Retos y expectativas de la oferta y demanda de Hidrocarburos en México

EJ
JOSÉ ÁNGEL GÓMEZ CABRERA
RETOS Y EXPECTATIVAS DE
LA OFERTA Y DEMANDA DE
HIDROCARBUROSff
EN MEXICO
Trabajo de Ingreso a la Academia de Ingeniería
Abril 3, 2008

Contenido
Pág.
1. México: ¿Gigante Petrolero' ........................................ . ...................
01
H. El Petróleo en la Sociedad Mexicana......... . ........... . ............ .. ......... . .......... . 03
III. Panorama y Tendencias Internacionales del Mercado
del Petróleo y Gas Natural ......................................................... . ... . 05
W. Expectativas del Gobierno Federal en Seguridad Energética ... ... . ........ 19
Propuestas para la Seguridad Energética en México ...... . ............ . ........... 61
Reflexiones de un Plan Nacional de Energía ................ . ........... . .......... 94

RETOS Y EXPECTATIVAS DE LA OFERTA Y DEMANDA DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO
1. MÉXICO: ¿GIGANTE PETROLERO?
E
ste gigante petrolero ha pasado por diferentes acontecimientos desde principios del siglo XX
a la fecha, la expropiación petrolera, la importación de petróleo crudo en los años setentas,
los descubrimientos de Tabasco, Chiapas y Cantarell en el último cuarto del siglo XX, donde
México ha logrado mantener su posición a nivel internacional. En los último años se ha vivido una
verdadera bonanza de exportaciones de petróleo y derivados, en el 2002, nuestro país vendió al
exterior 14.6 miles de millones de dólares de petróleo crudo, petrolíferos, petroquímicos y gas
natural. Para el 2007 la cifra había subido a 42.6 miles de millones de dólares, 292 por ciento de
aumento.
Las importaciones de petrolíferos, petroquímicos y gas natural, se han expandido todavía a un
ritmo mas rápido, de 3.3 miles de millones de dólares, en el 2002 pasaron a 16.9 miles de millones
de dólares en 2007. El incremento de las importaciones ha sido así de 512 por ciento.
El aumento del precio del petróleo y de sus derivados ha sido la razón del alza tanto en las ventas
como en las compras. A principios del 2002, el precio de la mezcla mexicana de exportación, se
encontraba en 15 dólares por barril. Hoy ha superado los 85 dólares. Esto ha aumentado el valor
de las exportaciones que son principalmente de crudo, pero ha elevado también nuestras
importaciones, que son fundamentalmente de petrolíferos y gas.
Nuestras importaciones de derivados de! petróleo son de hecho superiores a todo el déficit
comercial de nuestro país, que en el 2007 fue de 11 mil millones de dólares. Si no hubiéramos
tenido que comprar estos productos del petróleo, habríamos registrado un superávit comercial de
casi 7 mil millones de dólares.
La producción de petróleo crudo e hidrocarburos en general ha venido cayendo en los últimos
años, en 2002 PEP produjo 3.177 millones de barriles diarios de crudo y para 2004 se alcanzo el
máximo histórico 3.383 millones de barriles diarios de crudo. Desde entonces se ha registrado una
declinación lenta pero constante. La producción de petróleo crudo en el 2007 fue de 3.082 millones
de barriles diarios. Esto representa una reducción de 8.9 por ciento sobre la cifra de 2004.
La declinación en la producción en el 2007, una parte importante de la caída es resultado de la
baja en la producción de Cantarell, el yacimiento petrolero que ha proporcionado la mayor parte del
crudo a México desde la década de los setentas.
En el 2004, la producción de Cantareil alcanzó un máximo de 2.441 millones de barriles diarios. En
el periodo Julio - Septiembre del 2007, según el reporte de resultados financieros de PEMEX, la
cifra fue de 1.435 millones de barriles diarios, se trata de una caída del 41 por ciento.
Mientras la producción de petróleo crudo ha venido bajando, la de gas natural está aumentando.
En el 2002 PEMEX producía 4.423 miles de millones de pies cúbicos diarios y en el 2007 se
alcanzaron 6.058 miles de millones pies cúbicos, un aumento de 40 por ciento. En buena medida
debido a los descubrimientos de Veracruz y producto del desarrollo de la cuenca de Burgos, en la
que participa la inversión privada, cabe la pregunta: ¿de qué orden y qué tan significativa ha sido
su participación?. Cabe señalar que el 22 de diciembre de 2007 se registró el máximo histórico de
producción nacional de 6,558 mmpcd
Después de Exxon-Mobil, PEMEX es la segunda empresa petrolera en el mundo con mayor
generación de flujo de efectivo pero también como el mayor contribuyente fiscal de México.

Las Reservas Probadas de Hidrocarburos de nuestro país fueron evaluadas a la baja, en los años
2002 y 2003, de acuerdo a las definiciones de la Securities and Exchange Commission, SEC, por
sus siglas en inglés, según informe de PEMEX. Al 1 de enero de 2006 las reservas probadas
desarrolladas ascendían a 10.648 miles de millones de barriles totales. Mientras que la producción
en ese año fué de 1.618 miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De
mantenerse este ritmo de producción y no incorporarse nuevas reservas probadas desarrolladas
las reservas durarían menos de 10 años.
Como he mencionado desde el principio de esta reflexión, las cifras de PEMEX - México son por
demás espectaculares, hemos vivido desde hace cien años del petróleo, sobre todo en los últimos
setenta, actualmente nuestra economía esta petrolizada y aunque no lo acepten los petrofóbicos,
los próximos treinta años seguiremos dependiendo del petróleo y no hay evidencia contundente,
para sustentar la publicidad escrita y hablada de que el petróleo se esta agotando. Por lo que es
urgente organizar foros de discusión y talleres técnicos para identificar los escenarios más viables.
En el contexto mundial, la producción de petróleo crudo en México es muy alta, pero nuestro
sistema de refinación es insuficiente, y tenemos que importar petrolíferos, gasolina y diesel, entre
otros, en montos por demás inimaginables, por lo que es urgente construir una o dos refinerías, de
preferencia cercanas a los campos productores de petróleo lo que permitiría ahorrar importantes
sumas en el transporte del crudo. Siendo realistas y en el mejor de los casos, las estaríamos
inaugurando el próximo sexenio ya que el tiempo de construcción y operación no es inmediato, en
esta administración únicamente se lograría autorizar, financiar y arrancar el proceso
licitatorio.

IIEL PETRÓLEO EN LA SOCIEDAD MEXICANA
M
éxico como todo país en desarrollo ha dependido y continuará por muchos años
dependiendo del motor energético derivado de los hidrocarburos fósiles. Sin embargo, el
común de la sociedad mexicana tiene en mente diversos enfoques o percepciones sobre el
petróleo, que en lugar de reconocer los enormes beneficios que a ella le brinda, soslaya su
existencia e ignora que el petróleo ha sido el elemento fundamental para el desarrollo económico,
social, político y ambiental de nuestra nación.
Día con día en los diferentes medios de comunicación: prensa, radio y televisión, se magnifican
únicamente los acontecimientos negativos de la industria petrolera yio los relacionados con la
misma. En las conversaciones informales y en los discursos políticos, se escuchan expresiones
peyorativas que deterioran en gran medida la imagen de la empresa más importante en México y
una de las mas grandes del mundo, PEMEX.
Los niños, jóvenes y toda la sociedad en su conjunto, no sólo crecen en un ambiente falto de
información confiable y veraz, sino además desconocen que del producto de las ventas de
PEMEX, el Gobierno Federal logra sufragar el 40% del gasto público lo que le permite cubrir la
totalidad de presupuesto destinado a la educación, básica, media y superior, sin lo cual, el mayor
porcentaje de la población mexicana no tendría acceso. Además, alrededor de los campos
petroleros establecidos en la República Mexicana, se crea un efecto multiplicador en industrias
colaterales que generan empleos, obras de infraestructura como escuelas, caminos, autopistas,
puentes, etc.; es decir, se potencia la actividad económica.
Únicamente, el no disponer de este recurso en un momento dado, con la continuidad y comodidad
que vivimos día con día, podríamos conocer el impacto que el petróleo tiene en nuestra vida diaria;
desde nuestras actividades básicas como calentar ¡os alimentos o trasladarnos de un lugar a otro,
hasta las grandes actividades industriales que nos generan valor como la generación de energía
eléctrica —el 60% de la energía en nuestro país es a través del petróleo-. Prácticamente tendríamos
paralizado el país sin el abasto o insumo insuficiente del motor generador de los diferentes
procesos en las grandes o pequeñas ciudades, centros de consumo, corredores industriales,
campos deportivos.
México es el sexto productor de crudo a nivel mundial y la relevancia de este recurso en nuestro
país es porque en él se basa la seguridad energética y su aportación a la economía nacional, es un
importante motor del desarrollo económico. En menor o mayor medida desde inicios del siglo XX
el petróleo ha jugado un papel preponderante. Sin embargo, pensando en el futuro, para que los
hidrocarburos puedan satisfacer la demanda interna del país, se puedan mantener los niveles de
reserva-producción y sigamos participando en el mercado mundial de la industria del petróleo es
necesario una buena planeación, que sea la base para lograr una industria petrolera eficiente,
competitiva, sustentable y de calidad mundial.
Es por todo esto, que en el presente trabajo, se pretende concientizar a la sociedad mexicana de
que el petróleo es una fuente no renovable por lo que debemos tomar conciencia y acciones reales
sobre cómo preservarlo por más años. Se requiere un cambio de paradigmas desde la educación
básica; no sólo con las nuevas generaciones, sino desde el núcleo familiar, con los profesores,
trabajadores y con la población en general para que conozcan el rol primordial que el petróleo
juega en nuestra sociedad. Es importante ir más allá de los libros de texto y dar a conocer a la
población la realidad que vivimos actualmente e invitarlos a ser un factor de cambio y dotarlos de
los medios y la información necesaria para identificar plenamente su trascendencia.
3

Si bien, recientemente PEMEX publicó una convocatoria muy interesante, invitando a los
estudiantes de educación superior de toda las Universidades de México para que participen
escribiendo trabajos inéditos sobre la importancia del petróleo y en qué ha beneficiado al país, en
estos setenta años. Iniciativas de este tipo deberían extenderse desde la primaria, secundaria y
preparatoria y sin duda este tipo de acciones crearían consciencia e interés sobre los temas
relacionados con el petróleo.
Siendo México un país petrolero, es muy importante que el Gobierno Federal motive, promueva,
difunda y lance convocatorias para que en las nuevas generaciones se despierte el interés por
realizar estudios e investigación relacionada con el petróleo, por medio de los diferentes canales,
como campañas informativas, lanzamiento de spots televisivos, otorgamiento de becas en México
y/o en el extranjero, entre otros.
ni

III.PANORAMA Y TENDENCIAS INTERNACIONALES DEL
MERCADO DEL PETRÓLEO Y GAS NATURAL
E
l papel del petróleo como principal fuente de energía primaria en el mundo, junto con los tres
factores cruciales: disponibilidad de reservas, precio e impacto ambiental, marcan la
importancia de analizar el entorno internacional de este recurso no renovable. En este
sentido, el objetivo es de entender la evolución del mercado petrolero internacional y sus
tendencias para identificar las áreas de oportunidad y de riesgo para México.
El consumo de petróleo se encuentra estrechamente ligado al desarrollo económico de un país, sin
embargo, las mayores reservas de este recurso no se encuentran en los países con mayor índice
de desarrollo sino que, en su mayoría, se encuentran en aquellos con una alta inestabilidad política
y económica, lo que se traduce en riesgos que pueden interrumpir la producción, que a su vez
presiona el precio al alza y aumenta su volatilidad en el corto y mediano plazo.
Actualmente, la creciente demanda de petróleo por parte de las economías emergentes genera
una mayor tensión en el mercado petrolero que posiblemente mantenga altos los niveles de
precios. Esta situación, ha derivado en cambios estructurales en el mercado internacional de crudo
que modificarán el entorno de negocios de la industria petrolera.
La demanda de energía y los requerimientos energéticos de un país o región están determinados
por el crecimiento económico, crecimiento poblacional, intensidad energética y precios de los
combustibles. Para cada requerimiento energético existirán uno o varios tipos de energía primaria
que puedan cumplir con la demanda, al menor costo y disponibilidad, ya sean energías renovables
o no renovables, con diversas tecnologías asociadas para su aprovechamiento. Esto determinará
la cantidad y forma de energía que será solicitada, así como el proceso de toma de decisiones
sobre políticas públicas, tecnológicas y tipo de energía a utilizar.
En este sentido, el petróleo compite con otros tipos de fuentes de energía en cada uno de los
sectores, siendo el sector de generación eléctrica donde ha existido mayor diversificación, por
ejemplo, la sustitución de combustóleo, diesel y carbón por gas natural, o todos estos combustibles
por energía nuclear; mientras que en el sector transporte el crudo sigue siendo preponderante.
Durante 2006 el petróleo aportó 35.7% de la energía primaria consumida en el mundo, ubicándolo
como el mayor proveedor, por encima de otras fuentes como el gas natural, carbón, nuclear, etc.
Su participación a lo largo del período 1996-2006 se ha mantenido siempre en niveles superiores a
35%, siendo 1999 cuando obtuvo su máxima aportación alcanzando 38.8%.
Otra de las características de esta industria es su integración, tanto vertical como horizontal. Por un
lado, se busca reducir los costos por medio de economías de escala, con la adquisición de
actividades de un mismo tipo, como la compra de reservas, refinerías, redes de estaciones, etc.;
pero lo más sobresaliente son los procesos de integración vertical, de tal modo que las grandes
empresas privadas y estatales se encuentran presentes a lo largo de toda la cadena, desde la
búsqueda de petróleo hasta la venta de petrolíferos en estaciones de servicio.
1.1

Principales empresas petroleras
con participación estatal
P
Compania Pais
articipación
estatal (%)
Saudi Aramco Arabia Saudita 100
INOC Irak 100
<OC Kuwait 100
NIOC Irán 100
PDVSA Venezuela 100
ADNOC E.A.0 100
Pemex México 100
Liea NOC Libia 100
NNPC Nigeria 100
Qatar Petroleum Qatar 100
PetroChina China 100
Lukoil Rusia 14
Fuente: Petróleo y gas natural: Industria mercados y pecios",
Enrique Parra Iglesias, cd. Akal, 2003, con datos de Petroleum Intelligence
Weekly IPIWI, OPEP:
En este sentido, muchas de las empresas buscan fortalecer su presencia mediante grandes
fusiones por ejemplo Exxon con Mobil y posicionarse frente a las empresas estatales, ya que éstas
últimas son las que poseen la mayor cantidad de reservas. De hecho, de las 15 empresas
petroleras con mayor volumen de reservas, 11 tienen 100% de participación estatal.
Empresas petroleras con mayor producción, 2006
(millones de barriles diarios)
Compañia País Producción
Saudi Aramco Arabia Saudita 8.96
NIOC Irán 4.07
Pemex México 3.26
PDVSA Venezuela 3.11
Exxon Mobil EUA 2.68
KOC Kuwait 2.66
Petrochina China 2.27
BP Reino Unido 2.20
Lukoil Rusia 2.18
INOC Irak 2.02
Fuente: OPEP, Pernee, Petrochina, Lukoil.
Reservas probadas
Las reservas probadas totales a nivel mundial se ubicaron en 1,208.2 miles de millones de barriles
- mmmb - a finales de 2006, de las cuales 74.9% se encuentran en los países de la OPEP, 6.6%
en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico - OECD -,
incluyendo a México, 10.6% en los países de la ex Unión Soviética y 7.9% en el resto del mundo.
De 1996 a 2006, la única región que disminuyó su volumen de reservas fue América del Norte en
32.9%. Por su volumen de reservas México se ubica en el lugar 17 a nivel mundial y en cuanto
a producción, en el sexto lugar mundial.
1.

Reservas probadas de los 2o prime;os paises Al cisne de 2006
Miles de millones
de barriles
% deltotaI
Relación RIP
(anos)
1 Arabia Saudita 264.3 21.919 66.7
Irán 137.5 11.4% 86,7
Irak 115.0 9.5%
4 Kuwait 101.5 8.4%
EmiratosArabes Unidos 97.8 8.1% 90.2
6 Venezuela 80.0 6.6% 77.6
7 Rusia 79.5 6.6% 22.3
8 Libia 41.5 3.4% 619
9 Kazajstán 39.8 3.3% 76.5
io Nigeria 36.2 3.0% 40.3
11 Estados Unidos deAmeríca 29.9 2.5% 11.9
12 Canadá 17.1 1.4% 14.9
13 China 16.3 1.3% 12.1
14 Qatar 15.2 1.3% 3e.8
15 Argelia 12.3 1.0% 16.8
16 Brasil 12.2 1.0% 18.5
17 Méxko 11.0 0.9% 9.6
18 Angola 9.0 0.7% 17.6
19 Noruega 8.5 0.7% 14
20 Azerba'án 7.0 0.6% 29.3
Resto del mundo 74.80 6.2% -
Total Mundial 1208.2 100% 40.5
OPEP 905.5 74.90% 72.5
OCDE 79.8 6.60% 11.3
• Msdeianos.
De acuerdo con Oil o,4GaJimol. Me. ico .cupa el lugar iS a nivel mundial. Sin ernbaugo. y a causa de la acualuzaccn
de dan» y di sil nias fienies de iníorinación. Me. ¡cc, bajó a la posición 17.
Fuente: RSti*uticd R«Aow oJI4iid £wr.junla aoiy Perne.
Tasa de restitución de reservas
Uno de los objetivos de las empresas petroleras internacionales ha sido el mantener sus niveles de
reservas petroleras a través de la exploración y desarrollo de nuevos campos y la aplicación de
técnicas de recuperación mejorada aunque, desde hace tiempo, no han logrado reponer el 100%
de sus reservas, alcanzando niveles de 90 a 95%. Analizando las compañías petroleras más
importantes, se observa que, aunque ha habido una mejora en el promedio de la tasa de
reposición de reservas, el promedio sigue por debajo de 100%, por cuarto año consecutivo. Por un
lado, es porque las empresas no han aumentado sus presupuestos de exploración en años
recientes. Y por otro, aunque el costo sea bajo el acceso a las reservas ,no ha sido fácil, por
cuestiones geopolíticas o por políticas domésticas de los países que tienen el recurso. Además
que deben competir con las empresas nacionales y con empresas petroleras pequeñas.
7

Relación reserva/producción
Los países con mayor relación reserva probada/producción son: Irán, 86.7 años, Kazajstán 76.5
años, Venezuela 77.6 años y Arabia Saudita 66.7 años. La relación a nivel mundial es de 40.5
años. Desde 1996 dicha relación se ha mantenido entre los 39 y 43 años, como consecuencia de
que los aumentos en las reservas se han dado por revisiones de campos en producción o
evaluación, situación que se encuentra asociada a las mejoras tecnológicas y re-evaluaciones en
nuevos descubrimientos por cambios en los precios del crudo.
Producción mundial de petróleo, 1996-2006
De 1996 a 2006 la producción mundial se ha incrementado de 69,931 miles de barriles diarios -
mbd - a 81,663 mbd, con un crecimiento de 16.7%. Los principales países productores de petróleo
a nivel mundial durante 2006 fueron Arabia Saudita y Rusia quienes también son los principales
exportadores con 13.1% y 12.1% respectivamente. La distinta ubicación con respecto a la oferta y
demanda del crudo tiene como consecuencia un intenso comercio internacional de este energético.
La demanda mundial de petróleo crudo se ubicó en 83,719 mbd durante 2006. EUA se mantuvo
como el principal consumidor de petróleo seguido por China. México ocupa la décima primera
posición por consumo de crudo a nivel mundial.
Durante 2006, EUA se mantuvo como el principal consumidor de petróleo, seguido por China. Aún
cuando todavía existe una amplia diferencia entre la demanda del país asiático y la de EUA, lo
notable es que la demanda en China ha ido aumentado de manera importante y sostenida. En
1996 este país consumía 3,702 mbd y para 2006 su demanda se ubicó en 7,445, la cual se duplicó
a lo largo del período. En este mismo caso se encuentran otras economías, como la de la India,
que tienen aun consumos menores, pero prometen despuntar en los próximos años. México ocupó
el lugar 11 con un consumo de 1,972 mbd. El incremento en los precios de los hidrocarburos, ha
incentivado la búsqueda de alternativas energéticas, como la energía eólica, el bioetanol o los
esfuerzos de eficiencia energética.
Mercado Prospectivo de la Oferta y la Demanda de Petróleo 2005-2030
Oferta
Se espera que los productores de la OPEP sean la principal fuente de los incrementos que se
requieren en la oferta mundial de petróleo elevando su producción en 23.9 mmbd. Lo que implica,
que para el 2030, la OPEP contribuirá con 50.3% de la oferta total de crudo.
L
El;]

Pronostico de producción OPEP y no-OPEP, 2005-2030
70.0
60.0
50.0
40.0
30.0
20.0
10.0
0.0
2005 2010 2015 2020 2025 2030
noOEP
Fuente: Wor'd Oil Outlook, OPEP
Los países no OPEP, aún cuando se incrementará su oferta en 9.8 mmbd, por el uso nuevas
tecnologías de exploración y producción, agresivos programas de reducción de costos por parte de
la industria y posiblemente atractivos regímenes fiscales para generar la inversión necesaria en la
industria, su participación en la oferta total disminuirá. La producción adicional provendrá de
campos en aguas profundas; se espera que los Estados Unidos alcance un nivel de 1.7 mmbd en
este tipo de yacimientos. Brasil, país que actualmente obtiene el 74% de su producción de crudo
de aguas profundas, también contribuirá al aumento en la producción en los próximos años. En el
Medio Oriente y Africa se espera en la próxima década una producción de petróleo ligero en
desarrollos costa fuera de 5 mmbd.
Este pronóstico de producción considera que expandir la capacidad de producción en los países no
OPEP es de dos a tres veces más costoso de lo que es para los países pertenecientes a la OPEP.
De hecho, los países de la OCDE tienen los costos más altos para el incremento de su producción
y son también los que presentan las tasas de declinación más altas. En la región de Norteamérica
los costos por el aumento de capacidad adicional de producción son actualmente de los más
elevados, ubicándose en 20,000 dólares por barril. Estos altos costos permitirán que otro tipo de
tecnologías como los esquistos bituminosos en Canadá y los biocombustibles en Estados Unidos
puedan introducirse en el mercado. Europa se mantendrá como la región con los costos más
elevados como consecuencia de la madurez de sus cuencas. Por esta misma razón se prevé que
esta región posea las más altas tasas de declinación.

Oferta de petróleo por región, 2006-2030
Region 2005 2010 2015 2020 2025 2030
tmca
2005-2030
Total mundial 83.3 89.7 96.5 103.5 110.4 117.6 1.4
Norteamérica 13.8 15.1 15.5 15.8 16.0 15.9 0.6
Europa Occidental 5.8 5.0 4.3 3.9 3.5 3.2 -2.4
OCDE Pacífico 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 1.2
OCDE 20.5 20.9 20.6 20.5 20.3 19.9 -0.1
América Latina 4.3 5.0 5.6 6.2 6.6 6.6 1.7
Medio Oriente sin OPEPyÁfrica 4.4 5.0 5.1 5.3 5.1 5.0 0.5
Asia 2.6 2.9 2.8 2.5 2.3 2.1 -0.9
China 3.6 4.2 4.5 4.8 5.0 5.3 1.6
Países en desarrollo s/OPEP 14.9 17.0 17.9 18.7 19.0 19.1 1.0
Rusia 9.4 10.3 11.0 11.2 11.2 11.2 0.7
Ex Unión Soviética 2.1 3.5 4.1 4.5 4.9 5.2 3.7
Otros países de Europa 0.2 0.2 0.2 0.1 0.1 0.1 -2.7
Economías en transición 11.7 14.0 15.3 15.9 16.2 16.6 1.4
Ganancias en procesos 1.9 2.2 2.4 2.8 3.0 3.2 2.1
No-OPEP 49.0 54.1 56.3 57.8 58.5 58.8 0.7
de los cuales nocorwencionales 2.2 4.1 5.8 7.4 8.9 10.2 6.3
Crudo OPEP 31.1 30.2 33.8 38.2 43.5 49.3 1.9
LGN/no convencionales OPEP 4.1 5.7 6.8 7.8 8.8 9.8 3.5
Fuente: Wor4 O,! O,eiook, OPEP 2oo7
Demanda
Se prevé que la demanda mundial de energía siga creciendo hacia 2030 y que el petróleo
continuará teniendo un papel preponderante, cubriendo más de 93% de las necesidades
energéticas. En ese año, se contempla que el petróleo permanezca como el principal aporte de
energía primaria, aunque su participación disminuirá como consecuencia de un incremento mayor
en la demanda de gas natural y de carbón. Se estima que, para 2010, su participación sea de
38.4% deI total de energía primaria en el mundo, 37.5% en 2020 y 36.5% en 2030.
En cuanto al incremento en el volumen de consumo a nivel mundial, se espera que entre 2005 y
2030, sea superior a 34 millones de barriles diarios - mmbd - respecto a 2005. Los países en vías
de desarrollo serán los que presenten los mayores incrementos en su demanda, duplicando su
consumo de 29 mmbd en 2005 a 58 mmbd en 2030. De este incremento, los países asiáticos
absorberán 20 mmbd, es decir, más de un tercio del pronóstico en estos países.
El sector transporte se mantendrá como el principal consumidor de petróleo crudo hacia el futuro,
pasando de 38.6 mmbd demandados en 2005 a 56.4 mmbd en 2030, es decir casi la mitad del
aumento esperado en la demanda de crudo proviene de este sector. Otro segmento que
incrementará su demanda será el industrial, que se espera aumente su demanda en 6.7 mmbd
respecto a los 21.7 mmbd que este sector consumió en 2005. El sector residencial, comercial y de
agricultura pasará de 10.2 mmbd consumidos en 2005 a 14.6 mmbd hacia 2030, mientras que el
sector eléctrico presentará el menor incremento como consecuencia de la sustitución de
combustibles derivados del petróleo por otros menos contaminantes como el gas natural.
10

2005 2010 2020 2030
Demanda de petrIeo por sector, 2005-2030
6.7
6.3 14.6
5.9 12.7
5.8
10.2
10.9 28.5
25.7
• Transporte Residencial/Comercial/Agricultura
• Industrial Eléctrico
Fuente: World Oil Outlook, OPEP 2007.
Demanda de gas natural en los mercados internacionales
La economía mundial experimentó un crecimiento vigoroso de 5.4% durante 2006, mientras que el
consumo de energía primaria mundial aumentó 2.4% respecto a 2005, crecimiento menor al año
anterior de 2.9% cuando la economía mundial creció 4.9%, y ligeramente superior al promedio de
los últimos 10 años, cuya tasa media de crecimiento anual (tmca) fue de 2.1%.
Durante 2006 la canasta de energéticos primarios continuó dominada por el petróleo, que
abasteció 35.7% del consumo mundial de energía y se consolidó como la fuente de energía
primaria más importante. Sin embargo, el incremento generalizado de su precio influyó en los
mercados del resto de las energías primarias, ocasionando que combustibles como el carbón y el
gas natural aumentaran su participación en la demanda energética mundial a 28.4% y 23.7%,
respectivamente.
Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1996-2006
(millones de toneladas de petróleo crudo equivalente)
Año 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
variacion
2006/
2005
tmca
1996/
2006
Total mundial 8,858 8,930 8,548 8,548 9,309 9,369 9,549 9,856 10,323 10,624 10,878 2.4 2.1
Petroleo 3,347 3,433 3,449 3,517 3,556 3,573 3,607 3,675 3,814 3,861 3,890 0.7 1.5
Carbón 2,356 2,340 2,286 2,277 2,364 2,385 2,437 2,633 2,806 2,957 3,090 4.5 2.8
Cas natural 2,031 2,026 2,059 2,104 2,193 2,214 2,286 2,342 2,435 2,512 2,575 2.5 2.4
Hidroenergía 579 589 597 602 610 596 608 608 643 667 688 3.2 1.7
Nucieoenergia 545 541 550 571 584 601 611 599 626 627 636 1.4 1.5
Fuente: Sener con base en inforniudón de SP Stastícal Reviewof World Enei»', 2007
11

En 2006, el carbón se convirtió por cuarto año consecutivo en el energético de mayor crecimiento
en el consumo anua!, esta vez a una tasa de crecimiento de 4.5%. Este combustible fósil presentó
un alza en el precio entre 2005 y 2006, ya que pasó de 47.62 a 49.09 dólares por tonelada métrica.
Este aumento no fue generalizado en todas las regiones de consumo, ya que en Estados Unidos
disminuyó el precio de 70.14 a 62.98 dólares por tonelada. Pese a ello, el consumo en Estados
Unidos disminuyó 1.2%.
El crecimiento económico de China se ha convertido en un factor determinante en el mercado de
energéticos, ya que es el principal consumidor de carbón. En 2006, el Producto Interno Bruto, PIB
de China creció 10.7%, mientras que el promedio de las economías desarrolladas lo hizo a 2.0%.
Por segundo año consecutivo, únicamente China incremento más de la mitad del consumo global
de energía 51.5%, al crecer 131.1 millones de toneladas de petróleo crudo equivalente (mmtpce)
en el total de energía requerida. Este país generó casi el 90% de dicho crecimiento a partir de
intensificar el uso del carbón y el petróleo.
Las economías que más usaron energía primaria presentaron comportamientos muy variados
durante 2006. Estados Unidos que consume 2,326.4 mmtpce, disminuyó el uso de todos sus
combustibles fósiles pese a que los precios del carbón y el gas natural en su mercado de
referencia cayeron, aprovechando otras energías como la hidráulica y la nuclear. Rusia retomó un
crecimiento generalizado en el consumo de energía, y consumió 704.9 mmtpce en 2006,
incrementando sus insumos de energía en 32.5 mmtpce respecto a 2005; de este crecimiento 75%
se justificó por una mayor demanda de gas natural
Reservas mundiales de gas seco
Hasta finales de 2006, las reservas probadas de gas seco, reportaron un ligero ascenso de 0.7%
respecto al año anterior para totalizar 6,405 billones de pies cúbicos (bpc).
Reservas probadas mundiales de gas seco, 2oo6
(billones de pies cúbicos) Relacion
RJP
(anos)
s. Rusia 1,682 77.8
Irán 993 > 100
Qarar 895 > loo
Arabia Saudita 250 96.0
. Emiratos Árabes 214 > 100
6. Estados Unidos 209 11.3
Nigeria 184 > 100
Argelia 159 53.3
Venezuela 152 >100
so. Irak 112 > io
si. Kazajstan 106 > 100
12. Noruega 102 Total mundial 33.0
13. Turkmenistan 101
6,405
46.0
14. Indonesia 93 35.6
i. Australia 92 67.0
16. Malasia 88 41.2
China 86 41.8
Egipto 68 43.3
40. México2 14
8.7
Resto del mundo 805
'Cifras al cierre de 2006.
'Las reseivos de hidrocarburos de Mextco 2087, Pemex Exploración y Producción,
p. 20.
Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Review of World Energy,
2007- Un billón equivale a io'.
12

i. Rusia
2. Estados Unidos
3. Canadá
4. Irán 10,159
S. Noruega 8,477
6. Argelia 8.172
7. Reino Unido 7,736
8. Indonesia 7,160
9. Arabia Saudita 7,131
lo. Turkmenistan 6,020
u. Holanda 5,989
12. Malasia 5,825
13. China 5,665
14. Uzbekistán 5,361
15. Qatar 4,789
En]iratos 4,585
Argentina 4,460
Egipto 4,332
México 4,195
Resto del mundo
59,223
50,707
18093
Total mundial
277,225
49,145
Entre 1996 y 2006, las reservas de gas natural se han incrementado a una tasa promedio anual de
2.1%, mientras que las reservas de petróleo lo han hecho a 1.4% anual. La relación mundial de
reservas de gas natural respecto a los niveles actuales de producción (RIP) es de 63.3 años, en
tanto que la de petróleo es de 40.5 años.
Los campos gasíferos que contienen dos terceras partes (66.7%) de las reservas de gas natural en
todo el mundo se encuentran en los países de Medio Oriente y Rusia. En Medio Oriente se
concentra un volumen de 2,593.5 bpc en reservas de gas seco, es decir 40.5% de los recursos
gasíferos del planeta, y la relación promedio de reservas / producción actual es mayor a 100 años,
lo cual habla de la riqueza y el potencial de esta región. Qatar e Irán tienen cerca de tres cuartas
partes (72.8%) de las reservas en la región.
Las relación RIP, en Norteamérica es de 10.6 años, Centro y Sudamérica 47.6 años, en Africa 78.6
años, en Asia-Pacífico 39.3 años, en Europa-Euroasia de 59.8 años, esto se debe a que Rusia
tiene más del 26.3% de las reservas de gas natural en el mundo.
Producción mundial de gas seco
La producción mundial de gas seco alcanzó un nivel de 277,225 mmpcd en 2006, dicha producción
creció 29.0% entre 1996 y 2006. La distribución de la producción de gas natural por región durante
2006 fue: Europa-Euroasia 37.3%; Norteamérica 26.5%; Asia-Pacifico 13.1%; Oriente Medio
11.7%; Africa 6.3%; Centro y Sudamérica 5.0%.
Los principales países productores de gas natural son Rusia y Estados Unidos. Otros países como
Canadá, Irán, Noruega, Argelia, Reino Unido, Indonesia y Arabia Saudita presentaron importantes
niveles de producción durante 2006. Estos nueve países representaron 63.8% de la producción
global del gas seco en 2006, y se encuentran extrayendo de sus yacimientos arriba de los 7,000
mmpcd. México se ubica en el lugar 19 como productor de gas seco. PEMEX se colocó en 2005
como la décima tercera empresa productora de gas seco en el mundo.
Producckin mundial de gas seco, 2006
(millones de pies cúbicos diarios)
Fuente: Sener con base en información de BP Statistical Re'iew of World
Energy, 2007.
13

Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 2005'
Posición Compañía País
Propiedad del Propiedad de Producción de gas
Estado (%) Privados (%) (mmpcd)
1 Cazprom Rusia 50 50 53135
2 Exxon Mobil Estados Unidos - 100 9,251
3 BP Reino Unido 100 8,424
4 NIOC Irán 100 - 8,414
5 Royal Dutch/Shell Reino Unido - 100 8,263
/Holanda
6 Sonatrach Argelia 100 - 8,152
7 Saudi Aramco Arabia Saudita 100 - 6,721
8 Petronas Malasia 100 - 5,113
9 Total Fina EIf Francia - 100 4,780
10 Chevron Texaco Estados Unidos - 100 4,233
11 ENI Italia - 100 3,762
12 PetroChina China 90 10 3,681
13 Pemex México 100 - 3,575
14 Repsol YPF España - 100 3,415
15 Conoco Phillips Estados Unidos - 100 3,337
El gus natural es clasifrado por PIW como neto o producción comercial según el psis
Fuente: Petroluin inteiligence W#eiciy (PIW), diciembre de 2006.
Precio internacional del gas natural, 2006
Durante 2006, los precios promedio de los diferentes mercados presentaron incrementos de
manera generalizada, salvo en la región de Norteamérica. El precio del GNL en el mercado líder, el
japonés, promedió 7.14 dólares por millón de BTU (US$/MMBTU), 1.09 dólares encima del año
anterior. Cabe señalar que, Japón, el mayor importador de GNL en el mundo, mantiene el precio
del gas indexado al valor del JCC, el cual corresponde al precio promedio mensual de los
cargamentos de petróleo crudo importados por Japón, además de incluir una variable que
contrarresta los efectos de la volatilidad, reflejándolos de tres a seis meses después en el precio
del gas.
El mayor incremento entre 2005 y 2006, se presentó en el promedio de los países de la
Comunidad Europea, alcanzando un precio de 8.77 US$/MMBTU, es decir 2.49 dólares más que
en 2005.
En Estados Unidos, los precios spot del energético se caracterizaron por un comportamiento a la
baja después de los niveles registrados en el invierno de 2005. En gran medida, el hecho de que
se mantuvieran relativamente bajos los precios del gas natural en 2006, obedece a que durante
gran parte del año los inventarios estuvieron por encima del promedio mensual de los últimos seis
años.
14

Precios internacionales del gas natural, 1996-2006
(dólares por millón de BTU)
Año CNL Cas nauiral
Japón csP Unión Europea csfl
Reino Unido
EU (Henry Hub) Canadá (Alberta)
(Heren NBP índex)
1996 3.66 2.43 1.87 2.75 1.12
1997 3.91 2.65 1.96 2.52 1.36
1998 3.05 2.26 1.86 2.08 1.42
1999 3.14 1.80 1.58 2.27 2.00
2000 4.72 3.25 2.71 4.23 3.75
2001 4.64 4.15 3.17 4.06 3.60
2002 4.27 3.46 2.37 3.34 2.58
2003 4.77 4.40 3.33 5.62 4.82
2004 5.18 4.56 4.46 5.85 5.03
2005 6.05 6.28 7.38 8.80 7.26
2006 7.14 8.77 7.87 6.76 5.83
'Precios promedio.
csf: costo + seguro + flete.
Fuente: BPStatisrical revíewofworldeni, 2007
Mercado Prospectivo de la Oferta y la Demanda de Gas Natural, 2004-2020
Considerando el escenario base del International Energy Outlook 2007 del DOE, el consumo
mundial de energía crecerá a una tasa de 1 .9% cada año entre 2004 y 2020. Se prevé que el
crecimiento más dinámico en la demanda de energía ocurra en países que no pertenecen a la
Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), estos países crecerán a una
tasa de 3.0% anual en su consumo de energía durante este período, impulsado por el crecimiento
de economías como China e India; mientras que el promedio de los países de la OCDE crecerá a
un ritmo de 0.9% por año, debido a que la mayoría de esos países poseen mercados energéticos
maduros.
El consumo mundial de energía en 2004 fue de 446.7 PetaBTU, y se estima llegue a 607.0
PetaBTU en 2020. Hacía el final del período se espera que el petróleo y sus derivados sigan
abasteciendo 34.7% de la demanda de usos finales, mientras que el carbón y el gas natural
cubrirán 27.5% y 24.2%, respectivamente. El precio del carbón y el impulso que este reciba del
crecimiento de China e India lo convertirá en el combustible fósil con crecimientos más elevados
hacia e! 2020 (2.4%), pese a que se prevé que el gas natural sustituirá al petróleo y sus derivados
en usos finales para el sector industrial.
Oferta
Se pronostica que la producción mundial de gas natural se incrementará en 115.9 mmmpcd entre
2004 y 2020, de los cuales 91 .0% se espera provenga de regiones de países no pertenecientes a
la OCDE, cuya oferta pasará de 161.4 mmmpcd en 2004 a 266.8 mmmpcd hacia 2020. Los países
de Medio Oriente y Rusia participarán en un 42.1% durante el período. Los países que no
pertenecen a la OCDE de Asia y Africa, incrementarán la oferta de gas natural. En Asia, sin
considerar a China e India, la oferta crecerá a una tasa de 3.2% hacia 2020.
15

Producción mundial de gas natural por región, 2004-2020
(miles de millones de pies cúbicos diarios)
Región/Pais 2004 2010 2015 2020 tmca
OCDE
Norteamérica 73.7 77.0 77.3 80.3 0.5
Europa 31.2 32.1 30.7 29.3 -0.4
Asia 4.4 6.0 8.5 10.4 5.6
Total OCDE 109.3 115.1 116.4 120.0 0.6
No OCDE
Europa y Euroasia 78.4 91.0 99.7 108.2 2.0
Rusia 61.4 68.2 75.1 82.2 1.8
Otros 17.3 22.7 24.9 26.0 2.6
Asia 28.8 37.3 44.9 52.3 3.8
China 3.8 6.8 8.5 9.6 5.9
India 2.7 4.1 4.7 5.8 4.7
Otros 22.2 26.3 31.5 37.0 3.2
Oriente Medio 27.1 37.8 47.7 55.1 4.5
Africa 14.5 21.4 26.0 30.4 4.7
Centroy Sudamérica 12.3 15.9 19.2 21.1 3.4
Total no OCDE 161.4 203.6 237.5 266.8 3.2
Tota! mundial 271.0 318.6 354.0 386.8 2.3
Tasa media de crecimiento anual 2004-2020.
Fuente: Sener con base en International Enemgy Ourlonk 2007, E lA/DOE.
Mercado mundial de gas seco por región, 2020
108.2
93.7
80.3
86.0
Norceamérica Europa OCDE Asia OCDE Europa y Asia no OCDE Oriente Medio Africa Centro y
Euroasia, no Sudamérica
OCDE
Producción Consumo
Fuente: Sener con base en International Ener Outlook 2007, EIA/DOE.
Impacto ambiental del gas natural en el mundo, 2004-2020
En la próxima década, cualquier acción para disminuir las emisiones de los gases de efecto
invernadero podría afectar el uso de energía primaria alrededor del mundo y alterar el nivel y la
composición de emisiones de bióxido de carbono (CO2) según la fuente de energía. Sin duda, el
CO2 es uno de los gases de efecto invernadero emitidos a la atmósfera que causan mayor
preocupación en el mundo.
Las emisiones de CO2 principalmente son resultado de la combustión de un combustible fósil para
obtener energía, y esto ha generado un gran debate respecto al cambio climático. De acuerdo con
el DOE, las emisiones del bióxido de carbono del mundo en 2006, provenientes de combustibles
16

fósiles, fueron de 28.3 miles de millones de toneladas (mmmta) y aumentarán a 36.8 mmmta en
2020.
El efecto ecológico que el gas natural tiene al participar en el uso de energía como combustible, se
espera, en el 2020 participe con 24.2% del consumo de energía primaria, y su contribución a las
emisiones sea de 21.0%, mientras que el carbón cubrirá 27.5% con emisiones del gas de efecto
invernadero del 42.1%.
Emisiones mundiales de bióxido de carbono
por tipo de combustible, 2000-2020
(miles de millones de toneladas por año)
2000 2005 2010 2015 2020
Petróleo Gas natural —Carbón
Fuente: Sener con base en lnremortonal En.r&y Outlook 2007, EIA/DOE,
Demanda
Entre 2004 y 2020 se estima que el consumo mundial de gas natural pasará de 317.5 miles de
millones de pies cúbicos diarios (mmmpcd) a 386.6 mmmpcd. Si bien la tasa de crecimiento anual
del gas natural es ligeramente menor a la de! carbón, se espera que sea una fuente importante en
la generación de electricidad y el sector industrial, debido a que es una opción ambientalmente
más atractiva, y su combustión es más eficiente respecto al carbón y los petrolíferos. Estas
condiciones lo privilegiarán ya que algunos gobiernos están implementando políticas de desarrollo
sustentable, tanto regionales como nacionales, para reducir emisiones de bióxido de carbono
(CO2).
Los procesos del sector industrial son los principales consumidores de gas natural; durante 2004
este sector demandó 44.0% del consumo mundial de gas natural. Se espera que, en el mundo los
precios de crudo permanezcan elevados para el futuro, lo cual generará que el gas natural
desplace a los petrolíferos; por lo que se estima que la demanda de gas del sector industrial
crecerá a un ritmo de 2.1% entre 2004 y 2020, en el último año el sector consumirá 47.7% de la
demanda total mundial.
Del 2004 al 2020 en el sector eléctrico, se estima una tasa de crecimiento anual del 30% en el
consumo de gas, como resultado de las nuevas plantas de ciclo combinado que poseen
eficiencias mayores, para la generación de electricidad. El uso del gas natural pasará del 31 .0% en
2004, al 39.1% en 2020.
17

Demanda mundial de energía por fuente, 2000-2020
(Peta BTU)
2501 Historico Prospectivo
tmca 4 =1.4%
trTsca20042020= 2.4%
1
tmca =2.2%
100- ____..__..-
rmca 2 =2.o%
50-
tnica=i.6%
O
2000 2005 2010 2015 2020
--Perróleo Gas natural -Carbón Nudeoenergía Renovables
Fuente: Sener con base en ¡nternationd Ena,, Outfook 2007, ELA/DOE.
Demanda mundial de gas natural por regis5n, 1990-2020
Región/País 1990 2003 2004 2010 2015 2020 tmca
OCDE
Norteamérica 61.6 75.1 75.6 83.6 88.8 93.7 1.3
Europa 31.8 49.9 51.5 58.4 63.0 66.3 1.6
Asia 7.7 13.7 13.7 16.2 17.8 18.9 2.0
Total OCDE 101.1 138.6 140.8 158.1 169.6 178.9 1.5
No OCDE
Europa y Euroasia 73.2 64.7 66.8 73.7 79.7 86.0 1.6
Rusia 47.4 41.9 43.8 47.9 51.2 54.0 1.3
Otros 26.0 22.7 23.0 25.8 28.5 31.8 2.0
Asia 7.9 21.1 23.3 34.2 51.5 52.6 5.2
China 1.4 3.0 3.8 7.7 10.1 12.6 7.7
India 1.1 2.7 3.0 4.9 5.8 7.1 5.5
Otros 5.5 15.3 16.4 21.6 27.4 32.9 4.4
Oriente Medio 9.9 21.9 23.6 28.8 33.4 38.1 3.0
Africa 3.8 6.8 7.1 9.0 11.0 12.9 3.8
Centro y Sudamérica 5.5 10.1 11.2 14.2 16.4 18.1 3.0
Total no OCDE 100.3 124.7 132.1 160.0 192.1 207.7 2.9
Total mundial 201.1 263.0 272.9 317.5 353.4 386.6 2.2
Tasi media de crecimiento anual 2004-2020.
Fuente: Sener con base en internacional Energy Ouriook 2001, EIA/DOE.
18

IV. EXPECTATIVAS DEL GOBIERNO FEDERAL EN SEGURIDAD
ENERGÉTICA
E
l Gobierno Federal elabora sus programas y prospectivas en apego a los lineamientos
establecidos por la Ley de Planeación, y forman parte de una estrategia para impulsar el
desarrollo del país, para poner en marcha un sistema integral que vincula el Plan Nacional
de Desarrollo, los programas que emanan de él, y el proceso presupuestal que se elabora año con
año en cada dependencia.
Las metas que aquí se plantean han sido elaboradas por la Secretaría de Energía, como veremos
a través de este capítulo, en donde se señalan los principales resultados que se esperan obtener
en el sector energético, para contribuir a la construcción de un México fuerte y competitivo en las
décadas por venir, y además permiten establecer un proceso claro de seguimiento y de rendición
de cuentas hacia los ciudadanos.
Programa Sectorial de Energía 2007 - 2012
Este programa ha sido elaborado tomando como punto de partida la Visión México 2030 y el Plan
Nacional de Desarrollo, así como los resultados de una amplia consulta con actores relevantes del
sector que han aportado elementos de diagnóstico y de acción. En él se expresan los objetivos, las
estrategias y las líneas de acción que definirán la actuación de las dependencias y de los
organismos federales que pertenecen a este sector.
La visión para el año 2030, es tener un sector energético que opere con políticas públicas y un
marco fiscal, laboral y regulatorio, que permita contar con una oferta diversificada, suficiente,
continua, de alta calidad y a precios competitivos; maximiza la renta energética; asegura, al mismo
tiempo, un desarrollo sostenible en términos económicos, sociales y ambientales; y lograr que el
sector aproveche las tecnologías disponibles y desarrolle sus propios recursos tecnológicos y
humanos. Asimismo, promueve el desarrollo eficiente de mercados nacionales y la participación en
mercados internacionales, donde las empresas del Estado son competitivas, eficientes financiera y
operativamente, con capacidad de autogestión y sujetas a rendición de cuentas.
La seguridad energética es para México un objetivo central, debido a que nuestro consumo de
energéticos depende, principalmente, del petróleo y del gas natural. Por ello, y con el objetivo de
reducir los riesgos inherentes al alto consumo de combustibles fósiles, es conveniente que la
matriz energética incluya una mayor participación de fuentes renovables.
La estimación de los recursos para la ejecución del presente Programa Sectorial, estará
determinada en los Proyectos de Presupuesto que anualmente son presentados por la
dependencia y quedarán sujetos a la disponibilidad de recursos.
Objetivos Sectoriales
•Objetivo 1.1. Garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos.
• Objetivo 1.2. Fomentar la operación del sector hidrocarburos bajo estándares internacionales
de eficiencia, transparencia y rendición de cuentas.
• Objetivo 1.3. Elevar la exploración, producción y transformación de hidrocarburos de manera
sustentable.
• Objetivo 11.1. Fomentar niveles tarifarios que permitan cubrir costos relacionados con una
operación eficiente de los organismos públicos del sector eléctrico.
• Objetivo 11.2. Equilibrar el portafolio de fuentes primarias de energía.
19

• Objetivo 11.3. Fortalecer a los organismos públicos del sector eléctrico en lo referente a
prácticas operativas y estándares tanto de calidad como de confiabilidad en los servicios que
ofrecen.
• Objetivo 111.1. Promover el uso y producción eficientes de la energía.
• Objetivo 111.2. Fomentar el aprovechamiento de fuentes renovables de energía y
biocombustibles técnica, económica, ambiental y socialmente viables.
• Objetivo lvi. Mitigar el incremento en las emisiones de Gases Efecto Invernadero (GEl).
Objetivo 1.1. Garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos.
Indicadores del Objetivo 1.1
Unidad de medida Línea base Mcta 2012* Mcta 2012**
(2oo6) Base Sobresaliente
Porcentaje 41 51 100
Porcentaje de
extracción de gas 95 97 98
natural
Porcentaje de
importación del 38 40 40
consumo total
Días de consumo
a) 2.1 a)4.0 a)4.0
b) 2.8 b) 4.0 b) 4.0
Nombre del Indicador
Tasa de restitución de
reservas probadas (P)
Aprechamiento de
gas natural
Importación de gasolina
Días de autonomía en
terminales de
almacenamiento
críticas:
Gasolinas
Diesel
'Corresponde al escenario Base del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que la actividad exploratoria se
mantiene en un nivel de actividad mínimo indispensable durante los primeros años aumentando gradualmente a partir del 2013. No se
considera actividad exploratoria en aguas profundas en este período.
excorresponde al escenario Sobresaliente del Programa Nacional de Infraestructura 2007.2012, el cual supone que se realizan cambios al
marco normativo que permiten detonar importantes niveles de irmersión.
Objetivo 1.2. Fomentar la operación del sector hidrocarburos bajo estándares internacionales de
eficiencia, transparencia y rendición de cuentas.
Al tratarse de una industria en la cual los márgenes determinan en gran medida la viabilidad de los
proyectos, la innovación y el desarrollo tecnológico juegan un papel fundamental para reducir
costos e introducir nuevas técnicas, a fin de mejorar el aprovechamiento de nuestros recursos
petroleros. Por ello, debe fomentarse la creación de conocimiento científico, apoyándose en
instancias como el Instituto Mexicano del Petróleo y las instituciones de educación superior
del país.
co

Nombre del Indicador Unidad de medida Línea base Meta 2012* Meta 2012
(2006) Base Sobresaliente
Factor de recuperación
de la producción de
Porcentaje 33 32 32
hidrocarburos (Reservas
1 P
)5!
Nivel de utilización de
las unidades de Porcentaje 83 87 87
refinación
Indice de frecuencia de
Accidentes por
accidentes en el sector
millón de horas
0.7 0 0
petrolero
laboradas con
exposicion al riesgo
cosresporsde al escenario Base dél Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que la actividad exploratoria se
mantiene en un nivel de actividad mínimo indispensable durante los primeros años, aumentando gradualmente a partir del 2013. No se
considera actividad exploratoria en aguas profundas en este período
Corresponde al escenario Sobresaliente del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, ci cual suporte que se realizan cambios al
marso normativo que permiten detonar importantes niveles de inversión.
i/ El indicador se ve reducido debido a que u lo largo de los años se incorpora una m'or producción de Chicontepec, activo con un
factor de recuperación inferior al promedio actual. Si no se considerara este activo, el promedio actual pasaría de 33% en 2006 a 35% en
2012.
Objetivo 1.3. Elevar la exploración, producción y transformación de hidrocarburos de manera
sustentable.
Nombre del Unidad de medida Línea base Mcta 2012* Meta 201
Indicador (2006) Ra se Sob re sa (erice
Produc':ion d2 Millones de barriles
Petroleo Ciudo diarios
3.3 Mayor a 2.5 3.2
Miles de millones
Produccion de Gas
Natural
de pies cubitos 5.4 5.0 7.0
diarios
*Cormsponde al escenario Base del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, el cual supone que la actividad exploratoria se
mantiene en un nivel de actividad mínimo indispensable durante los primeros allos, aumentando gradualmente a partir del 2013. No se
considera actividad exploratoria en aguas profundas en este periodo.
Corresponde al escenario Sobresaliente del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2052, el cual supone que se realizan cambios al
marco normativo que permiten detonar importantes niveles de irneersión.
Balance Nacional de Energía, 2006
El Balance Nacional de Energía muestra la evolución del Sector Energético mediante el análisis de
sus principales variables, de esta manera los principales resultados observados durante 2006
fueron:
Producción de energía primaria
En el año 2006 la producción nacional de energía primaria totalizó 10,619 petajoules (PJ), cifra
0.7% menor respecto al 2005. El decremento se debió, en términos generales, a la menor
producción de condensados y crudo; los cuales disminuyeron de 2005 a 2006 en 23.2% y 3.6%,
respectivamente. En el gas natural, se observó un incremento de 11.2% en el mismo período.
Por su parte, la electricidad primaria aumentó 4.3% en 2006 respecto de 2005, explicado
principalmente por el incremento en la producción de energía eólica, hidroenergía, y
nucleoenergia. La biomasa decreció 2.1% como resultado de la menor producción de bagazo de
caña y leña, los cuales disminuyeron de 2005 a 2006 en 6.6% y 0.2%, respectivamente.
21

Producción de energía primaria (petajovies)
Variación Estructura porcentual
2005 2006 pxcentual 2005 2006
2006/2005
Total 10,691.287 10,619.005 -07 1000 100.0
Carbon 215.998 230.704 6.8 2.0 2.2
Hidrocarburos 9,653.889 9.553.762 1.0 90.3 90.0
Petróleo crudo 7,573.785 7,304.395 -3.6 70.8 68.8
Condensados 183.670 141.127 -23.2 1.7 1.3
Cas natural 1,896.435 2,108.240 11.2 17.7 19.9
Electricidad primaria 469.969 490,379 4.3 4.4 4.6
F4uclecienergía 117.880 119.419 1.3 1.1 1.1
Hidroenergia 278.434 303.550 9.0 2.6 2.9
Ceoenergia 73.604 66.960 -9.0 0.7 0.6
Errergia eólica 0.050 0.451 - n.a. n.a.
Biomasa 351.431 344.159 -2.1 3.3 3.2
Bagazo de caña 103.780 96.956 -6.6 1.0 0.9
Leña 247.651 247.202 0.2 2.3 2.3
Fuente, Sistema de Información Energética, Sener.
ns. no significativa
Noso indupe algas residual de plantas de gas nielgasde formación empleado por FtP, ambos
agrupados en el concepto: De otras fuentes' (seo capitulo de Aspectos Mercuiológicos en la
sección de procesos de energía).
La sonta de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redcoid.eo de las cifras.
Estructura de la producción de energía primaria, 2006
(10,619.005 petajoules)
Hidrocarburos Electricidad0 Biorn.ssa Carbón
Fuente: Sistema de Inilormadón Energética. Sener.
'Inckie hidroenergía 2.9%, nucleoen.rgia Ls%u geoenergi.a o.6%y energía eólica (ns.) evaluados en su
equwaknte priniano.
Inclupe luisa a.%y bagazo de caña o.9%.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, deludo al redondeo de las cifras.
Comercio exterior de energía primaria
Los intercambios de energía primaria (petróleo crudo y carbón) con el exterior, inciuyendo maquila,
registraron un saldo neto a favor de 4,013.4 PJ en 2006, cifra inferior en 3.2% a la obtenida en
2005 que fue de 4,147.6 PJ.
En términos de energía, la exportación de petróleo crudo en 2006 disminuyó 2.8% respecto a
2005, al totalizar 4,211.7 PJ. La mezcla de exportación, en volumen, se formó para 2006 por 82.5%
de crudo Maya, 12.9% de crudo Olmeca, 3.8% de crudo Istmo y 0.8% de crudo pesado Altamira. Al
igual que en años anteriores, la mezcla de crudo de exportación observó, en 2006, una mayor
participación de los crudos pesados y menor de los ligeros y superligeros; sin embargo, cabe
destacar el incremento en la participación del volumen exportado de crudo Olmeca, el cual pasó de
11.9% en 2005 a 12.9% en 2006. En 2005 el crudo Maya, Olmeca, Istmo y pesado Altamira
22

tuvieron participaciones de 82.9%, 11.9%, 4.5% y 0.8%, respectivamente. En términos de barriles
por día, las exportaciones de crudo decrecieron en 1 .3% de 2005 a 2006.
Comercio exterior de energía primaria (petajoules)
2005 2006
Var iac;ón
porcentual
2006/2005
Exportaciones
Total 4,337.917 4,213.255 -2.9
Carbón 0.099 0.073 .26.1
Petróleo crudo 4,3 34.767 4,211.690 -2.8
Condensados 3.052 1.492 -51.1
Importaciones
Total 190.352 199.823 5.0
Carbón 190.352 199.823 5.0
Petróleo crudo 0.000 0.000 -
Condensados 0.000 0.000 -
Saldo neto
Total 4,147.565 4,013.432 -3.2
Carbón -190.253 -199.750 5.0
Petróleo crudo 4,334.767 4.211.690 -2.8
Condensados 3.052 1.492 -51.1
Fuente: Sotema de Informacón Energética, Sener.
ns.: no significativo.
Incluye nraquila intercambio neto.
La suma de los parciales puede no coincidi, con los totales, debido al redondeo de las cifras
Las exportaciones de carbón mineral disminuyeron 26.1% entre 2005 y 2006, mientras que las
importaciones aumentaron 5%. Por esta razón, el déficit de la balanza comercial de carbón mineral
alcanzó los 199.7 PJ, es decir, 5% mayor al observado en 2005, el cual fue de 190.3 P.I.
Oferta interna bruta de energía primaria
La oferta interna bruta es la disponibilidad de energía para consumo interno. Agrega los conceptos
de producción, importaciones y variación de inventarios; y descuenta la exportación, la energía no
aprovechada y la maquila-intercambio neto.
En 2006, la oferta interna bruta de energía primaria registró un aumento de 0.7% respecto al 2005,
como resultado del crecimiento en las importaciones de carbón mineral, de la entrega de gas
residual de plantas y gas de formación a PEMEX Exploración y Producción; así como de la
reducción de los envíos al exterior de petróleo crudo, incluyendo maquila. Lo anterior, no obstante
el decremento observado en la producción de energía primaria, así como del incremento en los
niveles observados de energía no aprovechada.
23

Oferta interna bruta de energía primaria (petajoules)
2005 200Ó
Variación
porcentual
2006/2005
Total 7,021.692 7,071.139 0.7
Producción 10,891.287 10,619.005 0.7
De otras fuentes 581.951 620.470 8.6
Gas residual de plantas de gas 417.392 447.107 7.1
Gas de formación empleado por PEP 164.560 173.362 5.3
Importación 190.352 199.823 5.0
Variación de inventarios -23.973 -37.031 54.5
Exportación 4,152.951 4,033.231 -2.9
Energía no aprovechada 80.008 117.873 47.3
Maquila-intercambio neto 184.966 180.024 -2.7
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
ns.: no significativo
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debidoal redondeo de Las cifras
En 2005, la oferta interna bruta de energía primaria creció 6.3% respecto a 2004, como resultado
de los mayores niveles de producción y de entrega de gas residual de plantas y de formación a
PEMEX Exploración y Producción, las cuales incrementaron la disponibilidad de energía primaria.
Asimismo, la reducción en las exportaciones de petróleo crudo por maquila y la menor energía no
aprovechada, contribuyeron al crecimiento observado en 2005 de la oferta interna bruta.
Los hidrocarburos representaron el 82.8% de la oferta interna bruta en 2006, respecto al 82.9% de
2005. Por otro lado, el carbón mineral, la electricidad primaria y la biomasa, participaron con el
5.4%, 6.9% y 4.9%, respectivamente. Por otro lado, los hidrocarburos crecieron 0.6% en el período
de referencia. Al interior de los hidrocarburos, el gas natural creció en 8.4%, mientras que el
petróleo crudo y los condensados presentaron un decremento de 3.9% y 22.7%. Por su parte, la
electricidad primaria incrementó su participación en 0.2 puntos porcentuales y se ubicó en 6.9% de
la oferta interna bruta de energía primaria. Destaca el crecimiento de la energía eólica en un 794%,
debido a la puesta en servicio de la central La Venta II en Oaxaca, la hidroenergía con 9.0% y la
nucleoenergía con 1.3%, mientras que la geoenergía decreció 9.0%.
La biomasa disminuyó ligeramente su participación en la oferta interna bruta de energía primaria
de 5.0% en 2005 a 4.9% en 2006. Lo anterior se explica por el decremento de 6.6% en el bagazo
de caña y 0.2% en la leña. Por otro lado, la participación del carbón mineral se mantuvo constante
en 5.4%. ElIo, como resultado del crecimiento de 0.2% en su oferta interna bruta (véanse cuadro 4
y figura 1).
Prospectiva del Mercado de Petróleo Crudo, 2007-2016
México es el sexto productor de crudo a nivel mundial y la relevancia de este recurso en nuestro
país, es porque en él se basa la seguridad energética y, con su aportación a la economía nacional,
es un importante motor del desarrollo económico. Es difícil pensar en el México moderno sin
relacionar su historia con aquella del petróleo. Sin embargo, es también necesario pensar en el
futuro para poder vislumbrar los requerimientos de esta industria para que México satisfaga las
necesidades internas del país, se mantengan niveles adecuados en la relación reserva-producción,
mitigue los impactos ambientales y sigamos siendo uno de los principales actores en el entorno
mundial de la industria del petróleo.
Al primero de enero de 2007, las reservas totales de hidrocarburos en el país ascendieron a
45,376.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), de las cuales 70.3%
24

correspondió a reservas de aceite; 18.9% a las reservas de gas seco, 7.5% correspondió a líquidos
de planta y 2.1% a condensados.
Rese rv.s toahs de eceite en MÁxko al primero de enero de aoo
(millones de barriles)
9,821.3 31,908.8
11,033.9 22,081.5
11,047.6
Reservas ip Rcer.
o p~as probbk posibks
Lg, rav,js deié ro,IeM.nco 2C07. Pane. Epkicny Produan.
Del volumen total de reservas probadas de hidrocarburos registrado en el país al primero de enero
de 2007, 11,047.6 mmb correspondieron a reservas de aceite; de éstas, la mayor parte
corresponde a crudo pesado, cuyo volumen representa 63.4%; seguido del crudo ligero con 30.8%;
y el superligero con 5.8%. La Región Marina Noreste contiene 59.1% del volumen total de reservas
probadas de aceite; la Región Marina Suroeste 9.4%; la Región Norte 8.0% y aquéllas contenidas
en la Región Sur corresponden al 23.4%.
lrw
25

Corposicin de Ii.s eervas probedas por tipo de crudo, i8-2oo7
(milloflesde berril.$)
25.199.7 24.7C(..1 24631.3
4.125.7 4.089.1
2.5&).4
2.133.5 tmca
888.0 8,0017 7099
7672/
4.462.9 9 11.1l.8
11,047.
o 1215.2 706.0_______ a
a
635.3
_______ 3.550.4
3.402.9
1998 1999 2000 2001 »32 2003 2w4 2005 2006 2007
pe,ado Li.eio Siçerligero
Fuente: Lis rew»ds de hkhwbww de Méico, vriu a(rus. Pernew Euprucies y Producci&n.
La plataforma de producción en nuestro país ascendió a 3,256 mbd en 2006, siendo el crudo
pesado el de mayor aportación a la producción nacional. La participación de este crudo representó
68.9% del total a nivel nacional en dicho año. La Región Marina Noreste es la que posee la mayor
producción de petróleo crudo, seguida por la Región Sur cuya producción de crudos ligeros es la
más alta del país con 45.6% del total de la producción. En tercer sitio se encuentra la Región
Marina Suroeste cuya producción se compone principalmente de crudos ligeros. La Región Norte
ocupa el cuarto sitio y su producción se compone de crudo ligero y crudo pesado
Producin de petróko crudo por región, 1996-2006
(riksde b.,rrjles diarios)
4,000
3.500
2,500
19e. 197 1' ~iu' 11
8eion Murina Noreste Repon Marina Suroeste
segión Sur U Recn Norte
Futr:Anuu,io i20e, Pem.
El crudo destinado a consumo nacional se emplea para la producción de petroliferos o elaboración
de materia prima de las industrias química y petroquímica. El porcentaje de crudo destinado a
26

consumo nacional se ha mantenido en niveles entre 42 y 46% del crudo producido en el país a lo
largo del período 1996-2006. El Sistema Nacional de Refinación (SNR) es el mayor demandante
del crudo destinado a proceso en territorio nacional absorbiendo 1,171.7 mbd en promedio para el
período 1996-2006. El volumen de exportaciones de crudo mexicano durante 2006 se ubicó en
1,792.7 mbd y el promedio de éstas en el período fue de 1,722.0 mbd. El principal destino de las
exportaciones de crudo es EUA, que captó 88.7% del total en 2006.
La cartera de proyectos 2007 de PEMEX Exploración y Producción (PEP) muestra el conjunto de
oportunidades que se han identificado hasta el día de hoy, y a partir de ella se han generado dos
escenarios de producción denominados sobresaliente y bajo. En el primero se desarrolla un
número de proyectos exploratorios que permiten mantener la producción de petróleo crudo en
niveles superiores a 3,200 mbd y con una inversión asociada superior a 150 mil millones de pesos
en promedio entre 2006 y 2016. Mientras que en el escenario bajo, los niveles de inversión
menores a 100 mil millones de pesos en promedio anual, limitan la actividad exploratoria y se
traduce en una producción promedio cercana a 2,500 mbd en el período 2006-2016.
El escenario sobresaliente mantiene un promedio de producción de 3,257 mbd entre 2006 y 2016.
La producción obtenida en los proyectos de explotación presentará una disminución por la
declinación esperada del yacimiento de Cantarell, mientras que la producción del conjunto de
oportunidades exploratorias se incorpora en 2008, además de una producción proveniente de
aguas profundas en 2014.
En la producción de crudo por regiones del escenario sobresaliente, se espera que la Marina
Noreste decline a una tasa de 7% anual entre 2006 y 2016. Esta declinación será compensada por
el crecimiento en otras regiones, principalmente en la Región Norte, donde se prevé un incremento
hasta alcanzar una participación de 27% del total en 2016. De acuerdo a la calidad de aceite, se
espera que la producción de crudo pesado disminuya en los primeros años, y que hacia el final del
período se contraiga 35% respecto a 2006.
El SNR continuará siendo el principal demandante de crudo en territorio nacional y su demanda se
incrementará como resultado de la conclusión de las reconfiguraciones y la expectativa del
arranque de una nueva capacidad de refinación. Se prevé un cambio en la tendencia de consumo
por tipo de aceite; en 2006 el crudo pesado representaba 40% del total demandado por el SNR y
hacia el último año del período prospectivo, se espera que eleve su participación a 63%. Las
exportaciones de crudo del país disminuirán como consecuencia del aumento en la demanda
nacional de crudo. Para el último año del período, el volumen promedio total de crudo destinado a
exportación se estima en 1,505 mbd.
El escenario bajo se caracteriza por exploración restringida, postergación de la exploración y
desarrollo de aguas profundas y una reducción en la plataforma productiva. Lo anterior debido a
que este escenario supone un nivel presupuestal y de endeudamiento constante. Asimismo,
considera una declinación en la producción de los campos actuales al no incorporase nuevos
desarrollos. La producción en el último año del período será de 2,136 mbd. Se presenta una
declinación más pronunciada en la Región Marina Noreste. Las Regiones Marina Suroeste y Sur
también verán una reducción en su volumen de producción, la primera en 40%, y la segunda en
niveles superiores a 20%. Se contempla una reducción en los volúmenes de producción de los tres
tipos de petróleo crudo, en particular el crudo pesado se reducirá 44.8% en 2016, respecto a 2006.
Este escenario mantiene el mismo volumen en la demanda nacional de petróleo crudo que el
escenario sobresaliente. Sin embargo, al disminuir la plataforma de producción de crudo en
territorio nacional, se requerirán importaciones, de modo que se cuente con las calidades de crudo
que la demanda nacional necesite. Las exportaciones de crudo registrarán la mayor reducción
entre los distintos destinos que tiene la producción nacional. Al final del período prospectivo la
disminución esperada en este escenario será de 85% en el volumen promedio respecto a 2006.
27

Escenario de producción sobresaliente
Este escenario supone la capacidad máxima de ejecución de PEP a través de intensificar la
actividad exploratoria, el desarrollo inmediato de los descubrimientos realizados y la consecuente
perforación de pozos de desarrollo tanto en esos descubrimientos como en reservas ya
identificadas. Supone, además, un mercado de servicios fortalecido con capacidad suficiente para
suministrar, con oportunidad y calidad, materiales y servicios relacionados con las actividades de
exploración, explotación, acondicionamiento y distribución de hidrocarburos. Las premisas de
montos de inversión se diseñaron para la realización de las reformas estructurales que requiere el
país, con el propósito de elevar la rentabilidad social y económica de la inversión, y con ello
incrementar, de manera significativa, los recursos destinados al desarrollo de infraestructura. Con
base en la inversión considerada, PEP elaboró el escenario sobresaliente en el cual se determinan
las metas de producción y la actividad física asociada.
El portafolio de negocios 2007 de PEP para el escenario sobresaliente contiene un total de 81
proyectos, de los cuales seis son integrales de exploración y explotación (proyectos que abarcan
tanto la actividad prospectiva de búsqueda de hidrocarburos como la actividad extractiva de
producción de las reservas encontradas o de las reservas existentes); 29 proyectos de explotación
(proyectos que consideran únicamente la producción de reservas ya descubiertas), 22 de
exploración y 24 de infraestructura y soporte para la operación y mantenimiento del transporte y
distribución de hidrocarburos. Cabe señalar que, salvo en los proyectos de infraestructura y
soporte, se incluyen las inversiones de seguridad industrial y protección ambiental.
Entre algunos aspectos considerados en el presente escenario de producción se encuentran:
• Techos presupuestales por 157 mil millones de pesos en promedio a lo largo del período
destinados a inversión física. De estos, 98 mil millones se ocuparán en la explotación de
campos actuales, 28 mil millones se destinarán a la exploración de nuevos campos y 31 mil
millones a su futuro desarrollo;
• Se intensifica y fortalece la actividad exploratoria y de futuro desarrollo de aguas profundas,
con el aseguramiento de los equipos de perforación requeridos para iniciar producción de
aceite a partir de 2014;
• Se considera la producción esperada de los pozos exploratorios programados a terminar en
2007 y el desarrollo de los campos descubiertos;
• El programa de perforación exploratoria considera los proyectos: Julivá, Comalcalco, Litoral de
Tabasco Terrestre, Coatzacoalcos y Campeche Poniente Terciario, Campeche Poniente y
Campeche Oriente y Litoral de Tabasco Marino;
• Se mantiene la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación
de reservas remanentes, además de que se continúan diferentes estudios y acciones para
mejorar el factor de recuperación de campos maduros y marginales.
El escenario propuesto comienza con una producción de crudo de 3,256 mbd en 2006, y mantiene
un promedio de 3,255 mbd entre 2006 y 2016. Cabe señalar que estos niveles de producción
dependen del éxito de la actividad exploratoria, generalmente sujeta a un alto grado de
incertidumbre; así como de la disponibilidad de recursos oportunos, tanto financieros como
técnicos, y de la capacidad de ejecución de un mercado de materiales y servicios para,
eficientemente, suministrarlos de acuerdo a los ritmos de ejecución de los proyectos de PEMEX.
28

Producción de crudo por tipo de actividad, escenario sobresaliente, 2006-2016
(miles de barriles diarios)
3.000
2.000
1,000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Pemex Exploración y Producción.
El horizonte de planeación muestra que la producción de aceite obtenida en los proyectos de
explotación presentará una disminución esperada en todo el período, misma que se acelera a partir
de 2009, principalmente por la declinación del yacimiento Cantarell y de otros campos que
alcanzan su etapa de madurez. En contraparte, la producción del conjunto de oportunidades
exploratorias comienza a incorporarse en 2008, con un volumen de 2 mbd, alcanzando su máxima
aportación de 925 mbd hacia el final del período. Este escenario incorpora una producción de 19
mbd proveniente de aguas profundas en 2014 que aumentará hasta 174 mbd en 2016.
Por categoría de proyectos
En este apartado se analiza la diversificación de los grandes proyectos de producción de crudo. En
este sentido, el portafolio de negocios se clasificó en los siguientes proyectos:
• Explotación (sin Chicontepec y CantarelD;
• Cantareil;
• Chicontepec;
• Exploración (sin aguas profundas); y,
• Aguas profundas.
Los proyectos de explotación cubrirán un promedio de 1,637 mbd en el período de análisis. El
conjunto de estos proyectos alcanza su producción máxima en 2010, cuando lleguen a 1,851 mbd,
representando casi 60% de la producción nacional de crudo de ese año. La disminución de la
producción de los proyectos de explotación a partir de 2011, obedece principalmente al inicio de la
declinación de Ku-Maloob-Zaap.
Uno de los retos más importantes de la cartera de proyectos 2007 es continuar con la
administración de la declinación del Proyecto Cantarell, principalmente por la importancia
volumétrica que este Complejo ha tenido en la producción de crudo del país durante varias
décadas. Es por esto que, en la planeación técnica de Cantarell, se está diseñando un nuevo
proyecto que busca maximizar la producción a través de un proyecto de recuperación adicional de
hidrocarburos, de tal manera que la actual estrategia de explotación, basada en un mantenimiento
de presión, deberá evolucionar a otro esquema de explotación.
29

Producción de crudo por categoría de proyectos, escenario sobresaliente, 2006-2016
4,000
Aguas profundas
3,000 Exploración
(sin aguas profundas)
Cantarell
Chiconte pec
2,000
1,000
0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Peinen Exploración y Producción.
EL tota) de la producción en este proyecto disminuirá a una tasa de 14.1% anual entre 2006 y 2016,
promediando un volumen de 921 mbd en el periodo. Se espera que la declinación de la producción
de Cantarell sea parcialmente compensada por una mayor producción de Ku-Maloob-Zaap,
Chicontepec y otros campos.
La producción de los proyectos de exploración provendrá principalmente de los proyectos Golfo de
México B, Reforma, Cuichapa y Crudo Ligero Marino. En lo referente a aguas profundas, estos
proyectos inician su producción de crudo a partir de 2014. Para la clasificación de estos proyectos
se considera una definición propia de PEP, donde aquellos desarrollos con un tirante de agua
superior a 500 metros son considerados como proyectos de aguas profundas. Esta definición
responde a que, a esa profundidad, la tecnología para el desarrollo de esos campos cambia de
manera significativa.
Producción de crudo por regiones escenario, sobresaliente, 2006-2016
4,000
MIE
2,000
1,000
0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Peinen Exploración y Producción. -,
30

Producción de crudo por calidad, escenario sobresaliente, 20062016
4,000
3,000
2,000
1,000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Peniex Exploración y Producción.
Sistema Nacional de Refinación
Para el periodo 2006-2016, se espera que el SNR continúe siendo el principal demandante de
crudo en territorio nacional. A su vez, se prevé que la proporción de crudo requerido se
incrementará conforme se concluyan las reconfiguraciones planeadas en las refinerías, y entre en
operación la nueva capacidad. De este modo, mientras que en 2006, el SNR captó 38% del
volumen total de crudo destinado a distribución, se espera que en 2015 esta proporción se eleve
hasta 51%, como resultado de la expectativa del arranque de nueva capacidad de refinación en
ese año
La proporción de crudo pesado captado por el SNR se incrementará de manera considerable entre
2006 y 2016, respecto al volumen total de este tipo de crudo para distribución. En el año base
(2006), la demanda del SNR representaba 24% del total disponible a nivel nacional, mientras que
para 2016 se espera que esta proporción se eleve a 63%.
Comercio exterior, 2006-2016
Se prevé que las exportaciones de crudo del país disminuyan como consecuencia del aumento en
la demanda nacional de crudo, lo que ocasiona que, para el último año del período, el volumen
promedio total de crudo destinado a exportación se reduzca en 364 mbd respecto a 2006.
31

Exportaciones nacionales por tipo de crudo, escenario sobresaliente, 2006-2016
2,000
1,800
600
i400
I...-..
200
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca
Superllgero 235 166 200 180 133 156 174 339 433 547 540 8.7
U Ligero 65 56 70 74 114 142 234 129 179 245 326 17.4
Pesado 1,569 1,512 1,411 1,372 1,396 1,359 1,276 1,241 1,140 701 640 -8.6
Total 1,869 1,734 1,682 1,626 1,643 1,658 1,684 1,710 1,752 1,492 1,505 -2.1
Fuente: Peme,.
Cabe señalar que, en caso de que la nueva capacidad de refinación no fuera concretada hacia el
2015, este crudo pesado quedaría en disponibilidad para ser comercializado en el mercado
exterior.
Programa de inversiones
El desarrollo del escenario sobresaliente supone un aumento significativo en los recursos de
inversión en infraestructura como resultado de las reformas estructurales.
La inversión asociada al presente escenario de producción se estima en 157 mil de millones de
pesos de 2007 en promedio anual a lo largo del período. El total de las inversiones de la cartera
2007 de PEP están divididas en:
• Explotación;
• Exploración; y,
• Futuros desarrollos.
En el escenario para la producción de aceite crudo, se observa que para el caso propuesto se tiene
una meta de 3,182 miles de barriles para el 2007 y que posterior a ese año dependerá del monto
de las inversiones destinadas a PEP. Así, en los primeros años se observan cambios menores en
el escenario sobresaliente, mientras que a medida que transcurre el tiempo los efectos se
muestran mucho mayores; esto se debe a que las inversiones que se realizan actualmente en
infraestructura y perforación de pozos, tienen efecto en el mediano y largo plazo y contribuyen a
mantener la producción. En cuanto a la incorporación de reservas, el escenario sobresaliente
32

supone que la inversión que se realiza en el desarrollo de estos campos, tiene como meta una tasa
de restitución de reservas probadas y 3P de 100% en el año 2012.
Las variaciones en términos de inversión se deben principalmente a dos factores: a cambios en los
precios de los hidrocarburos que se han traducido en incrementos a los costos de los materiales y
servicios empleados en la industria petrolera y también a los ritmos de ejecución de los diferentes
proyectos que constituyen este portafolio de inversiones. En este contexto, el escenario contempla
una estructura de costos que reflejan las condiciones comerciales al primer trimestre de 2007.
Del monto de inversión promedio, 62% está dedicado a la explotación de campos actuales, 18% a
la exploración de nuevos campos y 20% a su futuro desarrollo. La estrategia de PEP es atender las
cuencas maduras, a la vez que se incursiona en aguas profundas. Los proyectos como
Chicontepec, Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Burgos y Crudo Ligero Marino ejercerán niveles
superiores al 60% de las inversiones de explotación en el período 2008-2016. A partir de 2010, la
inversión exploratoria se incrementa principalmente en los proyectos marinos como Golfo de
México B, Golfo de México Sur, Crudo Ligero Marino y Campeche Oriente. El incremento en las
inversiones del futuro desarrollo a partir de 2012 se explica, principalmente, por los ritmos de
ejecución de los proyectos de aguas profundas Golfo de México B y Golfo de México Sur.
A partir de 2007, las inversiones en explotación en proyectos ya aprobados se reducen debido a la
conclusión de las obras de los principales proyectos marinos como Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y
Crudo Ligero Marino. De las inversiones físicas en explotación programadas entre 2008 y 2016, el
55% corresponde a proyectos terrestres, que incluyen la extracción de hidrocarburos en
Chicontepec, Burgos, Antonio J. Bermúdez, Veracruz y por los Contratos de Obra Pública
Financiada (COPF). Las inversiones en aguas someras representan 38% del total y se ejercerán
en los proyectos Ku-Maloob-Zaap Cantareli, Crudo Ligero Marino y Chuc. El resto de las
inversiones en el horizonte de planeación se llevarán a cabo para actividades de soporte y
mantenimiento.
Los proyectos exploratorios mantienen una inversión promedio anual de 28 mil millones de pesos
entre 2006 y 2016. La inversión en proyectos marinos representa 75% del total en el período 2008-
2016. En aguas someras, los principales proyectos son Crudo Ligero Marino, Coatzacoalcos,
Campeche Oriente, Campeche Poniente y Lamprea. Respecto a las inversiones en aguas
profundas, éstas se enfocan al proyecto Golfo de México B y Golfo de México Sur. Mientras que los
principales proyectos terrestres son Reforma Terciario, Burgos, Simojovel y Cuichapa.
33

Inversión física total, escenario sobresaliente, 2006-2016
(miles de millones de pesos de 2007)
172 170
168166 163161 157
153 15
4 14
140 -. 20 41 -
26 38
127
17
29
65
13 31
32
2C0 2007 2(1:3 2C('9 2010 2011 2012 2013 2014 2(13 2Ü1
Explotación Exploración Futuro desarrolo
Fuente: Peines Esploracióny Produ.xión.
A partir de 2009, se esperan inversiones físicas en futuros desarrollos, priorizando proyectos en
aguas someras como Crudo Ligero Marino y Coatzacoalcos, los cuales representarán 32% de la
inversión total destinada a este rubro en el período. Las inversiones en proyectos terrestres se
ejercerán principalmente en los proyectos Reforma Terciario, Simojovel y Cuichapa, y promedian
25% de la inversión. En aguas profundas la inversión está enfocada a los proyectos Golfo de
México B y Golfo de México Sur, a los que se destinará 43% de la inversión total durante el
período.
En cuanto a los pozos totales se estima que, entre 2007 y 2016, se habrán perforado un total de
12,597 pozos acumulados. El incremento a partir de 2008 se debe principalmente al desarrollo de
Chicontepec. En ese período se perforarán 1,312 pozos en exploración, mientras que los
asociados a futuro desarrollo serán 1,810. Cabe hacer notar que, para 2012, se advierte una
disminución en la perforación de pozos en la Cuenca de Burgos y en los correspondientes COPF.
CIM

Perforación de pozos totales, escenario sobrecaliente
(número)
1,673
1,731 3,736
1,315
1,382
791
;iiIi
1,041
1,005 1,030
893
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Explotación Exploración M Futuro desarrollo
Fuente: Peines Euplorucióny Producción.
Balance nacional de petróleo crudo, 2006-2016
El balance nacional prospectivo de petróleo crudo integra la visión para los próximos 10 años de
este mercado. Este se presenta como un ejercicio vinculado a la cartera de inversión de PEP, la
cual contiene los proyectos a desarrollarse en sus distintas fases hacia 2016.
La concentración de la producción en las regiones cambiará con la declinación de la Marina
Noreste como consecuencia de la disminución de la producción en el Proyecto en Cantarell, y esta
producción estará siendo compensada por los desarrollos en las otras regiones, principalmente
sustentados en el incremento de producción de crudo que se realice en Chicontepec.
Por otro lado, desde el punto de vista de proceso nacional del crudo producido, se espera un
aumento considerable hacia el final del período, principalmente a partir de 2015. Este aumento en
la demanda nacional se traducirá en un menor volumen de crudo exportado, sin embargo, de no
concretarse el proyecto del nuevo tren de refinación, este volumen sería destinado a la plataforma
de exportación.
Así la cartera de proyectos de PEP prevé que la producción de crudo pesado disminuya a un ritmo
de 4.3% anual. En contraste, se incrementa la producción de los crudos más ligeros, que
permitirán compensar la producción total de crudo en territorio nacional.
Escenario de producción bajo
Este escenario se caracteriza por una inversión limitada ante la ausencia de las reformas
estructurales que requiere el país, lo que se traducirá en exploración restringida, postergación de la
exploración y desarrollo de aguas profundas más allá deI 2022, y una reducción en la plataforma
de producción.
El portafolio de negocios 2007 de PEP que se contempla en el presente escenario incluye 68
proyectos divididos en: seis proyectos integrales de exploración y explotación, 29 de explotación,
nueve de exploración y 24 proyectos de infraestructura y soporte. De esta, manera se puede
observar que el impacto de la inversión restringida derivaría en un número menor de proyectos
asociados con la exploración.
35

Los aspectos más relevantes del presente escenario de producción consideran:
Techos presupuestales promedio de 100 mii millones de pesos en inversión física durante el
período. De estos, 8 mii se destinan a exploración, 3 mil a futuro desarrollo y 89 mil a las
actividades de explotación;
En cuanto a la actividad exploratoria, sólo se considera la producción esperada de los pozos
exploratorios programados al término de 2007 y se mantiene el programa de perforación
exploratoria para el proyecto Burgos, mientras que el resto de los proyectos exploratorios se
difieren al 2011 de manera escalonada. Cabe mencionar que este escenario no considera la
actividad exploratoria y de futuro desarrollo de aguas profundas.
En lo referente a la explotación, se mantiene la ejecución de los proyectos de desarrollo
encaminados a mejorar el factor de recuperación de reservas remanentes, además de
continuar con los mismos esquemas de ejecución en campos maduros y marginales.
Así, la producción de crudo promedio del período 2006-2016 de este escenario se ubica en 2,682
mbd. Para fines comparativos, este escenario tocará los mismos temas que el sobresaliente;
explicando la prospectiva de producción de acuerdo a la actividad, proyectos, regiones y calidades
de aceite.
Producción de crudo por tipo de actividad, encenario bajo, 2006-2016
4,000
3,000
Exploración
2,000
Explotación
1,000
2006 2007 2008 2000 2010 2011 2012 2011 2014 2015 2016
Fuente: Pemiu Euploración y Producción.
Por categoría de proyectos
En esta sección se mantendrá la clasificación de proyectos adoptada en el escenario anterior, a
excepción del de aguas profundas, ya que en este escenario no contempla un desarrollo
considerable. En este sentido, se abarcarán los siguientes proyectos:
Explotación (sin Chicontepec y Cantareil);
• Cantareil;
• Chicontepec; y,
Exploración (sin aguas profundas).
Este escenario considera una declinación en la producción de los campos actuales al no
incorporase nuevos desarrollos. Se prevé que los proyectos de explotación tengan una producción
promedio de 1,554 mbd a lo largo del período de análisis, con un máximo de producción hacia
36

2009 con 1,782 mbd y declinando hasta 1,277 mbd hacia el final del período y una tasa de
decrecimiento de 1 .2% en promedio anual.
Otro factor de gran relevancia a lo largo del período, será la declinación esperada de la producción
de Cantareli. En este proyecto la administración de la declinación será muy similar a la del
escenario sobresaliente. Se espera que la producción promedio de este activo sea de 917 mbd y la
tasa promedio de declinación sea de 14.1% anual. Esto significa una reducción de 1,399 mbd
respecto a la producción de 2006.
Parte de esta baja en la producción será compensada por un aumento en la producción en
Chicontepec, proyecto donde se estima que la producción crezca a un ritmo de 32% anual. Sin
embargo, en términos volumétricos, el aumento hacia el 2016 será de 360 mbd en comparación
con el volumen de producción obtenido en 2006, lo que significaría que el proyecto Chicontepec
sería incapaz de compensar la caída en la producción de los proyectos de explotación y de
Ca nta re II.
Asimismo, se tiene que la aportación de los proyectos exploratorios es mínima, sólo al final del
período, además de que no existe aportación de los proyectos de aguas profundas.
Producción de crudo por categoría de proyectos, escenario bajo, 2Oo6-2o16
4,000
3,000
2,1)00
1,01)1)
o
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Peínex EpIoración y Producción.
37

Producción de crudo por regiones, escenario bajo, 2006-2016
4,000
3000
2,000
1,000
0 ,1 1 1
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Pemex bploracióny Producción.
Consumo nacional de petróleo crudo, 2006-2016
Este escenario mantiene el mismo volumen en la demanda nacional de petróleo crudo que el
escenario sobresaliente. Sin embargo, al disminuir la plataforma de producción de crudo en
territorio nacional, será necesario recurrir a importaciones de modo que se cuente con las
calidades de crudo que la demanda nacional requiere.
Producción de crudo por calidad, escenario bajo, 2006-2016
41 000
3,000
2,1)1:1:1
1, 1300
0 1
2006 2007 2006 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Peinen Exploración y Producción.
Es importante señalar que, al igual que en el caso del SNR, la demanda por parte del complejo
petroquímico La Cangrejera permanece inalterada respecto al escenario sobresaliente,
demandando los mismos volúmenes en ambos escenarios.
38

Programa de inversiones
En el presente escenario se consideran recursos de inversión decrecientes respecto a los
observados en años recientes, como resultado de la disminución de ingresos petroleros.
Los niveles de inversión asociados a esta plataforma de producción equivaldrán a destinar un
promedio de 100 mil millones de pesos de 2007 a lo largo del período 2006-2016, divididos en
exploración, explotación y futuro desarrollo.
En estas condiciones de inversión, puede observarse la relación de ésta con los volúmenes de
producción; de esta manera durante los primeros años, la plataforma de producción se mantiene
en niveles superiores a los 3,000 mbd, mientras que conforme la inversión disminuye se reduce, a
su vez, el nivel de producción a 2,136 mbd en 2016.
Los niveles de inversión destinados a la explotación de los campos actuales representan 89% del
promedio de inversiones en el período; las inversiones en exploración representarán 8%, y el 3%
restante se destinará a futuro desarrollo. La estrategia que plantea este escenario genera un
impacto mínimo en explotación, con la excepción de Chicontepec.
Los proyectos Chicontepec, Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Burgos y Crudo Ligero Marino ejercerán,
en el período, 61% de las inversiones de explotación, además de que a lo largo del período no se
invierte en proyectos de aguas profundas y para el resto de proyectos exploratorios la inversión es
limitada.
El 88% de la inversión se destina a proyectos en explotación a fin de mantener, hasta donde sea
posible, los niveles de producción. En lo referente a la exploración, ésta es mínima y no existe
actividad en aguas profundas.
Inversión fT,ica total, escenario bajo, 2006-2016
(niil.sde millones d€ pesosd. 2007)
24'
En
2YJ7 200* 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
- Fofl,,.,
Fuente: Pemeu Euploración y Prcducción.
Las inversiones físicas en explotación contemplan proyectos de infraestructura y soporte que
representan 41% de la inversión. El 50% de las inversiones se destina a proyectos terrestres, que
demandan una inversión menor a la de los marinos. Para proyectos marinos la inversión
39

representa únicamente 9% destinándose, principalmente, a Ku- Maloob-Zaap, Cantarell y Crudo
Ligero Marino.
En lo que respecta a la actividad exploratoria, el reducido nivel de inversión obliga a posponer
dicha actividad, manteniéndola los primeros años únicamente en Burgos. A partir de 2013
comenzarían a tener actividad exploratoria otros proyectos como Crudo Ligero Marino, Sardina y
Reforma. Por último, no existe exploración en aguas profundas durante todo el período. A lo largo
del período de estudio 33% del total de estas inversiones se destinará a proyectos terrestres
mientras que 67% corresponderá a proyectos en aguas someras.
De la inversión que se pretende ejercer en futuros desarrollos, se tiene que ésta comienza hasta
2010 y únicamente en Burgos, mientras que las actividades de futuros desarrollos en otros
proyectos como Reforma, Crudo Ligero Marino, Sardina y Macuspana iniciarían hasta 2015. Al
igual que en la actividad exploratoria, en aguas profundas no se tendría actividad en todo el
horizonte. Las proporciones de inversión serán de 71% en proyectos terrestres y el 29% restante a
proyectos en aguas someras.
El número de pozos que se espera perforar en el período de 2007 a 2016 se estima en 11,124. La
mayor actividad de perforación de pozos se dará en Chicontepec y COPF, donde se perforará 73%
del total de pozos. Los pozos exploratorios representan únicamente 13% del total de pozos
perforados.
Perforación de pozos totales, escenario bajo
(nmsro)
1,136
1,167 1,155
1,053 1,050
962
- 1,c09
791 855 • - • 831 -
659 — - -
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
-
Explotaclon
Chlcontepec copFI(sin Chicontepec y sin COPE)
Expioracion
Futuro desarrollo Aguas profundas
(sin aguas profundas y COPF) (incluye futuro desarrollo)
Contratos de Obra Pública Financiada.
Fuente: Peme,, Eopioración y Producción.
Los pozos de explotación presentarán una reducción, pasando de 531 pozos en 2006 a 58 en el
último año del período. Los pozos en Chicontepec presentarán el inverso de esta tendencia,
aumentando su número de forma constante pasando de 64 pozos a 885 al final del período. Los
pozos asociados a los COPF se incrementarán hacia la mitad del período alcanzando su número
máximo en 2009 con 283 pozos y reduciéndose a partir de ese año.
Ii]

Balance nacional de petróleo crudo, 2006-2016
Este escenario de planeación presupone una inversión limitada y una reducida actividad
exploratoria. Estos factores, aunados a la declinación en la producción de Cantarell, darán como
resultado una importante caída en la plataforma de producción de petróleo a nivel nacional durante
el período de estudio. En este escenario no se contempla la incursión en aguas profundas por
parte de PEP, lo que impactará en una mayor escala los pronósticos de producción al final del
período.
Este escenario contempla una disminución en la producción en tres de las cuatro regiones en que
se subdivide el país para la exploración y explotación de hidrocarburos, siendo la única región que
escapa a esta tendencia la Región Norte. Sin embargo, debido a la baja inversión asociada en este
escenario, el aumento en la producción en dicha región no será muy significativo.
En cuanto a los distintos destinos del crudo nacional, se observa que este escenario presenta
mucha similitud con el escenario sobresaliente. Los volúmenes destinados a la refinación son muy
similares. Sin embargo, este escenario presenta la peculiaridad de que, al ser insuficiente la
producción nacional de crudos ligeros, se tendrá que destinar la producción de crudos superligeros
para realizar las mezclas que mejoren la calidad de crudos de mayor densidad para el mejor
aprovechamiento de las refinerías que forman parte del SNR. En lo que respecta a los volúmenes
destinados al complejo petroquímico, estos son idénticos en ambos escenarios.
Lo anterior da como resultado que la plataforma de exportación se vea reducida de forma
considerable a lo largo del período de estudio. Cabe señalar que en este escenario, aún si el nuevo
tren de refinación no se llevara a cabo, el volumen destinado a exportaciones no alcanzaría 50%
del volumen actual.
Con respecto al comercio internacional, este escenario se caracteriza por incluir dentro de sus
proyecciones un volumen de importación de crudo ligero que complemente la oferta nacional, con
un máximo de 191 mbd en 2013 y un mínimo de 53 mbd en 2016.
En la cartera de proyectos que contempla PEP asociada a este escenario se prevé una reducción
en los volúmenes de producción de todas las calidades de crudos, siendo el pesado el que
presenta la mayor tasa de decremento con 5.8% en promedio anual. En este caso, esta reducción
se encuentra asociada a la declinación en Cantareil. Los crudos ligero y superligero también verán
reducida su producción aunque a una menor tasa de decremento, en este caso esta baja se
encuentra asociada a la menor actividad exploratoria que no permitirá la incorporación de
yacimientos a la fase de extracción.
41

Balance nacional de petróleo ciudo por tipo, escenario bajo, 2006-2010
(miksde barriles diarios)
Concepto 2000 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2010
tmc.a
Disponibilidad 3,258 3,185 3,093 2,992 2,873 2,791 2,692 2,554 2,426 2,280 2,200 -3.9
Produccion k
petroleo crudo
3,256 3,182 3,080 2,980 2,861 2,699 2,522 2,351 2,250 2,183 2,136 -41
Pesado 2,244 2,109 2,000 1,942 1,887 1,782 1,640 1,533 1,432 1,327 1,239 -5.8
Ligero 831 844 854 807 746 704 691 659 604 692 727 -13
Superligero 180 230 227 230 228 212 186 159 155 104 169 -0.6
Maftas
y condensados
3 3 13 13 12 12 12 12 12 12 11 15.1
Importaciones - - - - - 80 158 191 164 86 53 n.a.
Ligero - - - - - 80 158 191 164 86 53 n.a.
Distribución 3,234 3,133 3,079 2,979 2,861 2,779 2,681 2,543 2,415 2,269 2,189 -3.8
A poc.so' 1,364 1,400 1,448 1,511 1,531 1,533 1,554 1,584 1,597 1,901 1,900 34
Pesado 520 498 593 680 674 671 691 786 849 1,086 1,085 7.5
Ligero 819 884 757 732 758 764 764 699 649 815 814 -0.1
Superligero 19 17 99 99 99 99 99 99 99 0 0 -100.0
Alextenor
del pausa
1,869 1,734 1,630 1,468 1,329 1,245 1,127 959 819 368 289 .17.0
Pesado 1,569 1,512 1,409 1,335 1,295 1,245 1,127 958 811 352 267 -161
Ligero 65 50 34 - - - - - - - - na
Superligero 235 160 187 134 35 - - 2 8 15 23 -208
Variaciones' 25 52 14 14 13 12 12 11 11 11 11 n.a.
fl.a nc.aplica.
lnhe el crudo deirmado al Sicreuna Nacional de Rdnackn. a La Cnrejeray a las plantan de PGP.
IrnIuye lan e.pceucione,y elceidon maquila.
Inck enupaque. miinientnu de i,wenta,lm i,tcciones. tranpaecu. mermas) diferencian mist,can
Fuente Pe,nm £spbracusny Preducción.
Prospectiva del Mercado de Gas Natural, 2007-2016
El fuerte incremento en la producción mundial de gas natural en los últimos años ha derivado en
una reducción de la tasa de reserva- prod ucci ón (RIP) en niveles superiores a los programados. En
este sentido, se tiene que en 2003 dicha tasa se ubicó en 70.4 años, mientras que en el 2006 esta
relación bajó a 63.3, incluso con el incremento en los niveles de adición de reservas. A nivel
internacional México ocupó el lugar cuarenta en reservas de gas seco, diecinueve en la producción
y el doceavo como consumidor de gas.
La actividad económica nacional en 2006, mostró un crecimiento de 4.8% en el Producto Interno
Bruto (PIB), mientras que los precios relativos del gas con otros combustibles sustitutos, tuvieron
un impacto positivo y considerable en el consumo de gas natural debido a que, el alza de los
precios del petróleo generó incrementos en los precios de los derivados que compiten con el gas
natural en los sectores de uso final. Esto se reflejó en un crecimiento en la demanda nacional de
gas natural de 10.9% durante 2006 respecto al año anterior.
Desde 2003 se mantiene una tendencia creciente en la producción de gas natural, que permitió
alcanzar un volumen de 5,356 mmpcd en 2006, 11.2% mayor que en el año previo. Además, se
lograron máximos históricos en la producción promedio mensual en septiembre con 5,587 mmpcd,
y la correspondiente diaria el 27 de diciembre (5,774 mmpcd).
42

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