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Prontuario estadísticofebrero 2018

Ciudad de México| febrero| 2018

Dirección General de Gas Natural y PetroquímicosUnidad de Políticas de Transformación Industrial Subsecretaría de Hidrocarburos

2

Contenido

1. Infraestructura de gas natural2. Oferta-gas natural3. Transporte (reporte SISTRANGAS)4. Precios-gas natural5. Oferta, consumo y almacenamiento de gas

natural en Estados Unidos6. Petroquímica7. Producción Etano – Etileno de Estados Unidos8. Notas de Interés

1. Infraestructura de gas natural

3

Infraestructura Nacional de Gas Natural (2018)

1. El Área Coatzacoalcos se compone de plantas y equipos de procesos distribuidos en loscomplejos: (i) Morelos, (ii) Pajaritos, y (iii) Cangrejera (propiedad de Pemex TransformaciónIndustrial (TRI)).

2. Fecha de Actualización: 29 de enero de 2018

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 2016-2030.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. SENER. Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico

Nacional 2015 - 2029.g. CFE. Programa de Obras e Inversiones del Sector

Eléctrico 2012–2016.

2. Oferta-gas natural

5

Las importaciones de gas natural (principalmente desde el sur de EEUU) han permitido compensar la disminución de la producción nacional

6

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) 3,674 3,654 3,469 3,205 3,316 3,304 3,338 3,325 3,405 3,467 3,314 3,312

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 4,324 4,133 3,853 3,951 3,925 3,944 3,899 3,969 4,026 3,880 3,877

Imp

ort

acio

nes

Importación continental 2,215 2,308 2,395 2,575 2,801 3,025 3,259 3,262 3,337 3,172 3,048 3,225

Agua Prieta/Naco 184 170 139 176 188 208 216 212 203 175 165 171

Nogales 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Sásabe 0 0 0 48 81 133 122 139 128 119 82 72

Mexicali 22 21 21 22 21 20 21 22 22 22 23 27

Loa Algodones 292 284 299 291 253 318 334 381 405 359 288 296

Tijuana 2 2 1 2 2 2 2 1 2 2 2 0

Reynosa 119 143 211 214 257 230 239 176 192 222 181 374

San Jerónimo/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

Argüelles 103 110 125 134 196 216 227 227 221 189 188 80

Río Bravo 225 235 203 172 205 196 240 214 244 244 261 252

Camargo 516 631 689 761 743 818 960 982 993 1,003 1,000 1,111

Ciudad Mier 403 361 367 413 474 502 509 521 514 497 486 470

San Isidro 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gas natural licuado 773 833 861 937 572 662 1,090 619 432 476 602 795

Altamira 418 355 408 385 326 106 276 293 - 87 213 210

Ensenada - - 99 - 98 0 102 - - - -

Manzanillo 355 478 453 453 246 458 814 224 432 389 389 585

SUBTOTAL (continental + GNL) 2,988 3,141 3,256 3,512 3,373 3,687 4,349 3,881 3,769 3,648 3,650 4,020

Oferta Nacional Total(producción nacional + importaciones)

7,343 7,465 7,389 7,365 7,324 7,612 8,293 7,780 7,738 7,674 7,530 7,897


7



Pro

du

cció

n N

acio

nal


Arenque 31 32 35 26 34 33 33 32 31 31 16 29

Burgos 610 608 590 579 560 546 523 509 494 479 454 464

Cactus 902 763 783 743 731 834 661 606 618 684 664 608

Cd. Pemex 590 570 597 565 553 612 683 706 639 661 587 558

La Venta 148 145 144 148 151 156 137 116 110 95 99 91

Matapionche 15 15 15 15 15 15 14 14 14 15 14 15

Nuevo Pemex 933 914 877 911 897 784 866 889 895 873 859 845

Poza Rica 157 153 136 134 137 134 134 127 128 127 124 124



Imp

ort

acio

nes


Agua Prieta/Naco 236 197 190 198 202 223 241 237 238 242 236 247

Nogales 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Sásabe 66 70 80 127 146 159 158 164 126 90 73 76

Mexicali 28 28 26 26 27 26 25 25 23 24 24 27

Loa Algodones 276 269 269 285 276 328 399 447 371 352 305 209

Tijuana 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 1

Reynosa 424 598 352 295 394 342 349 397 281 225 256 217


Acuña 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Piedras Negras 13 17 16 15 15 15 25 16 17 20 19 19

Argüelles 105 110 101 95 107 113 64 102 126 137 156 126

Río Bravo 221 217 236 254 238 210 202 220 222 239 228 217

Camargo 1,002 1,390 1,315 1,377 1,498 1,511 1,616 1,804 1,882 1,932 1,923 1,599

Ciudad Mier 450 419 421 384 358 471 441 426 402 465 442 517

San Isidro 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gas natural licuado 387 205 389 764 614 652 702 688 409 508 504 502

Altamira 0 0 0 99 114 115 214 116 - - - -

Ensenada - 102 - - - 102 0 - - - - -

Manzanillo 387 103 389 665 500 435 488 572 409 508 504 502



7,517 7,643 7,432 7,905 7,929 8,124 8,222 8,440 7,934 8,120 7,771 7,276


8



Pro

du

cció

n N

acio

nal


Arenque 28 29 29 23 25 32 27 31 17 0 0 0

Burgos 460 463 452 446 445 441 431 425 425 421 417 406

Cactus 604 626 597 575 479 493 468 462 644 569 474 510

Cd. Pemex 555 616 664 662 654 653 690 671 593 561 519 512

La Venta 106 138 133 134 130 129 121 125 125 118 115 47

Matapionche 15 14 14 14 14 14 13 13 13 13 13 13

Nuevo Pemex 847 809 783 832 893 886 877 856 677 749 816 758

Poza Rica 124 125 121 120 119 114 119 116 114 106 25 71



Imp

ort

acio

nes


Agua Prieta/Naco 256 256 244 227 262 245 250 252 222 241 184 201

Nogales 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Sásabe 58 67 72 97 95 127 154 175 125 152 59 58

Mexicali 28 56 55 55 55 54 71 49 42 54 55 52

Loa Algodones 285 274 244 219 209 312 400 407 358 388 286 277

Tijuana 2 2 2 1 2 1 1 1 1 1 2 2

Reynosa 242 299 282 299 376 432 420 334 335 363 433 532


Acuña 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Piedras Negras 18 19 21 19 21 24 26 26 22 25 25 22

Argüelles 112 115 139 134 126 127 118 116 88 107 238 246

Río Bravo 176 197 235 248 231 109 164 221 249 211 301 212

Camargo 1,885 1,971 1,956 1,685 1,877 1,961 1,921 1,991 1,813 1,908 1,912 1,813

Ciudad Mier 519 525 558 519 545 550 514 532 563 536 536 528

San Isidro 0 0 0 1 31 50 0 68 114 61 122 50

Gas natural licuado 504 502 510 610 680 780 830 900 850 700 800 740

Altamira - - - 110 180 280 330 400 350 200 240 210

Ensenada - - - - - - - - - - - -

Manzanillo 504 502 510 500 500 500 500 500 500 500 560 530



7,590 7,844 7,868 7,694 8,014 8,417 8,321 8,334 7,960 7,889 8,006 7,794

Capacidad instalada de CPG de Pemex

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 mes de enero de 2018.2. N/A: No aplica. 9

Nivel de utilización de los CPG de Pemex

10

57%59% 59%

61%

66%63% 63% 64%

66%62% 62% 62%

65%61% 62% 62%

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46% 46% 48% 47% 47% 47% 47% 46% 46% 44% 43%40% 39%

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Capacidad Criogénica utilizada de los CPG Capacidad Total

Fuente: Sistema de Información Energética.

Capacidad criogénica total utilizada(%, porcentaje)

1999-2017 2016-2017

Se observa una disminución sostenida en la producción nacional de gasnatural seco en los CPG de Pemex a partir de 2013

11

3,5163,691 3,679

3,7703,853 3,963

3,879

4,1534,283 4,240

4,436 4,4724,527

4,382 4,4044,343

4,073

3,672

3,239

2,7092,791 2,804

2,9163,029

3,144 3,147

3,4453,546

3,4613,572

3,6183,692

3,628

3,6933,640

3,398

3,047

2,664

0

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1,000

1,500

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2,500

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17

2,733 2,739 2,820 2,793 2,807 2,759 2,760 2,747 2,7002,606 2,537

2,379 2,318

3,380 3,3683,461 3,415 3,405 3,344 3,356 3,328 3,247

3,123 3,0682,898 2,850

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

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3,500

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-17

Gas seco a ductos Autoconsumo de las plantas de Pemex Volumen de gas húmedo procesado

Volumen de gas húmedo procesado y oferta de gas seco de CPG al SISTRANGAS (MMpcd)

1999-2017 2016-2017


La producción de líquidos de gas natural se ha estabilizado en el últimoaño en los CPG de Pemex

12

160 156 147127 125 133 129 127 119 117 121 119 121 115 109 110 107 107 101

201 204 206205 212

225 215 215199

182 181 184 185176 172 170

145 135124

84 85 88

84 86

9088 92

85

74 76 79 8272

71 75

6861

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101 110 115 113 109 104 107 103 94 92 95 88 85

135 132 135 132 128 129 127 127120 119 115

110 111

55 5355 56

55 55 56 5451 48 47

44 38

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Elaboración de productos en los CPG de Pemex (Mbd)

1999-2017 2016-2017

Tendencia en la quema de gas natural de 2010-2017*

13

* Promedio de enero - diciembre 2017.Fuente: Sistema de Información Energética de la SENER.

Quema de gas natural por activo(MMpcd)

280.7

125.8

30.4 29.8 38.5

91.3 96.3

58.338

134 127

189

82

20 17 13 12 15 20 17 23

421

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17

Abkatun-Pol-Chuc Bellota-Jujo Producción Cantarell Cinco Presidentes Ku-Maloob-Zaap Litoral de Tabasco

Macuspana-Muspac Poza Rica-Altamira Samaria-Luna Veracruz Aceite Terciario del Golfo Total Anual

Quema de gas natural durante 2016-2017

14

Fuente: Sistema de Información Energética de la SENER y CNH.Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo de los valores y los activos que no se observan en la gráfica. * Incremento de gas a la atmósfera por libranza en plataforma Abk-D, requiriendo: i) Quema de gas en Nh-A y ii) Cambio de servicio en plataforma Ku-M.

Quema de gas natural por activo(MMpcd)

27

5 5 6 8 6 5 6 6

12 8 5

92

86

53

103

62

52

48 5

5

51

41

81

44

24

6 5 7 7 11 11 10 9 7 6 7

194

197

129

124

99

86 88

76

31 29 30

48 47

26

15

13 18 14 17 16 19

7

13

47

16 15 16

16 17 16

14 15 17

28

44

39

48

3 2 2 2 4 4 5 4 6 5 7

377

334

228

284

220 218

193 190

128

143

183

206*

189

0

50

100

150

200

250

300

350

400

dic

-16

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17

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-17

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-17

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-17

no

v-1

7

dic

-17

Abkatun-Pol-Chuc Bellota-Jujo Cantarell Cinco Presidentes Ku-Maloob-Zaap Litoral de Tabasco

Macuspana-Muspac Poza Rica-Altamira Samaria-Luna Veracruz Aceite Terciario del Golfo Total mensual

3,055

146

4,922

3,655

7,978

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

19

98

19

99

20

00

20

01

20

02

20

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20

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20

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20

07

20

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20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

Producción de Gas Natural

Importaciones de Gas Natural

Consumo de Gas Natural

15

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 InformationAdministration

Consumo, producción e importación de gas natural(MMpcd)

3,509

Las importaciones de gas natural han incrementado para cubrir lademanda nacional ante una disminución de la producción doméstica

La importación de GNL se ha vuelto recurrente para cubrir la demandaincremental estacional y los desbalances de corto plazo

16

Importación continental y Gas Natural Licuado(MMpcd)

Fuente: Sistema de Información Energética, Base de Datos Institucional de Pemex y U.S. Energy Information Administration

2,2

15

2,3

08

2,3

95

2,5

75

2,8

01

3,0

25

3,2

59

3,2

62

3,3

37

3,1

72

3,0

48

3,2

25

3,1

88 3,6

90

3,3

37

3,4

96

3,7

30

3,8

62

3,9

75

4,2

72

4,1

24

4,1

94

4,0

13

3,6

08

3,9

26

4,1

09

4,1

54

3,8

67

4,1

66

4,4

71

4,3

57

4,3

58

4,1

35

4,2

83

4,4

59

4,3

77

77

3 83

3 86

1 93

7

57

2 66

2

1,0

90

61

9

43

2

47

6

60

2 79

5

38

7

20

5

38

9

76

4 61

4 65

2 70

2

68

8

40

9 50

8

50

4

50

2

50

4 50

2

51

0

61

0

68

0

78

0

83

0

90

0

85

0

70

0 80

0

74

0

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

ene-

15

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-16

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-16

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sep

-16

oct

-16

no

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6

dic

-16

ene-

17

feb

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mar

-17

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17

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-17

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17

ago

-17

sep

-17

oct

-17

no

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7

dic

-17

Importación continental Gas natural licuado

Disminución en la oferta de gas húmedo amargo 2017*- 2022

17

* Promedio de enero - diciembre 2017.Fuente: Sistema de Información Energética de la SENER

2017 2018 2019 2020 2021 2022

PEP 4,181 4,284 4,241 3,941 4,046 4,076

Rondas de licitación CNH 35 126 270 426 602 1,016

SENER (PEP + Rondas de licitación CNH) 4,216 4,410 4,511 4,367 4,648 5,092

Oferta de gas húmedo amargo(MMpcd)

6,337

5,913

5,676 5,6795,758

5,504

4,868

4,205*

4,216

4,4104,511

4,367

4,648

5,092

3,500

4,000

4,500

5,000

5,500

6,000

6,5002

010

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

Histórico 2010-2017** Prospectiva2017-2022 Límite superior

3. Transporte (reporte SISTRANGAS)

18

19

Diagrama simplificado del SISTRANGAS 2018

POZARICA/ ANTARES/ CFEPOZARICAIGASAMEX

EXTB

UR

GO

S

CFEELSAUZ

INYT

GN

ELSA

UZ

ISP

AT

IPP

IBER

MTY

URUAPAN

MAYAKAN

EL C

AST

ILLO

EXT

CPG_POZA RICA

PEP

MEN

DO

ZA

LOSINDIOS

E.C

. C

HA

VEZ

E.C. EL CARACOL

E.C. LOS INDIOS

E.C. CEMPOALA

E.C. CHINAMECA

E.C. CARDENAS

INYM

ON

CLO

VA

KM

MTY

INY

MAREOGRAFO

CAMPONEJO

INYB

UR

GO

S

IMPTENNESSE

RAUDAL

MATAPIONCHE

PLAYUELA

LA V

ENTA

CACTUS100

MIN

ATI

TLÁ

N

HU

INA

LAS

GIM

SA

IPPENERGLAPAZ

JAC

INTO

SAN LUIS POTOSI

GLO

RIA

AD

IOS

CFE

ENC

INO

2

E.C

. EL

SUEC

O

RA

MO

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AV

O

CH

IHU

AH

UA

AN

AH

UA

C

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NG

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CH

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SALT

ILLO

TOR

REO

N

AP

OD

AC

A

AGUASCALIENTESQ

UÍM

ICA

REY

REYNOSA

TAMAZUNCHALE

LNGALTINY

E.C. SOTO LA MARINA

ALTAMIRA (1)

E.C. ALTAMIRA

MADERO

E.C. NARANJOS

TUXPAN(2)

E.C. ZAPATA

TEOTIHUACAN

EL C

AST

ILLO

INY

SALAMANCA/ CFESALAMANCA1 / CFESALAMANCACOG

CEL

AYA

/AR

AN

CIA

HU

IMIL

PA

N

QUERETARO

E.C. EL SAUZ

APASCOTULA/ CRUZAZUL

PU

EBLA

MEN

DO

ZA

SAN

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AG

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PEPCOCUITE

E.C. LERDO

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E.C. VILLAGRÁN

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CACTUSNVOPMX

GLO

RIA

AD

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P

MO

NC

LOV

A

IMPTETCO

FCANO

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ESA

CFE

NO

RTE

2

CFE

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INO

ELBLANCO

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UA

DU

LCE

CFE

NO

RTE

1

RA

MO

SAR

IZP

EC

FESA

LTIL

LO

NU

CLE

O#7

0C

FETO

RR

EON

CFE

LALA

GU

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CFE

LALA

G2

MORELIA

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OP

UER

TO

VERACRUZ

MO

NC

LOV

AM

TY

NEM

AK

TULA/CFETULA/ CFETULACC

CFEVALLEDEMEXICO/ CFEVMEXICOREP

FCEVENTADECARPIO/ VENTADECARPIO

CFE

SAN

LOR

ENZO

CFESLPAZ

TENNESSEE

TETCO

CFE

RIO

BR

AV

O

MIN

AU

TLA

N

TIZA

YUC

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CA

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EYTA

CFE

MO

VIL

MTY

SAN

CA

TAR

INA

TIER

RA

BLA

NC

A

EXT1

GM

ELSA

LTO

CFEDOSBOCAS/ MECAYUCAN

CU

ERV

ITO

CATALINA

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 GasNatural 2015-2019.

Durante el último año no se han presentado alertas críticas en el SISTRANGAS

20

Nivel del empaque (MMpcd)

Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.

Empaque Máximo Operativo: 7,700 MMpc

Empaque Mínimo Operativo: 7,000 MMpcEn el periodo analizado se han observado 28 días fuera delintervalo operativo recomendado del empaque del Sistrangas

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

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01

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17

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17

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18

01

/02

/20

18

Empaque Sur Centro Norte

21

Inyección Sureste(MMpcd)

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

200

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600

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1,600

1,800

2,000

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17

01

/01

/20

18

01

/02

/20

18

Nuevo Pemex Cactus La Venta Total Sureste

Salida de operación de los CPG Cactus y Nuevo Pemex debido a falla eléctrica

Reducción en la inyección del Sureste debido a alto contenido de Nitrógeno en la corriente de entrada a CPG.

Problemas operativos en el CPG Nuevo Pemex

Trabajos de mantenimientoen la estación de compresiónCárdenas

Trabajos de mantenimientoen la estación de compresiónCárdenas

Trabajos de mantenimientoen la Terminal Marítima DosBocas

Trabajos de mantenimientoen el CPG La Venta

22

Inyecciones Norte y Golfo(MMpcd)

El decremento en la producción de gas seco se debe a la maduración decampos. Las caídas pronunciadas son producto de fallas en los equiposo mantenimientos

Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.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) Miguel Alemán,

iv) Nuevo Laredo, v) Monclova, vi) Nejo, vii) Mareógrafo y viii Huizache.

Trabajos de mantenimiento en la Planta de control de punto de rocío, Cauchy

0

200

400

600

800

1,000

1,200

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18

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/20

18

Total golfo Total norte

Disminución en la oferta de gas natural seco proveniente de CPG* al SISTRANGAS 2017-2022

23

*Complejos Procesadores de Gas (CPG) que ofertan gas seco: Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, La Venta y Nuevo Pemex.Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), promedio de enero – diciembre 2017.

Producción de gas natural seco de CPG al SISTRANGAS(MMpcd)

3,618

3,692

3,628

3,693

3,6403,398

3,047

2,664*

2,912

2,473

2,1582,063 2,031

1,927

2,692

2,286

1,9941,907 1,877

1,7811,600

2,100

2,600

3,100

3,600

4,100

20

10

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22

Histórico 2010-2017* Prospectiva 2017-2022 Límite superior Prospectiva 2017-2022 Límite inferior

El crecimiento de la demanda se ha atendido a través de la importación

24

Importaciones EE.UU.(MMpcd)


21 de mayo falla eléctricaCPG Cactus y Nuevo Pemex,afectación de -1,050mmpcd.

1er Mantenimiento: 10 al 21 de abril,afectación total de -2,510 mmpcd.

5 de mayo, mantenimiento TAG Sur. 2º Mantenimiento NET: 2 al 5 de junio. Afectación total estimada: 1,224 mmpcd.

Mantenimiento Tag Sur: 16 al 18 de junio. Huracán Harvey: 24 al 28

de agosto, afectación de -3,300 mmpcd.

Falla en los sistemas de compresión del ducto de NET del 13 al 16 de noviembre.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

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17

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18

01

/02

/20

18

Tetco Tennessee KMR Energy transfer KMM Ramones Gloria a dios Importaciones EEUU

La entrada en operación de nueva infraestructura disminuirá ladependencia del consumo de GNL

25

Inyecciones provenientes de GNL al SISTRANGAS(MMpcd)


0

100

200

300

400

500

600

700

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18

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/02

/20

18

GNL Altamira GNL Manzanillo Total GNL

El uso volumétrico del SISTRANGAS propicia estacionalidad semanal pronunciada y caídas de consumo en días inhábiles

26

Consumo(MMpcd)


0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

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18

Pemex Eléctrico Industrial Distribuidoras Subtotal

27

Balance consumo vs. inyecciones al SISTRANGAS(MMpcd)

La diferencia diaria entre el consumo y las inyecciones totales explican la variación en el empaque


0

1,000

2,000

3,000

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6,000

7,000

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18

01

/02

/20

18

Total Sureste Norte/Golfo Importaciones EEUU Total GNL Total consumo

4. Precios-gas natural

28

El gas natural es un combustible competitivo para los usuarios

29

3.9

4

4.3

7

4.0

0

2.7

5

3.7

3

4.3

7

2.6

2

2.5

1

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9

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1

0

1

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17

20

18*

Henry Hub

(*) Datos disponibles hasta el mes de febrero 2018.Fuente: U.S. Energy Information Administration. www.eia.gov.

Precio de gas natural Henry Hub 2008–2017(USD/MMBTU)

http://www.eia.gov/

30

2.8

5

2.8

8

3.1

0

3.1

6

2.9

8

2.9

8

2.9

0

2.9

8

2.8

8

3.0

1

2.8

1

3.9

2

2.9

4

3.82

3.54

2.863.25 3.28

3.52* 3.48 3.46 3.513.37

3.55

3.29

4.35

0

1

2

3

4

5

01

/02

/20

17

01

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17

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17

01

/10

/20

17

01

/11

/20

17

01

/12

/20

17

01

/01

/20

18

01

/02

/20

18

Henry Hub VPM Golfo

Notas:1. Antes VPM Reynosa. El Precio de VPM es un cálculo por Pemex de manera libre mediante una fórmula queincluye las siguientes variables: precio de referencia, costo por inyección de GNL , ajuste por calidad del gas naturaly modalidad de entrega.(*) A partir de julio de 2017 se reporta el VPM Golfo en lugar del VPM Reynosa.Fuente: U.S. Energy Information Administration y CRE

Precio Henry Hub vs. VPM Golfo1 2016-2017 (USD/MMBTU)

El precio de VPM Golfo alcanzó un precio máximo en febrero de 2018 debido a las condiciones climáticas derivadas del invierno en Estados Unidos

31

Nota:1. El costo de servicio para las modalidades de entrega en el esquema de VPM son:

a) Base firme, le aplica precio mensual o precio diarios.b) Base interrumpible, la aplica precio diario.c) Base ocasional, le aplica precio diario.

Fuente: Petróleos Mexicanos y CRE.

Contamos con 2 referencias del precio del gas natural, la VPM de Pemexy el IPGN publicado por la CRE

ConceptoValores para enero 2018

USD/MMBTU

Precio de referencia en zona Golfo 4.13

Costo asociado al Gas Natural Licuado 0.20

Costo por modalidad de entrega base firme 0.02

Ajuste por calidad del gas natural de la zona de influencia 0

VPM Golfo 4.35

Pemex TRI comercializa el gas natural en puntos de inyección bajo el esquema de VPM:

VPM Golfo vs. IPGN*(USD/MMBTU) **

3.52 3.48 3.46 3.513.37

3.55

3.29

4.35

4.10

4.31

4.093.97

4.194.05

0

1

2

3

4

5

jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18

VPM Golfo IPGN

𝑉𝑃𝑀 = PR − AC + GNL +𝑀𝐸𝑉𝑃𝑀

𝑃𝑅 = 𝑃𝑟𝑒𝑐𝑖𝑜 𝑑𝑒 𝑟𝑒𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎

𝐴𝐶 = 𝐴𝑗𝑢𝑠𝑡𝑒 𝑝𝑜𝑟 𝑐𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑧𝑜𝑛𝑎 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑓𝑙𝑢𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎

𝐺𝑁𝐿 = 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑚𝑒𝑛𝑠𝑢𝑎𝑙 𝑑𝑒𝑙 𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑎𝑠𝑜𝑐𝑖𝑎𝑑𝑜 𝑎𝑙 𝑔𝑎𝑠 𝑛𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑙 𝑙𝑖𝑐𝑢𝑎𝑑𝑜

𝑀𝐸 = 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑠𝑒𝑟𝑣𝑖𝑐𝑖𝑜 𝑝𝑎𝑟𝑎 𝑙𝑎 𝑚𝑜𝑑𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑒𝑛𝑡𝑟𝑒𝑔𝑎 𝑏𝑎𝑗𝑜 𝑒𝑙 𝑒𝑠𝑞𝑢𝑒𝑚𝑎 𝑑𝑒 𝑉𝑃𝑀1

Venta de primera mano (VPM)

VPM Golfo

Notas:(**) Datos disponibles hasta el mes de diciembre de 2017.

Índice que refleja el promedio de los precios de las transacciones realizadas de maneralibre y voluntaria por los comercializadores en el mercado mexicano. Este índice incluye,entre otros, el costo por logística.

* Índice de Referencia Nacional de Precios de Gas Natural al Mayoreo (IPGN)

Tipo de cambio peso/dólar 18.6982

9.72

10.04

28.5629.20

20.5722.30

3.08

2.90

15.12

10.54

0

5

10

15

20

25

30

35

ene-

15

feb

-15

mar

-15

abr-

15

may

-15

jun

-15

jul-

15

ago

-15

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

oct

-16

no

v-1

6

dic

-16

ene-

17

feb

-17

mar

-17

abr-

17

may

-17

jun

-17

jul-

17

ago

-17

sep

-17

oct

-17

no

v-1

7

dic

-17

ene-

18

feb

-18

El gas natural es el combustible más económico comparado contra otroscombustibles de uso común

32

Fuente: Elaboración propia con datos de la SHCP, CRE y SE.

Precios de combustibles(USD/MMBTU)

Gas natural

Combustóleo

GLP

Diésel

GNL

Pemex Transformación industrial: Precios de VPM por zona

33

Precios anunciados para el mes de febrero de 2018 .Fuente: Precios Gas Natural mensual, Base de Datos Pemex.

Nota:(*) Los precios de la zona Centro son los mismo de la zona Norte en el periodo de julio 2017 a enero 2018.

3.77

4.67

3.87

4.81

3.79

4.71

3.273.38

3.603.67

4.04

4.93

3.52

4.35

0

1

2

3

4

5

jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18

Sur Istmo Centro* Norte Gloria a Dios Naco Occidente Golfo

VPM por zona(USD/MMBTU)

5. Oferta, consumo y almacenamiento de gas natural en Estados Unidos

34

La producción de gas natural se incrementó en un 8.5% con respecto alconsumo en el mes de noviembre de 2017

35

Producción, consumo, importación y exportación de gas natural en Estados Unidos

[MMpcd]

Notas:

(*) Datos disponibles hasta el mes de noviembre de 2017.

Fuente: U.S. Energy Information Administration.

436

8,5948,636

8,277

60,948

72,305

54,689

78,450

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

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

20

17*

Exportación Importaciones Consumo Producción Comercializada

85.3 84.9

84.8

85.6

85.783.1

84.6 85.0

86.0 87.0

66.9

71.9

91.7

84.8

95.1

119.8

102.6 102.7

83.681.9

5.3 5.5 5.9 6.4 6.1

8.5

7.0

7.0

6.3 6.1

7.4 7.1 7.6 7.6 7.6 7.26.4

7.0

6.3

7.6

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

0

20

40

60

80

100

120

140

23/11/2017 - 29/11/2017 30/11/2017 - 6/12/2017 7/12/2017 - 13/12/2017 14/12/2017 - 20/12/2017 21/12/2017 - 27/12/2017 28/12/2017 - 3/1/2018 4/1/2018 - 10/1/2018 11/1/2018 - 17/1/2018 18/1/2018 - 24/1/2018 25/1/2018 - 31/1/2018

Producción comercializada Consumo Importaciones Exportaciones

El consumo de gas natural se ha incrementado en un 22.4% del 23 de noviembre de2017 al 31 de enero de 2018 debido a las condiciones climáticas derivadas delinvierno

36

Producción, consumo, importación y exportación semanal de gas natural en Estados Unidos

[Bpcd]


37

El volumen de gas natural total almacenado en Estados Unidos se haincrementado en un 11.1% de 1998 a 2017.

Notas:

(*) Datos disponibles hasta el mes de noviembre de 2017.


Inventario de Gas Natural en Estados Unidos[Bcf]

6,570 6,640

6,210 6,3366,716

6,2576,460 6,493

6,860 6,8386,592

7,052 7,052 7,004

7,5027,149

6,621

7,171

7,5787,301

8,179 8,229 8,241 8,182 8,207 8,206 8,255 8,268 8,330 8,402 8,499 8,656 8,764 8,849 8,9919,173 9,233 9,231 9,234 9,252

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

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

20

17*

Gas de base Gas de trabajo Gas Natural Total Almacenado Capacidad Total de Almacenamiento

2,694

2,110

3,160

2,197

3,523

2,999

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

06

/01

/20

17

13

/01

/20

17

20

/01

/20

17

27

/01

/20

17

03

/02

/20

17

10

/02

/20

17

17

/02

/20

17

24

/02

/20

17

03

/03

/20

17

10

/03

/20

17

17

/03

/20

17

24

/03

/20

17

31

/03

/20

17

07

/04

/20

17

14

/04

/20

17

21

/04

/20

17

28

/04

/20

17

05

/05

/20

17

12

/05

/20

17

19

/05

/20

17

26

/05

/20

17

02

/06

/20

17

09

/06

/20

17

16

/06

/20

17

23

/06

/20

17

30

/06

/20

17

07

/07

/20

17

14

/07

/20

17

21

/07

/20

17

28

/07

/20

17

04

/08

/20

17

11

/08

/20

17

18

/08

/20

17

25

/08

/20

17

01

/09

/20

17

08

/09

/20

17

15

/09

/20

17

22

/09

/20

17

29

/09

/20

17

06

/10

/20

17

13

/10

/20

17

20

/10

/20

17

27

/10

/20

17

03

/11

/20

17

10

/11

/20

17

17

/11

/20

17

24

/11

/20

17

01

/12

/20

17

08

/12

/20

17

15

/12

/20

17

22

/12

/20

17

29

/12

/20

17

05

/01

/20

18

12

/01

/20

18

19

/01

/20

18

26

/01

/20

18

Mínimo 2012-2016 Gas de trabajo 2017 Máximo 2012-2016

38

El gas natural en almacenamiento subterráneo de Estados Unidosdisminuyó un 30.5% de 6 de enero de 2017 vs 26 de enero de 2018 por elaumento de la demanda

Gas de trabajo almacenado en Estados Unidos[Bcf]

Nota:

Los máximos y mínimos son valores promedios correspondientes al periodo 2012 – 2016.


Punto más bajo de inventarios en esa semana del año en los últimos 6 años

6. Petroquímica

39

Ubicación de los complejos petroquímicos de Pemex

40

Fuente: Elaboración propia con datos de Petróleos Mexicanos.

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 ***

Capacidad instalada de los complejos petroquímicos de Pemex

41

N/A: No aplica.Notas: Capacidad instalada al mes de enero de 2018.(*) 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).

ComplejoCapacidad Instalada

(Mta)Ubicación Empresa productiva subsidiaria

Camargo* 333 Camargo, Chihuahua. Pemex Fertilizantes

Escolín** 337 Poza Rica, Veracruz Pemex TRI

Tula** 66 Tula, Hidalgo Pemex TRI

Independencia 287 San Martín Texmelucan, Puebla. Pemex TRI

Morelos 2,866 Coatzacoalcos, Veracruz. Pemex Etileno

Pajaritos*** N/A Coatzacoalcos, Veracruz. N/A

Cosoleacaque 4,318 Coatzacoalcos, Veracruz. Pemex Fertilizantes

Cangrejera 4,271 Coatzacoalcos, Veracruz.Pemex TRI(40%)

Pemex Etileno (60%)

Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos (BDI).

La producción de petroquímicos de Pemex ha disminuido en un28.6% en el periodo de diciembre 2016 a diciembre 2017

42

35

31

2827

2829 29

30

32 33 33

36

34

29

31 31

27

24

20

0

5

10

15

20

25

30

35

40

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

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20

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20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

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20

13

20

14

20

15

20

16

20

17


2122 22

24

22 22

24

2221

17 17 17

15

0

5

10

15

20

25

30

35

40

dic

-16

ene-

17

feb

-17

mar

-17

abr-

17

may

-1

7

jun

-17

jul-

17

ago

-17

sep

-17

oct

-17

no

v-1

7

dic

-17

Producción total de petroquímicos de Pemex(Mtd)

Producción total de petroquímicos

1999-2017 2016-2017

Producción de los principales petroquímicos en Pemex TRI

43

Empresa

Productiva

subsidiaria

Complejo

petroquímicoProducto

2013

(Mtd)

2014

(Mtd)

2015

(Mtd)

2016

(Mtd)

2017

(Mtd)

Pemex TRI

Cangrejera

Benceno 0.2 0.3 0.2 0.13 0.05

Tolueno 0.3 0.4 0.3 0.24 0.14

Xilenos 0.2 0.3 0.2 0.27 0.16

Estireno 0.2 0.3 0.3 0.09 0

Hidrocarburos de alto octano 0.8 0.9 1.3 1.58 1.28

Independencia

Metanol 0.4 0.5 0.4 0.40 0.29

Especialidades Petroquímicas 0.02 0.02 0.03 0.02 0.005

Mtd: miles de toneladas diarias.Fuente: Sistema de Información Energética.

Producción de los principales petroquímicos en Pemex Etileno

44

Empresa

Productiva

subsidiaria

Complejo


2013

(Mtd)

2014

(Mtd)

2015

(Mtd)

2016

(Mtd)

2017

(Mtd)

Pemex Etileno

Morelos

Etileno 1.5 1.3 1.2 1.14 0.78

Óxido de etileno 0.7 0.6 0.6 0.63 0.45

Polietileno Alta Densidad 0.5 0.4 0.4 0.26 0.12

Acrilonitrilo 0.1 0.1 0.1 0.07 0

Glicoles 0.5 0.4 0.4 0.43 0.30

Cangrejera

Etileno 1.1 1.4 1.3 0.93 0.81

Óxido de etileno 0.3 0.3 0.3 0.17 0.16

Polietileno Baja Densidad 0.7 0.7 0.5 0.41 0.26

Glicoles 0.04 0.04 0.04 0.03 0.02

Mtd: miles de toneladas diarias.Fuente: Sistema de Información Energética.

Producción de los principales petroquímicos en Pemex Fertilizantes

45

Empresa

Productiva

subsidiaria

Complejo


2013

(Mtd)

2014

(Mtd)

2015

(Mtd)

2016

(Mtd)

2017

(Mtd)

Pemex Fertilizantes

Cosoleacaque

Anhídrido carbónico 3.4 3.3 2.3 2.15 2.32

Amoniaco 2.5 2.4 1.6 1.45 1.37

Camargo*

Anhídrido carbónico 0 0 0 0 0

Amoniaco 0 0 0 0 0

(*) Unidad petroquímica en rehabilitación.Mtd: miles de toneladas diarias.Fuente: Sistema de Información Energética.

La disminución en la producción total de amoniaco y etileno se debe ala poca disponibilidad de gas natural para las plantas petroquímicas dePemex

46

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

1.4

3.2 3.2

2.9

2.7 2.7 2.8

3.03.1

2.72.9

3.23.1 3.1 3.1

2.82.7

2.5

2.1

1.6

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

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

20

17

1.4

1.81.7

1.4

1.21.1

1.6

1.4

1.1

1.41.3

1.5

0.9

1.5 1.5

1.8 1.8

1.61.5

1.9

1.8

1.51.4

1.51.4

1.3

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

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7

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Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos (BDI).

Producción total de amoniaco y etileno (Mtd)

1999-2017 2016-2017

Amoniaco Etileno

Aumento en las importaciones de petroquímicos a partir de 1999

47

16

2019 20

23

28

34

38

42

49

36

49

5958 59

63

55

52

59

67 6 6 6

8 9 1012

14

11

1517 18 17 17

1413

15

0

10

20

30

40

50

60

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19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

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20

05

20

06

20

07

20

08

20

09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17*

1314 14

16 1715 15 16

1415

13 14 14

5250

52

58

65

60 59

62

55

5957

60 60

0

10

20

30

40

50

60

70

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7

(*) Datos disponibles hasta el mes de noviembre de 2017.Fuente: Banco de México.

Valor de las importaciones y exportaciones de petroquímicos(MMUSD)

1999-2017 2016-2017

Importación Exportación

7. Etano y Etileno de Estados Unidos

48

Regiones administrativas para petróleo y refinados (PADD) en Estados Unidos

49

Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.

Los Petroleum Administration for Defense Districts (PADD) son regiones utilizadas en Estados Unidos para elaborar el balance de petróleo y petrolíferos, así como para analizar los movimientos deproductos entre regiones.

50

Producción total

Nota: Datos disponibles hasta el mes de noviembre de 2017.Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.

1,348

1,220 1,232

1,386 1,3911,358

1,412 1,4171,387

1,3521,305

1,5551,610

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

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7

Las plantas procesadoras de gas producen la mayor cantidad de etano en Estados Unidos

Producción neta de en Estados Unidos(Mbd)

La región de la Costa Golfo (PADD 3) concentra la mayor producción de etano en Estados Unidos

51


Producción de etano de las plantas procesadoras de gas en Estados Unidos por PADD(Mbd)

PADD 1 PADD 2 PADD 3 PADD 4 Total

1,345

1,218 1,230

1,377 1,3891,353

1,405 1,4121,382

1,3441,302

1,5501,603

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

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3

2 2

9

2

5

7

5 5

8

3

5

71

1 1

1

1

1

1

1 1

1

1

1

1

0

2

4

6

8

10

12

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-17

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7

Etano (PADD 3) Etileno (PADD 1)

La región de la Costa Golfo (PADD 3) concentra la mayor producción de etanoen Estados Unidos, mientras que la región Costa Este (PADD 1) de etileno

Producción de etano y etileno de las refinerías en Estados Unidos por PADD(Mbd)

Estados Unidos no requiere importar etano y etileno debido a que suproducción supera la demanda nacional

53

Nota:1. Datos disponibles hasta el mes de noviembre de 2017.2. La fuente de información no distingue entre etano y etileno.Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.

Importaciones y exportaciones totales de etano - etileno en Estados Unidos(Mbd)

92

138 135 135

171 169

191

120

201

210204

146

248

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0

50

100

150

200

250

300

no

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-17

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-17

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-17

no

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7

Exportaciones Importaciones

54


Inventarios totales de etano en Estados Unidos (Mb)

52,020

58,969

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

Ener

o

Feb

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Mar

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Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tie

mb

re

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017*

En noviembre de 2017, el inventario de etano fue de 59,969 Mb, un aumentodel 13.4% en comparación al inventario del mismo periodo en el año anterior

55

Nota: Datos disponibles hasta el mes de enero de 2018.Fuente: Thomson Reuters.

Referencia de precios del etano(USD/GAL)

27.53

26.33

24.58

25.81 26.03

24.4625.18

26.42 26.73 26.62 26.31

22.03

27.08

15

17

19

21

23

25

27

29

31

33

35

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17

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-17

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-17

sep

-17

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ene-

18

Precio del etano

En enero de 2018, el precio del etano fue de 27.08 USD/GAL, el cualdisminuyó en un 1.6% en comparación al precio del mismo periodo en elaño anterior

8. Notas de interés

56

Avances derivados de la implementación de un mercado competitivo en materia de Gas Natural*

57

• Publicación de la Política Pública para la Implementación del Mercado de Gas Natural en la página web de la Sener: 25 de julio de 2016. http://bit.ly/2DkjBYf

Sener CRE Cenagas Pemex

Aprobación programa de cesión gradual de

contratos (PCGC)

Aprobación Primera Temporada Abierta

Primera Subasta de Capacidad en Ductos de

Internación

Presentación resultados de la primera temporada

abierta

Eliminación del precio máximo VPM

Actualización del ajuste por balanceo

VPM

Publicación índice de referencia nacional de

precios al mayoreo

Publicación de resultados del

PCGC

Consulta Pública CENAGAS 2017

México se integra a la

AIE

Política Pública de Almacenamiento de Gas

Natural

Publicación Acuerdo de Zona Geográfica Única

1 Sep 1 Oct 1 Nov 1 Dec 1 Jan 1 Feb 1 Mar 1 Apr 1 May 1 Jun 1 Jul 1 Aug 1 Sep 1 Oct 1 Nov 1 Dec 1 Jan

2016 2017 2018

http://bit.ly/2DkjBYf

Desarrollo de “Política Pública en materia energética aplicable a la constitución de Almacenamiento de Gas Natural”

58

Publicación para consulta pública de la Política

Inventarios estratégicos y operativos

Reportes estadísticos de la oferta – demanda

• 14 de diciembre de 2017 se pusoa disposición de la industria degas natural y el público en generalun documento que propone laconstitución de inventariosestratégicos y operativos paraincrementar la seguridadenergética del país en materia degas natural.

• Se recibieron comentarios aldocumento, los cuales estánsiendo revisados y atendidos, encuanto se tenga el documentofinal se estará publicando.

• El Cenagas desarrollaráproyectos estratégicos dealmacenamiento.

• El Cenagas, en su carácter degestor del Sistrangas, llevará acabo las acciones necesarias paratener acceso a un inventariooperativo en las terminales dealmacenamiento de gas naturallicuado, con la finalidad decontribuir con la continuidad delsuministro a los usuarios del país.

• La política establece la obligaciónde reportar estadísticas deproducción, transporte einventarios de gas natural.

• El reporte de información serásemanal en condicionesnormales de suministro, y diario,en situación de emergencia.

• El Cenagas licitará los proyectoscorrespondientes para elalmacenamiento estratégico,además habrá una temporadaabierta para quienes tenganinterés en contar conalmacenamiento comercial.

• Para lo anterior se desarrollaránlos yacimientos noeconómicamente viables para laextracción de hidrocarburos, loscuales son más eficientes paraalmacenamiento estratégico.

Siguientes pasos

Glosario

59

Gas natural Mezcla gaseosa que se extrae asociada con el petróleo o de los yacimientos que son únicamente de gas. Sus componentes principales en orden decreciente de cantidad don elmetano, etano, propano, butano, pentanos y hexanos.

Gas húmedo Término usado para referirse al gas natural con una concentración de líquidos recuperables más pesados que el metano.

Gas húmedo amargo Gas natural con hidrocarburos líquidos y contiene ácido sulfhídrico.

Gas seco Gas natural que existe en ausencia de condensado o hidrocarburos líquidos, o gas del que se han eliminado los hidrocarburos condensables.

GNL Gas natural licuado. Término usado para denominar a la mezcla de hidrocarburos propano y n-butano, la cual bajo ciertas condiciones puede ser líquida o gaseosa.

Gas L.P. El gas licuado del petróleo es la mezcla de gases licuados presentes en el gas natural o disueltos en el petróleo. Lleva consigo procesos físicos y químicos por ejemplo el uso demetano.

CPG Complejo procesador de gas. Lugar donde se encuentra localizados uno o más procesos industriales y se obtienen productos.

VPM Venta de Primera Mano.

SENER Secretaria de Energía.

Pemex Petróleos Mexicanos. es una empresa estatal productora, transportista, refinadora y comercializadora de petróleo y gas natural de México.

Pemex TRI Pemex Transformación Industrial. Empresa productiva subsidiaria que se encargada de refinación, transformación, procesamiento y comercialización de hidrocarburos,petrolíferos, has natural y petroquímicos.

Pemex Etileno Empresa productiva subsidiaria encargada de producción, distribución y comercialización de derivados de metano, etano y propano.

Pemex Fertilizantes Empresa productiva subsidiaria encargada de la producción de fertilizantes en México.

Pemex PEP Exploración y Producción PEP. Empresa productiva subsidiaria encargada de realizar estudios y actividades exploratorias, administración de pozos, campos y reservas descubiertas,desarrollo de campos de producción y entrega de hidrocarburos para procesos subsecuentes.

Glosario

60

CRE Comisión Reguladora de Energía.

CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos.

SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

SE Secretaría de Economía.

SISTRANGAS (Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural) Está conformado por el Sistema Nacional de Gasoductos, el Gasoducto de Tamaulipas, Gasoducto Zacatecas,Gasoducto de Bajío, ramones I, Ramones II y Ramones Sur.

Henry Hub Punto de confluencia de ductos localizado en Louisiana.

MMUSD millones de dólares.

BTU Unidad térmica británica (British thermal unit).

USD/MMBTU dólares por millón de Btu.

USD/GAL dólares por galón

MMBtu millones de Btu.

Mb miles de barriles

Mbd miles de barriles diarios.

MMpcd millones de pies cúbicos diarios.

Mtd miles de toneladas diarias.

Mta miles de toneladas anuales.

Gracias

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