd de gas natural en 2026. La principaldiferencia de este escenario respecto al Inercial es la mayor producción de shale gas proveniente delos plays Eagle Ford y La Casita, con 3,279 MMpcd. El principal proyecto será Burgos, con 4,103MMpcd. Por su parte, el gas asociado representará 59.4%, cuya producción reflejará la aplicación demétodos de recuperación mejorada. En este escenario, se estima un crecimiento promedio anual de4.6% en la oferta de gas seco entre 2011 y 2026, alcanzando un volumen de 9,383 MMpcd al finaldel periodo. El gas producido en los CPG tendrá una participación de 71.4%, el gas directo decampos 27.2% y el etano reinyectado de 1.5%. Por su parte, las importaciones alcanzarán unvolumen de 3,609 MMpcd en 2026, con un crecimiento medio de 4.9% anual entre 2011 y 2026.En lo que respecta a la demanda nacional de gas natural, se estima un crecimiento promedio de3.5% anual, pasando de 7,923 MMpcd en 2011 a 13,207 en 2026. En 2026 el sector eléctricoconsumirá 46.3% del total, lo que lo convertirá en el principal demandante. El sector petrolero 9 ,que actualmente es el principal consumidor, demandará 36.1% en 2026. Finalmente, es importantemencionar que la proyección de la demanda considera la evolución esperada de la actividadeconómica y del precio del combustible, además del desarrollo de la infraestructura de transporte ycomercialización de gas natural.8 Se refiere al etano que es obtenido del fraccionamiento de las corrientes alimentadas a las plantas de PGPB y que seinyecta a los ductos.9 Incluye el gas para recirculaciones.22

SECRETARÍA DE ENERGÍA1. Capítulo 1. Panorama internacionaldel mercado de gas naturalEn este capítulo se analiza el mercado mundial de gas natural, así como su prospectiva decrecimiento a 2035. En este sentido, destaca que en Norteamérica, especialmente en EstadosUnidos, ha habido un cambio estructural en el mercado de gas natural derivado de la explotación delgas no convencional, el cual incluye shale gas, tight gas y coalbed methane gas 10 . Esto haincrementado la oferta y en consecuencia, los precios del energético han disminuido. Este cambio deparadigma en Norteamérica también ha incidido en el comportamiento de los mercados mundiales yse estima que en el largo plazo, el gas natural proveniente de fuentes no convencionales ocuparáuna posición clave en la canasta energética mundial 11 .A su vez, la explotación de shale gas ha afectado el mercado del gas natural licuado (GNL). En ladécada pasada, se desarrolló una capacidad de regasificación importante, anticipando la eventualimportación de gas por parte de Estados Unidos. Sin embargo, el aumento en la producción de dichopaís dejó subutilizadas dichas instalaciones, liberando una gran cantidad de GNL para otrosmercados, como Asia y Europa 12 .En cuanto al consumo mundial de gas natural, en 2011 éste experimentó un crecimiento másmoderado, en comparación con lo observado en 2010. Esto debido a la disminución de la demandaen Europa, principalmente.1.1. Reservas mundiales de gas natural, 2011En 2011 y de acuerdo con el BP Statistical Review of World Energy 2012, las reservas probadasde gas natural totalizaron 7,361 billones de pies cúbicos (Bpc) 13 . Esto representó un incremento de6.3% respecto al año anterior. Este resultado fue atribuible principalmente al aumento en lasreservas de Turkmenistán, y en menor medida de Irak, Estados Unidos y Rusia.Las reservas probadas de gas natural de Medio Oriente ascendieron a 2,826 Bpc; es decir, 38.4%de las reservas globales (véase Mapa 1). Las reservas de Europa y Eurasia fueron equivalentes a37.8% del total mundial. Norteamérica concentró más de 5.2% de las reservas totales. La región deCentro y Sudamérica aportó 3.6%, África 7.0% y la región Asia Pacífico 8.0%.En 2011, Estados Unidos registró un volumen de reservas de 299.8 Bpc, el más alto desde1971. Este aumento se debió a la incorporación de las reservas de shale gas. En 2011, México seubicó en el lugar 36 en reservas de gas natural a nivel mundial (véase Cuadro 1).10 Al tight gas, coalbed methane y shale gas, se les traduce frecuentemente también como arenas comprimidas, gas grisúy gas de lutitas, respectivamente.11 “Are we entering a golden age of gas?” World Energy Outlook 2011, special report, International EnergyAgency, p. 47.12 Idem, p. 57.13 Se considera que un billón equivale a un millón de millones (1,000,000,000,000).23

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026La Federación Rusa contribuyó con 21.4% de las reservas de gas natural. Le siguieron Irán yQatar, con 15.9% y 12.0%, respectivamente. Destaca que diez países poseen 79.1% de lasreservas totales reportadas en 2011 (véase Cuadro 1).Cuadro 1Reservas probadas mundiales de gas natural, 2011 1(Billones de pies cúbicos)PosiciónPaísReserva probada(Bpc)ParticipaciónmundialRelación R/P(años)1 Rusia 1,575.0 21.4% 73.52 Irán 1,168.6 15.9% > 100.03 Qatar 884.5 12.0% > 100.04 Turkmenistán 858.8 11.7% > 100.05 Estados Unidos 299.8 4.1% 13.06 Arabia Saudita 287.8 3.9% 82.17 Emiratos Árabes 215.1 2.9% > 100.08 Venezuela 195.2 2.7% > 100.09 Nigeria 180.5 2.5% > 100.010 Argelia 159.1 2.2% 57.711 Australia 132.8 1.8% 83.612 Irak 126.7 1.7% > 100.013 China 107.7 1.5% 29.814 Indonesia 104.7 1.4% 39.215 Malasia 86.0 1.2% 39.436 México 2 12.7 0.2% 6.7Total mundial 7,360.9 100.0% 63.6Países Miembros de la OCDE 660.2 9.0% 16.0Países de la Ex-URSS 2,638.5 35.8% 96.31 Cifras al cierre de 2011.2 Las reservas de hidrocarburos de México 2012, PEMEX Exploración y Producción.Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.En 2011, la relación mundial de reservas probadas respecto a los niveles actuales de producción(R/P), fue de 63.6 años 14 . Esto significó un aumento de casi dos años con relación a 2010,principalmente por el crecimiento de las reservas. Para fines de comparación, el carbón tuvo unarelación R/P de 112 años y el petróleo de 54.2 años, en el mismo año.Sin duda, en los últimos años la combinación de técnicas de perforación horizontal y elfracturamiento hidráulico han incrementado las capacidades de los productores de gas natural. Elavance tecnológico ha permitido explotar recursos de baja permeabilidad como las formaciones deshale gas; lo que se ha traducido en la incorporación de recursos prospectivos a las reservasprobadas.14 Representa el tiempo que las reservas existentes durarían si se mantuvieran los actuales niveles de producción deacuerdo con BP Statistical Review of World Energy 2011.24

SECRETARÍA DE ENERGÍAMapa 1Distribución regional de las reservas probadas de gas seco, 2011(Billones de pies cúbicos)NorteaméricaReserva Probada: 382.3 BpcParticipación mundial: 5.2%R/P: 12.5 añosCentro y SudaméricaReserva Probada: 267.7 bpcParticipación mundial: 3.6%R/P: 45.2 añosÁfricaFuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.Reserva Probada: 513.2 bpcParticipación mundial: 7.0%R/P: 71.7 añosOriente MedioReserva Probada: 2,826.3 bpcParticipación mundial: 38.4%R/P: mayor a 100 añosEuropa y EuroasiaReserva Probada: 2,778.8 bpcParticipación mundial: 37.8%R/P: 75.9 añosAsia PacíficoReserva Probada: 592.5 bpcParticipación mundial: 8.0%R/P: 35.0 añosSegún el World Shale Gas Resources 15 , publicado por la Agencia de Información Energética deEstados Unidos (Energy Information Administration, EIA), se estima que los recursos mundialestécnicamente recuperables de shale gas ascienden a 6,622 Bpc 16 . De estos recursos, 1,931 Bpc selocalizan en Norteamérica, de los cuales Estados Unidos posé 862 Bpc y México 681 Bpc. Lasegunda región más importante es Asia del Sur y del Este, con un recurso estimado de 1,389 Bpc(véase Mapa 2).Mapa 2Recursos técnicamente recuperables de shale gas, 2010(Billones de pies cúbicos)Norteamérica: 1,931Estados Unidos 862México 681Canadá 388Europa: 639África: 1,042Asia del Sury del Este:1,389Sudamérica: 1,225Total estimado6,622Australia: 396Fuente: World Shale Gas Resources, Energy Information Administration, U.S.15 World Shale Gas Resources: An Initial Assessment of 14 Regions Outside the United States, Energy InformationAdministration, Department of Energy, 2011.16 Cabe señalar que estos recursos no están considerados en las reservas probadas de gas natural de Cuadro 1.25

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-20261.2. Oferta mundial de gas natural, 20111.2.1. Producción mundial de gas natural, 2011En 2011 la producción mundial de gas natural 17 fue de 316,982 MMpcd, lo que significó unaumento de 3.1% respecto a 2010. Norteamérica y los países miembros de la Comunidad deEstados Independientes aportaron cerca de la mitad de dicha producción.Las regiones de Asia Pacífico y Medio Oriente aportaron en conjunto 31% de la producción degas natural total global, mientras que Europa, África y Latinoamérica participaron con 19% 18 .Durante 2011, la producción en la región Asia Pacífico disminuyó 0.9%, alcanzando un total de46,352 MMpcd. En Medio Oriente la producción de gas comercializable incrementó 11.4%,totalizando 50,906 MMpcd.Los 19 países con la mayor producción de gas natural representaron alrededor de 81.6% deltotal mundial en 2011. Los principales productores siguen siendo Estados Unidos y Rusia, con unaparticipación de 38.4%. En 2011 éstos produjeron 63,014 MMpcd y 58,730 MMpcd,respectivamente.Gráfica 1Producción mundial de gas seco, 2011(Millones de pies cúbicos diarios)1. Estados Unidos2. Rusia3. Canadá4. Irán5. Qatar6. China7. Noruega8. Arabia Saudita9. Argelia10. Indonesia11. Holanda12. Malasia13. Egipto14. Turkmenistán15. Uzbekistán16. México17. Emiratos Árabes18. India19. Reino UnidoResto del mundo15,52714,68714,2089,9209,8139,6017,5467,3146,2115,9795,9275,7615,5165,0775,0054,4634,377Total mundial316,98258,73058,30563,014Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.17 La estadística de producción de gas natural comprende la producción comercializada de gas seco, y excluye el gasventeado y para recirculación. La suma de los tres conceptos se conoce como producción bruta de gas natural.18 Fuente: 2011 Natural Gas Year Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous HydrocarburesGazeux (Cedigaz).26

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn Estados Unidos la producción aumentó 7.7%, impulsada por la mayor extracción de shale gas,que compensó la disminución de la producción de gas costa afuera. El mejor aprovechamiento deesta fuente de gas natural fue resultado de técnicas más eficientes y rentables de perforación. En losúltimos tres años, la aportación del shale gas a la producción de Estados Unidos se duplicó yrepresentó casi un cuarto del volumen total.Es importante mencionar que la explotación del gas no convencional es de gran interés por sualto contenido de líquidos condensados, ya que sus precios están vinculados al crudo. Un grannúmero de productores en Estados Unidos se encuentran investigando aquellas reservaseconómicamente recuperables de esquisto bituminoso que contienen la mayor cantidad de líquidoscondensados (shale oil), con la finalidad de vincular los costos de producción del petróleo con losdel gas húmedo. Durante 2011, los precios a boca de pozo del gas natural en Estados Unidosdisminuyeron 11.8% respecto al año anterior, promediando 4.0 dólares por millar de pies cúbicos(US$/Mpc) (véase Gráfica 2).Gráfica 2Producción comercializable y precio a boca de pozo en Estados Unidos, 201180.0$6.0Producción (MMMpcd)70.060.050.040.030.020.010.00.0Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre$5.0$4.0$3.0$2.0$1.0$0.0Precio (US$/Mpc)Producción comercializablePrecio a boca de pozoFuente: Energy Information Administration, U.S.La producción de gas natural en Rusia creció 3.1% en 2011. Esto se explica en buena parte porel crecimiento registrado en las exportaciones a Europa y otras repúblicas de la Comunidad deEstados Independientes, especialmente Ucrania. En Irán la producción creció 3.9% como resultadodel aumento en la producción de las diferentes fases de desarrollo del campo Pars del Sur 19 .Durante 2011, la producción de gas natural de Europa disminuyó 9.4%. Son varios los factoresque explican esta caída: la declinación natural de los campos maduros, diversos problemas técnicosen la producción, caída de la demanda, el acceso a los recursos, capacidad de transporte y ladisponibilidad de gas de otros proveedores (Rusia) 20 . La producción de Reino Unido disminuyó19 El campo de gas "Pars del Sur", con una superficie de 3,700 kilómetros cuadrados, se encuentra en el Golfo Pérsico,en la zona fronteriza entre Irán y Qatar.20 2011 Natural Gas Year in Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous HydrocarburesGazeux (CEDIGAZ).27

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-202620.8%. En Noruega la producción comercializada cayó 4,6%, después de una larga y constanteexpansión a lo largo de más de 15 años. La producción del yacimiento mayor, Troll, disminuyó 13%.En 2011, la producción de gas natural en China ascendió a 9,920 MMpcd. De dicha producción,más de 73% provino de los campos Changqing, Tarim y Sichuan. Por su parte, la producción de gasseco de Tailandia mostró un crecimiento de 2.0%.La India se mantuvo en el grupo de los principales países productores en 2011, con unaproducción de 4,463 MMpcd, aunque su producción se redujo 9.3% con relación a 2010. Deacuerdo con CEDIGAZ, este hecho se debió a la caída en la producción de la cuenca de KrishnaGodavari.Argelia disminuyó su producción 3.0%, debido a la reducción de sus exportaciones por ducto yde GNL. La producción de Libia disminuyó en 75.6% debido a interrupciones originadas por laguerra civil, principalmente en febrero de 2011, mientras que la de Egipto disminuyó 0.1%.La producción de gas comercializable de Brasil aumentó 16.2%, generando 1,616 MMpcd. Lasconcesiones que contribuyeron al crecimiento fueron Mexilhao, Urugua y Lula. En 2011, laproducción de Colombia totalizó 1,060 MMpcd. Dicho volumen fue 2.7% menor al de 2010. Por suparte, la producción de Bolivia aumentó 8.1%.En 2011, la tabla de posiciones de los principales productores de gas natural sufrió variasmodificaciones respecto a 2010. Entre ellas destacó China, con un crecimiento de 8.1%, que lepermitió pasar de la séptima a la sexta posición, superando a Noruega. Argelia desplazó a Indonesiade la novena posición. México se colocó en el lugar 16, con una producción de 5,077 MMpcd(véase Gráfica 1).Por otro lado, cuatro de los miembros de la Organización de Países Exportadores de Petróleo(OPEP) se ubicaron entre los 10 principales productores del mundo: Irán, Qatar, Argelia y ArabiaSaudita. En 2011, la producción comercial de dichos países creció 5.6% respecto al año anterior 21 .Muchos de los países de la OPEP tienen demandas internas menores a su producción, lo que lespermite exportar sus excedentes (véase Gráfica 3).Durante la última década, los países de la OPEP han llevado a cabo mejoras operativas paraincrementar su producción de gas natural. El venteo de gas se redujo de 5.4% a 5.3% del totalproducido entre 2010 y 2011. Por otro lado, la participación del gas reinyectado en pozosproductores de crudo, respecto al total de la producción bruta, disminuyó a 22.3% en 2011. En estesentido, la mayoría de los pozos en los países de la OPEP son fluyentes, lo que ayuda a disminuir lacantidad de gas requerido para reinyección a pozos.21 Annual Statistical Bulletin OPEC 2012.28

SECRETARÍA DE ENERGÍA160,000Gráfica 3Producción bruta y comercial de gas de la OPEP, 2000-201140%140,00025.0% 25.8% 26.8% 25.5% 25.8%35%120,00024.3% 24.1% 23.9% 23.5%22.0%22.3%30%Producción OPEP (MMpcd)100,00080,00060,00040,00020,0009.5% 8.5% 8.5%9.8%9.1% 9.0% 8.8% 8.9% 8.5%7.6%22.9%5.4%5.3%25%20%15%10%5%Participación porcentual00%2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Fuente: Annual Statistical Bulletin OPEC, 2012.En 2011, las principales empresas petroleras privadas (majors) que incrementaron su producciónde gas natural fueron ExxonMobil y Total, mientras que British Petroleum, Royal Dutch/Shell yChevron redujeron su oferta (véase Gráfica 4). Varias de ellas han diversificado las oportunidades denegocios en el desarrollo de oferta de gas natural a partir de yacimientos no convencionales y GNL.Inclusive, han hecho mejoras para disminuir la cantidad de gas enviado a la atmosfera, y asíincrementar su producción.Gráfica 4Producción comercial de gas seco de las principales empresas privadas, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)14,000Producción Bruta Producción comercial Gas venteado Inyección a Pozos12,00010,0008,0006,0004,0002,00002000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011BP 7,609 8,632 8,707 8,613 8,503 8,424 8,417 8,143 8,334 8,485 8,401 7,518ExxonMobil 10,343 10,279 10,452 10,119 9,864 9,251 9,334 9,384 9,095 9,273 12,148 13,162Total 3,758 4,061 4,532 4,786 4,894 4,780 4,674 4,839 4,837 4,923 5,648 6,098Royal Dutch/Shell 8,212 8,902 9,286 8,849 8,808 8,263 8,368 8,214 8,569 8,483 9,305 8,986Chevron 4,466 4,417 4,376 4,292 3,958 4,233 4,956 5,019 5,125 4,989 5,040 4,941Nota: Chevron y Texaco se fusionaron en octubre de 2001, y en mayo de 2005 el nombre cambió a Chevron.Fuente: Informes anuales, compañías petroleras, varios años.29

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026De acuerdo con el Energy Intelligence Group, Petróleos Mexicanos (PEMEX) se ubicó en ladecimoquinta posición dentro de las principales empresas productoras de gas en 2011. Dentro deesa misma lista, Royal Dutch/Shell subió una posición, desplazando a British Petroleum del cuartolugar. Saudi Aramco se colocó en la sexta posición, donde un año antes se encontraba Sonatrach.China National Petroleum Corporation (CNPC) se colocó en la séptima posición (véase Cuadro 2).Cuadro 2Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 2011 1Posición Compañía PaísPropiedad delEstado (%)Propiedad dePrivados (%)1 El gas natural es clasificado por PIW como neto o producción comercial según el país.Fuente: Reporte Petroleum Intelligence Weekly (PIW) 2011.Producción degas (MMpcd)1 Gazprom Rusia 50 50 49,1882 NIOC Irán 100 - 13,2923 Exxon Mobil Estados Unidos - 100 12,1484 Royal Dutch/Shell Reino Unido / Holanda - 100 9,3055 BP Reino Unido - 100 8,4016 Saudi Aramco Arabia Saudita 100 - 8,1217 CNPC China 100 - 8,0188 Sonatrach Argelia 100 - 7,54715 PEMEX México 100 - 4,6331.2.2. Comercio internacional de gas natural, 2011Durante 2011, el comercio mundial de gas natural creció 4.0% respecto a 2010. SegúnCEDIGAZ, el aumento fue impulsado por el incremento en las importaciones a Asia y Oceanía, y porel lado de las exportaciones, Rusia, Turkmenistán y Qatar fueron los mayores contribuyentes alcrecimiento. En ese año, se intercambió un volumen total de 99,213 MMpcd de gas natural en todoel mundo (véase Gráfica 5).30

SECRETARÍA DE ENERGÍAGráfica 5Comercio internacional de gas natural, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.Rusia representó 21.6% del total de exportaciones a nivel mundial en 2011, con un volumen de21,424 MMpcd. El segundo país con mayor volumen de exportaciones fue Qatar, con 11,784MMpcd. El tercer exportador más importante fue Noruega, con 9,364 MMpcd. Por otro lado, Japón,Estados Unidos y Alemania fueron los tres importadores más importantes en 2010, con 10,348MMpcd, 9,491 MMpcd y 8,125 MMpcd, respectivamente.Gráfica 6Tasa de crecimiento acumulada del comercio internacional de gas natural 1 , 1995-2011(Porcentaje)150%140%130%120%110%100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%110,000100,00090,00080,00070,00060,00050,00040,00030,00020,00010,000Gas natural licuadoPor gasoductos02000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Gasoductos GNL Producción0%1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20111 Se considera la base acumulada de los datos respecto a los registrados en 1995.Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.Del total de gas comercializado internacionalmente, 67.7% se realizó a través de gasoductos,totalizando 67,204 MMpcd. De 2010 a 2011, éste creció 1.3%. Por su parte, el comercio de gasnatural licuado (GNL) representó 32.3% del total a nivel mundial (32,008 MMpcd) e incrementó10.1%. En la Gráfica 6 se muestran las tasas de crecimiento acumulado del intercambio por31

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026gasoductos, el de GNL y la producción mundial, tomando como base los registros de 1995. Esevidente que el intercambio interregional ha crecido rápidamente con respecto a la producción.Mientras que en 1995 se comercializaba 18.4% del total de la producción mundial, en 2011 larelación fue de 31.3%. Entre 1995 y 2011, la tasa acumulada del intercambio vía gasoductos fue88.3%, la del GNL 134.6% y la de producción 44.7% (véase Gráfica 6).En el período 2000-2011, Rusia se mantuvo como el principal país exportador de gas natural porductos. En 2011 exportó un volumen de 20,032 MMpcd, lo que representó 29.8% del totalmundial. Los principales destinos de dichas exportaciones fueron Ucrania, Alemania y Turquía.Noruega fue el país con el segundo volumen de exportación por ducto a nivel mundial en 2011,con 8,980 MMpcd. Las exportaciones de gas natural de Noruega se destinaron principalmente aAlemania, Reino Unido y Francia. Canadá, el tercer exportador más importante, envió un volumende 8,514 MMpcd a Estados Unidos (véase Cuadro 3).Cuadro 3Exportaciones de gas natural por ducto, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Total 37,564 39,796 41,734 44,010 48,443 51,535 51,962 53,182 56,664 61,319 65,558 67,2051. Rusia 12,575 12,274 12,406 12,749 14,323 14,637 14,654 14,273 14,899 17,075 18,040 20,0322. Noruega 4,728 4,886 5,920 6,615 7,223 7,688 8,127 8,325 8,952 9,261 9,277 8,9803. Canadá 9,809 10,548 10,527 9,540 9,847 10,080 9,651 10,382 9,958 8,924 8,940 8,5144. Holanda 3,533 4,083 4,131 4,080 4,747 4,523 4,702 4,843 5,307 4,806 5,160 4,8715. Estados Unidos 472 885 1,298 1,627 1,904 1,962 1,860 2,129 2,526 2,850 2,935 3,9376. Turkmenistán 256 406 474 476 502 668 581 590 627 1,618 1,909 3,3467. Argelia 3,408 3,111 2,988 3,201 3,389 3,781 3,572 3,292 3,618 3,074 3,530 3,3258. Qatar - - - - - - - 77 1,650 1,814 1,853 1,8589. Reino Unido 1,265 1,527 1,370 1,471 946 935 962 1,002 1,013 1,177 1,514 1,57210. Bolivia 183 242 382 474 763 1,003 1,045 1,135 1,138 949 1,127 1,28911. Alemania 343 433 402 1,000 1,175 1,468 1,425 1,585 1,461 1,238 1,428 1,12812. Kazajistán - - - - - - - - - 997 1,156 1,11713. Uzbekistán - - - - - - - - - 1,519 1,312 88914. Irán - 11 65 341 343 418 551 596 560 549 815 87615. Indonesia - 97 145 362 593 467 467 521 642 936 957 84316. Birmania - 169 600 665 724 861 869 957 825 802 852 82917. Azerbaiyán - - - - - - - - - 696 624 69418. Timor Oriental - - - - - - - - - - 563 61019. Mozambique - - - - - - - - 309 339 294 31920. Dinamarca 347 300 350 344 367 512 492 - - 388 343 30333. Mexico 16 63 11 - - 3 8 155 117 76 82 8Resto del mundo 627 761 666 1,065 1,598 2,530 2,995 3,318 3,063 2,230 2,847 1,864Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.32

SECRETARÍA DE ENERGÍAMapa 3Comercio exterior de gas natural en Norteamérica durante 2011(Millones de pies cúbicos diarios)1962,5743198,5148969391Por gasoductosGNLTerminales de regasificaciónTerminales de licuefacciónFuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.1,363El importador más importante de gas natural por ductos en los últimos años fue Estados Unidos.Sin embargo, su participación en el total de importaciones a nivel mundial disminuyó. En 2011 éstasrepresentaron 12.7%, con 8,522 MMpcd. En el Mapa 3 se presentan los intercambios comercialesde este país con México y Canadá durante 2011.Alemania, quien ocupó el segundo lugar, adquirió 8,125 MMpcd en 2011. En tercer lugar figuróItalia, con 5,884 MMpcd, el cual provino principalmente de Argelia, Rusia y Holanda (véase Cuadro4).En lo que respecta al comercio internacional de GNL, al cierre de 2010 operaban 29 plantas delicuefacción en 18 países. En junio de dicho año comenzó operaciones la nueva planta delicuefacción Pampa Melchorita, en Perú, cuyo abastecimiento de gas natural provino del campoCamisea. Dicha terminal posee una capacidad nominal de licuefacción de 9.8 millones de metroscúbicos por año (MMm 3 ) y una capacidad de almacenamiento de 260 miles de metros cúbicos(Mm 3 ) de GNL. Otros incrementos se dieron con la instalación de nuevos trenes de licuefacción enterminales existentes: dos en Qatar, en las terminales Ras Laffan II y Ras Laffan III; y uno más en laplanta de GNL de Balhaf en Yemen.33

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 4Importaciones de gas natural por ducto, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Total 37,564 39,796 41,734 44,010 48,443 51,535 51,962 53,182 56,664 61,319 65,558 67,2051. Estados Unidos 9,825 10,611 10,537 9,540 9,847 10,083 9,659 10,536 10,074 9,001 9,022 8,5222. Alemania 7,410 7,619 7,903 8,394 8,854 8,775 8,789 8,100 8,404 8,594 8,981 8,1253. Italia 5,095 4,794 5,078 5,410 5,924 6,868 7,186 7,009 7,267 6,425 6,411 5,8844. Ucrania - - - - - - - - - 2,336 3,196 3,9235. Turquía 994 1,068 1,187 1,566 1,728 2,143 2,452 2,959 3,117 2,658 2,783 3,4466. Francia 3,127 3,013 3,166 3,077 3,575 3,502 3,454 3,266 3,537 3,482 3,382 3,1297. Rusia - - - - - - - - - 3,129 3,161 2,9118. Reino Unido 193 261 455 727 1,100 1,417 1,693 2,709 3,418 2,988 3,382 2,7169. Canadá 172 471 578 757 838 981 907 1,277 1,534 1,921 2,023 2,57410. Bélgica 1,139 1,279 1,324 1,417 1,582 1,831 1,777 1,871 1,761 1,452 1,754 2,20011. Bielorrusia - - - - - - - - - 1,543 1,889 1,75112. Emiratos Árabes Unidos - - - 19 116 135 135 169 1,486 1,669 1,669 1,66913. China - - - - - - - - - - 343 1,37914. México 300 414 721 871 1,065 981 953 852 992 930 912 1,36315. Holanda 1,158 1,270 883 1,251 1,308 1,701 1,793 1,824 1,737 1,665 1,642 1,31916. España 817 751 824 841 940 1,121 1,039 1,059 1,049 870 857 1,20717. República Checa 822 890 965 941 946 917 917 835 831 909 1,117 1,16418. Polonia 733 813 745 833 878 988 1,023 900 946 885 982 1,04819. Irán 256 406 474 476 502 561 561 590 666 596 663 1,02520. Brasil 192 290 429 540 735 854 915 968 1,064 785 950 942Resto del mundo 5,331 5,845 6,467 7,349 8,504 8,675 8,709 8,256 8,782 9,481 10,440 10,908Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.La capacidad nominal de licuefacción fue de 554 MMm 3 anuales de GNL a finales de 2010,repartidos en 86 trenes de licuefacción, con una capacidad utilizada promedio de 77.9%, menor en5.8% respecto a 2009. La capacidad total de almacenamiento de GNL ascendió a 8,701 Mm 3 ,distribuidos en 86 tanques, lo que representó poco más de siete días de la producción mundialpromedio de GNL.Al término de 2010 se registró la existencia de 82 terminales de regasificación en el mundo,cuatro más que las que operaban el año anterior (véase Mapa 4). Con estos incrementos, lacapacidad instalada de regasificación alcanzó 847 miles de millones de metros cúbicos (MMMm 3 )por año, y la capacidad de almacenamiento totalizó 38,412 Mm 3 de GNL con 362 tanques.En cuanto a la flota mundial de buques para transportar GNL, ésta estuvo integrada por 360metaneros al término de 2010, es decir 24 más que el año anterior. Al cierre de dicho año, lospedidos de estas embarcaciones comenzaron a disminuir 22 , después de varios años de una rápidaexpansión 23 . Con la flota de buques existentes, en 2010 se completaron 3,951 viajes concargamentos de GNL, 537 más que los realizados en 2009. De estos viajes, 64.5% se realizaron aJapón y Europa.22 En 2010 se entregaron sólo tres barcos para comercializar GNL.23 The LNG Industry 2010, International Group of Liquefied Natural Gas Importers.34

SECRETARÍA DE ENERGÍAMapa 4Terminales de licuefacción y regasificación de GNL existentes a 2010*(2)(2)(2)(2)(6)(2)(2)(3)(2)(4)(27)(4)(2)(3)(3)Terminales de regasificación de GNL: 82Terminales de licuefacción de gas natural: 29* No se dispone aún de las cifras 2011.Fuente: Agencia Internacional de Energía.Gráfica 7Distribución de edades y capacidades de la flota mundial de buquespara transportar GNL en 2010(Unidades)Capacidades282Edades19013417436343206 730< 25 25 - 50 50 -90 90 - 170 > 170 < 5 5 - 10 10 - 15 15 - 20 20 - 25 25 - 30 > 30Miles de metros cúbicosAñosFlota: 359 BuquesFuente: The LNG Industry 2010, International Group of Liquefied Natural Gas Importers.Por otro lado, de los países exportadores de GNL, Qatar continuó encabezando la lista. Durante2011 exportó 9,927 MMpcd, 35.4% más que en 2010. Los principales países a los que realizó susexportaciones fueron Reino Unido, Japón, India y Corea del Sur. Malasia exportó 3,218 MMpcd y secolocó como el segundo mayor exportador; en tanto que Indonesia ocupó el tercer lugar, con 2,821MMpcd. A partir de 2011, España se incorporó como un nuevo exportador de GNL, con un volumende 72 MMpcd. Italia y Argentina fueron los principales destinos (véase Cuadro 5). Es importantemencionar que en 2011 las exportaciones de GNL de Estados Unidos se realizaron principalmente aJapón, India, Brasil, Corea del Sur, China, España, Reino Unido y Chile.35

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.Cuadro 5Exportaciones de GNL, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Total 13,215 13,831 14,507 16,336 17,170 18,268 20,423 21,906 21,855 23,488 28,797 32,0081. Qatar 1,355 1,600 1,799 1,857 2,322 2,622 3,008 3,723 3,829 4,784 7,329 9,9272. Malasia 2,029 2,023 1,985 2,263 2,671 2,759 2,713 2,882 2,837 2,857 2,955 3,2183. Indonesia 3,445 3,077 3,322 3,450 3,231 3,044 2,861 2,684 2,590 2,516 3,034 2,8214. Australia 975 987 970 1,018 1,174 1,437 1,744 1,958 1,953 2,345 2,453 2,5095. Nigeria 541 758 759 1,141 1,215 1,165 1,701 2,047 1,982 1,547 2,312 2,5046. Trinidad y Tobago 339 353 515 1,152 1,350 1,356 1,572 1,756 1,675 1,910 1,971 1,8277. Argelia 2,540 2,471 2,601 2,709 2,485 2,485 2,388 2,387 2,110 2,022 1,869 1,6568. Rusia - - - - - - - - - 639 1,296 1,3929. Omán 238 719 770 891 871 892 1,117 1,177 1,052 1,117 1,112 1,05710. Brunei 848 871 884 936 917 885 949 905 888 853 854 90811. Yemen - - - - - - - - - 40 530 86512. Egipto - - - - - 670 1,448 1,317 1,357 1,240 939 83013. Emiratos Árabes Unidos 669 685 663 688 712 691 685 730 728 678 764 77014. Guinea Ecuatorial - - - - - - - 137 500 457 499 51015. Perú - - - - - - - - - - 176 49516. Noruega - - - - - - - 14 211 307 456 38517. Estados Unidos 159 173 164 159 162 178 166 114 94 84 159 19618. España - - - - - - - - - - - 7219. Bélgica - - - - - - - - - 23 55 5920. Libia 77 74 61 73 61 84 70 74 51 70 33 821. Taiwán - 40 - - - - - - - - - -22. Japon - - 14.51 - - - - - - - - -23. Corea del Sur - - 4.84 - - - - - - - - -En 2011, el mercado de Asia Pacífico concentró 62.7% de las importaciones de GNL, con unvolumen de 20,053 MMpcd, distribuido en seis países (Japón, Corea del Sur, India, China, Taiwán yTailandia). A nivel mundial, los países con mayores importaciones de GNL fueron Japón (10,348MMpcd), Corea del Sur (4,771 MMpcd) y España (2,337 MMpcd). En conjunto, estos tres paísesparticiparon con 54.5% de las importaciones totales y mostraron variaciones anuales de 14.4%,11.0% y -12.3%, respectivamente (véase Cuadro 6). Chile incrementó sus importaciones en 76MMpcd respecto al año anterior, mientras que Brasil las redujo en 167 MMpcd. En 2011, elcomercio de gas a través de buques metaneros experimentó un crecimiento sostenido por la mayordemanda de Japón, Corea del Sur (para la generación de energía) y algunos mercados emergentes(China, India y América del Sur). 24 . Las importaciones de GNL por parte de Estados Unidosdisminuyeron 18.2%. En contraste, Canadá aumentó la importación en 125 MMpcd, siendo Qatarsu principal proveedor. La importación de GNL en México, proveniente principalmente de Qatar,Nigeria, Perú, Indonesia y Yemen, disminuyó 29.3%.24 Fuente: Short-term trends in the gas industry, Panorama 2012, Institut Français du Pétrole.36

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 6Importaciones de GNL 1 , 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Total 13,215 13,831 14,512 16,336 17,170 18,268 20,423 21,906 21,855 23,488 28,797 32,0081. Japón 6,992 7,166 7,038 7,718 7,425 7,384 7,920 8,594 8,889 8,311 9,044 10,3482. Corea del Sur 1,899 2,112 2,328 2,538 2,884 2,946 3,303 3,327 3,526 3,322 4,299 4,7713. España 817 952 1,186 1,455 1,690 2,114 2,363 2,339 2,772 2,613 2,665 2,3374. Reino Unido - - - - - 50 344 141 100 991 1,806 2,4495. Taiwán 569 610 677 724 881 930 987 1,057 1,165 1,140 1,441 1,5786. Francia 1,084 1,011 1,117 955 736 1,241 1,343 1,255 1,215 1,265 1,349 1,4097. China - - - - - - 97 374 428 738 1,239 1,6088. Estados Unidos 602 638 627 1,388 1,782 1,729 1,602 2,111 959 1,238 1,184 9699. India - - - - 254 584 773 966 1,041 1,221 1,176 1,65510. Italia 461 508 551 534 569 242 300 235 151 281 879 84611. Turquía 357 467 518 483 412 472 553 581 512 552 766 60312. Bélgica 405 232 319 305 275 288 414 307 240 632 622 63613. México - - - - - - 91 210 348 344 553 39114. Chile - - - - - - - - - 63 297 37315. Portugal - 25 42 82 126 153 191 223 254 273 291 29116. Brasil - - - - - - - - - 33 269 10217. Kuwait - - - - - - - - - 86 269 30718. Canadá - - - - - - - - - 95 194 31919. Argentina - - - - - - - - 40 93 172 42420. Grecia 29 48 48 53 53 45 47 78 91 72 113 12521. República Dominicana - - - 29 17 24 24 35 45 54 79 8822. Puerto Rico - 61 61 72 66 65 70 72 78 73 74 7123. Emiratos Árabes Unidos - - - - - - - - - - 15 13824. Tailandia - - - - - - - - - - - 9425. Holanda - - - - - - - - - - - 761 La cifra para México proviene de la fuente y no coincide con el dato del balance nacional de gas natural 2000-2011.Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años.1.2.3. Almacenamiento de gas natural, 2010A finales de 2010, la capacidad mundial de almacenamiento de gas natural ascendió a 8,241.4miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) 25 . La producción máxima en los depósitos o entregadisponible en los almacenamientos fue de 99,815.7 MMpcd, lo que equivale a 34.3% del consumomundial diario. Asimismo, en 2010 existió una capacidad de 6,366.4 MMMpc para almacenamientoen yacimientos agotados de gas natural o petróleo, 944.4 MMMpc más en acuíferos, 653.4MMMpc en domos salinos y 277.2 MMMpc en otro tipo de instalación (véase Cuadro 7).25 En términos de gas disponible.37

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 7Capacidad mundial de almacenamiento de gas natural a 2010*(Miles de millones de pies cúbicos)Producción máxima(MMpcd )Gas disponible por tipo de almacenamientoPaís Gas disponibleYacimientos agotados 1 Acuíferos Domos Salinos Otros 2Estados Unidos 4,369.8 28,296.4 3,728.1 362.5 279.2 -Canadá 746.7 12,088.2 480.0 - 4.0 262.7Alemania 734.7 17,233.6 399.5 50.6 284.5 0.1Italia 509.1 9,595.0 509.1 - - -Francia 437.7 8,772.2 - 401.8 35.9 -Hungria 204.1 2,401.4 204.1 - - -Holanda 179.3 6,250.7 176.6 - - 2.8Austria 163.8 1,935.2 163.8 - - -Reino Unido 151.5 4,273.1 130.7 - 14.5 6.4Rumania 106.0 1,066.5 106.0 - - -Eslovaquia 98.4 1,236.0 98.4 - - -España 88.3 1,589.2 79.8 6.3 - 2.3Republica Checa 83.6 441.4 83.6 - - -Letonia 81.2 n.a. - 81.2 - -Turquía 60.7 1,285.5 46.9 - 13.8 -Polonia 56.5 388.5 56.5 - - -Australia 46.2 713.4 45.6 - - 0.6Dinamarca 34.3 554.4 - 19.0 15.3 -Bélgica 25.0 812.2 - 23.0 - 2.1Bulgaria 19.4 176.6 19.4 - - -Croacia 16.8 176.6 16.8 - - -Serbia 14.4 141.3 14.4 - - -Irlanda 7.0 98.9 7.0 - - -Portugal 6.4 254.3 - - 6.4 -Suecia 0.3 35.3 - - - 0.3Total 8,241.4 99,815.7 6,366.4 944.4 653.4 277.21 Pueden ser yacimientos agotados de gas o petróleo crudo.2 Se incluyen casquetes de gas en campos petroleros, unidades de GNL para demandas pico, minas, cavernas y arrecifessubterráneos.* No se dispone aún de las cifras 2011.Fuente: Natural Gas Information 2011, International Energy Agency, U.S.1.3. Demanda mundial de gas naturalEn 2011 el consumo energético mundial creció 2.5%, respecto al año anterior. El consumo decarbón fue el de mayor aumento (véase Cuadro 8), impulsado principalmente por China. Elpetróleo, que ha sido el principal combustible a nivel mundial, registró una participación de 33.1%.El uso de energías renovables creció 17.7%, sobresaliendo el aumento de Estados Unidos y China.La energía nuclear disminuyó su demanda 4.3%; la región Asia Pacífico presentó la mayorreducción, principalmente en Japón.Durante 2011, la demanda de gas natural creció 2.2% respecto a 2010. Con la excepción deEuropa, donde la demanda cayó abruptamente, la evolución sostenida del mercado en la mayoría delas regiones fue impulsada por el crecimiento de la demanda mundial (sin incluir los cambios en lasexistencias) 26 . La demanda de los países miembros de la Organización para la Cooperación yDesarrollo Económicos (OCDE) disminuyó 0.1%, derivado de los problemas económicos queafectaron a los países europeos. Sin embargo, el gas natural se ha convertido en una opción más26 Fuente: 2011 Natural Gas Year Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous HydrocarburesGazeux (Cedigaz).38

SECRETARÍA DE ENERGÍAatractiva en comparación con otros combustibles fósiles, debido a su baja emisión de bióxido decarbono (CO 2 ) y, en algunas regiones, a la relativa estabilidad y nivel de sus precios.La región con el mayor consumo de gas natural fue Europa y Eurasia 27 , con una participación de34.1% sobre el total mundial. A esta región, le siguió Norteamérica, con 26.9% y Asia Pacífico, con18.3%. Ésta última registró el mayor crecimiento en términos absolutos, con 3,165 MMpcdadicionales respecto al año anterior. Norteamérica y Medio Oriente, presentaron incrementos de2,670 MMpcd y 2,501 MMpcd, respectivamente (véase Gráfica 8).Cuadro 8Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 2000-2011(Millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)Año 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.En 2011, la demanda total de gas natural de los países pertenecientes a la región Europa yEurasia disminuyó 2,275 MMpcd. La demanda de los países miembros de la OCDE en esta regióndisminuyó 8.3%, mientras que los miembros de la antigua Unión Soviética, que representan más de50% del consumo de la región, aumentaron su demanda 3.2%, ambas con respecto a las observadasen 2010.Gráfica 8Consumo regional de gas natural en 2011(Millones de pies cúbicos diarios)variación tmca2010/2011 2000/2011Total mundial 9,382 9,466 9,652 9,998 10,482 10,801 11,088 11,398 11,536 11,363 11,978 12,275 2.5 2.5Petróleo 3,572 3,597 3,632 3,707 3,859 3,908 3,945 4,007 3,996 3,909 4,032 4,059 0.7 1.2Carbón 2,400 2,412 2,477 2,677 2,858 3,013 3,164 3,306 3,342 3,306 3,532 3,724 5.4 4.1Gas natural 2,176 2,217 2,276 2,353 2,432 2,511 2,566 2,661 2,731 2,661 2,843 2,906 2.2 2.7Hidroenergía 599 585 596 596 633 659 684 697 725 736 779 791 1.6 2.6Nucleoenergía 584 601 611 599 625 627 635 622 619 614 626 599 -4.3 0.2Renovables 51 54 60 66 74 83 93 106 122 137 166 195 17.7 12.9Europa y Euroasia106,534Norteamérica83,574Asia Pacífico57,143Oriente MedioCentro ySudaméricaÁfrica14,95010,62439,003Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.Rusia, el mayor consumidor de gas natural de la región Europa y Eurasia, tuvo una participaciónde 38.6%. Durante 2011, su consumo aumentó 2.5% con respecto a 2010. A nivel mundial, estepaís continuó como el segundo consumidor más importante de gas natural (véase Gráfica 9).27 La región de Europa y Eurasia incluye a todos los miembros europeos de la OCDE, los países del antiguo bloquesoviético, además de Albania, Bosnia-Herzegovina, Bulgaria, Croacia, Chipre, Eslovenia, Gibraltar, Macedonia, Malta,Montenegro, Rumania y Serbia.39

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026En Norteamérica, la demanda total aumentó 3.2% con respecto al año anterior. El consumo enCanadá aumentó 10.3%. En Estados Unidos, país que ocupó la primera posición a nivel mundial,incrementó 2.4%. Por su parte, México ocupó el lugar once en consumo a nivel mundial y registróun incremento de 1.5% respecto a 2010.En 2011, el consumo de gas natural en la región de Asia Pacífico aumentó 5.9%, alcanzando57,143 MMpcd. El mayor consumidor de la región fue China, cuya demanda aumentó 21.5%,ubicándolo como el cuarto consumidor más importante a nivel mundial, después de Estados Unidos,Rusia e Irán. Asimismo, en India disminuyó 1.2%. Corea del Sur se ubicó, por primera vez, dentro delos primeros 18 países consumidores de gas natural, debido al crecimiento que ha tenido sueconomía en los últimos años.Gráfica 9Consumo mundial de gas natural, 2011(Millones de pies cúbicos diarios)1. Estados Unidos2. Rusia3. Irán4. China5. Japón6. Canadá7. Arabia Saudita8. Reino Unido9. Alemania10. Italia11. México12. Emiratos Árabes13. India14. Ucrania15. Egipto16. Uzbekistán17. Tailandia18. Corea del SurResto del mundo14,83612,64710,20810,1429,6017,7607,0176,9036,6686,0905,9135,1924,8014,7544,5094,50541,078Total mundial311,82866,76582,440Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.Por su parte, la región de Medio Oriente tuvo un incremento de 6.9% en su demanda de gasnatural, derivado principalmente del consumo de las ramas industriales de petroquímica, aluminio ygeneración eléctrica. Los países con mayor consumo en esta región fueron Irán y Arabia Saudita.En Centro y Sudamérica, destacaron los incrementos en el consumo de gas natural de Argentina,Perú y Venezuela, con 7.5%, 15.2% y 2.3% respecto a 2010, respectivamente. El aumento en el40

SECRETARÍA DE ENERGÍAconsumo de Brasil fue menor que un año antes debido a que el sector eléctrico demandó menos gas,ante un aumento de disponibilidad de energía hidroeléctrica 28 .En África, se alcanzó una demanda de 10,624 MMpcd, 2.7% superior al año anterior. El país conmayor consumo de la región fue Egipto, que tuvo un crecimiento de 10.0%.1.4. Precio internacional del gas natural, 2011El aumento de la demanda global y la variabilidad en la oferta han provocado aumentos en losprecios de las materias primas 29 , sobre todo los del petróleo. El precio del crudo West TexasIntermediate (WTI) aumentó 20% en 2011, alcanzando un promedio de 95.04 dólares por barril.Por su parte, el precio del carbón con referencia en Australia registró un aumento anual de 22.2%,ubicándose en 120.94 dólares por tonelada métrica en 2011 30 (véase Gráfica 10).No obstante, los precios del gas natural mostraron un comportamiento distinto. En EstadosUnidos, los precios del gas natural permanecieron bajos, debido a la oferta adicional derivada de laextracción incremental de shale gas. En Europa, éstos aumentaron 32.4%.Gráfica 10Precios de los combustibles fósiles 2009-2011Petróleo(US$/b)Carbón(US$/tm)Gas natural(US$/MMBTU)14.7361.92111.2695.0479.45 79.5061.6771.8498.97120.94121.5492.5087.3871.6368.08 70.668.528.0110.619.0610.913.894.394.01Crudo, WTI Crudo, Brent Carbón, Australia Carbón, EU Carbón, NoroesteEuropaGas natural, EU Gas natural, Europa GNL, Japón2009 2010 2011Nota. El índice de precios del carbón de Australia fue tomado del Commodity Price Data del Banco Mundial.Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2012.28 Fuente: 2011 Natural Gas Year Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous HydrocarburesGazeux (Cedigaz).29 Informe Anual 2011, Fondo Monetario Internacional (FMI), p. 14.30 De acuerdo con el Commodity Price Data del Banco Mundial con referencia en Australia, 2012. Se refiere al carbóntérmico de 6,300 kcal/kg (11,340 BTU/lb), con menos de 0.8% de azufre y 13% de ceniza.41

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Por otra parte, existe una variedad de precios spot de gas natural debido a la regionalización delos mercados (véase Mapa 5). En el caso de los precios spot del mercado en el Reino Unido, éstosalcanzaron 9.03 dólares por millón de BTU 31 (US$/MMBTU) en 2011, es decir 2.47US$/MMBTU más que en 2010. Esto se atribuyó, entre otros factores, a la rigidez de los mercadosde GNL y la dependencia de las importaciones 32 . Esto contrastó con el precio Henry Hub de EstadosUnidos, el cual registró un promedio de 4.01 US$/MMBTU durante ese año, derivado de laabundancia en los niveles de inventarios y de producción. El precio del gas en Alberta, Canadá, fue3.47 US$/MMBTU. Los indicadores del gas vinculados al petróleo presentaron cotizaciones de10.61 US$/MMBTU para el promedio de la Unión Europea y 14.73 US$/MMBTU para el GNL deJapón durante 2011 (véase Cuadro 9).AñoCuadro 9Precios internacionales del gas natural 1 , 2000-2011(Dólares por millón de BTU)GNLJapón csf²Unión Europeacsf²Gas naturalReino Unido(Heren NBP index)EU(Henry Hub)Canadá(Alberta)2000 4.72 2.89 2.71 4.23 3.752001 4.64 3.66 3.17 4.07 3.612002 4.27 3.23 2.37 3.33 2.572003 4.77 4.06 3.33 5.63 4.832004 5.18 4.32 4.46 5.85 5.032005 6.05 5.88 7.38 8.79 7.252006 7.14 7.85 7.87 6.76 5.832007 7.73 8.03 6.01 6.95 6.172008 12.55 11.56 10.79 8.85 7.992009 9.06 8.52 4.85 3.89 3.382010 10.91 8.01 6.56 4.39 3.692011 14.73 10.61 9.03 4.01 3.47¹ Precios promedio.² csf: Costo + seguro + flete.Nota. Los precios para Europa son precios promedio de adquisición en gasoductos transfronterizos y el GNL adquirido. Para Japón, esel valor promedio asignado a las importaciones de GNL, referenciado al valor del llamado Japan Crude Cocktail (precio promediomensual de los cargamentos de petróleo crudo importados por Japón).En el caso de Estados Unidos, son promedios de los precios delas importaciones por gasoductos con Canadá y México, y el precio de las importaciones de GNL; ambos casos referidos al precio spotde Henry Hub y a diferenciales de transporte.Fuente: BP Statistical review of world energy 2012.31 Unidad de energía térmica inglesa (BTU por sus siglas en inglés).32 Fuente: 2011 Natural Gas Year Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tous HydrocarburesGazeux (Cedigaz).42

SECRETARÍA DE ENERGÍAMapa 5Precios internacionales gas natural(Dólares por millón de BTU)2011*/2008*3.47/7.99Alberta, Canadá4.01/8.85Henry Hub, Estados Unidos9.03/10.79NBP, Reino Unido10.61/11.56Unión Europea csf14.73/12.55GNL Japón csf3.86/8.43Reynosa 1 , México* Precio promedio anual.1 Precio promedio de ventas de primera mano.Fuente: SENER con información de BP y CRE.En la Gráfica 11 se presentan las cotizaciones de los precios de importación del gas natural deEuropa, Japón y Estados Unidos, donde los precios reflejan la regionalización de los mercados. Elprecio de Europa corresponde al precio promedio de adquisición en gasoductos transfronterizos y elGNL que arribó a todos los países. Cabe señalar que el precio del gas natural en Europa a menudoestá referenciado por los precios de los combustibles sustitutos (derivados del petróleo). El preciode Japón corresponde al valor promedio asignado a las importaciones de GNL, el cual se mantieneindexado al valor del llamado JCC (de las siglas en ingles de Japan Crude Cocktail), y quecorresponde al precio promedio mensual de los cargamentos de petróleo crudo importados porJapón. En el caso de Estados Unidos, corresponde al promedio del precio de las importaciones porgasoductos con Canadá y México, y el precio de las importaciones de GNL; en ambos casosindexados al precio spot del Henry Hub y a pequeños diferenciales de transporte.43

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-202618Gráfica 11Precios de importación de gas natural, 2006-2010(Dólares por millón de BTU)161412108642Europa Japón Estados Unidos0ene-06 may-06 sep-06 ene-07 may-07 sep-07 ene-08 may-08 sep-08 ene-09 may-09 sep-09 ene-10 may-10 sep-10Fuente: Eurostat, European Union; Natural Gas Monthly, DOE; Japan Trade statistics and Korean Energy ReviewMonthly.1.5. Mercado prospectivo de gas natural, 2010-2035Este apartado toma como referencia las proyecciones del International Energy Outlook 2011 ydel Annual Energy Outlook 2012, ambos publicados por el Departamento de Energía (DOE por sussiglas en inglés) de los Estados Unidos. En estos documentos se estima que la energía consumida enel mundo incrementará 47% de 2010 a 2035, al pasar de 522.0 PetaBTU 33 a 769.8 PetaBTU. Deacuerdo con estas estimaciones, la demanda de los países que integran la OCDE crecerá 21.1%,llegando a 288.2 PBTU en 2035.Se estima que la mayor parte del crecimiento provendrá de los países con economías emergentesque no son miembros de la OCDE (no-OCDE), en donde el desarrollo económico estará vinculadocon un incremento en la demanda de energía. La región de Asia, liderada por China e India,presentará el mayor incremento en el consumo de energía, con un aumento de 91% entre 2010 y2035. A esta región le seguirá la región de Centro y Sudamérica, cuya demanda se estimaaumentará 69% en el mismo periodo.La fuente de energía con la mayor tasa de crecimiento serán los renovables, con 2.5% anual. Entanto que la mayor demanda se concentrará en los combustibles líquidos 34 , que en 2035 será de225.2 PBTU. Los combustibles líquidos cubrirán aproximadamente 29% del consumo en ese año,seguido del carbón, con 27% y el gas natural, con 23%. No obstante, la participación de los33 El prefijo Peta equivale a 10 15 .34 Se refieren al petróleo y otros combustibles líquidos derivados del petróleo, además de combustibles líquidos noderivados del petróleo, como el etanol y biodiesel, coal-to-liquids y gas-to-liquids. El coque de petróleo, aunque sólido,también está incluido. De igual forma, se incluyen condensados de gas natural, petróleo crudo consumido comocombustible e hidrogeno líquido.44

SECRETARÍA DE ENERGÍAcombustibles líquidos disminuirá respecto a 2010, debido a una mayor penetración de las fuentesrenovables de energía (véase Gráfica 12).250Gráfica 12Demanda mundial de energía por fuente, 2000-2035(PetaBTU)200150tmca 2010-2035 = 1.1%tmca 2010-2035 = 1.4%tmca 2010-2035 = 1.6%100tmca 2010-2035 = 2.8%50tmca 2010-2035 = 2.5%02000 2005 2010 2015 2020 2025 2030 2035Líquidos (incluyendo biocombustibles) Gas natural Carbón Nucleoenergía Renovables (sin biocombustibles)Fuente: International Energy Outlook 2011, Energy Information Administration, U.S.1.5.1. Demanda mundial de gas natural, 2009-2035De acuerdo con estimaciones de la Agencia Internacional de Energía (AIE), se espera que el gasnatural tenga un papel cada vez más relevante en la economía energética global. La demanda de gasnatural crecerá 1.7% promedio anual entre 2009 y 2035 35 . Es importante mencionar que lospronósticos de crecimiento de demanda son superiores en comparación con el año pasado. Loanterior es reflejo del mayor crecimiento esperado en la demanda de China, así como al accidente enla planta nuclear de Fukushima, que presionó al alza la demanda de gas natural a nivel mundial.Con base en estas estimaciones 36 , se prevé que la demanda de gas natural a nivel mundialcrecerá de 3,300 miles de millones de metros cúbicos (MMMm 3 ) en 2010 37 a 4,750 MMMm 3 en2035, lo que representa un incremento de 43.9%. La demanda de los países no-OCDE, que en2009 superó a la de los países OCDE, presentará una tasa media de crecimiento anual de 2.4%hacia 2035. China y la región de Medio Oriente presentarán los mayores crecimientos. En contraste,la demanda de gas natural de los países miembros de la OCDE crecerá 0.7% promedio anual de2009 a 2035 (véase Cuadro 10).35 World Energy Outlook 2011; Agencia Internacional de Energía, OCDE, Paris, 2012.36Todas las estimaciones presentadas en este apartado corresponden al Escenario de Nuevas Políticas (New PoliciesScenario) 2009-2035 del World Energy Outlook (WEO) 2011.37Cifra estimada en 2010, WEO 2011.45

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 10Demanda primaria de gas natural por región, 2009-2035(MMMm 3 )2009 2015 2020 2025 2030 2035tmca2009/2035OCDE 1,518 1,654 1,705 1,746 1,804 1,841 0.74América 811 852 877 900 928 951 0.61Estados Unidos 652 680 685 692 703 710 0.33Europa 537 604 627 644 666 671 0.86Asia-Oceanía 170 198 201 202 210 219 0.98Japón 97 118 122 122 125 126 1.01No-OCDE 1,558 1,911 2,183 2,417 2,668 2,909 2.43Europa del Este/Eurasia 627 698 723 763 797 830 1.08Países del Caspio 107 124 131 143 151 161 1.58Rusia 426 467 478 495 513 530 0.84Asia 357 531 686 796 921 1063 4.29China 93 197 301 366 435 502 6.70India 59 76 99 120 150 186 4.52Medio Oriente 343 402 450 509 578 622 2.32África 99 112 129 142 153 161 1.89Latinoamérica 133 168 196 208 220 233 2.18Brasil 20 41 60 70 80 91 6.00Mundial 3,076 3,565 3,888 4,164 4,473 4,750 1.69Fuente: World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía.En el caso específico de China, el potencial de crecimiento en la demanda de gas natural estáasociado a la baja penetración que tiene el gas natural en los hogares. Tan sólo 10% de las casas enChina poseen gas natural, muy por debajo del promedio mundial (40%). Asimismo, el gobierno deese país promueve la expansión en el uso de gas natural para diversificar la matriz energética yreducir la contaminación local. Para ello, se ha fijado la meta de incrementar a 10% la participacióndel gas natural en el portafolio de energéticos hacia 2020 38 .Gráfica 13Incremento en la demanda de gas natural, por región y sector, 2009-2035(MMMm 3 )*Incluye agricultura, transporte, otros sectores de energía y uso no energético.Fuente: World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía.38 Según el último dato disponible en Country Analysis Brief, de la U.S. Energy Information Administration, en 2008 elgas natural tenía una participación de 3% en el consumo total de energía de China.46

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn cuanto a la demanda mundial de gas natural por sector, la mayor parte corresponderá a lageneración de electricidad 39 . En 2035 dicha demanda será equivalente a 1,925 MMMm 3 , con uncrecimiento esperado de 1.8% durante el periodo. Con ello, la participación del gas natural dentrode la matriz de generación será de 22% en 2035.Gráfica 14Demanda primaria de gas natural por sector, 2009 y 2035(Participación porcentual)2009Total=3,076 MMMm 32035Total=4,750 MMMm 36%24%39%Electricidad y calorSector energíaIndustriaTransporteEdificacionesOtros*5%22%40%3%17%11%3%19%11%*Incluye agricultura y uso no energético.Fuente: World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía.La demanda de gas natural en edificios, principalmente para calefacción y calentamiento de agua,representará 21.7% en 2035 (véase Gráfica 14), y se espera un crecimiento de 1.3% promedioanual durante el periodo prospectivo. El consumo de la industria, en donde el gas se emplea en laproducción de vapor, tanto para energía mecánica como para su uso en los procesos que requierende altas temperaturas, aumentará 2.0% promedio anual de 2009 a 2035, asociado principalmente ala demanda de las industrias petroquímica, metalúrgica y cementera. A su vez, este crecimiento seráresultado de las ventajas que su uso representa para la industria, ya que es de más fácil manejo ytiene menores impactos ambientales en comparación con otros combustibles fósiles.En el sector transporte, se proyecta que la demanda de gas crezca a una tasa promedio anual de5.3%, con lo que ésta ascenderá a 80 MMMm 3 en 2035. No obstante, su participación dentro deltotal de la demanda energética del sector tan sólo alcanzará 3%. Cabe destacar que, aun cuando eluso de este combustible conlleva ahorros por eficiencia y menores emisiones, el desarrollo de estemercado ha sido limitado por la falta de infraestructura. Tan sólo 5 países (Paquistán, Argentina,Irán, Brasil e India) concentran 70% de la flota mundial de este tipo de vehículos.1.5.2. Oferta mundial de gas natural, 2010-2035De acuerdo con estimaciones de la AIE, las reservas de gas natural pueden satisfacer fácilmentelas proyecciones de incremento en la demanda. Esta afirmación se ha fortalecido conforme se tieneun mejor entendimiento de la base de reservas recuperables, particularmente de las reservas noconvencionales. Se estima que la relación reservas/producción (R/P), considerando el volumen de39En el sector eléctrico, los tiempos de construcción de centrales que emplean gas, así como sus costos de capital, sonmenores en comparación a otras fuentes, y los costos de capital también son menores.47

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026reservas convencionales recuperables, es de 125 años. Tomando en cuenta que el volumen dereservas no convencionales es similar, se tendría una R/P de 250 años.Es importante señalar que las reservas no convencionales se encuentran mejor distribuidas encomparación con las convencionales. Esto tiene implicaciones para la seguridad energética, ya quetodas las regiones tienen reservas recuperables para abastecer al menos 75 años de su consumoactual. Sin embargo, debe señalarse que existen inversiones considerables asociadas al desarrollo dedichas reservas. En un análisis de la AIE, se señala que existen volúmenes importantes de gas naturalque pueden ser desarrollados a costos similares a los observados en Estados Unidos (entre 3 y 7USD por millón de BTU).Cuadro 11Producción primaria de gas natural por región y tipo, 2009-2035(MMMm 3 )2009 2015 2020 2025 2030 2035tmca2009/2035OCDE 1,148 1,181 1,227 1,242 1,275 1,297 0.47América 796 814 840 865 905 932 0.61Canadá 164 161 176 178 172 172 0.18México 48 45 46 51 59 60 0.86Estados Unidos 583 606 616 633 669 696 0.68Europa 294 279 259 240 222 204 -1.40Holanda 79 83 67 54 41 28 -3.91Noruega 106 109 117 122 124 120 0.48Reino Unidos 62 37 27 17 12 10 -6.78Asia-Oceanía 55 84 124 134 146 159 4.17Australia 47 78 120 131 144 158 4.77No-OCDE 1,903 2,384 2,661 2,921 3,197 3,452 2.32Europa del Este /Eura 753 909 957 1,069 1,138 1,197 1.80Rusia 572 679 692 779 822 858 1.57Turkmenistán 38 71 89 98 109 120 4.52Azerbaiyán 16 22 39 48 55 56 4.94Asia 393 502 581 642 708 773 2.64China 85 135 176 212 252 290 4.83India 46 63 78 91 105 120 3.76Indonesia 77 95 102 106 112 119 1.69Malasia 60 69 71 72 73 74 0.81Medio Oriente 412 527 580 614 701 773 2.45Qatar 89 160 174 180 205 219 3.52Irán 137 137 151 165 195 225 1.93Iraq 1 9 28 41 57 70 17.75Arabia Saudita 75 89 95 97 108 116 1.69EAU 49 50 52 52 56 60 0.78África 196 260 320 361 399 442 3.18Argelia 78 107 134 147 160 171 3.07Nigeria 23 40 56 75 91 110 6.20Libia 16 15 20 25 35 49 4.40Latinoamérica 152 190 228 238 253 269 2.22Brasil 12 24 55 73 88 99 8.45Venezuela 22 25 31 40 56 73 4.72Argentina 44 48 54 52 45 41 -0.27Mundial 3,051 3,565 3,888 4,164 4,473 4,750 1.72% no convencional 13% n.d 15% n.d. n.d. 22% n.d.Nota: Las definiciones y los reportes del tight gas varían de acuerdo a los países y regiones, por lo que la división entre laproducción de gas convencional y no convencional es aproximada (y correspondiente solo al escenario de NuevasPolíticas). Las diferencias entre los volúmenes históricos de oferta y demanda se deben a variación en inventarios.Fuente: World Energy Outlook 2011, Agencia Internacional de Energía.48

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn lo que respecta a la producción necesaria para satisfacer los requerimientos futuros, se estimaque la mayor parte de la producción provendrá de recursos convencionales. Sin embargo, laparticipación de los recursos no convencionales se incrementará de 13% en 2009 a 22% en 2035.La mayor parte de la producción de los recursos no convencionales provendrá de shale gas y demetano en lechos de carbón (coalbed methane). La producción de ambos alcanzará unaparticipación de 9% del total en 2035.Asimismo, se estima que el mayor crecimiento de la producción provendrá de países nomiembros de la OCDE, con una participación de 72.7% sobre el total mundial al final del periodo. EnAsia, China se convertirá en uno de los principales productores de gas, a pesar de que seguirádependiendo fuertemente de las importaciones. La producción de este país se incrementará de 85MMMm 3 en 2009 a 290 MMMm 3 en 2035. La mayor parte de este comportamiento estaráasociado al desarrollo de reservas de gas en arenas compactas (tight gas) y shale gas (China realizóla primera licitación para el desarrollo de shale gas a mediados de 2011). En 2012, este país lanzósu primer plan quinquenal para el desarrollo de shale gas, estableciendo metas ambiciosas deproducción 40 tratando de emular el éxito que ha logrado Estados Unidos.La producción esperada de la India será de 120 MMMm 3 hacia 2035. Al igual que China, estepaís tiene un fuerte interés en el desarrollo de los campos de gas no convencional. Para 2012 setiene programada la quinta licitación relativa a campos de metano en lechos de carbón y otra máspara campos de shale gas.En Medio Oriente se espera que la producción incremente 2.5% promedio anual, hasta alcanzar770 MMMm 3 en 2035. El detonador inicial de este aumento está ligado con la nueva planta delicuefacción en Qatar y la entrada en operación del proyecto Pearl de Gas a Líquidos (GTL). Seespera que la producción de este país se incremente de 89 MMMm 3 en 2009 a 160 MMMm 3 en2015. Posteriormente, se espera un incremento más moderado debido a la moratoria de nuevosproyectos en el yacimiento más grande del mundo (North Field). En lo que respecta a Irán, otro delos principales productores en la región, los pronósticos de crecimiento en la producción para elcorto plazo son limitados, debido a las sanciones internacionales que restringen la inversiónextranjera y transferencia tecnológica.En el Norte de África, los productores han sido afectados por los conflictos políticos en la región.En Libia las estimaciones se han calculado a la baja en comparación con el año anterior debido a losconflictos existentes en el país. En Argelia se espera que la producción incremente a 170 MMMm 3en 2035. Adicionalmente, se estima una mayor participación de los países subsaharianos, conNigeria y Angola liderando los incrementos en la región.En América del Sur, la producción de gas natural de campos convencionales seguirápredominando. Brasil será el país de la región que presente los mayores incrementos, aumentandoen casi nueve veces su producción actual para alcanzar 100 MMMm 3 en 2035. Con ello, desplazaráa Argentina como el principal productor de la región y se convertirá en un exportador neto.La producción incremental de los países de la OCDE en Europa provendrá, en los primeros añosdel periodo prospectivo, del gas convencional de Noruega y, posteriormente, de los depósitos deshale gas de Polonia. Sin embargo, la producción de estos países no será suficiente para compensarlas declinaciones de los otros países, por lo que la producción de la región disminuirá de 30040http://www.nortonrose.com/knowledge/publications/64620/chinas-12th-five-year-plan-for-shale-gas49

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026MMMm 3 en 2009 a poco más de 200 MMMm 3 en 2035. En Norteamérica, se estima que laproporción de gas natural proveniente de campos no convencionales ascenderá a 64% en 2035.1.5.3. Comercio mundial de gas natural, 2010-2035Hacia el futuro, se prevé un incremento en el volumen comercializado de gas natural, tanto porgasoductos como por medio de gas natural licuado (GNL). El mayor incremento en el comercio degas por ductos será en Eurasia, con la expansión de la capacidad de Rusia y de los países del Caspio.El principal destino de dicho gas serán los mercados Europeos y China. En noviembre de 2011 seconcesionó el gasoducto de Nord Stream, que permitirá transportar el gas de Rusia hacia Europa através del Mar Báltico 41 . Este sistema incluirá dos gasoductos de 1,244 km, con una capacidad paratransportar 55 MMMm 3 anuales de gas natural. Asimismo, con la entrada en operación de estegasoducto, se espera un aumento en las exportaciones de Turkmenistán hacia China.En lo que respecta al comercio de GNL, se espera un aumento de más de 60% en la capacidad delicuefacción hacia 2020. En Australia, derivado de los acontecimientos en Fukushima, se haimpulsado el desarrollo de proyectos de licuefacción. De hecho, este país se convertirá en el segundoexportador de GNL después de Qatar, con un volumen esperado de 85 MMMm 3 en 2020 y 115MMMm 3 en 2035. Durante los primeros meses de 2011, se comprometieron inversiones para tresproyectos para la producción de GNL a partir de metano en lechos de carbón en Australia –Gladstone, Australia Pacific LNG y Wheastone- así como del proyecto Prelude para construir laprimera planta de LNG flotante en la costa oeste de dicho país.Por otro lado, aun cuando el consumo en la región de Medio Oriente se incrementará, suproducción continuará siendo superior a la demanda, por lo que seguirá siendo un suministradorimportante a nivel mundial. De igual forma, las exportaciones de África crecerán de formaimportante, al pasar de 100 MMMm 3 en 2009 a 280 MMMm 3 en 2035. Estas exportaciones sellevarán a cabo tanto a través de gasoductos (principalmente en el Norte de África) como por mediode GNL.Cuadro 12Capacidad adicional de licuefacción, 2011-2016(Millones de toneladas)País 2011 2012 2013 2014 2015 2016Cuenca del Atlántico 78.1 83.3 92.5 92.592.5 92.5Argelia 20.3 9.2 29.9Angola 0 5.2 5.2Medio Oriente 100.4 100.4 100.4 100.4 100.4 100.4Cuenca del Pacífico 101.3 105.6 105.6 110.6 137.8 150.8Australia 19.5 4.3 5 11.1 48.4Papúa Nueva Guinea 6.6 6.6Canadá 5 5Estados Unidos 4.5 9Mundial 279.8 289.3 298.5 303.5 330.7 343.7Fuente: Cedigaz.41Short-term trends in the gas industry, Panorama 2012, IFP, Paris 2012.50

SECRETARÍA DE ENERGÍAPor otro lado, se estima que 35% del incremento total en el comercio mundial estará asociado alos requerimientos de importación de China, que irán de 10 MMMm 3 en 2009 a 125 MMMm 3 en2020 y a más de 210 MMMm 3 en 2035. Con ello, China se convertirá en el segundo mercado deimportación más importante del mundo, sólo después de Europa.En Europa, los requerimientos de importaciones se incrementarán en comparación con lasproyecciones del año pasado, asociado al mayor consumo esperado de gas. Las estimaciones deimportación por parte de los países OCDE en Europa se ubicarán en 470 MMMm 3 hacia el final delperiodo, volumen casi dos veces superior a 2009.51

52PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026

SECRETARÍA DE ENERGÍA2. Capítulo 2. Marco regulatorio de laindustria de gas naturalEste Capítulo aborda brevemente el marco normativo aplicable a la industria del gas natural enMéxico. En particular, se exponen las principales modificaciones realizadas por la ComisiónReguladora de Energía (CRE) a los instrumentos regulatorios aplicables a dicha industria, entremayo de 2011 y mayo de 2012.2.1. Marco jurídico básico de la industria de gas naturalEl marco normativo básico de la industria del gas natural se conforma por los siguientesordenamientos:• Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos• Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal• Ley de Petróleos Mexicanos• Ley de la Comisión Reguladora de Energía• Ley de la Comisión Nacional de Hidrocarburos.• Ley Federal de las Entidades Paraestatales• Ley Federal sobre Metrología y Normalización• Ley de Planeación• Ley Federal de Competencia Económica• Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo delPetróleo• Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos• Reglamento Interior de la Secretaría de Energía• Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales• Reglamento de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización• Reglamento de la Ley Federal de Competencia Económica• Reglamento de Gas Natural• Normas Oficiales Mexicanas• Directivas y Resoluciones expedidas por la CRE2.2. Marco ConstitucionalLas disposiciones constitucionales relativas a la industria del gas natural en México se encuentranprevistas, en los artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.53

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Entre los citados artículos, destaca el Artículo 27, que en su párrafo cuarto establece que“Corresponde a la Nación el dominio directo de todos los recursos naturales de la plataformacontinental y los zócalos submarinos de las islas; de todos los minerales o sustancias que en vetas,mantos, masas o yacimientos, constituyan depósitos cuya naturaleza sea distinta de loscomponentes de los terrenos, tales como... el petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos,líquidos o gaseosos...”.Asimismo, el párrafo sexto de este artículo establece que: “Tratándose del petróleo y de loscarburos de hidrógeno sólidos, líquidos o gaseosos o de minerales radioactivos, no se otorgaránconcesiones ni contratos, ni subsistirán los que en su caso se hayan otorgado y la Nación llevará acabo la explotación de esos productos, en los términos que señale la Ley Reglamentaria respectiva”.2.3. Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramodel petróleoLa Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el ramo del petróleo (LRA27C)establece los siguientes supuestos en relación con la industria del gas natural:• Sólo la Nación podrá llevar a cabo las distintas explotaciones de los hidrocarburos, queconstituyen la industria petrolera.• La industria petrolera abarca, entre otras actividades, la exploración, explotación,elaboración y ventas de primera mano del gas, así como el transporte y elalmacenamiento indispensables y necesarios para interconectar su explotación yelaboración.• La Nación llevará a cabo la exploración y la explotación del petróleo y las demásactividades a que se refiere el artículo 3º, que se consideran estratégicas en los términosdel artículo 28º párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados UnidosMexicanos, por conducto de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios.• Salvo lo dispuesto en el Artículo 3º de esa Ley, el transporte, el almacenamiento y ladistribución del gas podrán ser llevados a cabo, previo permiso, por los sectores social yprivado, los que podrán construir, operar y ser propietarios de ductos, instalaciones yequipos, en los términos de las disposiciones reglamentarias, técnicas y de regulación quese expidan.2.4. Principales atribuciones de la Secretaría de Energía y de laCRE en materia de gas naturalDe conformidad con el marco normativo aplicable a la industria del gas natural, la Secretaría deEnergía (SENER) está facultada para:• Establecer y conducir la política energética del país.54

SECRETARÍA DE ENERGÍA• Ejercer los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos dehidrógeno sólidos, líquidos y gaseosos.• Conducir y supervisar la actividad de las entidades paraestatales sectorizadas en la propiaSecretaría, así como la programación de la exploración, explotación y transformación delos hidrocarburos.• Promover que la participación de los particulares en las actividades del sector sea en lostérminos de la legislación y de las disposiciones aplicables.• Elaborar la planeación energética a mediano y largo plazos, así como fijar las directriceseconómicas y sociales para el sector energético paraestatal.• Integrar el Consejo Nacional de Energía.• Proponer al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción del petróleoy del gas de petróleos mexicanos (PEMEX), con base en las reservas probadas y losrecursos disponibles, dando prioridad a la seguridad energética del país en el marco de laEstrategia Nacional de Energía.La CRE, de acuerdo con su Ley, es un órgano desconcentrado de la SENER, con autonomíatécnica y operativa, que tiene por objeto promover, entre otras, el desarrollo eficiente de lasactividades siguientes:• Las ventas de primera mano del gas.• El transporte y distribución del gas por medio de ductos, así como del almacenamientoque se encuentre directamente vinculados a estos, o que forme parte integral de lasterminales de importación o distribución.Para el cumplimiento de su objeto, la CRE tiene, entre otras, las atribuciones siguientes:• Aprobar y expedir los términos y condiciones de las ventas de primera mano del gas, asícomo las metodologías para la determinación de sus precios, salvo que existancondiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia, oque sean establecidos por el Ejecutivo Federal mediante Acuerdo.• Determinar las zonas geográficas exclusivas de distribución del gas.• Aprobar y expedir los términos y condiciones a que deberá sujetarse la prestación de losservicios de transporte, almacenamiento y distribución del gas que se realice por mediode ductos.• Expedir las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por dichos servicios,salvo que existan condiciones de competencia efectiva a juicio de la Comisión Federal deCompetencia.55

SECRETARÍA DE ENERGÍAcontratación de ventas de primera mano con entregas en el régimen permanente de los Términos yCondiciones Generales, hasta que sean aprobados el Catálogo de Precios y los Lineamientos,elementos que están en trámite de ser completados acorde con las condiciones comerciales yfinancieras actuales del mercado.En este contexto, el nuevo régimen de las VPM alcanzará un grado elevado de eficacia en lamedida en que exista un esquema real y efectivo de acceso abierto a la red de gasoductos, toda vezque se fomentará la concurrencia de un mayor número de actores a la industria, al mismo tiempoque promoverá la eficiencia de los participantes actuales.2.5.2. Calidad del Gas NaturalPara garantizar que el gas natural suministrado por PEMEX en la Zona Sur del SNG esté dentrode los parámetros especificados en la NOM-001-SECRE-2003, Especificaciones del gas natural, enlo que respecta al Índice de Wobbe 42 , al poder calorífico, al contenido de nitrógeno, a la temperaturade rocío de hidrocarburos, al ácido sulfhídrico y a la humedad, la CRE propuso adecuaciones a laregulación de las VPM y a las Normas Oficiales Mexicanas para tomar en cuenta esta situación.Después de diversos instrumentos transitorios, en marzo de 2010 se publicó en el Diario Oficialde la Federación (DOF) la Norma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones delgas natural, misma que entró en vigor en mayo de 2010. Dicha norma establece los parámetros decalidad que debe satisfacer el gas natural en los sistemas de transporte, distribución yalmacenamiento, a efecto de preservar la seguridad de las personas, el medio ambiente y lasinstalaciones de los permisionarios y de los usuarios.Como complemento a la emisión de dicha norma, la CRE ha expedido disposiciones quepretenden internalizar los aspectos de calidad del gas natural en la regulación de dicho energético.En lo que respecta a los precios de VPM, mediante la Resolución RES/351/2010, expedida el18 de noviembre de 2010, la CRE estableció un esquema de ajustes y bonificaciones en los preciosde VPM en función de lo dispuesto en la NOM-001-SECRE-2010, de tal manera que, cuando losadquirientes recibieran un gas de menor calidad, esto se vería reflejado en el precio. Desde esa fechay hasta abril de 2012, la CRE ha verificado, en lo aplicable, el cálculo de los ajustes al precio deVPM.Asimismo, en materia de normatividad técnica, las principales acciones emprendidas por la CREhan sido:• Solicitó la participación de los interesados en aportar información que sirva de base paradeterminar los costos de las afectaciones por el uso de gas natural con alto contenido denitrógeno, variaciones súbitas del Índice Wobbe y en general por el incumplimiento delos requerimientos previstos en la NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gasnatural.42 Índice Wobbe: Es la relación del poder calorífico superior en base volumétrica (HS), respeto a la raíz cuadrada de ladensidad relativa.57

SECRETARÍA DE ENERGÍAsuministro por gas natural para bombeo neumático de la región marina, incrementar larecuperación de propano y operar en condiciones de temperatura mínimas permisibles.• Estudios de afectación a usuarios, que determinen los costos de afectaciones generales apermisionarios y usuarios por el uso continuo de gas natural con alto contenido denitrógeno o causadas por el incumplimiento de la NOM-001-SECRE-2010. En la citadaRES/098/2011 se indica que PGPB debe informar a la CRE, dentro de los primeros diezdías hábiles de cada trimestre y a partir del tercer trimestre de 2011, las accionesadoptadas y el estado que guarde la elaboración de los estudios.• Se concluyó la elaboración de las bases técnicas y de licitación para la contratación de losestudios de afectaciones misma que fue enviada a la CRE, para su revisión y análisis.• Los equipos de medición y muestreo en los puntos bajo custodia de PGPB se instalaronconforme a lo establecido en el Acuerdo del 24 de noviembre de 2011. Está previsto queen materia de información, la plataforma tecnológica para este fin estará lista para elúltimo trimestre del año corriente.2.5.3. Modificaciones a la Directiva sobre la Determinación de los Precios deGas Natural Objeto de Venta de Primera Mano, DIR–GAS–001-2009La Directiva sobre la Determinación de los Precios de Gas Natural Objeto de Venta de PrimeraMano, DIR–GAS–001-2009 (Directiva de precios de VPM), publicada en julio de 2009, establece lametodología para determinar el precio del gas natural objeto de VPM. En la formulación yactualización de dicha metodología, la CRE ha seguido el criterio de regulación por referencias, locual ha permitido atender el precepto establecido en el Reglamento de Gas Natural para ladeterminación de los precios de VPM, que señala que estos precios deben reflejar el costo deoportunidad del hidrocarburo respecto del mercado internacional y del lugar donde se realice laventa.Al igual que otros instrumentos regulatorios, la Directiva de precios de VPM ha sido objeto deprecisiones, revisiones y actualizaciones, con el objeto de adaptarla a las condiciones dinámicas delos mercados relevantes. Algunas de estas modificaciones han sido motivadas por consultas ysolicitudes realizadas por los participantes de la industria.De esta manera, en 2010 y 2011 la CRE realizó, principalmente, las siguientes adecuaciones a laDirectiva de Precios de VPM:• Definición de los índices diarios de referencias internacionales; el mecanismo desustitución de índices de referencias internacionales; el mecanismo de sustitución deíndices cuando estos no se encuentren disponibles en las publicaciones correspondientesy la determinación de precios en puntos de inyección distintos a plantas de proceso.• Eliminación del mecanismo de mínimos comprendido en su disposición 3.2, toda vez quese concluyó que la eliminación de dicho mecanismo permitiría reflejar en mejor medida elcosto de oportunidad del gas objeto de VPM.59

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Dado que se ha diagnosticado que los precios de referencia están desvinculados de la evoluciónpuntual de los mercados de referencia, lo que subestima el costo de oportunidad del gas y causadistorsiones en las VPM, en mayo de 2012 PGPB solicitó a la CRE el cambio de referencia del preciodel gas natural de Henry Hub al Houston Ship Channel, así como actualizar el valor de la tarifa delSur de Texas a la frontera (TFi). La propuesta se encuentra en proceso de revisión por parte de laCRE.Actualización de los valores de los parámetros µ d , µ m , δ d y δ mLa disposición 11.3 de la Directiva DIR-GAS-001-2009 señala que los parámetros mu (µ) ydelta (δ) de la fórmula del precio del gas objeto de VPM se actualizarán trimestralmente. Dichosparámetros permiten ajustar los precios del mercado de referencia en Henry Hub a las referencias delmercado en el sur de Texas, lo cual coadyuva a que los precios del gas natural determinados por lacitada Directiva reflejen el costo de oportunidad y las condiciones de competitividad en el mercadointernacional, tal como lo establecen las disposiciones reglamentarias en la materia.En congruencia con ello, durante 2011 la CRE expidió las Resoluciones RES/014/2011,RES/128/2011, RES/249/2011 y RES/408/2011 con el fin de actualizar dichos parámetros.Asimismo, durante 2012 se expidieron las Resoluciones RES/036/2012, RES/147/2012 yRES/268/2012, esta última, expedida el 27 de julio de 2012, estará vigente hasta el 31 deoctubre de 2012.2.6. Regulación en la industria de gas natural2.6.1. Modificaciones al Reglamento de Gas NaturalEl diagnóstico de los resultados alcanzados a partir de la reforma en el sector del gas naturalemprendida en 1995, permitió a los representantes del sector energético nacional, como la SENER,CRE y PGPB, concluir que es necesario redefinir diversos aspectos de la organización industrial delsector, con el fin de promover un desarrollo más dinámico de nueva infraestructura de transporte,almacenamiento y distribución, en congruencia con el potencial que representa la dinámica de lademanda de gas natural en el país. Asimismo, se detectó la necesidad de modificar algunas reglaspara propiciar una mayor participación en condiciones equitativas, de nuevos actores, en segmentoscomo la comercialización.Por ello, se emprendió un proyecto de modificación al Reglamento de Gas Natural (RGN), con elobjeto de actualizar dicho instrumento normativo, con el fin de consolidar un marco regulatorioclaro y transparente que responda a la reciente evolución de la industria a la par que impulse elcrecimiento del sector con una visión de largo plazo. Los ejes rectores del proyecto de reformas son:promover mayor competencia y participación de nuevos agentes en el mercado de gas natural;mejorar las condiciones para el desarrollo de infraestructura y precisar las condiciones de integraciónvertical, y asegurar el acceso abierto a los servicios, bajo principios de transparencia y nodiscriminación indebida. El proyecto fue sometido a consideración de los principales interlocutoresen materia de gas natural, SENER, CRE, PEMEX, permisionarios, la Asociación Mexicana de GasNatural (AMGN), así como cámaras y asociaciones industriales con interés jurídico en el proyecto.60

SECRETARÍA DE ENERGÍADespués de los procesos de consulta mencionados, durante 2011 se trabajó de forma conjuntaen la elaboración y análisis de diversas versiones del proyecto de un nuevo RGN. En particular, seestudiaron las propuestas siguientes:• La importancia, el papel y el funcionamiento de la figura de Gestor Independiente delSistema en una red de transporte de gas por medio de ductos.Esta figura es el tercero responsable de operar los aspectos operativos y comerciales de la red detransporte. Según la experiencia internacional, ésta constituye una forma eficaz y eficiente degarantizar un trato no indebidamente discriminatorio para todos los usuarios de la red.• La separación entre transporte y distribución de gas por medio de ductos.Esta es una medida regulatoria que considera la experiencia internacional en este tipo deactividades. Su objetivo es limitar la influencia que tiene el monopolio natural del transporte y evitarque se extienda a otros eslabones de la cadena productiva de forma indebida. En este sentido,PEMEX se retira de la distribución, permitiendo a terceros atender este mercado. PGPB mantiene yopera 28 ramales en 7 zonas geográficas de distribución, con una longitud de 565 kilómetros. Elproyecto de enajenación permitirá que se genere un negocio de distribución robusto a partir de lademanda actual de los 99 clientes potenciales, cuya cartera se incluye en la enajenación.De acuerdo a la Res/137/2010, los ductos que se encuentran localizados en zonas geográficasde distribución, únicamente podrán ser utilizados para fines de distribución de gas natural. PGPBpodrá proponer formas diferentes a la enajenación de los ductos y ramales, siempre y cuando secumplan los supuestos señalados en dicha resolución.• Las razones y objetivos de prohibir al transportista enajenar gas, salvo casos de índoleoperativo para salvaguardar las condiciones del sistema.Esta condición contribuye a limitar el poder monopólico del transporte de gas por medio deductos.• La obligación de los permisionarios de publicar condiciones especiales otorgadas a unusuario.Se ha comprobado que la publicación de información respecto del trato comercial de lospermisionarios es una herramienta que permite tanto a los usuarios como al regulador, asegurar quelos entes regulados no favorezcan a usuarios particulares. El objetivo no es prohibir la existencia decondiciones especiales, sino extender las mismas a cualquier usuario que las solicite y que seencuentre en condiciones similares al que ya las recibió.Dicho reglamento está en las últimas fases de ajuste, valorándose los comentarios vertidos porlos distintos participantes.2.6.2. Esquemas de Cobertura de Gas NaturalConsiderando que el precio del gas natural en México está vinculado a los precios internacionalesdel energético, los que experimentan volatilidad derivada de las condiciones de oferta y demanda en61

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026los mercados respectivos, la Directiva sobre la determinación de tarifas y el traslado de precios paralas actividades reguladas en materia de gas natural, DIR—GAS-001-2007 (la Directiva), establece,en su numeral 30, los supuestos bajo los cuales los distribuidores pueden proponer esquemasalternativos para determinar el precio máximo de adquisición (PMA) que permita mitigar lavolatilidad de los precios del gas natural en beneficio de los usuarios. Dichos esquemas deberánbasarse en las condiciones del mercado que sirva de referencia para establecer el PMA.De conformidad con la Directiva, la CRE debe evaluar y aprobar las propuestas de lospermisionarios, tomando en consideración que el esquema para mitigar la volatilidad de precios delgas cumpla con los siguientes criterios:I. Sea una alternativa congruente con la forma en que se determinan los precios del gas naturalen México;II. Beneficie a los Usuarios; es decir, que estabilice los precios en niveles acordes con lascondiciones del mercado;III. No discrimine indebidamente entre grupos tarifarios;IV. Sea equiparable con esquemas de uso común en la industria del gas para disminuir el riesgo dela volatilidad de precios, yV. Sea verificable con parámetros del mercado de gas natural y que sirva de referencia paraestablecer el PMA respectivo.En ese sentido, en 2011, la CRE diseñó un nuevo esquema de coberturas para los usuariosmenores de los distribuidores. En particular, en agosto, septiembre y octubre de ese año, seexpidieron las Resoluciones RES/306/2011, RES/364/2011 y RES/379/2011, por las que seautorizó a diversos distribuidores de gas natural la modificación del precio máximo de adquisición,con el fin de que incluyeran la instrumentación del citado esquema.2.6.3. Revisión quinquenal de tarifas de distribución de permisionariosCon base en la metodología para el cálculo de las tarifas iniciales y para su ajuste, comprendidaen las Directivas aplicables, la CRE realiza revisiones quinquenales de las tarifas por los servicios detransporte, distribución y almacenamiento. De conformidad con los principios regulatorioscomprendidos en el Reglamento, las tarifas que se establezcan deberán permitir a los permisionariosobtener ingresos suficientes para cubrir los costos adecuados de operación y mantenimientoaplicables al servicio, el pago de los impuestos, la depreciación y una rentabilidad razonable.En este contexto, en las revisiones quinquenales la CRE lleva a cabo un análisis del plan denegocios de los permisionarios con el objeto de evaluar que la propuesta de requerimiento deingresos incluya únicamente los activos, costos y gastos debidamente justificados y relacionadoscon la prestación del servicio. Asimismo, se busca que la depreciación corresponda exclusivamente alos activos involucrados en la prestación del servicio y que el rendimiento sobre la inversiónconsidere un costo promedio ponderado de capital adecuado y razonable que refleje la estructura decapital y financiamiento que enfrenta el permisionario.62

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn abril de 2012, la CRE finalizó las revisiones quinquenales correspondientes al tercer períodode operaciones de dos permisionarios de distribución de gas natural en las Zona Geográficas deGuadalajara y Sonora.Fuente: CRE.Cuadro 13Revisiones quinquenales de permisionarios de distribuciónLos planes de negocios de las empresas mencionadas prevén programas de inversión para eltercer periodo de prestación del servicio, pretendiendo ampliar la cobertura en 35,592 usuarios paralos próximos cinco años. Estos programas comprenden la adición de 493.28 km a sus sistemas dedistribución, lo que representa una inversión de 562.81 millones de pesos a poder adquisitivo del 31de diciembre de 2006, como se detalla el Cuadro 14.Cuadro 14Adiciones incluidas en las revisiones quinquenales de distribuidores de gas natural,mayo de 2011 y abril de 2012Fuente: CRE.PermisionarioZona GeográficaResolución IngresoRequerido Q3Fecha de la ResoluciónTractebel DGJ S.A. de C.V. Guadalajara RES/457/2011 01-dic-11Gas Natural de Noroeste, S.A. de C.V. Sonora RES/107/2012 29-mar-12PermisionarioUsuariosnuevosKilómetrosadicionalesInversión adicional(Pesos)Tractebel DGJ S.A. de C.V. 24,393 213.2 165,504,489Gas Natural de Noroeste, S.A. de C.V. 11,199 280.1 397,307,747Con ello, se dan por terminadas las revisiones quinquenales correspondientes al tercer periodo deoperaciones de todos los permisionarios de distribución de gas natural.2.6.4. Revisión quinquenal de tarifas de transporteEn el periodo analizado se concluyó la revisión quinquenal de las empresas Gasoducto del Río, S.A. de C. V.; Gasoductos de Chihuahua, S. de R. L. de C. V.; así como del Sistema Naco–Hermosillo dePGPB, titulares de un permiso de transporte de gas natural de acceso abierto, además se continuócon el análisis de tarifas correspondiente a las revisiones quinquenales de otras cinco empresastransportistas.Durante el mismo periodo, se resolvió el recurso de reconsideración interpuesto por Gasoductosdel Bajío, S. de R. L. de C. V., en contra de su revisión quinquenal, por lo que se aprobaron las tarifasdefinitivas para el siguiente periodo quinquenal de operación y se agregó al Sistema Nacional deTransporte Integrado.63

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-20262.6.5. Revisiones quinquenales de tarifas de almacenamientoEn 2011 concluyó la revisión quinquenal de la Terminal de LNG de Altamira, S. de R.L. de C.V.,titular del permiso G/138/ALM/2003 y se aprobó la lista de tarifas máximas para el segundoperiodo de prestación de servicios. Con ello, la Terminal podrá continuar prestando sus servicios demanera eficiente, así como asegurar la confiabilidad, estabilidad y seguridad de los mismos.2.7. Avances en normalización2.7.1. Normas Oficiales MexicanasUna de las facultades con que cuenta la CRE es la expedición de Normas Oficiales Mexicanasrelativas a las actividades reguladas en materia de hidrocarburos.En ese sentido, destaca la revisión a la Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004,Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales dealmacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción,conducción, vaporización y entrega de gas natural. De dicha revisión, en la cual participó un grupode trabajo formado por empresas del sector, dependencias gubernamentales interesadas yasociaciones de profesionales, resultó la actualización técnica de la sección relativa a terminales degas natural licuado en tierra firme; así como la incorporación de un capítulo para terminales remotasde almacenamiento y regasificación de gas natural licuado. Con ello, se busca brindar certeza a losparticulares respecto de las especificaciones técnicas que se deberán cumplir en este tipo deinstalaciones.Adicionalmente, con el propósito de adecuar la normatividad conforme a las innovacionestecnológicas y a las prácticas internacionalmente reconocidas en la industria, el Programa Nacionalde Normalización 2012 contempla la revisión y actualización de las siguientes NOM’s y proyectosde NOM:• NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural.• NOM-010-SECRE-2002, Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitosmínimos de seguridad para estaciones de servicio.• NOM-011-SECRE-2000, Gas natural comprimido para uso automotor. Requisitosmínimos de seguridad en instalaciones vehiculares.• NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para el diseño, construcción, operacióny mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas natural licuado que incluyensistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega degas natural.• PROY-NOM-003-SECRE-2005, Distribución de gas natural y gas licuado de petróleo porductos.64

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn el Cuadro 15 se muestran las Normas Oficiales Mexicanas expedidas por la CRE en materia degas natural, que se encuentran vigentes a la fecha.Cuadro 15Normas Oficiales MexicanasNOMNorma Oficial Mexicana NOM-001-SECRE-2010, Especificaciones del gasnatural (cancela y sustituye a la NOM-001-SECRE-2003, Calidad del gasnatural y la NOM-EM-002-SECRE-2009, Calidad del gas natural durante elperiodo de emergencia severa).Norma Oficial Mexicana NOM-002-SECRE-2010, Instalaciones deaprovechamiento de gas natural (cancela y sustituye a la NOM-002-SECRE-2003, Instalaciones de aprovechamiento de gas natural).Norma Oficial Mexicana NOM-003-SECRE-2002, Distribución de gasnatural y gas licuado de petróleo por ductos (cancela y sustituye a la NOM-003-SECRE-1997, Distribución de gas natural).Norma Oficial Mexicana NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural(cancela y sustituye a la NOM-007-SECRE-1999, Transporte de gasnatural).Norma Oficial Mexicana NOM-010-SECRE-2002, Gas natural comprimidopara uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad para estaciones deservicio.Norma Oficial Mexicana NOM-011-SECRE-2000, Gas natural comprimidopara uso automotor. Requisitos mínimos de seguridad en instalacionesvehiculares.Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridadpara el diseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales dealmacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos einstalaciones de recepción, conducción, vaporización y entrega de gas natural.(Sustituye a la NOM-EM-001-SECRE-2002, Requisitos de seguridad para eldiseño, construcción, operación y mantenimiento de plantas dealmacenamiento de gas natural licuado que incluyen sistemas, equipos einstalaciones de recepción, conducción, regasificación y entrega de dichocombustible).Publicación DOF19 de marzo de 20104 de febrero de 201112 de marzo de 20038 de febrero de 201123 de octubre de 200223 de octubre de 20028 de noviembre de 2004Fuente: CRE.Cabe señalar que el 24 de junio de 2011 se publicó en el DOF el Aviso de Cancelación de lasNormas Oficiales Mexicanas NOM-008-SECRE-1999, Control de la corrosión externa en tuberías deacero enterradas y/o sumergidas, y NOM-009-SECRE-2002, Monitoreo, detección y clasificaciónde fugas de gas natural y gas L.P., en ductos, publicadas el 27 de enero de 2000 y 8 de febrero de2002, respectivamente.2.7.2. Unidades de verificaciónEn el periodo de mayo de 2011 a abril de 2012, se aprobó una nueva unidad de verificación parala evaluación de la conformidad de la Norma Oficial Mexicana NOM-002-SECRE-2010,65

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Instalaciones de aprovechamiento de gas natural. Hasta el mes de mayo de 2012, se cuenta con 17unidades de verificación para realizar la evaluación de la conformidad de las Normas OficialesMexicanas en materia de gas natural, destacan dos que ya tienen la aprobación por parte de la CREpara evaluar la Norma Oficial Mexicana NOM-013-SECRE-2004, Requisitos de seguridad para eldiseño, construcción, operación y mantenimiento de terminales de almacenamiento de gas naturallicuado que incluyen sistemas, equipos e instalaciones de recepción, conducción, vaporización yentrega de gas natural. Otra se encuentra en la etapa de aprobación para poder evaluar dicha norma.Finalmente, dentro de las unidades de verificación aprobadas, se tiene a un aspirante en la etapa deevaluación para su aprobación en las Normas Oficiales Mexicanas NOM-001-SECRE-2010,Especificaciones del gas natural y la NOM-007-SECRE-2010, Transporte de gas natural.NombreDesarrollo Tecnología y Planeación, S. A. de C. V.Cuadro 16Unidades de verificación aprobadas por la CREObjeto a verificarNOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007 y NOM-008Compañía de Inspección Mexicana, S. A. de C. V.Lloyd Germánico de México, S. de R. L. de C. V.Diseño Especializado en Ingeniería y Sistemas Actualizados,S.A. de C.V.Evaluaciones, Inspecciones y Asesoría, S.A. de C.V.Grupo de Ingeniería y Verificación de Gases, S.A. de C.V.Buró de Gas, S.A. de C.V.BETTA, S.A. de C.V.Bufete de Ingeniería en Proyectos de Instalaciones, S.A.Ingenieros Auditores, S.A. de C.V.Energía Controlada e Inspecciones de Chihuahua, S.C.Bureau Veritas Mexicana, S.A. de C.V.ABS Group Services de México, S.A. de C.V.Recipientes y Calderas, S.A. de C.V.Unidad de Verificación en Gas Natural, S.A. de C.V.Grannemann Lobeira, S. de R. L. de C. V.Organización de Inspecciones de México, S. A. de C. V.NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007, NOM-008 y NOM-010NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007, NOM-008 y NOM-013NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007, NOM-008 y NOM-011NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007 y NOM-008NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007 y NOM-008NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006, NOM-007 y NOM-008NOM-001, NOM-002, NOM-006, NOM-007 y NOM-008NOM-001, NOM-002, NOM-003, NOM-006 y NOM-008NOM-001, NOM-002, NOM-006, NOM-007 y NOM-008NOM-002 y NOM-008NOM-002 y NOM-007NOM-001, NOM-002, NOM-006, NOM-007 y NOM-008NOM-002, NOM-007NOM-002NOM-002, NOM-007 y NOM-013NOM-002Fuente: CRE.66

SECRETARÍA DE ENERGÍA3. Capítulo 3. Mercado nacional de gasnatural 2000-2011En este capítulo se presenta el comportamiento del mercado nacional de gas natural durante elperiodo 2000 a 2011. Particularmente, se analiza el desarrollo de la infraestructura, tanto aquelladel sector público como privado. Asimismo, se describe la evolución de la oferta, el comercioexterior y la demanda, así como los precios nacionales del hidrocarburo.Dentro de los aspectos más relevantes en 2011, destaca el crecimiento de la demanda de gasnatural, principalmente para la generación de electricidad. Buena parte del incremento en lademanda se abasteció con mayores importaciones. Por otro lado, los precios de gas al usuario finaldisminuyeron, debido a que algunos distribuidores dejaron de adquirir coberturas para aprovechar elentorno favorable de los índices de referencia internacionales.3.1. Infraestructura de transporte y distribución de gas natural3.1.1. Sector públicoEl transporte de gas natural a través del territorio nacional se efectúa por medio de un sistemaintegrado por gasoductos de diferentes diámetros y longitudes, trampas de diablos, válvulas deseccionamiento, válvulas troncales, pasos aéreos y cruces de ríos, de carreteras y de ferrocarriles. Lared de gasoductos del país está constituida por el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y elsistema Naco-Hermosillo, ambos pertenecientes a PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB).Asimismo, lo integran gasoductos privados, en algunos casos fronterizos interconectados con el surde Estados Unidos, otros conectados al SNG o aislados.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 empresasprivadas 44 . Al cierre de 2011, PEMEX reportó una red de ductos en operación de aproximadamente11,296 km para transportar gas natural 45 .44 La CRE ha otorgado permisos de distribución en diversas zonas geográficas del país a empresas que cuentan con suspropios gasoductos.45 Reporte anual que se presenta de acuerdo con las disposiciones de carácter general aplicables a las emisoras de valoresy otros participantes del mercado para el año terminado el 31 de diciembre de 2011, PEMEX, p. 74.67

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Mapa 6Gasoductos y distribución de las estaciones de compresión de gas natural a 2011LOS ALGODONESROSARITONACOGLORIA A DIOSEL SUECOSANTA CATARINALOS RAMONESESTACIÓN 19KINDER MORGANEL CARACOLCHÁVEZGdTLOS INDIOSTAMAZUNCHALECEMPOALALERDOMANZANILLOEL SAUZCHIMANECAVALTIERRILLATEJAS GASMAYAKANDuctos privadosDuctos de PGPBEstación de compresiónEMILIANO ZAPATACÁRDENASCD. PEMEX** Propiedad de PEP.Fuente: SENER.Dado que el gas pierde presión al ser transportado y recorrer grandes distancias, es necesariocomprimirlo para asegurar un flujo uniforme. Por lo tanto, a lo largo del ducto existen estaciones decompresión, las cuales permiten incrementar la presión para hacer llegar el producto en condicionesoperativas óptimas. Al cierre de 2011, PEMEX operó 11 estaciones de compresión, de las cuales 10son propiedad de PGPB y una de PEMEX Exploración y Producción (PEP), la estación Cd. PEMEX(véase Mapa 6). La capacidad de compresión instalada de PEMEX tuvo una potencia de 328,310caballos de fuerza (HP) al cierre de 2011.La compresión por parte de privados tuvo una capacidad de potencia de 179,848 HP ycorrespondió a ocho estaciones de compresión, algunas ubicadas a lo largo de SNG, otras en elsistema de Naco-Hermosillo y el sistema de Baja California.Las 19 estaciones de compresión, tanto de PEMEX como de privados, acumularon una capacidadde potencia total de 508,158 HP. En el Cuadro 17 se muestra el detalle de dichas estaciones.En 2010 entró en operación la estación de compresión Chávez, en Coahuila, que comprime elgas que se transporta a través de un gasoducto de 16 pulgadas desde Chávez hasta Durango, parasuministrar principalmente a la planta de generación eléctrica La Trinidad. La estación decompresión Chávez reportó una capacidad instalada de 7,110 HP en 2011.68

SECRETARÍA DE ENERGÍARegión* Propiedad de PEP.Fuente: PGPB y Sempra.Cuadro 17Estaciones de compresión de gas natural a 2011(HP)Compresión PGPBEstaciónPotencia Instalada(HP)RegiónCompresión PrivadaEstaciónPotencia Instalada(HP)Noreste Santa Catarina 9,400 Noroeste Rosarito 8,000Noreste Los Ramones 21,250 Noroeste Los Algodones 30,888Noreste Estación 19 23,700 Noroeste Naco 14,300Noreste Chávez 7,110 Noreste Gloria a Dios 14,300Centro-Occidente Valtierrilla 4,700 Noreste El Sueco 6,160Sur-Sureste Cempoala 55,000 Noreste El Caracol 46,350Sur-Sureste Lerdo 55,000 Noreste Los Indios 46,350Sur-Sureste Chinameca 55,000 Centro-Occidente El Sauz 13,500Sur-Sureste Cardenas 55,000 Total compresión Privada179,848Sur-Sureste Cd. Pemex* 7,150Sur-Sureste Emiliano Zapata 35,000Total compresión PGPB328,310 Total compresión508,1583.1.2. Sector privadoLa iniciativa privada participa en el transporte, distribución, almacenamiento, importación ycomercialización de gas natural en territorio nacional. Dicha participación tiene fundamento legal enlas reformas a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo de 1995y en la expedición del Reglamento de Gas Natural. Lo anterior, con el fin de redefinir el ámbito de laindustria petrolera y establecer los lineamientos generales del marco regulador de la industria de gasnatural, así como brindar certidumbre jurídica a los inversionistas interesados en incursionar en estesector. De este modo, la participación conjunta entre la iniciativa privada y el sector público habeneficiado a los usuarios, además de permitir inversiones para favorecer el suministro de estecombustible.El crecimiento de la infraestructura de distribución de gas natural ha propiciado que laverificación del cumplimiento de las obligaciones técnicas y económicas de los permisionarios seauna tarea primordial para la CRE. El control y seguimiento de los permisos constituyen actividadescontinuas y permanentes que propician que el servicio de distribución se preste bajo condicioneseconómicas, técnicas y de seguridad acordes con la normatividad aplicable.DistribuciónEn materia de distribución, desde su creación la CRE ha autorizado 22 permisos, de los cuales 20permanecen activos. Dichos permisos comprenden una red de distribución que alcanzó una longitudtotal de 46,312 km hasta abril de 2012. La inversión asociada a dicho sistema asciende aaproximadamente 1,867 millones de dólares (asumiendo el tipo de cambio de diciembre de 2011).69

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Con base en la información reportada por los 20 permisionarios de distribución que operanactualmente, en diciembre de 2011 el servicio de distribución atendía a 2,094,314 usuarios, lo querepresenta un aumento de 3.2% respecto a 2010 (véase Cuadro 18).p/ Preliminar.Fuente: CRE.Cuadro 18Número de usuarios por permisionario de distribución, 2009-2011Permisionario 2009 2010 2011p/Compañía Nacional de Gas, S.A. de C.V. 14,288 13,453 13,070Consorcio Mexi-Gas, S.A. de C.V. 168,648 167,886 169,432Gas Natural de Juárez, S.A. de C.V. 213,899 216,058 222,144Natgasmex, S.A. de C.V. 71,358 73,647 76,251Tamauligas, S.A. de C.V. 21,991 21,325 20,363Ecogas México (antes DGN Chihuahua, S. de R.L. de C.V.) 56,725 54,146 54,600Tractebel DGJ, S.A. de C.V. 26,022 27,344 28,026Ecogas México (antes DGN de La Laguna-Durango, S. de R.L. de C.V.) 23,952 23,748 24,334Ecogas México (antes Distribuidora de Gas Natural de Mexicali, S. de R.L. de C.V.) 10,582 10,612 10,869Tractebel GNP, S.A. de C.V. 42,026 42,833 40,444Tractebel Digaqro, S.A. de C.V. 57,418 57,676 58,800Gas Natural México, S.A. de C.V.- Toluca 19,898 22,411 25,041Gas Natural México, S.A. de C.V. - Nuevo Laredo 31,193 31,738 32,092Gas Natural México, S.A. de C.V. – Saltillo 71,127 73,185 75,254Gas Natural México, S.A. de C.V. - Monterrey 673,556 691,934 715,343Gas Natural México, S.A. de C.V. – Bajio 69,812 70,435 74,797Comercializadora Metrogas, S.A. de C.V. 302,680 321,164 339,247Compañía Mexicana de Gas, S.A. de C.V. 87,436 96,294 101,322Gas Natural del Noroeste, S.A. de C.V. 13,534 13,534 12,827Distribuidora de Gas Natural México 20 20 58TOTAL 1,976,165 2,029,443 2,094,314De acuerdo con la información preliminar disponible a abril de 2012, la energía conducida en lared de distribución fue de 343.4 millones de Gigajoules en 2011. La inversión correspondiente a laslíneas de gasoductos, inmuebles y equipo ascendió a 25,677 millones de pesos (equivalentes a1,867 millones de dólares de diciembre de 2011). De igual forma, los distribuidores incrementaronla longitud de la red en 920 km, con lo que se alcanzó una longitud total de 46,312 km. Estorepresentó un aumento de 2.0% respecto al cierre del año anterior.Al concluir 2011, los compromisos quinquenales de los permisionarios de distribución de gasnatural en materia de inversiones incluían un monto de 312.4 millones de dólares (véase Cuadro19). En dichos compromisos se tiene convenido alcanzar una cobertura de 2,383,046 usuarios ysuministrar un volumen de 846.7 MMpcd. Con ello, la red de distribución alcanzará una longitud de48,151 km.70

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 19Compromisos quinquenales de los permisionarios de distribución, al cierre de 2011PermisionarioLocalizaciónLongitud (km) alcierre de suquinquenioVolumenpromedioMMpcdCobertura deusuarios alcierre delquinquenioInversión (milesde dólares) 1Total nacional 48,151 847 2,383,046 312,397Total Región Noreste 29,108 405 1,342,352 117,7891 Cía. Nacional de Gas Q3/ Piedras Negras 695 5 12,656 77423Ecogas México(antes DGN de Chihuahua) Q3/Gas Natural de México(Saltillo) Q3/Chihuahua 1,933 28 72,047 18,951Saltillo-Ramos Arispe-Arteaga1 Miles de dólares de diciembre de 2011.Q2/ Empresas que se encuentran en el segundo quinquenio de operación autorizada.Q3/ Empresas que se encuentran en el tercer quinquenio de operación autorizada.Fuente: CRE.2,833 26 89,510 12,4824 Cía. Mexicana de Gas Q3/ Monterrey 2,550 42 114,843 5,0665Gas Natural de MéxicoNvo. Laredo) Q3/Nuevo Laredo, Tamaulipas 1,068 4 35,381 7,2606 Gas Natural de Juárez Q3/ Ciudad Juárez 4,362 31 228,584 33,4197 Tractebel GNP Q3/ Río Pánuco 917 24 44,583 1,1038 Tamauligas Q3/ Norte de Tamaulipas 976 9 23,336 7,48991011Gas Natural México(Monterrey) Q3/Ecogas México(DGN La Laguna Durango) Q3/Monterrey 12,812 226 696,800 28,587Torreón-Gómez Palacio-Ciudad Lerdo-Durango963 9 24,612 2,657Total Región Centro 12,740 279 790,355 123,855Gas Natural México(Toluca) Q3/Toluca 812 27 26,941 3,59212 Comercializadora Metrogas Q3/ Distrito Federal 4,359 64 380,393 39,75413 Consorcio Mexi-Gas Q3/ Valle Cuautitlán-Texcoco 4,758 132 260,793 51,35214Distribuidora de Gas NaturalMéxico Q2/Valle Cuautitlán-Texcoco 421 11 28,921 24,04915 NATGASMEX Q3/ Puebla-Tlaxcala 2,390 46 93,307 5,108Total Región Centro -Occidente5,408 149 220,100 69,26616 Tractebel Digaqro Q3/ Querétaro 1,766 58 73,119 39,17817Gas Natural México(Bajío) Q3/Zona Bajío Norte,Silao-León-Irapuato2,266 44 92,590 15,15418 Tractebel DGJ Q2/ Guadalajara 1,376 47 54,391 14,934Total Región Noroeste 894 13 30,239 1,48719Ecogas México(DGN de Mexicali) Q3/Mexicali 502 12 13,055 1,48720 Gas Natural del Noroeste Q2/ Hermosillo 392 2 17,184 0En 2011, el Gobierno del Estado de Jalisco, así como el permisionario Gas Natural de Juárez, S.A.de C.V., manifestaron el interés de desarrollar un sistema de distribución en los municipios deArmería, Colima, Manzanillo, Tecomán y Villa de Álvarez, en Colima y Zapotlán el Grande, Sayula yTuxpan, en Jalisco. Como resultado de lo anterior, el 16 de junio de 2011, mediante la Resolución71

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026RES/200/2011, se determinó la Zona Geográfica de Occidente, que abarca los municipios antesseñalados.De igual forma, en febrero de 2012, Gas Natural de Juárez, S. A. de C. V. presentó a la CRE lamanifestación de interés para que se desarrolle un sistema de distribución de gas natural en losmunicipios de Morelia, Lázaro Cárdenas, Pátzcuaro y Uruapan, en Michoacán, iniciándose laevaluación correspondiente.En el primer trimestre de 2012, la CRE inició los trabajos correspondientes al proceso delicitación pública internacional, LIC-GAS-018-2012, que tendrá por objeto el otorgamiento de unprimer permiso de distribución de gas natural para la Zona Geográfica de Morelos. Según el DOF, elfallo de la licitación será el 14 de noviembre de 2012 y un mes después se otorgará el permiso 46 .TransporteEl transporte de gas natural por ductos es la actividad de recibir, conducir y entregar gas. Estaactividad debe realizarse al amparo de un permiso otorgado por la CRE. En conformidad con elmarco regulador, dicha actividad puede realizarse bajo tres modalidades:• Transporte para usos propios (TUP). El permiso implica recibir, conducir y entregar gaspor medio de ductos que tengan por objeto satisfacer exclusivamente las necesidades delsolicitante. Los permisos de transporte para usos propios serán otorgados para unacapacidad y trayecto determinados y sus titulares sólo podrán ser usuarios finales.• Transporte para usos propios en sociedades de autoabastecimiento (SAB). Este permisose otorga en los mismos términos que el permiso para usos propios, pero el usuario finalserá una sociedad de autoabastecimiento. Sólo los usuarios finales que consuman gaspara usos industriales, comerciales y de servicios podrán constituir o formar parte desociedades de autoabastecimiento, y únicamente podrán entregar gas a los socios que lasintegren.• Transporte de acceso abierto (TRA). Consiste en recibir, conducir y entregar gas naturalpor medio de gasoductos mediante la prestación de servicios en base firme einterrumpible, cuando esta última modalidad de servicio sea factible y esté disponiblepara los usuarios, de acuerdo con las condiciones generales para la prestación delservicio.A mayo de 2012, la CRE ha otorgado un total de 235 permisos de transporte de gas natural, delos cuales 151 corresponden a TUP, 29 a TRA y 55 a SAB. Del total, 45 permisos han sidoterminados de manera anticipada y otros 34 están en construcción o sin operar.Al cierre de 2011, había 22 permisos de TRA de gas natural vigentes. De éstos, 17 permisos seencontraban en estatus de en operación, dos estaban en el de en construcción y tres en por iniciarobras. Asimismo, siete se declararon terminados anticipadamente (véase Cuadro 20).46 Publicado el 19 de julio de 2012.72

SECRETARÍA DE ENERGÍARespecto a los permisos vigentes en 2011, PGPB administra dos: el SNG y el sistema Naco-Hermosillo. Los 20 permisos restantes pertenecen a transportistas particulares. Los permisos deacceso abierto acumulan una longitud 12,295.9 km, con programas de inversiones por 2,531.1millones de dólares. Ambas cantidades están comprometidas al quinto año del otorgamiento de lasconcesiones.Cuadro 20Permisos de transporte de acceso abierto de gas natural a diciembre de 2011Permisionario1 Gasoductos de Chihuahua2 Igasamex San José IturbideLocalizaciónSan Agustín Valdivia -SamalayucaHuimilpan - San JoséIturbideLongitud*(km)* Cifra comprometida al quinto año del otorgamiento del permiso.n.d. no disponible.Fuente: CRE.VolumenPromedioMm 3 dVolumenpromedioMMpcdInversión*(millones dedólares)Estatus38.0 7,702.0 272.0 18.2 Operando2.5 360.0 12.7 0.4 Operando3 Energía Mayakan Ciudad Pemex - Valladolid 710.0 8,073.0 285.1 276.9 Operando4 FINSA Energéticos Matamoros, Tamps. 8.0 223.6 7.9 0.2 Operando5 Gasoductos del Bajío Valtierrilla - Aguascalientes 203.0 2,550.0 90.1 56.5 Operando6Transportadora de GN deBaja CaliforniaSan Diego - Rosarito 36.0 8,038.0 283.9 28.2 Operando7 Pemex Gas y Petroquímica Básica Naco - Hermosillo, Son. 339.0 3,113.0 109.9 22.1 Operando8 Pemex Gas y Petroquímica BásicaSistema Nacional deGasoductos8,704.0 144,614.0 5,107.0 436.5 Operando9 Kinder Morgan Cd. Mier - Monterrey 137.2 10,600.0 374.3 82.0 Operando10 Ductos de Nogales11 Gasoducto RosaritoFrontera México - EUA -NogalesLos Algodones - Tijuana,B.C.14.9 437.3 15.4 4.1 En construcción217.0 15,121.0 534.0 124.6 Operando12 Tejas de Gas de Toluca Palmillas - Toluca 123.2 2,720.0 96.1 31.0 Operando13 Transportadora de Gas Zapata Puebla - Cuernavaca 164.2 4,690.4 165.6 75.9 En construcción14 Gasoducto Agua PrietaFrontera México - EUA -Naco12.5 5,663.0 200.0 6.6 Operando15 Gasoductos de Tamaulipas Reynosa - San Fernando 114.2 28,317.0 1,000.0 238.7 Operando16 Gasoductos del Río Valle Hermoso, Tamps. 57.9 11,600.0 409.7 39.3 Operando17 Conceptos Energéticos Mexicanos Tijuana, B.C. 1.6 266.0 9.4 0.8 Operando18Transportadora de Gas Natural dela Huasteca19 Tejas Gas de la Península202122Tarahumara Pipeline,S. de R. L. de C. V.Energía Occidente de México,S. de R. L. de C. V.Fermaca Pipeline Anáhuac,S. de R. L. de C. V.Terminal de GNL Altamira,Tamps.-Tamazunchale,S.L.P.Valladolid - Nizuc y PuntaVenado-Valladolid-Nizuc,Quintana Roo127.0 9,887.0 349.2 167.9 Operando234.5 5,200.0 183.6 139.5 Por iniciar obrasCd. Juárez-Chihuahua 375.3 27,220.0 961.3 368.8 Por iniciar obrasManzanillo, Guadalajara 300.0 14,158.4 500.0 413.0 OperandoTamazunchale - San Luis dela Paz376.0 11,330.0 400.0 n.d. Por iniciar obrasTotal nacional 12,295.9 321,883.6 11,367.1 2,531.173

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026El 27 de julio de 2012, la CRE otorgó el permiso47 de transporte de gas natural a Gasoducto deMorelos, S.A.P.I. de C.V., propiedad de Elecnor y Elecnor de México. Al amparo de este permiso, sedesarrollará un ducto de transporte para suministrar gas natural a las plantas de generación de laCFE ubicadas en el estado de Morelos. El permiso contempla que el sistema, en su primera parte, irádesde el punto de interconexión sobre el ducto de 30” de diámetro propiedad de PGPB, en eltrayecto “Esperanza-Venta de Carpio”, localizado en el municipio de Huejotzingo, hasta la centralde ciclo combinado Centro I. La longitud total aproximada de esta etapa es de 113.065 km ycontará con una capacidad de transporte máxima de 4.42 MMm3estándar/día (156 MMpcd).En una segunda parte, el ducto se ampliará para conectarse con el punto de interconexión sobreel ducto de 48” de diámetro, propiedad de PGPB, en el trayecto “Cempoala-Santa Ana”, en elmunicipio de Tlaxco. La longitud total aproximada de esta ampliación es de 47.275 km y permitiráque el sistema alcance una capacidad de transporte máxima de 9.54 MMm3estándar/día (337MMpcd).La longitud total del ducto, aprobada en el permiso de transporte, será de 160.340 km y latubería a emplear será de acero al carbono, según API 5L Grado X-70. El diámetro del ducto será de30” y la máxima presión de operación permisible será de 7,560 kPa (1,096.5 psig).Adicionalmente, la CFE ha concluido las licitaciones para el desarrollo de los proyectosdenominados “Chihuahua” y “Tamazunchale II”, de los cuales resultaron ganadoras las empresasFermaca y Transcanada. En ambos casos, estas empresas cuentan con permisos otorgados por laCRE. Sin embargo, es necesario modificarlos para que reflejen las características reales de cadaproyecto.En cuanto al primero, el 29 de marzo de 2012 la CRE emitió la Resolución RES/108/2012, através de la cual modificó el permiso otorgado a la empresa Gasoducto Tarahumara, S. de R. L. de C.V. El sistema de transporte tendrá una capacidad de 24.06 MMm3/día (850 MMpcd) desde suinterconexión con el gasoducto de 36” de diámetro, propiedad de la empresa El Paso Natural Gas enSan Isidro48, Chihuahua, hasta la central de generación eléctrica Norte II de la CFE, ubicada en ElEncino, al Sur de Chihuahua.Por lo que se refiere al permiso otorgado a la empresa Transportadora de Gas Natural de laHuasteca, S. de R. L. de C. V., propiedad de Transcanada, al mes de mayo de 2012, la CRE no habíarecibido la solicitud de modificación de su permiso.AlmacenamientoRespecto al almacenamiento en terminales de gas natural licuado (GNL), actualmente existentres permisos con una inversión estimada en 3,037 millones de dólares y una capacidad dealmacenamiento de 1.24 49 millones de metros cúbicos (MMm 3 ). Adicionalmente, es importantemencionar que se ha otorgado un permiso para almacenamiento subterráneo, con una inversióncomprometida de 200 millones de dólares.47 El permiso autorizado es G/292/TRA/2012.48 Punto en territorio mexicano cercano a Ciudad Juárez y a la frontera con los Estados Unidos de América.49 Volumen equivalente a 43.79 MMpc.74

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn abril de 2012, la terminal de GNL de Altamira cumplió cinco años y medio de operaciónininterrumpida en el Golfo de México. En este lapso recibió la descarga de más de 250 buquestransportadores de GNL. Esta terminal tiene una capacidad de regasificación nominal de 14.16 50millones de metros cúbicos diarios (MMm 3 d) y una capacidad máxima de 21.52 MMm 3 d (760MMpcd). Con ello, se contribuye a garantizar el abasto de gas natural para las centrales de ciclocombinado de Altamira V, Tuxpan V y Tamazunchale I.Nombre de la empresaCuadro 21Permisos de almacenamiento de GNL a 2011Terminal de GNLde AltamiraEn operaciónEnergía Costa AzulEn construcciónTerminal KMS deGNLEn proyectoEnergía Costa Azul,AmpliaciónLocalizaciónAltamira, TamaulipasEnsenada, BajaCaliforniaManzanillo, ColimaEnsenada, BajaCaliforniaCapacidad de regasificación(MMMpcd)Capacidad dealmacenamiento de laterminal (m 3 )Ampliación de capacidad dealmacenamiento0.50 - 0.76 1.00 - 1.30 0.5 1.0 - 1.3300,000 320,000 300,000 320,000300,000Inversión (millones dedólares)$378.61 $875.00 $783.00 $1,000.00Entrada en operación 30/09/2006 14/05/2008 en 2012 IndefinidaFuente: CRE.La terminal de GNL Costa Azul localizada en Baja California tiene una capacidad nominal de28.32 MMm 3 d (1,000 MMpcd) y una capacidad pico de 36.81 MMm 3 d (1,300 MMpcd). Con ello,se busca asegurar el abasto de gas natural de las centrales de ciclo combinado ubicadas en Rosarito yen Mexicali. Adicionalmente, el permisionario está realizando una temporada abierta para negociarcontratos de servicio de almacenamiento con usuarios potenciales, que le permitan la ampliación desu terminal al doble de su capacidad actual.La terminal KMS de GNL, ubicada en Manzanillo, Colima, cuenta con una capacidad deregasificación de 14.16 MMm 3 d. La terminal fue inaugurada en marzo de 2012 y abastecerá a lacentral Manzanillo I, así como a las futuras centrales Guadalajara I y II (a través del gasoductoManzanillo – Guadalajara). También llevará gas a las centrales en operación de El Sauz, Salamanca yBajío (mediante su interconexión al SNG).El permiso de almacenamiento subterráneo de gas natural otorgado a la empresaAlmacenamiento Subterráneo del Istmo, S. A. de C. V., para el desarrollo, construcción y operación50 Volumen equivalente a 500 MMpcd.75

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026de un almacenamiento de gas natural en Tuzandépetl, Veracruz, continúa en un proceso deevaluación de ingeniería especializada para determinar la aptitud de las cavernas en la cuales sealmacenaría el gas natural. El proyecto tiene una inversión aprobada de 200 millones de dólares ypermitirá la modernización del SNG, así como la posibilidad de ofrecer servicios adicionales a losusuarios de dicho sistema para adaptarse a la demanda creciente de gas natural.3.2. Reservas de gas natural por región 51Las reservas remanentes 52 totales de gas natural, conocidas también como 3P, ascendieron a61,641 miles de millones de pies cúbicos (MMMpc) al 1 o de enero de 2012, 0.6% mayores a lasdel año previo. De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, la región Norte concentró55.1% del total, la Marina Suroeste 23.7%, la Sur 14.0% y la Marina Noreste 7.2%. Asimismo, laregión Marina Suroeste fue la de mayor crecimiento, con aumentos en las reservas 3P tanto de gasasociado 53 como no asociado.Cuadro 22Reservas remanentes totales de gas natural, 2001-2012*(Miles de millones de pies cúbicos)Año Tipo de gas TotalRegiónMarina Noreste Marina SuroesteNorteSur2001 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 6,825.02002 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 5,738.12003 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 4,560.92004 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 4,192.92005 Asociado 49,431.5 6,036.5 3,574.9 32,373.3 7,446.8No asociado 14,447.3 57.8 3,048.5 7,210.0 4,131.02006 Asociado 48,183.0 6,130.7 2,961.6 31,726.6 7,364.1No asociado 14,171.8 57.8 2,709.3 7,328.5 4,076.22007 Asociado 47,403.0 5,658.9 3,280.4 31,436.5 7,027.2No asociado 15,642.1 57.8 4,681.5 7,473.5 3,429.42008 Asociado 46,067.0 5,325.0 3,163.0 30,594.1 6,984.9No asociado 15,291.6 57.8 5,106.3 6,952.0 3,175.52009 Asociado 44,710.0 4,835.1 3,232.9 29,883.7 6,758.4No asociado 15,664.3 57.8 6,338.9 6,619.4 2,648.22010 Asociado 44,046.7 4,481.8 3,262.6 29,498.7 6,803.6No asociado 17,189.4 57.8 8,964.3 5,825.0 2,342.32011 Asociado 43,294.9 4,699.3 2,933.1 28,962.7 6,699.8No asociado 17,980.0 57.8 10,315.0 5,669.3 1,937.92012 Asociado 43,710.4 4,380.9 3,594.3 29,028.4 6,706.9No asociado 17,930.5 57.8 11,020.9 4,929.7 1,922.1* Cifras al 1° de enero de cada año.Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, PEP y Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012.51 Corresponde a la regionalización de activos de PEMEX Exploración y Producción.52 Es la diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos en una fecha específica.53 Gas natural asociado con el aceite en el yacimiento.76

SECRETARÍA DE ENERGÍALas reservas 3P de gas asociado totalizaron 43,710.4 MMMpc al 1 o de enero de 2012 yaportaron 70.9% del total. El 29.1% restante correspondió a reservas de gas no asociado. Esimportante mencionar que la mayoría de los yacimientos en el país son de aceite, razón por la cual lamayoría de las reservas corresponden a gas asociado.La región Marina Suroeste concentró 61.5% de las reservas 3P de gas no asociado, mismas quese ubicaron en yacimientos de gas y condensados, principalmente. La región Norte aportó 27.5%, lamayoría localizadas en yacimientos de gas húmedo. La región Sur aportó 10.7% del total,ubicándose principalmente en yacimientos de gas y condensado. El restante 0.3% se localizó en laregión Marina Noreste en yacimientos de gas seco. Cabe señalar que, de las reservas remanentes degas natural, el gas entregado a las plantas procesadoras ascendió a 55,637.1 MMMpc, en tanto quelas de gas seco alcanzaron 46,308.5 MMMpc.Gráfica 15Reservas remanentes totales de gas natural por categoría al 1° de enero de 2012(Miles de millones de pies cúbicos)26,804.0 61,64117,612.534,836.817,224.4Probadas Probables 2P Posibles 3PFuente: Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012 de PEMEX.Es importante mencionar que las reservas probadas (1P) se estimaron de acuerdo con loslineamientos de reservas emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC) de EstadosUnidos 54 . Para las reservas probables y posibles se emplearon los criterios de la Society of PetroleumEngineers (SPE) y los del World Petroleum Council (WPC), la American Association of PetroleumGeologists (AAPG) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE). Estas organizacionesrecomiendan las mejores prácticas de trabajo para tener un modelo sustentable de reservas, basadasen criterios de evaluación técnica y utilizando la información sísmica, petrofísica, geológica, deingeniería de yacimientos, producción e información económica. La integración de las reservas54 Este criterio se ha utilizado por PEP desde 2003.77

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026remanentes totales por categoría muestra que 27.9% son probadas 55 , 28.6% probables 56 y 43.5%posibles 57 .Al 1 o de enero de 2012, las reservas probadas de gas natural del país alcanzaron 17,224.4MMMpc. Este volumen fue 0.5% menor que el del año anterior. Las reservas probadas de gas aentregar en plantas se ubicaron en 15,617.2 MMMpc. Por su parte, las reservas probadas de gasseco ascendieron a 12,733.5 MMMpc. De dicho monto, la región Sur concentró 36.6% y la regiónNorte 26.4%.Cuadro 23Reservas probadas de gas seco por región, 2001-2012*(Miles de millones de pies cúbicos)Región 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Total 29,505 28,151 14,985 14,851 14,808 14,557 13,856 13,162 12,702 11,966 12,494 12,734Sur 8,655 8,335 7,571 7,181 6,464 6,245 5,453 5,199 4,782 4,582 4,345 4,654Norte 16,311 15,586 3,231 3,565 4,181 4,412 4,332 4,006 3,693 3,357 3,518 3,360Marina Noreste 3,063 2,885 2,737 2,750 2,658 2,460 2,198 1,891 1,840 1,602 1,787 1,792Marina Suroeste 1,476 1,345 1,446 1,355 1,505 1,440 1,873 2,066 2,386 2,426 2,844 2,927* Cifras al 1 o de enero de cada año.Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México, PEP y Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012.En términos exploratorios, durante 2011 los descubrimientos permitieron adicionar reservas 3Pde hidrocarburos por 1,461.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (MMbpce), cifra1.6% superior al volumen de reservas incorporadas en 2010. Las cuencas del Sureste, a pesar deconsiderarse cuencas maduras, siguen demostrando su gran potencial petrolero. En dichas cuencasse realizaron hallazgos por 1,393.6 MMbpce de hidrocarburos, que significó 95.4% del totaldescubierto.En la porción marina de las cuencas del Sureste, se adicionó 86.9% de las reservas dehidrocarburos 3P incorporadas. Los principales incrementos en la región Marina Suroeste se dieronen los pozos Kinbe-1 y Piklis-1. En la región Marina Noreste, destacaron los pozos Kayab-1 y Sihil-5.En la porción terrestre, con una adición de reservas 3P de 8.5% respecto al total nacionalincorporado, los hallazgos más relevantes se dieron mediante la terminación de los pozos Pareto-1 yTokal-1. El restante 4.6% de la incorporación exploratoria de hidrocarburos se ubicó en la regiónNorte, donde las principales adiciones correspondieron a los pozos Gasífero-1 y Emergente-1.Durante 2011, la inversión de PEP destinada a la incorporación de aceite y gas natural permitióla perforación y terminación de 33 pozos exploratorios y delimitadores. Del total de pozosexploratorios perforados, 15 adicionaron reservas de aceite y gas natural. Asimismo, se tomaron3,388 kilómetros de sísmica 2D y 44,288 kilómetros cuadrados de sísmica 3D.55 Volumen de hidrocarburos o sustancias asociadas, que se estima que serán comercialmente recuperables,provenientes de yacimientos conocidos y bajo condiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulacionesgubernamentales.56 Reservas no probadas cuyo análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que son más tendientes a sercomercialmente recuperables que no serlo.57 Volumen de hidrocarburos en donde el análisis de datos geológicos y de ingeniería sugiere que son menos probablesde ser comercialmente recuperables que las reservas probables.78

SECRETARÍA DE ENERGÍALos yacimientos de aceite descubiertos en 2011 incorporaron reservas por 1,141 MMbpce en lacategoría 3P, que representaron 78% del total. Respecto a los yacimientos de gas y condensados,gas seco y gas húmedo, se incorporaron un total de 320 MMbpce de reservas 3P, valor querepresentó 22% del volumen total descubierto.En términos volumétricos, las adiciones a las reservas 3P fueron equivalentes a 2,134.2MMMpc. Los descubrimientos 58 de gas natural a la reserva 1P llegaron a 165.4 MMMpc, mientrasque en la 2P fueron de 443.6 MMMpc. Las incorporaciones más importantes para el gas natural enla reserva 1P se ubicaron con la perforación de los pozos Pareto-1 (45.9 MMMpc), Gasífero-1(26.7 MMMpc), Chancarro-1 (26.1 MMMpc) y Kinbe-1 (19.2 MMMpc).Cuadro 24Composición de los descubrimientos de gas natural por cuenca y región en 2011(Miles de millones de pies cúbicos)Cuenca Región 1P 2P 3PTotal 165.4 443.6 2,134.2Burgos 18.9 31.3 47.7Norte 18.9 31.3 47.7Sabinas 5.2 30.4 111.8Norte 5.2 30.4 111.8Sureste 88.4 260.0 1,834.7Marina Noreste 10.6 20.0 62.4Marina Suroeste 31.8 126.2 1,596.5Sur 46.1 113.9 175.9Veracruz 52.8 121.8 139.9Norte 52.8 121.8 139.9Fuente: Las reservas de hidrocarburos de México 2011, PEP y Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de2012.3.3. Oferta de gas natural, 2000-20113.3.1. Extracción de gas naturalDel mismo modo que en la exploración, los resultados en el ámbito de producción se presentanconforme a la cadena de valor de PEP: 1) desarrollo de campos y 2) explotación de yacimientos. Enel primer caso, durante 2011 se terminaron 1,001 pozos de desarrollo, 20.8% menos (263 pozos)que el año anterior. Por regiones, destacó la actividad en la región Norte, con 843 pozos, 24.2%menos que en 2010. De dichos pozos, 513 se ubicaron en el activo Aceite Terciario del Golfo, 173pozos en Burgos, 133 en Poza Rica-Altamira y 24 en Veracruz.58 Los descubrimientos son la incorporación de reservas atribuibles a la perforación de pozos exploratorios que resultanproductores en nuevos yacimientos de hidrocarburos79

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026En lo que respecta a la producción total de gas natural, en 2011 ésta totalizó 6,594 MMpcd,6.1% menos que en 2010. Esta cifra incluye 681 MMpcd de nitrógeno asociado al gas natural, queconstituye un compuesto no deseado. A partir de 2007, se aplicó un proceso de recuperaciónsecundaria en el activo integral Cantarell, lo que ocasionó que la producción tuviera un altocontenido de nitrógeno mezclado con gas hidrocarburo. De acuerdo con lo anterior, la producción degas natural hidrocarburo (sin nitrógeno) fue de 5,913 MMpcd en 2011, 6.7% menos que en 2010.Mapa 7Extracción de gas natural por región, 2011(Millones de pies cúbicos diarios)Total6,594RegiónNorte2,288RegiónMarinaSuroeste1,208Región MarinaNoreste1,406Región Sur1,692Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: SENER con base en PEMEX.En 2011, las regiones Norte y Sur fueron las principales abastecedoras de gas natural, con unaproducción conjunta de 3,884 MMpcd (sin considerar nitrógeno). Dicha cantidad representó65.7% de la producción nacional de este hidrocarburo. Le siguió en importancia la región MarinaSuroeste, con una producción de 1,208 MMpcd y la Marina Noreste, con 821 MMpcd. La regiónMarina Suroeste fue la única que presentó crecimiento en la extracción de gas natural en 2011, conun aumento de 36.6 MMpcd. Entre 2010 y 2011, la región Marina Noreste disminuyó la extracciónde gas hidrocarburo en 18.4%, la Norte en 8.5% y la Sur 3.8%.En lo que respecta a la producción de gas asociado sin nitrógeno, en 2011 ésta fue de 3,709MMpcd, mientras que la de gas no asociado fue de 2,205 MMpcd. En ambos casos se presentaronreducciones de 3.4% y 11.0%, respectivamente. Dicho comportamiento resultó principalmente porla reducción de 177 MMpcd en la producción de gas asociado del activo Cantarell y de 134 MMpcden la producción de gas no asociado en el activo de Burgos.80

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 25Extracción de gas natural por región, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Región 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaProducción de gas con nitrógenoExtracción total 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 7,020 6,594 3.2Marina Noreste 737 794 831 940 947 928 920 1,157 1,901 1,782 1,584 1,406 6.0Marina Suroeste 820 736 621 581 603 655 856 993 1,023 1,112 1,172 1,208 3.6Sur 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 1,353 1,451 1,600 1,765 1,692 -0.8Norte 1,266 1,238 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 2,556 2,544 2,537 2,500 2,288 5.5Producción de gas hidrocarburo sin nitrógenoExtracción total 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 5,915 6,289 6,535 6,337 5,913 2.2Marina Noreste 737 794 831 940 947 928 920 1,014 1,272 1,286 1,007 821 1.0Marina Suroeste 820 736 621 581 603 655 856 993 1,023 1,112 1,172 1,208 3.6Sur 1,857 1,743 1,704 1,630 1,495 1,400 1,352 1,353 1,451 1,600 1,659 1,596 -1.4Norte 1,266 1,238 1,268 1,347 1,528 1,835 2,228 2,556 2,544 2,537 2,500 2,288 5.5Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: PEMEX Exploración y Producción.El proyecto Burgos, productor de gas no asociado, es el más importante de México y seencuentra ubicado en el Noreste de México. Éste inició en 1997 como un proyecto de desarrollo decampos, con el fin de contribuir a satisfacer la creciente demanda nacional de gas natural. Cabedestacar que la explotación de las distintas áreas (bloques) del activo, se ha dado bajo la modalidadde los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) 59 . Los campos de este proyecto produjeron20.4% de la producción total de gas natural en 2011; es decir, 1,344 MMpcd.Entre 1997 y 2011, un total de 4,047 pozos de desarrollo se terminaron en el activo Burgos, delos cuales 2,813 se encontraban operando. Los campos más importantes, de acuerdo a laproducción de 2011, fueron Arcabuz-Culebra, Cuitláhuac, Cuervito, Arcos, Santa Anita, Nejo yPalmito, que en conjunto aportaron 39.2% de la producción total del proyecto 60 .Al cierre de 2011 había ocho COPF vigentes 61 para ejecutar obras y servicios necesarios para laproducción de gas natural en distintos lugares de la cuenca de Burgos, para los bloques de Reynosa-Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo, Pirineo, Olmos, Monclova y Nejo.Por otra parte, el aprovechamiento de gas natural a nivel nacional alcanzó 96.2% en 2011, 2.2puntos porcentuales por arriba de 2010 (véase Gráfica 17). Esto fue resultado del envío de 249.2MMpcd 62 de gas natural con nitrógeno a la atmósfera. El volumen del gas natural no aprovechadoestá relacionado con la producción de gas con alto contenido de nitrógeno de la región MarinaNoreste, así como a problemas operativos y al mantenimiento de los equipos de compresión enplataformas.59 El objetivo de los COPF es disponer de un esquema contractual para la ejecución eficiente de obras públicas, queincrementen las capacidades financieras y de ejecución de Petróleos Mexicanos, relativas a la producción dehidrocarburos. Los COPF son contratos de obra pública sobre la base de precios unitarios que integran diversos serviciosen un sólo contrato, en los que PEP mantiene la propiedad de los hidrocarburos extraídos y de las obras realizadas.60 Reporte anual que se presenta de acuerdo con las disposiciones de carácter general aplicables a las emisoras de valoresy otros participantes del mercado para el año terminado el 31 de diciembre de 2011, PEMEX, p. 63.61 Ídem, PEMEX, p. 67.62Se excluyen 100.8 MMpcd de nitrógeno y 10 MMpcd de bióxido de carbono.81

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Gráfica 16Producción de gas natural por tipo y porcentaje degas enviado a la atmósfera 1 , 2000-20116,5356,3375,913Producción de gas hidrocarburo sin nitrógenoGas natural con nitrógeno4,679 4,511 4,423 4,498 4,5734,8185,9155,3566,2896,0586,919 7,031 7,0206,5942000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011MMpcd8,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 201125.0%20.0%15.0%10.0%5.0%0.0%Por ciento de la producciónGas asociado Gas no asociado Gas a la atmosfera Gas hidrocarburo a la atm.1 Incluye la quema y el gas natural venteado a la atmósfera en campos con el contenido de nitrógeno.Fuente: SENER con información de Memoria de labores e Informe estadístico de labores, PEMEX.600.1179.3420.8Gráfica 17Gas enviado a la atmósfera y aprovechamiento del gas, 2010-2011Gas enviado a la atmósfera(millones de pies cubicos diarios)78.5171.6NitrógenoGas349.9100.8249.2Aprovechamiento del gas 1(por ciento)94.0 2.296.22010 20111 Considera únicamente gas hidrocarburo enviado a la atmósfera.Fuente: Base de Datos Institucional, PEMEX.2010 201182

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 26Producción 1 y distribución de gas natural en PEP, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaDisponibilidad 5,589 5,478 5,472 5,619 5,742 5,984 6,571 7,211 8,055 8,198 8,222 7,754 3.0Producción 4,679 4,511 4,423 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919 7,031 7,020 6,594 3.2Gas amargo 3,445 3,294 3,164 3,133 2,994 2,937 3,075 3,415 4,236 4,315 4,312 4,000 1.4Gas dulce 1,234 1,216 1,260 1,365 1,579 1,881 2,281 2,644 2,682 2,716 2,708 2,434 6.4De PGPB 909 967 1,048 1,121 1,169 1,166 1,215 1,153 1,136 1,167 1,202 1,160 2.2Distribución 5,591 5,478 5,471 5,619 5,742 5,964 6,572 7,211 8,055 8,198 8,222 7,754 3.0Consumo propio 406 439 443 441 521 618 665 785 848 1,128 1,562 1,615 13.4A la atmósfera 545 425 318 296 180 198 286 560 1,347 1,044 611 360 -3.7CO 2 95 78 52 43 27 16 15 13 13 12 11 10 -18.2Gas 450 347 266 254 153 182 271 547 1,334 1,031 600 350 -2.3Empaque neto 11 6 10 7 2 -19 3 -8 -9 8 7 -53 n.a.CO 2 inyectado ayacimientosCondensación enductos1 Incluye el nitrógeno de la región Marina Noreste.* Incluye gas para bombeo neumático.Nota. Las sumas pueden no coincidir debido a redondeosFuente: PGPB con información de BDI.1 9 26 25 31 23 9 8 5 6 7 4 14.2242 271 241 261 233 240 267 244 225 226 241 245 0.1A Pemex Refinación 12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 0 0 -34.7A PGPB 4,374 4,321 4,411 4,585 4,775 4,903 5,340 5,621 5,638 5,784 5,795 5,582 2.2Directo a ductos 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 3.0A plantas de proceso * 3,622 3,611 3,713 3,822 3,960 3,905 4,188 4,287 4,256 4,459 4,484 4,537 2.1Endulzadoras 3,165 3,176 3,214 3,342 3,328 3,135 3,196 3,161 3,192 3,389 3,428 3,455 0.8Criogénicas 457 435 500 480 632 770 992 1,126 1,064 1,070 1,056 1,082 8.1Diferencia estadística,errores de medición y mermas-2 -0 1 0 -0 20 -0 0 0 0 -0 1 n.a.3.3.2. Procesamiento de gas naturalEn 2011, se procesaron en promedio 4,527 MMpcd de gas húmedo, cantidad 1.2% mayor quela del año anterior. Del total procesado, 76.1% correspondió a gas húmedo amargo (3,445MMpcd) y 23.9% a gas húmedo dulce (1,082 MMpcd).El gas seco obtenido a través de los complejos procesadores alcanzó un volumen de 3,692MMpcd, 2.0% más respecto a 2010. El volumen de gas seco procedente de PEP fue de 1,045MMpcd, 20.3% menos que en 2010. Por su parte, el de etano que se envió a ductos fueequivalente a 76 MMpcd. La suma de lo anterior (el gas seco de proceso de PGPB, el usado por PEPen operaciones y recirculaciones, y otras corrientes que complementan la oferta de PGPB) arrojóuna oferta nacional de gas seco de 4,813 MMpcd, 191 MMpcd menos que el año anterior (véaseCuadro 29). Del volumen total, 77.3% correspondió a la producción de PGPB y 22.7% a la ofertade PEP.83

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026A finales de 2011, existían 9 centros de procesamiento de gas (CPG). Cabe mencionar que elCPG área Coatzacoalcos incluye las instalaciones de los complejos Pajaritos, Cangrejera y Morelos.La capacidad de endulzamiento de gas amargo de los centros procesadores fue de 4,503 MMpcd, yla de recuperación de líquidos totalizó 5,712 MMpcd. Ante una mayor disponibilidad de gas húmedoamargo, las plantas de endulzamiento experimentaron una utilización de 76.5% en 2011, mediopunto porcentual más que en 2010. La recuperación de líquidos en plantas criogénicas se ubicó en78.5% de utilización, 1.5 puntos porcentuales por arriba del año previo (véase Cuadro 28).Cuadro 27Proceso de gas natural, producción de gas seco 1 y gas directo de campos, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Tipo de gas 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaGas húmedo procesado 3,691 3,677 3,770 3,853 3,963 3,879 4,153 4,283 4,240 4,436 4,472 4,527 1.9Gas húmedo amargo 3,220 3,227 3,260 3,360 3,349 3,153 3,203 3,162 3,188 3,381 3,422 3,445 0.6Gas húmedo dulce 471 450 510 492 614 726 950 1,120 1,052 1,055 1,050 1,082 7.9Gas seco de CPG´s 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3,618 3,692 2.6Gas directo de campos 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 3.0Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.1 No incluye etano a ductos de gas seco.Fuente: PEMEX.Es importante mencionar que la utilización de las plantas de procesamiento varía en función de ladisponibilidad de la oferta de gas húmedo y de condensados. La cadena de valor del proceso deproducción de gas y líquidos del gas se inicia con el endulzamiento de gas húmedo y decondensados, que consiste en remover los contaminantes como el ácido sulfhídrico y el bióxido decarbono. Los procesos subsecuentes, como la recuperación de líquidos, el fraccionamiento y elproceso de gas ácido, dependen de las entregas de gas húmedo dulce de PEP y de las salidas de losprocesos de endulzamiento de gas húmedo amargo y de condesados amargos.Cuadro 28PGPB: Capacidad instalada y producción de gas natural, 2011(Millones de pies cúbicos diarios)CentroprocesadorCapacidad instaladade endulzamiento degas amargoCapacidad instaladade recuperación delíquidosProceso deendulzamiento de gasamargoProceso derecuperación deliquidos del gas dulceProducción de gasseco 1Total 4,503 5,712 3,445 4,483 3,692Cactus 1,960 1,275 1,696 1,039 816Cd. Pemex 1,290 915 854 808 715Matapionche 109 125 45 44 41Nuevo Pemex 880 1,500 677 1,204 949Poza Rica 230 290 144 139 120Arenque 34 33 30 28 27Cangrejera 2La Venta 182 154 127Pajaritos 2 192 136Burgos 1,200 931 896Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo de las cifras.1 Incluye el gas húmedo a ductos y a bombeo neumático (PEP); no incluye etano a ductos de gas seco.2 Se considera parte del CPG área Coatzacoalcos.Fuente: SENER con base en información de PGPB.84

SECRETARÍA DE ENERGÍAMexicaliMapa 8Red de ductos y centros procesadores de gas, a diciembre de 2011NacoNogalesCananeaCd. JuárezSamalayucaSan Agustín ValdiviaHermosilloChihuahuaDeliciasCd. .CamargoQuímicaJiménezdel ReyEscalónPiedrasNegrasNuevo LaredoBURGOSGómez PalacioCd. Lerdo Parras RamosTorreón ArizpeSaltilloCadereytaMonterreyArteaga SanFernandoRío BravoZona de consumoSistema de Gasoductos de PGPBDuctos de acceso abiertoCentros Procesadores de GasSan Luis PotosíAguascalientesAltamira.Cd. MaderoTampicoARENQUEGuadalajaraLeónPOZA RICASilao TlalchinolIrapuatoC.F.E. El VerdeTulaSalamancaCelaya .PachucaVeracruzTolucaTlax.DFCANGREJERAManzanilloPueblaLA VENTAMATAPIONCHEL. CárdenasPAJARITOS . CACTUSCIUDAD PEMEXNUEVO PEMEXValladolidMeridaFuente: SENER.En cuanto a los proyectos de ampliación y confiabilidad operativa de los CPG, en Poza Rica secontempla modernizar las instalaciones actuales, incorporando nuevas tecnologías a las plantasexistentes: endulzadora de gas, recuperadora de licuables, servicios auxiliares, infraestructuracomplementaria y fraccionamiento. Al cierre del primer trimestre de 2012, el avance de lamodernización fue de 83.6% 63 .La planta criogénica en el CPG Poza Rica presentó un avance físico actualizado al primertrimestre de 2012 de 87%. A finales de 2011 se concluyó la ingeniería básica y de detalle, y secolocaron 100% de las órdenes de compra de los equipos críticos. La fase de construcción (civil,tuberías, eléctrico, instrumentación y mecánico) registró un avance de 81%. Conforme a losavances y al programa de construcción, iniciarán las pruebas operativas preliminares en agosto. Laprueba de desempeño de la planta se llevará a cabo el 30 de agosto de 2012 64 .63 Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y sus OrganismosSubsidiarios al Primer Trimestre de 2012, PEMEX, p. 76.64 Ídem.85

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 29Oferta nacional de gas natural, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaTotal 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 6,025 6,014 6,244 6,440 6,224 3.9Oferta de PEP 438 445 417 429 555 803 858 1,058 1,094 1,273 1,436 1,411 11.2De formación empleado por PEP 426 439 394 424 554 802 856 1,057 1,092 1,271 1,436 1,410 11.5Para operación 186 197 201 209 243 401 470 586 605 631 813 805 14.3Para recirculaciones 240 242 193 214 311 400 386 471 487 640 623 605 8.8Entrega directa a Refinación 12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 0 1 -21.0Oferta de PGPB 3,654 3,629 3,717 3,898 4,071 4,244 4,685 4,967 4,920 4,971 5,004 4,813 2.5Plantas PGPB 2,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3,618 3,692 2.6Directo de campos 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 3.0Etano inyectado a ductos 98 101 91 95 108 94 87 87 76 74 74 76 -2.3Otras corrientes 13 14 13 10 4 5 1 - - - - - n.a.n.a. no aplica.Fuente: SENER con base en información de PEP y PGPB.3.3.3. Comercio exteriorEn 2011, el comercio internacional de gas natural mostró un déficit de 1,725 MMpcd, 25.4%mayor al de 2010. Esto fue resultado de un mayor volumen de importaciones, ya que para satisfacerla creciente demanda gas natural del sector eléctrico e industrial, fue necesario incrementar lasimportaciones.Mapa 9Capacidad 1 de las interconexiones de gas natural con Estados Unidos, 2011(Millones de pies cúbicos diarios)TijuanaMexicaliCapacidad máximaLos AlgodonesPunto de intercambio en México (MMpcd)Cd. MorelosImportación ExportaciónTotal 2,983 1,690NacoNogales1. Tijuana, B.C. 300 3002. Mexicali, B.C. 29 -3. Los Algodones, B.C. 500 5004. Cd. Morelos, B.C. - 1905. Nogales, Son. 7.5 -6. Naco, Son. 90 -7. Naco - Agua Prieta, Son. 215 -8. Agua Prieta, Son. 85 -9. Cd. Juárez, Chih. 80 -10. San Agustín Valdivia, Chih. 120 -11. Cd. Acuña, Coah. 16.5 -12. Piedras Negras, Coah. 10 -13. Ciudad Mier, Tamps. 400 -14. Argüelles (Gulf Terra), Tamps. 50 -15. Argüelles (Kinder Morgan), Tamps. 300 25016. Reynosa (Tetco), Tamps. 150 10017. Reynosa (Tennessee), Tamps. 300 35018. Reynosa (Río Bravo), Tamps. 330 -Naco - Agua PrietaAgua PrietaCd. JuárezSan Agustín ValdiviaCd. AcuñaPiedras NegrasCiudad Mier-MonterreyGulf TerraKinder MorganTetcoTennesseeRío Bravo1 Estas capacidades en algunos casos corresponden a las contratadas en base firme e interrumpible, y en otros a lacapacidad de diseño de los permisionarios.Fuente: SENER con base en CRE, IMP, PGPB y empresas privadas.86

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 30Comercio exterior de gas natural por punto de interconexión, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Punto de internación en México Importadores 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Total Importaciones 281 380 729 996 1,124 905 940 1,104 1,336 1,258 1,459 1,7491 Tijuana, B.C. Sector eléctrico público 1 26 57 58 - - - - - - - - -2 Mexicali, B.C. Particulares 11 6 10 8 11 11 14 14 15 16 18 193 Los Algodones, B.C. - - 33 172 216 237 268 252 278 257 112 250PGPB 4 21 12 7 14 10 12 10 - -Sector eléctrico público 1 - - 28 99 115 113 119 119 119 110 34 43Particulares - - - 52 89 117 135 123 147 136 78 2074 Nogales, Son. Particulares 0 0 1 1 15 Naco, Son. 15 25 43 51 36 37 63 59 74 69 70 65PGPB 15 16 18 19 10 9 31 34 38 32 34 31Sector eléctrico público 1 10 24 32 26 28 32 25 35 37 36 346 Naco, Son. Sector eléctrico público 1 14 38 38 36 37 40 38 42 457 Agua Prieta, Son. Particulares 8 9 11 9 10 10 10 11 10 9 9 108 Ciudad Juárez, Chih. 2 141 124 178 186 201 191 210 236 247 259 254 278PGPB 141 124 178 167 170 170 184 207 211 225 216 236Sector eléctrico público 1 19 31 21 25 30 35 34 38 429 Ciudad Acuña, Coah. Particulares 1 1 1 1 110 Piedras Negras, Coah. 5 6 6 6 7 6 6 6 5 4 5 8PGPB -Particulares 5 6 6 6 7 6 6 6 5 4 5 811 Ciudad Mier, Tamps. PGPB 170 172 102 56 62 68 55 100 17612 Argüelles(Gulf Terra), Tamps.13 Argüelles(Kinder Morgan), Tamps.PGPB 2 - 13 8 2 - - - - - -1 Incluye Comisión Federal de Electricidad y Producción Independiente de Energía.2 Incluye las importaciones de San Agustín Valdivia y Ciudad Juárez.Fuente: IMP con base en CFE, PGPB, Gas del Litoral y otras empresas privadas.13 116 206 179 167 72 49 22 98 41 58 167PGPB 13 116 206 179 167 72 49 12 46 29 55 145Particulares 10 52 12 3 2214 Reynosa (Tetco), Tamps. PGPB 1 4 39 15 2 - - - - 0 - -15 ReynosaPGPB 60 33 133 155 172 75 62 4 14 14 72 130(Tennessee Gas, PMX), Tamps.16 Reynosa(Tennessee Gas, RB), Tamps.23 92 125 165 149 132 154 172 206PGPB 23 59 45 54 57 62 57 59 72Sector eléctrico público 1 - - - - 33 80 111 92 70 97 113 133Importación por gasoductos 281 380 729 996 1,124 905 940 854 980 917 912 1,35615 Terminal GNL Altamira, Tamps. Particulares - - - - - - 79 250 331 334 351 36916 Terminal GNL Ensenada, B.C. Particulares - - - - - - - - 25 7 196 25Importación de GNL - - - - - - - 250 356 341 547 393Total Exportaciones 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 83 241 Reynosa (SNG-PGPB) PGPB 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 19 12 Los Algodones, B.C. Regasificador 48 33 Tijuana, B.C. Regasificador 14 34 Ciudad Morelos, BC. Particulares 2 85 Ensenada, Ensenada, B.C. Regasificador 9En 2011, las importaciones ascendieron a 1,749 MMpcd, 19.9% por arriba de lo importado en2010. De dicho volumen, 77.5% correspondió a importaciones provenientes de los estadosnorteamericanos de California, Arizona y Texas se realizan por medio de gasoductos distribuidos a lo87

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026largo de la frontera con Estados Unidos. El 22.5% restante se realizó a través de cargamentos deGNL que llegan a terminales de regasificación ubicadas en Altamira, Tamaulipas y Ensenada, BajaCalifornia.Del volumen de importaciones por medio de ductos, las de PGPB se contabilizaron en 791MMpcd en 2011, mientras que las realizadas por privados fueron equivalentes a 565 MMpcd. Alcierre de 2011, se registraron 18 puntos de interconexión con ductos de Estados Unidos, con unacapacidad máxima para importación de 2,983 MMpcd, que considera las capacidades contratadasen base firme e interrumpible en cada punto de interconexión. De estas interconexiones, 11pertenecen a sistemas aislados sin acceso al SNG.En el caso del GNL, las importaciones fueron de 393 MMpcd y disminuyeron 154 MMpcdrespecto a 2010. La terminal de GNL de Ensenada, presentó la reducción más importante, pasandode 196 a 25 MMpcd entre 2010 y 2011. Lo anterior se debió en parte a la reducción de los preciosde gas natural en Estados Unidos, debido a la abundante producción del energético. De esta manera,las importaciones por ducto provenientes de Estados Unidos resultaron más atractivas que lasimportaciones de GNL, cuyos precios fueron más elevados. Cabe mencionar que dicha Terminal fueconcebida para asegurar el abasto de gas natural a las centrales ubicadas en Rosarito: PresidenteJuárez, Rosarito III, Rosarito unidad 7, Mexicali II, y para las nuevas centrales Baja California II y III.Durante 2011 México recibió 41 cargamentos de GNL en total, 24 menos de los que arribaronen 2010. Los barcos provinieron de cinco países: Qatar, Nigeria, Perú, Indonesia, y Yemen (véaseGráfica 18).Gráfica 18Importaciones de gas natural licuado por país de origen, 2011(Participación porcentual)Indonesia6.2%Yemen4.7%Total: 393 MMpcdPerú15.8%Qatar44.9%Nigeria28.4%Nota. Los totales pueden no coincidir con el 100% debido al redondeo de cifras.Fuente: Gas del Litoral y Energía Costa Azul.En marzo de 2012 fue inaugurada la Terminal KMS de GNL, ubicada en Manzanillo, Colima.Dicha terminal cuenta con las siguientes características:88

SECRETARÍA DE ENERGÍA• Portuarias. El atracadero se ubicará en la laguna de Cuyutlán y está diseñado para atracary amarrar un buque de GNL con capacidad de entre 70 65 miles de metros cúbicos (Mm 3 )y 200 Mm 3 (7.06 MMpc).• Recepción y conducción. El sistema está diseñado para descargar un flujo máximo de 12Mm 3 por hora y conducirlo a los tanques de almacenamiento de GNL.• Almacenamiento. Incluye dos tanques del tipo de contención total con capacidad dealmacenamiento de 150 Mm 3 (5.3 MMpc) cada uno.• Bombeo. Regasificación de GNL y entrega de gas natural con capacidad de 14.16 MMm 3por día, que se interconectará a un ducto para abastecer de gas natural a la central degeneración de electricidad de Manzanillo y a un gasoducto a la ciudad de Guadalajara.En lo que respecta a las exportaciones de gas natural, éstas promediaron 24 MMpcd en 2011,71.0% menos que en 2011. Las exportaciones por ducto se realizaron en Baja California (Tijuana,Los Algodones y Ciudad Morelos) y Tamaulipas (Reynosa) 66 . Dichos gasoductos pueden exportarun volumen máximo de gas natural de 1,690 MMpcd (véase Mapa 9). En 2011, de la terminal deGNL de Ensenada, Baja California, se exportaron 9 MMpcd.Desde 2010, se exporta gas natural desde Cd. Morelos 67 en Baja California. El ductointerconectado es un ramal del permisionario Gasoducto Rosarito, que parte de las instalaciones dela estación de compresión de Los Algodones. La línea termina en el punto de interconexión con elsistema de Gas Transmission Northwest (GTN), propiedad de Transcanada Pipelines, al suroeste deYuma, Arizona, en la frontera entre México y Estados Unidos. El permiso ante la CRE indica quedicho ducto tiene una capacidad de diseño de 190 MMpcd. En 2011, en este punto deinterconexión se exportaron 8 MMpcd hacia Yuma, Arizona.3.4. Demanda de gas natural, 2000-2011Después de un periodo de recuperación en la actividad económica en 2010, en 2011 el entornoexterno fue menos favorable. Lo anterior se debió a que la economía de Estados Unidos presentó unmenor ritmo de crecimiento, al desastre natural de Japón que afectó las cadenas de suministros dealgunas industrias, y a las dificultades fiscales y financieras en diversos países de la zona euro queocasionaron una disminución en la confianza del consumidor y volatilidad en los mercadosfinancieros internacionales.Pese a ello, en 2011 el PIB nacional aumentó 3.9% respecto al año anterior. Las exportacionestotales de México continuaron creciendo pero de forma más moderada que en 2010. La demandainterna de la economía mantuvo un crecimiento significativo durante 2011, lo cual compensóparcialmente la desaceleración que se observó en las exportaciones. El sector industrial creció 4.0%,mientras el sector servicios lo hizo en 4.2%. El crecimiento registrado en la industria manufacturerafue de 5.2%.65 Volumen equivalente a 2.47 MMpc.66 Los puntos de interconexión en Baja California pertenecen a sistemas aislados, mientras que los del estado deTamaulipas están interconectados al SNG.67 En el municipio de Mexicali.89

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026En 2011, la demanda de gas natural en México creció 1.9% respecto al año anterior. Eldinamismo en el sector eléctrico fue el principal impulsor de este crecimiento (véase Gráfica 19). Laestructura de la demanda nacional de gas natural en 2011 fue la siguiente: 39.0% el sectoreléctrico, 27.2% el sector petrolero, 18.2% las recirculaciones del sector petrolero, 14.3% el sectorindustrial, y 1.4% los sectores residencial, servicios y autotransporte.Gráfica 19Crecimiento de la demanda de gas natural y el PIB* en México, 2000-201110,00010,0009,0009,000( Miles de millones de pesos de 2003)8,0007,0006,0005,0008,0007,0006,0005,000(Millones de pies cúbicos diarios)4,0004,0003,0003,0002,0002000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20112,000* Las cifras están referidas al año base de 2003.Fuente: INEGI, CRE e IMP.PIB*Consumo de gas natural3.4.1. Sector eléctricoEl consumo total de combustibles del sector eléctrico nacional ascendió a 5,142.3 millones depies cúbicos diarios de gas natural equivalente (MMpcdgne) en 2011, 6.6% mayor que la de 2010.En general, todos los combustibles utilizados en el sector experimentaron un aumento en suconsumo. El gas natural mostró el mayor incremento, con 152.1 MMpcd adicionales, seguido por elcoque de petróleo, con 123.6 MMpcdgne (véase Gráfica 20).En 2011, la capacidad instalada efectiva nacional disminuyó 0.6% con respecto al año anterior,al ubicarse en 61,568 Megawatts (MW). Dentro de las variaciones más importantes, destaca unaumento de 83 MW de la modalidad de cogeneración y 6 MW de usos propios continuos. En lamodalidad de autoabastecimiento se presentó una disminución de capacidad de 9 MW con respectoa un año antes (véase Gráfica 21). Asimismo, la capacidad instalada del sector público disminuyópor el retiro de capacidad de 4 MW de la central hidroeléctrica Zumpimito y por las modificacionesde capacidad que restaron un total de 431 MW. De este último monto, las modificaciones másimportantes fueron la central térmica convencional Salamanca, la geotérmica Cerro Prieto I y la90

SECRETARÍA DE ENERGÍAturbogás Las Cruces. En contraste, la única adición de capacidad en 2011 fue la de la central eólicaYuumil iik, de 1.5 MW.Público4,640.5 MMpcgneGráfica 20Estructura del consumo de combustibles para el sector eléctrico, 2011(Participación porcentual)Diesel1.0%Privado501.8 MMpcgneCombustóleo3.7%Carbón0.8%Diesel2.1%Carbón16.8%Coque dePetróleo19.5%Combustóleo23.7%Gas natural58.6%Gas natural73.9%Fuente: SENER con en información de CFE, CRE e IMP.Gráfica 21Capacidad efectiva instalada de generación eléctrica en México, 2010-2011(Megawatts)Exportación1,3301,3302011 2010Pequeña producciónCogeneración052,8782,795Servicio PrivadoAutoabastecimiento4,3914,400Usos propios continuos457450CFEPIE11,90711,90740,60541,039Servicio PúblicoTotal61,56861,926Nota. La capacidad de generación de CFE incluye la extinta Luz y Fuerza del Centro.Fuente: CFE y CRE.91

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Sector eléctrico público (CFE, extinta LFC y PIE)La capacidad efectiva instalada del sector eléctrico público, que se integra por el parque degeneración de la CFE y las centrales construidas por los productores independientes de energía(PIE), disminuyó 0.8% durante 2011. Al final del año se tenía en México una capacidad de 52,512MW, soportada por un total de 777 unidades de diferentes tecnologías repartidas en 210 centralesde generación.En 2011, la participación de la capacidad efectiva instalada total por fuente se dividió en 63.4%hidrocarburos (combustóleo, gas y diesel), 21.9% hidroeléctricas, 10.2% carboeléctricas y duales,2.6% nucleoeléctricas, 1.7% geotérmicas y 0.2% eoloeléctricas.Por su parte, la generación bruta de electricidad ascendió a 259,155 Gigawatts-hora (GWh) en2011, con un crecimiento de 6.9%. Las fuentes de energía alternas 68 tuvieron una participación de20.3% respecto al total. Cabe destacar que en 2010, la central nuclear de Laguna Verde recargócombustible, por lo que requirió la salida temporal de sus reactores, pero en 2011 la generaciónrecuperó su nivel normal (véase Gráfica 22).Gráfica 22Generación bruta de electricidad del servicio público, 2010 y 2011(Participación porcentual)Turbogás1.4%Nucleoeléctrica2.4%Geotermoléctrica2.7%Dual4.4%Carboeléctrica8.8%Ciclo combinado(CFE)15.0%Combustióninterna0.5%Eólica0.1%Ciclo combinado(PIE)32.8%Turbogás1.6%Geotermoléctrica2.5%Nucleoeléctrica3.9%Dual4.5%Carboeléctrica8.5%Ciclo combinado(CFE)13.3%Combustióninterna0.4%Eólica0.0%Ciclo combinado(PIE)33.0%Generación 2010:242,538 Gigawatts-horaHidroeléctrica15.1%Vapor16.7%Generación 2011:259,155 Gigawatts-horaHidroeléctrica13.8%Vapor18.5%Fuente: CFE.La demanda de combustibles en el sector eléctrico público (gas natural, combustóleo, carbón ydiesel) ascendió a 4,640.5 MMpcdgne en 2011, 7.5% superior a la de 2010 (véase Cuadro 31). Alo largo de los últimos años, el gas natural se ha convertido en la principal fuente de energíaempleada por el sector eléctrico público. En 2011 representó 58.6% del total de los combustiblesconsumidos. El uso del gas natural está ampliamente extendido en las centrales termoeléctricasconvencionales, turbogás y ciclo combinado. Cabe mencionar que favoreciendo la demanda eléctricade gas natural, en 2011 se llevó a cabo la modificación de la unidad 5 en la central de ciclocombinado Sauz (paquete II), que adicionará una capacidad de 7.0 MW.68 Por fuentes alternas se quiere decir, la generación por energía geotérmica, nuclear, eólica e hidroeléctrica.92

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn junio 2012 existían 27 centrales PIE, de las cuales 22 generaron electricidad a través deplantas de ciclo combinado, por lo que el gas natural predomina en esta modalidad de producción.Los 5 PIE restantes, ubicados en el estado de Oaxaca, operan a partir de energía eólica.Cuadro 31Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico público, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)AñoCombustibles del sector electrico público 1Gas natural Combustóleo Carbón Diesel Total2000 896.9 2,460.4 478.1 65.4 3,900.7 23.02001 1,076.6 2,366.3 571.2 48.0 4,062.1 26.52002 1,379.4 2,036.1 610.4 39.3 4,065.2 33.92003 1,590.6 1,753.7 695.7 94.5 4,134.4 38.52004 1,738.4 1,601.7 575.0 38.8 3,953.9 44.02005 1,679.7 1,671.9 747.6 34.7 4,133.9 40.62006 2,021.3 1,282.5 736.6 39.7 4,080.0 49.52007 2,278.4 1,260.5 734.8 18.6 4,292.3 53.12008 2,404.4 1,112.5 541.6 29.3 4,087.8 58.82009 2,550.4 1,081.7 685.7 39.2 4,357.1 58.52010 2,570.2 974.3 736.4 35.9 4,316.8 59.52011 2,717.4 1,101.0 777.9 44.2 4,640.5 58.6tmca 10.6 -7.0 4.5 -3.5 1.61 Incluye CFE, PIE y la extinta LFC.2 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector eléctrico público.Fuente: SENER con base en CFE, IMP y PEMEX.Penetración del gasnatural con relación altotal (%) 2Por otra parte, es importante mencionar que el aumento en el consumo de gas natural se debe enparte a la disminución en los precios del energético para el sector eléctrico público. En 2011, elprecio promedio del gas natural se ubicó en 4.49 dólares por millón de BTU (US$/MBTU), 1.45dólares por debajo del precio promedio del carbón importado y 1.41 por arriba del carbón nacional.La competitividad en los precios del carbón y el gas natural, así como la eficiencia de las tecnologíaspara generar electricidad a partir de dichas fuentes, favorecen el despacho de generación sobreaquellas que usan combustóleo y diesel.En lo que respecta al consumo del resto de los combustibles, el del combustóleo se ubicó en1,101.0 MMpcdgne en 2011, y fue el segundo combustible en orden de importancia. No obstante,su participación ha disminuido en los últimos años. El combustóleo se utiliza principalmente enunidades generadoras de carga base y en algunas zonas críticas se usa mezcla combustóleo-gas osolamente gas por restricciones ambientales y de economía. En el caso del carbón, que se utiliza enplantas carboeléctricas y duales de generación en Coahuila y Guerrero, el consumo totalizó 777.9MMpcdgne.93

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Gráfica 23Evolución del precio 1 de los combustibles para el servicio eléctrico público, 2005-2011(Dólares por millón de BTU)20.018.016.014.012.010.08.06.04.02.00.02005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Combustóleo nacional Gas Natural Carbón nacional Carbón importado Diesel1 Media nacional.Fuente: CFE.Sector eléctrico privado (autogeneración y exportación)El subsector eléctrico privado se integra por dos rubros, la autogeneración y la exportación deelectricidad. La autogeneración de energía eléctrica se refiere a las modalidades deautoabastecimiento, cogeneración, usos propios continuos y pequeña producción. Estasmodalidades corresponden a la generación de electricidad destinada a satisfacer las necesidadespropias de personas físicas o morales, o bien del conjunto de miembros dentro de una sociedad departiculares, mediante una central generadora propia. La exportación de electricidad se refiere a lageneración de energía eléctrica para consumo fuera del territorio nacional.Al cierre de 2011, la CRE tenía autorizados 37 nuevos permisos. En ese mismo año,considerando todas las modalidades de generación, se registraron un total de 670 permisos vigentesy 602 en operación.La capacidad autorizada para los permisionarios del sector eléctrico privado fue de 9,056 MW yla generación bruta de electricidad se ubicó en 32,863 GWh 69 . Dentro de la generación privadaproducida en 2011, el autoabastecimiento representó 43.9%, la cogeneración 37.9%, laexportación 15.3%, y lo usos propios continuos 2.9%.El consumo de combustibles del sector eléctrico privado fue de 501.8 MMpcdgne, lo querepresentó una reducción de 1.0% respecto a 2010. La participación del gas natural fue de 73.9%del total de los combustibles. El segundo combustible en orden de importancia fue el coque depetróleo, con 19.5% del consumo (véase Cuadro 32).69 El dato de generación no incluye energía importada ni Productores Independientes de Energía.94

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn 2011, la demanda de gas natural del sector eléctrico privado presentó una aumento de 1.3%,colocándose en 371.0 MMpcd. Lo anterior se derivó por un mayor consumo de gas natural para laexportación de electricidad, dado que su demanda aumentó de 100.6 MMpcd a 105.4 MMpcd. Porotro lado, el gas natural utilizado para la autogeneración se contabilizó en 265.6 MMpcd.Cuadro 32Demanda nacional de combustibles en el sector eléctrico privado, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)AñoCombustibles del sector electrico privado 1Gas natural Combustóleo Diesel Coque depetróleoCarbónTotal2000 114.5 117.0 2.5 - - 234.0 48.92001 80.0 92.3 3.4 - - 175.7 45.52002 122.0 68.0 5.3 - - 195.4 62.42003 244.1 66.1 9.8 20.9 - 340.9 71.62004 311.9 76.6 2.5 69.4 - 460.3 67.82005 333.7 68.3 5.0 74.8 0.5 482.2 69.22006 368.3 53.3 5.4 85.6 1.1 513.7 71.72007 367.5 52.4 7.3 85.1 3.4 515.6 71.32008 389.6 32.1 9.9 81.9 2.9 516.4 75.42009 382.3 33.8 10.6 81.7 3.1 511.5 74.82010 366.1 25.7 10.3 100.7 3.9 506.9 72.22011 371.0 18.6 10.6 97.6 3.9 501.8 73.9tmca 11.3 -15.4 14.0 - - 7.21 Incluye la autogeneración y exportación de electricidad.2 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector eléctrico privado.Fuente: SENER con base en CFE, CRE, IMP y PEMEX.Penetración del gasnatural con relaciónal total (%) 23.4.2. Sector industrialLa producción industrial en los Estados Unidos mostró una desaceleración durante 2011. Noobstante, la actividad industrial en México mantuvo un dinamismo significativo, a pesar de que elentorno externo fue menos favorable que lo observado en 2010. Bajo este contexto, las actividadesvinculadas con la demanda interna cobraron especial importancia. La tasa de crecimiento del PIBmanufacturero fue de 4.0% en 2011. El PIB de la minería disminuyó 1.9%, viéndose afectado poruna reducción de la producción petrolera. El PIB de la electricidad, agua y suministro de gas porductos al consumidor final creció 5.6%. El de la construcción aumentó 4.8%, impulsado por lasmayores obras de edificación y de ingeniería civil u obra pesada.95

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 33Demanda nacional de combustibles en el sector industrial, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)Combustibles del sector industrialPenetración del gasAñonatural con relación alGas natural Combustóleo Gas LP Diesel Coque deTotalpetróleototal (%) 12000 1,019.2 522.3 120.5 135.4 98.3 1,895.7 53.82001 838.5 503.2 111.7 129.3 119.6 1,702.2 49.32002 965.5 388.9 114.6 123.7 170.9 1,763.6 54.72003 924.1 387.0 106.8 126.6 164.2 1,708.6 54.12004 956.5 391.3 109.7 154.0 227.5 1,839.1 52.02005 935.2 379.2 109.8 145.4 229.7 1,799.4 52.02006 1,014.0 305.3 115.5 141.0 302.3 1,878.2 54.02007 1,040.1 285.0 112.9 143.7 349.6 1,931.3 53.92008 1,026.6 222.0 107.4 147.6 303.0 1,806.6 56.82009 912.8 186.5 105.7 133.7 250.7 1,589.3 57.42010 1,054.3 150.7 111.7 141.9 233.8 1,692.4 62.32011 1,129.2 130.2 104.8 158.4 259.2 1,781.9 63.4tmca 0.9 -11.9 -1.3 1.4 9.2 -0.61 Se refiere a la penetración del gas natural como combustible en el sector industrial.Fuente: SENER con base en CFE, IMP y PEMEX.Dentro de la industria manufacturera, las actividades que experimentaron mayor crecimientoeconómico en 2011 fueron la fabricación de equipo de transporte, con 17.0%, la fabricación deproductos metálicos, con 11.9% y la fabricación de maquinaria y equipo, con 10.9%. Sin embargo,las industrias con mayor participación en el PIB manufacturero fueron la alimentaria, con 21.6%, lafabricación de equipo de transporte, con 20.1% y la química, con 8.8%. Estas industrias sonespecialmente intensivas en el uso del gas natural.En 2011, la demanda industrial del total de combustibles creció 5.3% respecto a 2010, altotalizar 1,781.9 MMpcdgne. En lo que respecta a la demanda industrial de gas natural, éstatotalizó 1,129.2 MMpcd, 7.1% superior a la de 2010. La disminución en el precio del energético endicho año favoreció el crecimiento de la demanda industrial.El consumo de gas natural representó 63.4% del consumo total de combustibles industriales en2011 (véase Cuadro 33). El consumo de gas LP redujo su participación a 5.9%, mientras que eldiesel aumentó dicha participación, ubicándose en 8.9%. Por otra parte, la participación del coquede petróleo aumentó, a diferencia de los tres años anteriores en los que había disminuido. Estasituación se debió principalmente al crecimiento experimentado tanto en la inversión como en laactividad económica del sector de la construcción. El uso del combustóleo continuó disminuyendo,al ser sustituido por coque de petróleo, residuos combustibles y bagazo de caña.La demanda de las industrias básicas de metales, principales consumidoras de gas natural en2011, mostró un crecimiento de 14.8 MMpcd respecto al año anterior. El segundo incremento másimportante del año fue el de las industrias de productos metálicos, maquinaria y equipo, con unaumento de 13.4 MMpcd. Cabe destacar que ambos grupos de industrias manufacturerasestuvieron entre las de mayor dinamismo económico en 2011. Dentro de las ramas industriales, las96

SECRETARÍA DE ENERGÍAde alimentos, bebidas y tabaco fueron las que presentaron el mayor crecimiento en el consumo degas natural durante el periodo 2000-2011, con 3.3% (véase Cuadro 34).Cuadro 34Demanda de gas natural por grupos de ramas del sector industrial, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Grupo de ramas 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca2000-2011Total 1,019.2 838.5 965.5 924.1 956.5 935.2 1,014.0 1,040.1 1,026.6 912.8 1,054.3 1,129.2 0.9Industrias básicas demetales298.9 195.2 240.9 265.6 297.3 279.5 293.6 305.6 299.3 223.4 283.5 298.2 0.0Química 160.3 138.8 155.2 125.8 117.5 115.9 127.1 131.7 132.3 135.2 148.0 158.6 -0.1Productos metálicos,maquinaria y equipoVidrio y productos devidrioAlimentos, bebidas ytabacoProductos de minerales nometálicosPapel y cartón, imprentas yeditorialesTextiles, prendas de vestire industria del cuero91.8 84.4 105.8 96.8 103.2 103.4 106.9 111.2 106.3 95.0 117.2 130.6 3.391.8 77.9 101.9 91.0 93.6 95.0 105.6 111.1 116.6 104.0 110.7 118.8 2.482.2 67.5 77.2 79.3 82.6 89.1 92.3 95.9 96.0 102.9 109.7 117.1 3.353.5 63.3 65.9 64.4 64.1 63.9 68.3 69.4 66.2 58.2 67.3 71.9 2.762.4 50.9 62.0 59.2 55.2 52.3 63.8 65.2 69.9 62.9 64.0 67.4 0.729.8 25.1 31.4 32.3 32.4 30.4 33.9 35.0 34.4 34.4 37.9 39.4 2.6Minería 22.4 21.1 22.4 24.0 23.6 23.8 23.8 22.4 20.3 17.5 22.2 23.5 0.4Cerveza y malta 26.5 17.1 19.0 16.4 15.9 15.3 18.9 16.6 17.7 15.8 16.2 18.6 -3.2Cemento hidráulico 28.6 22.7 23.5 19.9 16.5 13.0 18.1 10.7 8.7 11.7 12.6 12.0 -7.6Resto de las ramas 71.0 74.5 60.3 49.4 54.7 53.6 61.6 65.3 59.0 51.9 65.1 73.0 0.3Fuente: IMP con base en información de la CRE, PEMEX y empresas privadas.3.4.3. Sector petroleroLa demanda de gas natural de todo el sector petrolero se ubicó en 3,597 MMpcd en 2011, 2.1%inferior a la de 2010. Dicho sector de consumo fue el más importante, ya que representó 45.4% dela demanda total nacional. El consumo de las subsidiarias de PEMEX disminuyó 8.0 MMpcd, dentrode las cuales PEP redujo su utilización en 0.6%, PEMEX Refinación (PR) en 1.2% y el Corporativoen 3.7%. Por otro lado, el consumo en PGPB presentó un incremento de 1.2% (véase Cuadro 35).En la industria petrolera, uno de los usos más importantes del gas natural es la recirculación 70 . Elgas es inyectado al pozo, con la finalidad de mantener la presión y asegurar la producción futura decrudo. La aplicación de este proceso es común en los pozos maduros. En 2011, este uso representó18.2% de la demanda nacional de gas natural (1,442 MMpcd). Otros usos del gas natural en elsector petrolero incluyen el de combustible para múltiples procesos y el de materia prima.En 2011, la producción de petróleo crudo fue de 2,550 miles de barriles diarios (Mbd), cantidad1.0% menor respecto a 2010. La disminución en la producción obedeció a la declinación en la70 Se refiere a la utilización del gas como ayuda mecánica para la extracción de petróleo crudo.97

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026producción del activo integral Cantarell y a la menor extracción en los activos integrales Abkatún-Pol-Chuc, Bellota-Jujo, y Veracruz 71 . Asociada a esta disminución en la producción de crudo, seencuentra la disminución de 4.5 % del gas natural consumido para recirculaciones internas.ConceptoCuadro 35Consumo de gas natural del sector petrolero, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaTotal 2,216 2,277 2,289 2,427 2,608 2,833 3,017 3,184 3,269 3,422 3,673 3,597 4.5Autoconsumo 1,286 1,310 1,290 1,323 1,405 1,483 1,581 1,760 1,886 1,898 2,163 2,155 4.8Exploración y Producción 1 442 505 500 515 593 692 744 884 946 987 1,216 1,209 9.6Refinación 207 230 238 270 262 276 281 284 308 301 338 334 4.4Gas y Petroquímica Básica 264 258 256 252 255 251 263 268 288 291 289 292 0.9Petroquímica 373 316 295 285 295 264 292 323 344 318 320 320 -1.4Corporativo 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.2Recirculaciones internas 930 967 999 1,104 1,203 1,350 1,436 1,424 1,383 1,524 1,509 1,442 4.11 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell.Fuente: PEMEX.AñoCuadro 36Demanda nacional de combustibles en el sector petrolero, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)Combustibles del sector petroleroGas natural Combustóleo Diesel Gas LP Gasolinas Total2000 1,286.1 246.2 64.7 27.4 6.0 1,630.4 78.92001 1,310.1 235.0 72.5 24.2 5.3 1,647.1 79.52002 1,289.7 241.0 67.9 16.7 4.9 1,620.2 79.62003 1,322.5 264.8 72.0 19.5 3.5 1,682.4 78.62004 1,405.1 280.5 91.8 23.7 3.5 1,804.5 77.92005 1,483.1 265.3 95.1 17.0 3.1 1,863.7 79.62006 1,580.9 234.7 86.8 20.2 3.2 1,925.8 82.12007 1,759.6 230.6 99.3 21.9 3.2 2,114.6 83.22008 1,886.4 225.9 101.7 19.7 3.1 2,236.8 84.32009 1,898.4 207.7 115.4 18.9 3.2 2,243.5 84.62010 2,163.3 178.2 110.7 15.5 3.3 2,471.0 87.52011 2,155.4 190.0 101.7 17.8 4.2 2,469.1 87.3tmca 4.8 -2.3 4.2 -3.8 -3.2 3.8Penetración del gasnatural con relación altotal (%) 11 Se refiere al porcentaje del gas natural como combustible en el sector petrolero sin recirculaciones internas.Fuente: IMP con base en información de PEMEX.De una demanda total de combustibles en la industria petrolera en México de 2,469.1MMpcdgne, el gas natural participó con 87.3% en 2011. El combustóleo fue el segundo enimportancia, con 7.7%. No obstante, en los últimos años este combustible ha experimentado unadisminución importante (véase Cuadro 36).71 Base de Datos Institucional, PEMEX.98

SECRETARÍA DE ENERGÍALa elaboración total de productos de PEMEX Petroquímica (PPQ) en 2011 se redujo 8.8%,produciéndose un total de 8,155 miles de toneladas anuales (Mta). Algunos proyectos deampliación y modernización en el complejo La Cangrejera, afectaron la producción de productospetroquímicos. En 2011, el descenso en la producción de La Cangrejera influyó en la elaboración dearomáticos y derivados, petrolíferos y otros (principalmente en pentanos), con reducciones de 119Mta, 159 Mta y 432 Mta, respectivamente (véase Cuadro 37). Pese a este comportamiento en laproducción de petroquímicos, la demanda de gas natural de PPQ prácticamente se mantuvoconstante, con un volumen de 320 MMpcd en 2011. De dicho volumen, 240 MMpcd se usó comocombustible. El consumo de gas natural como materia prima pasó de 68 a 80 MMpcd. Lo anterior sedebió principalmente a una mayor elaboración de productos derivados del metano.Cuadro 37Consumo de gas natural y elaboración de petroquímicos de PPQ 1 , 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios y miles de toneladas anuales)Concepto2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaConsumo de gas natural (MMpcd) 373 316 295 285 295 264 292 323 344 318 320 320 -1.5Combustible 274 251 228 238 237 222 244 272 291 256 252 240 -0.8Materia prima 99 65 67 47 58 41 48 51 54 63 68 80 -3.7Elaboración de petroquímicos (Mta) 6,836 5,995 5,889 6,085 6,223 6,219 6,572 7,497 7,841 7,587 8,943 8,155 2.7Derivados del metano 2,271 1,752 1,663 1,383 1,668 1,242 1,404 1,859 2,202 1,962 2,282 2,306 0.0Derivados del etano 2,636 2,408 2,309 2,218 2,073 2,440 2,748 2,607 2,604 2,695 2,831 2,750 0.7Aromáticos y derivados 667 642 670 795 1,222 1,187 1,089 1,085 1,058 957 1,042 923 4.6Propileno y derivados 180 127 115 125 116 104 24 47 17 31 84 62 -7.3Petrolíferos 1 7 18 24 42 30 24 447 480 391 610 451 83.9Otros 1,081 1,059 1,115 1,540 1,103 1,216 1,283 1,452 1,480 1,551 2,094 1,662 6.81 Incluye sólo los petroquímicos elaborados por PPQ; excluye los obtenidos por PR, así como el etano y el azufre dePGPB.Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: PEMEX Petroquímica y PEMEX Memoria de Labores 2010.3.4.4. Sectores residencial y de serviciosEn 2011, la demanda de combustibles de los sectores residencial y de servicios sumó 1,491.5MMpcdgne, con un decremento de 0.7% respecto al año anterior. Dicho comportamiento fueresultado del descenso de 4.8% en el consumo de gas natural y de 0.8% en el consumo de gas LP.Por su parte, la mejora en eficiencias de los aparatos domésticos como estufas y calentadores deagua incidió de forma importante en el consumo de combustibles en estos sectores. La aplicación denormas como la NOM-003-ENER-2000 72 de eficiencia térmica de calentadores de agua para usodoméstico y comercial, también impactó en el rendimiento de los combustibles y, por tanto, en elnivel de demanda.La proporción consumida de gas natural respecto al total de combustibles en estos sectores fuede 7.2%, al totalizar 107 MMpcd (véase Cuadro 38). Es importante mencionar que,históricamente, el acceso al gas natural en los sectores residencial y de servicios se ha visto limitado72 La actualización de la norma es la NOM-003-ENER-2011, que fue publicada el 9 de agosto de 2011 en el DiarioOficial de la Federación, con la que se espera se incrementen la eficiencia térmica mínima y tengan menores consumosde energía de los calentadores de agua.99

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026por la infraestructura de distribución 73 . No obstante, la desregulación en el mercado de gas naturalha permitido un incremento en el número de usuarios en ciertas zonas del territorio nacional.El sector residencial consumió 82 MMpcd, 4.7% menos gas natural que en 2010. En el caso delsector servicios, la demanda de gas natural retrocedió 5.2% respecto al consumo de 2010,ubicándose en 25 MMpcd.Cuadro 38Consumo de combustibles en los sectores residencial y de servicios, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)AñoCombustibles del sector residencial y serviciosGas natural Gas LP Leña Total2000 79.2 1,008.9 520.7 1,608.8 4.92001 84.7 987.6 528.8 1,601.1 5.32002 93.4 998.3 535.1 1,626.8 5.72003 99.8 986.0 540.8 1,626.5 6.12004 106.0 988.1 544.5 1,638.6 6.52005 107.1 946.1 550.9 1,604.2 6.72006 107.7 944.7 559.5 1,612.0 6.72007 112.7 924.2 553.5 1,590.4 7.12008 112.7 893.6 544.5 1,550.8 7.32009 107.5 861.2 510.2 1,478.9 7.32010 112.3 884.4 504.8 1,501.5 7.52011 106.9 877.0 507.6 1,491.5 7.2tmca 2.8 -1.3 -0.2 -0.7Fuente: SENER con base en información del IMP, CRE, PGPB y distribuidoras.Penetración del gasnatural con relación altotal (%)El principal uso del gas natural, gas LP y leña en los hogares es para la cocción de alimentos,calentamiento de agua y calefacción. Lo mismo aplica para el sector servicios en locales comerciales,restaurantes y hoteles, entre otros. Durante los últimos doce años, se presentó un proceso desustitución de gas LP por gas natural. Los cambios en los hábitos y preferencias de losconsumidores, así como el uso extendido del horno de microondas en lugar de estufas, hanmodificado los patrones de consumo de combustibles en el sector. En este sentido, la participacióndel gas LP pasó de 62.7% en 2000 a 58.8% en 2011.En el caso de la leña, se estima que el consumo disminuyó en los últimos años, ya que el acceso yel uso del gas LP se ha extendido en varias comunidades rurales. No obstante, entre 2000 y 2011su participación promedió 33.8%, manteniéndose como el segundo combustible más importantepor su uso en muchos hogares de bajos ingresos en el país.73 Además, entre 2009 y 2010, otro factor que desincentivó el consumo fue el precio del gas natural residencial porarriba del de gas LP, aunque a partir de mayo de 2011 ese comportamiento se ha revertido.100

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 39Consumo de gas natural y gas LP en los sectores residencial y de servicios, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)Sector2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaTotal (MMpcdgne) 1,088 1,072 1,092 1,086 1,094 1,053 1,052 1,037 1,006 969 997 984 -0.9Gas natural (MMpcd) 79 85 93 100 106 107 108 113 113 107 112 107 3.6Residencial 60 64 71 81 86 87 84 89 87 83 86 82 3.7Servicios 20 21 22 19 20 21 23 24 25 25 27 25 3.2Gas LP (MMpcdgne) 1,009 988 998 986 988 946 945 924 894 861 884 877 -1.3Residencial 830 811 811 808 816 775 767 760 739 708 728 721 -1.3Servicios 179 177 187 178 172 171 177 165 154 153 157 156 -1.3Nota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo.Fuente: IMP.3.4.5. Sector autotransporteEl consumo de gas natural comprimido (GNC) aumentó de 1.4 MMpcd en 2010 a 1.5 MMpcden 2011. La participación del GNC en el total de los combustibles consumidos por los vehículosautomotores en México fue de 0.03% en 2011 (véase Cuadro 40).Cuadro 40Demanda nacional de combustibles del sector autotransporte, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)AñoCombustibles del sector autotransporteGNC Gasolinas Gas LP Diesel Total2000 0.6 2,552.2 128.3 1,261.0 3,942.2 0.022001 1.3 2,644.3 136.9 1,251.8 4,034.5 0.032002 1.7 2,714.6 152.7 1,258.5 4,127.6 0.042003 2.0 2,883.8 156.0 1,331.9 4,373.7 0.052004 2.0 3,054.7 154.7 1,412.4 4,623.8 0.042005 1.9 3,224.7 137.3 1,514.8 4,878.7 0.042006 2.0 3,449.5 108.7 1,651.6 5,211.8 0.042007 1.9 3,651.3 118.1 1,748.1 5,519.3 0.032008 1.7 3,803.6 109.1 1,853.7 5,768.0 0.032009 1.5 3,803.1 103.5 1,756.4 5,664.5 0.032010 1.4 3,849.8 102.9 1,809.6 5,763.6 0.022011 1.5 3,837.8 107.9 1,836.7 5,783.9 0.03tmca 7.9 3.8 -1.6 3.5 3.5Penetración del gasnatural con relación altotal (%) 11 Se refiere a la penetración del GNC respecto a todos los combustibles del sector autotransporte.Fuente: IMP con base en CRE, INEGI, PEMEX y empresas privadas.101

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026A finales de 2011 existían un total de seis estaciones de servicio en nuestro país para suministrode GNC vehicular. Tres estaciones ubicadas en Nuevo León, propiedad de la empresa Gas NaturalMéxico (Monterrey) y tres en la zona metropolitana del Valle de México, propiedad de Gazel(Toreo, Balbuena y Tacubaya).La cantidad de vehículos que utilizaron GNC se ubicó en 1.4 mil unidades en 2011. Pese a que eluso del gas natural resulta económicamente atractivo para vehículos con una alta intensidad de uso,tales como vehículos ligeros pertenecientes a flotas y vehículos de transporte público comomicrobuses, el mercado de gas natural vehicular no ha logrado afianzarse. Una de las principalescausas es el acceso restringido al combustible, puesto que la disponibilidad de estaciones de servicioy talleres para conversión es reducida.Gráfica 24Parque vehicular nacional por tipo de combustibles, 2011(Miles de unidades)22,697.2859.2 215.8 1.4 23,773.7Fuente: IMP.Gasolina Diesel Gas LP GNC Total3.5. Precio nacional de gas naturalLa Ley de la Comisión Reguladora de Energía (LCRE), en su Artículo 2, establece que la CREtiene por objeto promover el desarrollo eficiente de diferentes actividades del sector energético delpaís, entre ellas lo referente a las ventas de primera mano (VPM) del gas natural. Por VPM seentiende la primera enajenación que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios realizan enterritorio nacional a un tercero. Para los efectos de dicha Ley, se asimilan a éstas las que realizan aterceros las personas morales que aquellos controlan.La LCRE también establece en su Artículo 3, fracción VII, que la CRE tiene las atribuciones deaprobar y expedir los términos y condiciones a los que se sujetan las VPM, así como lasmetodologías para la determinación de sus precios, salvo cuando existen condiciones decompetencia efectiva a juicio de la Comisión Federal de Competencia, o que se establezcan por elEjecutivo Federal mediante acuerdo.102

SECRETARÍA DE ENERGÍAConforme a lo anterior, en materia de regulación de precios, el Reglamento de Gas Natural, en suArtículo 8 dice que el precio máximo del gas objeto de las VPM es fijado conforme a lo establecidoen las directivas expedidas por la CRE. La metodología para su cálculo refleja los costos deoportunidad y las condiciones de competitividad del gas respecto al mercado internacional y al lugardonde se realiza la venta.Gráfica 25Precio de venta de primera mano de gas natural en Reynosa, 2000-2011(Dólares por millón de BTU)$14.0$12.0$10.0Promedios2000-2003 = 4.02 US$/MBTU2004-2007 = 6.36 US$/MBTU2008-2011 = 4.99 US$/MBTU$8.0$6.0$4.0$2.0$0.02000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011Fuente: CRE.Por su parte, la directiva sobre la determinación de precios máximos de gas natural vigente (DIR-GAS-001-2009), reconoce que el costo de oportunidad del gas natural en México está ligado almercado de Norteamérica y por tanto, toma como referencia el mercado del sur de Texas,incorporando una referencia al mercado de Henry Hub y un ajuste para estimar el precio en el sur deTexas.Dependiendo del escenario de comercio exterior, la fórmula reconoce el costo de transporteentre el sur de Texas y Reynosa, al cual, a) se suma si el escenario es de importación neta; b) seresta si el escenario es de exportación neta; c) no se aplica si el escenario es de balance (equilibrio).No obstante, esta fórmula no se ha actualizado desde 2009. Adicionalmente, ante un escenario decomercio exterior de exportación neto, la fórmula considera un término adicional que resta la tarifade transporte dentro de la región. Es importante mencionar que este último escenario es el que seha aplicado, pese a que México es importador neto.El precio de VPM en Reynosa promedió 3.86 US$/MBTU en 2011, lo que significó undecremento de 6.7% respecto al precio promedio de 2010. Los precios oscilaron entre un máximode 4.19 US$/MBTU en agosto y un mínimo de 3.23 US$/MBTU en diciembre (véase Gráfica 25).103

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026En 2011, el promedio del precio de gas Henry Hub disminuyó 8.5% respecto al año anterior.Dentro de los factores que más influyeron en este comportamiento están los siguientes 74 :• Los aumentos en la producción de gas natural en Estados Unidos, especialmente en elplay Marcellus, y en aquellos plays ricos en condensados como Eagle Ford. En amboscasos, el aumento de la producción de shale gas contribuyó al aumento de oferta de gasnatural y propició la disminución del precio promedio de referencia.• Los inventarios de gas natural fueron excepcionalmente altos hacia finales de 2011. Elaumento en inyecciones para almacenamiento durante septiembre y octubre fueresultado de una menor demanda debido al clima templado en gran parte de los EstadosUnidos, junto con una fuerte y continua producción.Si bien los precios al usuario final no están regulados, la CRE regula el Precio Máximo deComercialización, que se establece en la DIR-GAS-001-2007, en el numeral 28.3. Éste se componede:a) El costo de las unidades vendidas por el Distribuidor valuadas al precio máximo deadquisición (PMA) o precio de venta de primera mano, de acuerdo con el numeral 29.1 dedicha Directivab) El costo de transportec) El servicio de almacenamientod) Los costos de servicio de entrega del gase) Los componentes anteriores ponderados por la cantidad de gas vendida a los usuariosEn conformidad con la DIR-GAS-001-2007, los distribuidores pueden contratar coberturas 75para mitigar la volatilidad de los precios de referencia. Para ello, deben solicitar la aprobación de laCRE para modificar el PMA. Si bien en 2011 se aprobaron resoluciones por las que se autorizó a losdistribuidores a contratar coberturas, las empresas dejaron de contratar los citados esquemas, por loque los precios al público reflejaron, en mayor medida, la tendencia a la baja de las referencias en elmercado norteamericano (véase Gráfica 26).Se estima que durante 2011 los precios aplicados por las distribuidoras a los diferentes sectoresde actividad económica mostraron una baja importante, debido a lo mencionado anteriormente. Enel caso de los sectores residencial, comercial e industrial, los decrementos promedio respecto a 2010en los precios fueron de aproximadamente 6.5%, 13.8% y 15.8, respectivamente (véase Gráfica26). Asimismo, se estima que los precios de gas natural nacionales al público promediaron 14.67US$/MBTU para los usuarios del sector residencial, 9.42 US$/MBTU para el sector servicios ocomercial y 7.78 US$/MBTU en el sector industrial. En conjunto, los tres precios promediaron10.62 US$/MBTU en 2011.74 “2011 Brief: Henry Hub natural gas spot prices fell about 9% in 2011”, Today in Energy, EIA.75 Con este instrumento, una empresa conoce por anticipado el precio al cual pagará el gas natural en un futuro. Permiteplanear los desembolsos de efectivo sobre la cantidad cubierta. Estos instrumentos sólo cubren el precio de referencia endólares; los demás costos relacionados, como transporte, costo de servicio, etc. permanecen igual.104

SECRETARÍA DE ENERGÍAGráfica 26Precio promedio nacional al público de gas natural antes de IVA por sector 1 , 2000-2011(Dólares por millón de BTU)$20.0$18.0$16.0$14.0$12.0$10.0$8.0$6.0$4.0$2.0$0.02000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 20111 Se refiere al precio promedio estimado de la facturación de todas las distribuidoras del país.Fuente: CRE.Residencial Comercial Industrial3.6. Análisis regionalLa regionalización del mercado nacional de gas natural permite hacer comparativos entre losdiferentes estados donde se consume y produce dicho energético. Para ello, se divide al territorionacional en cinco regiones: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste. Los estadosintegrantes de cada región se enlistan en el Mapa 10.La distribución de la infraestructura, la ubicación de los centros industriales, las actividadespetroleras, los puntos de generación de electricidad y concentración poblacional, son factoresimportantes que determinan el consumo de gas natural en cada región. Cabe señalar que sólo ochoestados de la República Mexicana (Baja California Sur, Colima, Guerrero, Morelos, Nayarit, QuintanaRoo, Sinaloa y Zacatecas) no presentaron consumos de gas natural al cierre de 2011, derivado de lafalta de infraestructura.La región Sur-Sureste fue la principal consumidora de gas natural en el país en 2011, con unconsumo de 3,744 76 MMpcd, lo que representó 47.3% del total nacional. Este consumo se destinóprincipalmente a la actividad petrolera. La segunda región más importante en cuanto a consumo fuela Noreste, con una participación de 29.0%, derivado principalmente de la demanda de gas delsector eléctrico.76 Este volumen incluye el consumo en aguas territoriales.105

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026En 2011, el consumo de gas natural aumentó en todas las regiones, con excepción de la regiónSur-Sureste. La demanda de la región Noreste mostró el mayor crecimiento (12.4%). En lasregiones Noroeste, Noreste, Centro-Occidente y Centro la demanda conjunta de gas natural delsector eléctrico aumentó 232.7 MMpcd.Mapa 10Regionalización del mercado de gas naturalNoroeste•BajaCalifornia•Baja California Sur•Sinaloa•SonoraNoreste•Coahuila•Chihuahua•Durango•Nuevo León•TamaulipasCentro-Occidente•Aguascalientes•Colima•Guanajuato•Jalisco•Michoacán•Nayarit•Querétaro•San Luis Potosí•ZacatecasFuente: SENER.Centro•Distrito Federal•Hidalgo•Estado de México•Morelos•Puebla•TlaxcalaSur-Sureste•Campeche•Chiapas•Guerrero•Oaxaca•Quintana Roo•Tabasco•Veracruz•YucatánEn esta versión de Prospectiva del mercado de gas natural, el consumo de gas natural en aguasterritoriales por actividades petroleras, que antes se contabilizaba dentro de Campeche, se clasificópor separado. El consumo de gas de PEMEX en aguas territoriales mostró un decremento de 3.7%,derivado del menor volumen de producción de hidrocarburos en la industria petrolera.Tamaulipas fue el estado con el mayor consumo de gas natural del país, con un volumen de 981MMpcd. El principal destino del energético fue el sector eléctrico. También destacaron los consumosde Veracruz y Tabasco, con 955 MMpcd y 882 MMpcd, respectivamente.Pese al importante potencial productivo de gas natural en el país, existen restricciones que setienen que considerar para explicar el déficit entre la oferta y la demanda nacional. Es necesarioexaminar las condiciones geográficas de México y del sistema de distribución y transporte delhidrocarburo.Por ejemplo, la región Noroeste está totalmente aislada del suministro de gas natural de origennacional; es decir, las importaciones en esta región no pueden ser sustituidas con producciónterritorial. Además, existen dos regiones frecuentemente superavitarias en la producción de gasnatural: la Noreste y la Sur-Sureste, que abastecen a la Centro y la Centro-Occidente, mismas que no106

SECRETARÍA DE ENERGÍAcuentan con producción propia. No obstante, el sistema tiene una restricción de capacidad decompresión de 800 MMpcd que limita el envío de gas de la región Noreste a las regiones Sur-Sureste, Centro y Centro-Occidente. Por otro lado, hay importaciones fijas que están sujetas aaspectos contractuales y representan un compromiso en el tiempo, como las que se realizan en laterminal de GNL en Altamira.Cuadro 41Consumo regional de gas natural por estado 1 , 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Región 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 tmcaTotal nacional 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6,984 7,204 7,377 7,777 7,923 5.7Noroeste 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 380 399 18.7Baja California 36 63 100 180 227 248 283 266 303 289 256 276 20.2Baja California Sur - - - - - - - - - - - -Sinaloa - - - - - - - - - - - -Sonora 24 34 54 77 85 86 109 111 126 119 124 123 16.0Noreste 1,153 1,068 1,307 1,359 1,483 1,502 1,718 1,874 1,896 1,925 2,045 2,299 6.5Coahuila 142 110 145 127 128 122 130 136 142 127 139 157 0.9Chihuahua 181 180 213 224 221 199 230 258 266 276 281 307 4.9Durango 50 40 45 38 39 72 99 108 108 112 153 187 12.8Nuevo León 501 468 529 609 560 555 607 604 617 591 633 668 2.6Tamaulipas 279 270 375 362 536 554 653 767 763 818 839 981 12.1Centro - Occidente 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 729 5.9Aguascalientes - 0 5 7 10 11 13 12 13 13 17 19 n.a.Colima - - - - - - - - - - - -Guanajuato 80 88 171 189 193 195 218 220 220 201 211 217 9.4Jalisco 58 48 54 50 45 46 48 47 50 50 54 57 -0.1Michoacán 130 84 98 128 136 126 135 140 132 66 111 120 -0.7Nayarit - - - - - - - - - - - -Querétaro 105 107 125 100 110 115 121 112 118 157 138 127 1.7San Luis Potosí 16 17 20 24 26 26 31 107 172 178 172 189 25.0Zacatecas - - - - - - - - - - - -Centro 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9Distrito Federal 97 50 55 56 59 57 56 51 49 50 64 70 -2.9Hidalgo 193 185 146 177 208 170 182 151 169 155 153 150 -2.3México 232 304 316 313 275 284 301 322 320 348 329 335 3.4Morelos - - - - - - - - - - - -Puebla 67 58 72 88 87 78 88 98 102 98 141 172 9.0Tlaxcala 20 17 16 17 17 16 17 17 17 22 24 25 2.0Sur-Sureste 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,932 3,214 3,458 3,518 3,705 3,936 3,744 5.3Campeche 36 66 57 98 107 108 116 135 137 89 124 105 10.2Chiapas 305 360 359 360 358 404 472 543 607 674 660 77 -11.8Guerrero - - - - - - - - - - - -Oaxaca - 0 0 0 0 0 1 3 4 4 0 0 n.a.Quintana Roo - - - - - - - - - - - -Tabasco 291 276 258 249 236 221 213 215 250 274 298 882 10.6Veracruz 740 676 710 778 825 761 869 941 933 1,015 1,038 955 2.3Yucatán 39 102 108 88 89 84 109 151 168 169 152 122 11.1Aguas territoriales 704 752 821 949 1,147 1,354 1,433 1,470 1,419 1,480 1,664 1,602 7.8n.a. no aplica.1 Para consultar la demanda de gas natural por sectores y por entidades federativas, véase el anexo tres.Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, SENER, PGPB y empresas privadas.107

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Región Sur-SuresteLa producción y demanda de gas natural de la región Sur-Sureste son las de mayor volumen en elpaís. Gran parte de la infraestructura de PEP y PGPB que se dedica a la extracción y procesamientode gas natural se ubica en esta región.Cuadro 42Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca2000-2011Origen 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 3,780 4,100 4,576 4,599 4,705 4,946 4,865 4.4Producción regional 3,033 3,032 3,062 3,177 3,483 3,780 4,100 4,576 4,599 4,705 4,946 4,865 4.4Gas de PEP para operación 1 153 162 165 172 206 365 435 550 567 588 766 756 15.6Gas de PEP para recirculaciones 185 184 137 166 266 354 339 420 439 594 590 575 10.9Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB 2,556 2,539 2,603 2,668 2,674 2,552 2,615 2,577 2,555 2,649 2,718 2,768 0.7Directo de campos 33 39 59 73 231 416 624 942 962 800 797 689 32.0Etano inyectado a ductos 98 99 88 93 106 92 87 87 76 74 74 76 -2.3Otras corrientes 8 9 9 4 0 - - - - - - - n.a.Importación - - - - - - - - - - - - -De otras regiones - - - - - - - - - - - - -Destino 3,010 2,961 3,054 3,139 3,454 3,742 4,113 4,561 4,583 4,644 4,912 4,831 4.4Demanda regional 2,115 2,233 2,313 2,521 2,761 2,932 3,214 3,458 3,518 3,705 3,936 3,744 5.3Sector petrolero 1,033 1,053 1,031 1,019 1,118 1,190 1,270 1,447 1,545 1,569 1,813 1,801 5.2Pemex Exploración y Producción 2 395 463 458 471 551 651 704 843 903 940 1,165 1,155 10.3Pemex Refinación 53 57 63 59 56 57 55 53 55 60 74 87 4.5Pemex Gas y Petroquímica Básica 254 250 246 238 241 233 238 243 262 266 266 268 0.5Pemex Petroquímica 331 283 263 251 271 249 273 308 326 303 307 292 -1.2Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas 874 909 943 1,056 1,157 1,303 1,390 1,373 1,335 1,478 1,477 1,374 4.2Sector industrial 94 84 94 83 75 73 82 80 83 80 86 90 -0.3Sector eléctrico 113 188 245 363 410 366 472 557 554 577 559 479 14.0Público 108 185 240 360 408 363 469 553 550 573 554 474 14.4Comisión Federal de Electricidad 81 113 112 105 102 93 104 149 100 140 108 58 -3.0Extinta LFC - - - - - - - - - - - -Productores Independientes de Energía 26.7 72 128 255 306 271 365 404 449 433 446 416 28.3Privado 5 2 5 3 2 3 3 4 4 4 5 5 0.1Autogeneración de electricidad 5 2 5 3 2 3 3 4 4 4 5 5 0.1Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - - -Sector residencial - - - - - - - - - - - - -Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 -4.9Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - - -Exportación - - - - - - - - - - - - -A otras regiones 895 728 740 618 693 810 899 1,103 1,065 939 976 1,087 1.8Variación de inventarios y diferencias* 23 71 8 38 29 38 -12 15 16 61 34 34 3.5n.a. no aplica.1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se consideraequivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas particulares.Durante 2011, la región Sur-Sureste consumió 3,744 MMpcd, 47.3% de la demanda nacional.El sector petrolero demandó 84.8% del gas natural. En 2011, ésta disminuyó 0.7% respecto a2010, al ubicarse en 1,801 MMpcd 77 . El principal decremento provino del consumo de PPQ.Por su parte, el sector eléctrico consumió un promedio de 479 MMpcd, 14.4% menos que en2010. Esto se debió principalmente a la disminución de 50 MMpcd en el consumo de las centralesde generación de la CFE.Por otro lado, la producción en la región promedió 4,865 MMpcd. De dicho volumen, 1,087MMpcd se envió a otras regiones como la Centro y Centro-Occidente.77No se consideran las recirculaciones.108

SECRETARÍA DE ENERGÍARegión NoresteLa región Noreste presentó los volúmenes de importación de gas natural por ductos másimportantes. Asimismo, la región recibió GNL en la terminal de regasificación de Altamira,Tamaulipas.En dicha región, todos los estados que la integran consumieron gas natural. Esto fue posiblegracias a la infraestructura de ductos que existe en la zona. En 2011, el crecimiento del consumo degas natural en la región fue de 12.4%, promediando 2,299 MMpcd. En orden de importancia, laparticipación del consumo de los estados de la región fue la siguiente: Tamaulipas (42.7%), NuevoLeón (29.0%), Chihuahua (13.3%), Durango (8.1%) y Coahuila (6.8%). Cabe destacar queTamaulipas fue el estado con el mayor consumo del país, con una demanda de 981 MMpcd en2011. Asimismo, en todos los estados de la región creció el consumo, sobresaliendo Tamaulipas yNuevo León, con los incrementos más importantes del año en términos absolutos (143 y 34MMpcd, respectivamente).A su vez, la región presentó los mayores niveles de demanda de gas de los sectores eléctrico eindustrial. En 2011, el sector eléctrico demandó 67.6% (1,554 MMpcd) del gas natural en laregión. La mayoría se destinó a los 11 PIE (868 MMpcd) que actualmente operan en la región. Deéstos, los consumos más importantes fueron los de Iberdrola Energía del Golfo, S.A. de C.V.,Iberdrola Energía Altamira, S.A. de C.V. y Fuerza y Energía de Norte Durango, S.A. de C.V., por sunivel de generación.El consumo industrial de gas natural en la región fue el más importante a nivel nacional. En 2011la región Noreste demandó 36.9% del total industrial del país, promediando 417 MMpcd, 6.5%más que el año anterior.El sector residencial consumió 51 MMpcd, lo que representó 2.2% del total de gas consumido dela región. A su vez, este volumen aportó 62.1% del consumo del sector residencial a nivel nacional.Cabe señalar que la región Noreste concentró el mayor número de zonas geográficas de distribucióndel país, con un total de diez (Piedras Negras, Chihuahua, Saltillo, Ciudad Juárez, Nuevo Laredo, RíoPánuco, Torreón-Gómez Palacio, Norte de Tamaulipas y dos más en Monterrey).109

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 43Balance de gas natural de la región Noreste, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca2000-2011Origen 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 1,838 2,069 2,179 2,310 2,401 2,507 2,694 7.0Producción regional 1,058 1,042 1,072 1,150 1,143 1,267 1,442 1,449 1,415 1,539 1,494 1,359 2.3Gas de PEP paraoperación 1 32 35 36 38 36 36 35 35 39 43 47 49 3.8Gas de PEP pararecirculaciones56 58 56 48 45 46 47 51 48 46 33 30 -5.4Gas de PEP directo aRefinación12 6 22 5 1 1 2 2 2 2 0 1 -21.0Producción de plantasde PGPB235 265 312 361 470 595 829 970 907 924 900 924 13.3Directo de campos 719 671 638 689 584 582 528 392 420 525 514 356 -6.2Etano inyectado aductos- 1.9 3 2 2 2 0 - - - - - n.a.Otras corrientes 5 5 5 6 4 5 1 - - - - - n.a.Importación 221 283 576 742 814 572 626 730 894 861 1,012 1,335 17.8Importaciones porlogística146 131 184 215 299 322 380 402 436 429 435 515 12.1Importaciones de PGPBpor balance75 152 392 527 515 249 167 78 128 98 227 451 17.7Importación de gasnatural licuado- - - - - - 78.8 250 331 334 351 369 n.a.De otras regiones - - - - - - - 0 - - - - n.a.Destino 1,279 1,325 1,648 1,891 1,956 1,838 2,059 2,186 2,299 2,391 2,504 2,695 7.0Demanda regional 1,153 1,068 1,307 1,359 1,483 1,502 1,718 1,874 1,896 1,925 2,045 2,299 6.5Sector petrolero 108 130 141 150 156 162 168 188 183 175 196 192 5.4Pemex Exploración yProducción47 42 42 44 42 42 41 41 43 47 51 55 1.3Pemex Refinación 43 75 87 94 101 104 105 122 115 105 124 115 9.5Pemex Gas yPetroquímica Básica9 8 9 12 13 17 23 24 25 24 21 22 8.9Pemex Petroquímica 9 5 3 0 - - - - - - - - n.a.Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - -Sector petrolerorecirculaciones internas56 58 56 48 45 46 47 51 48 46 33 68 1.9Sector industrial 436 340 397 348 356 348 371 384 372 340 391 417 -0.4Sector eléctrico 485 469 640 737 850 869 1,058 1,175 1,219 1,294 1,354 1,554 11.2Público 427 434 582 599 679 702 877 985 1,027 1,107 1,157 1,356 11.1Comisión Federal deElectricidad427 428 385 381 281 240 284 304 358 389 399 488 1.2Extinta LFC - - - - - - - - - - - -ProductoresIndependientes de- 5.5 197.2 218 397 463 593 681 669 718 758 868 n.a.EnergíaPrivado 59 35 57 138 172 167 180 190 192 187 196 198 11.7Autogeneración deelectricidad59 35 57 138 172 167 180 190 192 187 196 198 11.7Exportación deelectricidad- - - - - - - - - - - -Sector residencial 51 53 55 60 61 61 57 60 58 54 54 51 0.0Sector servicios 18 17 18 15 15 15 16 17 17 16 17 16 -1.0Sector Autotransporte 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 73.6Exportación 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 19 1 -23.1A otras regiones 103 232 336 532 473 312 309 174 295 400 439 395 13.0Variación de inventariosy diferencias*- - - -0 0 0 9 -6 10 9 3 -1 n.a.n.a. no aplica.1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se consideraequivalente a gas seco.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Gas del Litoral, PEMEX, SENER y empresas particulares.110

SECRETARÍA DE ENERGÍARegión CentroExisten similitudes importantes entre el comportamiento y características de las regiones Centroy Centro-Occidente. En ambos casos, toda la demanda de gas se abastece a partir del suministro deotras regiones. En 2011, la región Centro demandó 752 MMpcd, volumen similar al de la regiónCentro-Occidente, y registró un crecimiento de 5.7% respecto al año previo. Con ello, la regiónocupó la tercera posición en cuanto a consumo en el país.Los sectores con mayor consumo fueron el eléctrico y el industrial. El primero representó 45.4%de la demanda regional en 2011, en tanto que el sector industrial participó con 36.5%. Ambossectores presentaron aumentos en su demanda respecto a 2010. El eléctrico lo hizo en 1.5% y elindustrial en 6.8%.Las entidades federativas con mayor participación en el consumo total de la región fueronMéxico y Puebla. El Estado de México demandó 44.5% del consumo de la región, con una presenciaimportante de los sectores eléctrico e industrial. Puebla consumió 22.9%, Hidalgo 19.9%, elDistrito Federal 9.3% y el resto correspondió a la demanda de Tlaxcala. Por su parte, las entidadesque más aportaron al crecimiento de la demanda de la región fueron Puebla y el Distrito Federal.Cuadro 44Balance de gas natural de la región Centro, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca2000-2011Origen 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9Producción regional - - - - - - - - - - - -Importación - - - - - - - - - - - -De otras regiones 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9Destino 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9Demanda regional 609 615 605 652 646 604 643 639 656 673 712 752 1.9Sector petrolero 101 83 68 101 88 69 73 63 93 94 88 104 0.3Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - -Pemex Refinación 67 54 39 65 63 53 53 47 73 77 74 74 1.0Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 1 1 1 0 0 0 0 0 1 1 -0.3Pemex Petroquímica 33 28 28 35 24 15 19 15 19 16 13 28 -1.2Pemex Corporativo 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.2Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - -Sector industrial 221 209 226 227 238 232 246 252 245 235 257 275 2.0Sector eléctrico 278 311 294 304 297 279 297 296 288 314 336 341 1.9Público 259 293 271 282 274 256 275 276 271 289 306 312 1.7Comisión Federal de Electricidad 224 254 236 249 245 227 244 219 221 230 255 248 0.9Extinta LFC 35 38 35 33 29 29 30 57 50 60 51 64 5.6Productores Independientes de Energía - - - - - - - - - - - -Privado 20 18 23 22 23 23 22 20 17 24 30 30 3.7Autogeneración de electricidad 20 18 23 22 23 23 22 20 17 24 30 30 3.7Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - -Sector residencial 7 8 12 15 18 19 20 22 23 23 24 24 11.9Sector servicios 0 2 4 3 3 4 4 5 6 6 6 7 26.8Sector Autotransporte 1 1 2 2 2 2 2 2 2 1 1 1 7.5Exportación - - - - - - - - - - - -A otras regiones - - - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* - - - -0 0 -0 0 -0 0 -0 -0 -0 n.a.n.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas particulares.111

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Región Centro-OccidenteLa región Centro-Occidente cubrió sus necesidades de consumo con gas natural proveniente dela región Noreste y Sur-Sureste. En 2011, la región consumió en promedio 729 MMpcd, 3.6% másque en 2010. El consumo del sector eléctrico representó 48.5% del total de la región Centro-Occidente, mientras que el del sector industrial representó 42.6%.El consumo de este último sector creció 22.5 MMpcd en 2011, para alcanzar un total de 310MMpcd. En la región existe importante actividad industrial, sobre todo en Jalisco, Guanajuato yMichoacán.La mayor parte de la demanda regional correspondió a Guanajuato (29.8%), San Luis Potosí(25.9%) y Querétaro (17.4%). De los estados anteriores, destacó el aumento de 17 MMpcd en elconsumo de San Luis Potosí.Cuadro 45Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca2000-2011Origen 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 730 5.9Producción regional - - - - - - - - - - - - -Importación - - - - - - - - - - - - -De otras regiones 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 730 5.9Destino 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 729 5.9Demanda regional 390 345 472 498 520 518 565 637 705 666 703 729 5.9Sector petrolero 44 44 49 51 42 62 69 62 65 59 65 57 2.3Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - - -Pemex Refinación 44 44 49 51 42 62 69 62 65 59 65 57 2.3Pemex Gas y Petroquímica Básica - 0.0 0 - 0 - - 0 0 0 0 0 n.a.Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - - -Sector industrial 248 191 230 249 267 259 288 296 298 231 288 310 2.1Sector eléctrico 96 109 191 194 205 190 201 272 334 368 340 354 12.6Público 65 86 156 165 179 166 174 242 306 340 309 323 15.6Comisión Federal de Electricidad 65 84 81 96 97 91 95 88 94 111 91 88 2.7Extinta LFC - - - - - - - - - - - - -Productores Independientes de Energía - 1.5 75 68 82 75 80 154 212 229 219 235 n.a.Privado 31 23 35 29 26 24 26 30 28 28 31 31 0.0Autogeneración de electricidad 31 23 35 29 26 24 26 30 28 28 31 31 0.0Exportación de electricidad - - - - - - - - - - - - -Sector residencial 1 1 3 4 6 6 5 5 5 5 7 6 21.5Sector servicios 1 1 0 1 1 1 2 2 2 3 3 2 10.0Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - - -Exportación - - - - - - - - - - - - -A otras regiones - - - - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* - - - -0 0 0 0 0 0 0 0 1 n.a.n.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, PEMEX, SENER y empresas particulares.Región NoroesteLa oferta de la región Noroeste provino principalmente de Estados Unidos y de las importacionesde gas natural licuado (GNL). Las importaciones por ducto que se efectúan en esta región ingresanal país por Tijuana, Mexicali y Los Algodones, en el caso del estado de Baja California; mientras queen Sonora, éstas ocurren en Nogales, Naco y Agua Prieta.112

SECRETARÍA DE ENERGÍADesde 2008, el otro componente de la oferta de gas natural en la región lo constituyen lasimportaciones de GNL, a través de la terminal de Ensenada, en Baja California. Ésta se convirtió enla primera terminal de regasificación de acceso abierto en México. En 2011 registró un volumen deimportación de 25 MMpcd.Cuadro 46Balance de gas natural de la región Noroeste, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca2000-2011Origen 60 97 154 254 310 334 392 374 442 397 446 414 19.2Producción regional - - - - - - - - - - - - -Importación 60 97 154 254 310 334 392 374 442 397 446 414 19.2Importaciones por logística 60 97 154 254 310 334 392 374 417 390 250 390 18.6Importaciones de PGPB por balance - - - - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado - - - - - - - - 25 7 196 25 n.a.De otras regiones - - - - - - - - - - - - -Destino 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 444 422 19.3Demanda regional 60 97 154 257 312 334 391 376 429 408 380 399 18.7Sector petrolero - 0 1 1 0 0 1 1 1 1 1 1 n.a.Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - - - - -Pemex Refinación - - - - - - - - - - - - -Pemex Gas y Petroquímica Básica - 0 1 1 0 0 1 1 1 1 1 1 n.a.Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - - - - -Sector industrial 20 14 19 17 21 24 27 28 28 27 32 37 5.6Sector eléctrico 39 80 132 237 289 309 362 346 398 380 347 360 22.5Público 38 79 130 185 199 191 226 222 250 241 243 252 18.7Comisión Federal de Electricidad 38 69 105 100 88 82 109 113 122 122 129 131 11.8Extinta LFC - - - - - - - - - - - - -Productores Independientes de Energía - 10 25 84 111 109 117 109 128 119 114 122 n.a.Privado 0 1 2 53 89 117 137 124 148 139 104 108 64.2Autogeneración de electricidad 0 1 2 0 0 0 1 2 3 4 3 2 15.6Exportación de electricidad - - - 52 89 117 135 122 145 135 101 105 n.a.Sector residencial 1 2 2 2 2 2 1 1 1 1 1 1 -3.3Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7.1Sector Autotransporte - - - - - - - - - - - - -Exportación - - - - - - - - - - 64 23 n.a.A otras regiones - - - - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* -1 0 0 -2 -1 0 1 -3 13 -12 2 -8 n.a.n.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, PEMEX, Sempra, SENER y empresas particulares.Entre 2000 y 2011, el consumo de gas de la región creció 22.5% promedio anual. Estecrecimiento fue detonado por el sector eléctrico, mismo que representó 90.2% del total consumidoen 2011. En 1999 comenzó la sustitución gradual de combustibles, cuando en algunas de lasplantas termoeléctricas de la CFE se cambió combustóleo por gas natural. A partir de 2001, sepropició una mayor demanda de gas por los PIE. Además, en 2003 la entrada de exportadores deelectricidad intensificó el consumo.113

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-20263.7. Balance oferta-demanda, 2000-2011Entre 2000 y 2011, la producción nacional de gas natural creció 3.9% promedio anual. Por suparte, la demanda aumentó 5.7% anual durante el mismo periodo. Para satisfacer dicha demanda,fue necesario recurrir a las importaciones, que en promedio crecieron 18.1% anual y aportaron22.1% de la demanda. La principal fuente de dichas importaciones fue Estados Unidos.114

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 47Balance nacional de gas natural, 2000-2011(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011tmca2000-2011Origen 4,372 4,454 4,863 5,323 5,750 5,952 6,561 7,129 7,350 7,502 7,899 7,973 5.6Producción nacional 4,091 4,074 4,134 4,326 4,626 5,046 5,543 6,025 6,014 6,244 6,440 6,224 3.9Gas de PEP paraoperación 1 186 197 201 209 243 401 470 586 605 631 813 805 14.3Gas de PEP pararecirculacionesGas de PEP directo aRefinaciónProducción de plantasde PGPB240 242 193 214 311 400 386 471 487 640 623 605 8.812 6 22 5 1 1 2 2 2 2 0 1 -21.02,791 2,804 2,916 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572 3,618 3,692 2.6Directo de campos 752 710 697 763 815 998 1,152 1,334 1,382 1,325 1,312 1,045 3.0Etano inyectado aductos98 101 91 95 108 94 87 87 76 74 74 76 -2.3Otras corrientes 13 14 13 10 4 5 1 - - - - - n.a.Importación 281 380 729 996 1,124 905 1,018 1,104 1,336 1,258 1,459 1,749 18.1Importaciones porlogística206 228 338 469 609 656 773 776 853 819 685 905 14.4Importaciones de PGPBpor balance75 152 392 527 515 249 167 78 128 98 227 451 17.7Importación de gasnatural licuado- - - - - - 79 250 356 341 547 393 n.a.Destino 4,349.8 4,383.1 4,855.5 5,287.2 5,722.5 5,914.1 6,563.4 7,122.9 7,311.3 7,443.6 7,860.2 7,947.4 5.6Demanda nacional 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6,984 7,204 7,377 7,777 7,923 5.7Sector petrolero 1,286 1,310 1,290 1,323 1,405 1,483 1,581 1,760 1,886 1,898 2,163 2,155 4.8Pemex Exploración yProducción 2 442 505 500 515 593 692 744 884 946 987 1,216 1,209 9.6Pemex Refinación 207 230 238 270 262 276 281 284 308 301 338 334 4.4Pemex Gas yPetroquímica Básica264 258 256 252 255 251 263 268 288 291 289 292 0.9Pemex Petroquímica 373 316 295 285 295 264 292 323 344 318 320 320 -1.4Pemex Corporativo 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 -2.2Sector petrolerorecirculaciones internas930 967 999 1,104 1,203 1,350 1,436 1,424 1,383 1,524 1,509 1,442 4.1Sector industrial 1,019 838 966 924 957 935 1,014 1,040 1,027 913 1,054 1,129 0.9Sector eléctrico 1,011 1,157 1,501 1,835 2,050 2,013 2,390 2,646 2,794 2,933 2,936 3,088 10.7Público 897 1,077 1,379 1,591 1,738 1,680 2,021 2,278 2,404 2,550 2,570 2,717 10.6Comisión Federal deElectricidad835 949 920 932 814 733 836 872 896 991 982 1,013 1.8Extinta LFC 35 38 35 33 29 29 30 57 50 60 51 64 5.6ProductoresIndependientes deEnergía27 89 425 625 896 918 1,154 1,349 1,458 1,500 1,537 1,641 45.4Privado 115 80 122 244 312 334 368 367 390 382 366 371 11.3Autogeneración deelectricidadExportación deelectricidad115 80 122 192 223 217 233 245 244 247 266 266 7.9- - - 52 89 117 135 122 145 135 101 105 n.a.Sector residencial 60 64 71 81 86 87 84 89 87 83 86 82 2.9Sector servicios 20 21 22 19 20 21 23 24 25 25 27 25 2.4Sector Autotransporte 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 1 1 7.9Exportación 24 25 4 - - 24 33 139 107 67 83 24 0.2Variación de inventarios ydiferencias*23 71 8 35 27 38 -2 6 39 58 39 26 1.2n.a. no aplica.1 Se refiere al gas de formación. Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se consideraequivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell a partir de 2000.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP con base en información de CRE, CFE, Gas del Litoral, PEMEX, SENER y otras empresas particulares.115

116PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026

SECRETARÍA DE ENERGÍA4. Capítulo 4. Prospectiva del mercadonacional de gas natural 2012-2026Este capítulo contiene el análisis de la infraestructura de transporte, así como de la oferta ydemanda futura del mercado de gas natural para el periodo 2012-2026. Entre otros aspectos, sedestaca la nueva estrategia de Cambio estructural del mercado de gas natural en México, quepromoverá la construcción y puesta en marcha de infraestructura de transporte, además delcrecimiento de la red de distribución. Con ello, se busca ampliar la cobertura del energético a mássectores de la población.En cuanto a los escenarios de oferta, se presentan dos: el Inercial y el ENE. En el primero, lasproyecciones se realizaron bajo el supuesto de que no se modificarán las condiciones actuales deproducción. El escenario ENE incluye la visión de largo plazo plasmada en la Estrategia Nacional deEnergía 2012-2026 78 . En ambos casos se asume como premisa una oferta abundante de gas naturalen Norteamérica y precios bajos del energético.La proyección de la demanda de gas natural, en línea con la nueva estrategia de transporte y conlas premisas arriba mencionadas, contempla una mayor disponibilidad de gas natural. Con ello, seespera un incremento en la demanda industrial y eléctrica.4.1. Prospectiva de infraestructura de gasoductosLa situación actual y las perspectivas del mercado de gas natural, tanto nacional comointernacional, contemplan una alta disponibilidad de este hidrocarburo y precios bajos del energéticoen Norteamérica. Este entorno ha motivado una serie de acciones y proyectos que buscanaprovechar, tanto en el mediano como en el largo plazo, las ventajas de una mayor utilización delgas natural en nuestro país.La SENER, en conjunto con Petróleos Mexicanos (PEMEX), la Comisión Federal de Electricidad(CFE) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), ha propuesto una estrategia integral para eldesarrollo de la infraestructura de transporte y distribución del gas natural. El objetivo es llevar gasnatural a un mayor número de regiones y reforzar la infraestructura existente. Lo anterior permitirádar flexibilidad operativa al sistema de transporte de gas natural y seguridad en la prestación delservicio, para beneficio de todos los usuarios.Los ejes de la estrategia para desarrollar el mercado de gas natural en México incluyen un nuevoarreglo institucional, el incremento tanto en la infraestructura de transporte como en la dedistribución y el desarrollo de mercados potenciales (gas por ruedas o barco). Además, la CRE yPEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) analizan proyectos de servicios de almacenamiento.Respecto al nuevo arreglo institucional, se está discutiendo un proyecto de nuevo Reglamento deGas Natural en el que se propone separar a PGPB de forma gradual, en suministrador, transportista,78 Las premisas fundamentales de ambos escenarios, están contenidos en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026.117

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026y Gestor Independiente. La función del Gestor Independiente es optimizar el uso de lainfraestructura de los sistemas de transporte interconectados al Sistema de Transporte NacionalIntegrado, no controlado por los transportistas (entidad filial de PEMEX y separada de PGPB).Asimismo, se busca establecer limitantes a la integración vertical entre el transporte y lacomercialización del gas natural. Para ello, PEMEX dejará de distribuir el gas natural mediante ladesincorporación de ramales y se licitarán nuevas zonas de distribución.Con el nuevo arreglo institucional, se busca fomentar una mayor competencia en el transporte yla comercialización de gas natural, que permita la generación de un nuevo mercado decomercializadores particulares. Con ello, se detonará un incremento sin precedentes eninfraestructura e inversión.Asimismo, con la estrategia integral de infraestructura se busca desarrollar mercados potenciales,mediante el transporte de gas natural por ruedas y por barco. Con ello, se atenderán mercados quecuentan con poca demanda energética o que se encuentran alejados de la infraestructura de ductos.En este ejercicio de prospectiva se considera la Estrategia Nacional de Gasoductos anunciada ennoviembre de 2011 por el Presidente Felipe Calderón Hinojosa. En ella se incluyen los siguientesproyectos de transporte de gas natural: Gasoducto Manzanillo-Guadalajara, Gasoducto Tlaxcala-Morelos, Gasoducto Tamazunchale-El Sauz, Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-ElEncino), Gasoducto Frontera-Los Ramones-Centro, Gasoducto del Noroeste, Gasoducto Zacatecas,Gasoducto Yucatán y Gasoducto Jáltipan-Salina Cruz.Gasoducto de Manzanillo-GuadalajaraEl gasoducto Manzanillo-Guadalajara fue construido por la empresa Energía Occidente de MéxicoS. de R.L. de C.V., que fue la ganadora de la licitación hecha por la CFE. En marzo de 2012 seinauguró el proyecto, con el que se podrá garantizar el transporte de gas natural entre la Terminal deAlmacenamiento y Regasificación de Gas Natural Licuado y las centrales de generación eléctricaManzanillo I y II. Asimismo, se asegurará el suministro de energía para las centrales eléctricas en elOccidente del país. El ducto también permitirá atender los requerimientos de los sectoresproductivos y del desarrollo industrial de la región occidental del país.El Gasoducto Manzanillo–Guadalajara tiene una longitud total de 313 kilómetros, una capacidadde 500 MMpcd y un diámetro de 30 pulgadas. Consta de dos tramos, el primero va de la Terminalde Gas Natural Licuado Manzanillo (TGNLM) a las centrales eléctricas Manzanillo I y II. El segundotramo corre de la TGNLM al extremo del gasoducto 24”-36”-30”-36” Cd. Pemex-Guadalajara, enEl Castillo, en Guadalajara, Jalisco. El desarrollo del proyecto representó una inversión de 358millones de dólares (MM$US).De acuerdo con los compromisos contractuales, el suministro se incrementará paulatinamente.Para ello, la CRE empleó la metodología de “tarifas niveladas”, que compensa la subutilización inicialde la infraestructura existente.118

SECRETARÍA DE ENERGÍAGasoducto Tlaxcala-MorelosEl ducto tendrá una trayectoria que irá de La Magdalena Soltepec, Tlaxcala, a Yecapixtla enMorelos. La empresa ganadora de la licitación llevada a cabo por la CFE fue Elecnor de México, S.A.de C.V.Mapa 11Proyectos de infraestructura de gasoductos en la zona Centro, Golfo y Occidente“El Castillo”Sistema de Gasoductos de PGPBDuctos de acceso abiertoGasoducto MorelosGasoducto Manzanillo-GuadalajaraGasoducto Tamazunchale-El SauzTamazunchaleGuadalajaraValtierrillaEl SauzPalmillasTlaxcalaManzanilloTolucaYecapixtlaLázaro CárdenasFuente: SENER.El gasoducto constará de dos partes: 1) desde la interconexión con el gasoducto de 30 pulgadasdel SNG propiedad de PGPB, trayecto “Esperanza-Venta de Carpio”, en Nativitas, Tlaxcala, hasta laCentral de generación eléctrica Centro, en el Municipio de Yecapixtla, Morelos; 2) desde lainterconexión con el gasoducto de 30 pulgadas hasta la interconexión con el gasoducto de 48pulgadas del SNG propiedad de PGPB, trayecto “Cempoala–Santa Ana”, en el municipio de Tlaxco,Tlaxcala. La entrada en operación del gasoducto será en junio de 2013.Con una inversión estimada de 210 MM$US, la longitud del ducto será de 170 km, poseerá undiámetro de 30 pulgadas y su capacidad de transporte será de 320 MMpcd. El ducto abastecerá a lacentral de ciclo combinado Centro I y posteriormente a la central Centro II.Gasoducto Tamazunchale-El SauzLa trayectoria de este ducto va de Tamazunchale, San Luis Potosí, a El Sauz en Querétaro.Tendrá una longitud de 200 km, un diámetro de 30 pulgadas y una capacidad de 630 MMpcd. Elfallo de la licitación, por parte de la CFE, fue a favor de Transportadora de Gas Natural de laHuasteca, S. de R. L. de C. V., propiedad de Transcanada. La inversión estimada para esta obra deinfraestructura es de 600 MM$US. La entrada de operación de este ducto se contempla para marzode 2014.119

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026El gasoducto iniciará en el punto de interconexión con el ducto existente Naranjos-Tamazunchale, propiedad de Transportadora de Gas natural de la Huasteca, y su punto de entregaserá en la central El Sauz, en Querétaro. El transportista deberá dejar las preparaciones mínimasnecesarias para una futura interconexión hacia la central de generación de Tula, en Hidalgo. Esteducto es estratégico para alimentar a las nuevas centrales de ciclo combinado que se instalarán en elcentro del país, entre las que se encuentran Valle de México II, Valle de México III y Jorge Luque.Port ello, también se interconectará al SNG en las inmediaciones de El Sauz.Gasoducto Chihuahua (Frontera Internacional-El Encino)El gasoducto Corredor Chihuahua contará con un punto de recepción localizado en San Isidro,municipio de Juárez, Chihuahua, que permitirá llevar gas natural dentro del territorio nacional desdela interconexión con un gasoducto de la empresa El Paso Natural Gas. La empresa Fermacadesarrolla el proyecto, y se estima el inicio de operaciones en julio de 2013.Mapa 12Proyecto de gasoducto de ChihuahuaCd. JuárezEl EncinoSistema de Gasoductos de PGPBDuctos de acceso abiertoGasoducto de ChihuahuaChihuahuaCoahuilaNuevo LeónDurangoTamaulipasFuente: SENER.Dicho ducto permitirá llevar gas natural hasta los puntos de entrega de las centrales degeneración eléctrica, tanto existentes como futuras. Asimismo, abastecerá de gas natural a lascentrales de generación eléctrica en Chihuahua, Durango y Coahuila. En este proyecto se prevé laconstrucción futura de un ramal para otras centrales de la región. Para ello, contará con una longitudde 385 km y un diámetro de 36 pulgadas. Además, el ducto tendría una capacidad 850 MMpcd. Lainversión estimada para este proyecto será de 500 MM$US.Gasoducto Frontera-Los Ramones-CentroEste gasoducto se desarrollará en tres fases: la fase 1 Frontera-Ramones, la fase 2 de Ramones-Apaseo El Alto y la fase 3 San Luis–Aguascalientes. Partiendo de la frontera con Estados Unidos, elducto pasará por Los Ramones, Linares, Matehuala, San Luis Potosí, Querétaro y, finalmente,Apaseo el Alto, en Guanajuato. Otro tramo partirá de San Luis Potosí hasta Aguascalientes (véaseMapa 13). La longitud total del ducto será de 1,221km, con diámetros de 48, 42 y 24 pulgadas, yuna potencia de compresión instalada de 247,200 HP. La capacidad del gasoducto Frontera-Los120

SECRETARÍA DE ENERGÍARamones será de alrededor de 2,100 MMpcd y del tramo Los Ramones hacia el centro será dealrededor de 1,400 MMpcd.Mapa 13Proyecto de gasoducto Frontera-Los Ramones-CentroMonterreySistema de Gasoductos de PGPBDuctos de acceso abiertoGasoducto Los RamonesLos RamonesLinaresAguascalientesSan Luis PotosíAltamiraTamazunchaleGuadalajaraSan JoséIturbideFuente: SENER.El ducto es estratégico para el país, ya que permitirá eliminar cuellos de botella, dotar deredundancia al SNG y suministrar gas natural, junto con el resto de la infraestructura de transportehacia el Centro Occidente a los sectores petrolero, industrial y residencial, así como apoyar alestablecimiento de nuevas centrales eléctricas en el Centro-Occidente del país. Se espera que el fallode la licitación sea en octubre de 2012, y la construcción comience en mayo de 2013. La entrada enoperación de la fase 1 está programada para 2014 y de la fase 2 en 2015, mientras que la fase 3está programada para mediados de 2017.Gasoducto del NoroesteEl proyecto del gasoducto Noroeste cerrará un circuito con el corredor Chihuahua, fortaleciendola operación y flexibilidad del sistema de gasoductos en el norte del país. La primera etapa delproyecto va de Tucson, Estados Unidos, a Sásabe, Puerto Libertad y Guaymas en Sonora. Lasegunda etapa parte de Guaymas a El Oro, Sinaloa. La tercera etapa unirá El Encino, Chihuahua, conTopolobampo en Sinaloa. La cuarta parte, unirá El Oro con Mazatlán, ambos en Sinaloa.121

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-202636”36”224 kmMapa 14Proyecto Gasoducto del NoroesteSásabeTucsonCd. JuárezSistema de Gasoductos de PGPBDuctos de acceso abiertoGasoducto del NoroestePto. Libertad320 kmHermosilloChihuahuaGloria a Dios36”Guaymas30”364 kmEl Oro574 km30”El EncinoTopolobampo24”462 kmDurangoMazatlánFuente: SENER.El gasoducto permitirá abastecer centrales térmicas convencionales que serán convertidas parautilizar gas natural en lugar de combustóleo. Estas centrales se encuentran en la costa occidental deSonora y Sinaloa, como Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y Mazatlán. Asimismo, apoyará eldesarrollo de nuevas centrales de ciclo combinado en la región, tales como Guaymas II y III, enSonora; Topolobampo II (El Fresnal), Topolobampo III (Hermosillo) y Mazatlán, en Sinaloa; y,Norte II, III, IV, V y VI, y El Encino, en Chihuahua. Adicionalmente, el gasoducto contará concapacidad adicional suficiente para abastecer la demanda de gas natural en la región, con lo que sefortalecerá de manera importante el desarrollo económico de los estados de Sonora y Sinaloa,permitiendo generar inversiones y reducir costos.La longitud total será de 2,041 km y contará con ductos de diámetros de 24, 30 y 36 pulgadas(véase Mapa 14). La capacidad en conjunto con el proyecto del gasoducto Chihuahua será de1,606 MMpcd y requerirá una inversión estimada 79 de alrededor de 2,448.3 MM$US. Los fallospara las cuatro licitaciones de los cinco tramos del proyecto serán entre octubre y noviembre de2012. La entrada en operación del tramo Sásabe-Puerto Libertad será en octubre de 2014, el tramoPuerto Libertad-Guaymas en julio de 2015, el tramo El Encino–Topolobampo iniciará operacionesen marzo de 2016, el trayecto de Guaymas a El Oro en julio de 2016 y el trayecto El Oro–Mazatlániniciará en diciembre de 2016.Gasoducto de ZacatecasEl gasoducto irá de Aguascalientes, Aguascalientes a Calera, Zacatecas. La longitud del ductoserá de 165 km y tendrá un diámetro de 10 pulgadas. La capacidad inicial del ducto será de 20MMpcd, y podrá llevar hasta 40 MMpcd con compresión adicional. El proyecto requiere de unainversión estimada de 110 MM$US para la primera fase. En la segunda fase (con compresiónadicional) se invertirán alrededor de 14.8 MM$US.79 Incluyendo la Estaciones de Compresión.122

SECRETARÍA DE ENERGÍAEste ducto tiene como objetivo atender el consumo de la región concentrado en tres gruposindustriales. No obstante, también beneficiará a hogares y comercios. La demanda equivalente degas natural será del orden de 16 MMpcd. Se tiene previsto que la construcción, que realizará unprivado, inicie en 2013, en tanto que la entrada en operación será en el primer trimestre de 2014.Mapa 15Proyecto Gasoducto de ZacatecasDurangoFresnilloAguascalientesGuadalajara10”CaleraZacatecasGasoductos delBajíoValtierrillaS.L.P.PalmillasSistema Nacional de GasoductosDuctos PrivadosGasoducto ZacatecasManzanilloLázaro CárdenasFuente: SENER.Gasoducto YucatánA través de este proyecto, desarrollado por PGPB, se busca incrementar la capacidad detransporte de gas natural hacia la Península de Yucatán, con el fin de satisfacer los requerimientosdel sector eléctrico, industrial, comercial y residencial.La trayectoria del Gasoducto Yucatán irá del centro procesador de gas (CPG) Nuevo PEMEX, enTabasco, al entronque del Gasoducto Mayakán, con una longitud de 75 km. El diámetro del ductoserá de 30 pulgadas y la capacidad de transporte será de 300 MMpcd. Lo anterior requerirá unainversión de alrededor de 125 MM$US, y se espera que el ducto entre en operación en diciembre de2013.123

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Mapa 16Nueva red de gasoductos para incrementar capacidad en YucatánGasoducto Mayacána Mérida y ValladolidCampechePoza RicaCPG CáctusCPG NuevoPemexChiapasCPG Cd. PemexSistema de Gasoductos de PGPBGasoducto MayakánProyecto para incrementar la capacidadde transporte a la Península de YucatánFuente: SENER.Gasoducto Jáltipan-Salina CruzLa Refinería de Salina Cruz no cuenta actualmente con suministro de gas natural. Con esteproyecto se llevará este hidrocarburo a la refinería, con lo que se reducirá el consumo decombustóleo. Este proyecto consiste en la rehabilitación de un ducto de 12 pulgadas de diámetroque está fuera de operación. El gasoducto inicia en la localidad de Jáltipan en Veracruz hasta larefinería de Salina Cruz. Tendrá una longitud de 222 km y una capacidad de 90 MMpcd. Lainversión requerida será de más de 1,760 millones de pesos e iniciará operaciones a principios de2013.Mapa 17Nueva red de gasoductos64PROYECTOS1. Manzanillo2. Morelos3. Tamazunchale4. Chihuahua5. Ramones6. Noroeste7. Zacatecas8. Yucatán9. Salina Cruz75Ductos privadosDuctos de PGPB13298Fuente: SENER.124

SECRETARÍA DE ENERGÍAEstaciones de compresiónLa expansión de la red de transporte de gas natural requerirá un aumento en la capacidad decompresión en los ductos, la cual será de 149,300 HP. Las estaciones de compresión consideradasen esta estrategia son: Soto La Marina, Altamira, El Castillo, Los Ramones a Los Indios y Salamanca(véase Mapa 18).Mapa 18Proyectos de adiciones de compresión412Estación de compresión Capacidad Inicio de operaciones1. Soto La Marina 50,000 HP 20142. Altamira 39,000 HP 20143. El Castillo 2,500 HP 20124. Los Ramones a Los Indios 18,800 HP 20145. Salamanca 39,000 HP 201853Fuente: SENER.Red de distribuciónEn la actualidad existen 18 zonas de distribución de gas natural, con una extensión de 46,312km 80 y 2.1 millones de usuarios. Con la estrategia integral, se espera que la red de distribucióncuente con 25 zonas de distribución, una extensión de 101,960 km y 4.8 millones de usuarios. Paralograrlo, se implementarán nuevos proyectos y se reforzará la red de distribución actual.Los nuevos proyectos requerirán una inversión estimada de 1,446 MM$US, además de unaadición de 33,422 km y 1,672 usuarios. La finalidad de dichos proyectos es llevar gas a la industria,comercio y hogares en 67 municipios de 17 estados de la República Mexicana (véase Cuadro 48).Para reforzar algunas zonas de distribución ya existentes, se espera realizar la enajenación de variosramales 81 de PGPB.80 Información vigente a abril de 2012.81 Tramos de tubería que derivan de un gasoducto principal y terminan en una planta endulzadora, en una plantapetroquímica, o en una caseta de medición y control, entre otras.125

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Actualmente PGPB mantiene y opera 28 ramales en 7 zonas geográficas de distribución 82 , conuna longitud de 565 kilómetros, los cuales no son necesarios para la actividad de transporte de gasnatural. PGPB no puede prestar el servicio de distribución en esos ramales, por lo que es propicio queesta infraestructura se enajene para que un tercero (un distribuidor) la utilice para servir a nuevosusuarios. El proyecto permitirá que se genere un negocio de distribución robusto a partir de lademanda actual de los 99 clientes potenciales, cuya cartera se incluye en la enajenación.Cuadro 48Nuevas zonas potenciales de distribución de gas natural, dentro de la estrategia deCambio estructural en el mercado de gas natural en MéxicoZona Estados Localidades KilómetrosInversión(MMUS$)Usuarios(Miles)Occidente Colima y Jalisco 8 3,381 146 169Morelos Morelos 13 4,011 174 201Sonora-Chihuahua-Sinaloa Sonora, Chihuahua y Sinaloa 17 9,527 412 476Querétaro-San Luis Potosí San Luis Potosí y Querétaro 4 309 13 16Aguascalientes-Zacatecas Aguascalientes y Zacatecas 9 5,143 223 257Nuevo León-San LuisPotosí-GuanajuatoNuevo León, San Luis Potosí yGuanajuato7 995 43 50Tabasco-Campeche-Yucatán-Quintana RooTabasco, Campeche, Yucatán yQuintana RooNota. Los totales pueden no coincidir debido al redondeo de las cifras.Fuente: SENER.9 10,057 435 503Total 67 33,422 1,446 1,672Gas natural por ruedas y barcoPGPB participa en diversos proyectos para transportar gas natural por ruedas a ciudadesmedianas que se encuentran alejadas de la red de gasoductos, en donde se utilizan combustibles demayor costo y que generan más emisiones contaminantes al ambiente. De esta forma, el gas naturalpodría ser transportado en estado líquido (GNL) o comprimido, por autotanque o barco.Respecto al gas natural comprimido, PGPB tiene proyectos para llevar gas a Morelos, Guerrero,Oaxaca, Chiapas y Sinaloa. El proyecto de Morelos, para llevar gas a la zona industrial de Cuautla, yaestá en etapa de formalización de acuerdos con la empresa que proveerá la tecnología. Asimismo, secontempla un proyecto para llevar gas natural comprimido por barco a Baja California.Por otro lado, existen proyectos para transportar gas natural licuado (GNL) desde las plantas deregasificación de Manzanillo y Altamira. Igualmente, se tiene contemplado un proyecto parasuministrar GNL a varias industrias en Nuevo León, el cual comprende la construcción y operaciónde una planta de licuefacción con una capacidad de 2.3 MMpcd. Al respecto, se tienen firmadosacuerdos con usuarios finales en el parque industrial Linares. Adicionalmente, se analiza la82 Valle de México, Monterrey, Querétaro, Tamaulipas, Río Pánuco, Chihuahua Cd. Juárez y Veracruz.126

SECRETARÍA DE ENERGÍAposibilidad de instalar una planta de licuefacción en la Península de Yucatán, que permita elabastecimiento de gas proveniente del Sureste, por medio de autotanque.Mapa 19Gas natural por ruedas y barcoEstados que contarán con suministro por barcoEstados que contarán con suministro por ruedasFuente: SENER.4.2. Oferta de gas natural, 2012-2026Para la elaboración de este ejercicio de prospectiva, se consideraron dos escenarios, ambosvinculados a las trayectorias y metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026(ENE). El escenario ENE incluye la visión de largo plazo plasmada en la Estrategia Nacional deEnergía 2012-2026, con metas soportadas por inversiones robustas y una plataforma productivadiversificada en términos de explotación y exploración de hidrocarburos 83 . Asimismo, el escenarioInercial incluye proyecciones que consideran techos presupuestales de inversión y una baseestructural de la plataforma productiva de crecimiento moderado, en comparación al escenario ENE.Los dos escenarios prevén la explotación de los yacimientos potenciales de shale gas del país,aunque en el escenario Inercial esta premisa es más conservadora.Ambos escenarios consideran tanto proyectos de gas no asociado como de gas asociadoproveniente de los proyectos de crudo. Con ello, se busca garantizar el abastecimiento del mercadonacional de gas natural.Algunas consideraciones relevantes en el escenario Inercial son las siguientes:• Se actualiza la estrategia de desarrollo del gas asociado proveniente de Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec).83 Por estructura de las prospectivas este documento se concentra en los detalles más significativos de la producción degas natural de PEP, sin embargo los detalles vinculados a la producción de aceite se pueden consultar en la Prospectivadel mercado de petróleo crudo para cada escenario.127

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026• Se incrementa sustancialmente la explotación de las cuencas de Burgos, Veracruz, Tampico-Misantla y las del Sureste. Posteriormente, se desarrollan componentes exploratorios enestos proyectos en el largo plazo.• Se desarrolla la explotación de shale gas del play Eagle Ford, mediante contratos integrales.Adicionalmente, en el escenario ENE se considera un programa de recuperación mejorada en laproducción de petróleo crudo. Esto permitirá obtener no solo más petróleo, sino también más gasasociado. En el escenario ENE se estima la aportación de un play adicional de shale gas, La Casita.Finalmente, debido al vínculo productivo que existe entre PEP y PGPB, se generaron dos escenariosde producción de gas seco.Cabe mencionar que en la evaluación de los escenarios, se reconoce la estructura de costos actualde los principales insumos de la industria petrolera para los gastos de operación. Asimismo,contempla los costos de los principales servicios, como perforación, para los gastos de capital.4.2.1. Escenarios de producción de PEP 84Escenario InercialEn el escenario Inercial de PEP se estima que la producción de gas natural alcanzará un máximode 8,958 MMpcd en 2026, lo que implica un crecimiento promedio anual de 2.7% entre 2012 y2026. La producción de gas húmedo amargo representará 26.8% de la producción total en 2026 ydisminuirá 3.5% promedio anual en el periodo prospectivo. En contraste, la producción de gasnatural húmedo dulce será cinco veces mayor al volumen esperado en 2012, alcanzando unaparticipación de 61.8% del total producido por PEP en 2026. El gas natural seco también reducirásu participación, pasando de 19.7% en 2012 a 11.4% en 2026 (véase Gráfica 27).Por su parte, la participación del gas natural asociado en la producción total se reducirá de67.6% en 2012 a 53.8% en 2026, con un volumen de 4,815 MMpcd al final del periodo. En lo querespecta a la producción de gas no asociado, en 2026 ésta representará 46.2% del total (4,143MMpcd). Para robustecer el portafolio de oportunidades exploratorias de gas no asociado eincrementar la incorporación de reservas, PEP ha localizado proyectos de menor riesgo y mayorvolumetría 85 . No obstante, algunas actividades de dichos proyectos se diferirán en el tiempo debidoa que, en el mediano plazo, la producción de gas natural no asociado presenta una baja rentabilidadpor los precios bajos del energético, en contraste con los precios del crudo.La producción de gas natural por proyectos de explotación 86 , que consideran únicamente laproducción de reservas ya descubiertas, disminuirá 9.6% promedio anual de 2012 a 2026. En esteúltimo año, la producción totalizará 953 MMpcd. En compensación, los proyectos de exploración 87 ,orientados a la estimación de recursos prospectivos e incorporación de reservas de hidrocarburos,aportarán una producción de 2,752MMpcd en 2026 (véase Gráfica 28). La expectativa de PEP es84Dado que la información entregada por PEP para la elaboración de esta sección, sólo abarca el periodo 2012-2026, lasgráficas y la redacción no consideran el año 2011 como dato histórico.85 Se refiere a las oportunidades por concentración de hidrocarburos.86 No incluye Burgos, Cantarell y Aceite Terciario del Golfo.87 No incluye Aguas Profundas y Burgos.128

SECRETARÍA DE ENERGÍAque en el futuro, la reclasificación de reservas probadas sea mayor o igual que la producción extraíday que esta relación se mantenga en el mediano y largo plazo.Gráfica 27Escenario Inercial de producción de gas natural por origen y calidad, 2012-2026(Millones pies cúbicos diarios)10,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00010,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026AsociadoNota. A partir de 2013, la producción de gas no incluye nitrógeno.Fuente: PEP.No asociado02012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Húmedo amargo Húmedo dulce SecoEn cuanto a la producción de gas natural por Activo, la de Burgos 88 crecerá 4.0% promedio anualentre 2012 y 2026, con una producción estimada de 2,213 MMpcd al final del periodo. Encontraste, la producción de Cantarell disminuirá en promedio 16.5% cada año, pese a que se prevé88 La explotación de hidrocarburos en este Activo continuará bajo la modalidad de los Contratos de Obra PúblicaFinanciada, incluyendo perforación y terminación de pozos, además de la adquisición de información sísmica 3D.129

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026la implementación de mejores prácticas y tecnologías para mejorar la productividad de pozos, y asíadministrar la declinación de campos maduros.Gráfica 28Escenario Inercial de producción de gas natural por regionesy grandes proyectos, 2012-2026(Millones pies cúbicos diarios)10,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00010,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Norte Sur Marina Suroeste Marina Noreste02012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026CantarellExplotación (sin Burgos, Cantarell y ATG)BurgosAceite Terciario del GolfoAguas ProfundasExploración (sin Aguas Profundas y Burgos)Nota. A partir de 2013, la producción de gas no incluye nitrógeno.Fuente: PEP.En el caso del proyecto de Aguas profundas, PEP obtendrá una producción de 2,161 MMpcd en2026. Parte fundamental de la estrategia exploratoria de PEP ha consistido en la adquisición deinformación sísmica 2D y 3D, así como la perforación y terminación de pozos. Estas actividades hanpermitido identificar y mapear siete provincias petroleras en aguas profundas del Golfo de México.En el escenario Inercial, los proyectos de aguas profundas con extracción de gas natural son lossiguientes:130

SECRETARÍA DE ENERGÍA• Lackach, que aportará una producción acumulada de 2,315 MMpcd entre 2015 y 2025.• A partir de 2021 y hasta el final del período:- Holok aportará 5,039 MMpcd.- Perdido aportará 1,737 MMpcd.- Tlancanan aportará 82 MMpcd.En el proyecto Aceite Terciario del Golfo se espera que la producción de gas natural en 2026 sea6 veces mayor que la de 2012, llegando a 809 MMpcd. Lo anterior se logrará gracias a laincorporación de nuevas tecnologías de recuperación y desarrollo en cada uno de los sectores en quese dividió y caracterizó al proyecto.En cuanto a la división por regiones, la Norte, que posee los activos Aceite Terciario del Golfo,Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz, incrementará su producción 5.8% promedio anual durante elperiodo prospectivo. En 2026, la producción conjunta de todos los activos totalizará 4,581 MMpcd,lo que equivaldrá a una participación de 51.1%. Asimismo, cabe destacar que en esta región seubica el play de shale gas Eagle Ford y las reservas 3P del Paleocanal de Chicontepec.La región Marina Suroeste, donde se realizan los mayores esfuerzos de exploración en aguasprofundas, aportará 27.4% (2,451 MMpcd) de la producción de gas natural de PEP en 2026.Durante el periodo prospectivo, ésta crecerá 5.2 % promedio anual.Las regiones Sur y Marina Noreste presentarán disminuciones en la producción de gas natural de0.3% y 9.2% promedio anual, respectivamente. Es importante mencionar que en ambos casos,existe un número importante de cuencas maduras, lo que dificulta el crecimiento en la producción.En la región Marina Noreste se espera la declinación en la producción del activo Cantarell y Ku-Maloob-Zaap (véase Gráfica 28).En 2026, el total de la actividad de exploración contribuirá con una extracción de 5,711 MMpcdde gas natural, que representará 63.8% del total de la producción. Con la explotación, se producirán1,670 MMpcd, que aportarán 18.6% del total. La producción de gas natural derivada de losContratos Integrales de Producción ascenderá a 234 MMpcd, que representarán 2.6% del total en2026 (véase Gráfica 29).En cuanto a la extracción de shale gas, se pronostica que el play Eagle Ford aportará 1,343MMpcd en 2026. Esto representará una participación de 15.0%. En México se han identificadocinco provincias geológicas precursoras de gas y condensado en shale gas 89 : Chihuahua, Sabinas-Burro-Picachos, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz. En febrero de 2011 PEMEX obtuvo laprimera producción de shale gas –gas seco- en el pozo Emergente 1, ubicado en el municipio deHidalgo, Coahuila. El pozo es administrado por el Activo Integral Burgos y sirvió para comprobar laextensión de la formación Eagle Ford al Noreste de México. Asimismo, en agosto de 2011 se inicióla perforación del pozo Montañés-1, en Coahuila, y está programada la perforación del pozoNómada-1 en una localización a definir.89 Metano contenido en formaciones rocosas, con alto contenido orgánico y arcilloso.131

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Gráfica 29Escenario Inercial de producción de gas natural por tipo actividad, 2012-2026(Millones pies cúbicos diarios)10,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Nota. A partir de 2013, la producción de gas no incluye nitrógeno.Fuente: PEP.PEMEX ha manifestado su interés de explorar y desarrollar primero aquellos campos en donde elgas contenga líquidos, ya que es más rentable. Por otro lado, es importante mencionar que laexploración y producción de shale gas requieren una integración de tecnologías de geociencias,perforación horizontal 90 y fracturación hidráulica 91 masiva para tener éxito comercial y rentabilidadadecuada en el actual escenario de precios de gas bajos 92 .Aprovechamiento de gasExploración Explotación Shale Gas Contratos Integrales de ProducciónEl desarrollo del escenario Inercial para la producción de petróleo crudo y gas natural incluye lasinterrelaciones con el entorno. En este contexto, el escenario Inercial de PEP y sus inversiones,incluyen una serie de medidas para incrementar el aprovechamiento del gas en los próximos años,operando con estándares elevados 93 .Se espera que el aprovechamiento de gas sea de 98.2% al cierre de 2012. Esto significa que sólose quemará 1.8% de gas hidrocarburo, sin considerar el nitrógeno ni bióxido de carbono. A partir de2020 y hasta 2026, se espera elevar el aprovechamiento a 99.0%.90 En la perforación horizontal el pozo es perforado de manera vertical hasta llegar a la formación rocosa, posteriormenteel perforador se inclina en el yacimiento permitiendo que el gas llegue a la superficie.91 La fracturación hidráulica es una técnica en la cual se bombea el agua, productos químicos y arena al pozo para liberarlos hidrocarburos atrapados en las formaciones de lutita mediante la apertura de grietas92What is shale gas and why is it important? Energy Information Administration, DOE. USA.http://www.eia.gov/energy_in_brief/about_shale_gas.cfm.93 Esto es el resultado del cociente del gas hidrocarburo enviado a la atmósfera entre la producción total del mismo.132

SECRETARÍA DE ENERGÍAGráfica 30Aprovechamiento de gas natural, escenario Inercial, 2012-2026(Por ciento)98.2% 98.3% 98.5% 98.6% 98.7% 98.7% 98.9% 98.9% 99.0% 99.0% 99.0% 99.0% 99.0% 99.0% 99.0%2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Fuente: PEP.Escenario ENEEn el escenario ENE la producción de gas natural de PEP crecerá en promedio 4.5% anualdurante el periodo prospectivo. En 2026, alcanzará un volumen de 11,472 MMpcd. La principaldiferencia de este escenario respecto al escenario Inercial es la mayor producción de shale gas, queprovendrá de los plays Eagle Ford y La Casita.La producción de gas natural no asociado representará 55.2% (6,330 MMpcd) en 2026. Estecambio en la composición respecto al escenario Inercial se debe principalmente a una mayorproducción de shale gas en la región Norte del país. Por otro lado, la producción de gas naturalasociado, cuya aportación será de 44.8%, totalizará 5,142 MMpcd en 2026. En este escenario, laproducción de gas asociado es mayor que la del escenario Inercial, resultado de la aplicación demétodos de recuperación mejorada.133

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Gráfica 31Escenario ENE de producción de gas natural por origen y calidad, 2012-2026(Millones pies cúbicos diarios)12,00010,0008,0006,0004,0002,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Asociado No asociado12,00010,0008,0006,0004,0002,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Húmedo amargo Húmedo dulce SecoNota. A partir de 2013, la producción de gas no incluye nitrógeno.Fuente: PEP.En este escenario, la producción de gas húmedo dulce aumentará 12.5% en promedio cada año,hasta alcanzar una participación de 50.2% y un volumen de 5,762 MMpcd en 2026. La producciónde gas seco aportará 26.5% de la producción y mostrará un crecimiento de 7.6% promedio anualdurante el periodo prospectivo. Por su parte, la producción de gas húmedo amargo representará23.3% y decrecerá 2.8% promedio anual (véase Gráfica 31).En Burgos la producción alcanzará un volumen de 4,103 MMpcd en 2026 y representará 35.8%del total nacional. La producción de shale gas en este activo será importante. Por su parte, laproducción por proyectos de Exploración (sin Aguas Profundas y Burgos) alcanzará un volumen de2,785 MMpcd, con una participación de 24.3% sobre el total de la producción.134

SECRETARÍA DE ENERGÍA12,000Gráfica 32Escenario ENE de producción de gas natural por regionesy grandes proyectos, 2012-2026(Millones pies cúbicos diarios)10,0008,0006,0004,0002,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Norte Sur Marina Suroeste Marina Noreste12,00010,0008,0006,0004,0002,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026CantarellAceite Terciario del GolfoAguas ProfundasNota. A partir de 2013, la producción de gas no incluye nitrógeno.Fuente: PEP.BurgosExplotación (sin Burgos, Cantarell y ATG)Exploración (sin Aguas Profundas y Burgos)El proyecto de Aguas Profundas aportará 22.0% de la producción en 2026, con un volumen de2,527 MMpcd (véase Gráfica 32). En el escenario ENE, los proyectos de gas natural en aguasprofundas que difieren de los del escenario Inercial son los siguientes:• Holok, que a partir de 2021 y hasta el final del periodo aportará 5,903 MMpcd.• Perdido, que a partir de 2021 y hasta el final del periodo aportará 1,875 MMpcd.135

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026En el escenario ENE la producción de la región Norte crecerá a una tasa promedio de 8.6%durante el periodo prospectivo, alcanzando una participación de 57.8% y un volumen de 6,627.1MMpcd en 2026. Por su parte, las regiones Marina Suroeste, Sur y Marina Noreste producirán unvolumen de 2,765.7 MMpcd, 1,661.5 MMpcd y 418.0 MMpcd, respectivamente.La extracción de shale gas será mucho mayor en el escenario ENE. En 2026 representará 28.6%de la producción total, con un volumen de 3,279 MMpcd. La producción de Eagle Ford iniciará en2016, con un volumen de 200 MMpcd y hacia 2026 será de 1,343 MMpcd. Por su parte, La Casitainiciará en 2019, con 342 MMpcd y al final de la proyección alcanzará 1,936 MMpcd.Gráfica 33Escenario ENE de producción de gas natural por tipo actividad, 2012-2026(Millones pies cúbicos diarios)12,00010,0008,0006,0004,0002,00002012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Exploración Explotación Recuperación MejoradaShale Gas Contratos Integrales de Exploración Contratos Integrales de ProducciónNota. A partir de 2013, la producción de gas no incluye nitrógeno.Fuente: PEP.Finalmente, la producción por medio de recuperación mejorada en el escenario ENE totalizará1,121 MMpcd de gas natural entre 2018 y 2026. La recuperación mejorada de aceite y de gasasociado se realiza mediante la inyección de materiales que normalmente no están presentes en elyacimiento y que modifican el comportamiento dinámico de los fluidos. Es importante mencionarque ésta no se restringe a alguna etapa (primaria, secundaria o terciaria) en particular de la vida delyacimiento (véase Gráfica 33).Aprovechamiento de gasPara un mejor aprovechamiento de gas, el escenario ENE considera necesario incrementar laconfiabilidad operativa y disponibilidad de equipos de compresión, abatir limitaciones en eltransporte de gas por incremento en la producción y presencia de nitrógeno en la Región Sur.Aunado a lo anterior, se pretende inyectar el gas contaminado al yacimiento y actualizar lainfraestructura que garantice la capacidad de transporte y acondicionamiento del gas producido.136

SECRETARÍA DE ENERGÍADado que en este escenario se esperan mayores niveles de producción de crudo, será necesaria ladetección oportuna de pozos con alta relación gas-aceite, con el fin de que las inversiones eninfraestructura de transporte y manejo de gas se lleven a cabo. De esta forma, las operacionesproductivas del escenario alcanzarán un aprovechamiento promedio del gas hidrocarburo superior a99% a partir de 2020.Gráfica 34Aprovechamiento de gas natural, escenario ENE, 2012-2026(Por ciento)98.2% 98.3% 98.5% 98.6% 98.6% 98.7% 98.8% 98.9% 99.0% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1% 99.1%2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Fuente: PEP.4.2.2. Escenarios de oferta de gas seco de PGPBEscenario InercialA partir del escenario Inercial de producción de PEP, se espera que la oferta de gas seco delescenario Inercial de PGPB sea de 7,061 MMpcd en 2026. Esto significa un crecimiento promedioanual de 2.6% entre 2011 y 2026. Asimismo, entre 2017 y 2018 la oferta de gas secoexperimentará un importante repunte, con crecimientos anuales de 8.1% y 12.9%,respectivamente. Dicho comportamiento será resultado de la explotación de shale gas de laformación Eagle Ford (1,210 MMpcd en 2026), y del aumento en la producción de gas natural delCPG y de campos de Burgos.137

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Gráfica 35Escenario Inercial de oferta de gas seco de PGPB, 2011-2026(Millones pies cúbicos diarios)7,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Producción de plantas PGPB Directo de campos Etano reinyectado** Se refiere al etano que es obtenido del fraccionamiento de las corrientes alimentadas a las plantas de PGPB y que seinyecta a los ductos.Fuente: PGPB.En 2026, la oferta de gas natural proveniente de los CPG representará 87.3% (6,165 MMpcd)del total. La oferta de gas directo de campos se reducirá 2.4% cada año y aportará 10.3% (726MMpcd) en 2026. El 2.4% restante corresponderá al etano reinyectado, con un volumen de 170MMpcd (véase Gráfica 35).En cuanto a la producción de gas seco proveniente de los CPG, Nuevo PEMEX, Burgos, Cactus yCiudad PEMEX procesarán alrededor de 42.2% de la producción de gas seco de PGPB. El CPGNuevo PEMEX aportará 1,071 MMpcd, Burgos 504 MMpcd, Cactus 643 MMpcd y Ciudad PEMEX760 MMpcd. Por su parte, la producción del CPG Poza Rica crecerá 12.0% promedio anual duranteel periodo prospectivo, con una producción de 692 MMpcd en 2026. Lo anterior será resultado deuna mayor disponibilidad de gas proveniente de la explotación de las reservas del Activo Terciariodel Golfo.Por otro lado, en el escenario Inercial se proyecta la instalación de nueva capacidad modular detrenes de proceso para el gas proveniente de los nuevos desarrollos Delta Bravo, Área Perdido(Proyecto costa fuera, costa central Tamaulipas), Pajaritos, Eagle Ford, Oyamel (Burgos) yTlancanan (Poza Rica).Escenario ENEEntre 2011 y 2026, la oferta de gas seco del escenario ENE crecerá en promedio 4.6% cada año,y alcanzará un volumen de 9,383 MMpcd al final del periodo (véase Gráfica 36). En dicho año, laparticipación de la producción de plantas PGPB representará 71.4% (6,697 MMpcd), la de gasdirecto de campos será de 27.2% (2,549 MMpcd) y la del etano reinyectado de 1.5% (137MMpcd).138

SECRETARÍA DE ENERGÍA10,000Gráfica 36Escenario ENE de oferta de gas seco de PGPB, 2011-2026(Millones pies cúbicos diarios)9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002,0001,00002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Producción de plantas PGPB Directo de campos Etano reinyectado** Se refiere al etano que es obtenido del fraccionamiento de las corrientes alimentadas a las plantas de PGPB y que seinyecta a los ductos.Fuente: PGPB.El crecimiento medio anual de la producción de gas seco de plantas procesadoras será de 4.1%entre 2011 y 2026. La producción de gas seco directo de campos y la de etano reinyectadocrecerán 6.1% y 4.0% promedio anual, respectivamente.Entre 2011 y 2017, la oferta total de gas seco del escenario ENE presentará una evolución muysimilar a la del escenario Inercial. No obstante, entre 2018 y 2026, la producción en el escenarioENE crecerá en promedio 4.9% anual, frente a una tasa de 0.6% del escenario Inercial.La principal diferencia entre los dos escenarios es el volumen de la producción de gas seco directode campos. Mientras que en el escenario Inercial la producción de gas seco directo de camposdisminuirá, en el escenario ENE aumentará debido a la extracción de shale gas de la formación LaCasita. Esta formación aportará una producción de 1,866 MMpcd de gas seco en 2026, querepresentará 19.9% del total producido por PGPB.En total, la oferta de gas seco proveniente de las formaciones de shale gas aportará 33.2% deltotal en 2026. Lo anterior implica el desarrollo de capacidad de procesamiento y etano reinyectadoproveniente del play Eagle Ford, además de oferta directa de campos de los plays Eagle Ford y LaCasita.Finalmente, el mayor volumen de producción de gas seco en 2026 provendrá del play La Casita,de la nueva capacidad de procesamiento del gas de Eagle Ford, y los CPG Nuevo PEMEX y Cactus.En conjunto, éstos aportarán 55.5% de la producción. Las nuevas capacidades de procesamiento degas consideradas en este escenario serán la de los desarrollos de Área Perdido (Proyecto costa fuera,costa central Tamaulipas), Pajaritos, Eagle Ford, Oyamel (Burgos) y Tlancanan (Poza Rica).139

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-20264.2.3. Proyectos de inversiones de PGPBEn ambos escenarios de producción de gas natural, el desarrollo de los proyectos de proceso ytransporte estará sujeto, entre otros factores, al cumplimiento de los escenarios de oferta ydemanda que los sustentan, así como a los respectivos esquemas de financiamiento. En el caso delos proyectos de transporte, se prevé disponer de esquemas que faciliten sinergias entre la inversiónpública y la privada, mediante las cuales se pueda ofrecer la capacidad requerida para abastecer elmercado nacional de gas natural y garantizar la seguridad energética del país. Es importante señalarque, junto con la estrategia de incremento de capacidad en la infraestructura, tanto para losescenarios Inercial y ENE, es prioritario para PGPB continuar realizando las tareas de rehabilitación ymantenimiento de los CPG, así como con los trabajos de mantenimiento integral e inspección delsistema de ductos.Escenario InercialEl programa de inversiones de PGPB se alinea a los objetivos y estrategias definidas en el PlanNacional de Desarrollo 2007-2012, el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 y la EstrategiaNacional de Energía 2012-2026 y al Plan de Negocios de PEMEX y sus Organismos Subsidiarios2013-2017.Al respecto, de acuerdo con el escenario Inercial de PEP, la oferta de gas húmedo crecerá 5.0%promedio anual durante el periodo 2012-2017 y 2.6% para el resto del horizonte de planeación.Para atender esta disponibilidad de gas, durante el periodo 2013-2017 PGPB requerirá incrementarsu capacidad de proceso criogénico en 434 MMpcd, el proceso de endulzamiento en 334 MMpcd, lacapacidad de fraccionamiento de líquidos en 15 Mbd y la capacidad de recuperación de azufre en 64toneladas por día (Tpd). En particular, para procesar el gas húmedo del play de shale gas Eagle Fordse requerirá construir un CPG en el área de Sabinas, Coahuila, con capacidad criogénica de 400MMpcd.Para el periodo 2018-2026, PGPB deberá incrementar su capacidad criogénica en 2,577MMpcd, el endulzamiento en 768 MMpcd y 198 Tpd en la recuperación de azufre. Parte de estainfraestructura consistirá en capacidad modular de trenes de proceso para el gas proveniente de losnuevos desarrollos terrestres y marinos, tales como Tlancanan y Área Perdido. Para procesar losincrementos de gas húmedo del play de Eagle Ford se incrementará en 1,000 MMpcd la capacidadcriogénica del CPG Sabinas.En cuanto al transporte de gas natural, PGPB deberá incrementar la capacidad del SistemaNacional de Gasoductos para atender un mayor flujo de gas proveniente del sureste del país y delnorte de Veracruz, así como por el aumento en la demanda de gas natural en las zonas Centro yOccidente.El proyecto principal de la estrategia de PGPB en materia de transporte, será la construcción delgasoducto Los Ramones, que correrá desde la frontera entre México y Estados Unidos hastaAguascalientes y Apaseo El Alto, Guanajuato 94 .94 Para más detalles sobre este proyecto, consultar sección 4.1 Prospectiva de gasoductos de este documento.140

SECRETARÍA DE ENERGÍAEste proyecto se desarrollará bajo un esquema de contrato de servicio, además de que seconvertirá en un apoyo para la columna vertebral del sistema actual de gasoductos, lo que permitiráromper los cuellos de botella que actualmente limitan el crecimiento de la demanda de gas naturaldel país. Se tiene previsto que el tramo Frontera-Ramones inicie operaciones en 2014, el tramoRamones-Centro en 2015 y el último tramo de San Luis Potosí a Aguascalientes al 2017.Adicionalmente, con el fin de garantizar el transporte de gas seco proveniente del play de shale gasEagle Ford, se considera la construcción del ducto de 42” Sabinas-Los Ramones, el cual iniciaríaoperaciones en 2016.Posterior a 2018, PGPB tiene en visualización nuevos ductos para atender la demanda nacional,con trazos de Los Ramones-Torreón hacia el centro del país y de Los Ramones hacia Naranjos, asícomo un gasoducto adicional de la frontera hacia los Ramones. Asimismo, se tiene consideradoconstruir el ducto Matapionche–Troncal de 48“, que iniciará operaciones en 2020. Este gasoductopermitirá transportar el gas del CPG Matapionche, en donde se estima un aumento en la producción.Escenario ENEDe acuerdo con el escenario ENE de PEP, la oferta de gas húmedo crecerá 5.0% promedio anualdurante el periodo 2012-2017, similar al escenario Inercial. Sin embargo, para los siguientes añosdel horizonte de planeación, el crecimiento promedio anual será de 3.7%.Durante el periodo 2013-2017, los incrementos de capacidades del proceso criogénico yfraccionamiento de líquidos serán iguales respecto a los incrementos del escenario Inercial. Sinembargo, el incremento de capacidad en el proceso de endulzamiento será de 454 MMpcd y elincremento en la capacidad de recuperación de azufre se estima en 224 Tpd, ya que en esteescenario se prevé un mayor procesamiento de gas amargo. En el escenario ENE, también se planeaconstruir el CPG en el área de Sabinas, con capacidad criogénica inicial de 400 MMpcd, paraprocesar el gas húmedo del play de Eagle Ford (shale gas).Para el periodo 2018-2026, PGPB deberá incrementar su capacidad criogénica en 2,676MMpcd, de endulzamiento en 852 MMpcd y 198 Tpd en la recuperación de azufre. Al igual que enel escenario Inercial, se requerirá la instalación de capacidad modular de trenes de proceso para elgas proveniente de los nuevos desarrollos terrestres y marinos, así como capacidad criogénicaadicional de 1,000 MMpcd en el CPG Sabinas para procesar la producción del play de Eagle Ford.En cuanto a la infraestructura de transporte, en el escenario ENE, adicional a la infraestructuramencionada en el escenario Inercial, se estima que para el transporte del gas seco proveniente de losplays de shale gas (La Casita), se hará por medio del ducto de 42” Culebra-Los Ramones en 2019.Asimismo, se contemplan las mismas adiciones de compresión del escenario Inercial.En el escenario ENE, a diferencia del escenario Inercial, no se requeriría otro gasoducto paratransportar gas de la frontera hacia los Ramones, ya que habría menos importaciones por una mayoroferta nacional.141

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-20264.2.4. Comercio exterior de gas natural, 2012-2026Escenario InercialDe 2011 a 2026 se espera un crecimiento promedio de la demanda nacional de gas natural de3.5% anual. En tanto, la producción nacional tendrá un crecimiento medio 2.8% por año. Bajo estaperspectiva, el diferencial entre producción y demanda aumentará de 1,699 MMpcd en 2011 a3,816 MMpcd en 2026.Para cubrir este déficit, las importaciones crecerán 5.3% promedio anual. En 2026 lasimportaciones totalizarán 3,816.5 MMpcd. En 2017 y 2018 las importaciones disminuirán 1.8% y9.1%, respectivamente (véase Gráfica 37). Este comportamiento estará relacionado con una mayorextracción y procesamiento de gas natural en dichos años.Las importaciones por ducto provenientes de Estados Unidos representarán 75.6% del total degas natural importado en 2026, en tanto que las importaciones de GNL aportarán 24.4%. En estaprospectiva se considera un escenario de precios del gas natural bajos (alrededor de 5 dólares pormillón de BTU), debido a la abundante oferta esperada en la región de Norteamérica 95 . En estesentido, las importaciones por ducto de gas proveniente del norte del continente tendrán prioridadrespecto a las importaciones de GNL de otras regiones del mundo.4,5004,0003,5003,0002,5002,0001,5001,000500Gráfica 37Escenario Inercial de comercio exterior de gas natural, 2011-2026(Millones pies cúbicos diarios)02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Importaciones de GNL Importaciones por ducto ExportacionesFuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, SENER, PGPB y empresas privadas.En la región Noreste del país se dispondrá de una oferta de gas natural de 4,597 MMpcd en2026, en tanto que su demanda se estima en 3,230 MMpcd. Una parte de los excedentes de gas95 Los desarrollos tecnológicos ocurridos en Estados Unidos, han permitido una mayor oferta de gas a partir de fuentesconsideradas como no convencionales, generado una sobreoferta en la región y ocasionando la baja de los precios delgas natural, situación que se estima prevalecerá en el futuro.142

SECRETARÍA DE ENERGÍAnatural serán enviados a otras regiones, mientras que otros serán exportados entre 2018 y 2022.En estos años, las exportaciones promediarán 320.8 MMpcd.En el periodo prospectivo, la capacidad de importación de GNL se realizará a través de las tresterminales existentes: Altamira, Ensenada y Manzanillo. Debido a la sobreoferta esperada enEstados Unidos, con precios bajos del gas, no se estima un aumento en la capacidad de importaciónvía buquetanques.En la terminal de GNL de Altamira, que en 2011 registró importaciones por 368.6 MMpcd, seesperan volúmenes prácticamente constantes entre 2012 y 2026. El operador comercial que proveegas natural a la CFE en la región tiene la flexibilidad de abastecer parte del contrato con gas nacionalo gas importado por gasoducto. Por lo anterior, y ante la expectativa de que los precios enNorteamérica se mantendrán bajos, el comercializador únicamente realizará importaciones de GNLpor un máximo de 350 MMpcd en todo el periodo.La expectativa en la terminal de GNL de Ensenada es que llegará a importar hasta 80.3 MMpcden 2026, con una tasa media de crecimiento anual de 8.2%. La terminal está interconectada con elsistema de transporte Gasoducto Rosarito, y el comercializador abastecería contratos de la CFE.La terminal de GNL de Manzanillo realizará el mayor volumen de importaciones de GNL en2026, con 500 MMpcd. La CFE ha proyectado que el suministro de gas de la terminal crecerá de180 MMpcd en 2012 a 500 MMpcd de 2015 en adelante 96 , según su programa de requerimientosde capacidad para el servicio público y el de producción. Además, la terminal prestará los servicios derecepción, almacenamiento y regasificación de GNL y la entrega de gas a la CFE en la zona deManzanillo.Gráfica 38Escenario Inercial de importaciones de gas natural licuado, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)1,00090080070060050040030020010002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Ensenada Manzanillo AltamiraFuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, SENER, PGPB y empresas privadas.96 Entre 2012 y 2015, los proyectos programados para entrar en operación y con incrementos en su consumo de GNLson la repotenciación en Manzanillo I, Salamanca Fase I y Centro.143

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Escenario ENELa producción de gas natural en el escenario ENE crecerá 4.5% promedio anual. Mientras que elcrecimiento medio de la demanda nacional será de 3.5%. Bajo estas premisas, se prevé que ladiferencia de la demanda sobre la producción aumentará de 1,699 MMpcd en 2011 a 1,868MMpcd en 2026.4,0003,5003,0002,5002,0001,5001,000500Gráfica 39Escenario ENE de comercio exterior de gas natural, 2011-2026(Millones pies cúbicos diarios)02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Importaciones de GNL Importaciones por ducto ExportacionesFuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, SENER, PGPB y empresas privadas.El déficit que se generará será cubierto con importaciones que crecerán con una tasa promedioanual de 4.9%. Las importaciones alcanzarán un volumen de 3,609 MMpcd en 2026. En 2018 lasimportaciones reducirán 7.7% respecto a 2017. Dicha reducción estará relacionada con el aumentode producción de gas seco de Eagle Ford (shale gas) y de Burgos.Las importaciones por ducto ascenderán a 2,679 MMpcd, representando 74.2% del total del gasnatural importado. Mientras tanto, las importaciones de GNL aportarán 25.8%. Al igual que en elescenario Inercial, los precios del gas natural en Norteamérica favorecerán importaciones por ductorespecto a las importaciones de GNL.La oferta de gas natural en la región Noreste se contabilizará en 5,077 MMpcd en 2026 y lademanda en 3,336 MMpcd. La sobreoferta de gas natural, que en parte se destina a otras regiones,alcanzará un volumen suficientemente importante para ser exportado en 2019. De esta manera, lasexportaciones registrarán un volumen creciente de 2019 a 2026, con 1,741 MMpcd en el últimoaño (véase Gráfica 39).Por su parte, a lo largo del periodo prospectivo, las importaciones de GNL en el escenario ENEtendrán el mismo nivel que en el escenario Inercial, debido a que en ambos escenarios se consideróel volumen esperado máximo de importaciones para cada terminal de GNL. Esto se estimaconsiderando las premisas de flexibilidad de abastecimiento que tiene el operador comercial paraabastecer gas natural y de precios del gas en Norteamérica.144

SECRETARÍA DE ENERGÍA4.3. Evolución de la demanda de gas natural, 2012-2026La elaboración del pronóstico de la demanda de gas natural tiene como principales elementos laevolución esperada de la actividad económica y del precio del combustible. Para este ejercicio deplaneación, se espera un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) total nacional de 3.6%promedio anual para el periodo 2012-2026. En el caso del crecimiento económico del sectormanufacturero, el PIB crecerá en promedio 3.9% al año.En cuanto al precio del gas natural, se prevé un promedio de 5 dólares por millón de BTU($US/MMBTU) durante el periodo prospectivo, con una ligera tendencia al alza. Esta premisa estáfundamentada en la oferta abundante esperada de gas natural en Norteamérica. Asimismo, en elescenario de los precios de los combustibles elaborado para este ejercicio, los precios relativos delgas natural serán menores que los de sus principales sustitutos.Otro elemento importante que se consideró en el pronóstico de la demanda de gas natural, es laestrategia integral para el desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución de gas natural.Con ello, se espera un crecimiento en el mercado nacional, así como un mayor acceso al gas natural.Tomando en cuenta dichas consideraciones, se estima un crecimiento promedio de la demandanacional de gas natural de 3.5% anual, pasando de 7,923 MMpcd en 2011 a 13,207 en 2026. Elsector eléctrico se convertirá en el principal demandante de gas natural en 2026, con unaparticipación de 46.3%. En segundo orden de importancia estará el consumo del sector petrolero,con 36.1%. El tercer consumidor más importante será el sector industrial, que representará 16.1%del total nacional. Estos tres sectores concentrarán en promedio 98.4% de la demanda nacional degas natural durante el periodo de proyección (véase Cuadro 49).Cuadro 49Demanda de gas natural por sector, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)tmcaSector 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262011-2026Total 7,923 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,003 11,109 11,082 11,411 11,697 12,139 12,460 12,748 13,207 3.5Petrolero 1 3,597 3,908 4,480 4,517 4,421 4,537 4,772 4,863 4,621 4,382 4,358 4,486 4,609 4,667 4,669 4,766 1.9Eléctrico 2 3,088 3,456 3,616 3,629 3,719 3,796 4,025 4,235 4,533 4,695 4,998 5,104 5,371 5,579 5,810 6,115 4.7Industrial 3 1,129 1,204 1,347 1,469 1,540 1,640 1,691 1,734 1,778 1,824 1,870 1,918 1,967 2,019 2,072 2,127 4.3Residencial 82 106 113 121 126 132 136 140 144 148 151 153 156 158 160 162 4.7Servicios 25 24 24 26 27 28 29 30 31 32 33 34 34 35 35 36 2.4Transporte vehicular 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 -0.51 Incluye el gas para recirculaciones.2 Incluye público y privado.3 Incluye Proyecto Etileno XXI.Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA,INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.La región Sur-Sureste presentará el mayor crecimiento en términos de volumen demandado degas natural, con un aumento acumulado de 1,361 MMpcd entre 2011 y 2026. El segundo aumentomás importante será el de la región Centro-Occidente, con 1,206 MMpcd. Las dos regiones conmayor consumo de gas natural seguirán siendo la Sur-Sureste y la Noreste, con participaciones de38.7% y 24.5% en 2026, respectivamente. El consumo de gas natural de la región Centro-Occidente desplazará al de la Centro, con una participación de 14.6% en 2026 (véase Cuadro 50).145

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 50Demanda de gas natural por región, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)tmcaRegión 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262011-2026Nacional 7,923 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,003 11,109 11,082 11,411 11,697 12,139 12,460 12,748 13,207 3.5Noroeste 399 417 492 596 610 754 905 988 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 8.4Noreste 2,299 2,431 2,515 2,555 2,608 2,700 2,775 2,747 2,889 2,941 2,996 2,998 3,065 3,105 3,168 3,230 2.3Centro-Occidente 729 896 1,075 1,075 1,100 1,096 1,163 1,275 1,413 1,519 1,664 1,736 1,804 1,820 1,845 1,934 6.7Centro 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 5.2Sur-Sureste 3,744 4,114 4,582 4,616 4,543 4,573 4,688 4,743 4,524 4,257 4,187 4,366 4,629 4,771 4,838 5,105 2.1Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA,INEGI, Pemex, Sener y empresas privadas.4.3.1. Sector eléctricoEl consumo total de gas natural en el sector eléctrico crecerá en promedio 4.7% anual durante elperiodo 2011-2026 y será equivalente a 6,115 MMpcd al final del periodo. El gas naturaldemandado por el servicio público representará 93.3% en 2026, mientras que los privadosdemandarán 6.7% del gas.Para el cálculo de los requerimientos de combustibles para generación de electricidad en elservicio público, se consideran la eficiencia térmica de las plantas, los precios de los combustibles,los valores mínimos operativos, así como la normatividad ambiental aplicable, entre otros factores.La canasta de tecnologías consideradas en el Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) es elcriterio que define el tipo de combustible requerido.La estimación de la demanda de combustibles del sector eléctrico privado resulta de la suma delos consumos planeados de los permisionarios en operación y los que están por iniciar obras o enconstrucción. En la proyección se consideran las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración,exportación de electricidad y usos propios continuos.Servicio público de electricidadPara pronosticar la demanda de combustibles del sector eléctrico público, se tomó en cuenta elcomportamiento del mercado del servicio público bajo el escenario de crecimiento económicosectorial esperado. Después se trazó la estrategia para satisfacer las necesidades de energía eléctricay se estimaron tanto la producción como los requerimientos de combustibles para los próximosquince años. Dicha planeación busca satisfacer el mercado del servicio público en forma continua,suficiente, confiable, con calidad y a mínimo costo.El consumo de combustibles del sector eléctrico público crecerá en promedio 3.0% cada año y,expresado en términos equivalentes de gas natural, alcanzará 7,245.0 MMpcd en 2026. Por suparte, la demanda de gas natural crecerá 5.1% promedio anual y ascenderá a 5,707.0 MMpcd alfinal del periodo. El consumo de gas de la CFE será de 1,192.3 MMpcd, mientras que el de los PIEtotalizará 4,514.7 MMpcd (véase Cuadro 51). Con ello, la participación del gas natural en elconsumo de combustibles del sector eléctrico público pasará de 58.6% en 2011 a 78.8% en 2026.146

SECRETARÍA DE ENERGÍALas plantas de ciclo combinado, que utilizan gas natural para generar electricidad, presentanvarias ventajas comparadas con otras tecnologías. En primer lugar, sus niveles de contaminación sonmás bajos que otros combustibles fósiles. En segundo lugar, presentan una alta eficiencia térmica.Por otro lado, su construcción modular es práctica. Finalmente, los requerimientos de inversión sonmenores. Tomando esto en cuenta y dado que se anticipa un escenario de precios bajos y altadisponibilidad de gas natural, será más atractiva la inversión en tecnologías de generación a base deeste combustible, tal como las centrales de ciclo combinado.La planeación de capacidad y generación de electricidad considera la infraestructura detransporte del gas natural y los puntos de suministro actuales. Para reforzar el suministro ytransporte de este energético, actualmente están en desarrollo los proyectos el corredor deChihuahua, Tamazunchale-El Sauz y Morelos. Estos proyectos, contenidos dentro estrategia integralpara el desarrollo de la infraestructura de transporte, están previstos en la demanda prospectiva deelectricidad.Asimismo, con la propuesta del Gobierno Federal de desarrollo de infraestructura para llevar gasnatural a Sonora y Sinaloa, está programado el desarrollo de centrales de ciclo combinado enTopolobampo, Guaymas y Mazatlán. De esta forma, se podrán retirar unidades termoeléctricasantiguas que utilizan combustóleo. En el corto plazo, con el fin de aprovechar el menor costo degeneración a partir de gas natural, las centrales Puerto Libertad, Topolobampo y la unidad 3 deMazatlán, serán convertidas a gas natural.Por lo anterior, la tecnología de ciclo combinado será predominante. La generación bruta deelectricidad del servicio público crecerá 3.9% anual en promedio, de modo que alcanzará 446,234Gigawatts-hora (GWh) en 2026. En este mismo año, la generación bruta de electricidadproveniente de plantas de ciclo combinado representará 60.1% del total.Cuadro 51Demanda de combustibles en el sector eléctrico público, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)tmcaAño 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262011-2026Total 4,640.5 4,755.6 4,829.5 4,812.1 4,892.9 4,942.6 5,041.0 5,264.7 5,504.4 5,600.6 5,825.6 6,012.4 6,283.0 6,639.5 6,927.7 7,245.0 3.0CFE 2,999.4 2,958.7 2,942.9 2,889.2 2,840.3 2,794.1 2,705.6 2,701.2 2,805.6 2,697.3 2,518.5 2,532.9 2,528.4 2,671.0 2,733.4 2,730.3 -0.6PIE 1,641.1 1,796.9 1,886.6 1,922.9 2,052.6 2,148.5 2,335.4 2,563.6 2,698.8 2,903.4 3,307.1 3,479.5 3,754.7 3,968.5 4,194.3 4,514.7 7.0Carbón 777.9 874.2 814.7 809.8 854.2 864.6 892.4 914.2 906.1 906.2 906.3 983.1 1,021.8 1,166.8 1,266.6 1,293.6 3.4CFE 777.9 874.2 814.7 809.8 854.2 864.6 892.4 914.2 906.1 906.2 906.3 983.1 1,021.8 1,166.8 1,266.6 1,293.6 3.4Combustóleo 1,101.0 771.6 770.3 768.9 691.8 645.2 485.4 478.1 427.6 361.2 284.5 286.7 252.9 254.5 213.8 199.4 -10.8CFE 1,101.0 771.6 770.3 768.9 691.8 645.2 485.4 478.1 427.6 361.2 284.5 286.7 252.9 254.5 213.8 199.4 -10.8Diesel 44.2 27.8 14.0 12.6 12.8 11.9 11.9 11.9 11.8 11.9 10.9 12.5 11.2 11.6 11.5 11.0 -8.9CFE 44.0 27.8 14.0 12.6 12.8 11.9 11.9 11.9 11.8 11.9 10.9 12.5 11.2 11.6 11.5 11.0 -8.9PIE 0.2 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.Coque de petróleo 0.0 0.0 0.0 0.0 23.7 32.6 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 35.6 34.1 34.1 n.a.CFE - - - - 23.7 32.6 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 34.1 35.6 34.1 34.1 n.a.Gas natural 2,717.4 3,081.9 3,230.4 3,220.7 3,310.3 3,388.1 3,617.1 3,826.4 4,124.8 4,287.3 4,589.9 4,696.0 4,963.0 5,170.9 5,401.7 5,707.0 5.1CFE 1,076.5 1,285.0 1,343.8 1,297.9 1,257.8 1,239.7 1,281.7 1,262.9 1,426.0 1,383.9 1,282.8 1,216.5 1,208.3 1,202.4 1,207.4 1,192.3 0.7PIE 1,640.9 1,796.9 1,886.6 1,922.9 2,052.6 2,148.5 2,335.4 2,563.6 2,698.8 2,903.4 3,307.1 3,479.5 3,754.7 3,968.5 4,194.3 4,514.7 7.0CFE. Comisión Federal de Electricidad.PIE. Productores Independientes de Energía.Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, PEMEX y empresas particulares.147

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Adicionalmente, los proyectos de centrales del tipo Nueva Generación Limpia, que pudieran serciclos combinados y carboeléctricas con captura y secuestro de CO 2 , nucleoeléctricas o importación,se encuentran en definición. Por lo tanto, podrían implicar una demanda adicional de gas natural.El crecimiento de la demanda de gas natural en la región Noroeste será considerable. El sectoreléctrico público consumirá 1,125 MMpcd en 2026, volumen cuatro veces mayor al de 2011. En elcaso específico de Sonora, la demanda de gas natural aumentará 10.6% promedio anual en elperiodo 2011-2026. En Sinaloa, que iniciará su consumo eléctrico de gas natural en 2015, mostraráuna tasa media de crecimiento anual de 38.2% hasta el final del periodo 97 .El consumo del sector eléctrico público de la región Centro-Occidente crecerá 9.1% enpromedio. Este crecimiento será resultado en gran parte del consumo del proyecto integralManzanillo 98 . En 2026 el 56.8% de dicho consumo corresponderá a los PIE.Sector eléctrico privadoEl consumo de combustibles en el sector eléctrico privado presentará un aumento promedio de0.6% anual entre 2011 y 2026. El consumo equivalente a gas natural en este último año será de547.6 MMpcd. Por su parte, en 2026 el consumo de gas natural totalizará 408.2 MMpcd. De dichovolumen, 75.3% corresponderá a autogeneradores y 24.7% a exportadores de electricidad. A suvez, el consumo de gas natural representará 68.8% del consumo total de combustibles de losautogeneradores (véase Cuadro 52).Al cierre de abril de 2012, la CRE reportó nueve permisos para proyectos de generación privada apartir gas natural en fase de construcción. Se estima que estos proyectos inicien operaciones entre2012 y 2014. La modalidad de generación de los permisos incluye autoabastecimiento ycogeneración.Cuadro 52Demanda de combustibles en el sector eléctrico privado, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)Sector Producto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca20262011-2026Autogeneración Total 396.3 414.4 426.2 448.3 448.3 448.0 448.3 448.3 448.3 447.6 447.9 447.3 447.3 447.0 447.3 447.3 0.8de electricidad Combustóleo 18.6 26.6 26.6 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.8 25.4 25.4 24.7 24.7 24.7 24.7 24.7 1.9Coque de petróleo 97.6 100.5 100.7 100.7 100.7 100.5 100.7 100.7 100.7 100.5 100.7 100.7 100.7 100.5 100.7 100.7 0.2Diesel 10.6 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 10.3 -0.2Carbón 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 0.0Gas natural 265.6 273.2 284.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 307.6 1.0Exportación deelectricidadGas natural 105.4 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 -0.3Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.97 Véase cuadro de demanda sector eléctrico de gas natural por Estado en el anexo de estadísticas complementarias.98 Incluye la terminal de GNL Manzanillo, el Gasoducto Manzanillo-Guadalajara y la repotenciación de la Termoeléctricade Manzanillo, así como obras viales y carreteras.148

SECRETARÍA DE ENERGÍA4.3.2. Sector industrialLa demanda de gas natural del sector industrial crecerá 4.3% en promedio anual, al pasar de1,129.2 MMpcd en 2011 a 2,126.6 MMpcd en 2026. Al final del periodo, el consumo industrialrepresentará 16.1% de la demanda nacional de gas natural.Este comportamiento estará asociado principalmente al diferencial de precios entre el gas naturaly otros combustibles industriales, como el diesel y el gas LP, y al desarrollo de nueva infraestructurade transporte de gas natural. Asimismo, se espera un crecimiento en la actividad económica de laindustria manufacturera de 3.9% promedio anual entre 2012 y 2026, lo que incidirá directamentesobre el consumo de combustibles. En específico, las industrias de maquinaria y equipo crecerán4.9% promedio anual. Las industrias de productos alimenticios, bebidas y tabaco e industriasquímicas también mostrarán crecimientos importantes en sus respectivos productos (PIB).Cuadro 53Demanda de gas natural por grupo de ramas, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Grupo de ramas 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017tmca tmca20182011-2018 2011-2026Total 1,129.2 1,203.9 1,347.2 1,469.0 1,540.1 1,639.6 1,691.1 1,733.9 6.3 4.3Industrias básicas de metales 298.2 343.4 409.9 429.5 432.7 497.0 509.7 521.6 8.3 5.1Química 158.6 162.5 186.5 220.5 254.0 258.5 264.6 270.3 7.9 4.8Productos metálicos, maquinaria y equipo 130.6 146.5 156.4 167.0 174.9 184.6 194.9 202.3 6.4 5.0Vidrio y productos de vidrio 118.8 122.3 131.1 146.4 150.1 155.4 161.4 165.6 4.9 3.6Alimentos, bebidas y tabaco 117.1 116.5 123.7 129.8 133.6 137.5 141.5 144.5 3.1 2.6Productos de minerales no metálicos 71.9 72.6 76.0 81.7 85.1 88.8 92.7 95.9 4.2 3.8Papel y cartón, imprentas y editoriales 67.4 69.6 74.7 75.8 76.7 77.6 78.6 79.7 2.4 1.9Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 39.4 38.6 38.8 39.0 39.2 39.4 39.6 40.2 0.3 1.0Minería 23.5 24.9 25.9 26.9 28.0 29.1 30.3 31.1 4.0 3.2Cerveza y malta 18.6 16.6 18.5 26.9 27.2 27.8 28.5 28.9 6.5 3.8Cemento hidráulico 12.0 10.7 10.0 9.4 8.9 8.5 8.1 7.7 -6.2 -2.9Resto de las ramas 73.0 79.8 95.8 116.2 129.8 135.2 141.2 146.2 10.4 6.7Grupo de ramas 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca tmca20262019-2026 2011-2026Total 1,778.4 1,823.6 1,870.1 1,918.1 1,967.3 2,018.8 2,071.8 2,126.6 2.6 4.3Industrias básicas de metales 533.7 546.1 558.7 571.6 584.8 598.2 612.0 626.1 2.3 5.1Química 276.1 281.9 287.9 294.0 300.1 307.5 315.0 322.6 2.2 4.8Productos metálicos, maquinaria y equipo 210.1 218.1 226.3 234.9 243.8 252.9 262.4 272.2 3.8 5.0Vidrio y productos de vidrio 169.8 174.1 178.5 183.0 187.7 192.4 197.2 202.3 2.5 3.6Alimentos, bebidas y tabaco 147.6 150.7 153.9 157.2 160.5 163.9 167.4 170.9 2.1 2.6Productos de minerales no metálicos 99.2 102.6 106.2 109.9 113.9 117.9 122.2 126.6 3.6 3.8Papel y cartón, imprentas y editoriales 80.8 82.0 83.1 84.3 85.4 86.9 88.4 89.8 1.5 1.9Textiles, prendas de vestir e industria del cuero 40.9 41.5 42.1 42.8 43.5 44.2 45.0 45.7 1.6 1.0Minería 31.8 32.6 33.4 34.2 35.1 35.9 36.8 37.7 2.5 3.2Cerveza y malta 29.3 29.8 30.2 30.6 31.0 31.5 31.9 32.3 1.4 3.8Cemento hidráulico 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 0.0 -2.9Resto de las ramas 151.3 156.6 162.1 167.8 173.7 179.7 186.0 192.5 3.5 6.7Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.En relación con el consumo de gas natural por rama industrial, se prevé que todas las ramas, aexcepción del cemento hidráulico, incrementarán su demanda. Las industrias básicas de metalesmostrarán el mayor crecimiento en términos de volumen, duplicando su demanda hacia 2026. Las149

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026industrias químicas y las de productos metálicos, maquinaria y equipo, también duplicarán sudemanda (véase Cuadro 53).Dentro los principales cambios en la participación del consumo de gas natural por rama industrial,está el de las industrias básicas de metales, cuya aportación pasará de 26.4% en 2011 a 29.4% en2026. La participación de las industrias de productos metálicos, maquinaria y equipo tambiénaumentarán, de 11.6% a 12.8%. En el caso de la participación de las industrias de alimentos,bebidas y tabaco, ésta disminuirá su participación de 10.4% en 2011 a 8.0% en 2026. Laparticipación de las industrias de papel y cartón, imprentas y editoriales también experimentará unreducción, al pasar 6.0% a 4.2% (véase Gráfica 40).Gráfica 40Estructura de la demanda por grupo de ramas del sector industrial, 2011 y 2026(Participación porcentual)20112026Textiles, prendas devestir e industria delcuero3.5%Resto delas ramas6.0%Papel y cartón,imprentas yeditoriales6.0%Minería2.1%Cerveza y malta1.6%Cemento hidráulico1.1%Resto delas ramas9.1%Papel y cartón,imprentas yeditoriales4.2%Textiles, prendas devestir e industria delcuero2.2%Minería1.8%Cerveza y malta1.5%Cemento hidráulico0.4%Productos deminerales nometálicos6.9%Alimentos, bebidasy tabaco10.4%Vidrio yproductos devidrio10.5%Industrias básicas demetales26.4%Química14.0%Productos deminerales nometálicos6.0%Alimentos, bebidasy tabaco8.0%Vidrio yproductos devidrio9.5%Industrias básicas demetales29.4%Química15.2%Productos metálicos,maquinaria y equipo11.6%Productos metálicos,maquinaria y equipo12.8%Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.En cuanto al crecimiento del PIB manufacturero por región, la Noreste tendrá la mayor tasa decrecimiento, seguida de las regiones Centro-Occidente y Noroeste. En el caso de la demanda de gasnatural para uso industrial, la región Noreste y la Centro-Occidente serán las de mayor crecimientoen términos de volumen. El consumo de la primera crecerá 417.2 Mbd de 2011 a 2026, mientrasque la demanda de la Centro-Occidente aumentará 246.8 Mbd (véase Cuadro 54).En lo que se refiere a las participaciones por región, la región Noreste consumirá 39.2% del totalde la demanda industrial en 2026. En segundo orden de importancia estará el consumo de gasnatural de la región Centro-Occidente, que representará 26.2%.150

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 54Demanda regional de gas natural sector industrial 1 , 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Región 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025tmca20262011-2026Nacional 1,129.2 1,203.9 1,347.2 1,469.0 1,540.1 1,639.6 1,691.1 1,733.9 1,778.4 1,823.6 1,870.1 1,918.1 1,967.3 2,018.8 2,071.8 2,126.6 4.3Noroeste 37.1 34.0 43.1 49.5 51.1 52.9 54.7 56.0 57.4 58.8 60.2 61.7 63.1 64.7 66.3 67.9 4.1Noreste 416.7 445.1 524.5 553.3 567.2 641.3 660.8 678.0 695.7 713.7 732.3 751.4 771.1 791.4 812.3 833.9 4.7Centro-Occidente 310.2 358.1 389.3 414.3 426.7 436.3 449.7 460.5 471.5 482.7 494.2 505.9 518.0 530.7 543.7 557.1 4.0Centro 274.7 280.8 300.3 330.5 342.5 354.2 367.1 377.2 388.1 399.3 410.8 422.8 435.3 448.2 461.7 475.7 3.7Sur-Sureste 90.5 85.9 90.1 121.4 152.6 154.8 158.8 162.3 165.7 169.2 172.7 176.2 179.8 183.8 187.9 192.0 5.11 Incluye Proyecto Etileno XXI.Fuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.Dentro del sector industrial, el gas natural aumentará su participación dentro de la demanda decombustibles industriales, al pasar de 55.3% en 2011 a 65.5% en 2026. Le seguirán el coque depetróleo y el carbón, con participaciones de 12.3% y 10.9%, respectivamente (véase Gráfica 41).Gráfica 41Demanda de combustibles en el sector industrial, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)2,0001,5001,00050002011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Gas Natural Combustóleo Diesel Coque de petróleo Gas LP CarbónFuente: IMP, con base en información de CFE, CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.En la demanda futura de gas natural en el sector industrial se consideran dos tipos decomponentes. El primero es la demanda tendencial, que toma en cuenta el crecimiento esperado dela economía y el escenario de precios de los combustibles. El segundo componente es la demanda notendencial, donde los elementos considerados son nuevos proyectos industriales, nuevainfraestructura de transporte, la venta de gas natural comprimido y nuevos desarrollos dedistribución 99 .Entre 2012 y 2026, el crecimiento tendencial de la demanda de gas natural será de 2.8%. Esteaumento será menor que el del PIB manufacturero (3.9%). Lo anterior refleja el esfuerzo continuode mejora en la eficiencia en el uso del energético en el sector. Otro factor considerado en el99 Estos proyectos están descritos al inicio de este capítulo.151

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026pronóstico de la demanda tendencial de gas natural, es la sustitución de combustóleo por gasnatural 100 .Cuadro 55Demanda industrial de gas natural por componente de proyección, 2012-2026(Millones de pies cúbicos diarios)2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Demanda tendencial 1,105.2 1,150.0 1,186.1 1,217.3 1,252.8 1,293.3 1,326.3 1,360.9 1,396.0 1,432.2 1,469.5 1,507.9 1,548.1 1,589.6 1,632.5Demanda no tendencial 98.7 197.2 283.0 322.8 386.7 397.8 407.6 417.6 427.7 438.0 448.6 459.3 470.7 482.3 494.1Proyectos industriales 71.7 149.3 195.7 224.7 285.7 292.5 299.0 305.6 312.2 319.0 325.9 332.8 340.2 347.8 355.4Nueva infraestructura de transporte 9.8 9.8 30.5 30.5 31.0 32.3 33.2 34.2 35.2 36.2 37.2 48.0 56.4 58.1 59.7Gas natural comprimido 0.0 7.6 12.8 13.3 13.7 14.2 14.6 14.9 15.3 15.7 16.1 6.9 - - -Desarrollos de distribución 17.3 30.5 44.0 54.4 56.3 58.8 60.8 62.8 64.9 67.1 69.3 71.6 74.0 76.4 79.0Fuente: IMP, con información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SE,Sener y empresas privadas.Por su parte, la demanda industrial no tendencial de gas natural crecerá en promedio 12.2%,alcanzado 494.1 MMpcd en 2026. Los proyectos industriales aportarán la mayor parte de lademanda no tendencial, con una participación promedio de 72.6% a lo largo del periodoprospectivo. En tanto, las participaciones promedio de los desarrollos de distribución y la nuevainfraestructura de transporte serán de 15.6% y 9.3%, respectivamente. La demanda de gas naturalcomprimido por ruedas o barco será un elemento temporal en la demanda, mientras entra enoperación la nueva infraestructura de transporte y distribución (véase Cuadro 55).Dentro de los nuevos proyectos industriales de mayor impacto, están previstas inversionesimportantes en las industrias de metales básicos, sobre todo en la industria siderúrgica. Dichasinversiones implicarán una demanda de gas natural de más de 200 MMpcd a partir de 2015. Lamayoría de estos proyectos están asociados con la redistribución y expansión de la industriaautomotriz de Norteamérica y sus proveedores.En la industria química también están previstas importantes inversiones en las regiones Centro-Occidente y Sur-Sureste. El proyecto más sobresaliente, Etileno XXI, consiste en el desarrollo de unaunidad petroquímica con un cracker de etano que se ubicará en el área de Coatzacoalcos, Veracruz.Su entrada en operación está prevista para 2015. Para ello, PGPB estableció un contrato parasuministrar el etano que se utilizará en la producción de etileno, polietileno, polipropileno y otrosderivados.Los proyectos de desarrollo de nueva infraestructura de transporte (gasoductos) aportarán a lademanda industrial un acumulado de 542.1 MMpcd entre 2012 y 2026. Con el gasoductoManzanillo-Guadalajara, se ha considerado la demanda de gas natural de un transportista de usospropios en Colima y otro en Jalisco. Con el gasoducto Morelos, la industria del vidrio presentará unimportante consumo en Cuautla.Con el nuevo sistema de gasoductos del Noroeste, se abastecerá gas natural a las industrias enSonora y Sinaloa, principalmente de las ramas de alimentos, papel y cerveza. En Zacatecas, el mayorconsumidor de gas será el grupo de industrias de cerveza y malta.100 Cabe mencionar que la cantidad estimada de combustóleo que queda por sustituir, dentro de la demanda decombustibles industriales, es reducida.152

SECRETARÍA DE ENERGÍALa demanda de gas natural comprimido acumulará un volumen de 145.3 MMpcd durante elperiodo prospectivo. Se prevé abastecer con gas natural comprimido a industrias ubicadas enSonora, en las localidades Navojoa, Guaymas, Cd. Obregón y Huatabampo y otras en Sinaloa,mientras que se concluye el trayecto Puerto Libertad-Topolobampo del Sistema de Gasoductos delNoroeste.Entre 2012 y 2026, la cantidad de gas natural atribuible a los desarrollos de distribución 101totalizará 887.3 MMpcd. La mayor accesibilidad al gas natural en el sector industrial conducirá a unefecto de sustitución de gas LP por gas natural. Con base en los proyectos de expansión de gruposindustriales importantes, se estima que el gas natural sustituirá al gas LP en aproximadamente 30%,al combustóleo en 70%, y también una parte pequeña a diesel de uso industrial.4.3.3. Sector petroleroEl sector petrolero demandará un total de 4,766 MMpcd en 2026, lo que significará uncrecimiento promedio de 1.9% anual. La mayor parte del gas natural en el sector se destinará a losautoconsumos de las subsidiarias de PEMEX y al proyecto de cogeneración Nuevo PEMEX, que enconjunto demandarán un volumen de 3,271 MMpcd en 2026. El gas para recirculaciones internasrepresentará 31.4%. Esta demanda promediará un volumen de 1,740 MMpcd en el periodoprospectivo y alcanzará un máximo en 2018 (véase Cuadro 56).El autoconsumo de PEMEX crecerá 2.8% promedio anual en el periodo prospectivo. PEPconsumirá 52.1% del gas para autoconsumo en 2026 y mostrará un crecimiento de 2.3% promedioanual durante el periodo. Uno de los principales objetivos en PEP es incrementar la producción dehidrocarburos, lo que requerirá de mayores volúmenes de consumo de gas natural para obtener losniveles de operación necesarios para alcanzar sus metas de producción.Cuadro 56Demanda de gas natural del sector petrolero, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)tmcaConcepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262011-2026Total 3,597 3,908 4,480 4,517 4,421 4,537 4,772 4,863 4,621 4,382 4,358 4,486 4,609 4,667 4,669 4,766 1.9Autoconsumo 2,155 2,358 2,727 2,794 2,647 2,720 2,881 2,926 2,706 2,504 2,520 2,719 2,967 3,083 3,138 3,271 2.8Exploración y Producción 1 1,209 1,325 1,415 1,427 1,256 1,221 1,309 1,366 1,155 956 977 1,173 1,427 1,542 1,590 1,705 2.3Refinación 334 382 545 586 607 710 810 809 809 809 808 809 809 809 809 810 6.1Gas y Petroquímica Básica 292 293 276 290 288 294 275 284 292 290 285 288 281 283 291 307 0.3Petroquímica 320 338 411 411 415 413 407 387 368 368 368 368 368 368 368 368 0.9Corporativo 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0.7Cogeneración Nuevo Pemex 0 20 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 80 n.a.Recirculaciones internas 1,442 1,550 1,753 1,722 1,774 1,817 1,891 1,937 1,915 1,878 1,838 1,767 1,642 1,584 1,531 1,495 0.21 Incluye el consumo de la Compañía Nitrógeno de Cantarell.Fuente: IMP, con base en información de PEMEX.El consumo de gas natural por parte de PEMEX Refinación (PR) será de 810 MMpcd en 2026.En 2013, 2016 y 2017, PR incrementará su demanda de forma importante (véase Cuadro 56). En2013, comienza operaciones el gasoducto Jáltipan-Salina Cruz, lo que permitirá transportar gas101 Se refiere a nuevos proyectos y refuerzo a la red de distribución actual. Para mayor detalle, consultar la secciónProspectiva de gasoductos, al inicio de este capítulo.153

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026natural a la refinería en Oaxaca. En 2016 comenzará el proceso de arranque y estabilización de laRefinería Bicentenario en Tula, lo que originará consumos adicionales de gas natural. Por otro lado,el proyecto de conversión de residuales de la refinería de Salamanca iniciará operaciones en 2017.Asimismo, el proyecto de cogeneración Nuevo PEMEX en Tabasco iniciará operaciones en 2012,con aumentos de la demanda de gas natural en 2012 y 2013. El proyecto consta de una planta queproducirá 300 Megawatts y contempla una capacidad de generación de vapor de hasta 800toneladas por hora.El consumo de gas natural por parte de PEMEX Petroquímica (PPQ) crecerá en promedio 0.9%anual de 2011 a 2026, alcanzando un volumen de 368 MMpcd al final del periodo. La trayectoriaque seguirá la demanda no será uniforme (véase Cuadro 57).Cuadro 57Demanda de gas natural de PEMEX Petroquímica 1 , 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca2011-2026Total 320 338 411 411 415 413 407 387 368 368 368 368 368 368 368 368 0.9Combustible 240 245 271 271 275 273 267 246 228 228 228 228 228 228 228 228 -0.3Materia prima 80 93 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 140 3.81 No incluye el consumo del proyecto Etileno XXI, se incluye en el sector industrial.Fuente: PPQ.En 2012 y 2013 se presentarán crecimientos importantes. Esto se debe a que en 2012 entraráen operación la primera etapa del proyecto de aromáticos del complejo petroquímico (CP) LaCangrejera. En 2013 entrará en operación la planta V de amoniaco del CP Cosoleacaque, enVeracruz.En 2014, se espera una mayor capacidad de operación de la planta de monómero de cloruro devinilo en el CP Pajaritos. A finales de 2016, se tiene contemplada la entrada en operación de lasegunda etapa de la planta de óxido de etileno del complejo Morelos.En los años 2017, 2018 y 2019 el consumo de gas natural como combustible se reducirá. Loanterior está relacionado con la entrada en operación de la segunda etapa del proyecto dearomáticos del CP La Cangrejera en 2017, con la que se consideran ahorros energéticos.Igualmente, a partir de 2018 y 2019 se consideran ahorros por proyectos de cogeneración en los CPMorelos y Cangrejera, respectivamente.A partir de 2019 y hasta 2026, la demanda de gas natural de PPQ se mantendrá prácticamenteconstante, con un volumen de 368 MMpcd. Cosoleacaque será el CP con la mayor demanda de gasnatural en 2026, con 163.9 MMpcd. En dicho complejo se destinará 68.3% del gas naturaldemandado como materia prima, 31.3% como combustible y 0.4% para cogeneración deelectricidad.154

SECRETARÍA DE ENERGÍA4.3.4. Sectores residencial y serviciosLa proyección de la demanda de gas natural de los sectores residencial y servicios se realiza enconjunto con la de gas LP y leña. En el ejercicio se considera información histórica del consumo decombustibles y del parque existente de calentadores de agua, estufas y hornos de microondas.También se consideran escenarios de eficiencias de calentadores de gas, superficie instalada decalentadores solares, minutos de usos de agua caliente, información sociodemográfica y económica,entre otros elementos 102 .Se espera que la demanda conjunta de gas natural de los sectores residencial y servicios crezca enpromedio 4.2% anual durante el periodo prospectivo. La demanda alcanzará un volumen de 198.2MMpcd en 2026, lo que representará 18.2% de los hidrocarburos consumidos en estos sectores(gas LP y gas natural).Es importante mencionar que en la estimación de la demanda de gas natural de los sectoresresidencial y servicios de este ejercicio se consideró el incremento en la infraestructura de transportede gas natural. Esto permitirá una mayor penetración y cobertura del mercado del energético,mismos que no se contemplaban en ejercicios anteriores.Cuadro 58Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)Año Gas natural Gas LP TotalPenetración del gasnatural respecto altotal (%)HabitantesConsumo gasnatural y gasLP porhabitante *Crecimiento(%)2011 106.9 877.0 983.9 10.9 113,190,201 8.72012 129.8 879.7 1009.5 12.9 114,021,998 8.9 1.92013 137.4 880.7 1018.0 13.5 114,832,465 8.9 0.12014 146.5 877.4 1023.9 14.3 115,622,364 8.9 -0.12015 153.3 875.7 1028.9 14.9 116,392,867 8.8 -0.22016 159.4 874.8 1034.3 15.4 117,145,772 8.8 -0.12017 165.1 874.7 1039.9 15.9 117,881,238 8.8 -0.12018 170.4 875.4 1045.8 16.3 118,597,575 8.8 0.02019 175.2 876.8 1052.0 16.7 119,293,911 8.8 0.02020 179.7 878.9 1058.6 17.0 119,970,381 8.8 0.12021 183.8 881.6 1065.4 17.3 120,626,680 8.8 0.12022 187.2 882.7 1069.9 17.5 121,260,797 8.8 -0.12023 190.2 884.0 1074.2 17.7 121,870,201 8.8 -0.12024 193.0 885.6 1078.7 17.9 122,452,887 8.8 -0.12025 195.7 887.4 1083.1 18.1 123,007,614 8.8 0.02026 198.2 889.4 1087.6 18.2 123,533,418 8.8 0.0tmca 4.2 0.1 0.7 0.6 0.1* Pies cúbicos diarios.Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, Sener y empresasprivadas.102 Para más información acerca de la metodología de pronóstico de los sectores residencial y servicios, consultar anexocorrespondiente.155

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026La demanda de gas LP para uso residencial y de servicios crecerá de 877.0 millones de piescúbicos diarios de gas natural equivalente (MMpcdgne) en 2011 a 889.4 MMpcdgne en 2026. Laparticipación del gas LP en la demanda de hidrocarburos en estos sectores continuará siendopreponderante, pero en menor proporción. Ésta pasará de 89.1% en 2011 a 81.8% en 2026.La evolución de la demanda de hidrocarburos en los sectores residencial y servicios estádirectamente relacionada con el crecimiento de la población. El total de habitantes del país, que para2011 se estimó en 113.2 millones, será de 123.5 millones en 2026. Con ello, el crecimiento de lapoblación promediará 0.6% anual (véase Cuadro 58).Por lo tanto, en 2026 el consumo conjunto de gas LP y gas natural por habitante de los sectoresresidencial y de servicios se calcula en 8.8 pies cúbicos diarios (pcd) por persona. Asimismo, elconsumo por habitante de gas natural aumentará 2.3% en promedio anual, pasando de 1.1 pcd porpersona en 2011 a 1.6 pcd por persona en 2026.Gráfica 42Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)Total ►984 1,010 1,018 1,024 1,029 1,034 1,040 1,046 1,052 1,059 1,065 1,070 1,074 1,079 1,083 1,088Gas LP ►877880 881 877 876 875 875 875 877 879 882 883 884 886 887 889Gas natural ►107 130 137 146 153 159 165 170 175 180 184 187 190 193 196 1982011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, Sener y empresasprivadas.Las medidas que se han implementado, junto con el desarrollo tecnológico, han permitidoracionalizar y aumentar el rendimiento de combustibles en los sectores residencial y servicios.Ejemplo de ello son los calentadores de agua 103 , el encendido electrónico de estufas y el uso dehorno de microondas. En este ejercicio se estima que el ahorro de gas natural de los sectoresresidencial y servicios alcanzará un total de 21.8 MMpcd en 2026 (véase Gráfica 44).103 Un ejemplo de esfuerzo específico en ahorro energético son la aplicación de las normas oficiales NOM-003-ENER-2000 y NOM-003-ENER-2011 de eficiencia térmica de calentadores de agua para uso doméstico y comercial.156

SECRETARÍA DE ENERGÍAGráfica 43Demanda de gas natural y gas LP, sectores residencial y servicios, 2011 y 2026(Participación porcentual)Gas natural,10.9%Gas natural,18.2%Gas LP, 89.1%Gas LP, 81.8%20112026Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, Sener y empresasprivadas.Gráfica 44Ahorro de gas natural en los sectores residencial y servicios (Base=1999), 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente)250200150118.5159.6149.4140.9146.5137.4129.8206.2210.0213.5216.9 220.0202.2197.3192.1186.5 Ahorro180.5183.8187.2 190.2 193.0 195.7 198.2174.0167.1179.7175.2170.4165.1159.4153.3100106.950Ahorro (Base = 1999) Con mejora en eficiencia Sin mejora en eficiencia02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, Sener y empresasprivadas.157

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026A nivel regional, se consideraron los nuevos proyectos de desarrollo y expansión de zonasgeográficas de la red de distribución de gas natural. Aunque el desarrollo de zonas de distribución degas natural es originado en buena medida por los proyectos industriales 104 , el consumo de gasnatural de los sectores residencial y de servicios también se verá favorecido por la expansión deinfraestructura.Cuadro 59Demanda de gas natural por región, sector residencial, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Región 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca2011-2026Total 81.7 105.9 113.0 120.8 126.5 131.6 136.3 140.5 144.3 147.7 150.7 153.5 155.9 158.2 160.3 162.3 4.7Noroeste 1.0 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5 1.5 2.7Noreste 50.8 66.1 68.6 71.5 73.6 75.5 77.2 78.8 80.3 81.6 82.9 84.1 85.2 86.2 87.3 88.3 3.8Centro-Occidente 5.7 9.2 10.6 12.4 13.6 14.7 15.8 16.7 17.5 18.2 18.8 19.3 19.7 20.0 20.3 20.5 8.9Centro 24.2 29.6 32.6 35.8 38.1 40.2 42.0 43.7 45.1 46.4 47.5 48.4 49.2 49.9 50.5 51.0 5.1Sur-Sureste - - - - - 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.3 0.4 0.6 0.7 0.9 n.a.Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, Sener y empresasprivadas.Un supuesto en el pronóstico de la demanda de gas natural por zona geográfica de distribución esque al momento de su introducción, el mercado de gas natural muestra un desarrollo lento por eldesconocimiento de los consumidores y la falta de infraestructura. Posteriormente, el consumo delcombustible acelera su crecimiento de forma importante, para después llegar a un nivel demaduración.Cuadro 60Demanda de gas natural por región, sector servicios, 2011-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Región 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca2011-2026Total 25.2 23.9 24.4 25.7 26.8 27.8 28.9 29.9 30.9 32.0 33.1 33.7 34.3 34.8 35.4 35.9 2.4Noroeste 0.2 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 5.3Noreste 16.1 14.9 14.8 14.9 15.2 15.5 15.8 16.2 16.6 17.0 17.5 17.7 18.0 18.2 18.4 18.7 1.0Centro-Occidente 2.0 2.3 2.7 3.1 3.5 3.9 4.3 4.7 5.0 5.3 5.6 5.8 6.0 6.1 6.2 6.4 8.1Centro 6.8 6.2 6.4 6.8 7.1 7.3 7.6 7.9 8.2 8.5 8.7 8.9 9.1 9.2 9.4 9.5 2.3Sur-Sureste 0.2 0.2 0.2 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 11.2Fuente: IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, Sener y empresasprivadas.En este contexto, el consumo residencial del país crecerá a un ritmo anual de 4.7% en promedio,con un nivel de 162.3 MMpcd en 2026. La región Noreste presentará el mayor crecimiento entérminos de volumen, alcanzando 88.3 MMpcd en 2026. Le seguirá la región Centro, con unconsumo de 51.0 MMpcd al final del periodo. El consumo de gas natural de la región Centro-Occidente crecerá en promedio 8.9% cada año. A partir de 2016, se consumirá gas natural para usoresidencial en la región Sur-Sureste (véase Cuadro 59).En cuanto a las participaciones por región en 2026, la Noreste consumirá 54.4% del totalnacional, las regiones Centro y Centro-Occidente participarán con 31.4% y 12.7%,respectivamente.104 Debido a los volúmenes de combustible.158

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn el caso del sector servicios, la demanda crecerá de 25.2 MMpcd en 2011 a 35.9 MMpcd en2026. La región Noreste, con una participación de 52.1%, consumirá 18.7 MMpcd en 2026. Laregión Centro consumirá 26.6% (9.5 MMpcd) y la región Centro-Occidente 17.7% (6.4 MMpcd).El crecimiento más importante se presentará en la región Centro-Occidente, con una tasa promedioanual de 8.1% durante el periodo prospectivo (véase Cuadro 60).4.3.5. Sector autotransporteDado que al momento de la elaboración del pronóstico de la demanda de gas natural no habíacondiciones que favorecieran la expansión de la distribución del gas natural comprimido paraautotransporte, se asumió una demanda del sector prácticamente constante. El consumo de gasnatural en el autotransporte se mantendrá en alrededor de 1.4 MMpcd. De igual forma, el númerode estaciones de servicio de gas natural vehiculares se mantendrá en cinco. Éstas atenderán unparque vehicular de alrededor de 1.4 miles de vehículos.4.4. Balance nacional de gas natural, 2011-2026Escenario InercialEn el balance nacional de gas natural del escenario Inercial se observa que de 2011 a 2026, laproducción nacional será menor a la demanda nacional. A su vez, mientras que la producciónnacional crecerá 2.8% promedio anual, la demanda nacional lo hará en 3.5%. Esto ocasionará unaumento de 5.3% anual en las importaciones del combustible. Las importaciones por ducto creceránen promedio 5.2% anual y las de GNL 5.9%, aunque estas últimas sólo representarán 24.4% de lasimportaciones totales. Con ello, mientras que en 2011 las importaciones representaban 21.9% de laoferta total, en 2026 esta proporción será de 28.9%.Por otro lado, el aumento en la demanda interna de gas natural se originará principalmente en lossectores eléctrico, petrolero e industrial, con tasas medias de crecimiento anuales de 4.7%, 1.9% y4.3%, respectivamente (véanse Cuadro 61 y Cuadro 62).159

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 61Balance nacional de gas natural, 2011-2018. Oferta del escenario Inercial-demanda base(Millones de pies cúbicos diarios)tmca tmcaConcepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182011-2018 2011-2026Origen 7,973 8,687 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,235 5.0 3.4Producción nacional 6,224 6,107 6,662 6,706 6,785 7,006 7,583 8,443 4.5 2.8Gas de PEP para operación 1 805 887 992 969 801 769 881 945 2.3 3.6Gas de PEP para recirculaciones 605 651 686 687 726 739 761 790 3.9 3.2Gas de PEP directo a Refinación 1 - - - - - - - n.a. n.a.Producción de plantas de PGPB 3,692 3,586 4,046 4,195 4,214 4,313 4,665 5,108 4.7 3.5Directo de campos 1,045 914 823 717 946 1,048 1,136 1,438 4.7 -2.4Etano inyectado a ductos 76 69 115 137 98 137 141 163 11.5 5.5Otras corrientes - - - - - - - - n.a. n.a.Importación 1,749 2,580 2,919 3,057 3,049 3,127 3,072 2,792 6.9 5.3Importaciones por logística 905 958 988 1,097 1,120 1,235 1,411 1,481 7.3 5.6Importaciones por balance PGPB 451 1,089 1,183 1,163 1,023 977 738 383 -2.3 4.1Importación de gas natural licuado 393 532 747 797 907 915 923 928 13.1 5.9Destino 7,947 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,235 5.1 3.4Demanda nacional 7,923 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,003 4.8 3.5Sector petrolero 2,155 2,358 2,727 2,794 2,647 2,720 2,881 2,926 4.5 2.8Pemex Exploración y Producción 2 1,209 1,325 1,415 1,427 1,256 1,221 1,309 1,366 1.8 2.3Pemex Refinación 334 382 545 586 607 710 810 809 13.5 6.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 292 293 276 290 288 294 275 284 -0.4 0.3Pemex Petroquímica 320 338 411 411 415 413 407 387 2.7 0.9Pemex Corporativo 0 1 1 1 1 1 1 1 1.5 0.7Cogeneración Nuevo Pemex - 20 80 80 80 80 80 80 n.a. n.a.Sector petrolero recirculaciones internas 1,442 1,550 1,753 1,722 1,774 1,817 1,891 1,937 4.3 0.2Sector industrial 1,129 1,204 1,347 1,469 1,540 1,640 1,691 1,734 6.3 4.3Sector eléctrico 3,088 3,456 3,616 3,629 3,719 3,796 4,025 4,235 4.6 4.7Público 2,717 3,082 3,230 3,221 3,310 3,388 3,617 3,826 5.0 5.1Comisión Federal de Electricidad 1,076 1,285 1,344 1,298 1,258 1,240 1,282 1,263 2.3 0.7Productores Independientes de Energía 1,641 1,797 1,887 1,923 2,053 2,148 2,335 2,564 6.6 7.0Privado 371 374 385 408 408 408 408 408 1.4 0.6Autogeneración de electricidad 266 273 285 308 308 308 308 308 2.1 1.0Exportación de electricidad 105 101 101 101 101 101 101 101 -0.7 -0.3Sector residencial 82 106 113 121 126 132 136 140 8.1 4.7Sector servicios 25 24 24 26 27 28 29 30 2.4 2.4Sector Autotransporte 1 1 1 1 1 1 1 1 -1.0 -0.5Exportación 24 - - - - - - 232 38.1 n.a.Variación de inventarios y diferencias* 25.7 -12.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a. n.a.n.a. no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.160

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 62Balance nacional de gas natural, 2019-2026. Oferta del escenario Inercial-demanda base(Millones de pies cúbicos diarios)tmca tmcaConcepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262019-2026 2011-2026Origen 11,482 11,532 11,709 11,949 12,139 12,460 12,748 13,207 2.0 3.4Producción nacional 8,582 8,546 8,589 8,786 8,874 8,899 8,967 9,391 1.3 2.8Gas de PEP para operación 1 740 583 619 811 1,061 1,192 1,253 1,359 9.1 3.6Gas de PEP para recirculaciones 830 872 921 955 956 959 965 971 2.3 3.2Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - n.a. n.a.Producción de plantas de PGPB 5,323 5,478 5,495 5,522 5,472 5,548 5,750 6,165 2.1 3.5Directo de campos 1,551 1,499 1,444 1,391 1,268 1,083 851 726 -10.3 -2.4Etano inyectado a ductos 139 114 109 109 118 118 148 170 2.9 5.5Otras corrientes - - - - - - - - n.a. n.a.Importación 2,900 2,985 3,119 3,162 3,265 3,560 3,781 3,816 4.0 5.3Importaciones por logística 1,546 1,559 1,663 1,715 1,790 1,869 2,030 2,056 4.2 5.6Importaciones por balance PGPB 426 500 527 518 546 762 822 830 10.0 4.1Importación de gas natural licuado 927 927 929 930 928 929 929 930 0.0 5.9Destino 11,482 11,532 11,709 11,949 12,139 12,460 12,748 13,207 2.0 3.4Demanda nacional 11,109 11,082 11,411 11,697 12,139 12,460 12,748 13,207 2.5 3.5Sector petrolero 2,706 2,504 2,520 2,719 2,967 3,083 3,138 3,271 2.7 2.8Pemex Exploración y Producción 2 1,155 956 977 1,173 1,427 1,542 1,590 1,705 5.7 2.3Pemex Refinación 809 809 808 809 809 809 809 810 0.0 6.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 292 290 285 288 281 283 291 307 0.7 0.3Pemex Petroquímica 368 368 368 368 368 368 368 368 0.0 0.9Pemex Corporativo 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 0.7Cogeneración Nuevo Pemex 80 80 80 80 80 80 80 80 0.0 n.a.Sector petrolero recirculaciones internas 1,915 1,878 1,838 1,767 1,642 1,584 1,531 1,495 -3.5 0.2Sector industrial 1,778 1,824 1,870 1,918 1,967 2,019 2,072 2,127 2.6 4.3Sector eléctrico 4,533 4,695 4,998 5,104 5,371 5,579 5,810 6,115 4.4 4.7Público 4,125 4,287 4,590 4,696 4,963 5,171 5,402 5,707 4.7 5.1Comisión Federal de Electricidad 1,426 1,384 1,283 1,217 1,208 1,202 1,207 1,192 -2.5 0.7Productores Independientes de Energía 2,699 2,903 3,307 3,480 3,755 3,969 4,194 4,515 7.6 7.0Privado 408 408 408 408 408 408 408 408 0.0 0.6Autogeneración de electricidad 308 308 308 308 308 308 308 308 0.0 1.0Exportación de electricidad 101 101 101 101 101 101 101 101 0.0 -0.3Sector residencial 144 148 151 153 156 158 160 162 1.7 4.7Sector servicios 31 32 33 34 34 35 35 36 2.1 2.4Sector Autotransporte 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 -0.5Exportación 373 449 297 252 - - - - n.a. n.a.Variación de inventarios y diferencias* 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a. n.a.n.a. no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.Escenario ENEEn el balance nacional de gas natural del escenario ENE se observa que de 2011 a 2026, laproducción nacional crecerá 4.5% promedio anual, mientras que la demanda nacional lo hará en3.8%. Con ello, las importaciones aumentarán 4.9% anual en el mismo periodo de referencia. Así,mientras que en 2011 las importaciones representaban 21.9% de la oferta total, en 2026 estaproporción será de 23.1%.161

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 63Balance nacional de gas natural, 2011-2018. Oferta del escenario ENE-demanda base(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018tmcatmca2011-2018 2011-2026Origen 7,973 8,687 9,570 9,774 9,878 10,187 10,713 11,059 4.8 4.6Producción nacional 6,224 6,107 6,651 6,717 6,827 7,064 7,592 8,178 4.0 4.5Gas de PEP para operación 1 805 887 992 969 801 764 859 921 1.9 4.8Gas de PEP para recirculaciones 605 651 675 699 769 797 841 865 5.2 3.6Gas de PEP directo a Refinación 1 - - - - - - - n.a. n.a.Producción de plantas de PGPB 3,692 3,586 4,047 4,195 4,213 4,318 4,661 4,969 4.3 4.1Directo de campos 1,045 914 823 717 946 1,048 1,136 1,323 3.4 6.1Etano inyectado a ductos 76 69 115 137 99 138 94 100 4.1 4.0Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación 1,749 2,580 2,919 3,057 3,050 3,123 3,120 2,881 7.4 4.9Importaciones por logística 905 958 988 1,097 1,120 1,235 1,411 1,481 7.3 5.6Importaciones por balance PGPB 451 1,089 1,183 1,163 1,024 972 786 472 0.6 2.2Importación de gas natural licuado 393 532 747 797 907 915 923 928 13.1 5.9Destino 7,947 8,699 9,570 9,774 9,878 10,187 10,713 11,059 4.8 4.6Demanda nacional 7,923 8,699 9,570 9,774 9,878 10,187 10,713 11,059 4.9 3.8Sector petrolero 2,155 2,358 2,727 2,794 2,647 2,714 2,859 2,900 4.3 3.5Pemex Exploración y Producción 2 1,209 1,325 1,415 1,427 1,256 1,215 1,286 1,342 1.5 3.4Pemex Refinación 334 382 545 586 607 710 810 809 13.5 6.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 292 293 276 290 288 295 275 282 -0.5 1.2Pemex Petroquímica 320 338 411 411 415 413 407 387 2.7 0.9Pemex Corporativo 0 1 1 1 1 1 1 1 1.5 0.7Cogeneración Nuevo Pemex - 20 80 80 80 80 80 80 n.a. n.a.Sector petrolero recirculaciones internas 1,442 1,550 1,742 1,734 1,817 1,876 1,971 2,018 4.9 1.7Sector industrial 1,129 1,204 1,347 1,469 1,540 1,640 1,691 1,734 6.3 4.3Sector eléctrico 3,088 3,456 3,616 3,629 3,719 3,796 4,025 4,235 4.6 4.7Público 2,717 3,082 3,230 3,221 3,310 3,388 3,617 3,826 5.0 5.1Comisión Federal de Electricidad 1,076 1,285 1,344 1,298 1,258 1,240 1,282 1,263 2.3 0.7Productores Independientes de Energía 1,641 1,797 1,887 1,923 2,053 2,148 2,335 2,564 6.6 7.0Privado 371 374 385 408 408 408 408 408 1.4 0.6Autogeneración de electricidad 266 273 285 308 308 308 308 308 2.1 1.0Exportación de electricidad 105 101 101 101 101 101 101 101 -0.7 -0.3Sector residencial 82 106 113 121 126 132 136 140 8.1 4.7Sector servicios 25 24 24 26 27 28 29 30 2.4 2.4Sector Autotransporte 1 1 1 1 1 1 1 1 -1.0 -0.5Exportación 24 - - - - - - - n.a. 33.0Variación de inventarios y diferencias* 26 - 12 - - - - - 0 -99.1 n.a.n.a. no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.En el escenario ENE, la demanda del sector petróleo será 709 MMpcd mayor que en el escenarioInercial en 2026. Una mayor producción de hidrocarburos en el ENE, implicará mayoresautoconsumos de gas natural en PEP y PGPB, además de un mayor volumen destinado a lasrecirculaciones internas. Por su parte, las demandas eléctrica e industrial de gas natural no difierenentre los dos escenarios, dado que se parte de las mismas premisas de crecimiento económico yprecios de combustibles (véanse Cuadro 63 y Cuadro 64).162

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 64Balance nacional de gas natural, 2019-2026. Oferta del escenario ENE-demanda base(Millones de pies cúbicos diarios)tmcatmcaConcepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262019-2026 2011-2026Origen 11,550 12,059 12,688 13,257 13,729 14,173 14,841 15,658 4.4 4.6Producción nacional 8,651 9,074 9,569 10,095 10,490 10,856 11,348 12,048 4.8 4.5Gas de PEP para operación 1 777 602 654 888 1,190 1,350 1,459 1,631 11.2 4.8Gas de PEP para recirculaciones 898 937 985 936 958 983 1,011 1,034 2.0 3.6Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB 5,226 5,422 5,508 5,627 5,709 5,870 6,238 6,697 3.6 4.1Directo de campos 1,673 2,052 2,349 2,563 2,534 2,548 2,535 2,549 6.2 6.1Etano inyectado a ductos 78 60 72 81 98 104 104 137 8.5 4.0Otras corrientes - - - - - - - - 0.0Importación 2,900 2,985 3,119 3,162 3,239 3,317 3,493 3,609 3.2 4.9Importaciones por logística 1,546 1,559 1,663 1,715 1,790 1,869 2,030 2,056 4.2 5.6Importaciones por balance PGPB 426 500 527 518 521 519 534 623 5.6 2.2Importación de gas natural licuado 927 927 929 930 928 929 929 930 0.0 5.9Destino 11,550 12,059 12,688 13,257 13,729 14,173 14,841 15,658 4.4 4.6Demanda nacional 11,265 11,250 11,630 11,908 12,482 12,893 13,325 13,916 3.1 3.8Sector petrolero 2,744 2,534 2,573 2,819 3,131 3,284 3,404 3,610 4.0 3.5Pemex Exploración y Producción 2 1,195 983 1,024 1,265 1,575 1,721 1,819 2,001 7.6 3.4Pemex Refinación 809 809 808 809 809 809 809 810 0.0 6.1Pemex Gas y Petroquímica Básica 290 293 292 295 298 304 327 350 2.7 1.2Pemex Petroquímica 368 368 368 368 368 368 368 368 0.0 0.9Pemex Corporativo 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 0.7Cogeneración Nuevo Pemex 80 80 80 80 80 80 80 80 0.0 n.a.Sector petrolero recirculaciones internas 2,033 2,017 2,003 1,879 1,821 1,816 1,842 1,865 -1.2 1.7Sector industrial 1,778 1,824 1,870 1,918 1,967 2,019 2,072 2,127 2.6 4.3Sector eléctrico 4,533 4,695 4,998 5,104 5,371 5,579 5,810 6,115 4.4 4.7Público 4,125 4,287 4,590 4,696 4,963 5,171 5,402 5,707 4.7 5.1Comisión Federal de Electricidad 1,426 1,384 1,283 1,217 1,208 1,202 1,207 1,192 -2.5 0.7Productores Independientes de Energía 2,699 2,903 3,307 3,480 3,755 3,969 4,194 4,515 7.6 7.0Privado 408 408 408 408 408 408 408 408 0.0 0.6Autogeneración de electricidad 308 308 308 308 308 308 308 308 0.0 1.0Exportación de electricidad 101 101 101 101 101 101 101 101 0.0 -0.3Sector residencial 144 148 151 153 156 158 160 162 1.7 4.7Sector servicios 31 32 33 34 34 35 35 36 2.1 2.4Sector Autotransporte 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 -0.5Exportación 285 809 1,058 1,349 1,248 1,280 1,516 1,741 29.5 33.0Variación de inventarios y diferencias* - 0 - - - - 0 - - n.a. n.a.n.a. no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.163

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-20264.5. Balances regionalesLos balances regionales que se presentan a continuación consideran el escenario de ofertaInercial y el escenario de demanda con la expansión del transporte y distribución del gas natural. Enel anexo tres del documento se muestran las estimaciones por entidad federativa de la demanda degas natural hasta 2026.n.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.Cuadro 65Balance de gas natural de la región Noroeste, 2011-2018(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017tmca tmca20182011-2018 2011-2026Origen 414 417 492 596 610 754 905 988 13.2 8.1Producción regional - - - - - - - - - -Gas de PEP para operación - - - - - - - - - -Gas de PEP para recirculaciones - - - - - - - - - -Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB - - - - - - - - - -Directo de campos - - - - - - - - - -Etano inyectado a ductos - - - - - - - - - -Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación 414 417 492 596 610 754 905 988 13.2 8.1Importaciones por logística 390 414 455 550 553 689 832 910 12.9 8.1Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado 25 2 37 47 57 65 73 78 17.9 8.2De otras regiones - - - - - - - - - -Destino 422 417 492 596 610 754 905 988 12.9 8.0Demanda regional 399 417 492 596 610 754 905 988 13.8 8.4Sector petrolero 1 - 1 1 1 1 1 1 -3.2 - 1.5Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - -Pemex Refinación - - - - - - - - - -Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 - 1 1 1 1 1 1 -3.2 - 1.5Pemex Petroquímica - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - -Sector industrial 37 34 43 50 51 53 55 56 6.1 4.1Sector eléctrico 360 381 447 545 556 698 848 930 14.5 8.7Público 252 278 332 407 418 560 710 792 17.7 10.5Comisión Federal de Electricidad 131 141 179 239 231 309 309 238 8.9 3.2Productores Independientes de Energía 122 137 153 168 187 252 402 554 24.2 14.4Privado 108 104 115 138 138 138 138 138 3.6 1.7Autogeneración de electricidad 2 3 14 37 37 37 37 37 49.2 20.5Exportación de electricidad 105 101 101 101 101 101 101 101 -0.7 - 0.3Sector residencial 1 1 1 1 1 1 1 1 3.0 2.7Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 0 9.4 5.3Sector Autotransporte - - - - - - - - - -Exportación 23 - - - - - - - - n.a.A otras regiones - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* -7.9 - - - - - - 0.0 n.a. n.a.164

SECRETARÍA DE ENERGÍAn.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.Cuadro 66Balance de gas natural de la región Noroeste, 2019-2026(Millones de pies cúbicos diarios)tmca tmcaConcepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262011-2018 2011-2026Origen 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 4.3 8.1Producción regional - - - - - - - - - -Gas de PEP para operación - - - - - - - - - -Gas de PEP para recirculaciones - - - - - - - - - -Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB - - - - - - - - - -Directo de campos - - - - - - - - - -Etano inyectado a ductos - - - - - - - - - -Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 4.3 8.1Importaciones por logística 919 934 1,021 1,032 1,059 1,116 1,225 1,254 4.5 8.1Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado 77 77 79 80 78 79 79 80 0.6 8.2De otras regiones - - - - - - - - 0.0 -Destino 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 4.3 8.0Demanda regional 996 1,011 1,100 1,111 1,137 1,195 1,304 1,334 4.3 8.4Sector petrolero 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 - 1.5Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - -Pemex Refinación - - - - - - - - - -Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 - 1.5Pemex Petroquímica - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - -Sector industrial 57 59 60 62 63 65 66 68 2.4 4.1Sector eléctrico 936 949 1,037 1,047 1,071 1,127 1,235 1,263 4.4 8.7Público 798 812 899 909 933 990 1,097 1,125 5.0 10.5Comisión Federal de Electricidad 233 235 219 188 204 216 212 210 -1.5 3.2Productores Independientes de Energía 566 577 680 721 729 774 885 915 7.1 14.4Privado 138 138 138 138 138 138 138 138 0.0 1.7Autogeneración de electricidad 37 37 37 37 37 37 37 37 0.0 20.5Exportación de electricidad 101 101 101 101 101 101 101 101 0.0 - 0.3Sector residencial 1 1 1 1 1 1 1 2 2.4 2.7Sector servicios 0 0 0 0 0 0 0 1 1.8 5.3Sector Autotransporte - - - - - - - - - -Exportación - - - - - - - - - n.a.A otras regiones - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* 0.0 - 0.0 - 0.0 - - - n.a. n.a.165

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 67Balance de gas natural de la región Noreste, 2011-2018(Millones de pies cúbicos diarios)tmca tmcaConcepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182011-2018 2011-2026Origen 2,694 3,277 3,371 3,444 3,237 3,373 3,534 3,776 4.9 3.6Producción regional 1,359 1,294 1,304 1,384 1,298 1,500 1,868 2,473 8.9 4.5Gas de PEP para operación 1 49 47 46 49 46 46 50 64 4.1 -2.8Gas de PEP para recirculaciones 30 29 43 36 31 29 31 39 3.9 1.0Gas de PEP directo a Refinación 1 - - - - - - - n.a. n.a.Producción de plantas de PGPB 924 870 896 973 897 1,043 1,369 1,744 9.5 5.8Directo de campos 356 347 320 325 323 373 399 600 7.7 -0.2Etano inyectado a ductos - - 0 0 0 8 18 25 n.a. n.a.Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación 1,335 1,983 2,066 2,060 1,939 1,874 1,667 1,303 -0.3 2.7Importaciones por logística 515 544 533 548 567 547 579 570 1.5 3.0Importaciones por balance PGPB 451 1,089 1,183 1,163 1,023 977 738 383 -2.3 4.1Importación de gas natural licuado 369 350 350 350 350 350 350 350 -0.7 -0.3De otras regiones - - - - - - - - - -Destino 2,695 3,277 3,371 3,444 3,237 3,373 3,534 3,776 4.9 3.6Demanda regional 2,299 2,431 2,515 2,555 2,608 2,700 2,775 2,747 2.6 2.3Sector petrolero 192 204 194 226 240 259 283 309 7.0 3.5Pemex Exploración y Producción 55 54 53 56 54 60 72 91 7.6 3.4Pemex Refinación 115 127 121 147 164 178 178 178 6.4 2.9Pemex Gas y Petroquímica Básica 22 23 20 22 22 22 33 40 8.8 6.2Pemex Petroquímica - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas 68 67 84 72 62 55 52 57 -2.6 -1.0Sector industrial 417 445 524 553 567 641 661 678 7.2 4.7Sector eléctrico 1,554 1,634 1,629 1,618 1,650 1,654 1,687 1,608 0.5 1.4Público 1,356 1,432 1,427 1,416 1,448 1,452 1,485 1,407 0.5 1.5Comisión Federal de Electricidad 488 468 418 383 342 271 268 227 -10.3 -8.7Productores Independientes de Energía 868 964 1,009 1,033 1,107 1,181 1,218 1,179 4.5 4.1Privado 198 202 202 202 202 202 202 202 0.3 0.1Autogeneración de electricidad 198 202 202 202 202 202 202 202 0.3 0.1Exportación de electricidad - - - - - - - - - -Sector residencial 51 66 69 72 74 76 77 79 6.5 3.8Sector servicios 16 15 15 15 15 16 16 16 0.1 1.0Sector Autotransporte 0 0 0 0 0 0 0 0 -1.3 -0.6Exportación 1 - - - - - - 232 109.5 n.a.A otras regiones 395 845 856 889 629 674 759 797 10.5 8.6Variación de inventarios y diferencias* -1.2 - - - - - - - n.a. n.a.n.a. no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.166

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 68Balance de gas natural de la región Noreste, 2019-2026(Millones de pies cúbicos diarios)tmca tmcaConcepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262011-2018 2011-2026Origen 4,231 4,520 4,661 4,583 4,396 4,497 4,487 4,597 1.2 3.6Producción regional 2,828 3,045 3,141 3,032 2,768 2,631 2,509 2,615 -1.1 4.5Gas de PEP para operación1 70 71 68 60 47 39 32 32 -10.7 -2.8Gas de PEP para recirculaciones 52 52 51 54 54 50 43 35 -5.3 1.0Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - n.a.Producción de plantas de PGPB 1,891 2,035 2,093 2,029 1,890 1,932 1,958 2,149 1.8 5.8Directo de campos 785 853 891 847 732 562 427 345 -11.1 -0.2Etano inyectado a ductos 30 35 39 42 45 48 50 54 8.7 n.a.Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación 1,404 1,475 1,519 1,551 1,628 1,866 1,977 1,983 5.1 2.7Importaciones por logística 627 625 643 683 731 753 805 802 3.6 3.0Importaciones por balance PGPB 426 500 527 518 546 762 822 830 10.0 4.1Importación de gas natural licuado 350 350 350 350 350 350 350 350 0.0 -0.3De otras regiones - - - - - - - - -Destino 4,231 4,520 4,661 4,583 4,396 4,497 4,487 4,597 1.2 3.6Demanda regional 2,889 2,941 2,996 2,998 3,065 3,105 3,168 3,230 1.6 2.3Sector petrolero 325 335 338 335 323 319 316 324 -0.1 3.5Pemex Exploración y Producción 103 111 114 109 99 94 89 91 -1.8 3.4Pemex Refinación 178 178 177 178 178 178 178 178 0.0 2.9Pemex Gas y Petroquímica Básica 44 46 48 48 46 48 49 55 3.2 6.2Pemex Petroquímica - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas 66 69 76 86 88 82 71 59 -1.6 -1.0Sector industrial 696 714 732 751 771 791 812 834 2.6 4.7Sector eléctrico 1,706 1,726 1,748 1,723 1,779 1,808 1,862 1,906 1.6 1.4Público 1,504 1,524 1,547 1,522 1,578 1,606 1,660 1,704 1.8 1.5Comisión Federal de Electricidad 253 196 163 145 153 149 146 124 -9.7 -8.7Productores Independientes de Energía 1,251 1,327 1,384 1,377 1,425 1,457 1,515 1,580 3.4 4.1Privado 202 202 202 202 202 202 202 202 0.0 0.1Autogeneración de electricidad 202 202 202 202 202 202 202 202 0.0 0.1Exportación de electricidad - - - - - - - - - -Sector residencial 80 82 83 84 85 86 87 88 1.4 3.8Sector servicios 17 17 17 18 18 18 18 19 1.7 1.0Sector Autotransporte 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0 -0.6Exportación 373 449 297 252 - - - - n.a. n.a.A otras regiones 968 1,129 1,368 1,333 1,331 1,392 1,319 1,368 5.1 8.6Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - n.a.n.a. no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.167

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 69Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2011-2018(Millones de pies cúbicos diarios)tmca tmcaConcepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182011-2018 2011-2026Origen 730 896 1,075 1,075 1,100 1,096 1,163 1,275 8.3 6.7Producción regional - - - - - - - - - -Gas de PEP para operación - - - - - - - - - -Gas de PEP para recirculaciones - - - - - - - - - -Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB - - - - - - - - - -Directo de campos - - - - - - - - - -Etano inyectado a ductos - - - - - - - - - -Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación - 180 360 400 500 500 500 500 n.a. n.a.Importaciones por logística - - - - - - - - - -Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado - 180 360 400 500 500 500 500 n.a. n.a.De otras regiones 730 716 715 675 600 596 663 775 0.9 4.6Destino 729 896 1,075 1,075 1,100 1,096 1,163 1,275 8.3 6.7Demanda regional 729 896 1,075 1,075 1,100 1,096 1,163 1,275 8.3 6.7Sector petrolero 57 64 84 86 87 91 125 125 11.8 5.4Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - -Pemex Refinación 57 64 82 84 85 89 123 123 11.6 5.2Pemex Gas y Petroquímica Básica 0 - 2 2 2 2 2 2 51.8 23.7Pemex Petroquímica - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - -Sector industrial 310 358 389 414 427 436 450 460 5.8 4.0Sector eléctrico 354 463 588 560 570 550 568 668 9.5 8.6Público 323 432 557 529 538 519 537 637 10.2 9.1Comisión Federal de Electricidad 88 221 379 355 366 353 364 431 25.5 12.5Productores Independientes de Energía 235 211 179 174 172 166 172 207 -1.8 7.3Privado 31 31 31 31 31 31 31 31 0.2 0.1Autogeneración de electricidad 31 31 31 31 31 31 31 31 0.2 0.1Exportación de electricidad - - - - - - - - - -Sector residencial 6 9 11 12 14 15 16 17 16.6 8.9Sector servicios 2 2 3 3 4 4 4 5 13.0 8.1Sector Autotransporte - - - - - - - - - -Exportación - - - - - - - - - -A otras regiones - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* 1.2 - - - - - - - n.a. n.a.n.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.168

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 70Balance de gas natural de la región Centro-Occidente, 2019-2026(Millones de pies cúbicos diarios)tmca tmcaConcepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262019-2026 2011-2026Origen 1,413 1,519 1,664 1,736 1,804 1,820 1,845 1,934 4.6 6.7Producción regional - - - - - - - - - -Gas de PEP para operación - - - - - - - - - -Gas de PEP para recirculaciones - - - - - - - - - -Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB - - - - - - - - - -Directo de campos - - - - - - - - - -Etano inyectado a ductos - - - - - - - - - -Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación 500 500 500 500 500 500 500 500 0.0 n.a.Importaciones por logística - - - - - - - - - -Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado 500 500 500 500 500 500 500 500 0.0 n.a.De otras regiones 913 1,019 1,164 1,236 1,304 1,320 1,344 1,434 6.7 4.6Destino 1,413 1,519 1,664 1,736 1,804 1,820 1,845 1,934 4.6 6.7Demanda regional 1,413 1,519 1,664 1,736 1,804 1,820 1,845 1,934 4.6 6.7Sector petrolero 125 125 125 125 125 125 125 125 0.1 5.4Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - -Pemex Refinación 123 123 123 123 123 123 123 123 0.0 5.2Pemex Gas y Petroquímica Básica 2 2 2 2 2 2 2 2 5.3 23.7Pemex Petroquímica - - - - - - - - - -Pemex Corporativo - - - - - - - - - -Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - -Sector industrial 471 483 494 506 518 531 544 557 2.4 4.0Sector eléctrico 794 888 1,020 1,080 1,135 1,138 1,149 1,225 6.4 8.6Público 763 857 989 1,048 1,104 1,107 1,118 1,194 6.6 9.1Comisión Federal de Electricidad 526 554 539 537 534 518 518 516 -0.3 12.5Productores Independientes de Energía 237 303 450 511 570 588 600 678 16.2 7.3Privado 31 31 31 31 31 31 31 31 0.0 0.1Autogeneración de electricidad 31 31 31 31 31 31 31 31 0.0 0.1Exportación de electricidad - - - - - - - - - -Sector residencial 18 18 19 19 20 20 20 21 2.3 8.9Sector servicios 5 5 6 6 6 6 6 6 3.4 8.1Sector Autotransporte - - - - - - - - - -Exportación - - - - - - - - - -A otras regiones - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - n.a.n.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.169

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026n.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.Cuadro 71Balance de gas natural de la región Centro, 2011-2018(Millones de pies cúbicos diarios)tmcatmcaConcepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182011-2018 2011-2026Origen 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 7.5 5.2Producción regional - - - - - - - - - -Gas de PEP para operación - - - - - - - - - -Gas de PEP para recirculaciones - - - - - - - - - -Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB - - - - - - - - - -Directo de campos - - - - - - - - - -Etano inyectado a ductos - - - - - - - - - -Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación - - - - - - - - - -Importaciones por logística - - - - - - - - - -Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - -De otras regiones 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 7.5 5.2Destino 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 7.5 5.2Demanda regional 752 840 917 919 974 1,012 1,124 1,249 7.5 5.2Sector petrolero 104 131 183 187 189 267 331 331 18.0 8.0Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - -Pemex Refinación 74 92 145 148 151 228 293 293 21.6 9.6Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 1 0 0 0 0 0 0 -3.7 -1.8Pemex Petroquímica 28 38 38 38 38 38 38 38 4.1 1.9Pemex Corporativo 0 1 1 1 1 1 1 1 1.5 0.7Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - -Sector industrial 275 281 300 331 343 354 367 377 4.6 3.7Sector eléctrico 341 392 394 358 395 342 375 488 5.2 5.3Público 312 361 362 327 364 311 343 457 5.6 5.6Comisión Federal de Electricidad 312 361 288 240 239 227 263 287 -1.2 -1.9Productores Independientes de Energía - - 75 86 125 83 81 169 n.a. n.a.Privado 30 31 31 31 31 31 31 31 0.7 0.3Autogeneración de electricidad 30 31 31 31 31 31 31 31 0.7 0.3Exportación de electricidad - - - - - - - - - -Sector residencial 24 30 33 36 38 40 42 44 8.8 5.1Sector servicios 7 6 6 7 7 7 8 8 2.2 2.3Sector Autotransporte 1 1 1 1 1 1 1 1 -1.0 -0.5Exportación - - - - - - - - - -A otras regiones - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* -0 - - - - - - - n.a. n.a.170

SECRETARÍA DE ENERGÍAn.a. no aplica.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.Cuadro 72Balance de gas natural de la región Centro, 2019-2026(Millones de pies cúbicos diarios)tmcatmcaConcepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20262019-2026 2011-2026Origen 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 tmca 5.2Producción regional - - - - - - - - - -Gas de PEP para operación - - - - - - - - - -Gas de PEP para recirculaciones - - - - - - - - - -Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB - - - - - - - - - -Directo de campos - - - - - - - - - -Etano inyectado a ductos - - - - - - - - - -Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación - - - - - - - - - -Importaciones por logística - - - - - - - - - -Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - -De otras regiones 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 0.1 5.2Destino 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 0.1 5.2Demanda regional 1,286 1,353 1,465 1,485 1,504 1,569 1,593 1,604 0.1 5.2Sector petrolero 331 331 331 331 331 331 331 331 - 8.0Pemex Exploración y Producción - - - - - - - - - -Pemex Refinación 293 293 293 293 293 293 293 293 0.0 9.6Pemex Gas y Petroquímica Básica 0 0 0 0 0 0 0 0 0.0 -1.8Pemex Petroquímica 38 38 38 38 38 38 38 38 0.0 1.9Pemex Corporativo 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 0.7Sector petrolero recirculaciones internas - - - - - - - - - -Sector industrial 388 399 411 423 435 448 462 476 0.1 3.7Sector eléctrico 512 567 665 673 678 729 739 736 0.1 5.3Público 481 536 634 641 647 698 708 704 0.1 5.6Comisión Federal de Electricidad 300 314 313 291 281 274 233 234 -0.1 -1.9Productores Independientes de Energía 181 221 321 350 366 424 475 470 0.3 n.a.Privado 31 31 31 31 31 31 31 31 0.0 0.3Autogeneración de electricidad 31 31 31 31 31 31 31 31 0.0 0.3Exportación de electricidad - - - - - - - - - -Sector residencial 45 46 47 48 49 50 51 51 0.0 5.1Sector servicios 8 8 9 9 9 9 9 10 0.0 2.3Sector Autotransporte 1 1 1 1 1 1 1 1 0.0 -0.5Exportación - - - - - - - - - -A otras regiones - - - - - - - - - -Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - n.a.171

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro 73Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2011-2018(Millones de pies cúbicos diarios)tmcatmcaConcepto 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 20182011-2018 2011-2026Origen 4,865 4,814 5,358 5,322 5,487 5,507 5,715 5,971 3.0 2.2Producción regional 4,865 4,814 5,358 5,322 5,487 5,507 5,715 5,971 3.0 2.2Gas de PEP para operación 1 756 840 946 920 755 723 830 880 2.2 3.8Gas de PEP para recirculaciones 575 622 644 651 694 710 730 750 3.9 3.3Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB 2,768 2,716 3,151 3,222 3,317 3,270 3,296 3,364 2.8 2.5Directo de campos 689 567 503 392 622 675 737 838 2.8 -3.9Etano inyectado a ductos 76 69 115 137 98 128 123 138 9.0 2.9Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación - - - - - - - - - -Importaciones por logística - - - - - - - - - -Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - -De otras regiones - - - - - - - - - -Destino 4,831 4,826 5,358 5,322 5,487 5,507 5,715 5,971 3.1 2.3Demanda regional 3,744 4,114 4,582 4,616 4,543 4,573 4,688 4,743 3.4 2.1Sector petrolero 1,801 1,960 2,265 2,295 2,131 2,102 2,142 2,160 2.6 2.2Pemex Exploración y Producción 2 1,155 1,271 1,362 1,371 1,203 1,162 1,237 1,274 1.4 2.3Pemex Refinación 87 99 197 206 208 215 216 216 13.9 6.3Pemex Gas y Petroquímica Básica 268 270 253 265 263 270 239 241 -1.5 -0.5Pemex Petroquímica 292 300 373 373 377 376 370 349 2.6 0.8Pemex Corporativo - - - - - - - - - -Cogeneración Nuevo Pemex - 20 80 80 80 80 80 80 n.a. n.a.Sector petrolero recirculaciones internas 1,374 1,483 1,669 1,650 1,712 1,763 1,839 1,880 4.6 0.3Sector industrial 90 86 90 121 153 155 159 162 8.7 5.1Sector eléctrico 479 586 558 548 547 552 547 540 1.7 4.9Público 474 580 552 542 541 546 541 534 1.7 5.0Comisión Federal de Electricidad 58 95 81 81 79 79 78 80 4.6 4.2Productores Independientes de Energía 416 485 471 462 462 467 463 454 1.3 5.1Privado 5 6 6 6 6 6 6 6 3.6 1.6Autogeneración de electricidad 5 6 6 6 6 6 6 6 3.6 1.6Exportación de electricidad - - - - - - - - - -Sector residencial - - - - - 0 0 0 n.a. n.a.Sector servicios 0 0 0 1 1 1 1 1 22.9 11.2Sector Autotransporte - - - - - - - - - -Exportación - - - - - - - - - -A otras regiones 1,087 711 776 706 944 934 1,028 1,227 1.7 2.9Variación de inventarios y diferencias* 34 - 12 - - - - - - n.a. n.a.n.a. no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.172

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 74Balance de gas natural de la región Sur-Sureste, 2019-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Concepto 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 0.0tmca2011-2026Origen 5,755 5,501 5,448 5,755 6,106 6,268 6,457 6,776 2.4 2.2Producción regional 5,755 5,501 5,448 5,755 6,106 6,268 6,457 6,776 2.4 2.2Gas de PEP para operación 1 670 512 550 751 1,014 1,153 1,221 1,328 10.3 3.8Gas de PEP para recirculaciones 778 820 871 901 901 909 922 935 2.7 3.3Gas de PEP directo a Refinación - - - - - - - - - -Producción de plantas de PGPB 3,432 3,444 3,402 3,492 3,582 3,615 3,792 4,016 2.3 2.5Directo de campos 766 646 554 544 536 520 424 381 -9.5 -3.9Etano inyectado a ductos 109 80 71 67 73 70 98 117 1.0 2.9Otras corrientes - - - - - - - - - -Importación - - - - - - - - - -Importaciones por logística - - - - - - - - - -Importaciones por balance PGPB - - - - - - - - - -Importación de gas natural licuado - - - - - - - - - -De otras regiones - - - - - - - - - -Destino 5,755 5,501 5,448 5,755 6,106 6,268 6,457 6,776 2.4 2.3Demanda regional 4,524 4,257 4,187 4,366 4,629 4,771 4,838 5,105 1.7 2.1Sector petrolero 1,924 1,713 1,724 1,927 2,187 2,307 2,365 2,490 3.8 2.2Pemex Exploración y Producción 2 1,052 846 863 1,064 1,328 1,449 1,501 1,614 6.3 2.3Pemex Refinación 216 216 216 216 216 216 216 216 - 6.3Pemex Gas y Petroquímica Básica 245 240 234 236 231 231 238 248 0.2 -0.5Pemex Petroquímica 331 331 331 331 331 331 331 331 - 0.8Pemex Corporativo - - - - - - - - - -Cogeneración Nuevo Pemex 80 80 80 80 80 80 80 80 - n.a.Sector petrolero recirculaciones internas 1,849 1,809 1,762 1,681 1,554 1,502 1,459 1,436 -3.5 0.3Sector industrial 166 169 173 176 180 184 188 192 2.1 5.1Sector eléctrico 585 566 527 581 707 777 824 985 7.7 4.9Público 579 559 521 575 701 771 818 979 7.8 5.0Comisión Federal de Electricidad 114 85 48 55 37 45 99 108 -0.8 4.2Productores Independientes de Energía 464 475 473 520 664 726 720 871 9.4 5.1Privado 6 6 6 6 6 6 6 6 - 1.6Autogeneración de electricidad 6 6 6 6 6 6 6 6 - 1.6Exportación de electricidad - - - - - - - - - -Sector residencial 0 0 0 0 0 1 1 1 37.9 n.a.Sector servicios 1 1 1 1 1 1 1 1 1.9 11.2Sector Autotransporte - - - - - - - - - -Exportación - - - - - - - - - -A otras regiones 1,230 1,243 1,261 1,389 1,478 1,497 1,619 1,671 4.5 2.9Variación de inventarios y diferencias* - - - - - - - - - n.a.n.a. no aplica.1 Para efectos de balance, la mezcla de gas contemplada en este renglón se considera equivalente a gas seco.2 Incluye el consumo de Compañía de Nitrógeno Cantarell.* Incluye diferencias y empaque.Fuente: IMP.173

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-20264.6. Comparativo de escenarios de oferta de gas natural de laProspectiva y el Plan de Negocios de PEMEX 2013-2017La naturaleza de los ejercicios de planeación en el sector energético requiere de procesosdinámicos y flexibles, que respondan a los cambios en el entorno y reconozcan la incertidumbre delas principales variables. La construcción de proyecciones del sector debe incorporar en el cortoplazo consideraciones derivadas de coyunturas de mercado y restricciones del sector, e integrarelementos derivados de cambios estructurales con impacto de largo plazo desde las perspectivaseconómicas, tecnológicas, ambientales y de mercado. Es así que la visión, objetivos, estrategias ymetas estarán sujetos a ajustes que permitan proveer de la mejor información disponible en unmomento dado.Bajo esta argumentación, este apartado presenta una comparación entre los escenarios de largoplazo que ha establecido la Secretaría de Energía en la Prospectiva del Mercado de Gas Natural2012-2026, de conformidad con la Estrategia Nacional de Energía 2012-2026 (ENE), y el Plan deNegocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 (Plan de Negocios dePEMEX).Con el fin de definir su rumbo estratégico y los proyectos que serán ejecutados para alcanzar losobjetivos de negocio, durante 2012 Petróleos Mexicanos presentó su Plan de Negocios, que fueelaborado con base en una proyección a cinco años, en cumplimiento de la Ley de PetróleosMexicanos. El documento aprobado por el Consejo de Administración incluye tres escenariosconstruidos bajo distintos supuestos de disponibilidad presupuestal: uno de estos escenarios sealinea al escenario ENE de las Prospectivas y la Estrategia Nacional de Energía (Escenario 3),mientras que los dos restantes incorporan restricciones de liquidez y endeudamiento, que resultanen un menor ritmo de inversión y metas más conservadoras (Escenarios 1 y 2). A continuación sedescriben las principales diferencias entre el Escenario 1 del Plan de Negocios y los escenariosInercial y ENE incluidos en esta Prospectiva.Inversiones en PEPLa diferencia principal entre los escenarios de producción propuestos por PEP para la Prospectivadel Mercado de Gas Natural 2012-2026 y el Escenario 1 del Plan de Negocios de PEMEX, radica enel ritmo de inversión con impacto en las metas de producción.Cuadro 75Requerimientos de inversión de PEP por escenarios, 2013-2017*(Miles de millones de pesos de 2012)Escenario 2013 2014 2015 2016 2017 tmcaPlan de Negocios - Escenario 1 267.9 295.6 291.1 291.2 304.3 3.2Inercial 297.8 335.2 307.6 302.9 302.6 0.4ENE 298.8 337.8 335.9 315.1 323.0 2.0*Incluye la inversión programable en PEP incluida en el Plan de Negocios 2013-2017 y la inversión estimadapara los Contratos Integrales de Exploración y Producción.Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 Escenario 1.174

SECRETARÍA DE ENERGÍAEl monto promedio de inversión para los proyectos de exploración y explotación de PEP, en elescenario Plan de Negocios, será 290 miles de millones de pesos (MMM$) entre 2013 y 2017,incluyendo la inversión asociada a de Contratos Integrales de Exploración y Producción. El montopromedio de los escenarios Inercial y ENE será 309 MMM$ y 322 MMM$, respectivamente. Conello, la diferencia promedio entre los montos de inversión del escenario Plan de Negocios respecto alInercial será de 6.6% y 11.1% respecto al ENE (véase Cuadro 75).Producción de gas natural de PEPEntre 2013 y 2016 la producción de gas natural de los escenarios Inercial y ENE permaneceprácticamente en el mismo nivel. En 2017, la producción del escenario Inercial será 0.4% mayor(28 MMpcd más). En 2013 el volumen de producción de gas natural del escenario 1 del Plan deNegocios será 3.6% menor (209 MMpcd menos) que los escenarios ENE e Inercial. Para 2017, laextracción de gas natural del escenario Plan de Negocios será 8.1% menor que el ENE y 8.5%menor que el Inercial, lo que equivale a 557 MMpcd y 585 MMpcd, respectivamente (véase Cuadro76 y Gráfica 45). Cabe destacar que en los escenarios Inercial y ENE se espera la producción deshale gas del play Eagle Ford para 2016, mientras que en el Escenario 1 del Plan de Negocios estono ocurrirá en el mediano plazo. De esta manera, ambos escenarios de la Prospectiva cuentan conproducciones de gas hidrocarburo proveniente del shale gas de 200 MMpcd en 2016 y 440 MMpcden 2017.Cuadro 76Escenarios de producción de gas natural 1 de PEP, 2013-2017(Millones de pies cúbicos diarios)Escenario 2013 2014 2015 2016 2017 tmcaPlan de Negocios - Escenario 1 5,670 5,833 5,853 5,947 6,297 2.7Inercial 5,879 6,032 6,114 6,342 6,882 4.0ENE 5,879 6,032 6,114 6,342 6,854 3.91 No incluye nitrógeno.Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 y PEP.175

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-202612,000Gráfica 45Escenarios de producción de gas natural 1 de PEP, 2013-2026(Millones de pies cúbicos diarios)11,00010,0009,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Plan de Negocios - Escenario 1 Inercial ENE1 No incluye Nitrógeno.Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 y PEP.Producción de gas secoEn el escenario Plan de Negocios, la producción de gas seco de PGPB aumentará de 4,600MMpcd en 2013 a 5,544 MMpcd en 2017. Esto representa un crecimiento medio de 4.8% anual(véase Cuadro 77 y Gráfica 46). En 2013 la producción del escenario Plan de Negocios será 7.7%menor (384 MMpcd) respecto al ENE e Inercial. Para 2017, ésta será 6.7% (397 MMpcd) menorcon respecto al escenario Inercial y 5.9% menor respecto al ENE (348 MMpcd).Cabe señalar que la menor producción de gas seco en PGPB será resultado de la disponibilidad degas natural de PEP. En este sentido, en la producción de gas natural se considera la baja rentabilidadde los proyectos de gas no asociado respecto a los de crudo, debido al bajo precio, por lo quealgunos proyectos se difieren en el tiempo en el escenario del Plan Negocios.Cuadro 77Escenarios de producción de gas seco 1 de PGPB, 2013-2017(Millones de pies cúbicos diarios)Escenario 2013 2014 2015 2016 2017 tmcaPlan de Negocios - Escenario 1 4,600 4,932 5,046 5,184 5,544 4.8Inercial 4,984 5,050 5,258 5,499 5,941 4.5ENE 4,984 5,049 5,257 5,504 5,892 4.31 Incluye producción de CPG, seco de campos y etano reinyectado.Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 y PEP.176

SECRETARÍA DE ENERGÍA10,000Gráfica 46Escenarios de producción de gas seco 1 de PGPB, 2013-2026(Millones de pies cúbicos diarios)9,0008,0007,0006,0005,0004,0003,0002013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Plan de Negocios - Escenario 1 Inercial ENE1 Incluye producción de CPG, seco de campos y etano reinyectado.Fuente: Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017 y PEP.De concretarse las expectativas de la producción de corto y mediano plazo del Escenario 1 delPlan de Negocios, una menor disponibilidad en la producción de gas seco requerirá mayoresvolúmenes de importación para satisfacer la demanda nacional. Las importaciones se convierten enla principal alternativa de corto plazo, dado que el desarrollo de una mayor producción nacionalrequerirá mayores tiempos de madurez en el periodo de análisis.177

178PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026

SECRETARÍA DE ENERGÍAAnexo 1. GlosarioAcuíferoZona subterránea de roca permeable saturada con agua bajo presión. Paraaplicaciones de almacenamiento de gas, un acuífero necesitará estarformado por una capa permeable de roca en la parte inferior y una capaimpermeable en la parte superior, con una cavidad para almacenamiento degas.AlmacenamientoLa actividad de recibir, mantener en depósito y entregar gas natural, que sedeposita en instalaciones fijas distintas a los ductos.AutoabastecimientoProducción de electricidad destinada a satisfacer las necesidades propias depersonas físicas o morales, o del conjunto de los copropietarios o socios.Bombeo neumáticoSistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido de unpozo mediante la inyección de gas a través de la tubería de producción o delespacio anular de ésta y la tubería de revestimiento.Buque de GNL ometaneroBarco dedicado a transportar gas natural licuado de las plantas delicuefacción a las terminales de almacenamiento.Calidad del gasnaturalComposición y conjunto de características físico-químicas que posee el gasnatural de acuerdo con las propiedades siguientes: poder calorífico, índiceWobbe, densidad, factor de compresibilidad, densidad relativa y puntos derocío.Cargo por capacidadPorción de la tarifa basada en la capacidad reservada por el usuario parasatisfacer su demanda máxima en un periodo determinado.Cargo por conexiónPorción de la tarifa basada en un monto fijo por el costo de conexión alsistema.Cargo por servicioPorción de la tarifa asociada con los costos inherentes a la prestación delservicio de transporte, almacenamiento y distribución para un usuarioespecífico.179

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cargo por usoPorción de la tarifa basada en la prestación del servicio que refleja el uso delsistema de acuerdo con el volumen de gas conducido o consumido a cuentadel usuario.Casquete de gasParte superior del yacimiento en un depósito único que contiene gas yaceite, donde el gas se almacena a menudo.Ciclo combinadoTecnología que utiliza gas natural como combustible para generar energíaeléctrica. Consta de dos partes; en la primera, los gases de combustión delgas 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 turbinade vapor para generar aún más electricidad.Coalbed methane(gas grisú)Gas natural extraído de capas de carbón. Debido a su alto contenido enmateria orgánica el carbón retiene gran cantidad de gas adsorbido.CogeneraciónTecnología para producir en forma secuencial dos tipos de energía útiles alos procesos industriales. Normalmente energía eléctrica y energía térmica.CombustibleMaterial que, al combinarse con el oxígeno, se inflama con desprendimientodel calor. Sustancia capaz de producir energía por procesos distintos al deoxidación (tales como una reacción química), incluyéndose también losmateriales fisionables y fusionables.CompresiónEnergía mecánica que se aplica al gas natural para su transporte a grandesdistancias en mayor volumen.CompresorEquipo instalado en una línea de conducción de gas para incrementar lapresión y garantizar el flujo del fluido a través de la tubería.CriogénicaPlanta que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y eliminacualquier componente del gas que pudiera afectar los sistemas detransporte y distribución, como son el dióxido de carbono, el vapor de aguay los hidrocarburos pesados.Derecho de víaFranja de terreno donde se alojan las tuberías, requerido para laconstrucción, operación, mantenimiento e inspección de los ductos para eltransporte de gas natural.180

SECRETARÍA DE ENERGÍADía de gasPeriodo consecutivo de 24 horas que comienza a las 9:00 horas de un díadeterminado y termina a las 9:00 horas del día siguiente tiempo del centrode México.DistribuciónActividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gasnatural por medio de ductos dentro de una zona geográfica.DistribuidorTitular de un permiso de distribución.Ducto(s)Sistema de tuberías para transportar y distribuir el gas natural (véasegasoducto).Encogimiento degasDisminución del volumen de una mezcla gaseosa de metano (CH4) y otroshidrocarburos ligeros, por la extracción de éstos mediante cambios depresión y temperatura.EndulzadoraPlanta industrial cuyo objetivo es proporcionar un tratamiento que se aplicaa las mezclas gaseosas y a las fracciones ligeras del petróleo para eliminarlos compuestos de azufre indeseables o corrosivos, dióxido de carbono, ypara mejorar su color, olor y estabilidad.EndulzamientoEs el proceso donde se remueven los contaminantes como el ácidosulfhídrico y el dióxido de carbono del gas húmedo amargo recibido de lospozos productores. Este proceso consiste en la absorción selectiva de loscontaminantes mediante una solución acuosa a base de aminas, la cualcircula en un circuito cerrado donde es regenerada para su continuautilización.Gas a bombeoneumáticoGas seco utilizado en los sistemas de recuperación secundaria de petróleocrudo.Gas amargoGas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácido sulfhídrico,mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente de losyacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación.Gas asociadoGas natural que se encuentra en contacto y/o disuelto en el aceite crudodel yacimiento. Este puede ser clasificado como gas de casquete (libre) ogas en solución (disuelto).181

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Gas dulceGas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados deazufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtieneendulzando el gas natural amargo utilizando solventes químicos, solventesfísicos o adsorbentes.Gas húmedoMezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural del cualle fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no son hidrocarburos,y cuyo contenido de componentes más pesados que el metano es encantidades tales que permite sus proceso comercial.Gas licuado depetróleo (gas LP)Mezcla de hidrocarburos compuesta primordialmente por butano ypropano.Gas naturalMezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientosque son únicamente de gas. Sus componentes principales en ordendecreciente de cantidad son el metano, etano, propano, butanos, pentanosy hexanos. Cuando se extrae de los pozos, generalmente contiene ácidosulfhídrico, mercaptanos, bióxido de carbono y vapor de agua comoimpurezas. Las impurezas se eliminan en las plantas de tratamiento de gas,mediante el uso de solventes o absorbentes. Para poderse comprimir ytransportar a grandes distancias es conveniente separar los componentesmás pesados, como el hexano, pentano, butanos y propano y en ocasionesel etano, dando lugar estos últimos a las gasolinas naturales o a los líquidosdel gas natural, para lo cual se utilizan los procesos criogénicos.Gas naturalcomprimidoGas natural seco almacenado a una presión de 200-250 atmósferas enestado gaseoso en un recipiente.Gas natural licuadoGas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha sidolicuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte yalmacenamiento.Gas no asociadoEs un gas natural que se encuentra en yacimientos que no contienen aceitecrudo a las condiciones de presión y temperatura originales.Gas secoGas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos máspesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso.GasificaciónProducción de combustible gaseoso a partir de combustible sólido o líquido.182

SECRETARÍA DE ENERGÍAGasoductoSistema o conjunto de instalaciones que sirven para transportar el gasnatural, procedente de los centros productores o de las plantas detratamiento y utilización de gases, a los centros de distribución o a losusuarios de grandes volúmenes.Henry HubPunto de confluencia de ductos localizado en Louisiana, EUA. En donde elprecio del energético se utiliza como referencia para establecer loscontratos de futuros del gas natural que son negociados en el NYMEX(New York Mercantile Exchange).ImportacionesbalanceporImportaciones para cubrir el déficit entre la oferta y la demanda, en elSistema Nacional de Gasoductos de PGPB.ImportacioneslogísticaporSon aquéllas que se realizan en puntos fronterizos con el fin de abastecerdemanda que no puede tener acceso a producción nacional, debido a faltade infraestructura o costos de transporte.LicuefaccióngasdelProceso de enfriamiento del gas natural a una temperatura de -162°C, conlo cual se reduce su volumen por un factor de 600, convirtiéndose enlíquido. El gas natural licuado resultante es entonces transportable enbuques diseñados para tal propósito, o puede ser almacenado en tanques.Líquidos del gasnaturalHidrocarburos más pesados que acompañan al gas natural y que se separande él para facilitar su compresión y manejo en ductos. Se separan en plantasde absorción en donde el gas natural pasa por una torre empacada en la cualel propano, butano y más pesados se absorben en una nafta ligera y dejalibre el metano y etano, o en plantas más modernas y eficientes llamadascriogénicas en las cuales mediante un sistema de refrigeración se enfría lamezcla hasta -90ºC para separar el metano y posteriormente fraccionar loslíquidos en etano, propano, butanos y gasolinas naturales. Es la mayorfuente de etano para la industria petroquímica y de gas licuado del petróleoempleado como combustible o como materia prima petroquímica.Mercado SpotMercado internacional en el que gas natural, el petróleo o derivados seintercambian para entrega inmediata al precio vigente.183

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026MetanoGas que cuando se encuentra puro es incoloro, inodoro e insípido, másligero que el aire. Su temperatura de condensación a la presión normal (1atmósfera) es de -161.5º C, en mezcla de 5 a 15 por ciento en volumencon aire forma una mezcla explosiva. Es el primer miembro de la serie de loshidrocarburos saturados (también conocidos como parafinas o alcanos); sufórmula condensada es CH4. Se le conoce, incluso, como gas de lospantanos por generarse allí como producto de la descomposiciónanaeróbica de materia orgánica. Es el principal componente del gas natural,con más del 90% en volumen. También se obtiene en la destilación de lahulla.NetbackMétodo para determinar el precio del gas natural en el punto de entrada almercado, ya sea en la frontera por donde se importa o en la regiónproductora. El precio se calcula partiendo del precio final al consumidor,menos el descuento de los costos de transporte y distribución.Normas OficialesMexicanasNormas de carácter obligatorio que expiden las dependencias competentessujetándose a lo dispuesto por la Ley Federal sobre Metrología yNormalización.PermisionarioTitular de un permiso de transporte, almacenamiento o distribución.Pie cúbicoUnidad de volumen del sistema inglés que se utiliza para medir el gasnatural en su estado gaseoso. Aproximadamente, un pie cúbico de gasnatural es igual a 1,000 unidades térmicas británicas en condicionesestándar de atmósfera y temperatura.PlayConjunto de campos y/o prospectos en determinada región, que estáncontrolados por las mismas características geológicas generales.Poder caloríficoEs la cantidad de calor liberado por unidad de masa, o por unidad devolumen, cuando una sustancia es quemada completamente. Los poderescaloríficos de los combustibles sólidos y líquidos se expresan en calorías porgramo o en BTU por libra. Para los gases, este parámetro se expresa enkilocalorías por metro cúbico o en BTU por pie cúbico.Pozo de desarrolloPozo perforado en un área probada con el fin de producir hidrocarburos.Pozo exploratorioPozo que se perfora sin conocimiento detallado de la estructura rocosasubyacente con el fin de encontrar hidrocarburos cuya explotación seaeconómicamente rentable.184

SECRETARÍA DE ENERGÍAPrecio ajustado porcostos detransportePrecio que resulta de tomar una referencia de mercado y ajustarla por loscostos de conducir el gas al punto de venta.Precio máximo deadquisiciónEl cargo máximo que los distribuidores podrán hacer a los usuarios finalespor los conceptos de adquisición, transporte y almacenamiento de gas.Proceso criogénicoProceso que recibe el gas dulce húmedo a partir del endulzamiento odirectamente de los campos productores. El gas dulce húmedo pasa a unasección de secado donde se remueve el agua casi en su totalidad.Posteriormente es enfriado por corrientes frías del proceso y por un sistemade refrigeración mecánica externo. Mediante el enfriamiento es posible lacondensación de los hidrocarburos pesados (etano, propano, butano, etc.)los cuales son separados y enviados a rectificación en la torredesmetanizadora. El gas obtenido en la separación pasa a unturboexpansor, donde se provoca una diferencial de presión (expansión)súbita, enfriando aún más esta corriente la cual se alimenta en la parte altade la torre desmetanizadora.Proceso defraccionamientoRecibe líquidos del gas del proceso criogénico y condensados dulces quepueden provenir de las plantas endulzadoras de líquidos o directamente delos campos productores. Consiste en varias etapas de separación, mediantela operación de destilación, en cada una de las cuales se separa un productodiferente. En la primera sección se separa el etano, en la segunda el gas LP(propano y butano) y finalmente la nafta (pentanos, hexanos y máspesados).Producciónindependiente deenergíaLa generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidadmayor que 30 MW, y cuya energía será destinada exclusivamente a suventa al suministrador o a la exportación.Punto de arbitrajePunto geográfico donde coinciden los flujos de gas importado y nacional.Región MarinaNoresteSe localiza en el sureste de la República Mexicana, en aguas territorialesnacionales frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán yQuintana Roo. Abarca una superficie de 166 mil kilómetros cuadrados, eincluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo de México.185

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Región MarinaSuroesteSe ubica en aguas territoriales de la plataforma y talud continental del Golfode México. Su superficie es de 352,390 kilómetros cuadrados y estálimitada en la porción continental hacia el sur por los estados de Veracruz,Tabasco y Campeche, por la región Marina Noreste hacia el Este, al Nortepor las líneas limítrofes de aguas territoriales nacionales, y al Oeste por laregión Norte.Región NorteUbicada en la parte Norte y Centro del país, su distribución geográficaincluye una parte continental y otra marina. Su extensión es superior a dosmillones de kilómetros cuadrados. Al norte limita con Estados Unidos deAmérica, al este con la isobata de 500 metros del Golfo de México, al oestecon el Océano Pacífico y al sur con el Río Tesechoacán, siendo este el límitede la región Sur.Región SurSe encuentra localizada en la porción Sur de la República Mexicana, ygeográficamente abarca los estados de Guerrero, Oaxaca, Veracruz,Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo. Esta región cuentacon cinco activos de producción que son Bellota-Jujo, Macuspana, CincoPresidentes, Samaria-Luna y Muspac; además toda la región forma parte delos activos de exploración.Reserva remanenteVolumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que quedapor producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, conlas técnicas de explotación aplicables. Es la diferencia entre la reservaoriginal y la producción acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.Reservas posiblesVolumen de hidrocarburos cuya formación geológica y de ingeniería sugiereque es segura su recuperación comercial que las reservas probables. Deacuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos probabilistas, lasuma de reservas probadas, probables, más posibles tendrá al menos unaprobabilidad de 10% de que las cantidades realmente recuperadas serániguales o mayores.Reservas probablesSon aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la informacióngeológica y de ingeniería de yacimiento sugiere que son más factibles de sercomercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean métodosprobabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al menos 50%de que las cantidades a recuperar serán iguales o mayores que la suma delas reservas probadas más probables.186

SECRETARÍA DE ENERGÍAReservas probadasVolumen de hidrocarburos o sustancias asociadas evaluadas a condicionesatmosféricas, las cuales por análisis de datos geológicos y de ingeniería seestima con razonable certidumbre que serán comercialmente recuperables apartir de una fecha dada proveniente de yacimientos conocidos y bajocondiciones actuales económicas, métodos operacionales y regulacionesgubernamentales. Dicho volumen está constituido por la reserva probadadesarrollada y la reserva probada no desarrollada.Servicio dealmacenamientoEs la recepción de gas en un punto del sistema de almacenamiento y laentrega, en uno o varios actos, de una cantidad similar en el mismo punto oen otro contiguo del mismo sistema.Servicio dedistribuciónEs la comercialización y entrega de gas natural por el distribuidor a unusuario final dentro de su zona geográfica, o la recepción de gas en el puntoo los puntos de recepción del sistema de distribución y la entrega de unacantidad similar en un punto distinto del mismo sistema.Servicio dedistribución concomercializaciónServicio de distribución simple y la comercialización del gas natural dentrode una zona geográfica.Servicio dedistribución SimpleRecepción de gas natural en el punto o los puntos de recepción del sistemade distribución y la entrega de una cantidad similar en un punto distinto delmismo sistema.Servicio firmeflexible o SFFModalidad de entrega por la cual PGPB se compromete a entregar y eladquirente a recibir cantidades de gas que podrán ser diferentes para cadadía de gas durante el periodo de entrega de acuerdo con un programamensual de recepciones. Las cantidades de gas para cada día de gasestablecidas en el programa mensual de recepciones no podrán sermodificadas o canceladas una vez entregado dicho programa.Servicio público deenergía eléctricaEl efectuado por la CFE y la extinta LFC, que incluye la planeación delsistema eléctrico nacional; la generación, conducción, transformación,distribución y venta de energía eléctrica, y la realización de todas las obras,instalaciones y trabajos que requieran la planeación, ejecución, operación ymantenimiento del sistema eléctrico nacional. No se considera serviciopúblico el que señala el Artículo 3º de la Ley del Servicio Público de EnergíaEléctrica.187

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Shale gas (gaslutita o gas deesquisto)Gas natural que se encuentra atrapado dentro de las formaciones deesquisto o lutitas, que son de grano fino, rocas sedimentarias que puedenser ricas fuentes de petróleo y gas natural.TarifasLista de precios para cada clase y modalidad de servicio que preste unpermisionario.Tarifa convencionalCargos pactados libremente por el usuario y el permisionario para unservicio determinado.Tarifa volumétricaTarifa de distribución con comercialización que se cobra a los usuariosfinales y que combina los cargos por capacidad y por uso, y que depende delvolumen consumido.Tasa de restituciónde reservasIndica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevosdescubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es elcociente que resultad de dividir los nuevos descubrimientos por laproducción durante un periodo de análisis, y generalmente es referida enforma anual y expresada en términos porcentuales.Thight gas (arenascomprimidas)Gas natural contenido en formaciones subterráneas comprimidas,principalmente de arenisca o piedra caliza que es excepcionalmenteimpermeable y no poroso (arena apretada).Tomar o pagar(Take or pay)Cláusula contractual que obliga al comprador de gas a pagar al vendedor elvalor de la cantidad de gas contratada durante el periodo fijado, ya sea quelo reciba o no lo reciba.TransporteRecepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos, apersonas que no son usuarios finales.UsuarioPersona que utiliza o solicita los servicios de un permisionario.Usuario finalPersona que adquiere gas para su consumo.Ventas de primeramanoPrimera enajenación del gas de origen nacional, que efectúe PEMEX a favorde un tercero, para ser entregada en territorio nacional.Zona geográficaÁrea delimitada por la CRE para efectos de distribución.188

SECRETARÍA DE ENERGÍAAnexo 2. Metodología para laproyección de la demanda de gasnatural 2012-2026El presente anexo presenta en forma breve el desarrollo metodológico para la estimación de lademanda de gas natural en los sectores industrial, residencial, servicios, autotransporte yautogeneración de energía eléctrica.Las metodologías empleadas por el Instituto Mexicano del Petróleo para las proyecciones de gasnatural hacen uso de modelos estadísticos, econométricos y de optimización. Están soportadas poruna gran cantidad de información detallada y precisa del mercado de este producto.Sector IndustrialLa proyección de la demanda de gas natural en el sector industrial se realiza por estado y porgrupo de ramas. El cuadro A.2.1 indica cuales sectores, subsectores y ramas se agrupan en losdiferentes grupos de ramas.Cuadro A.2.1Clasificación de grupos de ramas industrialesSectores, subsectores y ramasGrupo de ramasSCIANAlimentos, bebidas y tabaco excepto cerveza 311 y 312 excepto 31212Celulosa y papel 322 y 323Cemento 3273 y 3274Cerveza y malta 31212Metales básicos 331Minería 212 y 213Productos de minerales no metálicos 3271 y 3279Productos metálicos, equipo eléctrico y de transporte 332 a 336Química 325 y 326Resto 11, 23, 321, 337, 339Textil 313 a 316Vidrio 3272SCIAN. Sistema de Clasificación Industrial de América del Norte.Fuente: IMP, con base en INEGI.189

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Las cifras desagregadas por estado y por grupos de ramas se proyectan con una metodologíabastante elemental, que toma en cuenta el escenario de crecimiento de la actividad económicaestatal correspondiente a cada grupo, cambios en los precios reales de gas natural y de combustóleoy oportunidades de ahorro de energía.Para cada grupo de ramas se calculan elasticidades-precio propias y cruzadas que se aplican sitienen el signo apropiado y son estadísticamente significativas.En cuanto a las oportunidades de ahorro se aplican las Curvas de Factibilidad Tecnológica,conforme a lo que plantea la EIA en el modelo del NEMS correspondiente al módulo industrial 105 .Así, se caracterizan los diferentes procesos productivos y se simula en qué medida en estos procesosse puede optimizar el consumo de energéticos con equipo existente o, en su caso, remplazar equipoy aplicar tecnología más moderna y por ende ahorradora de energía.Lo anterior determina la demanda industrial tendencial. A ésta se suma la demanda adicional porconsumo de gas natural esperada por nuevos proyectos industriales, por nuevos ramales en lossistemas de distribución existentes y por la construcción prevista de nuevos ductos de transporte.Las cifras de esta parte de la proyección se basan en información directa de empresas consumidoras,distribuidores.Sector autogeneración de electricidadLa estimación de la demanda de combustibles del sector autogeneración de electricidad suma lade los permisionarios en operación y los que están por iniciar obras o en construcción. En laproyección se distinguen las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, exportación deelectricidad y usos propios continuos.La información de los permisos en operación se basa en los reportes de operación trimestrales dela CRE, así como los reportes mensuales de porteo y excedentes de CFE. Una vez analizada yprocesada la información se procede a calcular las eficiencias, los usos propios y los factores deplanta y carga por empresa generadora y receptora de energía eléctrica tanto en términos dedemanda como consumo. La proyección retoma estos cálculos y los aplica hasta el horizonte del2026 sin cambio alguno.En el caso de nuevos proyectos de autogeneradores particulares se integra un inventario deproyectos (en construcción o por iniciar obras) y se aplica una encuesta con el fin de evaluar laprobabilidad de realización. Se distinguen tres tipos de proyectos: pequeños, medianos y grandes. Elprimero considera proyectos < a 50 MW, el segundo a proyectos ≥ de 50 MW y < a 150 MW y elúltimo a proyectos ≥ a 150 MW. En éstos, se aplican criterios de avance del proyecto y técnicos.Con los resultados de la encuesta e información de CFE y CRE se evalúa las probabilidades derealización, para determinar cuáles proyectos se incluirán en las proyecciones. También se estiman elfactor de planta, la generación de electricidad, el consumo de combustibles, la distribución de cargaspor socio y la fecha de entrada en operación.105 NEMS (National Energy Modeling System) Industrial Demand Module. Para mayor información consultar:http://www.eia.doe.gov.190

SECRETARÍA DE ENERGÍAEn el caso de los nuevos proyectos de PEMEX la Dirección Corporativa de Operacionesproporciona un listado con la potencia y energía de las plantas generadoras con mayor probabilidadde realización. Definida esta información se hace la distribución de cargas de las subsidiarias porproyecto y se calculan los factores de planta y carga. Cabe señalar que la demanda de gas natural dePEMEX asociada a la generación de electricidad se reporta en esta Prospectiva dentro de losautoconsumos del sector petrolero.Sectores residencial y serviciosLa estimación de la demanda de gas natural para los sectores residencial y servicios se realizamediante un modelo de tipo bottom up, es decir, se parte de un inventario de equipos queconsumen gas natural y sus sustitutos para calentamiento de agua y cocción de alimentos en loshogares y en los establecimientos del sector servicios (hoteles, restaurantes, etc.). Se estima lademanda de litros de agua caliente y de minutos de cocción por equipo y se calcula el volumen decombustible que se requiere para dar ese servicio según el rendimiento promedio ponderado de cadaparque. Los cálculos se realizan de manera diferenciada por tipo de equipo, sector y región.Para calcular el rendimiento promedio del parque se construye un parque por edades con base enin formación del censo 2010, el ENIGH 2010 y las ventas de equipos nuevos. Se simula una curvade sobrevivencia de equipos. Los rendimientos de equipos nuevos en cada año de adquisición sebasan en información de fabricantes y de CONUEE. El rendimiento promedio del parque para cadaaño es el promedio de los rendimientos de equipos nuevos correspondientes a los años deadquisición presentes en el parque ponderado por el número de equipos de cada año de adquisición.La demanda de agua caliente por persona o establecimiento y los minutos de uso de hornillos porhogar o establecimiento se proyectan tomando en cuenta las variables precio y días de calefacción ylos resultados se calibran a nivel regional con la demanda de combustibles.Dos factores adicionales inciden de manera importante en la proyección de los combustibles: lasustitución entre combustibles y la penetración de paneles solares.El combustible más importante en el sector residencial es el gas LP y los combustibles sustitutosson el gas natural y la leña. La proyección de gas natural incorpora un modelo de penetración paracada una de las Zonas Geográficas estimando una curva de Gompertz para cada una. Dichas curvassimulan la penetración del gas natural en el mercado de combustibles del sector residencial yservicios, las cuales tienen forma de S y oscilan en un intervalo de 0 a 1, que representanporcentajes de penetración de 0 a 100%. El gas natural tiene inicialmente una penetración lenta ennuevos mercados regionales debido al tiempo que se requiere para obtener permisos y trámites,desconocimiento de los consumidores y la falta de infraestructura. Posteriormente el avance de lapenetración de este combustible toma un crecimiento más acelerado para llegar después a un nivelde maduración.191

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026En cuanto a la leña, existe una relación estadística entre el grado de urbanización de cada estadoy el uso de gas (LP o natural). Se puede estimar con la siguiente regresión:In (GAS)it=α + β *ln (URB)it+ δi*(D)it+ εitDonde:GAS = porcentaje de hogares que utiliza gas natural o gas LP.URB = porcentaje de la población estatal que vive en poblaciones con más de 2,500habitantes (zonas urbanas).D = variable dicotómica correspondiente a la entidad federativa.ε= Término de error.i = Subíndice de entidad federativa.t = Subíndice de periodo.El resultado de este ejercicio se aplica a la proyección de la sustitución de leña por gas LP y gasnatural.192

SECRETARÍA DE ENERGÍAAnexo 3.EstadísticascomplementariasContenido:A.3.1.Demanda de gas natural por estado, 2000-2026A.3.2.Demanda de gas natural por Estado, sectores industrial y autogeneración de electricidad,2000-2026A.3.3.Demanda de gas natural por estado, sectores residencial, servicios y autotransporte, 2000-2026A.3.4.Demanda de gas natural por estado, sector eléctrico, 2000-2026A.3.5.Demanda de gas natural por estado, sector petrolero, 2000-2026A.3.6.Balance del Sistema Nacional de Gasoductos y anexos, 2012-2026A.3.7.Balance del resto de los sistemas de gasoductos, 2012-2026A.3.8.Balance nacional de gas natural, formato de la Agencia Internacional de Energía, 2012-2019A.3.9.Balance nacional de gas natural, formato de la Agencia Internacional de Energía, 2019-2026193

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro A.3.1Demanda de gas natural por estado , 2000-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Estado 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Aguascalientes - 0 5 7 10 11 13 12 13 13 17 19 18 19 20 20 21 29 68 93 94 94 95 96 96 108 188Baja California 36 63 100 180 227 248 283 266 303 289 256 276 288 309 306 328 344 345 366 379 371 365 350 366 381 401 405Baja California- - - - - - - - - - - - - - - - 49 47 33 31 35 39 44 50 56 71 79SurCampeche 36 66 57 98 107 108 116 135 137 89 124 105 139 116 113 115 115 115 113 113 113 113 112 112 110 111 110Coahuila 142 110 145 127 128 122 130 136 142 127 139 157 160 167 188 191 198 212 219 230 234 254 322 352 360 372 382Colima - - - - - - - - - - - - 117 216 220 228 219 228 299 394 422 410 410 408 411 411 409Chiapas 305 360 359 360 358 404 472 543 607 674 660 77 70 63 72 79 82 74 74 75 59 50 48 44 44 44 49Chihuahua 181 180 213 224 221 199 230 258 266 276 281 307 295 310 324 350 346 349 353 404 420 428 416 433 445 481 472Distrito Federal 97 50 55 56 59 57 56 51 49 50 64 70 66 62 65 67 68 71 72 74 75 74 75 76 77 78 78Durango 50 40 45 38 39 72 99 108 108 112 153 187 200 190 185 185 173 170 160 163 163 157 136 139 140 142 123Guanajuato 80 88 171 189 193 195 218 220 220 201 211 217 228 329 308 316 323 360 360 370 425 456 455 459 459 464 467Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Hidalgo 193 185 146 177 208 170 182 151 169 155 153 150 247 289 293 301 370 440 434 441 432 477 531 544 608 620 612Jalisco 58 48 54 50 45 46 48 47 50 50 54 57 77 93 96 98 101 103 105 107 114 155 177 178 180 182 183México 232 304 316 313 275 284 301 322 320 348 329 335 323 287 262 270 279 318 390 394 468 521 504 506 507 513 523Michoacán 130 84 98 128 136 126 135 140 132 66 111 120 139 139 139 139 139 142 144 146 148 150 152 155 157 159 161Morelos - - - - - - - - - - - - - 75 100 138 97 95 150 171 170 180 165 163 160 160 164Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Nuevo León 501 468 529 609 560 555 607 604 617 591 633 668 714 791 805 848 981 1,040 1,021 1,080 1,167 1,208 1,215 1,234 1,248 1,279 1,386Oaxaca - 0 0 0 0 0 1 3 4 4 0 0 0 86 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90Puebla 67 58 72 88 87 78 88 98 102 98 141 172 178 177 171 167 166 168 169 171 172 174 170 174 173 179 180Querétaro 105 107 125 100 110 115 121 112 118 157 138 127 132 116 113 118 117 121 119 121 124 125 125 126 111 113 116Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - 0 0 0 0 0 0 11 1 5 8 1 2 1 1San Luis Potosí 16 17 20 24 26 26 31 107 172 178 172 189 186 163 168 168 164 167 166 168 179 260 307 367 390 392 393Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - 5 13 103 184 242 248 236 287 305 305 313 306 293Sonora 24 34 54 77 85 86 109 111 126 119 124 123 129 183 286 268 258 329 348 338 368 409 412 416 445 526 557Tabasco 291 276 258 249 236 221 213 215 250 274 298 882 923 982 981 972 988 977 984 980 976 965 960 920 897 898 927Tamaulipas 279 270 375 362 536 554 653 767 763 818 839 981 1,062 1,056 1,053 1,035 1,001 1,004 993 1,012 958 949 908 908 912 893 867Tlaxcala 20 17 16 17 17 16 17 17 17 22 24 25 27 28 29 30 31 32 34 35 36 38 39 41 43 45 47Veracruz 740 676 710 778 825 761 869 941 933 1,015 1,038 955 1,031 1,144 1,220 1,280 1,320 1,352 1,369 1,386 1,411 1,442 1,482 1,628 1,699 1,723 1,880Yucatán 39 102 108 88 89 84 109 151 168 169 152 122 187 175 169 166 171 168 164 196 190 146 183 195 208 243 259Zacatecas - - - - - - - - - - - - 0 0 12 12 12 13 13 13 14 14 14 15 15 16 16Aguas704 752 821 949 1,147 1,354 1,433 1,470 1,419 1,480 1,664 1,602 1,765 2,015 1,971 1,840 1,806 1,912 1,949 1,673 1,417 1,375 1,482 1,639 1,720 1,728 1,788territorialesTotal 4,326 4,358 4,851 5,287 5,722 5,890 6,531 6,984 7,204 7,377 7,777 7,923 8,699 9,581 9,762 9,834 10,134 10,655 11,003 11,109 11,082 11,411 11,697 12,139 12,460 12,748 13,207Fuente: elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.194

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro A.3.2Demanda de gas natural por Estado, sectores industrial y autogeneración de electricidad, 2000-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Estado 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Aguascalientes - 0.4 4.6 6.7 9.7 10.5 11.3 12.1 12.5 13.0 16.7 18.3 18.0 18.6 19.1 19.5 20.1 20.7 21.1 21.6 22.1 22.6 23.2 23.7 24.2 24.8 25.4Baja California 10.4 5.3 9.3 7.1 10.2 10.5 13.8 14.5 17.4 18.8 22.5 26.1 23.9 25.0 25.9 26.7 27.6 28.6 29.3 30.0 30.7 31.5 32.3 33.1 33.9 34.7 35.6Baja CaliforniaSur- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Coahuila 130.6 92.9 102.6 91.3 92.9 84.5 88.7 96.7 99.6 84.7 102.4 108.7 114.7 120.3 140.0 142.3 144.9 148.6 151.6 154.8 157.9 161.2 164.5 168.0 171.5 175.1 178.9Colima - - - - - - - - - - - - 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.6 4.7 4.7 4.8 4.8 4.9 5.0 5.1 5.1 5.2Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Chihuahua 37.8 30.9 28.1 26.6 25.4 25.6 31.0 30.0 31.5 30.5 33.6 35.7 33.1 34.1 34.8 35.5 36.3 37.0 37.6 38.2 38.8 39.4 40.0 40.6 41.3 41.9 42.6Distrito Federal 85.4 35.2 38.5 41.3 40.7 39.1 37.6 35.8 32.0 27.6 30.3 30.8 30.6 31.4 31.9 32.4 33.0 33.5 33.8 34.1 34.3 34.6 34.9 35.2 35.5 35.9 36.2Durango 2.4 5.1 5.0 5.1 5.7 7.3 8.5 6.7 6.3 5.8 6.5 11.3 13.0 13.4 13.7 16.8 17.3 17.8 18.1 18.5 18.9 19.3 19.7 20.1 20.6 21.1 21.6Guanajuato 24.9 22.9 40.9 31.1 35.7 30.8 37.7 41.4 43.2 45.5 48.0 48.7 56.1 65.3 72.4 78.7 80.8 83.8 86.3 88.9 91.5 94.2 97.0 100.0 103.0 106.2 109.5Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Hidalgo 34.1 22.7 23.3 21.5 23.2 21.0 26.2 25.9 24.4 25.7 30.1 31.7 31.2 32.8 34.6 36.4 37.0 37.9 38.2 39.0 39.7 40.6 41.4 42.3 43.2 44.1 45.1Jalisco 57.6 48.1 53.3 46.7 44.3 44.5 46.7 45.7 48.5 48.9 51.6 55.4 72.6 88.3 90.1 91.8 93.7 95.7 97.1 98.5 100.0 101.4 102.9 104.4 106.1 107.9 109.6México 64.9 119.9 124.9 123.2 125.3 129.0 132.5 131.6 130.2 121.9 135.8 144.7 151.0 164.6 176.7 183.0 190.0 196.3 201.2 206.3 211.5 216.7 222.2 227.8 233.6 239.6 245.8Michoacán 129.9 83.5 97.6 128.1 136.2 125.9 134.5 139.7 131.6 65.9 111.2 119.9 138.9 139.0 139.1 139.1 139.1 141.6 143.6 145.7 147.8 150.0 152.1 154.3 156.6 158.8 161.1Morelos - - - - - - - - - - - - - - 13.0 13.2 13.5 14.3 15.0 15.7 16.5 17.3 18.1 19.0 19.9 20.8 21.8Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Nuevo León 250.9 182.7 250.4 299.1 334.5 328.9 345.7 358.2 348.7 330.6 365.3 379.1 406.6 477.5 485.1 492.8 562.7 576.7 589.6 602.8 616.4 630.3 644.6 659.3 674.5 690.1 706.3Oaxaca - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.4 3.0 4.1 4.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Puebla 36.8 32.1 45.8 45.5 54.4 50.6 55.6 61.2 58.1 61.9 67.3 72.2 72.3 74.5 76.4 78.4 80.7 83.8 86.5 89.3 92.1 95.0 98.1 101.3 104.5 107.9 111.4Querétaro 50.1 42.1 48.9 41.9 42.6 46.2 54.4 56.6 60.3 55.4 58.4 63.1 60.6 63.6 65.7 67.8 70.1 72.5 74.7 76.9 79.1 81.5 83.9 86.3 88.9 91.5 94.3Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -San Luis Potosí 16.2 16.7 19.3 23.8 24.7 25.1 29.6 30.9 30.6 30.4 32.5 35.6 38.7 41.1 42.9 44.8 47.1 49.5 51.2 53.0 54.9 56.8 58.8 60.8 63.0 65.2 67.5Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - 5.0 5.2 5.5 5.8 5.9 6.1 6.3 6.5 6.7 6.9 7.2 7.4 7.6Sonora 10.3 10.3 11.9 10.2 11.1 13.3 13.9 15.5 13.9 11.5 12.0 13.2 13.0 32.5 56.0 56.5 57.1 57.7 58.1 58.6 59.0 59.5 60.0 60.5 61.0 61.5 62.0Tabasco 7.2 5.1 4.6 6.7 7.0 3.9 2.9 1.2 0.6 2.4 1.3 1.2 1.3 1.2 1.2 1.2 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1Tamaulipas 72.5 64.1 68.3 63.9 68.9 68.1 77.8 81.4 77.4 75.6 80.1 79.9 79.4 80.9 81.4 81.7 82.0 82.4 82.8 83.2 83.6 83.9 84.4 84.8 85.3 85.8 86.4Tlaxcala 20.2 17.4 16.1 16.9 16.9 15.7 16.8 17.0 16.9 21.7 24.0 25.1 26.9 28.2 29.1 30.2 31.3 32.4 33.7 35.0 36.3 37.8 39.3 41.0 42.7 44.6 46.6Veracruz 91.5 80.8 91.4 78.0 68.7 70.2 79.3 79.3 81.1 74.9 87.2 89.0 90.2 94.4 125.8 156.9 159.2 163.3 166.7 170.1 173.6 177.1 180.6 184.2 188.2 192.3 196.4Yucatán - - 2.7 1.1 1.1 1.0 1.1 1.1 2.0 3.1 3.1 5.0 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - 11.7 11.7 12.2 12.7 13.0 13.4 13.7 14.0 14.3 14.7 15.0 15.4 15.8Aguasterritoriales- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Total 1,134 918 1,088 1,116 1,179 1,152 1,247 1,286 1,271 1,160 1,320 1,395 1,477 1,632 1,777 1,848 1,947 1,999 2,041 2,086 2,131 2,178 2,226 2,275 2,326 2,379 2,434Fuente: elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.195

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro A.3.3Demanda de gas natural por estado, sectores residencial, servicios y autotransporte, 2000-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Estado 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Aguascalientes - - - 0.1 0.2 0.2 1.3 0.4 0.3 0.2 0.2 0.8 0.4 0.5 0.7 0.9 1.1 1.3 1.5 1.8 2.0 2.2 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8Baja California 0.3 0.5 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8Baja CaliforniaSur- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Campeche - - - - - - - - - - - - - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1Coahuila 4.8 5.7 6.0 6.4 7.2 8.8 7.2 7.5 6.9 6.2 6.2 6.2 7.0 7.3 7.7 8.0 8.2 8.4 8.5 8.7 8.8 8.9 9.0 9.1 9.2 9.2 9.3Colima - - - - - - - - - - - - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Chihuahua 18.1 19.7 21.4 21.0 23.4 22.3 22.8 24.1 24.0 22.1 23.0 21.5 21.6 22.6 23.9 24.8 25.5 26.2 26.7 27.2 27.7 28.1 28.4 28.7 28.9 29.2 29.4Distrito Federal 5.2 7.6 10.7 12.1 13.2 12.9 13.7 14.1 14.9 15.6 14.9 16.1 21.1 23.1 25.2 27.0 28.5 30.0 31.2 32.4 33.4 34.2 34.9 35.5 36.0 36.4 36.7Durango - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Guanajuato 0.0 0.0 0.4 0.7 0.9 1.1 0.9 1.0 1.1 1.0 1.7 1.1 1.7 2.0 2.4 2.6 2.9 3.2 3.4 3.6 3.7 3.8 3.9 4.0 4.0 4.0 4.0Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Hidalgo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Jalisco 0.2 0.2 0.2 0.5 0.9 1.0 1.3 1.4 1.5 1.5 2.6 1.7 4.0 4.8 5.7 6.4 7.1 7.7 8.2 8.7 9.0 9.3 9.5 9.7 9.8 9.9 9.9México 2.9 4.3 6.0 7.4 8.6 9.0 10.0 11.4 11.6 11.3 11.4 11.8 12.4 13.3 14.4 15.1 15.8 16.5 17.1 17.6 18.1 18.6 19.0 19.4 19.7 20.0 20.3Michoacán - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Morelos - - - - - - - - - - - - - 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Nuevo León 42.9 42.0 42.8 43.7 41.5 40.9 39.4 40.2 39.4 36.2 37.1 34.7 48.6 49.5 50.6 51.6 52.7 53.7 54.7 55.7 56.8 57.8 58.7 59.6 60.5 61.4 62.3Oaxaca - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Puebla 0.0 0.0 0.1 0.6 1.5 2.1 2.7 3.4 3.9 3.9 4.3 4.5 3.7 3.9 4.1 4.2 4.3 4.4 4.4 4.4 4.5 4.5 4.5 4.5 4.5 4.6 4.6Querétaro 1.1 1.5 2.0 2.4 3.5 3.1 3.1 3.2 3.2 4.2 5.0 3.2 4.1 4.4 4.6 4.7 4.8 4.8 4.9 5.0 5.0 5.1 5.2 5.2 5.3 5.3 5.4Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - 0.0 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.4 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8San Luis Potosí - 0.0 0.3 0.7 1.1 1.3 1.0 1.1 1.2 0.9 0.9 1.0 1.4 1.7 2.1 2.5 2.8 3.1 3.3 3.6 3.8 3.9 4.0 4.1 4.2 4.2 4.3Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3Sonora 1.3 1.4 1.4 1.2 1.2 1.2 1.1 1.2 0.7 0.5 0.5 0.6 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9Tabasco 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3Tamaulipas 2.6 2.7 2.7 4.1 4.1 4.5 4.5 4.9 5.0 4.8 5.2 4.5 3.8 4.0 4.3 4.5 4.7 4.9 5.1 5.3 5.4 5.6 5.7 5.8 5.9 6.0 6.1Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Veracruz 0.3 0.3 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2Yucatán - - - - - - - - - - - - - 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3Zacatecas - - - - - - - - - - - - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.3 0.4Aguasterritoriales- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Total 80 86 95 102 108 109 110 115 114 109 114 108 131 139 148 155 161 167 172 177 181 185 189 192 194 197 200Fuente: elaborado por IMP, con base en información de CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.196

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro A.3.4Demanda de gas natural por estado, sector eléctrico 1 , 2000-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Estado 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Aguascalientes - - - - - - - - - - - - - - - - - 6.6 45.8 69.6 69.6 69.6 69.6 69.6 69.6 80.2 159.6Baja California 25.7 57.0 90.3 172.3 216.1 237.0 268.4 250.7 285.2 269.8 232.6 249.5 263.5 283.6 279.4 300.6 315.3 316.0 335.7 348.5 339.9 332.8 317.3 332.4 346.7 365.6 368.5Baja CaliforniaSur- - - - - - - - - - - - - - - - 48.6 46.9 32.9 31.2 35.0 39.2 44.0 50.2 55.5 71.4 78.8Campeche - - 0.2 23.1 34.3 34.5 37.1 36.8 36.1 16.9 37.8 24.7 31.6 25.9 23.2 24.6 25.1 24.7 23.1 23.1 22.9 23.4 22.3 22.0 20.4 20.8 20.3Coahuila 6.4 11.5 36.2 28.9 27.5 28.8 33.8 32.1 35.9 36.4 30.6 41.6 38.1 38.8 39.7 40.4 37.0 38.7 36.8 39.1 35.4 48.8 110.2 133.6 135.2 141.4 144.6Colima - - - - - - - - - - - - 112.7 211.9 215.4 223.8 214.1 223.6 294.6 389.5 417.3 405.2 405.3 403.1 406.1 405.4 404.1Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Chihuahua 115.6 123.7 160.1 175.9 171.8 151.4 175.8 204.3 210.4 223.7 224.0 249.4 240.7 253.4 265.3 289.9 284.3 285.4 289.1 338.5 353.6 360.4 347.8 363.2 375.1 409.8 400.5Distrito Federal 5.7 6.9 5.1 2.6 4.5 4.2 4.0 0.5 1.2 6.5 18.5 22.8 13.8 7.2 7.2 7.2 6.2 7.2 6.4 7.1 6.4 5.1 5.1 5.0 5.0 5.1 5.1Durango 47.3 35.0 40.3 32.9 33.2 64.4 90.1 100.9 101.6 106.5 146.8 175.2 187.1 176.9 171.4 167.8 155.9 152.4 142.0 144.6 144.1 137.5 116.5 118.4 119.4 121.1 101.9Guanajuato 11.1 21.9 81.6 106.4 114.2 101.1 110.5 115.6 111.2 95.5 96.2 110.0 106.8 178.2 147.8 148.4 148.7 149.0 146.1 153.0 205.3 233.8 230.0 230.6 228.1 229.5 229.2Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Hidalgo 94.0 111.4 86.2 93.9 124.5 99.3 107.7 82.2 77.1 57.7 54.7 49.4 130.0 118.9 118.2 122.5 113.7 118.0 112.5 118.4 108.7 153.2 205.8 217.8 281.6 291.8 283.2Jalisco - - - 2.7 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - 5.2 44.1 64.3 64.3 64.4 64.3 63.9México 158.8 174.3 179.7 182.4 141.4 145.6 158.3 178.7 177.7 215.0 181.9 178.5 159.1 109.2 70.8 71.4 73.1 105.0 171.6 170.1 238.8 285.8 263.0 259.0 253.9 253.0 257.3Michoacán - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Morelos - - - - - - - - - - - - - 74.5 86.4 125.1 83.4 80.5 135.1 155.3 153.6 162.8 146.9 144.1 140.3 139.2 141.6Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Nuevo León 182.0 193.9 188.6 225.0 140.0 138.4 170.5 147.6 176.9 176.3 166.7 199.8 196.6 204.4 195.3 213.6 275.9 319.9 287.5 330.3 403.9 431.0 422.1 424.9 423.0 438.1 527.2Oaxaca - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Puebla - - - 3.2 3.6 6.9 4.7 14.2 15.3 10.2 51.0 61.0 57.7 52.6 44.0 38.1 34.3 32.8 31.1 30.1 28.3 27.4 20.7 21.2 17.2 19.0 17.2Querétaro 54.2 63.8 74.2 55.4 64.3 65.4 63.7 51.7 54.6 97.8 75.0 60.7 66.9 47.5 42.5 45.2 41.9 43.3 38.7 39.2 39.1 37.2 35.2 33.9 15.6 15.5 15.5Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - 10.6 0.5 5.1 7.6 0.5 1.3 0.6 0.5San Luis Potosí - - - - - - 0.2 74.9 140.2 147.0 138.1 152.2 145.6 119.7 123.2 121.1 114.4 114.2 111.8 111.4 120.3 199.2 244.0 302.4 323.0 322.8 321.5Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - 8.1 97.8 178.1 236.0 241.3 229.8 280.4 298.0 297.9 305.7 298.2 285.4Sonora 12.4 22.3 40.1 64.6 72.2 71.4 92.8 93.2 110.3 106.3 111.0 108.3 114.9 149.1 228.1 210.2 199.4 270.0 288.1 277.9 307.3 347.4 350.6 353.6 382.2 462.5 493.2Tabasco - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Tamaulipas 75.6 69.7 156.9 136.6 306.0 319.6 406.9 500.3 502.4 564.1 589.2 690.5 769.4 753.5 744.4 736.6 698.7 689.0 651.1 651.5 586.7 568.9 525.0 537.5 553.0 550.1 530.2Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Veracruz 69.6 83.0 134.6 250.2 286.3 246.1 324.4 366.2 347.6 390.4 367.7 331.8 361.4 350.7 350.7 350.5 350.5 349.0 347.8 349.2 346.8 347.2 362.9 484.7 541.7 554.8 699.9Yucatán 38.5 102.1 105.2 86.7 87.4 82.9 107.6 150.4 166.1 165.6 148.8 117.4 186.5 175.0 168.4 165.8 170.5 167.6 163.2 195.6 189.3 145.2 182.5 193.8 207.5 242.2 258.4Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Aguasterritoriales- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Total 897 1,077 1,379 1,643 1,827 1,797 2,157 2,400 2,550 2,686 2,671 2,823 3,182 3,331 3,321 3,411 3,489 3,718 3,927 4,225 4,388 4,691 4,797 5,064 5,272 5,502 5,8081 No incluye autogeneración de electricidadFuente: elaborado por IMP, con base en información de CFE, PEMEX, SENER y empresas privadas.197

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro A.3.5Demanda de gas natural por estado, sector petrolero 1 , 2000-2026(Millones de pies cúbicos diarios)Estado 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Aguascalientes - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Baja California - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Baja CaliforniaSur- - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Campeche 36 66 57 75 72 74 79 99 100 72 86 81 108 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90Coahuila 0 0 0 0 0 0 - - - - - - 0 1 1 1 8 16 22 27 31 35 38 41 44 46 49Colima - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Chiapas 305 360 359 360 358 404 472 543 607 674 660 77 70 63 72 79 82 74 74 75 59 50 48 44 44 44 49Chihuahua 9 5 3 0 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Distrito Federal 1 1 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Durango - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Guanajuato 44 44 49 51 42 62 69 62 65 59 65 57 64 83 85 86 90 124 124 124 124 124 124 124 124 124 124Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Hidalgo 65 51 36 62 60 50 48 43 67 72 69 69 86 137 140 142 219 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284Jalisco - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -México 6 6 5 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Michoacán - - - - - - - - - - - - - 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Morelos - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Nuevo León 25 49 47 41 44 46 51 58 52 48 64 54 62 59 74 90 90 90 90 91 90 89 90 90 90 90 90Oaxaca - - - - - - - - - - - - - 86 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90 90Puebla 30 26 26 39 28 19 25 20 25 22 19 35 44 46 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47 47Querétaro - - - - - - - - - - - - - 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -San Luis Potosí - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Sonora - 0 1 1 0 0 1 1 1 1 1 1 - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1Tabasco 284 271 253 242 229 217 210 213 249 271 297 881 922 981 979 970 987 976 983 978 975 963 959 919 896 896 926Tamaulipas 128 133 147 157 157 162 164 180 178 173 164 207 209 218 223 212 216 228 254 273 282 291 293 280 268 251 244Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Veracruz 579 512 483 450 470 444 465 495 504 550 583 534 579 699 743 773 810 840 855 867 890 917 939 959 969 976 983Yucatán - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -Aguasterritoriales704 752 821 949 1,147 1,354 1,433 1,470 1,419 1,480 1,664 1,602 1,765 2,015 1,971 1,840 1,806 1,912 1,949 1,673 1,417 1,375 1,482 1,639 1,720 1,728 1,788Total 2,216 2,277 2,289 2,427 2,608 2,833 3,017 3,184 3,269 3,422 3,673 3,597 3,908 4,480 4,517 4,421 4,537 4,772 4,863 4,621 4,382 4,358 4,486 4,609 4,667 4,669 4,7661 Incluye recirculaciones.Fuente: elaborado por IMP, con base en información de PEMEX.198

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro A.3.6Balance del Sistema Nacional de Gasoductos y anexos, 2012-2026Escenario Inercial(Millones de pies cúbicos diarios)2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca2011-2026Origen 7,726.6 8,555.8 8,618.1 8,657.5 8,833.6 9,170.5 9,676.7 9,858.6 9,896.1 9,966.0 10,154.4 10,270.6 10,511.7 10,638.8 11,070.7 2.6Producción 6,107.4 6,662.3 6,705.6 6,784.9 7,006.4 7,582.9 8,443.4 8,582.4 8,546.3 8,589.1 8,786.5 8,874.4 8,899.3 8,966.6 9,390.5 3.1Gas de formaciónempleado por PEPGas para recirculacionesinternas propiode PEPGas para Refinacióndirecto de PEP887.3 991.6 968.8 801.2 769.2 880.8 944.6 739.8 582.9 618.9 810.5 1,060.6 1,192.3 1,253.2 1,359.1 3.1651.2 686.4 687.3 725.5 738.6 760.8 789.6 829.9 871.6 921.5 954.8 955.6 959.1 964.8 970.5 2.9- - - - - - - - - - - - - - - -Producción PGPB 3,586.2 4,046.4 4,195.2 4,214.4 4,313.5 4,664.6 5,108.2 5,323.0 5,478.3 5,494.9 5,521.5 5,472.3 5,547.5 5,749.8 6,164.6 3.9Directo de campos 914.1 822.7 717.4 945.8 1,048.4 1,135.9 1,438.2 1,550.7 1,499.0 1,444.5 1,390.9 1,267.8 1,082.8 851.1 726.1 -1.6Etano inyectado aductos de gas seco68.6 115.1 137.0 98.1 136.8 140.7 162.8 139.1 114.5 109.4 108.7 118.0 117.5 147.7 170.3 6.7Importación 1,619.2 1,893.5 1,912.5 1,872.6 1,827.2 1,587.6 1,233.3 1,276.1 1,349.8 1,376.9 1,367.9 1,396.2 1,612.3 1,672.3 1,680.2 0.3Importación por logística - - - - - - - - - - - - - - - -Importación PGPB porbalanceImportación degas natural licuado1,089.1 1,183.4 1,162.5 1,022.6 977.2 737.6 383.3 426.1 499.8 526.9 518.0 546.2 762.3 822.2 830.2 -1.9530.0 710.2 750.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 850.0 3.42012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca2011-2026Destino 7,858.2 8,676.5 8,745.6 8,774.2 8,930.4 9,205.9 9,712.6 9,894.9 9,932.9 10,003.2 10,192.0 10,308.6 10,550.1 10,677.6 11,109.9 2.5Demanda interna 7,858.2 8,676.5 8,745.6 8,774.2 8,930.4 9,205.9 9,480.5 9,521.7 9,483.4 9,705.8 9,940.2 10,308.6 10,550.1 10,677.6 11,109.9 2.5Petrolero 2,358.3 2,725.9 2,793.6 2,646.3 2,719.1 2,880.5 2,925.7 2,704.9 2,503.6 2,518.8 2,718.5 2,966.2 3,082.3 3,137.7 3,269.9 2.4Petrolero(recirculacionesinternas)1,550.0 1,752.9 1,722.3 1,773.8 1,817.1 1,890.6 1,936.5 1,915.2 1,878.0 1,838.2 1,767.1 1,642.1 1,584.4 1,530.5 1,495.1 -0.3Industrial 1,157.1 1,288.2 1,400.8 1,469.8 1,566.9 1,616.1 1,657.1 1,699.9 1,743.3 1,787.9 1,833.9 1,881.2 1,930.7 1,981.7 2,034.3 4.1Generación pública de electricidad(CFE)943.1 1,011.5 943.4 947.6 873.9 871.5 932.1 1,098.0 1,030.2 916.9 893.6 868.1 855.9 869.9 853.7 -0.7Generación pública de electricidad(LFC)Producciónindependiente deenergíaAutogeneraciónde electricidad87.3 53.4 19.7 20.1 17.4 20.1 18.0 20.1 48.1 86.1 81.1 79.5 77.6 77.6 79.0 -0.71,379.6 1,454.7 1,467.7 1,512.5 1,526.2 1,511.8 1,591.2 1,659.3 1,851.8 2,125.7 2,210.7 2,433.4 2,578.5 2,637.0 2,932.6 5.5270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 270.3 0.0Residencial 91.6 98.0 105.0 110.1 114.7 119.0 122.8 126.3 129.4 132.2 134.7 137.0 139.1 141.0 142.8 3.2Servicios 19.6 20.2 21.5 22.6 23.5 24.5 25.5 26.5 27.4 28.4 29.0 29.5 30.0 30.5 31.0 3.3Autotransporte 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 0.0Exportación - - - - - - 232.1 373.2 449.4 297.3 251.8 - - - - n.a.Variación inventarios -12.07 - - - - - - - - - - - - - - n.a.Nota: Incluye el Sistema Nacional de Gasoductos, Mayakán, Gasoductos del Bajío, los gasoductos de PEP, Kinder-Morgan Monterrey, Manzanillo-Guadalajara, Tejas Gas Toluca y Aguascalientes-Zacatecas.Fuente: IMP.199

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro A.3.7Balance del resto de los sistemas de gasoductos, 2012-2026Escenario Inercial(Millones de pies cúbicos diarios)2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca2011-2026Origen 960.5 1,025.3 1,144.3 1,176.5 1,300.0 1,484.3 1,558.5 1,623.4 1,635.7 1,742.5 1,794.4 1,868.4 1,948.0 2,108.9 2,136.2 5.9Importación 960.5 1,025.3 1,144.3 1,176.5 1,300.0 1,484.3 1,558.5 1,623.4 1,635.7 1,742.5 1,794.4 1,868.4 1,948.0 2,108.9 2,136.2 5.9Importación porlogística958.1 988.1 1,097.4 1,119.6 1,235.1 1,411.1 1,480.5 1,546.4 1,558.7 1,663.2 1,714.8 1,789.9 1,869.4 2,029.9 2,056.0 5.6Importación degas natural licuado2.4 37.2 46.9 56.9 64.9 73.2 77.9 77.0 77.0 79.3 79.6 78.5 78.6 79.0 80.3 28.62012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca2011-2026Destino 840.9 904.7 1,016.9 1,059.8 1,203.2 1,448.9 1,522.6 1,587.1 1,598.9 1,705.3 1,756.8 1,830.5 1,909.6 2,070.2 2,097.1 6.7Demanda interna 840.9 904.7 1,016.9 1,059.8 1,203.2 1,448.9 1,522.6 1,587.1 1,598.9 1,705.3 1,756.8 1,830.5 1,909.6 2,070.2 2,097.1 6.7Petrolero 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 n.a.Industrial 46.9 59.0 68.3 70.3 72.6 75.0 76.8 78.6 80.4 82.2 84.1 86.1 88.1 90.2 92.3 5.0Generación públicade electricidad(CFE)Producciónindependientede energíaAutogeneraciónde electricidadExportación deelectricidad254.6 278.9 334.7 290.1 348.4 390.1 312.8 307.9 305.6 279.9 241.8 260.8 268.9 259.8 259.6 0.1417.3 431.9 455.2 540.0 622.3 823.5 972.3 1,039.6 1,051.5 1,181.4 1,268.8 1,321.2 1,390.1 1,557.3 1,582.1 10.02.9 14.4 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 37.3 20.0100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 100.6 0.0Residencial 14.3 15.0 15.8 16.4 16.9 17.3 17.6 18.0 18.3 18.5 18.8 19.0 19.2 19.4 19.5 2.3Servicios 4.3 4.2 4.1 4.3 4.3 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.7 4.8 4.8 4.8 4.9 1.0Exportación 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Variación inventarios - - - - - - 0.00 - 0.00 - - - - 0.00 - - n.a.Nota: Incluye Baja California, Sonora, Cd. Juárez, Samalayuca, Piedras Negras, Gasoductos del Río y Sistema degasoductos del Noroeste.Fuente: IMP.200

SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro A.3.8Balance nacional de gas natural, formato de la Agencia Internacional de Energía,2012-2019(Millones de pies cúbicos diarios)2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019tmca2012-2019Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI,PEMEX, SENER y empresas privadas.tmca2012-2026Producción 3,935.48 4,190.85 4,317.70 4,497.88 4,708.43 5,102.05 5,867.77 6,228.65 6.8 4.1Otras fuentes - - - - - - - - - -Importaciones 2,579.64 2,918.86 3,056.83 3,049.04 3,127.22 3,071.92 2,791.79 2,899.59 1.7 2.8Exportaciones - - - - - - 232.06 373.25 n.a. n.a.Búnkers marítimos internacionales - - - - - - - - - -Cambio de stocks - - - - - - - - - -SUMINISTRO AL CONSUMO 6,515.11 7,109.70 7,374.53 7,546.92 7,835.65 8,173.97 8,427.50 8,754.99 4.3 3.6Transferencias - - - - - - - - - -Diferencias estadísticas - 12.07 - 0.00 - 0.00 - 0.00 - 0.00 0.00 0.00 - 0.00 n.a. n.a.SECTOR TRANSFORMACIÓN 3,493.03 3,707.89 3,721.17 3,810.77 3,888.57 4,117.49 4,326.84 4,625.22 4.1 4.2Centrales eléctricas 3,374.87 3,529.73 3,543.01 3,632.61 3,710.41 3,939.33 4,148.68 4,447.06 4.0 4.2Centrales de cogeneración de calor y electricidad 118.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 6.0 3.0Centrales de calor - - - - - - - - - -Altos hornos/Fábricas de gas - - - - - - - - - -Coquizadoras/Fábricas de aglomerados y debriquetas de lignito- - - - - - - - - -Refinerías de petróleo - - - - - - - - - -Industria petroquímica - - - - - - - - - -Licuefacción - - - - - - - - - -Otros sectores de transformación - - - - - - - - - -SECTOR DE ENERGÍA 1,054.61 1,201.03 1,303.69 1,306.65 1,405.94 1,482.62 1,489.89 1,480.17 5.0 2.5Minas de carbón - - - - - - - - - -Extracción de petróleo y gas 484.12 527.60 577.11 542.37 539.63 518.29 525.68 515.97 0.9 0.5Refinerías de petróleo 350.65 504.50 542.06 562.95 664.98 763.00 762.89 762.88 11.7 5.7Centrales eléctricas y de calor 219.83 168.93 184.53 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 - 1.2 - 0.6Bombeo (electricidad) - - - - - - - - - -Otros sectores energéticos - - - - - - - - - -Pérdidas de distribución - - - - - - - - - -CONSUMO FINAL 1,979.54 2,200.79 2,349.67 2,429.51 2,541.15 2,573.86 2,610.76 2,649.59 4.3 3.1SECTOR INDUSTRIAL 1,698.06 1,851.08 1,987.88 2,063.17 2,167.93 2,192.20 2,223.89 2,256.66 4.1 3.1Siderúrgica 328.74 392.36 411.14 414.20 475.80 487.92 499.27 510.91 6.5 4.4Químico y petroquímico 656.64 690.31 739.37 777.06 786.86 765.66 760.27 754.31 2.0 1.6Metales no ferrosos 14.68 17.52 18.36 18.49 21.24 21.78 22.29 22.81 6.5 4.4Minerales no metálicos 205.57 217.05 237.45 244.09 252.68 262.24 269.10 276.68 4.3 3.6Equipos de transporte 146.52 156.43 166.98 174.85 184.63 194.85 202.34 210.13 5.3 4.5Maquinaria - - - - - - - - - -Extracción y minas 24.87 25.87 26.92 28.01 29.14 30.31 31.06 31.84 3.6 3.0Alimentación y tabacco 133.07 142.21 156.67 160.76 165.32 170.01 173.44 176.95 4.2 3.1Cellulosa, papel e imprenta 69.56 74.70 75.81 76.70 77.59 78.58 79.70 80.84 2.2 1.8Industria de madera y corcho - - - - - - - - - -Construcción - - - - - - - - - -Industria textil y cuero 38.64 38.81 39.00 39.20 39.41 39.64 40.23 40.85 0.8 1.2No especificado 79.77 95.83 116.17 129.80 135.25 141.20 146.18 151.35 9.6 6.5SECTOR DE TRANSPORTE 58.86 72.04 74.99 72.76 73.46 76.21 76.18 77.41 4.0 2.0Transporte aéreo internacional - - - - - - - - - -Transporte aéreo interno - - - - - - - - - -Transporte por carretera 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 0.0 0.0Ferrocarril - - - - - - - - - -Oleoducto 57.49 70.67 73.63 71.39 72.10 74.85 74.82 76.05 4.1 2.1Navegación interna - - - - - - - - - -No especificado - - - - - - - - - -OTROS SECTORES 129.82 137.37 146.49 153.27 159.45 165.14 170.38 175.22 4.4 3.1Agricultura - - - - - - - - - -Comercio y servicio público 23.91 24.40 25.67 26.82 27.83 28.85 29.89 30.94 3.7 2.9Residencial 105.90 112.97 120.82 126.45 131.61 136.29 140.50 144.28 4.5 3.1No especificado - - - - - - - - - -USOS NO ENERGÉTICOS 92.80 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 6.1 3.0En la industria/transformación/energía 92.80 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 6.1 3.0En el transporte - - - - - - - - - -En otros sectores - - - - - - - - - -201

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Cuadro A.3.9Balance nacional de gas natural, formato de la Agencia Internacional de Energía,2019-2026(Millones de pies cúbicos diarios)2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca2019-2026tmca2012-2026Producción 6,228.65 6,365.07 6,416.18 6,514.12 6,496.39 6,447.64 6,517.91 6,907.76 1.5 4.1Otras fuentes - - - - - - - - - -Importaciones 2,899.59 2,985.48 3,119.40 3,162.37 3,264.69 3,560.36 3,781.18 3,816.45 4.0 2.8Exportaciones 373.25 449.42 297.33 251.78 - - - - n.a. n.a.Búnkers marítimos internacionales - - - - - - - - - -Cambio de stocks - - - - - - - - - -SUMINISTRO AL CONSUMO 8,754.99 8,901.12 9,238.25 9,424.71 9,761.08 10,008.00 10,299.10 10,724.21 2.9 3.6Transferencias - - - - - - - - - -Diferencias estadísticas - 0.00 0.00 - 0.00 - 0.00 0.00 - 0.00 - 0.00 - 0.00 n.a. n.a.SECTOR TRANSFORMACIÓN 4,625.22 4,787.68 5,090.34 5,196.47 5,463.43 5,671.35 5,902.14 6,207.38 4.3 4.2Centrales eléctricas 4,447.06 4,609.52 4,912.18 5,018.31 5,285.27 5,493.19 5,723.97 6,029.22 4.4 4.2Centrales de cogeneración de calor y electricidad 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 178.16 - 3.0Centrales de calor - - - - - - - - - -Altos hornos/Fábricas de gas - - - - - - - - - -Coquizadoras/Fábricas de aglomerados y debriquetas de lignito- - - - - - - - - -Refinerías de petróleo - - - - - - - - - -Industria petroquímica - - - - - - - - - -Licuefacción - - - - - - - - - -Otros sectores de transformación - - - - - - - - - -SECTOR DE ENERGÍA 1,480.17 1,416.33 1,404.61 1,431.54 1,454.87 1,438.32 1,435.01 1,481.04 0.0 2.5Minas de carbón - - - - - - - - - -Extracción de petróleo y gas 515.97 452.28 441.45 467.33 490.68 474.13 470.74 516.62 0.0 0.5Refinerías de petróleo 762.88 762.72 761.84 762.88 762.87 762.86 762.94 763.09 0.0 5.7Centrales eléctricas y de calor 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 201.33 - - 0.6Bombeo (electricidad) - - - - - - - - - -Otros sectores energéticos - - - - - - - - - -Pérdidas de distribución - - - - - - - - - -CONSUMO FINAL 2,649.59 2,697.11 2,743.30 2,796.70 2,842.77 2,898.34 2,961.95 3,035.80 2.0 3.1SECTOR INDUSTRIAL 2,256.66 2,300.49 2,343.00 2,392.45 2,434.22 2,487.11 2,548.08 2,619.42 2.2 3.1Siderúrgica 510.91 522.73 534.79 547.16 559.80 572.66 585.83 599.31 2.3 4.4Químico y petroquímico 754.31 758.78 760.75 768.35 767.08 775.78 791.20 815.43 1.1 1.6Metales no ferrosos 22.81 23.34 23.88 24.43 24.99 25.57 26.15 26.76 2.3 4.4Minerales no metálicos 276.68 284.36 292.36 300.66 309.23 318.01 327.10 336.61 2.8 3.6Equipos de transporte 210.13 218.06 226.34 234.93 243.81 252.92 262.37 272.24 3.8 4.5Maquinaria - - - - - - - - - -Extracción y minas 31.84 32.62 33.42 34.24 35.09 35.95 36.83 37.74 2.5 3.0Alimentación y tabacco 176.95 180.49 184.10 187.80 191.57 195.38 199.28 203.26 2.0 3.1Cellulosa, papel e imprenta 80.84 81.97 83.11 84.27 85.44 86.89 88.35 89.84 1.5 1.8Industria de madera y corcho - - - - - - - - - -Construcción - - - - - - - - - -Industria textil y cuero 40.85 41.49 42.14 42.82 43.51 44.23 44.97 45.74 1.6 1.2No especificado 151.35 156.65 162.12 167.81 173.69 179.74 186.01 192.50 3.5 6.5SECTOR DE TRANSPORTE 77.41 76.63 76.18 76.79 78.04 77.88 77.88 77.88 0.1 2.0Transporte aéreo internacional - - - - - - - - - -Transporte aéreo interno - - - - - - - - - -Transporte por carretera 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 1.36 - 0.0 0.0Ferrocarril - - - - - - - - - -Oleoducto 76.05 75.27 74.82 75.43 76.68 76.52 76.52 76.52 0.1 2.1Navegación interna - - - - - - - - - -No especificado - - - - - - - - - -OTROS SECTORES 175.22 179.68 183.81 187.16 190.21 193.04 195.68 198.19 1.8 3.1Agricultura - - - - - - - - - -Comercio y servicio público 30.94 32.00 33.07 33.68 34.26 34.82 35.36 35.88 2.1 2.9Residencial 144.28 147.68 150.74 153.48 155.95 158.22 160.33 162.31 1.7 3.1No especificado - - - - - - - - - -USOS NO ENERGÉTICOS 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 - 3.0En la industria/transformación/energía 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 140.31 - 3.0En el transporte - - - - - - - - - -En otros sectores - - - - - - - - - -Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI,PEMEX, SENER y empresas privadas.202

SECRETARÍA DE ENERGÍAAnexo 4. Factores de conversiónEquivalencias de volumenCeldas deFactor deUnidad basecambioconversiónNueva unidad1 metro cúbico 6.2898104 barriles1 metro cúbico 35.31467 pies cúbicos1 metro cúbico 1,000 litros1 millón de metros cúbicos 6,289.8 miles de barriles1 millón de pies cúbicos 178.107 miles de barriles1 pie cúbico 0.0283168 metro cúbico1 Galón 0.0238 barriles1 barril 42 Galones1 barril 158.987304 litrosEquivalencias energéticasCeldas deFactor deUnidad basecambioconversiónNueva unidad1 millón de toneladas de petróleo 40.4 BTU (10 12 unidades térmicas británicas)1 tonelada de petróleo crudo equivalente 41.868 Gigajoules (10 9 Joules)1 millón de toneladas de petróleo crudo equivalente 41.868 Petajoules (10 15 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) 11,917.30 Kilocalorías1 tonelada de bagazo 1,684,990 Kilocalorías1 tonelada de carbón 4,662,000 Kilocalorías1 tonelada de coque de carbón 6,933,000 Kilocalorías* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo diesel.203

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Equivalencias energéticasCeldas deFactor deUnidad baseNueva unidadcambioconversión1 pie cúbico 1.03 Miles de BTU de gas natural1 BTU 1,055.06 Joules1 BTU 252 calorías1 Caloría 4.1868 Joules1 Kilocaloría 3.968254 BTU1 petajoule (1*10 15 ) 0.94708 miles de barriles de petróleo crudo equivalente1 Gigajoule 239,000,000 calorías1 Petacaloría 132.76 megawatts1 watt hora 3,600 Joules204

SECRETARÍA DE ENERGÍAAnexo 5. Abreviaturas y siglasAMGNBCBpcBpcdBTUCCNNPURRECFEConaguaConapoCPGCPQCRECsfDOEDOFEAUEIAEPNGGcalGLPGNGNCGNLGTLGWhHSCÍdemIEAIIEIMPINEINEGIKmKm / lLFCLSPEELNMm³dMMm³MMm³dAsociación Mexicana de Gas NaturalBaja CaliforniaBillones de pies cúbicos (1012 pies cúbicos)Billones de pies cúbicos diarios (1012 pies cúbicos)Unidades Térmicas BritánicasComité consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racionalde los Recursos EnergéticosComisión Federal de ElectricidadComisión Nacional del AguaConsejo Nacional de PoblaciónCentro Procesador de GasComplejo PetroquímicoComisión Reguladora de EnergíaCosto+seguro+ fleteDepartamento de Energía de EUA (Department of Energy)Diario Oficial de la FederaciónEmiratos Árabes UnidosEnergy Information Administration (EUA)El Paso Natural GasGigacaloríaGas licuado de petróleoGas naturalGas natural comprimidoGas natural licuadoGas a líquidos (Gas to liquids)Gigawatts horaHouston Ship ChannelEl mismo, lo mismoAgencia Internacional de Energía (International Energy Agency)Instituto de Investigaciones EléctricasInstituto Mexicano del PetróleoInstituto Nacional de EcologíaInstituto Nacional de Estadística Geografía e InformáticaKilómetrosKilómetros por litroLuz y Fuerza del CentroLey de Servicio Público de Energía EléctricaLogaritmoMiles de metros cúbicos diariosMillones de metros cúbicosMillones de metros cúbicos diarios205

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026MMpcd Millones de pies cúbicos diariosMpcd Miles de pies cúbicos diariosMtaMiles de toneladas anualesMWMegawattsn.a.No aplican.d.No disponibleNOM Norma Oficial MexicanaOCDE Organización para la Cooperación y Desarrollo EconómicosOPEP Organización de Países Exportadores de PetróleoPEMEX Petróleos MexicanosPEPPEMEX Exploración y ProducciónPGPB PEMEX Gas y Petroquímica BásicaPIBProducto Interno BrutoPIEProductor Independiente de EnergíaPPQPEMEX PetroquímicaPRPEMEX RefinaciónScada Sistema de Control y Adquisición de DatosSENER Secretaría de EnergíaSiaspa Sistema integral de Administración de la SeguridadSNGSistema Nacional de Gasoductostmca Tasa media de crecimiento anualTWh Terawatt horaUSD Dólares americanosUS$/MMBTU Dólares por millón de BTUVPM Ventas de Primera ManoWTIWest Texas IntermediateZCZona conurbadaZGZona geográficaZMVM Zona Metropolitana del Valle de México“ Pulgadas206

SECRETARÍA DE ENERGÍAReferencias• 2010 Natural Gas Year in Review, Centre International d’Information sur le Gaz Naturel et tousHydrocarbures Gazeux (CEDIGAZ).• Annual Energy Outlook 2011, Energy Information Administration. Department of Energy.• Annual Statistical Bulletin, OPEC, 2010.• Anuario Estadístico 2011, PEMEX.• Base de Datos Institucional, PEMEX.• BP Statistical Review of World Energy June 2011, Formato digital.• Commodity Price Data del Banco Mundial. Formato digital.• Informe Anual 2011, Fondo Monetario Internacional. Formato digital.• Informe Anual 2010, PEMEX.• Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PetróleosMexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Cuarto Trimestre de 2011, PEMEX.• International Energy Outlook 2011, Energy Information Administration. Formato digital.• Las reservas de hidrocarburos de México 2011, PEMEX Exploración y Producción, 2011.• Memoria de labores 2010, PEMEX.• Natural Gas Information 2011, International Energy Agency. Formato digital.• Petroleum Intelligence Weekly, diciembre de 2010.• Reporte anual que se presenta de acuerdo con las disposiciones de carácter general aplicables alas emisoras de valores y otros participantes del mercado para el año terminado el 31 dediciembre de 2011, PEMEX. Formato digital.• Reporte de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2012, PEMEX. Formato digital.• Short-term trends in the gas industry, Panorama 2011, Institut Français du Pétrole.• The LNG Industry 2010, International Group of Liquified Natual Gas Importers.• The oil context and trends, Instituto Francés del Petróleo, Panorama 2011.• Today in Energy, Energy Information Administration. Formato digital.• World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, septiembre de 2011. Formatodigital.• World LNG Report 2011, International Gas Union (IGU).• World Oil Outlook 2011, Organization Petroleum Exporting Countries. Formato digital.• Department of Energy, www.energy.gov• Energy Information Administration, www.eia.doe.gov• Petróleos Mexicanos, www.pemex.com• PEMEX Exploración y Producción, www.pep.pemex.com• Organización de Países Exportadores de Petróleo, www.opec.org• Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía:http://sie.energia.gob.mx/sie/bdiController• Country Analysis Briefs (EIA): http://www.eia.doe.gov/emeu/cabs/index.html207

PROSPECTIVA DEL MERCADO DE GAS NATURAL 2012-2026Referencias para la recepción decomentariosLos interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular consultas pueden dirigirse a:Responsable de la publicaciónDirección General de Planeación e Información EnergéticasSubsecretaría de Planeación y Transición EnergéticaSecretaría de EnergíaTel. 5000 60 00 extensiones 1418 y 2207Fax. 5000 62 23E-mail: prospectivas@energia.gob.mx208