dirección general de gas natural y petroquímicos - gob.mx · las importaciones de gas natural...
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Contenido
1. Infraestructura de gas natural2. Oferta – gas natural3. Transporte (reporte Sistrangas)4. Precios – gas natural5. Petroquímica6. Notas de Interés
4
Agua
Dulce
Complejos Procesadores de Gas Natural
Cuencas Product oras de Gas Natural
Est aciones de Compresión
Terminales de Regasif icación de GNL
Gasoductos exist entes operados por CENAGAS
Gasoductos privados
Gasoductos en const rucción
Proyect os de nuevos gasoductos
(Trámit e de Permisos/ Licit aciones/ Planeación/ Temporada Abiert a)
Punt os de Int ernaciónLázaro Cárdenas
Aguascalientes
Zacatecas
Puert o
Libert ad
Guaymas
Nat ivit as
El
Encino
El
OroTopolobampo
Mazat lán
La Laguna
Tuxpan
Salina Cruz
Guadalajara
Durango
Valladolid
3
4
Ensenada
12
14
13
15
19
1716
D
E
GH
I
Los Algodones I y II
18
Hermosillo
San
Luis
Potosí
11
Apaseo el
Alt o
5
67 8
9
A
Manzanillo
Acapulco
Tapachula
Ojinaga
Cancún
1
Tula
Colombia
Piedras Negras
F
Mexicali
I
II
10
B
C
Alt amira
III
VIII
V
XI X
VII
VI
IX
IV
Tijuana
Waha
Nueces
Rio Colorado
Ehrenberg
Tucson
• CC Los Cabos
• CC Todos
Sant os
• CC Baja
California Sur
Acuña
Samalayuca
220
Detalle
1
Detalle
3
Detalle
2
Detalle
1
Detalle
3
Detalle
2
21
22
• 9 Complejos Procesadores de Gas
Natural.
• 3 Terminales de Regasificación de Gas
Natural Licuado con capacidad de
regasificación de 2.5 Bcf
• 13,733 km de ductos
en operación
• 6,694 km de ductos
en desarrollo
Infraestructura Nacional de Gas Natural (2016)
5
Infraestructura Nacional de Gas Natural (2016)
Cuencas Productoras de Gas Natural
I. BurgosII. Poza Rica – AltamiraIII. VeracruzIV. Cinco PresidentesV. Bellota-JujoVI. Samaria-LunaVII. Macuspana-MuspacVIII. Litoral de TabascoIX. Abkatun Pol-ChucX. CantarellXI. Ku-Maloob Zapp
Notas:
1. Instalaciones de Proceso Gas Cangrejera (anteriormente denominado ÁreaCoatzacoalcos) se compone de plantas y equipos de procesos distribuidos en loscomplejos: (i) Morelos, (ii) Pajaritos, y (iii) Cangrejera (propiedad de PemexTransformación Industrial (TRI)).
2. Se indican como gasoductos en desarrollo a los gasoductos: (i) en fase de desarrollode proyecto, (ii) trámite de permiso, (iii) en construcción o (iv) proceso detemporada abierta.
3. El proyecto de suministro de gas natural a la península de Baja California consideraque el transportista recibirá el gas natural en algún punto del territorio nacional, lotransportará por vía marítima y lo entregará en las centrales de generación de laCFE, localizadas en la península de Baja California Sur. El transportista podrá escogerla tecnología más adecuada (convertir, regasificar y transportar por vía terrestrehasta los puntos de entrega).
Elaboración propia de SENER con información de:
a. PEMEX. Anuario Estadístico 2014.b. CRE. Mapa del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y Sistema de Transporte de
Gas Natural de Acceso Abierto. c. SENER. Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. 2015-2029.d. SENER. Plan Quinquenal de Expansión del SISTRANGAS 2015-2019.e. EIA (U.S. Energy Information Administration). Mexico's oil and natural gas fields.f. CFE. Anexos de la convocatoria de licitación del proyecto de suministro a Baja
California Sur.g. SENER. Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional 2015 - 2029.h. CFE. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2012–2016.
Complejos Procesadores de Gas Natural
A. BurgosB. ArenqueC. Poza RicaD. MatapioncheE. Instalaciones de Proceso de Gas
Cangrejera1
F. La VentaG. Nuevo PemexH. CactusI. Cd. Pemex
Estaciones de Compresión
1. Naco2. Gloria a Dios3. El Sueco4. Chávez5. Santa Catarina6. Los Ramones7. Estación 19 8. El Caracol9. Los Indios10. Soto la Marina11. Altamira
12. Valtierrilla13. El Sauz14. E. Zapata15. Cempoala16. Lerdo17. Jáltipan18. Chinameca19. Cárdenas20. San Isidro21. Dr. Arroyo22. Villagrán
Terminales de Regasificación de Gas Natural Licuado (GNL)
1. Altamira2. Ensenada3. Manzanillo
Las importaciones de gas natural (principalmente desde el sur de EEUU) han permitido compensar el déficit de producción nacional
7
Fuente:Elaboración propia de la Sener con información de:
1. Sistema de Información Energética (SIE).2. Energy Information Administration (EIA).3. Servicio de Administración Tributaria (SAT).
2015 (mmpcd) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre
Pro
du
cció
n N
acio
nal
Complejos Procesadores de Gas (CPG's) 3,674 3,653 3,469 3,206 3,316 3,304 3,339 3,327 3,405 3,466 3,314 3,311
Arenque 32 30 29 30 26 28 30 30 30 31 32 31
Burgos 816 797 776 758 676 689 659 634 648 640 623 621
Cactus 844 869 665 754 720 623 715 836 860 878 771 873
Cd. Pemex 756 772 751 614 731 722 727 743 615 594 571 574
La Venta 157 166 160 139 140 141 149 137 147 136 140 147
Matapionche 18 17 17 16 16 16 16 15 15 15 15 15
Nuevo Pemex 882 834 903 728 840 928 890 785 929 1,009 1,006 893
Poza Rica 169 169 168 166 167 157 152 145 161 164 156 158
Inyección desde campos 681 670 664 648 635 621 606 574 564 559 566 565
SUBTOTAL (complejos + campos) 4,355 4,323 4,133 3,854 3,951 3,926 3,945 3,901 3,969 4,026 3,880 3,876
Imp
ort
acio
nes
Importación continental 2,286 2,387 2,469 2,662 2,896 3,115 3,342 3,347 3,420 3,251 3,128 3,276
Mexicali/Los Algodones 314 305 320 312 274 338 355 402 427 382 312 322
Nogales 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Naco 73 82 74 90 98 92 85 86 84 81 80 52
Agua Prieta 184 170 139 176 188 208 216 212 203 175 165 171
Ciudad Juárez / El Hueco 337 339 328 328 367 368 375 374 399 325 357 357
Acuña 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
Piedras Negras 10 10 10 12 12 12 12 11 12 13 13 13
Ciudad Mier 628 596 570 585 678 698 749 736 758 741 747 722
Reynosa/Argüelles/Rio Bravo 222 253 336 348 454 446 467 403 413 411 369 453
Sásabe - - - 48 81 133 122 139 128 119 82 72
Camargo 516 631 689 761 743 818 960 982 993 1,003 1,000 1,111
Gas natural licuado 772 833 860 937 573 662 1,091 619 432 476 602 795
Altamira 418 355 408 385 326 106 276 293 - 87 213 210
Ensenada - - - 99 - 98 - 102 - - - -
Manzanillo 355 478 453 453 246 458 814 224 432 389 389 585
SUBTOTAL (continental + gnl) 3,058 3,221 3,330 3,599 3,469 3,777 4,433 3,965 3,851 3,727 3,730 4,071
Oferta Nacional Total(producción nacional + importaciones)
7,413 7,544
7,463 7,452 7,420 7,703 8,378 7,866 7,820 7,753 7,609 7,947
Las importaciones de gas natural (principalmente desde el sur de EEUU) han permitido compensar el déficit de producción nacional
8
Fuente:Elaboración propia de la Sener con información de:
1. Sistema de Información Energética (SIE).2. Energy Information Administration (EIA).3. Servicio de Administración Tributaria (SAT).
2016 (mmpcd) Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio
Pro
du
cció
n N
acio
nal
Complejos Procesadores de Gas (CPG's) 3,386 3,200 3,177 3,120 3,077 3,114 3,051
Arenque 31 32 35 26 34 33 33
Burgos 610 608 590 579 560 546 523
Cactus 902 763 783 743 731 834 661
Cd. Pemex 590 570 597 565 553 612 683
La Venta 148 145 144 148 151 156 137
Matapionche 15 15 15 15 15 15 866
Nuevo Pemex 933 914 877 911 897 784 14
Poza Rica 157 153 136 134 137 134 134
Inyección desde campos 556 548 529 524 507 496 494
SUBTOTAL (complejos + campos) 3,941 3,748 3,706 3,643 3,585 3,610 3,545
Imp
ort
acio
nes
Importación continental 3,238 3,540 3,400 3,492 3,450 3,596 3,817
Mexicali/Los Algodones 304 298 294 311 303 354 438
Nogales 1 1 1 1 1 1 1
Naco 50 69 65 73 74 70 82
Agua Prieta 236 197 190 198 202 223 227
Ciudad Juárez / El Hueco 364 372 328 362 388 384 387
Acuña 1 1 1 1 1 1 1
Piedras Negras 13 17 16 15 15 15 14
Ciudad Mier 671 636 657 637 531 628 610
Reynosa/Argüelles/Rio Bravo 529 490 453 390 291 251 223
Sásabe 66 70 80 127 146 159 163
Camargo 1,002 1,390 1,315 1,377 1,498 1,511 1,670
Gas natural licuado 387 205 389 763 615 652 711
Altamira - - - 99 114 115 120
Ensenada - 102 - - - 102 -
Manzanillo 387 103 389 665 500 435 591
SUBTOTAL (continental + gnl) 3,625 3,745 3,789 4,255 4,064 4,248 4,528
Oferta Nacional Total(producción nacional + importaciones) 7,566 7,493 7,495 7,899 7,649 7,858 8,073
Capacidad instalada de centros procesadores de gas dePetróleos Mexicanos (Pemex)
9
Complejo Procesador de GasEndulzamiento de gas
(mmpcd)Endulzamiento de líquidos
(mbd)Proceso Criogénico
(mmpcd)
Fraccionamientode líquidos
(mbd)
A Arenque 34 N/A 33 N/A
B Burgos N/A N/A 1,200 18
C Cactus 1,960 48 1,275 104
D Cd. Pemex 1,290 N/A 915 N/A
E La Cangrejera* N/A N/A 192 217
F La Venta N/A N/A 182 N/A
G Matapionche 109 N/A 125 N/A
H Nuevo Pemex 880 96 1,500 208
I Poza Rica 230 N/A 490 22
Total 4,503 144 5,912 569
Nota: (*) El CPG Coatzacoalcos cambió su Razón Social a Instalaciones de Procesamiento de Gas (IPG) La Cangrejera.Fuente: Sistema de Información Energética.1. Capacidad Instalada al 31 de octubre de 2016.2. mmpcd: millones de pies cúbicos diarios.3. mbd: miles de barriles diarios.4. N/A: No aplica.
10
Nivel de Utilización de las Plantas Criogénicas en losComplejos Procesadores de Gas (CPG) de Pemex
(*) Datos al 30 de septiembre de 2016.Fuente: Sistema de Información Energética.
Capacidad Criogénica Total Utilizada[%, porcentaje]
Capacidad Criogénica Utilizada de los CPG Capacidad Total
68%
57%59%
59% 61%
66%63%
63%64%
66%
62%62%
62%65%
61%62%
62%
57%
53%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
19
98
19
99
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00
20
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20
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20
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20
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11
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20
13
20
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20
15
20
16*
58% 59%56% 56% 57%
54% 54% 53% 52% 53% 52% 51% 50%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
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Se observa disminución en la producción nacional de gas natural seco en los CPG de Pemex a Partir del 2013
(*) Datos al 30 de septiembre de 2016.Fuente: Sistema de Información Energética.
Volumen de Gas Húmedo Procesado y Oferta de Gas Seco de CPG’s al Sistrangas
(millones de pies cúbicos diarios)
Gas seco a ductos Autoconsumo de las plantas de Pemex Volumen de gas húmedo procesado
3,5613,516
3,6913,679
3,7703,853
3,963
3,879
4,153
4,283 4,2404,436
4,4724,527
4,382 4,404
4,343
4,073
3,739
2,816
2,709
2,7912,804
2,916
3,0293,144
3,147
3,445
3,5463,461
3,5723,618
3,692
3,628
3,693
3,640
3,398
3,117
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
5,000
19
98
19
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20
01
20
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10
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11
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12
20
13
20
14
20
15
20
16*
3,3273,405
3,4663,314 3,311
3,386 3,2003,177 3,120 3,077
3,114 3,0512,998
4,039 4,077
3,913 3,9253,992
3775 37683,684 3,692
3,7973,727
3,6563,559
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
3,000
3,500
4,000
4,500
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Disminución en la producción de productos derivados de los líquidos del gas natural en los CPG de Pemex
(*) Datos al 30 de septiembre de 2016.Fuente: Sistema de Información Energética.
Elaboración de Productos en los CPG de Pemex(miles de barriles diarios)
Etano Gas L.P. Gasolinas
145160 156 147
127 125 133 129 127 119 117 121 119 121 115 109 110 107 108
196
201 204206
205 212
225215 215
199182 181 184 185
176172 170
145 135
88
84 85 88
8486
90
88 92
85
74 76 79 82
7271 75
6862
0
50
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150
200
250
300
350
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108 111 111 106 109 111 110 101 102 102113 113 117
108
148 136 132127 129
139127
127 133 133
143 141 139137
7066 66
62 61
64
6161
64 64
64 63 62
58
0
50
100
150
200
250
300
350
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5
dic
-15
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16
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-16
mar
-16
abr-
16
may
-16
jun
-16
jul-
16
ago
-16
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-16
Incremento en la quema de gas natural de 2013 a 2016*
13
* Promedio de enero a agosto de 2016.Fuente: Sistema de Información Energética de la SENER.
Total Anual
141
281
126
30 38
134 127
421
249
127 123
242
388
523*
0
100
200
300
400
500
600
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016*
Quema de gas natural por Activo(Millones de pies cúbicos diarios)
Activo de Producción Abkatun-Pol-Chuc Activo de Producción Bellota-Jujo Activo de Producción Cantarell Activo de Producción Cinco Presidentes
Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap Activo de Producción Litoral de Tabasco Activo de Producción Macuspana-Muspac Activo de Producción Poza Rica-Altamira
Activo de Producción Samaria-Luna Activo de Producción Veracruz Activo Integral Aceite Terciario del Golfo Total Anual
14
El incremento en el consumo de gas natural y la disminución de la producción ha provocado que por primer año las importaciones superen la producción nacional
(*) Datos hasta el 31 de agosto de 2016.Consumo de Gas Natural: Producción total de gas natural de Pemex más las importaciones.Producción de Gas Natural: Volumen de gas natural producido por Pemex, incluyendo el gas que auto consume.
Fuente: Sistema de Información Energética, Base de Datos Institucional de Pemex y U.S. Energy Information Administration
Importaciones Producción Consumo
Consumo, Producción e Importación de Gas Natural[millones de pies cúbicos diarios]
3,227
3,690
105
3,743
3,332
7,433
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
19
97
19
98
19
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11
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15
20
16
*
Producción de Gas Natural
Importaciones de Gas Natural
Consumo de Gas Natural
(50.4%)
(46.9%)
(97%)
(3%)
(100%)
(100%)
Diagrama simplificado del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural (Sistrangas) 2016
16
POZARICA/
ANTARES/
CFEPOZARICA
IGASAMEX
EX
TB
UR
GO
S
CO
RA
L
CFEELSAUZ
INY
TG
NELS
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MAYAKAN
EL C
AS
TIL
LO
EX
T
CPG_POZA RICA
PEPM
EN
DO
ZA
LOSINDIOS
Elaboración propia de SENER con información de:
a. CRE. RES/442/2011. Condiciones generales para la prestación del servicio de transporte de gas natural.
b. Plan Quinquenal de Expansión del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural 2015-2019.
E.C
. CH
AV
EZ
E.C.
EL CARACOL
E.C. LOS INDIOS
E.C. CEMPOALA
E.C. CHINAMECA
E.C.
CARDENAS
INY
MO
NC
LO
VA
KM
MT
YIN
Y
MAREOGRAFO
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E.C
. EL S
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RA
MO
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O
EXTRACCIONES
INYECCIONES
LÍNEAS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL
ESTACIONES DE COMPRESIÓN
LOCALIDADES DE REFERENCIA
CH
IHU
AH
UA
AN
AH
UA
C
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DU
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O
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GT
REYNOSA
TAMAZUNCHALE
LNGALTINY
E.C. SOTO LA MARINA
ALTAMIRA (1)
E.C. ALTAMIRA
MADERO
E.C. NARANJOS
TUXPAN(2)
E.C. ZAPATA
TEOTIHUACANEL C
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SALAMANCA/
CFESALAMANCA1 /
CFESALAMANCACOG
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CACTUSNVOPMX
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TULA/ CFETULA/ CFETULACC
CFEVALLEDEMEXICO/
CFEVMEXICOREP
FCEVENTADECARPIO/
VENTADECARPIO
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ALTAMIRA (1) TUXPAN(2)
ALTAMIRATRTBLALTAMCFEAGUILA
CFEALTAM34LNGALTEXT
CFEALTAMIRA1SIAN
CFETUXPAN2CFEUTGTUXPACFETTUCPANIPPTUXPAN5
0
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MM
PC
D
Nivel de Empaque
EMPAQUE SUR CENTRO NORTE
Durante el último año no se han presentado alertas críticas en el Sistrangas
17Fuente: Elaboración propia con datos del reporte diario enviado a la SENER por Pemex Logística.
Empaque Máximo Operativo: 7,700 MMpc
Empaque Mínimo Operativo: 7,000 MMpcEn el periodo analizado se hanobservado 4 días fuera de labanda operativa
El decremento en la producción de gas seco se debe a la maduración de campos. Las caídas pronunciadas son producto de fallas en los equipos o
mantenimientos
18
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MM
PC
D
Inyección del Sureste
Nuevo Pemex Cactus La Venta Total Sureste
Fuente: Elaboración propia con datos del reporte diario enviado a la SENER por Pemex Logística.
19
Fuente: Elaboración propia con datos del reporte diario enviado a la SENER por Pemex Logística.1. Las Zona del Golfo considera las inyecciones realizadas por los puntos: i) Cauchy, ii) El Veinte, iii) Cuenca del Papaloapan, iv) Matapionche, v) Playuela,
vi) Poza Rica, vii) Lankahuasa, viii) Papan.2. La Zona Norte considera las inyecciones realizadas por: i) Burgos, íi)Culebra, iii) Miguél Alemán, iv) Nuevo Laredo, v) Monclova, vi) Nejo,
vii) Mareografo y viii) Huizache.
El decremento en la producción de gas seco se debe a la maduración de campos. Las caídas pronunciadas son producto de fallas en los equipos o
mantenimientos
0
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MM
PC
D
Inyecciones Norte y Golfo
TOTAL GOLFO TOTAL NORTE
0
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1500
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2500
3000
3500
31/10/2015 30/11/2015 31/12/2015 31/01/2016 29/02/2016 31/03/2016 30/04/2016 31/05/2016 30/06/2016 31/07/2016 31/08/2016 30/09/2016 31/10/2016
MM
PC
D
Importaciones EE.UU.
TETCO TENNESSEE KMR ENERGY TRANSFER KMM RAMONES GLORIA A DIOS IMPORTACIONES EEUU
El crecimiento de la demanda se ha atendido a través de la importación
20Fuente: Elaboración propia con datos del reporte diario enviado a la SENER por Pemex Logística.
Inició operaciones “Los Ramones fase II”
La entrada en operación de nueva infraestructura disminuirá la dependencia del consumo de GNL
21Fuente: Elaboración propia con datos del reporte diario enviado a la SENER por Pemex Logística.
0
50
100
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MM
PC
D
Inyecciones GNL al Sistrangas
LNG ALTAMIRA LNG MANZANILLO
22
El uso volumétrico del Sistrangas propicia estacionalidad semanal pronunciada y caídas de consumo en días inhábiles
0
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3000
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MM
PC
D
Consumo
PEMEX ELECTRICO INDUSTRIAL DISTRIBUIDORAS SUBTOTAL
Fuente: Elaboración propia con datos del reporte diario enviado a la SENER por Pemex Logística.
23
La diferencia diaria entre el consumo y las inyecciones totales explican la variación en el empaque. La caída de producción se compensa con incremento en
importaciones
Balance Consumo vs. Inyecciones al Sistrangas
0
1000
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3000
4000
5000
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7000
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MM
PC
D
Total Sureste NORTE/GOLFO IMPORTACIONES EEUU TOTAL LNG TOTAL CONSUMO
Fuente: Elaboración propia con datos del reporte diario enviado a la SENER por Pemex Logística.
El gas natural ha disminuido su precio en los últimos ocho años, haciéndolo un combustible competitivo para los usuarios
25
8.8
6
3.9
4
4.3
7
4.0
0
2.7
5
3.7
3
4.3
7
2.6
2
2.3
4
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
20
08
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09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16*
Precio de gas natural Henry Hub 2008 – 2016(dólares por millón de BTU)
Henry Hub
(*) Promedio enero - septiembre 2016.
Fuente: U.S. Energy Information Administration. www.eia.gov.
El precio del gas natural se ha mantenido estable durante el último año
26
2.7
7
2.6
6
2.3
4
2.0
9
1.9
3
2.2
8
2.2
8
1.7
3
1.9
2
1.9
6
2.5
9
2.8
2
2.7
9
2.9
9
0
1
2
3
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6
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10
ago
sto
15
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tiem
bre
15
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ub
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5
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bre
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iem
bre
15
ener
o 1
6
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zo 1
6
abri
l 16
may
o 1
6
jun
io 1
6
julio
16
ago
sto
16
sep
tiem
bre
16
Precio Henry Hub vs. VPM Reynosa 2015-2016(dólares por millón de BTU)
Henry Hub VPM Reynosa
Fuente: U.S. Energy Information Administration y CRE
27
Fuente: Energy Information Administration (EIA).
STEO: Short-Term Energy Outlook, September 2016
NYMEX: New York Mercantile Exchange.
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
4.0
4.5
5.0
ene-
15
mar
-15
may
-15
jul-
15
sep
-15
no
v-1
5
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16
sep
-16
no
v-1
6
ene-
17
mar
-17
may
-17
jul-
17
sep
-17
no
v-1
7
Histórico Proyección
Histórico STEO NYMEX precio futuro
El gas natural es el combustible más económico comparado contra otros combustibles de uso común
Fuente: Elaboración propia con datos de la SHCP, CRE y SE.
Proyección de precio Henry Hub(dólares por millón de BTU)
Precios de combustibles(dólares por millón de BTU)
0
5
10
15
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-15
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no
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-16
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16
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-16
jun
-16
jul-
16
ago
-16
sep
-16
Combustóleo Diésel GLP Gas natural
29
Fuente: Elaboración propia con datos de Petróleos Mexicanos.
Ubicación de los Complejos Petroquímicos de Pemex
E.
HG
D
C
Notas: (*)En proceso de rehabilitación. (**) Fuera de operación desde 2007.(***) A partir del 12 de septiembre de 2013 pasó a formar parte del consorcio Petroquímica Mexicana de Vinilo S.A. de C.V. (PMV).
A. Complejo Petroquímico Camargo *
B. Complejo Petroquímico Escolin **
C. Complejo Petroquímico de Tula**
D. Complejo Petroquímico Independencia
G. Complejo Petroquímico Cosoleacaque
A
E. Complejo Petroquímico Morelos
H. Complejo Petroquímico Cangrejera
B
FF. Complejo Petroquímico
Pajaritos ***
30
ComplejoCapacidad Instalada
(Mta)Ubicación Empresa productiva subsidiaria
A Camargo* 333 Camargo, Chihuahua. PEMEX-Fertilizantes
B Escolín** 337 Poza Rica, Veracruz Pemex-Transformación Industrial
C Tula** 66 Tula, Hidalgo Pemex-Transformación Industrial
D Independencia 287 San Martín Texmelucan, Puebla. PEMEX-Transformación Industrial
E Morelos 2,866 Coatzacoalcos, Veracruz. PEMEX-Etileno
F Pajaritos*** N/A Coatzacoalcos, Veracruz. N/A
G Cosoleacaque 4,318 Coatzacoalcos, Veracruz. PEMEX-Fertilizantes
H Cangrejera 4,271 Coatzacoalcos, Veracruz.PEMEX-Transformación Industrial (40%)
PEMEX-Etileno (60%)
Capacidad Instalada de los Complejos Petroquímicos de Pemex
N/A: No aplica.
Notas:Capacidad instalada al 31 de octubre de 2016.(*) En proceso de rehabilitación.(**) Fuera de operación desde 2007.(***) A partir del 12 de septiembre de 2013 pasó a formar parte del consorcio Petroquímica Mexicana de Vinilo S.A. de C.V. (PMV).Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos (BDI).
31
Disminución en la Producción de Petroquímicos de Pemex
Producción Total de Petroquímicos de Pemex[miles de toneladas por día]
Producción total de petroquímicos
(*) Datos al 30 septiembre de 2016.Fuente: Sistema de Información Energética.
44
40
35
31
2827
2829 29
30
32 33 33
36
34
29
31 31
27
25
0
5
10
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20
25
30
35
40
45
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19
97
19
98
19
99
20
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20
01
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20
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20
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20
12
20
13
20
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15
20
16*
27
22
17
25
2728 28
23 2223
2526
23
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20
25
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sep
-15
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-15
no
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5
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16
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-16
mar
-16
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16
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-16
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-16
jul-
16
ago
-16
sep
-16
32
Empresa
Productiva
subsidiaria
Complejo
petroquímicoProducto
2012[mtd]
2013
[mtd]
2014
[mtd]
2015
[mtd]
2016*
[mtd]
PEMEX-Transformación
industrial
Cangrejera
Benceno 0.1 0.2 0.3 0.2 0.1
Tolueno 0.1 0.3 0.4 0.3 0.2
Xilenos 0.1 0.2 0.3 0.2 0.3
Estireno 0.1 0.2 0.3 0.3 0.1
Hidrocarburos de alto
octano0.1 0.8 0.9 1.3 1.5
Independencia
Metanol 0.4 0.4 0.5 0.4 0.4
Especialidades
Petroquímicas0.02 0.02 0.02 0.03 0.02
Producción de los Principales Petroquímicos enPemex Transformación Industrial (TRI)
Mt: Miles de toneladas diarias.(*) Datos hasta el 30 de septiembre de 2016.Fuente: Sistema de Información Energética.
33
Empresa
Productiva
subsidiaria
Complejo
petroquímicoProducto
2012[mtd]
2013
[mtd]
2014
[mtd]
2015
[mtd]
2016*
[mtd]
PEMEX-Etileno
Morelos
Etileno 1.4 1.5 1.3 1.2 1.2
Óxido de etileno 0.7 0.7 0.6 0.6 0.6
Polietileno Alta Densidad 0.5 0.5 0.4 0.4 0.3
Acrilonitrilo 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1
Glicoles 0.4 0.5 0.4 0.4 0.4
Cangrejera
Etileno 1.4 1.1 1.4 1.3 1.0
Óxido de etileno 0.3 0.3 0.3 0.3 0.2
Polietileno Baja Densidad 0.7 0.7 0.7 0.5 0.4
Glicoles 0.03 0.04 0.04 0.04 0.03
Producción de los Principales Petroquímicos en Pemex - Etileno
Mt: Miles de toneladas diarias.(*) Datos hasta el 30 de septiembre de 2016.Fuente: Sistema de Información Energética.
34
Empresa
Productiva
subsidiaria
Complejo
petroquímicoProducto
2012[mtd]
2013
[mtd]
2014
[mtd]
2015
[mtd]
2016*
[mtd]
PEMEX-Fertilizantes
Cosoleacaque
Anhídrido carbónico 3.4 3.4 3.3 2.3 2.2
Amoniaco 2.6 2.5 2.4 1.6 1.6
Camargo**Anhídrido carbónico 0 0 0 0 0
Amoniaco 0 0 0 0 0
Producción de los Principales Petroquímicos en Pemex - Fertilizantes
Mt: Miles de toneladas diarias.(*) Datos hasta el 30 de septiembre de 2016.(**) Unidad petroquímica en rehabilitación.Fuente: Sistema de Información Energética.
35
Producción Total de Amoniaco y Etileno[miles de toneladas diarias]
Amoniaco Etileno
La disminución en la producción total de amoniaco y etileno, se debe a la poca disponibilidad de gas natural para las plantas petroquímicas de Pemex
(*) Datos al 30 de septiembre de 2016.Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos (BDI).
5.0
3.3
2.5
1.91.9
1.5
1.9
1.4
1.6
2.1
2.5
2.2
2.52.4
2.6 2.52.4
1.61.5
3.4
3.2 3.2
2.9
2.7 2.7 2.8
3.03.1
2.7
2.9
3.23.1 3.1 3.1
2.82.7
2.5
2.2
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16*
1.2
0.7
1.1
1.9
1.2
1.7
2.5
1.3
1.1 1.1
1.7
2.1
0.9
2.7
1.8
1.3
2.4
2.9
2.6
2.1
1.8
2.02.1
2.32.2
1.9
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
sep
-15
oct
-15
no
v-1
5
dic
-15
ene-
16
feb
-16
mar
-16
abr-
16
may
-16
jun
-16
jul-
16
ago
-16
sep
-16
36
Aumento en las importaciones de gas natural a partir de 1998
(*) Datos hasta el 31 de agosto de 2016.Fuente: Banco de México.
Valor de las Importaciones y Exportaciones de Petroquímicos[millones de dólares diarios]
Importación Exportación
1416
2019 20
23
28
34
38
42
49
36
49
5958
59
63
5553
6 67 6 6 6
89 10
12
14
11
15
17 18 17 17
1413
0
10
20
30
40
50
60
70
19
98
19
99
20
00
20
01
20
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Ubicación de la Terminales de Exportación de Gas Natural Licuado (GNL), Aprobados por la Federal Energy Regulatory Commission (FERC) en los Estados
Unidos de América
38
Fuente: http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-approved.pdfActualización: Septiembre de 2016.
FERC
Jurisdicción en E.U.A.
Terminales de GNL:
1. Sabine, LA2. Hackberry, LA3. Freeport, TX4. Cove Point, MD5. Corpus Christi, TX6. Sabine Pass, LA7. Lake Charles, LA8. Lake Charles, LA9. Hackberry, LA
10. Elba Island, GA
4
1
2
3
5
6
78
9
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39
LocalidadCapacidad(mmpcd)
Empresa Estatus
1 Sabine, Lousiana 2,100 Cheniere/Sabine Pass LNG
En construcción
2 Hackberry, Lousiana 2,100 Sempra/Cameron
3 Freeport, Texas 2,140 Freeport LNG Development/FLNG Expansion/FLNG Liquefaction
4 Cove Point, Maryland 820 Dominion/Cove Point LNG
5 Corpus Christi, Texas 2,140 Cheniere/Corpus Christi LNG
6 Sabine Pass, Lousiana 1,400 Sabine Pass Liquefaction
7 Lake Charles, Lousiana 2,200 Southern Union/Lake Charles LNG
En proyecto8 Lake Charles, Lousiana 1,080 Magnolia LNG
9 Hackberry, Lousiana 1,410 Sempra/Cameron LNG
10 Elba Island, Georgia 350 Southern LNG Company
Capacidad total 15,740
Mmpcd: millones de pies cúbicos diarios.Actualización: Septiembre de 2016.Fuente: : http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-approved.pdf
Información de las Terminales de exportación de GNL en los Estados Unidos, aprobadas por la
Federal Energy Regulatory Commission (FERC)
40
Fuente: http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-approved.pdfActualización: Septiembre de 2016.
Aprobados por las Agencias de Canadá.
Terminales de GNL:
1. Port Hawkesbury2. Kitimat, BC3. Squamish, BC
1
3
2
Ubicación e Información de la Terminales de Exportación de GNL, Aprobadas por las Agencias de Canadá
LocalidadCapacidad(mmpcd)
Empresa Estatus
1 Port Hawkesbury, Nueva Escocia 500 Bear Head LNG
En proyecto2 Kitimat, British Columbia 3,230 LNG Canada
3 Squamish, British Columbia 290 Woodfibre LNG
Capacidad total 4,020
41
Fuente: http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-proposed-export.pdfActualización: Septiembre de 2016.
9
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13
14
16
FERC
MARAD/USCG
Jurisdicción en E.U.A.
Propuestos a la FERC
- Solicitudes Pendientes:
1. Sabine Pass, TX2. Pascagoula, MS3. Cameron Parish, LA4. Brownsville, TX5. Brownsville, TX6. Brownsville, TX
- Proyectos en trámite:
7. Plaquemines Parish, LA8. Plaquemines Parish, LA9. Jacksonville, FL10. Port Arthur, TX11. Freeport, TX12. Corpus Christi, TX13. Plaquemines Parish, LA14. Cameron Parish, LA15. Calcasieu Parish. LA
Propuesto al US-MARAD/COAST GUARD
16. Golfo de México
6
12
Ubicación de las Terminales de Exportación de GNL propuestas
42
Mmpcd: millones de pies cúbicos diarios.Actualización: Septiembre de 2016.Fuente: http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-proposed-export.pdf
LocalidadCapacidad (mmpcd)
Empresa Estatus
1 Sabine pass, Texas 2,100 ExxonMobil/Golden Pass
Aplicación pendiente
2 Pascagoula, Mississippi 1,500 Gulf LNG Liquefaction
3 Cameron Parish, Lousiana 1,410 Venture Global Calcasieu Pass
4 Brownsville, Texas 550 Texas LNG Brownsville
5 Brownsville, Texas 3,600 Rio Grande LNG /NextDecade
6 Brownsville, Texas 900 Annova LNG Brownsville
7 Plaquemines Parish, Lousiana 1,070 CE FLNG
En trámite
8 Plaquemines Parish, Lousiana 300 Louisiana LNG
9 Jacksonville, Florida 75 Eagle LNG Partners
10 Port Arthur, Texas 1,400 Port Arthur LNG
11 Freeport, Texas 720 Freeport LNG Development
12 Corpus Christi, Texas 1,400 Cheniere/Corpus Christi LNG
13 Plaquemines Parish, Lousiana 2,800 Venture Global LNG
14 Cameron Parish, Texas 1,840 G2 LNG
15 Calcasieu Parish, Lousiana 4,000 Driftwood LNG
Capacidad total 23,665
Información de las Terminales de Exportación de GNL Propuestas a la MARAD y a la FERC, en los Estados Unidos de América
- Propuestas a la FERC:
- Propuestas a la MARAD:
LocalidadCapacidad (mmpcd)
Empresa Estatus
16 Golfo de México 1,800 Delfin LNG En trámite
Capacidad total 1,800
43
Jurisdicción en E.U.A.
FERC
Propuestos a las Agencias de Canadá
Propuestos a la FERC
- Proyectos en trámite:
1. Nikiski, AK
Propuestos a las Agencias de Canadá:
2. Kitimat, BC3. Douglas Island, BC4. Prince Rupert Island, BC
20
3
2
4
Alaska
1
Ubicación e Información de las Terminales de Exportación de GNL Propuestas a la FERC en Alaska y por las Agencias en Canadá
Mmpcd: millones de pies cúbicos diarios.Actualización: Septiembre de 2016.Fuente: http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-proposed-export.pdf
LocalidadCapacidad (mmpcd)
Empresa Estatus
1 Nikiski, Alaska 2,550 ExxonMobil, ConocoPhillips, BP, TransCanada and Alaska Gasline
En trámite2 Kitimat, British Columbia (BC) 1,280 Apache Canada LTD
3 Douglas Island, BC 230 BC LNG Export Cooperative
4 Prince Rupert Island, BC 2,740 Pacific Northwest LNG
Capacidad total 6,800