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Prospectiva deGas L.P. 2 0 1 6 - 2 0 3 0
1
Prospectiva de Gas L.P.
2016-2030
México, 2016
2
Secretaría de Energía
Pedro Joaquín ColdwellSecretario de Energía
Leonardo Beltrán RodríguezSubsecretario de Planeación y Transición Energética
Cesar Emilio Hernández OchoaSubsecretaria de Electricidad
Aldo Flores QuirogaSubsecretario de Hidrocarburos
Gloria Brasdefer HernándezOficial Mayor
Rafael Alexandri RiondaDirector General de Planeación e Información Energéticas
Víctor Manuel Avilés CastroDirector General de Comunicación Social
3
Elaboración y Revisión:
Rafael Alexandri RiondaDirector General de Planeación e Información Energéticas([email protected])
Luis Gerardo Guerrero GutiérrezDirector de Integración de Prospectivas del Sector([email protected])
Fabiola Rodríguez BolañosSubdirectora de Integración de Política Energética([email protected])
Alain de los Ángeles Ubaldo HigueraSubdirectora de Consumo de Combustibles([email protected])
Ana Lilia Ramos BautistaJefa de Departamento de Política Energética([email protected])
Portada:
Apoyo administrativo: María de la Paz León Femat, Maricela de Guadalupe Novelo Manrique.
2016, Secretaría de Energía.
4
Agradecimientos
Agradecemos la participación de las siguientes dependencias, entidades, organismos e instituciones para laintegración de esta prospectiva:
Comisión Nacional de Hidrocarburos
Comisión Reguladora de Energía
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía
Subsecretaría de Hidrocarburos
Petróleos Mexicanos
Instituto Mexicano del Petróleo
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
5
Índice
Índice 5
Índice de Cuadros 7
Índice de figuras 8
Presentación 9
Introducción 10
Resumen Ejecutivo 11
1. Marco Regulatorio de Gas Licuado de Petróleo 13
1.1. Instrumentos regulatorios en la cadena de Gas Licuado de Petróleo (gas L.P.) 13
1.1.1. Actividades de exploración y extracción de gas 14
1.1.2. Transformación industrial. 14
1.1.3. Transporte y almacenamiento 15
1.1.4. Distribución 16
1.1.5. Comercialización de gas L.P. 17
2. Mercado Nacional de Gas L.P. Histórico 18
2.1. Mercado Nacional de gas L.P. 18
2.1.1. Demanda nacional de gas L.P. por sector 18
2.1.2. Demanda regional y estatal de gas L.P 22
2.1.3. Producción nacional de gas L.P 24
2.1.4. Infraestructura de gas L.P 24
2.1.5. Comercio exterior de gas L.P 27
2.1.6. Precios de gas L.P. 28
2.1.7. Balance de gas L.P. 29
3. Mercado Nacional de gas L.P. Prospectivo. 30
3.1. Mercado Nacional de gas L.P. 30
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3.1.1. Demanda nacional de gas L.P. por sector 30
6
3.1.2. Demanda regional y estatal de gas L.P 37
3.1.3. Producción de gas L.P 38
3.1.4. Comercio de gas L.P 39
3.1.5. Balance de gas L.P. 40
Anexos de Gas L.P. 41
Glosario 54
Abreviaturas 56
Factores de conversión 58
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Referencias 60
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Índice de Cuadros
Cuadro 2. 1 VENTAS INTERNAS DE GAS L.P. POR REGIÓN Y ESTADO, 2005-2015 23
Cuadro 2. 2 PRODUCCIÓN DE GAS L.P. EN PGPB, 2005-2015 24
Cuadro 2. 3 PERMISOS DE DISTRIBUCIÓN DE GAS L.P. OTORGADOS POR LA SENER* 26
Cuadro 2. 4 BALANCE NACIONAL DE GAS L.P., 2005-2015 29
Cuadro 3. 1 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL, 2015-2030 35
Cuadro 3. 7 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR PETROLERO, 2015-2030 36
Cuadro 3. 8 DEMANDA DE GAS L.P. POR REGIÓN Y ENTIDAD FEDERATIVA, 2015-2030 38
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Cuadro 3. 9 BALANCE NACIONAL DE GAS L.P., 2015-2030 40
8
Índice de figuras
Figura 1. 1 CADENA DE SUMINISTRO DE GAS LICUADO DEL PETRÓLEO. 13
Figura 1. 2 ACUERDOS EN MATERIA DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN 14
Figura 1. 3 RESOLUCIONES EN MATERIA DE TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO 16
Figura 1. 4 RESOLUCIONES EN MATERIA DE TRANSPORTE 17
Figura 2. 1 DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL Y GAS L.P. POR SECTOR 18
Figura 2. 2 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES DEL SECTOR RESIDENCIAL, 2015 19
Figura 2. 3 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES DEL SECTOR SERVICIOS, 2015 20
Figura 2. 4 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2015
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20
Figura 2. 5 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL, 2015 21
Figura 2. 6 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR PETROLERO, 2015 22
Figura 2. 7 INFRAESTRUCTURA PARA TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DE GAS L.P., 2015 25
Figura 2. 8 CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE GAS L.P., 2015 26
Figura 2. 9 COMERCIO EXTERIOR DE GAS L.P. EN MÉXICO, 2015 27
Figura 2. 10 PRECIOS DE VPM Y PÚBLICO DE GAS L.P, 2005-2015 28
Figura 3. 1 DEMANDA NACIONAL DE GAS L.P, 2015-2030 30
Figura 3. 2 DEMANDA INTERNA DE GAS L.P.* POR SECTOR, 2015-2030 31
Figura 3. 3 CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR RESIDENCIAL, 2015-2030. 31
Figura 3. 4 AHORRO DE GAS L.P. EN EL CONSUMO RESIDENCIAL POR MEJORAS TÉCNICAS Y CAMBIO
EN LOS PATRONES DE CONSUMO, 2015-2030. 32
Figura 3. 5 CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR SERVICIOS, 2015-2030. 33
Figura 3. 6 AHORRO DE GAS L.P. EN EL SECTOR SERVICIOS POR TIPO DE EQUIPO, 2015-2030 33
Figura 3. 7 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR AUTOTRANSPORTE 2015-2030 34
Figura 3. 8 DEMANDA INDUSTRIAL DE GAS L.P. Y PIB DE LA INDUSTRIA MANUFACTURERA, 2015-
2030 35
Figura 3. 9 PRODUCCIÓN DE GAS L.P. 2015-2030 39................................................................................................................
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Figura 3. 10 COMERCIO EXTERIOR DE GAS L.P., 2015-2030 39
9
Presentación
Con la Reforma Energética, se han llevado a cabo modificaciones en la política energética que conducen a laeficiencia de los mercados energéticos y a mejorar su funcionamiento, con la finalidad de contribuir albienestar de los hogares y a la competitividad de las empresas que operan en el país.
Con el objetivo de implementar la Reforma Energética se publicaron leyes que sustentan el marco legal delnuevo sector energético, como son la Ley de Hidrocarburos y la Ley de Órganos Reguladores Coordinados enMateria Energética. Estas Leyes son las bases para desarrollar una nueva matriz regulatoria, que darán lasuficiente claridad y certidumbre a los participantes en los diversos mercados energéticos.
A partir de la Reforma Energética, se han generado cambios significativos en toda la cadena de valor dehidrocarburos, los cuales son la asignación directa de recursos considerados estratégicos a PetróleosMexicanos (PEMEX), los contratos de producción y utilidad compartida, la licencia con jugadoresinternacionales, y la apertura de la comercialización de hidrocarburos a empresas privadas.
En materia de comercialización y distribución de gas L.P., el mayor avance se llevó a cabo con la liberación delas importaciones de este combustible a partir del primero de enero de 2016. Con lo que el Gobierno de laRepública reafirma su compromiso en la promoción de mayor competencia en el mercado de gas L.P.,otorgando 136 permisos1 para la importación de gas L.P., y a la disminución del precio que beneficio a lasfamilias mexicanas.
El presente documento fue elaborado con la participación de diversas entidades del sector energético, cuyopapel es de gran importancia en materia de regulación y funcionamiento del mercado de gas L.P.
1 Permisos otorgados al 12 de diciembre de 2016,http://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/171836/Permisos_de_importaci_n_de_Gas_LP_5dic16.pdf
10
Introducción
El gas L.P. es un combustible con un elevado consumo en el país, pudiéndose utilizar en procesospetroquímicos, en la agricultura o en vehículos, pero su mayor importancia es en el sector residencial, parasatisfacer las necesidades de calentamiento de agua, calefacción y cocción de alimentos de 7 de cada 10familias mexicanas. Por lo que es relevante el seguimiento del mercado de gas L.P. derivado de los cambiosque se han dado a partir de la Reforma Energética.
Es de gran importancia contar con una herramienta de planeación indicativa en la que se muestre la evoluciónhistórica y esperada del mercado de gas L.P. y, con ésta, poder contribuir a la toma de decisiones endiferentes sectores. Es por ello que anualmente la Secretaria de Energía publica las prospectivas del sectorenergético, de acuerdo al Artículo 24, del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía.
El documento de prospectiva está integrado por tres capítulos en los que se presenta el comportamiento delmercado de gas L.P., tanto histórico como prospectivo. En el primer capítulo se muestra el marco regulatoriode las actividades de la cadena de valor del gas L.P., en lo referente a los instrumentos que se han publicado apartir de la Reforma Energética.
El segundo capítulo contiene el comportamiento del mercado de este combustible durante el periodocomprendido de 2005 a 2015, en temas de demanda, producción, precios, infraestructura de ductos,comercio y balances, tanto a nivel nacional y regional.
En el tercer capítulo se aborda el pronóstico del mercado de gas L.P. para los próximos 15 años, en los que semuestra la demanda, la producción, el comercio exterior de gas, el balance nacional y los balances regionales.Finalmente, se incluyen los anexos con la información de los capítulos dos y tres.
11
Resumen Ejecutivo
Marco regulatorio
Tras la promulgación de la Reforma Constitucional en Materia Energética, y con la entrada en vigor de la Leyde Hidrocarburos, se modificó de manera profunda el marco jurídico que había regido el desarrollo de laindustria de hidrocarburos en el país, a fin de que México pueda alcanzar objetivos importantes en materia deenergética.
Las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos son reguladas por la Comisión Nacional deHidrocarburos (CNH), mientras que las actividades para el tratamiento y refinación de petróleo, elprocesamiento de gas natural, y la exportación e importación de hidrocarburos, y petrolíferos, necesitan depermisos expedidos por la Secretaría de Energía (SENER). Finalmente, los permisos de transporte,almacenamiento, distribución, compresión, licuefacción, descompresión, regasificación, comercialización yexpendio al público de hidrocarburos, petrolíferos o petroquímicos, son expedidos por la Comisión Reguladorade Energía (CRE).
En materia de exploración y extracción la CNH ha suscrito, en nombre del Estado, 24 contratos deexploración y extracción de hidrocarburos con 27 empresas de siete países diferentes. Con esto se conformaun sistema industrial de hidrocarburos diversificado, en el que ahora, además de Petróleos Mexicanos(PEMEX), existen empresas privadas que compiten bajo las mismas reglas. El 17 de diciembre de 2015, sepublicaron las bases de la Cuarta Convocatoria de la Ronda Uno. El 19 de julio de 2016 se anunció lapublicación de la Primera Convocatoria de la Ronda Dos y, el 24 de agosto de 2016, se publicó la SegundaConvocatoria de la misma. El resultado de la Ronda 1.4 en aguas profundas, concluida el 5 de diciembre de2016, resultó en la adjudicación de 8 de 10 campos. La Ronda 2.1 que considera áreas en aguas someras, lapresentación de propuestas y declaración de ganadores se llevará a cabo el 22 de marzo de 2017, y el fallose dará a conocer el 24 de marzo de 2017 y las Rondas 2.2 y 2.3 que incluyen campos terrestres y cuyosresultados se darán a conocer el 12 de julio de 2017.
En materia de procesamiento de gas, el pasado 19 de noviembre de 2015, se publicaron en el Diario Oficialde la Federación, las Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen los modelos de lostítulos de permisos en materia de tratamiento y refinación de petróleo, así como de procesamiento de gasnatural, que tienen la finalidad de coadyuvar a que el proceso de otorgamiento de los permisos seatransparente y eficiente, y dar cumplimiento al mandato establecido en los instrumentos jurídicos.
Con el fin de regular las actividades de transporte, almacenamiento, distribución y comercialización, la CRE hapublicado acuerdos y resoluciones, que servirán de instrumentos regulatorios para estas actividades.
Mercado Nacional Histórico
En 2015, la demanda de gas L.P. disminuyó 1.5% respecto a 2014 colocándose en 283.0 miles de barrilesdiarios (mbd). Durante el periodo 2005-2015, presentó una tasa media de crecimiento de anual (tmca) de -1.2%.
El sector residencial participó con 59.5%, a este sector le siguen los sectores servicios, con una participaciónde 14.8%, autotransporte, 12.5%, industrial, con 10.3%, y los sectores petrolero y agropecuario con 1.5% y1.4% respectivamente.
En 2015, la producción nacional alcanzó un volumen de 176.0 mbd, lo que represento una disminución de14.6% respecto a 2014. Del total de la producción, el 85.1% provino de los complejos procesadores de gas
12
(CPG) de Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB), el 13.0% de las refinerías de Pemex-Refinación y el1.9% de Pemex-Exploración y Producción (PEP) y Pemex-Petroquímica (PPQ)2.
Para hacer llegar el gas L.P a las terminales de distribución marítima y terrestre que operan en el país seutilizan diversos sistemas de ductos, autotanques, buques gaseros y tractocamiones con semirremolques. Alcierre de 2015, se contaba con cinco permisos de transporte mediante ductos, los cuales fueron otorgadospor CRE, a PEMEX y diferentes empresas.
En 2015, las importaciones de gas L.P alcanzaron un volumen de 105.2 mbd, un volumen 23.9% mayor queen 2014. En cuanto a las exportaciones, éstas se redujeron en 98.7% respecto a 2014, pasando de 1.3 mbda 0.02 mbd en 2015.
En lo referente a precios, durante el 2015, el precio de venta de primera mano (VPM) tuvo un promedio 9.41pesos/kg ($/kg), lo que significó un aumento de 4.6% respecto a 2014. El precio al público (promediosimple nacional antes del I.V.A.), se mantuvo en 12.49 $/kg durante el periodo de enero a diciembre de2015.
Mercado Nacional Prospectivo
Se espera que en 2030 la demanda da gas L.P. alcance un volumen de 263.3 mbd, al registrar unadisminución de 7.0% respecto a 2015. El sector residencial continuará siendo el mayor consumidor de gasL.P., con una participación de 52.4% del total nacional de este combustible, le sigue el sector servicios, conuna participación de 17.8%, industrial con 13.7%, autotransporte con 13.6%, agropecuario con 2.2% y,finalmente, el sector petrolero 0.3%.
En 2030, se prevé que la producción de gas L.P. alcance un volumen de 154.7 mbd, lo que equivale a unadisminución de 12.1% respecto a 2015, con una tmca de -0.9% durante el periodo 2015-2030.
En el caso del comercio internacional, se espera que en 2030, las importaciones de gas L.P. alcancen unvolumen de 108.6 mbd, lo que equivale a un incremento de 3.2% respecto a 2015, y se estima que en todoel periodo de estudio no se registren exportaciones de gas L.P.
2 El 28 de abril de 2015 se publicó en el DOF el acuerdo de creación de Pemex Transformación Industrial, en el quese reorganizaron Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex-Petroquímica como una solaempresa productiva del Estado subsidiaria de PEMEX.
13
1. Marco Regulatorio de Gas Licuado dePetróleo
1.1. Instrumentos regulatorios en la cadena de Gas Licuado dePetróleo (gas L.P.).
Tras la promulgación de la Reforma Constitucional en materia de energía, y con la entrada en vigor de la Leyde Hidrocarburos, se modificó de manera profunda el marco jurídico que había regido el desarrollo de laindustria de hidrocarburos en el país, a fin de que México pueda alcanzar objetivos importantes en materiaenergética.
La cadena de valor del sector hidrocarburos se conforma de actividades como: exploración, extracción (pozosterrestres o plataformas marinas), producción (petróleo o gas), transformación industrial (refinerías oprocesadoras de gas), transporte (ductos, autotanques, ferrocarril), almacenamiento, distribución y expendioal público (gasolineras o centros de distribución y carburación de gas L.P.)3.
Las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos son reguladas por la Comisión Nacional deHidrocarburos (CNH), mientras que las actividades para el tratamiento y refinación de petróleo, elprocesamiento de gas natural, y la exportación e importación de hidrocarburos, y petrolíferos, necesitan depermisos expedidos por la Secretaría de Energía (SENER). Finalmente, los permisos de transporte,almacenamiento, distribución, compresión, licuefacción, descompresión, regasificación, comercialización yexpendio al público de hidrocarburos, petrolíferos o petroquímicos, son expedidos por la Comisión Reguladorade Energía (CRE).
FIGURA 1. 1 CADENA DE SUMINISTRO DE GAS LICUADO DEL PETRÓLEO.
Fuente: Sener con información de la Comisión Reguladora de Energía (Desarrollo del Sistema Regulatorio Mexicano en MateriaEnergética)
3 Evaluación en materia de Diseño del Programa Presupuestario G031. Regulación, Gestión y Supervisión del SectorHidrocarburos ASEA-SEMARNAT, pág. 2.
Pro
ce
so Exploración
yExtracción
Transporte Refinación AlmacenamientoExpendio al
público ConsumoDistribución
Consumo alpor mayor
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1.1.1. Actividades de Exploración y Extracción de gas
En materia de exploración y extracción la CNH ha suscrito, en nombre del Estado, 24 contratos deexploración y extracción de hidrocarburos con 27 empresas de siete países diferentes. Con esto se conformaun sistema industrial de hidrocarburos diversificado, en el que ahora, además de Petróleos Mexicanos(PEMEX), existen empresas privadas que compiten bajo las mismas reglas.
El 17 de diciembre de 2015, se publicaron las bases de la Cuarta Convocatoria de la Ronda Uno. El 19 dejulio de 2016 se anunció la publicación de la Primera Convocatoria de la Ronda Dos y, el 24 de agosto de2016, se publicó la Segunda Convocatoria de la misma. El resultado de la Ronda 1.4 en aguas profundas,concluida el 5 de diciembre de 2016, resultó en la adjudicación de 8 de 10 campos. La Ronda 2.1 queconsidera áreas en aguas someras, la presentación de propuestas y declaración de ganadores se llevará acabo el 22 de marzo de 2017, y el fallo se dará a conocer el 24 de marzo de 2017 y las Rondas 2.2 y 2.3que incluyen campos terrestres y cuyos resultados se darán a conocer el 12 de julio de 2017.
El 30 de septiembre de 2015, se publicó el Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracciónde Hidrocarburos 2015-2019. Además de las rondas de licitación y el Plan Quinquenal se han publicadosacuerdos que sirven como instrumentos regulatorios (ver figura 1.2).
FIGURA 1. 2 ACUERDOS EN MATERIA DE EXPLORACIÓN Y EXTRACCIÓN
Fuente: Sener con información de acuerdos publicados en el DOF.
1.1.2. Transformación industrial.
De acuerdo con el Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley deHidrocarburos, le corresponde a la SENER regular y supervisar, otorgar, modificar y revocar los permisos enmateria de procesamiento de gas natural, así como tratamiento y refinación de petróleo.
El pasado 19 de noviembre de 2015, se publicaron en el DOF las Disposiciones Administrativas de caráctergeneral que establecen los modelos de los títulos de permisos en materia de tratamiento y refinación depetróleo, así como de procesamiento de gas natural, que tienen la finalidad de coadyuvar a que el proceso deotorgamiento de los permisos sea transparente y eficiente, y dar cumplimiento al mandato establecido en losinstrumentos jurídicos.
Acuerdo CNH.E.02.001/16, mediante el cual laComisión Nacional de Hidrocarburos modifica losartículos 43, fracción II y 46, primer párrafo yadiciona el transitorio séptimo a los Lineamientostécnicos en materia de medición de hidrocarburos,publicados el 29 de septiembre de 2015.(11/02/16)
Acuerdo CNH.E.09.002/16, mediante el cual laComisión Nacional de Hidrocarburos modifica elartículo 17 y adiciona el transitorio octavo de losLineamientos que regulan el procedimiento decuantificación y certificación de reservas de laNación y el informe de los recursos contingentesrelacionados. (15/04/16)
Acuerdo CNH.E.29.002/16 mediante el cual laComisión Nacional de Hidrocarburos modifica losartículos 42 y 43 de los Lineamientos Técnicos enMateria de Medición de Hidrocarburos.(24/08/16)
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El 27 de febrero de 2015, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, solicitó a la SENER, permisos de procesamientode gas natural para los CPG: Arenque, Burgos, Cactus, Ciudad Pemex, Coatzacoalcos, La Venta, Matapionche,Nuevo Pemex y Poza Rica. De igual forma, Pemex-Refinación solicitó permiso para las refinerías: MiguelHidalgo (Tula), Ing. Antonio M. Amor (Salamanca), General Lázaro Cardenas (Minatitlán), Francisco I. Madero(Madero), Ing. Antonio Dovalí Jaime (Salina Cruz) e Ing. Héctor R. Lara Sosa (Cadereyta). El 30 de junio de2015, la SENER por conducto de la Dirección General de Gas Natural y Petroquímicos y de la DirecciónGeneral de Petrolíferos, otorgó permisos para nueve CPG y seis refinerías. También se otorgaron trespermisos para el tratamiento de petróleo con una vigencia de 30 años, que pueden ser prorrogados deconformidad con lo establecido en la Ley de Hidrocarburos4.
1.1.3. Transporte y almacenamiento
El transporte de gas L.P. se caracteriza por ser un mercado oligopólico con PEMEX actuando como empresadominante. La oferta consiste en tres segmentos que transportan un volumen de 283 mil barriles diarios:autotanques (54% del volumen), ductos de Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB)5 y privados (44%) yembarcaciones (2%). Los agentes del lado de la demanda son distribuidores mediante plantas yexpendedores mediante bodegas o estaciones de servicio con fin específico6.
El almacenamiento comprende la actividad de recibir hidrocarburos, petrolíferos o petroquímicos propiedadde terceros, en los puntos de recepción de su instalación o sistema, conservarlos en depósito, resguardarlos ydevolverlos al depositante o a quien éste designe, en los puntos de entrega determinados en su instalación osistema, conforme a lo dispuesto en las disposiciones administrativas de carácter general que emita la CRE7.
Las tarifas de transporte y almacenamiento se calculan con el método de regulación por incentivos en el casode transporte por ducto y almacenamiento a gran escala, acordados en el permiso otorgado por la CRE. Pararegular estas actividades la CRE ha publicado diversos acuerdos y resoluciones (ver figura 1.3).
4https://www.gob.mx/sener/prensa/sener-otorga-permisos-a-pemex-para-continuar-con-las-actividades-de-tratamiento-y-refinacion-de-petroleo-asi-como-para-procesamiento-de-gas.5 El 28 de abril de 2015 se publicó en el DOF el acuerdo de creación de Pemex Logística, misma que entró en funciones el15 de octubre del mismo año y es actualmente la empresa productiva del Estado subsidiaria que opera la infraestructurade almacenamiento y transporte de gas LP antes propiedad de PGPB.6 Desarrollo Del Sistema Regulatorio Mexicano En Materia Energética (CRE), pág. 35.7 Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos.
16
FIGURA 1. 3 RESOLUCIONES EN MATERIA DE TRANSPORTE Y ALMACENAMIENTO
Fuente: Sener con información de las resoluciones publicadas en el DOF.
1.1.4. Distribución
La distribución comprende la actividad de adquirir, recibir, guardar y, en su caso, conducir gas natural ypetrolíferos para su expendio al público o consumo final. La distribución podrá llevarse a cabo medianteducto, auto-tanques, vehículos de reparto, recipientes portátiles, recipientes transportables sujetos a presión,así como los demás medios que establezca la CRE en las Disposiciones Administrativas de carácter generalpara su entrega a los usuarios o usuarios finales, en sus instalaciones o las instalaciones de aprovechamiento,según corresponda8. Para regular esta actividad se han publicado disposiciones y resoluciones, adicionales alas mencionadas en el apartado de transporte y almacenamiento de este capítulo.
• Disposiciones Administrativas de carácter general que establecen medidas para los permisionarios dedistribución de gas licuado de petróleo, relativas al cumplimiento de la normatividad aplicable en materiade mantenimiento y sustitución de infraestructura y equipos, así como capacitación de personal.(25/02/16).
• Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas decarácter general, en materia de acceso abierto y prestación de los servicios de distribución por ducto depetrolíferos (06/01/16).
8 Ídem.
•Acuerdo por el cual la Comisión Reguladora de Energía prorroga el plazo de entrega del primerreporte trimestral de obligaciones para los permisionarios de las actividades de transporte,almacenamiento, distribución y expendio al público de petróleo, petrolíferos y petroquímicos,previstos en los formatos expedidos mediante Resolución RES/308/2015 y publicados en laOficialía de Partes electrónica. (12/04/2016)
•Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía modifica la disposición séptima transitoriade las Disposiciones Administrativas de carácter general en materia de acceso abierto y prestaciónde los servicios de transporte por ducto y almacenamiento de petrolíferos y petroquímicos.(30/03/2016)
•Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas decarácter general en materia de medición aplicables a la actividad de almacenamiento de petróleo,petrolíferos y petroquímicos.(11/01/2016)
•Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas decarácter general que establecen las especificaciones de los requisitos a que se refieren los artículos50 y 51 de la Ley de Hidrocarburos, los formatos de solicitudes de permiso y los modelos de lostítulos de permisos para realizar las actividades de almacenamiento, transporte, distribución yexpendio al público de gas licuado de petróleo.(15/12/2015)
•Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas decarácter general aplicables a la prestación de los servicios de transporte por ducto yalmacenamiento de hidrocarburos. (04/11/2015)
Transporte y almacenamiento
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1.1.5. Comercialización de gas L.P.
En 2015 la oferta de gas L.P. era generada por dos grandes segmentos: PEMEX (62.6%) e importaciones(37.4%). La demanda está compuesta por más de 1,000 empresas distribuidoras, entre las que destacanGrupo Tomza, Gas Uribe, Vela Gas, Gas Nieto y Gas Zaragoza9. Esta actividad se está contrayendo,principalmente por el incremento en el consumo de gas natural.
El 1° de enero de 2016, comenzó la estrategia de liberalización del mercado de gas L.P., cuyos permisos deimportación se podrán otorgar a cualquier interesado que cumpla con las disposiciones jurídicas aplicables. Eneste caso, corresponde a la SENER regular, supervisar, otorgar, modificar y revocar los permisos para laexportación e importación de hidrocarburos y petrolíferos en términos de la Ley de Comercio Exterior y conel apoyo de la Secretaría de Economía. Al 12 de diciembre de 2016, la SENER ha autorizado 136 permisos deimportación de gas L.P.
Los objetivos regulatorios de la venta mayorista de gas L.P. son asegurar la sostenibilidad del mercado ypromover precios competitivos. En este sentido la CRE ha publicado acuerdos, resoluciones y decretos quesirven de instrumentos regulatorios (ver figura 1.4).
FIGURA 1. 4 RESOLUCIONES EN MATERIA DE COMERCIALIZACIÓN
Fuente: Sener con información de los acuerdos y resoluciones publicados en el DOF
9 Desarrollo del Sistema Regulatorio Mexicano en Materia Energética (CRE), pág. 37.
Decreto por el que se amplía la vigencia del diverso por el que se sujeta el gas licuado de petróleo a precios máximos de venta deprimera mano y de venta a usuarios finales, publicado el 31 de diciembre de 2015. (30/09/16)
Resolución de la Comisión Reguladora de Energía por la que se amplían los plazos para la actualización de los contratos decomercialización de petrolíferos y petroquímicos distintos a gasolina y diésel, así como para la implementación de lasmetodologías para determinar los precios de venta de primera mano de estos productos. (03/08/16)
Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía amplía la vigencia de los contratos de petrolíferos distintos de la gasolinay diésel, así como el periodo de conclusión del régimen transitorio a que hacen referencia los resolutivos sexto y octavo de laResolución RES/071/2016. (16/06/16)
Acuerdo por el que la Comisión Reguladora de Energía prorroga el plazo para que los permisionarios de las actividades detransporte y distribución por medios distintos a ductos, expendio y expendio al público de gas licuado de petróleo presenten losinformes correspondientes al primer y segundo trimestre de 2016, previstos en los títulos de permiso correspondientes.(14/06/16)
Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas de carácter general queestablecen los formatos para la presentación de información por parte de los permisionarios de comercialización de hidrocarburos,petrolíferos y petroquímicos. (06/01/16)
Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas de carácter general queestablecen los requisitos para la presentación de las solicitudes de permisos provisionales de transporte, almacenamiento,distribución, expendio al público y gestión de sistemas integrados de petróleo, petrolíferos, petroquímicos y bioenergéticos.(27/01/15)
Resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las disposiciones administrativas de carácter general queestablecen las especificaciones de los requisitos a que se refieren los artículos 50 y 51 de la Ley de Hidrocarburos, los formatos desolicitudes de permiso y los modelos de los títulos de permisos para realizar las actividades de almacenamiento, transporte,distribución y expendio al público de gas licuado de petróleo. (15/12/15)
18
2.Mercado Nacional de Gas L.P. Histórico
2.1. Mercado Nacional de gas L.P.
En México, como en otros países, el gas L.P. es el combustible más utilizado en el sector residencial,principalmente para el calentamiento de agua y cocción de alimentos, sin embargo, existe una parteimportante de la población en el país que continúa utilizando leña o carbón debido al difícil acceso a estecombustible y/o al bajo poder adquisitivo en algunas regiones.
En este documento, se aborda un análisis del mercado de gas L.P. en México durante el periodo 2005-2015,en temas de demanda nacional y sectorial, producción, permisos, infraestructura, comercio, precios y balancede este combustible a nivel nacional y regional.
2.1.1. Demanda Nacional de gas L.P. por sector
En 2015, la demanda de gas L.P. disminuyó 1.5% respecto a 2014 colocándose en 283.0 miles de barrilesdiarios (mbd). Durante el periodo 2005-2015, ésta mostró una tasa media de crecimiento de anual (tmca)de -1.2%.
Del volumen total de gas L.P. consumido, el sector residencial participó con 168.4 mbd, es decir el 59.5%, aeste sector le siguen los sectores servicios, con una participación de 14.8%, autotransporte, 12.5%,industrial, con 10.3%, y los sectores petrolero y agropecuario con 1.5% y 1.4% respectivamente. En generaltodos los sectores tuvieron una disminución en la demanda de gas L.P., debido al aumento en el uso de gasnatural.
FIGURA 2. 1 DEMANDA NACIONAL DE GAS NATURAL Y GAS L.P. PORSECTOR
(Participación porcentual)
FUENTE: SENER, con base en información del IMP.
Residencial59.5%
Servicios14.8%
Industrial10.3%
Autotransporte12.5%
Petrolero1.5%
Agropecuario1.4%
GAS L.P.283.0 mbd
19
Demanda de gas L.P. en el sector residencial
Al cierre de 2015, la demanda total de combustibles en el sector residencial fue de 305.9 miles de barrilesdiarios de gas L.P. equivalente (mbdglpe). De este volumen, 168.4 mbd fueron de gas L.P. lo que representó55.0% del total, le siguió la leña con un volumen de 113.2 mbdglpe y una participación de 37.0%, yfinalmente, el gas natural con un volumen de 24.4 mbdglpe y una participación de 8.0%. De estoscombustibles, el gas L.P y la leña presentaron una tmca negativa de 1.7% y 1.1%, respectivamente, duranteel periodo 2005-2015. En el caso de gas natural, éste tuvo una tmca positiva de 0.9% durante el mismoperiodo.
En 2015, el uso de paneles solares en este sector aumentó 7.4% con respecto a 2014, alcanzando 97.8miles de unidades, y el parque de calentadores que consumen gas L.P. aumentó 3.0% (Ver anexo CuadroA.1.). Adicionalmente, el uso de leña en algunas regiones, y el aumento en el consumo de gas natural,también repercuten en la demanda de gas L.P., la cual tuvo una disminución de 7.8% respecto a 2014.
En el caso de la leña, se actualizaron los datos históricos a partir de 2011 con la última información delInstituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI). Los datos de leña presentan una diminución (Ver anexoCuadro A.2.).
FIGURA 2. 2 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES DEL SECTORRESIDENCIAL, 2015
(mbdglpe)
FUENTE: SENER, con base en información de IMP.
Demanda de gas L.P. en el sector servicios
Al cierre de 2015, el consumo de combustibles en el sector servicios alcanzó un volumen de 68.8 mbdglpe,siendo el gas L.P. el combustible de mayor uso con 42.0 mbd, seguido por la leña con 18.1mbdglpe yfinalmente el gas natural con un volumen de 8.7 mbdglpe. Al igual que en el sector residencial, el gas L.P y laleña tuvieron una tmca negativa de 0.5% y 1.1% en el periodo de 2005-2015, entretanto, el gas naturaltuvo una tmca de 5.1% en el mismo periodo.
En 2015, el consumo de gas L.P., en el sector servicios, tuvo una disminución de 0.2% respecto al 2014, estodebido a la inclusión de sistemas de calentamiento de agua para albercas y cuartos en algunos hoteles; y a laeficiencia de los equipos de calefacción y el aumento en el consumo de gas natural en este sector.
Al igual que en el sector residencial, se actualizaron los datos históricos de la demanda de leña con losúltimos datos de INEGI (Ver anexo Cuadro A.3).
Gas natural24.4
Gas L.P.168.4
Leña113.2
305.9 mbglpe
20
FIGURA 2. 3 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES DEL SECTORSERVICIOS, 2014
(mbdglpe)
FUENTE: SENER, con base en información de IMP.
Demanda de gas L.P. en el sector autotransporte
En 2015, en el sector autotransporte el consumo de combustibles alcanzó un volumen de 1,490.1 mbdglpe,de éste, la gasolina presentó la mayor participación con 981.0 mbdglpe, seguida del diésel con 473.2mbdglpe, gas L.P. con 35.3 mbd, y el gas natural con 0.6 mbdglpe. En los casos de gasolina, diésel y gasnatural, éstos presentaron tmca positivas durante el periodo 2005-2015, y la de gas L.P. fue de -0.04%.
La demanda de gas L.P. en este sector presentó una disminución de 1.7% respecto a 2015 debido,principalmente, al aumento del parque vehicular que utiliza gas natural y gasolina, mientras que, el parquevehicular a gas L.P disminuyó en 1.3% respecto a 2015, pasando de 253.5 miles de unidades a 250.3 milesde unidades (ver anexo Cuadro A.4.).
FIGURA 2. 4 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTORAUTOTRANSPORTE, 2015
(Miles de barriles diarios de gasolina equivalente)
FUENTE: SENER, con base en información de IMP.
Gas natural8.7
Gas L.P.42.0
Leña18.1
68.8 mbglpe
Gas L.P2.4%
Gas NaturalComprimido
0.04%
Gasolina65.8%
Diésel31.8%
1,490.1 mbglpe
21
Demanda de gas L.P en el sector industrial
En 2015, el sector industrial empleó un volumen de 621.1 mbdglpe, de esté, el gas natural fue el másdemandado con un volumen de 354.5 mbdglpe, lo que representó el 57.1% del consumo total. Por su parteel gas L.P. tuvo una participación de 4.7% del total sectorial, con 29.2 mbd.
En el caso del gas L.P., la demanda en 2015 presentó una diminución de 0.2% respecto a 2014. A pesar deque este combustible es indispensable en diversas ramas de la industria, el elevado precio del gas L.P. conrespecto a otros combustibles, limita el crecimiento de la demanda en este sector.
FIGURA 2. 5 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL, 2015(porcentaje)
FUENTE: SENER, con base en información de IMP
Demanda de gas L.P. en el sector petrolero
En 2015, el sector petrolero empleó 639.1 mbdglpe, es decir 3.7% menos que en 2014. En este sectortodos los combustibles presentaron una diminución en la demanda. En el caso del gas L.P, ésta fue de 17.6%respecto a 2014, pasando de 5.1 mbd a 4.2 mbd en 2015, seguido de gasolina con una diminución de15.3%, combustóleo con 6.8%, diésel con 4.4% y finalmente gas L.P. con -3.3%.
De la demanda total de gas L.P. en este sector, 2.3 mbd correspondieron a actividades de refinación, seguidode exploración y producción con 1.4 mbd, en procesamiento de gas con 0.5 mbd y, finalmente, enpetroquímica se demandó un volumen de 0.002 mbd (ver Anexo Cuadro A.5.).
Gas natural57.1%
Combustóleo2.4%
Diésel7.1%
Gas L.P.4.7%
Coque depetróleo14.1%
Carbón14.6%
621.1 mbglpe
22
FIGURA 2. 6 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTORPETROLERO, 2015
(mbdglpe)
FUENTE: SENER, con base en información de IMP.
2.1.2. Demanda regional y estatal de gas L.P.
En 2015, las ventas internas de gas L.P. alcanzaron un volumen de 278.8 mbd, lo que representó unadisminución de 1.2% respecto a 2014 y, para el periodo 2005-2015, las ventas internas se redujeron en1.2% en promedio anual. Destaca que todas las regiones, excepto la Centro Occidente, tuvieron unadisminución respecto del volumen demandado el año previo. Las ventas internas por región y por estado semuestran en el cuadro 3.1.
La demanda de la región Noroeste representó 9.0% del total nacional en 2015, con una demanda de 25.0mbd, 1.7% menos en comparación con 2014. Con 8.6 mbd, Baja California fue el estado con las ventasinternas más altas. A éste le siguen Sonora con 7.7 mbd, Sinaloa y Baja California con 6.7 mbd y 2.0 mbd,respectivamente, equivalente a un crecimiento en sus ventas internas en 2015.
En la región Noreste, las ventas internas disminuyeron 3.9% respecto a 2014, posicionándose en 38.7mbd,este volumen representó 13.9 % de las ventas totales a nivel nacional. El estado con las mayores ventasinternas fue Chihuahua, con 10.1 mbd, aun cuando sus ventas disminuyeron en 6.5% respecto a 2014. Elestado con las menores ventas fue Durango con un volumen de 3.3 mbd, 6.0% más que en 2014.
En el caso de la región Centro- Occidente, las ventas internas en 2015 alcanzaron un volumen de 64.7 mbd,2.2% más respecto a 2014, y representó el 23.2% del total de las ventas internas nacionales. En la región,Jalisco fue el estado con el mayor volumen de ventas internas con 21.7 mbd, 2.3% más respecto a 2014, yel de menores ventas fue Colima con un volumen de 1.7 mbd, lo que equivale a una disminución de 35.3%respecto a 2014.
En 2015, la región Centro alcanzó un volumen de 113.6 mbd en ventas internas, 40.8% del total nacional,sin embargo, esta región tuvo una disminución de 2.2% respecto a 2014. En esta región el Estado de Méxicotuvo las mayores ventas internas, con un volumen de 48.9 mbd, lo que representó una disminución de 1.7%respecto a 2014, y el estado con la demanda más baja fue Tlaxcala con un volumen de ventas de 4.5 mbd.
Las ventas internas de la región Sur-Sureste fueron 36.7 mbd, que equivalen al 13.2% del total de las ventasnacionales en 2015. En la región, el estado que presentó las ventas internas más altas fue Veracruz con 13.5mbd; que contrasta con Campeche con un volumen de ventas de 1.0 mbd.
Gas natural566.8
Combustóleo36.5
Diésel29.6
Gas L.P.4.2
Gasolina2.2
23
CUADRO 2. 1 VENTAS INTERNAS DE GAS L.P. POR REGIÓN Y ESTADO,2005-2015
(Miles de barriles diarios)
FUENTE: SENER, con base en información de IMP.
Región / Estado 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015TMCA
2005-2015
Noroeste 27.8 26.7 26.1 25.1 24.0 24.0 24.3 24.4 24.7 25.4 25.0 1.0-
Baja California 11.1 11.1 11.3 10.8 10.4 10.2 9.8 9.6 9.4 9.8 8.6 2.6-
Baja California Sur 1.7 1.8 1.9 1.9 1.7 1.8 2.0 1.9 2.0 1.5 2.0 1.5
Sinaloa 6.9 6.4 6.0 5.8 5.8 5.7 5.8 6.0 6.6 6.6 6.7 0.2-
Sonora 8.1 7.5 6.9 6.6 6.2 6.2 6.7 6.8 6.8 7.6 7.7 0.4-
Noreste 47.5 44.4 43.5 40.0 38.1 41.0 40.7 41.8 42.7 40.3 38.7 2.0-
Coahuila 10.1 9.2 8.8 8.0 7.6 8.2 7.7 8.1 8.1 7.8 7.7 2.7-
Chihuahua 12.8 12.3 12.2 11.4 11.1 12.4 12.4 12.5 12.7 10.8 10.1 2.3-
Durango 3.9 3.6 3.5 3.1 2.7 3.0 3.3 3.5 3.4 3.1 3.3 1.6-
Nuevo León 11.7 10.7 9.3 7.7 7.1 7.2 6.7 7.8 8.4 8.8 9.2 2.4-
Tamaulipas 9.0 8.8 9.6 9.9 9.6 10.2 10.7 9.8 10.1 9.7 8.4 0.7-
Centro-Occidente 71.5 70.2 69.7 67.8 64.3 65.9 65.4 64.4 64.0 63.3 64.7 1.0-
Aguascalientes 3.9 3.5 3.4 3.4 3.1 3.1 3.0 3.3 3.5 3.4 3.8 0.1-
Colima 1.7 1.6 1.7 1.8 1.6 1.8 2.9 3.0 3.1 2.6 1.7 0.0-
Guanajuato 13.4 13.7 13.7 13.6 13.0 13.8 13.9 12.9 12.9 12.9 14.1 0.5
Jalisco 24.6 23.9 23.5 22.8 22.2 22.5 21.3 20.7 20.7 21.2 21.7 1.2-
Michoacán 11.5 11.4 11.4 10.3 10.1 10.3 10.1 10.1 10.8 10.3 10.0 1.4-
Nayarit 2.5 2.4 2.4 2.3 2.1 2.3 2.2 2.3 2.2 2.2 2.0 2.0-
Querétaro 4.1 3.8 3.5 3.2 2.4 2.3 2.5 2.4 2.2 2.9 3.2 2.4-
San Luis Potosí 5.5 5.4 5.5 5.4 5.4 5.5 5.3 5.3 4.6 4.5 4.6 1.7-
Zacatecas 4.4 4.5 4.5 4.9 4.5 4.4 4.3 4.4 3.9 3.3 3.5 2.3-
Centro 126.3 124.6 122.6 120.3 118.8 120.1 117.3 117.5 114.8 116.1 113.6 1.1-
Distrito Federal 34.4 33.9 32.7 30.7 29.1 28.6 27.9 26.7 25.6 25.9 25.0 3.2-
Hidalgo 9.2 9.2 8.9 8.4 8.0 7.9 7.7 8.3 8.1 8.3 8.1 1.3-
México 55.3 55.3 54.3 51.7 49.6 49.5 48.8 49.2 48.2 49.7 48.9 1.2-
Morelos 6.3 6.3 6.1 5.8 5.5 5.5 5.4 5.5 5.4 5.5 5.4 1.5-
Puebla 17.6 16.7 17.2 19.7 22.2 23.8 22.9 23.1 22.9 22.1 21.8 2.2
Tlaxcala 3.5 3.3 3.4 3.9 4.5 4.8 4.6 4.7 4.7 4.6 4.5 2.6
Sur-Sureste 40.9 40.1 39.5 38.9 36.6 37.9 37.9 38.4 37.7 36.9 36.7 1.1-
Campeche 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 0.9
Chiapas 5.6 5.3 5.2 5.1 4.9 5.0 5.2 5.1 4.7 4.9 4.8 1.6-
Guerrero 3.8 3.7 3.6 3.3 3.2 3.2 2.9 2.5 1.7 1.4 1.3 9.9-
Oaxaca 4.3 4.3 4.4 4.3 4.4 4.4 4.5 4.6 4.9 4.8 4.8 1.1
Quintana Roo 2.4 2.5 3.0 3.3 3.1 3.4 3.5 3.6 3.7 4.0 4.2 5.9
Tabasco 4.1 4.1 3.6 3.6 3.6 3.8 3.8 3.8 3.9 4.0 3.9 0.5-
Veracruz 15.9 15.5 15.4 15.1 13.4 14.1 14.1 14.7 14.5 13.7 13.5 1.7-
Yucatán 3.9 3.7 3.5 3.3 3.0 3.2 3.1 3.1 3.2 3.1 3.2 2.0-
Total nacional 314.1 306.0 301.3 292.1 281.8 288.8 285.8 286.5 283.9 282.1 278.8 1.2-
24
2.1.3. Producción Nacional de gas L.P.
En 2015, la oferta nacional alcanzó un volumen de 176.0 mbd, lo que represento una disminución de 14.6%respecto a 2014. Del total de la producción, el 85.1% provino de los CPG, el 13.0% de las Refinerías y el1.9% de PEP y PPQ.
En el caso de los CPG, se tuvo una disminución de 14.8 % respecto a 2014, pasando de 175.7 mbd a 149.7mbd. Del total, el CPG Cangrejera produjo 43.4 mbd, 7.6% más que en 2014, Matapionche fue el CPG conmenos producción, con un volumen de 0.7 mbd. La disminución de la producción de gas L.P. se debió a lamenor oferta de gas húmedo amargo y dulce, y a la salida de operación de una planta criogénica paraadecuarla a la entrega de etano al proyecto Etileno XXI10.
En el caso de las transferencias de gas L.P. de las refinerías a las terminales de almacenamiento y distribuciónde gas L.P., el mayor volumen fue transferido de la refinería de Tula con 9.4 mbd, sin embargo, ésta tuvo unadiminución de 22.7% respecto a 2014 (Ver anexo Cuadro A.6.).
CUADRO 2. 2 PRODUCCIÓN DE GAS L.P. EN PGPB, 2005-2015(Miles de barriles diarios)
FUENTE: SENER, con base en información de IMP.
2.1.4. Infraestructura de gas L.P.
Para hacer llegar el gas L.P. a las terminales de distribución marítima y terrestre que operan en el país seutilizan diversos sistemas de ductos, autotanques, buques gaseros y tractocamiones con semirremolques.
Al cierre de 2015, se contaba con cinco permisos de transporte mediante ductos, los cuales fueronotorgados por CRE, éstos están otorgados a diferentes empresas:
• TDF, S. de R.L. de C.V., (cuyo trayecto va del CPG Burgos hacia Monterrey Nuevo León);
• Ductos del Altiplano, S.A de C.V. (trayecto Tuxpan, Veracruz hacia Atotonilco de Tula, Hidalgo);
• Penn Octane de México S. de R.L de C.V. (trayecto cruce fronterizo de Sabina, Tamaulipas hacia laterminal en Matamoros);
• Pemex Logística SNGLP (trayecto Cactus hacia Guadalajara); y,
• Pemex Logística “Hobbs-Méndez” (trayecto, estación “hobbs”, localizada en la frontera de Texas, EUA,hacia Ciudad Juárez, Chihuahua).
10 Petróleos Mexicanos, Informe Anual 2015
CPG* 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015TMCA
2005-2015
Total 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6 184.2 185.4 176.0 177.7 175.7 149.7 -3.6
Burgos 9.9 14.5 17.0 18.0 20.0 19.9 19.8 18.2 19.5 18.0 14.9 4.2
Cactus 40.2 45.0 35.5 27.1 27.0 32.7 31.7 32.0 28.9 25.1 21.2 -6.2
Cangrejera 43.6 44.1 39.1 43.4 43.4 39.6 45.0 43.0 39.2 47.0 43.4 -0.1
Matapionche 2.2 2.2 2.1 1.8 1.5 1.1 1.0 0.8 0.9 0.8 0.7 -10.7
Morelos 42.1 46.3 41.8 39.8 46.6 47.6 38.9 41.1 40.7 37.1 39.1 -0.7
Nuevo Pemex 70.4 57.8 57.8 48.2 38.9 39.8 44.2 35.5 42.2 42.1 25.5 -9.7
Poza Rica 2.7 2.3 3.0 2.7 3.1 3.4 4.7 5.4 6.1 5.6 5.0 6.5
Reynosa 4.4 3.2 2.6 1.5 0.1 - - - - - - n.a.
25
En el caso de los permisos de distribución de gas L.P mediante ductos, la CRE tenía otorgados cuatropermisos al cierre de 2015, los cuales son:
• Compañía de Gas de Tijuana, S.A. de C.V. en el estado de Baja California;
• Asociación de Colonos de la Herradura, A.C. en el Estado de México;,
• Gas del Caribe, S.A. de C.V. en el estado de Quintana Roo; y
• Hermogas S.A. de C.V. en el estado de Sonora.
El l siguiente mapa muestra la infraestructura de ductos de transporte y distribución al cierre de 2015.
FIGURA 2. 7 INFRAESTRUCTURA PARA TRANSPORTE Y DISTRIBUCIÓN DEGAS L.P., 2015
Fuente: SENER con información de CRE
Al 9 de septiembre de 2016, la CRE ha otorgado los siguientes permisos: 1,182 permisos para plantas dedistribución, 342 permisos para expendio mediante estaciones de servicio para autoconsumo, 3,155permisos para expendio mediante estaciones de servicio con fin específico y 7 permisos para expendiomediante bodega de expendio.
TDF.S. de R.L. de C.V
Penn Octane de México, S. de R.L de C.V.
Ductos del Altíplano, S.A. de C.V.
Pemex-Logística(SNGLP)
Compañia de Gas deTijuana, S.A. de C.V.
Hermogas S.A. de C.V.
Asociación de Colonosde La Herradura, A.C.
Gas delCaribe , S.A. de C.V.
Transporte
Distribución
Pemex-Logística(Hobbs-Méndez)
26
CUADRO 2. 3 PERMISOS DE DISTRIBUCIÓN Y EXPENDIO DE GAS L.P.OTORGADOS POR LA SENER*
Fuente: SENER con información de la CRE.
En diciembre de 2015, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) otorgó diversos permisos a Pemex Logísticapara la operación de infraestructura de transporte y almacenamiento de hidrocarburos11 entre los cuales seencuentran tres permisos de almacenamiento de gas L.P.
Al cierre de 2015, la CRE había otorgado 26 permisos de almacenamiento, con una capacidad de 5,513,974barriles de gas L.P., lo que representó un incremento de 111.6% respecto a 2014; esto se debió a que en2015 se otorgaron tres permisos con una capacidad total de 2,650,452 barriles, dos de ellos ubicados en elestado de Veracruz y uno en San Luis Potosí. Uno de estos permisos corresponde a un proyecto dealmacenamiento subterráneo en cavernas salinas, con lo que el estado de Veracruz aumentó cinco veces sucapacidad de almacenamiento respecto a 2014.
FIGURA 2. 8 CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE GAS L.P., 2015(barriles)
Fuente: SENER con información de la CRE.
11 Reporte de resultados preliminares de PEMEX al 31 de diciembre de 2015, pág. 14.
Permisos otorgados en materiade Gas LP
No. de permisos
Permisos de distribución de GasLicuado de Petróleo mediantePlanta de Distribución
1,182.0
Permisos de Expendio de GasLicuado de Petróleo medianteEstación de Servicio paraautoconsumo
342.0
Permisos vigentes Expendio alPúblico de Gas Licuado dePetróleo mediante Estación deServicio con fin Específico
3,155.0
Permisos vigentes de Expendio alPúblico de Gas Licuado dePetróleo mediante Bodega deExpendio
7.0
3,218,502
917,572 868,734
210,00980,000 79,999 43,721 30,505 22,854 15,347 12,579 9,435 4,717
Capacidad total: 5, 513, 973 barriles
27
2.1.5. Comercio exterior de gas L.P.
Hasta el cierre de 2015, las importaciones de gas L.P. fueron realizadas por Pemex mediante su filial MGITrading Ltd. con la finalidad de cubrir la demanda nacional, ya que la producción de este hidrocarburo no essuficiente.
En 2015, las importaciones de gas L.P. alcanzaron un volumen de 105.2 mbd lo que representó un aumentode 23.9% respecto a 2014. De este volumen, 66.9 mbd se recibieron mediante buque tanques, es decir, el63.6% del total. Del volumen importado por vía marítima 46.5 mbd se recibieron en la terminal de Pajaritos.
En lo que respecta a las importaciones por vía terrestre, se recibieron un total de 12.6 mbd, quecorresponden al 12.0% del total. De este volumen, la mayor cantidad se recibió por Mexicali con 4.9 mbd, lesigue Piedras Negras con 3.8 mbd, Tijuana con 3.1 mbd y finalmente por Nogales entraron 0.9 mbd.
Finalmente, las importaciones mediante ducto alcanzaron un volumen de 25.7 mbd, que equivalen al 24.4%del total. Del volumen importado 17.9 mbd se recibieron por Ciudad Juárez y el resto se recibió porMatamoros.
En el caso de las exportaciones, éstas se redujeron en 98.7% respecto a 2014, pasando de 1.3 mbd a 0.02mbd, los cuales fueron enviados a Belice.
FIGURA 2. 9 COMERCIO EXTERIOR DE GAS L.P. EN MÉXICO, 2015(miles de barriles diarios)
Fuente. SENER, con base en información de IMP.
28
2.1.6. Precios de gas L.P.
En 2015, el Ejecutivo Federal publicó, en el Diario Oficial de la Federación, el Decreto por el que se sujeta elgas licuado del petróleo a precios máximos de venta de primera mano y de venta a usuarios. De acuerdo aeste Decreto y a las Resoluciones RES/284/2014 y la RES/385/2014 emitidas por la CRE, Pemex emite elprecio de venta de primera mano del gas L.P. por población con origen en cada centro embarcador12.
Durante el 2015, el precio de VPM tuvo un promedio 9.41 pesos/kg ($/kg), lo que significó un aumento de4.6% respecto a 2014, y el precio al público (promedio simple antes del I.V.A.), se mantuvo en 12.49 $/kgdurante el periodo de enero a diciembre de 2015.
FIGURA 2. 10 PRECIOS DE VPM Y PÚBLICO DE GAS L.P, 2005-2015
Fuente: CRE.
Los precios de gas L.P. administrado y gas L.P. con base en costo de oportunidad se presentan en el AnexoFigura A.1.
12 http://www.gas.pemex.com.mx/PGPB/Productos+y+servicios/Gas+licuado/Precios/Venta+GLP+distribuidores/
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
Precio ($/kg) de vpm
Precio ($/kg) al público (promedioantes del IVA)
29
2.1.7. Balance de gas L.P.
En 2015, la oferta de gas L.P alcanzó un volumen de 176.0 mbd, equivalente a 17.1% menos que en 2014,por lo que se tuvo que recurrir a la importación de gas L.P. para poder cubrir una demanda de 283.0 mbd, quepresentó una diminución de casi 2% respecto a 2014.
En el caso de la demanda, se observa que el sector residencial es el mayor consumidor con 168.4 mbd,seguido de los sectores servicios y autotransporte con 42.0 mbd y 35.3 mbd respectivamente, estatendencia se observó en 3 de las 5 regiones, a excepción de las regiones Noroeste y Noreste, ver AnexoCuadro A.7-Cuadro A.11.
En 2015, las exportaciones pasaron de 1.3 mbd a 0.02 mbd y fueron enviadas a Belice; por otra parte lasimportaciones aumentaron de 85.0 mbd a 105.2 mbd.
CUADRO 2. 4 BALANCE NACIONAL DE GAS L.P., 2005-2015mbd
Nota: El volumen de propano y butanos que se consume como materia prima, se incluye en el sector industrial.
* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito.
Fuente: SENER, con información de IMP.
Concepto 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015tmca
2005-2015Origen 320.7 317.4 308.9 298.0 289.6 291.6 292.9 292.0 286.5 291.0 281.2 -1.3
Oferta interna 247.8 241.8 226.0 209.3 209.6 212.8 210.5 206.4 207.0 206.1 176.0 -3.4Pemex Gas y Petroquímica Básica 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6 184.2 185.4 176.0 177.7 175.7 149.7 -3.6Pemex Refinación 31.4 26.1 26.8 26.4 28.0 26.7 22.7 27.5 26.1 27.1 22.9 -3.1Pemex Petroquímica 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.Pemex Exploración Producción 1.0 0.3 0.2 0.6 1.0 1.9 2.4 2.9 3.3 3.3 3.3 13.1
Importación 72.9 75.6 82.9 88.7 80.0 78.8 82.4 85.6 79.5 85.0 105.2 3.7Destino 320.3 313.3 308.0 297.3 287.8 292.9 291.9 291.0 286.7 288.5 283.0 -1.2
Demanda interna 318.5 311.2 307.0 297.2 286.7 292.9 290.4 290.9 286.5 287.2 283.0 -1.2Sector agropecuario 6.2 4.2 3.3 4.6 4.4 4.4 4.7 4.1 4.0 4.0 4.0 -4.2Sector autotransporte 35.4 28.1 30.5 28.3 26.8 26.6 29.2 32.8 35.8 35.9 35.3 0.0Sector industrial 28.3 29.8 29.1 27.8 27.4 28.9 27.0 27.4 29.8 29.2 29.2 0.3Sector petrolero 4.4 5.2 5.7 5.1 4.9 4.0 4.6 4.4 2.5 5.1 4.2 -0.4Sector residencial 200.1 198.1 196.0 191.5 183.5 188.3 182.9 179.6 171.0 170.8 168.4 -1.7Sector servicios 44.1 45.8 42.5 39.9 39.6 40.5 41.9 42.6 43.4 42.1 42.0 -0.5
Exportación 1.8 2.1 1.0 0.1 1.1 0.1 1.5 0.1 0.2 1.3 0.02 -35.9Variación de inventarios * 0.4 4.1 0.9 0.7 1.8 -1.3 1.0 1.0 -0.1 2.5 -1.8 n.a.
30
3. Mercado Nacional de gas L.P. Prospectivo
3.1. Mercado Nacional de gas L.P.
Los sectores industrial, servicios y residencial reciben bienes y servicios energéticos tales como el gas L.P ygas natural. Para una correcta planeación, que impulse el desarrollo de estos sectores, es necesario conocercómo evolucionará el mercado, para poder suministrar de manera confiable combustibles de alta calidad y aprecios competitivos. En este capítulo se muestra los pronósticos de oferta y demanda para el periodo de2015-2030.
3.1.1. Demanda nacional de gas L.P. por sector
Se espera que en 2030, la demanda de gas L.P. alcance un volumen de 263.3 mbd, una disminución de 7.0%respecto a 2015, que representa una tmca de -0.5% durante el periodo de 2015-2030. Esta reducción seexplica por el menor consumo de gas L.P. en los sectores residencial y petrolero. Las reducciones por partedel sector residencial se explican por la sustitución de gas L.P. por gas natural.
FIGURA 3. 1 DEMANDA NACIONAL DE GAS L.P, 2005-2030.(mbd)
Fuente: Sener con base en información del IMP.
En 2030, el sector residencial continuará siendo el principal consumidor de gas L.P., con un volumen de 137.9mbd, que equivale a 52.4% del total de la demanda nacional de este combustible, sin embargo, presentaráuna disminución de 18.1% respecto a 2015. A este sector le sigue el sector servicios, con una participaciónde 17.8%, industrial con 13.7%, autotransporte con 13.6%, agropecuario con 2.2% y, finalmente, el sectorpetrolero 0.3%. En el periodo de 2015-2029, casi todos los sectores mostrarán tmca positivas, a excepcióndel petrolero y el residencial, los cuales tendrán una tmca de -10.1% y -1.3%, respectivamente (ver figura3.2).
200
220
240
260
280
300
320
340
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
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
31
FIGURA 3. 2 DEMANDA INTERNA DE GAS L.P.* POR SECTOR, 2015-2030.(mbd)
*Incluye propano y butanos utilizados como materia prima en el sector industrial.Fuente: Sener con base en información del IMP.
Demanda de gas L.P en el sector residencial
En 2030, la demanda de combustibles el sector se estima en 261.5 mbdglpe, lo que significa unadisminución de 14.5% respecto a 2015. En este sector, el gas L.P. seguirá siendo el más utilizado con unparticipación de 52.7% del total, aun cuando disminuya 30.4 mbd con respecto a 2015, y tendrá una tmcade -1.3% durante el periodo de 2015-2030. Esta reducción se deberá a que se espera una mayorpenetración del gas natural en este sector.
La leña será el segundo combustible más utilizado con un volumen de 92.6 mbd, es decir una participacióndel 35.4%. Al igual que el gas L.P., su demanda disminuirá 18.2% respecto a 2015. En el caso de gas natural,éste tendrá un aumento de 27.2% respecto a 2015, al pasar o de 24.4 mbdglpe a 31.0 mbdglpe, lo quesignifica una tmca de 1.6% durante el mismo periodo.
FIGURA 3. 3 CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR RESIDENCIAL,2015-2030.
(mbdglpe)
Fuente: Sener con información del IMP
Residencial168.4
Servicios42.0
Industrial*29.2
Autotransporte35.3
Petrolero4.2
Agropecuario4.0
Residencial137.9
Servicios46.8
Industrial*36.1
Autotransporte35.8
Petrolero0.9
Agropecuario5.7
20302015
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Gas natural 24.4 25.4 26.8 28.0 28.9 29.8 30.1 30.5 30.9 31.1 31.2 31.2 31.1 31.3 31.2 31.0
Leña 113.2 112.6 111.4 110.0 108.5 106.8 105.4 104.1 102.6 100.9 99.7 98.3 96.9 95.4 93.8 92.6
Gas LP 168.4 166.5 164.4 162.9 160.1 157.8 154.9 152.2 150.9 148.6 146.4 144.4 142.4 141.6 139.7 137.9
0
50
100
150
200
250
300
350
32
Por su parte, los ahorros de gas L.P. en el sector residencial alcanzarán un volumen de 13.7 mbd en 2030,derivados de la eficiencia de calentadores, introducción de calentadores solares, incorporación de hornos demicroondas y estufas con encendido electrónico. Los ahorros asociados a la eficiencia de calentadores eintroducción de calentadores solares alcanzará un volumen de 9.0 mbd, lo que representará una participaciónde 65.7% del ahorro total de gas L.P., en el caso de los ahorros por estufas con encendido electrónico será de4.1 mbd y, finalmente, el ahorro por hornos de microondas será de 0.6 mbd (ver figura 3.4).
FIGURA 3. 4 AHORRO DE GAS L.P. EN EL CONSUMO RESIDENCIAL PORMEJORAS TÉCNICAS Y CAMBIO EN LOS PATRONES DE CONSUMO, 2015-
2030.(mbd)
Fuente. IMP, con base en ANES, CONAPO, INEGI, PROCALSOL y empresas privadas.
Demanda de gas L.P. en el sector servicios
En 2030, el sector servicios demandará un volumen de combustibles de 74.6 mbdglpe, 8.7% más que en2015, y una tmca de 0.6% en el periodo de 2015-2030. En este sector el gas L.P será el combustible másempleado con una participación de 62.6%, equivalente a 46.8 mbd, y una tmca de 0.7% durante el mismoperiodo. La leña será el segundo combustible más demandado, con una participación de 19.8% (14.8mbdglpe), y una tmca de -1.3%; finalmente, el gas natural tendrá un consumo de 13.1 mbdglpe, equivalentea 17.5% de participación.
0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6
2.73.1
3.54.0
4.8
5.6
6.26.8
7.47.8
8.28.5 8.7 8.9 9.0 9.0
3.23.3
3.43.5
3.5
3.6
3.7
3.7
3.83.9
3.94.0
4.04.1 4.1 4.1
0
2
4
6
8
10
12
14
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Hornos de microondas Eficiencia calentadores e introducción de calentadores solares Encendido electrónico en las estufas
33
FIGURA 3. 5 CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR SERVICIOS, 2015-2030.
(mbdglpe)
Fuente: Sener con información del IMP
El ahorro de gas L.P. en el sector servicios pasará de 0.7 mbd en 2015 a 3.1 mbd en 2030, lo querepresentará un ahorro acumulado, durante el periodo 2015-2030, de 30.4 mbd. Dicho ahorro se encuentraasociado a la eficiencia en calentadores de agua y estufas. El ahorro derivado de la eficiencia de calentadoresalcanzará un ahorro de 3.1 en 2030; y los ahorros por estufas será de 0.04 mbd en el mismo año.
FIGURA 3.6 AHORRO DE GAS L.P. EN EL SECTOR SERVICIOS POR TIPO DEEQUIPO, 2015-2030.
(miles de barriles diarios)
Fuente. IMP, con base en ANES, CONAPO, INEGI, PROCALSOL y empresas privadas.
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Gas LP Leña Gas natural
-0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.03 0.03 0.03 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.04
0.7 0.7 0.8 1.01.2
1.41.6
1.82.0
2.22.4
2.5 2.7 2.8 2.9 3.1
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Estufas
Calentadores de agua
Ahorro total
34
Demanda de gas L.P. en el sector autotransporte
Se espera que, en 2030, el consumo de combustibles alcance un volumen de 2,067.2 mbdglpe, 38.7%mayor que en 2015. En este sector el combustible más utilizado seguirá siendo la gasolina con un porcentajede participación de 62.6% del total de la demanda, lo que significa un volumen de 1,293.5 mbdglpe; lesiguen el diésel con 735.5 mbdglpe, 35.6% de participación; el gas L.P. y el gas natural con una participacióndel 1.7% y 0.1% respectivamente.
El incremento de combustibles, se deberá al aumento del parque vehicular, el cual se espera que alcance44,390.4 miles de unidades al final del periodo prospectivo (ver anexo cuadro A.12).
FIGURA 3. 7 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTORAUTOTRANSPORTE 2015-2030
(porcentaje)
FUENTE: SENER, con base en información de IMP.
Demanda de gas L.P. en el sector industrial
En 2030, se espera que el crecimiento del PIB del sector industrial alcance 3,705.4 millones de pesos. Paraese año, se pronostica que el uso de combustibles del sector industrial se incrementará 31.2% respecto a2015, pasando de 621.1 mbdglpe a 814.7 mbdglpe, que corresponde a una tmca de 1.8% durante elperiodo de 2015-2030. En este sector el combustible más demandado seguirá siendo el gas natural con unvolumen de 540.4 mbdglpe, lo que representará una participación de 66.3%, le seguirá el carbón con unaparticipación de 11.8%, coque de petróleo con 11.0%, diésel con 6.4% y, finalmente, gas L.P. con 4.4%. En elcaso de gas L.P. la demanda alcanzará un volumen de 36.1 mbd, un incremento de 23.8% respecto a 2015,y tendrá una tmca de 1.4% durante el periodo de 2015-2030 (ver cuadro 3.1).
Gas L.P1.7%
Gas NaturalComprimido
0.12%
Gasolina62.6%
Diésel35.6%
Gas L.P2.4%
Gas NaturalComprimido
0.0%
Gasolina65.8%
Diésel31.8%
2015 2030
35
CUADRO 3. 1 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTORINDUSTRIAL, 2015-2030
(mbdglpe)
Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, PEMEX, SE,SENER y empresas privadas.
En cuanto al impacto de la sustitución en el consumo de combustibles en este sector, la demanda de gas L.P.,de no existir una sustitución de este combustible por gas natural, alcanzaría un volumen de 47.0 mbd, unincremento de 10.9 mbd más que en el escenario con sustitución, en el cual el consumo de gas sería de 36.1mbd en 2030.
FIGURA 3. 8 DEMANDA INDUSTRIAL DE GAS L.P. Y PIB DE LA INDUSTRIAMANUFACTURERA, 2015-2030
(mbd y miles de millones de pesos)
Fuente: IMP, con base en información de BANXICO, CONAGUA, CONUEE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SENER yempresas privadas.
Gas natural Combustóleo Gas L.P. Diésel Coque de petróleo Carbón Total
(mbdglpe) (mbdglpe) (mbd) (mbdglpe) (mbdglpe) (mbdglpe) (mbdglpe)
2015 354.5 14.9 29.2 44.3 87.4 90.9 621.1
2016 369.8 6.9 29.4 43.7 85.6 89.4 624.9
2017 447.5 5.2 28.4 43.3 88.3 90.3 702.9
2018 490.9 3.5 27.7 43.9 94.5 91.1 751.5
2019 497.7 1.7 28.0 44.5 92.4 91.4 755.8
2020 505.1 0.0 28.4 45.2 92.9 91.7 763.1
2021 511.5 0.0 28.8 45.8 93.8 92.4 772.4
2022 518.1 0.0 29.3 46.6 94.7 92.8 781.6
2023 522.8 0.0 29.8 47.3 95.2 93.3 788.4
2024 526.3 0.0 30.5 48.0 94.9 93.5 793.1
2025 530.2 0.0 31.2 48.7 94.4 94.2 798.7
2026 533.6 0.0 31.9 49.5 94.5 94.6 804.2
2027 536.8 0.0 32.8 50.3 93.6 95.0 808.5
2028 539.0 0.0 33.8 51.0 92.2 95.2 811.2
2029 540.3 0.0 34.9 51.8 91.1 95.8 813.9
2030 540.4 0.0 36.1 52.5 89.7 96.0 814.7
tmca2015-2030
2.9 n.a. 1.4 1.1 0.2 0.4 1.8
Año
di
po
0
ii
s
e
0.0
1,000.0
2,000.0
3,000.0
4,000.0
5,000.0
6,000.0
7,000.0
8,000.0
9,000.0
10,000.0
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
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mile
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sde
20
8
me
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ledi
ario
sle
sd
D manda industrial de gas LP (mbd)
Demanda industrial de gas L.P., sin sustitución por gas natural (mbd)*
PIB industria manufacturera (miles de millones de pesos de 2008)
36
Demanda de gas L.P en el sector petrolero
En 2030, la demanda de combustibles en el sector petrolero disminuirá 30.3% respecto a 2015, pasando de639.3 mbdglpe a 445.3mbdglpe, equivalente a una tmca de -2.4% durante el periodo de 2015-2030. Elcombustible más utilizado en este sector, será el gas natural con 373.9 mbdglpe en 2030, y presentará unadisminución de 34.0% respecto a 2015, en segundo lugar estará el combustóleo con 38.3 mbdglpe, diéselcon 30.9 mbdglpe, y finalmente gasolina y gas L.P. con 1.4 mbdglpe y 0.9 mbd.
Hacia el 2030, la demanda de gas L.P. disminuirá 79.7% respecto a 2015, pasando de 4.2 mbd en 2015 a0.9 mbd en 2030, lo que corresponde a una tmca de -10.1% durante el periodo de 2015-2030.
CUADRO 3. 2 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTORPETROLERO, 2015-2030
(mbdglpe)
Incluye ventas interorganismos y autoconsumo de Pemex Transformación Industrial.Fuente: IMP con información de Pemex.
Gas natural Combustóleo Diésel Gas L.P. Gasolinas Total
(mbdglpe) (mbdglpe) (mbdglpe) (mbd) (mbdglpe) (mbdglpe)2015 566.8 36.5 29.6 4.2 2.2 639.3
2016 585.0 38.3 30.9 4.6 1.3 660.1
2017 585.0 38.3 30.9 4.6 1.4 660.2
2018 553.8 38.3 30.9 4.6 1.4 629.0
2019 542.1 38.3 30.9 4.2 1.4 617.0
2020 579.3 38.3 30.9 3.9 1.4 653.8
2021 615.3 38.3 30.9 3.9 1.4 689.7
2022 618.2 38.3 30.9 3.7 1.4 692.5
2023 567.1 38.3 30.9 2.2 1.4 639.9
2024 528.2 38.3 30.9 0.9 1.4 599.7
2025 483.8 38.3 30.9 1.6 1.4 556.0
2026 455.9 38.3 30.9 1.4 1.4 527.9
2027 435.2 38.3 30.9 1.2 1.4 507.0
2028 414.5 38.3 30.9 1.1 1.4 486.2
2029 391.6 38.3 30.9 1.0 1.4 463.2
2030 373.9 38.3 30.9 0.9 1.4 445.3
tmca2015-2030 -2.7 0.3 0.3 -10.1 -3.2 -2.4
Año
37
3.1.2. Demanda Regional y estatal de gas L.P.
En 2030, la demanda de gas L.P. disminuirá 7.0% respecto a 2015, pasando de 283.0 mbd a 263.3 mbd. Laregión Centro será la de mayor consumo, con un volumen de 110.2 mbd, le sigue la región Centro-Occidentecon 54.0 mbd, Noreste con 37.2 mbd, Sur-Sureste con 36.9 mbd, y finalmente, la región Noroeste con 24.9mbd.
En 2030, la región de Centro reducirá su consumo en 3.0% respecto a 2015, y pasará de 113.6 mbd a110.2 mbd, con una tmca de -0.2% durante el periodo de estudio. En esta región, el Estado de Méxicoseguirá siendo el principal consumidor de gas L.P. con un volumen de 49.1mbd, lo que representa el 44.6%del total regional y el 18.7% del total nacional. En contraste, Tlaxcala consumirá un volumen de 3.8 mbd,equivalente al 3.4% del total regional.
El consumo en la región Centro-Occidente representará 20.5% del total nacional, con una tmca de -1.2%para el periodo de estudio. Se espera que, en 2030, Jalisco se ubique como el principal consumidor, con unvolumen de 16.9 mbd, 31.3% del total en la región. Por su parte, con 1.8 mbd, el estado de Colima tendrá lamenor demanda entre los estados de la región
La región Noreste participará con 14.1% del total nacional, pasando de 38.7 mbd en 2015 a 37.2 mbd en2015, y una tmca de -0.3% durante el periodo de estudio. En la región, Chihuahua será el consumidor másrelevante de este combustible, con un volumen de 9.9 mbd, lo que representará una participación de 26.7%regionalmente. En el caso de Durango, éste será el estado con el menor consumo con un volumen de 3.5mbd, y una participación de 9.4% del total regional.
La participación de la región Sur-Sureste equivaldrá a 14.0% del total nacional de gas L.P.; su tmca durante elperiodo de estudio será de -0.7% durante el periodo de 2015-2020. El estado de Veracruz será el mayorconsumidor de gas L.P. en esta región con un volumen de 12.8 mbd, participando con 34.7% de la demandaregional. En contraste, Campeche, con un volumen de 1.1 mbd., se ubicará en el último lugar entre losestados que integran la región con apenas 3.1% de total.
Finalmente, la participación de la región Noroeste será de 9.5% del total nacional; y tendrá una tmca de0.01% durante el periodo de estudio. En la región, Baja California será el principal consumidor con 9.0 mbd yuna participación de 36.1% del total regional. Baja California Sur será el estado con la menor demandaalcanzando un volumen de 2.0 mbd, y una participación de 8.1% de la demanda regional.
38
CUADRO 3. 3 DEMANDA DE GAS L.P. POR REGIÓN Y ENTIDAD FEDERATIVA,2015-2030
(mbd)
Nota. No incluye autoconsumos de Pemex.Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, Pemex, SEMARNAT,SCT, Sener y empresas privadas.
3.1.3. Producción de gas L.P.
En 2030, se espera que la producción de gas L.P alcance un volumen de 154.7 mbd, lo que representará unadisminución de 12.1% respecto a 2015, con una tmca de -0.9% durante el periodo 2015-2030. Estadisminución se deberá a la menor oferta de gas húmedo amargo y dulce.
Del total de la producción de gas L.P., 48.7% se producirá en los CPG´s, 30.9% provendrá de las Refinerías y,finalmente, 20.4% provendrá de los Complejos Petroquímicos.
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Estado 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030tmca
2015-2030
-
Noroeste 25.0 23.5 23.5 23.8 23.9 24.1 24.2 24.2 24.4 24.4 24.5 24.6 24.6 24.8 24.9 24.9 0.01-
Baja California 8.6 8.6 8.7 8.8 8.8 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 8.9 9.0 9.0 9.0 9.0 0.4Baja California Sur 2.0 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 0.1Sinaloa 6.7 5.9 5.8 5.9 5.9 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.0 6.1 6.1 6.1 0.6-Sonora 7.7 7.0 7.1 7.2 7.3 7.4 7.4 7.5 7.5 7.6 7.6 7.6 7.7 7.7 7.8 7.8 0.0
Noreste 38.7 35.9 35.5 35.3 34.7 34.9 35.1 35.3 35.6 35.9 36.1 36.4 36.6 36.9 37.0 37.2 0.3-
Coahuila 7.7 6.7 6.8 6.8 6.7 6.7 6.7 6.7 6.8 6.8 6.8 6.8 6.7 6.8 6.7 6.7 0.9-Chihuahua 10.1 10.1 9.9 9.8 9.5 9.5 9.5 9.5 9.6 9.6 9.7 9.7 9.8 9.9 9.9 9.9 0.1
-
Durango 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.3 3.4 3.4 3.4 3.4 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 0.4Nuevo León 9.2 6.8 6.7 6.6 6.6 6.7 6.8 6.9 7.0 7.1 7.3 7.4 7.6 7.7 7.9 8.0 1.0-Tamaulipas 8.4 8.9 8.9 8.8 8.7 8.7 8.8 8.8 8.9 8.9 9.0 9.0 9.0 9.1 9.1 9.1 0.5
Centro-Occidente 64.7 63.1 61.7 60.4 59.4 58.7 57.9 57.1 56.7 56.1 55.6 55.2 54.8 54.7 54.4 54.0 1.2-
Aguascalientes 3.8 3.6 3.5 3.4 3.3 3.3 3.2 3.2 3.1 3.1 3.1 3.1 3.0 3.0 3.0 3.0 1.5Colima 1.7 2.0 1.9 1.9 1.9 1.9 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 0.3Guanajuato 14.1 13.6 13.2 12.8 12.6 12.4 12.2 12.1 12.0 11.9 11.8 11.7 11.6 11.6 11.5 11.4 1.4-Jalisco 21.7 20.5 20.1 19.7 19.4 19.0 18.7 18.4 18.2 17.9 17.7 17.5 17.3 17.2 17.1 16.9 1.6Michoacán 10.0 10.2 10.0 9.8 9.6 9.5 9.4 9.3 9.2 9.1 9.0 9.0 8.9 8.9 8.8 8.7 0.9-Nayarit 2.0 2.1 2.1 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.1 2.1 2.1 0.2Querétaro 3.2 2.5 2.5 2.4 2.4 2.4 2.4 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.2 2.2 2.2 2.2 2.5-San Luis Potosí 4.6 4.8 4.7 4.6 4.6 4.5 4.5 4.5 4.5 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 4.4 0.2-Zacatecas 3.5 3.9 3.8 3.7 3.7 3.6 3.6 3.6 3.6 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 0.1
Centro 113.6 114.6 113.7 113.0 111.5 111.1 110.5 110.0 110.1 109.7 109.5 109.4 109.3 109.9 110.0 110.2 0.2-
Ciudad de México 25.0 28.6 28.1 27.7 27.0 26.7 26.3 26.0 25.8 25.5 25.3 25.2 25.1 25.1 25.0 25.0 0.0Hidalgo 8.1 7.6 7.6 7.6 7.6 7.6 7.6 7.6 7.6 7.6 7.7 7.7 7.7 7.8 7.9 7.9 0.2México 48.9 50.2 50.0 49.9 49.4 49.4 49.3 49.1 49.2 49.1 49.0 49.0 48.9 49.1 49.1 49.1 0.0Morelos 5.4 5.6 5.6 5.6 5.5 5.4 5.5 5.5 5.5 5.5 5.5 5.6 5.6 5.7 5.7 5.7 0.4Puebla 21.8 18.6 18.5 18.4 18.3 18.2 18.1 18.1 18.2 18.2 18.2 18.2 18.3 18.5 18.6 18.7 1.0-Tlaxcala 4.5 3.9 3.9 3.8 3.8 3.8 3.8 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.8 3.8 1.1
Sur-Sureste 40.9 41.6 41.3 41.0 40.3 39.8 39.6 39.4 38.0 36.7 37.5 37.2 37.1 37.1 37.0 36.9 0.7-
Campeche 1.0 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 0.8Chiapas 4.8 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.3 5.4 5.4 5.4 5.5 5.5 5.5 0.9Guerrero 1.3 2.6 2.7 2.7 2.7 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 4.9Oaxaca 4.8 4.2 4.2 4.2 4.2 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 1.2Quintana Roo 4.2 3.6 3.6 3.6 3.6 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.8 3.8 3.8 3.9 3.9 3.9 0.5Tabasco 5.7 4.2 3.9 3.8 3.8 3.8 3.8 3.8 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 3.7 2.8-Veracruz 15.9 17.6 17.6 17.3 16.7 16.1 16.0 15.8 14.3 12.9 13.7 13.4 13.2 13.1 13.0 12.8 1.4Yucatán 3.2 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 0.3
Total nacional 283.0 278.6 275.8 273.5 269.9 268.6 267.3 266.1 264.8 262.8 263.2 262.7 262.4 263.4 263.3 263.3 0.5-
39
FIGURA 3. 9 PRODUCCIÓN DE GAS L.P. 2015-2030(mbd)
Fuente: IMP, con base en PEMEX
3.1.4. Comercio de gas L.P.
Se espera que, en 2030, las importaciones de gas L.P. alcancen un volumen de 108.6 mbd, lo que equivale aun incremento de 3.2% respecto a 2015. La región en la que se tendrá la mayor importación será laNoroeste, con un volumen de 82.5 mbd, le siguen las regiones Noroeste con 20.4 mbd, Sur-Sureste con 3.9mbd y, finalmente, Centro-Occidente con 1.8 mbd. Se espera que durante el periodo de estudio lasexportaciones de gas L.P. sean nulas.
FIGURA 3. 10 COMERCIO EXTERIOR DE GAS L.P., 2015-2030(mbd)
Fuente: IMP, con base en información de PEMEX.
176.0166.5
171.2179.0 176.1 172.4
177.4 173.6178.6 179.3 175.6 175.4 171.9 168.6
161.2154.7
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
9105112
10594 94 96
90 9286 84 88 87 91 95
10210
0
20
40
60
80
100
120
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Importación Exportación
40
3.1.5. Balance de gas L.P.
En 2030, la producción de gas L.P alcanzará un volumen de 154.7 mbd, y la demanda nacional será de 263.3mbd; para poder satisfacer esta demanda, se tiene que recurrir a la importación de gas L.P., la cual alcanzaráun volumen de 108.6 mbd.
En el caso de los balances regionales, se espera que en 2030 la región Noroeste tenga una demanda de 24.9mbd. Dado que esta región no cuenta con producción de gas L.P., sus importaciones alcanzarán 20.4 mbd yrecibirá 4.6 mbd de otras regiones. El sector residencial será el principal consumidor, alcanzando un volumende 11.4 mbd, y, en último lugar, el sector agropecuario con un volumen de 0.9 mbd.
En 2030, la región Noreste tendrá una oferta de 100.3 mbd, de los cuales 17.7 mbd provendrán deproducción nacional y 82.5 mbd serán importados. De esta oferta, 37.2 mbd serán para cubrir la demandaregional, y 63.1 mbd se enviaran a otras regiones.
En la región Centro, la demanda alcanzará un volumen de 110.2 mbd, de los cuales el sector residencialconsumirá más de la mitad, alcanzando un volumen de 59.7mbd de gas L.P. La producción de la región seráde 18.5 mbd, y las transferencias de otras regiones de 91.7.
La demanda en la región Centro-Occidente será de 54.0 mbd, y su producción de 6.6 mbd. Las transferenciasserán de 45.7 mbd, y las importaciones de 1.8 mbd.
Finalmente, en 2030 la región Sur–Sureste tendrá un consumo de 36.9 mbd, y su producción será de 111.9mbd y la importación será de 3.9 mbd de gas L.P., alcanzando una oferta total de 115.8 mbd. De estevolumen, 79.0 mbd se enviará a otras regiones.
Los balances regionales se presentan en los Cuadros A.13 a A.17.
CUADRO 3. 4 BALANCE NACIONAL DE GAS L.P., 2015-2030(mbd)
*Incluye diferencia estadística, empaque en ductos y barcos en tránsito.Fuente: IMP, con base en CONAGUA, Conapo, Pemex, Sener y empresas privadas.
Concepto 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030tmca
2015-2030
Origen 281.2 278.6 275.8 273.5 269.9 268.6 267.3 266.1 264.8 262.8 263.2 262.7 262.4 263.4 263.3 263.3 -0.4
Oferta interna 176.0 166.5 171.2 179.0 176.1 172.4 177.4 173.6 178.6 179.3 175.6 175.4 171.9 168.6 161.2 154.7 -0.9
Importación 105.2 112.1 104.5 94.5 93.9 96.2 89.9 92.5 86.2 83.6 87.6 87.3 90.6 94.8 102.1 108.6 0.2
Destino 281.2 278.6 275.8 273.5 269.9 268.6 267.3 266.1 264.8 262.8 263.2 262.7 262.4 263.4 263.3 263.3 -0.4
Demanda interna 283.0 278.6 275.8 273.5 269.9 268.6 267.3 266.1 264.8 262.8 263.2 262.7 262.4 263.4 263.3 263.3 -0.5
Sector agropecuario 4.0 4.1 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 4.9 5.1 5.2 5.4 5.5 5.7 2.4
Sector autotransporte 35.3 34.5 34.6 34.4 33.5 34.2 34.9 35.5 35.9 36.3 36.4 36.6 36.7 36.6 36.4 35.8 0.1
Sector industrial 29.2 29.4 28.4 27.7 28.0 28.4 28.8 29.3 29.8 30.5 31.2 31.9 32.8 33.8 34.9 36.1 1.4
Sector petrolero 4.2 4.6 4.6 4.6 4.2 3.9 3.9 3.7 2.2 0.9 1.6 1.4 1.2 1.1 1.0 0.9 -10.1
Sector residencial 168.4 166.5 164.4 162.9 160.1 157.8 154.9 152.2 150.9 148.6 146.4 144.4 142.4 141.6 139.7 137.9 -1.3
Sector servicios 42.0 39.5 39.6 39.8 39.8 40.1 40.4 40.8 41.3 41.9 42.6 43.3 44.1 45.0 45.9 46.8 0.7
Exportación 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Variación de inventarios * 1.8- - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Nota: El volumen de propano y butanos quese consume como materia prima, se incluyeen el sector industrial.
1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 0.0
41
Anexos de Gas L.P.
Análisis de Sensibilidad
Para esta prospectiva, se realizó un análisis sensibilidad de la demanda de gas natural considerando tresescenarios macroeconómicos (base, alto y moderado). En el escenario base se tiene un crecimientopromedio de 2.9%, en el alto de 3.6% y en el moderado de 2.4%, entre los años de 2016 a 2030.Adicionalmente se consideró un escenario de bajo ahorro, principalmente en lo relacionado a los sectoresautotransporte, industrial, residencial y servicios.
Los supuestos que se consideran para el escenario base son los siguientes:
• La incapacidad de Arabia Saudita y de la OPEP para controlar la producción de petróleo y la debilidadde la demanda mundial, afectan el balance entre la Oferta y la Demanda, con efectos negativos enlos precios.
• La normalización de la política monetaria estadounidense y las alzas en sus tasas de interés,generan incertidumbre en los mercados financieros y cambiarios, fortaleciendo el dólar y debilitandoel resto de las monedas.
• La salida del Reino Unido de la Unión Europea, acentúa la incertidumbre financiera y cambiaria en elcorto plazo y debilitará aún más el comercio y la economía mundial en el mediano y largo plazos.
• La pérdida de dinamismo de la economía de China, afecta el comercio internacional yparticularmente el de las economías emergentes.
• Los descensos en los precios de las materias primas y de los commodities, reducen los ingresos delos países productores limitando su demanda de bienes y servicios.
• La contracción del sector industrial en los Estados Unidos incide en su actividad económica.
• Los recortes presupuestales de 2016 y 2017, acotan el potencial de crecimiento de la economía.
• Turbulencia en el mercado cambiario y financiero.
• Endurecimiento de la política monetaria y alzas en las tasas de interés.
• El mercado interno y sus determinantes, perderán dinamismo.
• La Reforma Energética incentivará al sector petrolero y al de generación de electricidad.
42
Para el escenario moderado (bajo) se consideró:
• El exceso de oferta de petróleo en el mundo mantiene los precios del petróleo en niveles inferiores alos $100 x barril en el mediano plazo.
• La normalización de la política monetaria estadounidense afecta los mercados financieros ycambiarios de los países emergentes.
• El abandono del Reino Unido de la UE, afecta tratados comerciales importantes y el crecimiento dela economía de la Eurozona.
• La desaceleración de la economía de China es más profunda de lo esperado.
• La caída de los precios de las materias primas y de los commodities, continúa reduciendo losingresos de los países productores limitando su demanda de bienes y servicios.
• El crecimiento de la economía estadounidense es inferior a lo esperado.
• La crisis industrial en los EE.UU. se agudiza afectando a la industria y al sector manufactureromexicano.
• La turbulencia cambiaria se extiende y amplía.
• Los determinantes del mercado interno se debilitan, incapaces para contrarrestar los efectosnegativos provenientes del exterior.
Finalmente, para el escenario alto los supuestos son:
• Caída de los precios de las materias primas y de los commodities.
• Descoordinación de las Políticas Monetarias en las economías avanzadas.
• Incertidumbre en las economías emergentes.
• Conflictos Geopolíticos.
• Menor dinamismo de la economía estadounidense.
• Normalización de la política monetaria en los Estados Unidos.
• Turbulencias en los mercados financieros.
• Formalización del empleo, ganancias de los salarios reales y expansión del crédito; impulsan alconsumo y a la inversión.
• Las remesas familiares avanzan en el mediano y largo plazo:
• La plataforma de producción de petróleo se recupera, gracias a la Reforma Energética.
• Los avances en la infraestructura del transporte de hidrocarburos, reducirán sus costos impulsandosu consumo.
• La Reforma Financiera ha generado los medios necesarios para el acceso al financiamiento a tasasmás bajas y montos de crédito mayores.
43
De acuerdo a lo anterior, se presentan los resultados de los sectores residencial y servicios. En el caso delsector residencial, los tres escenarios se mantiene constante con un volumen de 137.9mbd en 2030, y en elescenario de bajos ahorros la demanda alcanzará un volumen de 159.8 mbd (ver figura 4.1).
FIGURA 4. 1 DEMANDA DEL SECTOR RESIDENCIAL 2010-2030(mbd)
Fuente: elaborado por IMP, con base en información de CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, Pemex,Sener y empresas privadas.
Finalmente, en el sector servicios, la diferencia entre las demandas para los diferentes escenarios, no es muysignificativa, en el escenario base la demanda alcanzará un volumen 46.8 mbd, para el escenario alto la seráde 46.0 mbd, en el escenario bajo de 45.5 mmpcd, y en el escenario con bajos ahorros por eficiencias lademanda será de 49.5 mbd.
FIGURA 4. 2 DEMANDA DEL SECTOR SEVICIOS 2010-2030(mbd)
Fuente: elaborado por IMP, con base en información de, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONAPO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INEGI, Pemex,Sener y empresas privadas.
-
20.0
40.0
60.0
80.0
100.0
120.0
140.0
160.0
180.0
200.0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Escenario base Escenario base-bajo ahorro Escenario moderado Escenario alto
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
55.0
60.0
65.0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Escenario base Escenario base-bajo ahorro Escenario moderado Escenario alto
44
CUADRO A. 1 PARQUE HISTÓRICO DE CALENTADORES POR TIPO DE COMBUSTIBLE Y PANELESSOLARES, 2005-2015 45
CUADRO A. 2 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES DEL SECTOR RESIDENCIAL, 2005-2015 45
CUADRO A. 3 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES DEL SECTOR SERVICIOS, 2005-2015 46
CUADRO A. 4 COMPOSICIÓN REGIONAL DEL PARQUE VEHICULAR POR COMBUSTIBLE, 2005-2015 46
CUADRO A. 5 DEMANDA DE GAS L.P. DEL SECTOR PETROLERO, 2005-2015 46
CUADRO A. 6 TRANSFERENCIAS DE GAS LP DE REFINERÍAS, PEP Y PLANTAS PETROQUÍMICAS A
......................................................................
TERMINALES DE ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN DE GAS LP 2005-2015 47
CUADRO A. 7 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓN NOROESTE, 2005-2015 48
CUADRO A. 8 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓN NORESTE, 2005-2015 48
CUADRO A. 9 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE, 2005-2015 49
CUADRO A. 10 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓN CENTRO, 2005-2015 49
CUADRO A. 11 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓN SUR-SURESTE, 2005-2015 50
CUADRO A. 12 COMPOSICIÓN REGIONAL DEL PARQUE VEHICULAR POR COMBUSTIBLE, 2015-2030
......................................
50
CUADRO A. 13 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN NOROESTE, 2015-2030 51
CUADRO A. 14 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN NORESTE, 2015-2030 51
CUADRO A. 15 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN CENTRO, 2015-2030 52
CUADRO A. 16 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE, 2015-2030 52
CUADRO A. 17 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN SUR-SURESTE, 2015-2030 53
.......................
...............................................
..............................................
..........................................
...................................................................................................................................................................................................
..
............
........................................................................................................................................................................................
.............
..........
..........................................
.............................................
...........
.....
.......................................................................................................................................................
FIGURA A. 1 PRECIOS DE GAS L.P. Y GAS NATURAL, 2005-2015 47
45
CUADRO A. 1 PARQUE HISTÓRICO DE CALENTADORES POR TIPO DECOMBUSTIBLE Y PANELES SOLARES, 2005-2015
(Miles de unidades)
Fuente: IMPEstimación con base en el consumo de combustibles, los datos del ENIGH y las estadísticas de ventas de equipo.Las unidades de paneles solares se estimaron considerando información de proveedores, ANES y PROCALSOL.
CUADRO A. 2 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES DEL SECTORRESIDENCIAL, 2005-2015
Fuente: IMP, con base en información de Sener, PGPB y empresas particulares
Concepto 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Nacional 10,942.8 11,401.9 11,883.2 12,387.8 12,917.0 13,472.0 13,887.7 14,288.0 14,691.7 15,098.2 15,507.0
Gas natural 827.2 857.1 888.3 920.7 954.5 989.6 1,018.0 1,046.5 1,075.3 1,104.1 1,133.2
Gas LP 8,985.2 9,384.4 9,803.5 10,243.6 10,705.9 11,191.6 11,550.2 11,913.4 12,280.8 12,651.9 13,027.0
Leña 1,130.4 1,160.4 1,191.4 1,223.5 1,256.6 1,290.8 1,319.6 1,328.1 1,335.7 1,342.1 1,346.8
Gas con panel solar 14.7 14.2 22.6 17.5 43.8 40.0 65.0 79.0 84.8 91.1 97.8
Gas natural Gas L.P. Leña
mbdglpe mbd mbdglpe mbdglpe
2005 22.3 200.1 126.8 349.3
2006 21.8 198.1 125.9 345.8
2007 22.8 196.0 125.2 344.0
2008 22.5 191.5 124.2 338.2
2009 21.4 183.5 124.0 328.8
2010 22.1 188.3 123.1 333.5
2011 21.0 182.9 121.4 325.3
2012 21.7 179.6 119.2 320.4
2013 22.3 171.0 117.5 310.8
2014 22.6 170.8 115.4 308.8
2015 24.4 168.4 113.2 305.9
tmca 0.9 -1.7 -1.1 -1.3
Año
Combustibles del sector residencialTotal
46
CUADRO A. 3 DEMANDA NACIONAL DE COMBUSTIBLES DEL SECTORSERVICIOS, 2005-2015
Fuente: IMP, con base en información de Sener, PGPB y empresas particulares
CUADRO A. 4 COMPOSICIÓN REGIONAL DEL PARQUE VEHICULAR PORCOMBUSTIBLE, 2005-2015
(Miles de unidades)
Fuente: IMP, con base en información de empresas particulares.Nota: incluye vehículos híbridos y motocicletas
CUADRO A. 5 DEMANDA DE GAS L.P. DEL SECTOR PETROLERO, 2005-2015(Mbd)
Fuente. IMP, con base en Pemex y Sener.
Gas natural Gas L.P. Leña
mbdglpe mbd mbdglpe mbdglpe
2005 5.3 44.1 20.3 69.6
2006 6.0 45.8 20.1 72.0
2007 6.2 42.5 20.0 68.7
2008 6.5 39.9 19.9 66.3
2009 6.3 39.6 19.8 65.8
2010 6.9 40.5 19.7 67.1
2011 6.5 41.9 19.4 67.9
2012 6.9 42.6 19.1 68.6
2013 7.3 43.4 18.8 69.5
2014 7.7 42.1 18.5 68.2
2015 8.7 42.0 18.1 68.8
tmca 5.1 -0.5 -1.1 -0.1
Año
Combustibles del sector residencialTotal
Combustible 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015tmca
2005-2015
Gas natural comprimido 1.9 2.9 2.7 2.8 1.8 1.5 1.5 1.6 4.3 3.1 3.1 5.0
Gasolina 16,667.1 19,198.6 21,182.0 23,147.2 24,159.7 25,241.1 26,801.6 28,369.4 30,099.7 30,747.2 32,338.2 6.9
Gas L.P. 305.0 234.5 221.4 196.0 184.9 185.1 203.0 232.2 250.1 253.5 250.3 2.0-
Diesel 672.3 700.9 737.5 773.6 780.4 791.0 799.2 844.9 898.4 854.5 842.0 2.3
Total 17,646 20,137 22,144 24,120 25,127 26,219 27,805 29,448 31,252 31,858 33,434 6.6
Concepto 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 tmca2005-2015
Total 4.4 5.2 5.7 5.1 4.9 4.0 4.6 4.4 2.5 5.1 4.2 0.4-
Corporativo - - - - - - - - - - - n.a.
Refinación 3.7 4.6 5.0 4.3 4.3 3.4 3.9 3.8 2.2 2.9 2.3 4.9-
Gas y Petroquímica Básica 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.6 0.3 0.4 0.5 1.6-
Exploración y Producción - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - 1.8 1.4 n.a.
Petroquímica 0.0 0.1 0.0 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 36.6-
47
CUADRO A. 6 TRANSFERENCIAS DE GAS LP DE REFINERÍAS, PEP Y PLANTASPETROQUÍMICAS A TERMINALES DE ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN
DE GAS LP 2005-2015(Mbd)
Fuente: IMP con información de Pemex Gas y Petroquímica Básica.
FIGURA A. 1 PRECIOS DE GAS L.P. Y GAS NATURAL, 2005-2015(Pesos por gigajoule)
Fuente: Sener con información de la CRE.
Año 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 tmca2005-2015
SNR 31.4 26.1 26.8 26.4 28.0 26.7 22.7 27.5 26.1 27.1 22.9 3.1-
Cadereyta 3.3 2.5 2.9 3.0 2.7 1.7 1.3 1.7 1.5 1.3 1.1 10.5-
Madero 1.3 0.4 0.8 0.9 0.8 0.9 0.8 0.8 1.1 0.8 2.0 4.3
Minatitlán 6.5 5.0 5.3 5.8 7.3 6.2 6.1 8.0 5.8 6.2 3.3 6.6-
Salamanca 3.8 3.3 2.2 2.6 2.0 1.5 1.6 1.7 2.4 2.9 3.2 1.6-
Salina Cruz 8.3 6.6 6.0 5.7 4.8 5.7 4.4 3.5 4.4 3.6 3.8 7.4-
Tula 8.1 8.3 9.6 8.4 10.4 10.6 8.5 11.7 10.8 12.2 9.4 1.5
PEP y PPQ 1.0 0.3 0.2 0.6 1.0 1.9 2.4 2.9 3.3 3.3 3.3 13.1
0
50
100
150
200
250
300
350
en
e-0
5
ma
y-0
5
sep
-05
en
e-0
6
ma
y-0
6
sep
-06
en
e-0
7
ma
y-0
7
sep
-07
en
e-0
8
ma
y-0
8
sep
-08
en
e-0
9
ma
y-0
9
sep
-09
en
e-1
0
ma
y-1
0
sep
-10
en
e-1
1
ma
y-1
1
sep
-11
en
e-1
2
ma
y-1
2
sep
-12
en
e-1
3
ma
y-1
3
sep
-13
en
e-1
4
ma
y-1
4
sep
-14
en
e-1
5
ma
y-1
5
sep
-15
GN Residencial ($/GJ)
GN Industrial ($/GJ)
Gas L.P. Administrado ($/GJ)
Gas L.P. con base en costo de oportunidad ($/GJ)
48
CUADRO A. 7 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓNNOROESTE, 2005-2015
(Mbd)
* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito.Fuente: IMP, con base en Pemex y Sener.
CUADRO A. 8 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓNNORESTE, 2005-2015
(Mbd)
* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito.Fuente: IMP, con base en Pemex y Sener.
Concepto 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015tmca
2005-2015
Origen 28.2 27.1 26.0 25.3 23.9 23.9 24.4 24.4 24.7 25.5 25.0 -1.2
Nacional - - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Gas y Petroquímica Básica - - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Refinación - - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Exploración Producción - - - - - - - - - - - n.a.
Importación 18.0 21.1 17.9 16.3 14.8 15.5 16.7 13.4 12.3 14.7 17.0 -0.6
De otras regiones 10.2 6.0 8.1 9.0 9.1 8.5 7.7 11.0 12.4 10.7 8.0 -2.4
Destino 27.9 27.3 26.1 25.1 24.0 24.0 24.3 24.4 24.7 25.4 25.0 -1.1
Demanda interna 27.8 26.7 26.1 25.1 24.0 24.0 24.3 24.4 24.7 25.4 25.0 -1.0
Sector agropecuario 0.7 0.7 0.5 0.5 0.5 0.6 0.7 0.5 0.6 0.6 0.6 -2.0
Sector autotransporte 4.1 2.7 2.6 2.8 2.1 2.1 2.3 2.6 2.7 2.8 2.8 -3.9
Sector industrial 2.5 3.7 3.7 3.7 3.4 3.3 3.4 3.3 3.5 3.7 3.7 4.1
Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.
Sector residencial 16.0 14.8 15.1 14.1 14.0 14.0 13.7 13.9 13.8 14.1 13.7 -1.6
Sector servicios 4.5 5.0 4.2 4.0 4.0 4.0 4.3 4.0 4.2 4.2 4.3 -0.3
Exportación - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones 0.1 0.5 - 0.0 0.0 - - - - - - n.a.
Variación de inventarios* 0.3 0.2- 0.1- 0.2 0.1- 0.0- 0.1 0.0 0.0- 0.0 0.0- n.a.
Concepto 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 tmca2005-2015
Origen 60.5 59.8 62.7 61.8 58.9 56.8 52.2 52.6 52.8 42.5 47.5 -2.4
Nacional 19.0 20.6 23.3 23.4 23.6 22.5 21.9 20.7 22.1 20.2 18.0 -0.5
Pemex Gas y Petroquímica Básica 14.3 17.7 19.6 19.5 20.1 19.9 19.8 18.2 19.5 18.0 14.9 0.4
Pemex Refinación 4.7 2.9 3.7 3.9 3.5 2.6 2.1 2.6 2.6 2.1 3.1 -3.9
Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Exploración Producción - - - - - - - - - - - n.a.
Importación 41.5 39.3 39.4 38.3 35.3 34.3 30.3 31.9 30.6 22.2 29.5 -3.4
De otras regiones - - - 0.0 0.0 - - - 0.1 0.1 - n.a.
Destino 60.5 59.8 62.7 61.8 58.9 56.9 52.2 52.5 52.9 42.5 47.6 -2.4
Demanda interna 47.5 44.4 43.5 40.0 38.1 41.0 40.7 41.8 42.7 40.3 38.7 -2.0
Sector agropecuario 1.2 0.8 0.5 2.3 2.1 2.2 2.1 1.7 1.8 1.7 1.6 3.0
Sector autotransporte 8.2 7.3 7.1 5.3 4.8 5.2 5.4 7.0 7.3 6.9 6.7 -2.1
Sector industrial 4.7 6.0 6.4 5.8 4.8 5.2 5.2 4.5 5.0 4.7 4.6 -0.4
Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.
Sector residencial 25.9 22.5 22.0 20.7 20.2 21.6 20.8 22.0 21.8 20.7 19.7 -2.7
Sector servicios 7.5 7.8 7.4 5.9 6.1 6.8 7.3 6.5 6.8 6.3 6.1 -1.9
Exportación - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones 12.9 15.4 19.3 21.8 20.9 15.9 11.4 10.8 10.2 2.2 8.8 -3.7
Variación de inventarios* 0.0 0.0 0.0- 0.0- 0.0- 0.0- 0.0- 0.1 0.1- 0.0 0.1- n.a.
49
CUADRO A. 9 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓNCENTRO-OCCIDENTE, 2005-2015
(Mbd)
* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito.Fuente: IMP, con base en Pemex y Sener.
CUADRO A. 10 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓNCENTRO, 2005-2015
(Mbd)
* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito.Fuente: IMP, con base en Pemex y Sener.
Concepto 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 tmca2005-2015
Origen 71.6 70.1 69.7 67.8 64.3 65.9 65.4 64.4 64.0 63.3 64.7 -1.0
Nacional 3.8 3.3 2.2 2.6 2.0 1.5 1.6 1.7 2.4 2.9 3.2 -1.6
Pemex Gas y Petroquímica Básica - - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Refinación 3.8 3.3 2.2 2.6 2.0 1.5 1.6 1.7 2.4 2.9 3.2 -1.6
Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Exploración Producción - - - - - - - - - - - n.a.
Importación - 4.5 11.0 10.0 10.4 9.2 2.0 1.8 0.1 3.2 4.3 n.a.
De otras regiones 67.8 62.4 56.5 55.2 52.0 55.2 61.9 60.9 61.5 57.2 57.1 -1.7
Destino 71.5 70.2 69.7 67.8 64.3 65.9 65.4 64.4 64.0 63.3 64.7 -1.0
Demanda interna 71.5 70.2 69.7 67.8 64.3 65.9 65.4 64.4 64.0 63.3 64.7 -1.0
Sector agropecuario 2.3 1.2 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 0.9 0.9 1.0 1.0 -7.8
Sector autotransporte 7.4 5.3 5.1 5.0 5.4 6.0 6.7 7.8 8.8 8.7 8.9 1.9
Sector industrial 3.8 4.2 4.1 4.4 4.3 5.0 4.8 5.4 6.5 6.5 6.6 5.8
Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.
Sector residencial 51.0 51.6 51.5 48.6 44.9 45.4 44.5 41.3 37.5 37.2 38.1 -2.9
Sector servicios 7.1 7.9 8.0 8.6 8.6 8.5 8.3 9.0 10.4 9.9 10.0 3.5
Exportación - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones - - - 0.0 0.0 - - - - - - n.a.
Variación de inventarios* 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -10.4
Concepto 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 tmca2005-2015
Origen 126.4 124.7 122.5 120.2 118.7 120.1 117.4 117.6 114.8 116.0 113.7 -1.1
Nacional 8.1 8.3 9.6 8.4 10.4 10.6 8.5 11.7 10.8 12.2 9.4 1.5
Pemex Gas y Petroquímica Básica - - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Refinación 8.1 8.3 9.6 8.4 10.4 10.6 8.5 11.7 10.8 12.2 9.4 1.5
Pemex Petroquímica - - - - - - - - - - n.a.
Pemex Exploración Producción - - - - - - - - - - n.a.
Importación - - - - - - - - - - n.a.
De otras regiones 118.3 116.4 112.9 111.8 108.3 109.4 108.9 105.9 104.0 103.8 104.2 -1.3
Destino 126.3 124.6 122.6 120.3 118.8 120.1 117.3 117.5 114.8 116.1 113.6 -1.1
Demanda interna 126.3 124.6 122.6 120.3 118.8 120.1 117.3 117.5 114.8 116.1 113.6 -1.1
Sector agropecuario 1.2 0.9 0.6 0.5 0.5 0.5 0.6 0.5 0.4 0.3 0.3 -11.4
Sector autotransporte 9.3 9.5 13.4 12.2 11.7 10.4 11.7 11.8 13.3 13.8 13.3 3.6
Sector industrial 14.4 13.9 13.1 12.0 13.0 13.8 11.5 11.0 11.6 11.5 11.5 -2.3
Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.
Sector residencial 81.7 81.7 78.7 79.8 78.0 79.7 77.6 78.0 75.0 76.2 74.4 -0.9
Sector servicios 19.7 18.8 16.8 15.8 15.8 15.7 15.8 16.2 14.5 14.4 14.2 -3.3
Exportación - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones - - - 0.0 0.0 - - - - - - n.a.
Variación de inventarios* 0.1 0.1 -0.1 -0.1 -0.1 0.0 0.1 0.1 0.0 -0.1 0.0 -11.2
50
CUADRO A. 11 BALANCE DE GAS L.P., PROPANO Y BUTANOS, REGIÓN SUR-SURESTE, 2005-2015
(Mbd)
* Incluye diferencias, empaque y barcos en tránsito.Fuente: IMP, con base en Pemex y Sener.
CUADRO A. 12 COMPOSICIÓN REGIONAL DEL PARQUE VEHICULAR POR COMBUSTIBLE, 2015-2030Miles de unidades
Nota: incluye vehículos híbridos, no incluye motocicletasFuente: IMP con base en información de empresas particulares
Concepto 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 tmca2005-2015
Origen 230.3 220.4 205.4 199.0 193.1 197.9 212.0 210.8 208.2 215.6 199.7 -1.4
Nacional 216.8 209.6 190.8 174.9 173.5 178.1 178.5 172.4 171.7 170.8 145.3 -3.9
Pemex Gas y Petroquímica Básica 201.1 197.6 179.3 162.9 160.4 164.3 165.6 157.9 158.1 157.7 134.8 -3.9
Pemex Refinación 14.8 11.7 11.3 11.5 12.1 12.0 10.5 11.6 10.2 9.9 7.1 -7.1
Pemex Petroquímica 0.0 0.0 - - - 0.0 - - - - - n.a.
Pemex Exploración Producción 1.0 0.3 0.2 0.6 1.0 1.9 2.4 2.9 3.3 3.3 3.3 13.1
Importación 13.4 10.7 14.6 24.1 19.6 19.8 33.4 38.5 36.5 44.8 54.4 15.0
De otras regiones - - - 0.0 0.0 - - - - - - n.a.
Destino 230.3 216.2 204.3 198.3 191.1 199.2 211.1 210.0 208.3 213.0 201.4 -1.3
Demanda interna 45.3 45.3 45.2 44.0 41.5 41.9 42.6 42.7 40.2 42.0 40.9 -1.0
Sector agropecuario 0.8 0.7 0.6 0.2 0.2 0.1 0.2 0.4 0.4 0.5 0.5 -5.7
Sector autotransporte 6.4 3.3 2.3 2.9 2.8 2.9 3.2 3.5 3.7 3.7 3.6 -5.5
Sector industrial 2.9 2.1 1.8 1.9 1.8 1.6 2.1 3.2 3.2 2.9 2.8 -0.2
Sector petrolero 4.4 5.2 5.7 5.1 4.9 4.0 4.6 4.4 2.5 5.1 4.2 -0.4
Sector residencial 25.5 27.7 28.8 28.3 26.5 27.6 26.3 24.3 22.9 22.6 22.5 -1.3
Sector servicios 5.3 6.3 6.1 5.6 5.3 5.6 6.2 6.9 7.5 7.2 7.3 3.3
Exportación 1.8 2.1 1.0 0.1 1.1 0.1 1.5 0.1 0.2 1.3 0.0 -35.9
A otras regiones 183.2 168.8 158.1 154.2 148.5 157.2 167.0 167.1 167.9 169.7 160.5 -1.3
Variación de inventarios* 0.0 4.2 1.1 0.7 2.1 -1.3 0.8 0.9 0.0 2.6 -1.7 n.a.
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Gasolina 32,338.2 33,184.6 33,626.7 33,846.7 34,422.3 34,909.1 35,922.9 36,938.1 37,925.8 38,645.1 39,396.3 40,317.3 41,082.0 41,557.6 42,105.8 42,620.9
Diesel 842.0 831.2 829.6 846.9 882.2 929.6 987.5 1,045.7 1,104.2 1,159.9 1,210.5 1,274.1 1,331.9 1,386.1 1,439.5 1,497.0
Gas L.P 250.3 240.6 242.3 230.5 223.5 223.5 225.5 228.3 232.0 236.3 240.2 246.6 252.9 259.3 265.5 265.7
GNC 3.1 3.8 4.0 4.3 4.5 4.8 5.1 5.3 5.5 5.7 5.9 6.0 6.1 6.3 6.7 6.8
Total 33,433.6 34,260.2 34,702.6 34,928.4 35,532.4 36,067.0 37,141.0 38,217.4 39,267.6 40,047.0 40,852.8 41,844.1 42,673.0 43,209.3 43,817.5 44,390.4
51
CUADRO A. 13 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN NOROESTE, 2015-2030(Miles de barriles diarios)
n.a. no aplica.
*Incluye diferencia estadística, empaque en ductos y barcos en tránsito.
Fuente: IMP, con base en INEGI, CONAGUA, Conapo, Pemex, Sener y empresas privadas.
CUADRO A. 14 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN NORESTE, 2015-2030(Miles de barriles diarios)
n.a. no aplica.
*Incluye diferencia estadística, empaque en ductos y barcos en tránsito.
Fuente: IMP, con base en INEGI, CONAGUA, Conapo, Pemex, Sener y empresas privadas.
Concepto 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 tmca2015-2030
Origen 25.0 23.5 23.5 23.8 23.9 24.1 24.2 24.2 24.4 24.4 24.5 24.6 24.6 24.8 24.9 24.9 0.0-
Producción nacional - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Importaciones 17.0 19.3 19.5 18.1 20.1 20.3 19.6 19.6 19.8 19.8 19.9 20.0 20.1 20.2 20.3 20.4 1.2
De otras regiones 8.0 4.2 4.0 5.6 3.8 3.8 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 3.6-
Destino 25.0 23.5 23.5 23.8 23.9 24.1 24.2 24.2 24.4 24.4 24.5 24.6 24.6 24.8 24.9 24.9 0.0-
Demanda interna 25.0 23.5 23.5 23.8 23.9 24.1 24.2 24.2 24.4 24.4 24.5 24.6 24.6 24.8 24.9 24.9 0.0-
Sector agropecuario 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 2.6
Sector autotransporte 2.8 2.8 3.0 3.0 3.1 3.2 3.3 3.3 3.4 3.4 3.5 3.5 3.6 3.6 3.7 3.7 1.9
Sector industrial 3.7 3.4 3.4 3.5 3.6 3.7 3.7 3.8 3.9 3.9 4.0 4.0 4.0 4.1 4.1 4.1 0.8
Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Sector residencial 13.7 12.5 12.4 12.4 12.4 12.4 12.2 12.1 12.1 12.0 11.8 11.7 11.6 11.6 11.5 11.4 1.2-
Sector servicios 4.3 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.4 4.4 4.5 4.6 4.7 4.7 4.8 0.7
Exportaciones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Variación de inventarios* 0.01- - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Concepto 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 tmca2015-2030
Origen 47.5 98.1 89.2 89.4 85.9 87.7 83.3 85.5 83.7 81.8 86.6 87.9 87.4 90.8 95.5 100.3 5.1
Producción nacional 18.0 12.1 10.3 15.5 16.6 17.3 18.5 18.2 19.1 19.8 20.7 22.4 21.6 21.9 19.4 17.7 0.1-
Importaciones 29.5 86.0 78.9 73.9 69.3 70.4 64.8 67.3 64.6 61.9 65.9 65.6 65.8 68.9 76.1 82.5 7.1
De otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Destino 47.6 98.1 89.2 89.4 85.9 87.7 83.3 85.5 83.7 81.8 86.6 87.9 87.4 90.8 95.5 100.3 5.1
Demanda interna 38.7 35.9 35.5 35.3 34.7 34.9 35.1 35.3 35.6 35.9 36.1 36.4 36.6 36.9 37.0 37.2 0.3-
Sector agropecuario 1.6 1.6 1.6 1.6 1.7 1.7 1.7 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0 2.0 2.1 2.2 2.2 2.3
Sector autotransporte 6.7 6.5 6.7 6.8 6.6 6.9 7.3 7.6 7.9 8.2 8.4 8.6 8.8 8.8 8.8 8.8 1.9
Sector industrial 4.6 5.0 4.7 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.6 4.7 4.7 4.8 4.9 4.9 5.0 0.6
Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Sector residencial 19.8 16.5 16.3 16.1 15.7 15.5 15.2 14.9 14.8 14.6 14.5 14.3 14.2 14.2 14.0 13.9 2.3-
Sector servicios 6.1 6.2 6.2 6.3 6.3 6.3 6.3 6.4 6.5 6.5 6.6 6.7 6.8 7.0 7.1 7.2 1.1
Exportaciones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones 8.8 62.2 53.6 54.1 51.2 52.8 48.2 50.2 48.1 45.9 50.5 51.5 50.7 53.9 58.5 63.1 14.0
Variación de inventarios* 0.10- - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
52
CUADRO A. 15 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN CENTRO, 2015-2030(Miles de barriles diarios)
n.a. no aplica
*Incluye diferencia estadística, empaque en ductos y barcos en tránsito.
Fuente: IMP, con base en INEGI, CONAGUA, Conapo, Pemex, Sener y empresas privadas.
CUADRO A. 16 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE, 2015-2030(Miles de barriles diarios)
n.a. no aplica
*Incluye diferencia estadística, empaque en ductos y barcos en tránsito.
Fuente: IMP, con base en INEGI, CONAGUA, Conapo, Pemex, Sener y empresas privadas.
Concepto 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030tmca
2015-2030
Origen 64.7 63.1 61.7 60.4 59.4 58.7 57.9 57.1 56.7 56.1 55.6 55.2 54.8 54.7 54.4 54.0 1.2-
Producción nacional 3.2 2.4 2.4 4.2 4.2 4.2 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 6.6 4.8
Importaciones 4.3 1.0 0.7 - 1.6 1.9 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 1.8 5.8-
De otras regiones 57.1 59.7 58.6 56.2 53.6 52.6 49.5 48.7 48.3 47.8 47.3 46.8 46.5 46.3 46.0 45.7 1.5-
Destino 64.7 63.1 61.7 60.4 59.4 58.7 57.9 57.1 56.7 56.1 55.6 55.2 54.8 54.7 54.4 54.0 1.2-
Demanda interna 64.7 63.1 61.7 60.4 59.4 58.7 57.9 57.1 56.7 56.1 55.6 55.2 54.8 54.7 54.4 54.0 1.2-
Sector agropecuario 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5 2.8
Sector autotransporte 8.9 8.7 8.4 8.1 7.8 7.7 7.6 7.5 7.4 7.3 7.2 7.2 7.1 7.1 7.0 7.0 1.7-
Sector industrial 6.6 5.0 4.5 4.2 4.3 4.4 4.6 4.7 4.8 4.9 5.0 5.0 5.1 5.1 5.2 5.2 1.6-
Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Sector residencial 38.1 39.4 38.8 38.2 37.4 36.6 35.7 34.8 34.3 33.6 32.9 32.3 31.7 31.4 30.9 30.4 1.5-
Sector servicios 10.0 8.9 8.9 8.9 8.8 8.8 8.9 8.9 9.0 9.1 9.2 9.3 9.5 9.6 9.8 10.0 0.0-
Exportaciones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Variación de inventarios* 0.01 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Concepto 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030tmca
2015-2030
Origen 113.7 114.6 113.7 113.0 111.5 111.1 110.5 110.0 110.1 109.7 109.5 109.4 109.3 109.9 110.0 110.2 0.2-
Producción nacional 9.4 8.9 9.9 14.3 14.3 14.3 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 4.6
Importaciones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
De otras regiones 104.2 105.7 103.8 98.7 97.2 96.8 92.1 91.5 91.6 91.2 91.0 90.9 90.8 91.4 91.6 91.7 0.8-
Destino 113.6 114.6 113.7 113.0 111.5 111.1 110.5 110.0 110.1 109.7 109.5 109.4 109.3 109.9 110.0 110.2 0.2-
Demanda interna 113.6 114.6 113.7 113.0 111.5 111.1 110.5 110.0 110.1 109.7 109.5 109.4 109.3 109.9 110.0 110.2 0.2-
Sector agropecuario 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 1.6
Sector autotransporte 13.3 13.2 13.4 13.6 13.3 13.8 14.3 14.6 14.8 15.0 15.0 15.0 14.9 14.7 14.5 14.0 0.4
Sector industrial 11.5 13.7 13.5 13.4 13.4 13.5 13.6 13.9 14.2 14.6 15.1 15.6 16.3 17.1 18.0 19.1 3.5
Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Sector residencial 74.4 73.5 72.6 71.8 70.4 69.3 68.0 66.7 66.0 64.9 63.9 62.9 61.9 61.5 60.6 59.7 1.5-
Sector servicios 14.2 13.8 13.9 14.0 14.0 14.1 14.2 14.4 14.6 14.9 15.2 15.5 15.8 16.2 16.5 16.9 1.2
Exportaciones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Variación de inventarios* 0.03 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
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CUADRO A. 17 BALANCE DE GAS L.P. DE LA REGIÓN SUR-SURESTE, 2015-2030(Miles de barriles diarios)
n.a. no aplica
*Incluye diferencia estadística, empaque en ductos y barcos en tránsito.
Fuente: IMP, con base en INEGI, CONAGUA, Conapo, Pemex, Sener y empresas privadas.
Concepto 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 tmca2015-2030
Origen 199.7 149.0 154.1 147.4 143.7 140.2 137.5 134.1 134.5 134.4 129.9 128.0 128.2 125.5 120.7 115.8 3.6-
Producción nacional 145.3 143.2 148.7 144.9 140.9 136.6 133.9 130.4 134.5 134.4 129.9 128.0 125.2 121.7 116.8 111.9 1.7-
Importaciones 54.4 5.8 5.5 2.5 2.8 3.7 3.7 3.7 - - - - 3.0 3.9 3.9 3.9 16.1-
De otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
Destino 201.4 149.0 154.1 147.4 143.7 140.2 137.5 134.1 134.5 134.4 129.9 128.0 128.2 125.5 120.7 115.8 3.6-
Demanda interna 40.9 41.6 41.3 41.0 40.3 39.8 39.6 39.4 38.0 36.7 37.5 37.2 37.1 37.1 37.0 36.9 0.7-
Sector agropecuario 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 2.5
Sector autotransporte 3.6 3.3 3.1 2.9 2.7 2.6 2.5 2.4 2.4 2.4 2.3 2.3 2.3 2.3 2.4 2.4 2.8-
Sector industrial 2.8 2.3 2.2 2.1 2.2 2.2 2.3 2.4 2.4 2.5 2.5 2.5 2.6 2.6 2.6 2.7 0.4-
Sector petrolero 4.2 4.6 4.6 4.6 4.2 3.9 3.9 3.7 2.2 0.9 1.6 1.4 1.2 1.1 1.0 0.9 10.1-
Sector residencial 22.5 24.4 24.4 24.4 24.2 24.0 23.7 23.6 23.6 23.4 23.3 23.1 22.9 22.9 22.7 22.5 0.0-
Sector servicios 7.3 6.4 6.5 6.5 6.5 6.6 6.7 6.8 6.9 7.0 7.1 7.3 7.4 7.5 7.7 7.9 0.5
Exportaciones 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
A otras regiones 160.5 107.4 112.8 106.4 103.4 100.4 97.9 94.7 96.4 97.7 92.4 90.8 91.1 88.4 83.7 79.0 4.6-
Variación de inventarios* 1.7- - - - - - - - - - - - - - - - n.a.
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Glosario
Autotanque Vehículo que en su chasís tiene instalado de manera permanente, unrecipiente para contener gas L.P., con una capacidad máxima de 25,000litros, para suministrar el combustible exclusivamente a recipientes notransportables en instalaciones de aprovechamiento y a estaciones de gasL.P. para carburación a través del sistema de trasiego. Son conocidoscomo pipas.
Butano Hidrocarburos de la familia de los alcanos formados por cuatro átomos decarbono y diez de hidrógeno y que se producen por fraccionamiento de loslíquidos del gas natural, de los condensados y de algunos procesos derefinación, como la destilación atmosférica del petróleo crudo, ladesintegración catalítica y la reformación de naftas. Mezclado conpropano, da lugar al gas licuado de petróleo.
Capacidad de refinación Se refiere a la capacidad por día de operación, no a la capacidad por díacalendario. La capacidad por día de operación de una planta es el volumenmáximo que puede procesar trabajando sin interrupción, en tanto que lacapacidad por día calendario considera los paros normalmente exigidospor el mantenimiento y otras causas.
Carrotanque Recipiente diseñado para trabajar a presión o en condiciones atmosféricas,montado sobre una plataforma o directamente sobre ruedas paratransportarlo sobre rieles.
Centro Procesadorde Gas
Instalación de PEMEX Gas y Petroquímica Básica en la que se lleva a caboel endulzamiento del gas amargo y el procesamiento del gas dulceresultante, para la extracción, mediante procesos criogénicos y defraccionamiento, de los hidrocarburos líquidos contenidos en el gasnatural, obteniendo entre otros productos, aquellos que forman el gas L.P.
Combustible Substancia usada para producir energía calorífica a través de una reacciónquímica o nuclear. La energía se produce por la conversión de la masacombustible a calor.
Combustibles fósiles líquidoso gaseosos
Son los derivados del petróleo crudo y gas natural tales como petróleodiáfano, gasolinas, diésel, combustóleo, gasóleo, gas L.P., butano, propano,metano, isobutano, propileno, butileno o cualquiera de sus combinaciones.
Combustibles sólidos Son las variedades de carbón mineral y coque de petróleo cuyo contenidofijo de carbono varía desde 10% hasta 90% en peso.
Criogénica Planta que, mediante un proceso de bajas temperaturas, separa y eliminacualquier componente del gas que pudiera afectar los sistemas detransporte y distribución, como son el dióxido de carbono, el vapor deagua y los hidrocarburos pesados.
Distribución Actividad de recibir, conducir, entregar y, en su caso, comercializar gasnatural por medio de ductos dentro de una zona geográfica.
Distribuidor Titular de un permiso de distribución.
Ductos o lpg-ductos Sistemas de tuberías utilizados para el transporte de gas L.P., deconformidad con las Normas Oficiales Mexicanas.
Estación de gas L.P.para carburación
Sistema de almacenamiento en contenedores destinados exclusivamentea entregar gas L.P. para su uso en carburación de vehículos.
Fraccionamiento de líquidos. Proceso mediante el cual se separan por destilación los condensados y loslíquidos del gas, para obtener principalmente gas L.P. y gasolina
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Gas ácido Compuesto que se encuentra ocasionalmente presente en el gas natural,como el ácido sulfhídrico y el bióxido de carbono, otorgándolepeculiaridades ácidas por sus características físicas y propiedadesquímicas.
Gas amargo Gas natural que contiene derivados del azufre, tales como ácidosulfhídrico, mercaptanos, sulfuros y disulfuros. Proviene directamente delos yacimientos de crudo o de los diversos procesos de refinación.
Gas dulce Gas natural libre de ácido sulfhídrico, mercaptanos y otros derivados deazufre. Existen yacimientos de gas dulce, pero generalmente se obtieneendulzando el gas natural amargo utilizando solventes químicos, solventesfísicos o adsorbentes.
Gas húmedo Mezcla de hidrocarburos que se obtiene del proceso del gas natural delcual le fueron eliminadas las impurezas o compuestos que no sonhidrocarburos, y cuyo contenido de componentes más pesados que elmetano es en cantidades tales que permite sus proceso comercial.
Gas L.P. carburante Nombre otorgado al gas L.P. usado en los vehículos con motor decombustión interna.
Gas natural comprimido Gas natural seco almacenado a una presión de 200-250 atmósferas enestado gaseoso en un recipiente.
Normas OficialesMexicanas
Normas de carácter obligatorio que expiden las dependenciascompetentes sujetándose a lo dispuesto por la Ley Federal sobreMetrología y Normalización.
Permisionario Titular de un permiso de transporte, almacenamiento o distribución
Precio de venta de primeramano
La venta de primera mano se entiende como la primera enajenación, enterritorio nacional, que realice Petróleos Mexicanos, sus organismossubsidiarios o divisiones, y cualquier otra empresa productiva del Estado, ouna persona moral, por cuenta y orden del Estado, a un tercero o entreellos. Dicha venta deberá realizarse a la salida de las plantas deprocesamiento, las refinerías, los puntos de inyección de productoimportado, ductos de internación, o en los puntos de inyección de loshidrocarburos provenientes de manera directa de campos de producción
Propano Hidrocarburo que se encuentra en pequeñas cantidades en el gas natural.Se obtiene por fraccionamiento de los líquidos del gas natural, de loscondensados y de varios procesos de refinación, tales como la destilaciónatmosférica del petróleo crudo, la desintegración catalítica y lareformación de naftas. Se licua con cierta facilidad comprimiéndolo, por locual se utiliza solo o mezclado con el butano para formar el gas L.P.
Transporte Recepción, conducción y entrega del gas natural, por medio de ductos, apersonas que no son usuarios finales.
Usuario Persona que utiliza o solicita los servicios de un permisionario.
Usuario final Persona que adquiere gas para su consumo
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Abreviaturas
CENAGAS Centro Nacional de Control de Gas Natural
CFE Comisión Federal de Electricidad
CNH Comisión Nacional de Hidrocarburos
CONAGUA Comisión Nacional del Agua
CONAPO Consejo Nacional de Población
CPG Centro Procesador de Gas
CRE Comisión Reguladora de Energía
DOF Diario Oficial de la Federación
EIA Energy Information Administration (EUA)
EPE Empresas Productivas del Estado
EPS Empresa Productiva Subsidiaria
Gas L.P. Gas Licuado de Petróleo
Gcal Gigacaloría
GN Gas natural
GNC Gas natural comprimido
GNL Gas natural licuado
Ibídem El mismo que el anterior
IEA Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency)
IMP Instituto Mexicano del Petróleo
INEGI Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática
mbd miles de barriles diarios
mbdge Miles de barriles diarios de gasolina equivalente
mbdglpe Miles de barriles diarios de gas L.P. equivalente
mmpcd Millones de pies cúbicos diarios
mmpcdgne Millones de pies cúbicos diarios de gas natural equivalente
mpcd Miles de pies cúbicos diarios
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mt Miles de toneladas
mmt Millones de toneladas
n.a. No aplica
PEMEX Petróleos Mexicanos
PEP PEMEX Exploración y Producción
PGPB PEMEX Gas y Petroquímica Básica
PIB Producto Interno Bruto
PIE Productor Independiente de Energía
PPQ PEMEX Petroquímica
PR PEMEX Refinación
SENER Secretaría de Energía
SNG Sistema Nacional de Gasoductos
SNR Sistema Nacional de Refinación
tmca Tasa media de crecimiento anual
US$ Dólares americanos
VPM Ventas de Primera Mano
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Factores de conversión
CUADRO B.1EQUIVALENCIAS DEL VOLUMEN
CUADRO B.2EQUIVALENCIAS ENERGÉTICAS
* Factor aplicado a los combustibles que integran el grupo diésel
1 libra = 0.4535 kilogramos
1 ton3 = 0.98421 toneladas largas
1 ton3 = 2,204.6226 libras
1 m3 = 6.28981041 barriles
1 Mm3 = 6,289,800 barriles
1 Mpies3 = 178.107 barriles
Volumen
1 millón de toneladas de petróleo = 40.4 BTU (1012 unidades térmicas)
1 tonelada de petróleo crudo equivalente = 41.868 GJ
1 millón de toneladas de petróleo crudo equivalente = 41.868 PJ
1 tonelada métrica = 7.33 barriles de petróleo
1 barril de combustóleo = 6,783 pies3 de gas natural
1 barril de petróleo = 5,000 pies3 de gas natural
1 m3 gasnatural = 8,460 kilocalorías (para fact. de gas seco)
1 Mm3 de gas natural = 900 toneladas de petróleo crudo
1 Mpies3 de gas natural = 26 toneladas de petróleo crudo
1 Mcal = 3.6791 Mpies3 de gas
Equivalencias energéticas
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CUADRO B.3EQUIVALENCIAS CALORÍFICAS
1 pie3 = 1.03 MBtu de gas natural
1000 pies3 = 1.03 MMBtu degas natural
1 barril de gas LP* = 1.004108149 gigacalo rías
1 Btu ** = 1,055.056 J
1 Btu ** = 0.252 kcal
1 caI = 4.1868 J
1 kcal = 3.968254 Btu
1 McaI = 3,968.254 Btu
1 GcaI = 3,968,254 Btu
1 PJ = 947.08 barriles de petróleo crudo equivalente
1 Wh = 3,600 J
1 GJ = 239,000 kcal
Equivalencias caloríficas
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Referencias
• Petróleos Mexicanos, Informe Anual 2015
• Cuarto Informe de Labores 2015-2016
• Desarrollo Del Sistema Regulatorio Mexicano En Materia Energética (CRE)
• Reglamento de las actividades a que se refiere el Título Tercero de la Ley de Hidrocarburos
• Reporte de resultados preliminares de PEMEX al 31 de diciembre de 2015
• https://www.gob.mx/sener/prensa/sener-otorga-permisos-a-pemex-para-continuar-con-las-actividades-de-tratamiento-y-refinacion-de-petroleo-asi-como-para-procesamiento-de-gas.
•http://www.gob.mx/cms/uploads/attachment/file/171836/Permisos_de_importaci_n_de_Gas_
LP_5dic16.pdf
•http://www.gas.pemex.com.mx/PGPB/Productos+y+servicios/Gas+licuado/Precios/Venta+GLP+d
istribuidores/
