Dirección General de Gas Natural y Petroquímicos - gob.mx · Las importaciones de gas natural (principalmente desde el sur de EEUU) han ... El CPG Coatzacoalcos cambió su Razón

Prontuario estadístico

noviembre 2016

Dirección General de Gas Natural y Petroquímicos

Contenido

1. Infraestructura de gas natural2. Oferta – gas natural3. Transporte (reporte Sistrangas)4. Precios – gas natural5. Petroquímica6. Notas de Interés

1. Infraestructura de gas natural

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

2. Oferta – gas natural

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

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00

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20

11

20

12

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20

14

20

15

20

16*

58% 59%56% 56% 57%

54% 54% 53% 52% 53% 52% 51% 50%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

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-15

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no

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5

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-16

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16

ago

-16

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11

Se observa disminución en la producción nacional de gas natural seco en los CPG de Pemex a Partir del 2013


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

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19

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10

20

11

20

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

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

12

Disminución en la producción de productos derivados de los líquidos del gas natural en los CPG de Pemex


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

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250

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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

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50

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150

200

250

300

350

ago

-15

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-15

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-15

no

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5

dic

-15

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16

feb

-16

mar

-16

abr-

16

may

-16

jun

-16

jul-

16

ago

-16

sep

-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

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19

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20

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20

16

*

Producción de Gas Natural

Importaciones de Gas Natural

Consumo de Gas Natural

(50.4%)

(46.9%)

(97%)

(3%)

(100%)

(100%)

3. Transporte (reporte Sistrangas)

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

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EL C

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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

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MAREOGRAFO

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EXTRACCIONES

INYECCIONES

LÍNEAS DE TRANSPORTE DE GAS NATURAL

ESTACIONES DE COMPRESIÓN

LOCALIDADES DE REFERENCIA

CH

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AH

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AH

UA

C

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E.C. SOTO LA MARINA

ALTAMIRA (1)

E.C. ALTAMIRA

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E.C. NARANJOS

TUXPAN(2)

E.C. ZAPATA

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ALTAMIRA (1) TUXPAN(2)

ALTAMIRATRTBLALTAMCFEAGUILA

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CFEALTAMIRA1SIAN

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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

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MM

PC

D

Inyecciones Norte y Golfo

TOTAL GOLFO TOTAL NORTE

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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


Inició operaciones “Los Ramones fase II”

La entrada en operación de nueva infraestructura disminuirá la dependencia del consumo de GNL


0

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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

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MM

PC

D

Consumo

PEMEX ELECTRICO INDUSTRIAL DISTRIBUIDORAS SUBTOTAL


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

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MM

PC

D

Total Sureste NORTE/GOLFO IMPORTACIONES EEUU TOTAL LNG TOTAL CONSUMO


4. Precio de gas natural

El gas natural ha disminuido su precio en los últimos ocho años, haciéndolo un combustible competitivo para los usuarios

25

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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.

http://www.eia.gov/

El precio del gas natural se ha mantenido estable durante el último año

26

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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

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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)

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Combustóleo Diésel GLP Gas natural

5. Petroquímica

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.

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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


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


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

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2.5

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2.52.4

2.6 2.52.4

1.61.5

3.4

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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

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16*

1.2

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2.4

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2.1

1.8

2.02.1

2.32.2

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2.0

2.5

3.0

3.5

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-15

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-15

no

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5

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-15

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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

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

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5553

6 67 6 6 6

89 10

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6. Notas de Interés

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

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http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-approved.pdf

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



41

Fuente: http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-proposed-export.pdfActualización: Septiembre de 2016.

9

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FERC

MARAD/USCG


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

http://www.ferc.gov/industries/gas/indus-act/lng/lng-proposed-export.pdf

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


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:


Empresa Estatus

16 Golfo de México 1,800 Delfin LNG En trámite



43


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

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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


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



Gracias

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