Situación actual y alternativas para el desarrollo de

Situación actual y alternativas para
el desarrollo de infraestructura de
gasoductos en México
Junio 2011
Contenido
• Antecedentes y situación actual.
• Expectativas globales y regionales de mercado.
• Alternativas para el desarrollo de la red de gasoductos.
• Reflexiones finales.
2
Apertura al sector privado
Las modificaciones a la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional,
realizadas en 1996, abrieron la inversión del sector privado a la construcción y
operación de infraestructura de gasoductos en el país.
Con lo anterior, el Gobierno Federal emprendió un proceso de reforma estructural
en la industria del gas natural, mediante cambios legales e institucionales
encaminados a:
•
•
Mejorar el aprovechamiento del potencial gasífero de México;
•
Fomentar el desarrollo de un mercado más eficiente y competitivo en
beneficio de los usuarios.
Impulsar la inversión del sector privado en transporte, almacenamiento y
distribución de gas, concentrando los recursos públicos en el segmento
estratégico de la industria, y
3
Desarrollo de la red de gasoductos en México
Actualmente, Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) cuenta con alrededor
de 9 mil km de gasoductos para transporte de gas natural.
En los últimos 15 años, el sector privado ha obtenido 20 permisos, con lo cual se
han desarrollado casi 2 mil 500 km de gasoductos.
Total de Gasoductos
11,542 km
Sistema Nacional de Gasoductos (8,704 km)
Sistema Naco-Hermosillo (339 km)
Privados (2,499 km)
Fuente: SENER, Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2010-2025.
4
Desarrollo de la red de gasoductos en México
No obstante, el desarrollo de la infraestructura de transporte ha sido sobrepasada
por el rápido crecimiento de la demanda de gas natural en el país.
•
Actualmente, la red de ductos presenta saturación en zonas importantes
del país (Norte, Golfo-Centro y en el Sistema Naco-Hermosillo).
Sumado a esto, de acuerdo a la prospectiva de gas natural 2010-2025, se espera
que la demanda nacional de gas natural aumente de manera importante (2.4%
promedio anual en los próximos 15 años*), lo que ejercerá mayor presión a la
infraestructura actual de ductos.
La baja penetración del gas natural ha limitado su uso en ciertas
regiones del país, por lo que se han tenido que emplear energéticos
menos seguros, más contaminantes y a precios más elevados.
* E incluso hay estimaciones menos conservadoras, como la del Instituto Tecnológico de Massachusetts, que proyecta un
crecimiento anual promedio del 2.8% .
5
Situación del gas natural
•
El gas natural mantendrá su posición en la canasta energética, gracias a
su condición de combustible limpio y competitivo.
Emisiones de gas natural comparadas con
las del carbón en generación de
electricidad
Reduce CO2 *
Reduce Nox**
50%
Virtualmente sin
partículas
Menor CO2
80%
Virtualmente elimina
SO2 ****
Emisiones de gas natural comparadas con
las de diesel o gasolina en vehículos
20 - 30%
Reduce CO***
99.96%
99.74%
Fuente: Foro ANIQ 2010, Experiencia de E&P en Texas, Newpek.
70 - 90%
Reduce NOx
Reduce partículas
* CO2: bióxido de carbono
** Nox: óxido de nitrógeno
*** CO: monóxido de carbono
****SO2: bióxido de azufre
75 - 95%
90%
6
Cambio en estructura de precios en 2008 por la
oferta abundante de gas
Mecanismo de fijación de precio efectivo
Precio
dólares/MMBtu
Destilados
2000-06
2008-presente
Cambio estructural en
el mercado
Residuales
Carbón
Mercado limitado de gas
Mercado con oferta abundante de gas
▪ Incremento en perforación no
▪ El incremento en la perforación
incrementa oferta.
Demanda eléctrica empujó el
precio del gas por encima del
combustóleo y destilados.
horizontal en yacimientos de shale
gas tiene un importante efecto en la
producción.
Los precios bajaron a niveles
cercanos al carbón, cambio en la
estructura de mercado.
▪
Fuente: Mckinsey & Company.
▪
7
El gas natural es más competitivo en comparación
con otros energéticos
Dólares / MM BTU (constante a 2009)
Comparativo de precios de referencia en América del Norte
20
Diesel
Gas LP
15
Combustóleo
10
5
Gas Natural
0
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
En 2008, impulsado por el fenómeno del shale gas en Norte América, los
precios del gas natural se han desasociado de los precios del crudo.
Fuente: PIRA /.Reuters / Energy Information Administration
8
Estados sin acceso a gas natural
En 2010, el consumo de gas natural en
México fue de 4,098 millones de pies
cúbicos diarios (mmpcd)1, el cual se dio
en 22 estados de la república.
Noroeste
• Baja California Sur
• Sinaloa
Sur-Sureste
Centro
Centro-Occidente
•Morelos
• Colima
• Nayarit
• Zacatecas
¹ Fuente: Prospectiva del mercado de gas natural 2010-2025, SENER. No incluye consumo del sector petrolero.
•Chiapas
•Guerrero
•Oaxaca
•Quintana Roo
9
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE)
% de Gas Natural
% de Gas LP
Zacatecas
Sinaloa
Quintana Roo
Oaxaca
Nayarit
Morelos
Guerrero
Colima
Chiapas
Baja California Sur
Tabasco
Distrito Federal
Jalisco
Puebla
Hidalgo
México
Aguascalientes
Tlaxcala
Michoacán
Guanajuato
Veracruz
Coahuila
Campeche
Sonora
Chihuahua
Baja California
San Luis Potosí
Durango
Yucatán
Tamaulipas
Querétaro
Nuevo León
Porcentaje del consumo total (penetración)
Penetración de gas natural en el país
Distribución del consumo de Gas Natural, Gas LP y Combustóleo por estado (2009)
100%
80%
60%
40%
20%
0%
% Combustóleo
10
El consumo energético es mayor en los estados con
mayor penetración de gas natural
Consumo energético per cápita
pies cúbicos diarios (pcd)
200
Promedio de consumo per cápita de
estados con alta penetración (mayor
a 60%) de gas natural: 85.9 pcd
160
120
Promedio de consumo per
cápita de estados con baja
penetración (menor al 60%)
de gas natural: 22.9 pcd
Promedio de consumo per cápita
de estados sin acceso a Gas
Natural: 8.1 pcd
80
40
Guerrero
Chiapas
Oaxaca
Sinaloa
Nayarit
Colima
Quintana Roo
Baja California Sur
Zacatecas
Morelos
Tabasco
Distrito Federal
Jalisco
Aguascalientes
México
Hidalgo
Puebla
Michoacán
Campeche
Tlaxcala
Veracruz
Guanajuato
Sonora
Coahuila
Durango
San Luis Potosí
Querétaro
Yucatán
Chihuahua
Baja California
Nuevo León
Tamaulipas
0
11
Fuente: SIE e INEGI. Incluye gas natural, combustóleo y gas LP. Para el caso del gas natural únicamente incluye el consumo industrial, eléctrico y residencial.
El PIB per cápita es en promedio mayor en los
estados con mayor penetración de gas natural
PIB per cápita 2009
miles de pesos
$250
PIB per cápita promedio: $107
PIB per cápita promedio: $97
PIB per cápita promedio: $81
Estados con baja penetración
de gas natural (menor al 60%)
Estados sin acceso a gas natural
$200
$150
$100
$50
$0
Estados con alta penetración de gas
natural (mayor al 60%)
Fuente: INEGI, Producto interno bruto por entidad federativa, por grupos de actividad económica, a precios corrientes de 2009
12
Contenido
• Antecedentes y situación actual.
• Expectativas globales y regionales de mercado.
• Alternativas para el desarrollo de la red de gasoductos.
• Reflexiones finales.
13
Expectativas globales del mercado de gas natural
Demanda mundial de energía primaria
(millones de toneladas de crudo equivalente)
Petróleo
Gas natural
Carbón
Biomasa
Nuclear
Otras
Hidro
Fuente: Agencia internacional de Energía
La Agencia Internacional de Energía estima que la demanda de gas natural se
incrementará en 62% de 2008 al 2035. Con esta tendencia, para el 2030 la
demanda del gas natural sobrepasará la del carbón y reducirá significativamente
la brecha entre la demanda del gas y el petróleo.
14
Expectativas en América del Norte sobre gas natural
Demanda de gas natural por región
(miles de millones de metros cúbicos)
África
2035 Escenario 2011
India
2035 Escenario 2010
OCDE Pacífico
2008
América Latina
Asia
Medio Oriente
China
OCDE Europa
Europa E.
OCDE Norte A.
Fuente: Agencia internacional de Energía
La Agencia Internacional de Energía estima que la región de América del Norte
incrementará su demanda de casi el 30% en los próximos 25 años (alcanzando un
nivel de demanda de 1,050 miles de millones de metros cúbicos).
15
Gas Natural no Convencional
•
El gas no convencional proviene principalmente de tres fuentes:
3. Gas asociado al carbón.
Gas natural contenido en
yacimientos
de
carbón
mineral.
Superficie terrestre
Gas no
asociado
convencional
Gas asociado al carbón
Gas asociado
convencional
1. Gas de Pizarra. Metano
contenido en formaciones
rocosas,
con
alto
contenido
orgánico
y
arcilloso.
Sello
Arenisca
Aceite
Arenisca de baja
permeabilidad
Gas de pizzara
2.
Areniscas
de
baja
permeabilidad. No pueden
ser desarrollados de manera
rentable con pozos verticales.
Fuente: Energy Information Administration.
16
Expectativas globales del mercado de gas natural
Producción mundial de gas natural por tipo
(miles de millones de metros cúbicos)
Shale gas
Gas grisú
Tight (baja permeabilidad)
Convencional
Participación de shale gas
Fuente: Agencia internacional de Energía
Los recursos recuperables de gas natural pueden satisfacer el nivel de demanda
actual por más de 250 años. Es importante señalar que, los recursos recuperables
de fuentes convencionales equivalen a 120 años, mientras que el resto proviene
de recursos no convencionales de gas.
17
Expectativas en América del Norte sobre gas natural
Principales productores de gas natural, 2035
(miles de millones de metros cúbicos)
Rusia
Estados Unidos
Convencional
No Convencional
China
Irán
Qatar
Canadá
Argélia
Australia
Arabia S.
Turkmenistán.
Fuente: Agencia internacional de Energía
La región de América del Norte incrementará su producción de gas no
convencional en casi 90% respecto de 2008, hasta alcanzar los 670 billones de
metros cúbicos (principalmente en los Estados Unidos), con lo que la participación
del gas no convencional será de casi dos tercios del total para el 2035.
18
Inversiones esperadas en los próximos años
Inversiones totales requeridas para satisfacer la demanda de gas natural (2010-2035)
Exploración y producción
Total: 7,978 miles de
millones de dólares
de 2009
Transporte y distribución
GNL
Fuente: Agencia internacional de Energía
La Agencia Internacional de Energía estima que el 65% del total de inversiones
requeridas para el periodo 2010-2035 se concentrará en exploración y producción,
mientras que en transporte y distribución se estima una inversión de 2.1 trillones
de dólares (27%) y en capacidad y transporte de gas natural licuado 717 billones
(8%).
19
Expectativas nacionales de demanda del mercado
de gas natural
7,000
Demanda de gas natural (mmpcd)
6,500
6,000
Si tomamos la infraestructura de gasoductos actual, la
demanda crecerá en promedio 2.4% al año.
5,500
5,000
4,500
4,000
Demanda situación actual
Demanda tomando en cuenta a los estados
que actualmente no consumen gas natural
*
3,500
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Prospectivas del Mercado de Gas Natural 1010-2025.
Nota: * La demanda potencial de los estados sin consumo de gas natural se calculó tomando en cuenta el promedio de la proporción que representa el
consumo de gas natural en la matriz energética de aquellos estados donde si hay consumo de este hidrocarburo.
La incorporación de la demanda potencial de gas natural de los estados que
actualmente no consumen este energético, representaría un aumento del 3% de la
demanda total, y considerando los diferenciales de precio con gas LP y
combustóleo, se estima un ahorro anual de 3,200 millones de pesos.
20
La oferta futura en México
Producción nacional
• Gas convencional (incrementar exploración).
• Gas asociado al carbón (se publicó ajuste a Reglamento).
• Shale gas (primer pozo) y aguas profundas.
Importaciones
• Gas continental (fuente primordial de ajuste).
• Regasificación (fuente de diversificación de oferta).
• Almacenamiento (responder ante cambios en demanda y/o oferta)
21
Contenido
• Antecedentes y situación actual.
• Expectativas globales y regionales de mercado.
• Alternativas para el desarrollo de la red de gasoductos.
• Reflexiones finales.
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Desarrollo de la red de gasoductos como política
energética
OBJETIVOS
Estrategia Nacional de Energía:
Fortalecer la red de transporte y
distribución de gas natural.
Programa Sectorial de Energía:
Fomentar la inversión en proyectos de
infraestructura
de
transporte,
almacenamiento y distribución de gas
natural.
LÍNEAS DE ACCIÓN
Promover el desarrollo de infraestructura
de
transporte,
almacenamiento
y
distribución de gas natural con base en
rentabilidad y beneficio social.
Construir gasoductos, a través de los
esquemas de inversión establecidos en el
marco legal, para dar respaldo operativo y
flexibilidad al Sistema Nacional de
Gasoductos
Fomentar la instalación de sistemas de
transporte de gas natural por parte de
particulares,
para
suministrar
el
hidrocarburo a nuevas zonas, así como en
las áreas con mayor saturación en sus
sistemas de ductos.
23
Acciones: Detonadores públicos del desarrollo de la
red de gasoductos
Coordinación PEMEX y CFE. Antes de 2007, la Comisión Federal de
Electricidad (CFE) ubicaba sus plantas en regiones con disponibilidad de gas,
mientras que Pemex, por su parte, reforzaba la infraestructura existente.
Por lo anterior, la SENER estableció un esquema de planeación con la
participación de CRE, Pemex y la CFE, en el cual esta última propone la
instalación de nuevas centrales de ciclo combinado en sitios técnicamente
óptimos, y en su caso desarrolla la infraestructura necesaria.
Fondo de Infraestructura. Existe un gran número de externalidades positivas,
tanto de utilizar combustibles limpios como de utilizar un transporte eficiente
como son los ductos (reducción de accidentes, de emisiones por pipas, de
tráfico, etc). Por ello, se trabaja con el Fondo Nacional de Infraestructura para
diseñar un esquema que permita internalizar estos beneficios.
24
Acciones: Tarifas que incentivan la inversión y
amplían la red de gasoductos
El Gobierno Federal ha promovido un esquema de tarifas sistémicas (Roll-In) para
propiciar una mayor seguridad de suministro (redundancia y administración del
balance) y una mayor viabilidad financiera en los proyectos de infraestructura.
Dicho esquema consiste en cubrir los recursos requeridos para un nuevo ducto, con
un cobro a todos los usuarios del Sistema Nacional de Gasoductos (nuevos y
anteriores), que son beneficiados por esa nueva infraestructura.
Con este esquema se busca reconocer los efectos positivos de:
•
Incrementar los puntos de inyección y cerrar los circuitos de manera que el
gas natural pueda llegar a los usuarios, por rutas alternativas, aun en caso
de algún imprevisto o siniestro.
•
•
Garantizar un suministro estable (almacenamiento).
Reducir la saturación en los ductos existentes y eliminar los cuellos de
botella en lugares en los que existe saturación.
La tarifa Roll-In es un instrumento que ermitirá reducir las tarifas eléctricas, al
permitir a CFE acceder al gas en cada vez más regiones.
25
Acciones: Regulación que envía las señales
adecuadas al mercado
Con la propuesta de modificaciones al Reglamento de Gas Natural se busca:
Fomentar el
desarrollo de un
mercado
competitivo.
Impulsar la
incorporación de
nueva
infraestructura
con mayor
dinamismo.
Reforzar la
seguridad y
eficiencia, así
como inhibir
prácticas
discriminatorias
• Separar el servicio de transporte del de molécula de manera explícita.
• PEMEX con actividades en unidades independientes.
• Reserva de capacidad y mercado secundario.
• Fortalecimiento
del esquema de sistemas integrados de transporte y
almacenamiento (roll in), e introducción de la figura del operador
independiente.
• Evitar
que Sociedades de Autoabasto (SABs) puedan actuar como
distribuidores desregulados.
• Reglas
más precisas sobre el acceso abierto, integración vertical,
ampliación de los sistemas y obligatoriedad de atender la demanda,
derechos de elección de los consumidores, términos y condiciones
generales de VPM y prestación de los servicios, etc.
• Medidas en materia de seguridad técnica y calidad del gas natural.
26
Acciones: Detonadores de demanda
Gas Natural Licuado por ruedas
• Atender regiones donde se busca abrir mercado, pero que aun no son atractivas para el
desarrollo de ductos.
• Satisfacer necesidades puntuales de demanda industrial.
• Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB) está por iniciar operaciones con este tipo de
esquemas en Sonora.
Gas Natural Comprimido vehicular
• Combustible sustituto de gasolina y diesel (disminución de recursos a subsidios).
• Ventajas ecológicas y económicas para la población.
• Se está trabajando con la Asociación Mexicana de Gas Natural (AMGN) y
PEMEX
Refinación en la instalación de estaciones duales (ya se identificaron 5 en el D.F. para una
prueba piloto).
27
Nuevos proyectos de gasoductos en México
4
6
Gasoductos Adicionales
3,750km
1. Manzanillo – Guadalajara (2011)
2. Morelos (2012)
3. Tamazunchale
4. Chihuahua
5. Frontera – Los Ramones
Los Ramones – Centro
6. Noroeste (Sonora – Sinaloa)
7. Zacatecas
5
7
3
1
2
Fuente: SENER.
28
Contenido
• Antecedentes y situación actual.
• Expectativas globales y regionales de mercado.
• Alternativas para el desarrollo de la red de gasoductos.
• Reflexiones finales.
29
Reflexiones finales
•
A partir de 1996 se han realizado grandes esfuerzos en el sector a fin de
promover el desarrollo de la red de gasoductos, con la intención de asegurar el
abasto de gas natural a nivel nacional y al menor costo posibles.
•
Sin embargo, en los últimos años la demanda de gas natural en el país se ha
incrementado a un mayor ritmo que el crecimiento de la infraestructura, lo que
ha generado una mayor presión en el sistema, e incluso la saturación de
algunos ductos.
•
Si bien América del Norte es la región que posee las mejores expectativas en
cuanto a nivel de recursos y producción de gas natural y las estimaciones
internacionales confirman que este hidrocarburo adquirirá mayor relevancia en
los próximos 25 años, es necesario desarrollar la infraestructura de transporte.
•
Finalmente, es importante mencionar que se esta trabajando en una estrategia
integral que permita orientar los esfuerzos y recursos de una manera eficaz y
eficiente en las acciones necesarias para aliviar y expandir la red de gasoductos
actual.
30
Situación actual y alternativas para
el desarrollo de infraestructura de
gasoductos en México
Junio 2011
31
Acciones: Menores tarifas eléctricas
De acuerdo con información de CFE, el cambio de combustible utilizado en
la generación, dadas las expectativas de precios, puede implicar ahorros
muy importantes. Por ejemplo, considerando la zona Noroeste:
Concepto
Parque Termoeléctrico
Cicolo Combinado
Ahorro
Energía Bruta
GWh
7,721
7,721
0
Costo de Producción Costo Anual de Producción
dólares / MWh
(Millones de dólares 2011)
100.0
772.1
35.1
271.0
64.9
501.1
32