Prontuario estadístico julio 2018 - gob.mx · Prontuario estadístico julio 2018 Ciudad de México| julio| 2018 Dirección General de Gas Natural y Petroquímicos Unidad de Políticas

Prontuario estadísticojulio 2018

Ciudad de México| julio| 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)

4

1. El Área Coatzacoalcos se compone de plantas y equipos de procesos distribuidos en los complejos:(i) Morelos, (ii) Pajaritos, y (iii) Cangrejera (propiedad de Pemex Transformación Industrial (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

Los 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 - 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

Los 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 - - - - - -

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

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

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

Cd. Pemex 604 626 597 575 479 493 468 462 644 569 474 510

La Venta 555 616 664 662 654 653 690 671 593 561 519 512

Matapionche 106 138 133 134 130 129 121 125 125 118 115 47

Nuevo Pemex 15 14 14 14 14 14 13 13 13 13 13 13

Poza Rica 847 809 783 832 893 886 877 856 677 749 816 758



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

Los 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

Ojinaga 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

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


9


2018 (MMpcd) Enero Febrero Marzo Abril Mayo

Pro

du

cció

n N

acio

nal

Complejos Procesadores de Gas (CPG) 2,458 2,420 2,507 2,449 2,445

Arenque 0 2 27 29 29

Burgos 401 397 392 383 377

Cactus 543 547 396 453 501

Cd. Pemex 579 562 581 551 584

La Venta 105 136 153 140 145

Matapionche 13 13 13 12 13

Nuevo Pemex 709 655 840 778 692

Poza Rica 108 108 105 103 103

Inyección desde campos 350 333 330 331 330

SUBTOTAL (complejos + campos) 2,808 2,753 2,837 2,780 2,775

Imp

ort

acio

nes

Importación continental 4,390 4,490 4,157 4,352 4,312

Agua Prieta/Naco 194 166 162 176 165

Nogales 2 2 1 2 1

Sásabe 57 84 82 81 92

Mexicali 55 57 56 58 56

Loa Algodones 254 280 277 273 284

Tijuana 1 1 2 1 2

Reynosa 324 376 202 296 253

San Jerónimo/El Hueco 286 355 326 328 335

Acuña 1 1 1 1 1

Piedras Negras 9 27 10 15 16

Argüelles 360 455 403 412 410

Río Bravo 281 146 222 214 195

Camargo 1,891 1,941 1,809 1885 1888

Ciudad Mier 516 491 466 470 492

San Isidro 159 105 127 130 112

Ojinaga 0 3 11 10 10

Gas natural licuado 660 713 818 717 840

Altamira 160 173 273 163 309

Ensenada - - - - 0

Manzanillo 500 540 545 554 531

SUBTOTAL (continental + GNL) 5,050 5,203 4,975 5,069 5,152


7,858 7,956 7,978 7,849 7,927

Capacidad instalada de CPG de Pemex Transformación Industrial

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 CPGP Coatzacoalcos* 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 250 N/A 490 22

Total 4,523 144 5,912 569

10

Nota: (*) Las Instalaciones de Proceso de Gas (IPG) Cangrejera cambió su razón social a Centro de Proceso de Gas y Petroquímicos (CPGP) Coatzacoalcos.Fuente: Sistema de Información Energética.1. Capacidad Instalada al mes de junio de 2018.2. N/A: No aplica.

Nivel de utilización de los CPG de Pemex Transformación Industrial

11

59% 59%61%

66%63% 63% 64%

66%62% 62% 62%

65%61% 62% 62%

57%

52%

45%42%

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18*

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

42% 41% 42% 41% 41%

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-17

jun

-17

jul-

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ago

-17

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-17

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-17

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dic

-17

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18

feb

-18

mar

-18

abr-

18

may

-18

Capacidad Criogénica utilizada de los CPG Capacidad Total

Nota:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Fuente: Sistema de Información Energética.

Capacidad criogénica total utilizada(%, porcentaje)

2000-2018 2017-2018

12

3,6913,6793,7703,853

3,9633,879

4,1534,2834,240

4,4364,4724,5274,3824,4044,343

4,073

3,672

3,2393,024

2,7912,8042,916

3,0293,1443,147

3,4453,5463,461

3,5723,6183,6923,6283,6933,640

3,398

3,047

2,6642,458

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

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16

20

17

20

18*

2,759 2,760 2,747 2,7002,606 2,537

2,379 2,3182,458 2,420 2,506 2,449 2,445

3,344 3,356 3,328 3,2473,123 3,068

2,898 2,8503,049 2,989 3,051 3,009 2,986

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

may

-17

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-17

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ago

-17

sep

-17

oct

-17

no

v-1

7

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-17

ene-

18

feb

-18

mar

-18

abr-

18

may

-18

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)

2000-2018 2017-2018


Se observa una disminución sostenida en la producción de gas húmedoque implica una caída de gas natural seco enviado al Sistrangas

13

156 147127 125 133 129 127 119 117 121 119 121 115 109 110 107 107 101 88

204 206205 212

225 215 215199

182 181 184 185176 172 170

145 135124

114

85 88

84 86

9088 92

85

74 76 79 8272

71 75

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20

07

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20

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18*

104 107 103 94 92 95 88 85 90 90 85 92 85

129 127 127120 119 115

110 111 118 114 113 117108

55 56 5451 48 47

44 3844 45 46

4644

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

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Elaboración de productos en los CPG de Pemex (Mbd)

2000-2018 2017-2018

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

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

14

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

Quema de gas natural por activo(MMpcd)

11 8 5 3 7

59

117

119 5 4 3 2 2 3 3

281

126

30 30 38

98 96

62

11 10 9 9 9 6 9 7

35 29 2338

134 138

189

90

17 22 2310

24

8766

142 2 4 1 1 3 1 2

20 17 13 12 15 21 17 187 5 2 2 1 2 2 2

29 2513 12 10 6 3 3

421

249

127 123

242

423

504

213

0

100

200

300

400

500

600

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

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

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

Quema de gas natural durante 2016-2017

15

Quema de gas natural por activo(MMpcd)

Fuente: Sistema de Información Energética de la SENER.Nota: Los totales pueden no coincidir debido al redondeo de los valores y los activos que no se observan en la gráfica.

82 93

135

78

60

80

116

92

86

53

10

3

62

52

48 55

51 41

81

44

24

21

5

21

1

204

20

4

19

8

194

193 194 197

129

12

4

99

86 88

76

31

29 30

48

47

17

16

15 16 17 15 21 16 15 16 16 17

16 14 15 17

28

44

39 4

8

643

532 540

481 470

414439

377

334

228

284

220 218193 190

128143

190206

189

0

100

200

300

400

500

600

700

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7

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7

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-20

17

no

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017

dic

-20

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

2,795

146

5,106

3,655

7,900

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

03

20

04

20

05

20

06

20

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09

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10

20

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20

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20

13

20

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20

15

20

16

20

17

20

18*

Producción de Gas Natural

Importaciones de Gas Natural

Consumo de Gas Natural

16

(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.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

17

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

4,3

90

4,4

90

4,1

57

4,3

00

4,3

12

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

70

9 70

3

83

5 83

8

84

0

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

ene-

15

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18

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may

-18

Importaciones Gas natural licuado

Disminución en la oferta de gas húmedo amargo 2010 - 2023

18

Fuente: Sistema de Información Energética de la SENERPlataforma de Producción de Gas 2018-2023*Datos promedio Enero-Mayo 2018

Límite superior 2018 2019 2020 2021 2022 2023

PEP 3,738 4,029 3,865 4,252 3,971 3,820

Rondas de licitación CNH 292 394 394 444 518 716

Total (PEP + Rondas de licitación CNH) 4,030 4,423 4,259 4,696 4,489 4,536

Oferta de gas húmedo amargo(MMpcd)

Límite inferior 2018 2019 2020 2021 2022 2023

PEP 3,737 2,959 2,558 2,446 2,499 2,533

Rondas de licitación CNH 264 341 294 311 353 508

Total (PEP + Rondas de licitación CNH) 4,001 3,300 2,852 2,757 2,852 3,041

6,337

5,913

5,676 5,679 5,758

5,504

4,866

4,205 3,944*

4,030

4,4234,259

4,6964,489 4,536

4,001

3,300

2,8522,757

2,8523,041

2,200

2,700

3,200

3,700

4,200

4,700

5,200

5,700

6,200

6,700

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18

20

19

20

20

20

21

20

22

20

23

Histórico 2010-2018* Prospectiva 2018-2023 Límite superior Prospectiva 2018-2023 Límite inferior

3. Transporte (reporte SISTRANGAS)

19

20

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

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ZA

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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

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HU

INA

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GIM

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2

E.C

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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

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HU

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E.C. EL SAUZ

APASCOTULA/ CRUZAZUL

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E.C. LERDO

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E.C. VILLAGRÁN

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CACTUSNVOPMX

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1

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MO

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0C

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LALA

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VERACRUZ

MO

NC

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TY

NEM

AK

TULA/CFETULA/ CFETULACC

CFEVALLEDEMEXICO/ CFEVMEXICOREP

FCEVENTADECARPIO/ VENTADECARPIO

CFE

SAN

LOR

ENZO

CFESLPAZ

TENNESSEE

TETCO

CFE

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TIER

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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

21

Nivel del empaque (MMpcd)

Fuente: Pemex Logística con información del CENAGAS.

Empaque Máximo Operativo: 7,700 MMpc

Empaque Mínimo Operativo: 7,000 MMpc

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

01

/07

/20

17

01

/08

/20

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18

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/20

18

01

/07

/20

18

Sur Centro Norte Total Empaque

En el periodo analizado se han observado 73 días fuera delintervalo operativo recomendado del empaque del Sistrangas

22

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


Inyección Sureste(MMpcd)

Problemas operativos en el CPG Nuevo Pemex

Trabajos de mantenimientoen la estación de compresiónCárdenas

Trabajos de mantenimientoen la Terminal Marítima DosBocas

Trabajos de mantenimientoen el CPG La Venta

Falla eléctrica en elCPG Nuevo Pemex

Falla eléctrica en elCPG Nuevo Pemex

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

01

/07

/20

17

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17

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17

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17

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17

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18

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18

01

/06

/20

18

01

/07

/20

18

Nuevo Pemex Cactus La Venta Total Sureste

23

Inyecciones Norte y Golfo(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

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.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

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/20

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01

/07

/20

18

Total Golfo Total Norte

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

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

Importaciones EE.UU.(MMpcd)


Mantenimiento en NET del 27 de marzo al 3 de abril.

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

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

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/20

18

01

/07

/20

18

Reynosa Tetco Reynosa Tennessee Kinder Morgan Rey Energy Transfer Kinder Mongan MTY GdN. 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

200

400

600

800

1,000

1,200

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18

01

/06

/20

18

01

/07

/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)


´ ´

4850

4900

4950

5000

5050

5100

5150

5200

5250

5300

Lunes Martes Miercoles Jueves Viernes Sabado Domingo

Pro

med

io P

emex

2017 - Promedio Total Consumo 2018 - Promedio Total Consumo

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

4,000

5,000

6,000

7,000

01

/07

/20

17

01

/08

/20

17

01

/09

/20

17

01

/10

/20

17

01

/11

/20

17

01

/12

/20

17

01

/01

/20

18

01

/02

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18

01

/03

/20

18

01

/04

/20

18

01

/05

/20

18

01

/06

/20

18

01

/07

/20

18

Total Sureste Norte/Golfo Importaciones EEUU Total GNL Total Consumo

4. Precios-gas natural

28

El gas natural es el combustible más económico comparado contraotros combustibles de uso común

29

Precios de combustibles(USD/MMBTU)

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

9.57

12.50

29.94 29.89

23.22 22.90

2.783.66

13.37

9.90

0

5

10

15

20

25

30

35

feb

-15

mar

-15

abr-

15

may

-15

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-15

jul-

15

ago

-15

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-15

oct

-15

no

v-1

5

dic

-15

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16

feb

-16

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-16

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16

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-16

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-16

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16

ago

-16

sep

-16

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-16

no

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6

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-16

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17

feb

-17

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-17

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-17

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17

ago

-17

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-17

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-17

no

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7

dic

-17

ene-

18

feb

-18

mar

-18

abr-

18

may

-18

jun

-18

jul-

18

Gas natural

Combustóleo

GLP

Diésel

GNL

30

Fuente: U.S. Energy Information Administration y CME Group.

Precio Spot vs. Precio Futuro 2016-2018 (USD/MMBTU)

2.96

0

1

2

3

4

5

ene-

201

6

feb

-20

16

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-201

6

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201

6

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-20

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201

6

ago

-201

6

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-201

6

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-20

16

no

v-2

016

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-20

16

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201

7

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-20

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-201

7

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201

7

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-20

17

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201

7

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-201

7

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-201

7

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-20

17

no

v-2

017

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-20

17

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201

8

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18

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8

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201

8

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201

8

ago

-201

8

sep

-201

8

oct

-20

18

no

v-2

018

dic

-20

18

Spot Futuro (histórico) Futuro

El precio spot alcanzó un máximo de diciembre 2017 a enero 2018 debido a las condiciones climáticas derivadas del invierno en los Estados Unidos

31

Notas:1. Datos disponibles hasta junio de 2018.2. 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.Fuente: U.S. Energy Information Administration y CRE

Precio Henry Hub1 vs. VPM Golfo2 2017-2018 (USD/MMBTU)

2.9

8

2.9

8

2.9

0

2.9

8

2.8

8

3.0

1

2.8

1

3.8

8

2.6

7

2.7

0

2.7

9

2.8

0

2.9

6

3.28

3.52 3.48* 3.46 3.513.37

3.55

3.29

4.36

3.323.46

3.62 3.66

0

1

2

3

4

5

01

/06

/20

17

01

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17

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17

01

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17

01

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/20

17

01

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/20

17

01

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17

01

/01

/20

18

01

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/20

18

01

/03

/20

18

01

/04

/20

18

01

/05

/20

18

01

/06

/20

18

Henry Hub VPM Golfo

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

Pemex Transformación Industrial: Precios de VPM por zona

32

Nota:Precios anunciados para el mes de junio 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 junio 2018.

VPM por zona(USD/MMBTU)

3.77

3.87 4.09

3.79 3.99

3.27

2.64

2.93

4.04

4.21

3.523.66

0

1

2

3

4

5

jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18

Sur Istmo Centro* Norte Gloria a Dios Naco Occidente Golfo

33

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 junio 2018

USD/MMBTU

Precio de referencia en zona Golfo 3.43

Costo asociado al Gas Natural Licuado 0.21

Costo por modalidad de entrega base firme 0.02

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

VPM Golfo 3.66

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

VPM Golfo vs. IPGN*(USD/MMBTU)

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

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 19.73

3.52 3.48 3.46 3.513.37

3.55

3.29

4.36

3.323.46

3.62 3.66

4.10

4.31

4.093.97

4.194.05

4.34

4.56

3.88

4.134.02

0

1

2

3

4

5

jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18

VPM Golfo IPGN

Notas:(**) Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.

34

Regiones para la publicación de índices de referencia de precios de gas natural

Nota:

El 15 de febrero de 2018 se publicó el Acuerdo por el cual la Comisión Reguladora de Energía (CRE) da a conocer regiones para la publicación de índices de referencia de precios de gas natural.

Fuente: CRE.

Desde febrero de 2018, la CRE publica índices regionales de precios degas natural, para asistir a los participantes del mercado

RegiónFebrero 2018 (USD/MMBTU)

Marzo 2018 (USD/MMBTU)

Abril 2018 (USD/MMBTU)

Mayo 2018(USD/MMBTU)

I 6.0582 5.6809 4.7772 4.6665

II 4.514 3.8915 4.2786 3.7802

III 4.2475 3.5369 3.9874 3.8721

IV 5.1927 4.2578 4.4202 4.3818

V 5.0425 4.459 4.6142 4.4686

VI 4.8858 4.2078 4.4216 4.2946

Región I$4.67(mayo 2018)

Región II$3.78(mayo2018)

Región IV$4.38(mayo 2018)

Región V$4.47(mayo 2018)

Región III$3.87(mayo 2018)

Región VI$4.29(mayo 2018)

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

35

36

Fuente: U.S. Energy Information Administration y CME Group.

Exportación continental vs. Exportación GNL (USD/MMBTU)

Precios de gas natural de exportación

3.15 3.10 3.01 3.03 3.04 3.05 3.02 3.09 3.18

3.75

3.21

2.79 2.88

5.01

4.664.48

4.14

3.77 3.773.90

4.344.60

4.21

5.46

4.32 4.43

0

1

2

3

4

5

6

7

8

abr-17 may-17 jun-17 jul-17 ago-17 sep-17 oct-17 nov-17 dic-17 ene-18 feb-18 mar-18 abr-18

Exportación continental Exportación GNL

El consumo de gas natural se incrementó en un 24.4% del 2017 a abrilde 2018

37

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

(MMpcd)

Notas:

(*) Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.

Fuente: U.S. Energy Information Administration.

448

9,5249,823

8,807

61,384

92,327

54,260

84,675

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

100,000

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

19

99

20

00

20

01

20

02

20

03

20

04

20

05

20

06

20

07

20

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09

20

10

20

11

20

12

20

13

20

14

20

15

20

16

20

17

20

18*

Exportación Importaciones Consumo Producción Comercializada

El consumo de gas natural se incrementó durante el mes de junio 2018 debido alaumento estacional de la temperatura

38

Producción, Consumo, Importación y Exportación Semanal de Gas Natural en Estados Unidos

[Bcfd]


90.1 89.9 90.1 90.1 89.8 90.0 90.5 89.8 89.8 90.291.2

67.6

63.6

57.855.3

57.5 56.7 56.657.8

5…

59.8 60.5

5.8 5.8 6.0 6.1 6.2 6.4 6.5 5.8 5.7 6.1 5.9

7.7 7.6 8.1 7.7 7.97.1 7.2 7.1 7.3

7.7 7.9

0

5

10

15

20

25

30

35

40

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

90.0

100.0

12/4/2018 - 18/4/2018 19/4/2018 - 25/4/2018 26/4/2018 - 02/5/2018 03/05/2018 - 09/05/2018 10/05/2018 - 16/05/2018 17/05/2018 - 23/05/2018 24/05/2018 - 30/05/2018 31/05/2018 - 06/06/2018 07/06/2018 - 13/06/2018 14/06/2018 - 20/06/2018 21/06/2018 - 27/06/2018

Producción comercializada Consumo Importaciones Exportaciones

39

El volumen de gas natural total almacenado en Estados Unidos hadisminuido en un 17.7% de 2017 a abril 2018

Notas:

(*) Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.


Inventario de Gas Natural en Estados Unidos(Bcf)

6,640

6,210 6,336

6,716

6,2576,460 6,493

6,860 6,8386,592

7,052 7,052 7,004

7,5027,149

6,621

7,171

7,5787,309

6,013

8,229 8,241 8,182 8,207 8,206 8,255 8,268 8,330 8,402 8,4998,656 8,764 8,849 8,991

9,173 9,233 9,231 9,234 9,253 9,254

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

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

20

18*

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

2,694

1,857

3,160

1,281

2,074

3,523

3,129

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

06/

01/2

017

13/

01/2

017

20/

01/2

017

27/

01/2

017

03/

02/2

017

10/

02/2

017

17/

02/2

017

24/

02/2

017

03/

03/2

017

10/

03/2

017

17/

03/2

017

24/

03/2

017

31/

03/2

017

07/

04/2

017

14/

04/2

017

21/

04/2

017

28/

04/2

017

05/

05/2

017

12/

05/2

017

19/

05/2

017

26/

05/2

017

02/

06/2

017

09/

06/2

017

16/

06/2

017

23/

06/2

017

30/

06/2

017

07/

07/2

017

14/

07/2

017

21/

07/2

017

28/

07/2

017

04/

08/2

017

11/

08/2

017

18/

08/2

017

25/

08/2

017

01/

09/2

017

08/

09/2

017

15/

09/2

017

22/

09/2

017

29/

09/2

017

06/

10/2

017

13/

10/2

017

20/

10/2

017

27/

10/2

017

03/

11/2

017

10/

11/2

017

17/

11/2

017

24/

11/2

017

01/

12/2

017

08/

12/2

017

15/

12/2

017

22/

12/2

017

29/

12/2

017

05/

01/2

018

12/

01/2

018

19/

01/2

018

26/

01/2

018

02/

02/2

018

09/

02/2

018

16/

02/2

018

23/

02/2

018

02/

03/2

018

09/

03/2

018

16/

03/2

018

23/

03/2

018

30/

03/2

018

06/

04/2

018

13/

04/2

018

20/

04/2

018

27/

04/2

018

04/

05/2

018

11/

05/2

018

18/

05/2

018

25/

05/2

018

01/

06/2

018

08/

06/2

018

15/

06/2

018

22/

06/2

018

Gas de trabajo 2017 - 2018

40

El gas natural en almacenamiento subterráneo de Estados Unidos ha incrementado61.9% desde un mínimo el 20 de abril al 22 de junio de 2018.

Gas de trabajo almacenado en Estados Unidos(Bcf)

Nota:

Los máximos y mínimos son valores promedios correspondientes al periodo 2012 – 2018.


Máx y mín 2017 - 2018

6. Petroquímica

41

Ubicación de los complejos petroquímicos de Petróleos Mexicanos

42

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

43

N/A: No aplica.Notas: Capacidad instalada al mes de mayo 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** 237 Poza Rica, Veracruz Pemex TRI

Tula** 66 Tula, Hidalgo Pemex TRI

Independencia 217 San Martín Texmelucan, Puebla. Pemex TRI

Morelos 2,727 Coatzacoalcos, Veracruz. Pemex Etileno

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

Cosoleacaque 4,318 Coatzacoalcos, Veracruz. Pemex Fertilizantes

Cangrejera 2,977 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 un13.6% en el periodo de mayo 2017 a mayo 2018

44

31

2827

2829 29

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29

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17

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18*

Notas:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Fuente: Sistema de Información Energética.

22

24

2221

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8

Producción total de petroquímicos de Pemex(Mtd)

Producción total de petroquímicos

2000-2018 2017-2018

Producción de los principales petroquímicos en Pemex TRI

45

Empresa

Productiva

subsidiaria

Complejo

petroquímicoProducto

2013

(Mtd)

2014

(Mtd)

2015

(Mtd)

2016

(Mtd)

2017

(Mtd)

2018*

(Mtd)

Pemex TRI

Cangrejera

Benceno 0.2 0.3 0.2 0.13 0.05 0

Tolueno 0.3 0.4 0.3 0.24 0.14 0

Xilenos 0.2 0.3 0.2 0.27 0.16 0

Estireno 0.2 0.3 0.3 0.09 0 0

Hidrocarburos de alto octano 0.8 0.9 1.3 1.58 1.28 0.59

Independencia

Metanol 0.4 0.5 0.4 0.40 0.29 0.43

Especialidades Petroquímicas 0.02 0.02 0.03 0.02 0.005 0.004

Notas:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Mtd: miles de toneladas diarias.Fuente: Sistema de Información Energética.

Producción de los principales petroquímicos en Pemex Etileno

46

Empresa

Productiva

subsidiaria

Complejo


2013

(Mtd)

2014

(Mtd)

2015

(Mtd)

2016

(Mtd)

2017

(Mtd)

2018*

(Mtd)

Pemex Etileno

Morelos

Etileno 1.5 1.3 1.2 1.14 0.78 0.92

Óxido de etileno 0.7 0.6 0.6 0.63 0.45 0.46

Polietileno Alta Densidad 0.5 0.4 0.4 0.26 0.12 0.04

Acrilonitrilo 0.1 0.1 0.1 0.07 0 0

Glicoles 0.5 0.4 0.4 0.43 0.30 0.38

Cangrejera

Etileno 1.1 1.4 1.3 0.93 0.81 0.64

Óxido de etileno 0.3 0.3 0.3 0.17 0.16 0.19

Polietileno Baja Densidad 0.7 0.7 0.5 0.41 0.26 0.37

Glicoles 0.04 0.04 0.04 0.03 0.02 0.03

Notas:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Mtd: miles de toneladas diarias.Fuente: Sistema de Información Energética.

Producción de los principales petroquímicos en Pemex Fertilizantes

47

Empresa

Productiva

subsidiaria

Complejo


2013

(Mtd)

2014

(Mtd)

2015

(Mtd)

2016

(Mtd)

2017

(Mtd)

2018*

(Mtd)

Pemex Fertilizantes

Cosoleacaque

Anhídrido carbónico 3.4 3.3 2.3 2.15 2.32 1.75

Amoniaco 2.5 2.4 1.6 1.45 1.37 0.78

Camargo**

Anhídrido carbónico 0 0 0 0 0 0

Amoniaco 0 0 0 0 0 0

Notas:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.(**) 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 a lapoca disponibilidad de gas natural para las plantas petroquímicas de Pemex

48

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

0.8

3.2

2.92.7 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 1.6

0.0

0.5

1.0

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2.5

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3.5

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0.6 0.7

0.90.8

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1.51.4 1.5

1.41.3 1.3

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1.61.5

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3.5

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Nota:(*) Datos disponibles hasta el mes de mayo de 2018.Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos (BDI).

Producción total de amoniaco y etileno (Mtd)

2000-2018 2017-2018

Amoniaco Etileno

El valor de las importaciones de petroquímicos de Pemex se ha mantenido estable en el periodo de abril 2017 a abril 2018

49

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13 14 1415 14

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60 60 6058

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Nota:(*) Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.Fuente: Banco de México.

Valor de las importaciones y exportaciones de petroquímicos(MMUSD)

1999-2018 2017-2018

Importación Exportación

7. Etano y Etileno de Estados Unidos

50

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

51

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.

52

Producción total

Nota: Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.Fuente: Energy Information Administration de Estados Unidos.

1,3581,412 1,417 1,387

1,3521,305

1,5551,610

1,534 1,503

1,6091,669

1,725

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

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La producción de etano en Estados Unidos incrementó en un 27% en el periodo de abril 2017 a abril 2018

Producción neta de en Estados Unidos(Mbd)

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

53


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

PADD 1 PADD 2 PADD 3 PADD 4 Total

1,3531,405 1,412 1,382

1,3441,302

1,5501,603

1,528 1,499

1,6041,661

1,719

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

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1

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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)

La exportación de etano en Estados Unidos incrementó en un 89% en elperiodo de abril 2017 a abril 2018

55

Nota:1. Datos disponibles hasta el mes de abril de 2018.2. 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)

169

191

120

201210

204

146

248

234213

206

233

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150

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300

350

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Exportaciones Importaciones

56


Inventarios totales de etano en Estados Unidos (Mbd)

52,166

48,488

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

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Julio

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Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

En abril de 2018, el inventario de etano fue de 48,488 Mb, una reducción de7.1% en comparación al inventario del mismo periodo en el año anterior

57

Fuente: Thomson Reuters.

Referencia de precios del etano(USD/GAL)

24.4625.18

26.4226.73

26.62 26.31

22.03

27.08

24.10

25.13

27.63

26.27

32.54

15

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19

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25

27

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jun

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Precio del etano

En junio de 2018, el precio del etano fue de 32.54 USD/GAL, el cual aumentó enun 33% en comparación al precio de junio de 2017

8. Notas de interés

58

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

59

• 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 (IPGN)

Publicación de resultados del

PCGC

Consulta Pública CENAGAS 2017

México se integra a la

AIE

Publicación Acuerdo de Zona Geográfica Única

Rezonificación para publicar IPGN

Renovación de Contratos

Publicación del Boletín Electrónico del Sistrangas

Política Pública de Almacenamiento de Gas Natural

Tercera revisión del Plan Quinquenal

Publicación del anteproyecto de las Fases II y III del PCGC

Inicia vigencia de los contratos renovados

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 1 Feb 1 Mar 1 Apr 1 May 1 Jun 1 Jul

2016 2017 2018

http://bit.ly/2DkjBYf

60

Avances

•El pasado 28 de marzo de 2018 la Secretaría de Energía (SENER) publicó la Política Pública en materia de Almacenamiento de Gas Natural (Política oPPAGN). Ésta busca salvaguardar los intereses y la seguridad nacionales, de conformidad con el artículo 80, fracción II, de la Ley de Hidrocarburos.

Publicación de la Política

• Informar: reportar información periódica en materia de volúmenes producidos, transportados por medio de ductos y almacenados de gas natural.

• Constituir inventarios estratégicos (CENAGAS deberá contar en 2026 con 45 BCF, licitando los primeros 10 BCF en 2018 para constituir 5 días dedemanda proyectada al 2026); y

• Contar con inventarios operativos.

La Política establece tres obligaciones:

• El primer proceso licitatorio será conducido por CENAGAS en 2018 y estará limitado a campos dictaminados como económicamente inviables para laextracción de hidrocarburos, previamente nominados, y considerará la constitución de al menos 10 BCF. Los campos seleccionados para este propósitoson: Acuyo, Jaf , Saramako y Brasil.

Primera licitación de Almacenamiento Estratégico

•Fase I.- Apertura del cuarto de datos (Mayo-Junio). Con el apoyo de la CNH y la SENER, el 14 de mayo del 2018, CENAGAS puso a disposición de losinteresados (mediante el cuarto de datos de CNH) el paquete de datos de los cuatro campos económicamente inviables para la extracción dehidrocarburos con la siguiente información: Sísmica de pozos disponible, Infraestructura de transporte de gas natural, capas georreferenciadas de lasuperficie asociada.

•Fase II.- Proceso de nominación (Julio-Agosto). La nominación será un proceso que permitirá a las empresas interesadas proponer, de manera novinculante, el desarrollo de un campo para fines de almacenamiento estratégico, brindando argumentos técnicos, económicos, jurídicos y sociales.

•Fase III. Preparación de bases de licitación (Agosto-Septiembre). Una vez que el campo sea seleccionado, CENAGAS elaborará las bases preliminaresde licitación del proyecto de infraestructura de almacenamiento estratégico.

•Licitación del Servicio de Almacenamiento (duración de 4 a 6 meses).

Proceso de nominación y preparación para la primera licitación

Política Pública en materia de Almacenamiento de Gas Natural

Glosario

61

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

62

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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Prontuario estadístico julio 2018 - gob.mx · Prontuario estadístico julio 2018 Ciudad de México| julio| 2018 Dirección General de Gas Natural y Petroquímicos Unidad de Políticas