PROGRAMA ESTRATÉGICO DE GAS (PEG)

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INGENIEPIA PETROLERA
Dr. Pedro Silva López •
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Septiembre 8 de 2005.
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O Contenido
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Resumen Ejecutivo
Introducción i
1. Marco histórico-económico internacional del gas natural hacia 1998 4
1.1 Estado del mercado internacional del gas natural hacia 1998 3
1.2 Perspectivas de la demanda mundial hacia 2020
C
2. Desarrollo del mercado del gas natural en México, 1991-1 998 6
2.1 Demanda nacional
2.2 Oferta nacional
-o
Prospectiva del mercado nacional de gas natural 1999-2008 11
3.1 Evolución de la política nacional en materia de gas natural 1995-2000
3.2 Demanda esperada para el período 1999-2008
3.3 Pronóstico de importación de gas e implicaciones para el mercado
nacional
El programa estratégico de Gas 23
4.1 Situación de PEP en la década de los 90sy condicionantes para el
incremento de oferta de gas natural en México
4.2 Planteamiento de estrategias y líneas de acción
4.3 Objetivo y planeación inicial del Programa Estratégico de Gas (PEG)
4.4 Identificación de áreas con potencial para incrementar la oferta de
gas y definición de proyectos integrales
4.5 Cartera original de Proyectos y principales características de PEG
4.6 Estrategia genérica de ejecución del PEG y sus proyectos integrales
4.7 Alcance del Programa e implicaciones para PEP
C 4.8 Beneficios volumétricos, comerciales y económicos esperados del
PEG
4.9 Factores de riesgo asociados a la ejecución de los proyectos del
PEG y retos a vencer
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Dictamen, autorización y evolución presupuestal del PEG 57
5.1 Dictamen y autorización inicial
5.2 Alcance de la autorización original
5.3 Programa gas 2000
5.4 Autorización presupuestal 2001
5.5 Cambio del monto y alcance 2002
5.6 Cambio del monto y alcance 2003
5.7 Programa autorizado de inversiones en 2004
Coodinación organizacional 64
6.1 Antecedentes
6.2 Autorización de la estructura organizativa y nombramiento
de funcionarios
6.3 Evolución funcional de la Dirección Ejecutiva del PEG
6.4 Resumen de logros en la gestión 1999-2003
6.5 Cierre de gestión de la DEPEG
Resultados de la ejecución del Programa Estratégico de Gas 78
7.1 Programa Gas 2000
7.2 Avances 2001-2004
7.3 Avances 2005
7.4 Síntesis, resultados e implicaciones
7.5 Expectativas 2006-2009
7.6 Aspectos relevantes de la ejecución del PEG
7.7 Proyectos relevantes
Reflexiones finales 96
Referencias 98
Anexos
Curriculum Vitae, Dr. Pedro Silva López
Dr. Pedro Si'va Lar •

.
ugrarna Estrategico de Gas (PL
Resumen Ejecutivo
En la última década del siglo XX, los pronósticos para el mercado internacional del gas natural
indicaban que la demanda continuaría creciendo a ritmos superiores a los de otros combustibles
fósiles, incrementándose sustancialmente por las ventajas ambientales y energéticas que el
gas ofrece. Por su parte, el comportamiento del mercado mexicano de gas natural registró una
tendencia comparable a la evolución internacional, incentivada por la adopción de normas
ambientales más estrictas, nuevas tecnologías para la generación eficiente de electricidad, y la
eventual desregulación del sector de transporte y distribución de gas natural.
En materia de comercio exterior y balance oferta-demanda del gas seco, México mostró un
comportamiento estable; desde 1993 inició exportaciones marginales pero suficientes para
mantener la estabilidad de precios con respecto al mercado de referencia del Sur de Texas. Sin
embargo, hacia 1999, la Secretaría de Energía pronosticaba un incremento sustancial en la
demanda para los siguientes diez años, alcanzando tasas de crecimiento entre 9y 10 por ciento
anual, equivalente al doble del comportamiento histórico, condición que no sería satisfecha por
la oferta proyectada de PEMEX a partir de su cartera de proyectos vigente en ese momento.
Como consecuencia, las importaciones por balance registrarían un crecimiento desmesurado,
necesario para compensar la brecha en la oferta de gas seco, anunciando un cambio significativo
en el balance nacional de gas. Por ello, la oferta de PEMEX en el sur-sureste de la República
debía crecer en forma significativa, para contrarrestar el impacto económico de las importaciones
sobre el punto de arbitraje y el precio del gas natural; adicionalmente, sería necesario desarrollar
- nuevas obras de infraestructura para incrementar la capacidad de importación y manejo de gas
de norte a sur del país.
Ante este panorama, PEMEX desarrolló estrategias integrales, alineadas a los elementos rectores
del Gobierno Federal y a las premisas establecidas por la Dirección General, seguidas de líneas
de acción inmediata propuestas por PEM EX-Exploración y Producción para incrementar la
capacidad de producción y oferta de gas natural, particularmente de gas no asociado.
Así es como surge en 1997 el Proyecto Integral Cuenca de Burgos, se proyecta la construcción
' y puesta en operación de infraestructura marina para minimizar el envío de gas a la atmósfera y
procesar a bordo el gas necesario para la explotación y, por último, el Programa Estratégico
de Gas (PEG) el cual se presentó a mediados de 1999 a las Secretarías de Energía y Hacienda
y Crédito Público.
02-111
:11

II:
U pania lstrategico ue Uas 1.dJ
El Programa Estratégico de Gas se diseña entonces con el objetivo de desarrollar un plan integral
L de exploración y producción, que aprovechara oportunidades para incrementar la oferta de gas
natural en el mediano y largo plazos, a fin de satisfacer los incrementos pronosticados de la
demanda interna y reducir el riesgo de incremento en el precio del gas natural.
La planeación inicial del Programa, desarrollada entre 1999 y 2000, dio como resultado la
integración de una cartera de veinte proyectos de gas, desarrollada a partir de oportunidades
tanto exploratorias como de producción identificadas en las principales cuencas sedimentarias
de México, con énfasis en cuatro proyectos integrales orientados al incremento de reservas y
producción de gas no asociado.
Durante el proceso de integración de cartera se detectaron posibilidades de carácter exploratorio
en las cuencas de Macuspana, Veracruz, Tampico-Misantla-Sur de Burgos y en el área de Crudo
Ligero Marino. Se identificaron también opciones de optimización de explotación de campos en
producción y se propuso llevar a cabo el análisis detallado del estado y capacidad de la
infraestructura existente para eliminar cuellos de botella y manejar la producción adicional.
También se analizó la opción de integrar proyectos nuevos de gas asociado en campos de alta
relación gas-aceite.
El PEG impuso retos e implicaciones importantes para PEP: en su conceptualización, por contener
actividad intensiva exploratoria de alta incertidumbre; de organización, porque el conocimiento
sobre gas se encontraba concentrado en áreas específicas de PEP (Burgos) haciendo
indispensable el desarrollo rápido de habilidades técnicas, gerenciales y de ejecución en los
Activos; de disponibilidad de información confiable de subsuelo, dado el carácter exploratorio y
el riesgo inherente; por factores externos, ya que muchas de las actividades se desarrollarían
C
en áreas sensibles social y ecológicamente a la actividad petrolera; por su amplia cobertura
geográfica, pues los proyectos se encontraban dispersos en todas las regiones de PEP, y por
los largos plazos de maduración para la cobertura de la cadena de valor exploración-producción.
La instrumentación del Programa Estratégico de Gas se planeó para ejecutarse en dos etapas.
La primera, de 2001 al 2005, seguiría el objetivo de optimizar campos existentes y ejecutar una
actividad exploratoria intensiva; la segunda, tendría el propósito de desarrollar los descubrimientos
y consolidar el programa exploratorio en el periodo del 2006-2015.
El alcance genérico del PEG consideró un ambicioso programa de ejecución de actividades de
estudio, perforación de pozos (exploratorios y de desarrollo) y la construcción de obras de
infraestructura durante el periodo 2001-2015. Con el PEG se reactivaría la exploración en México,
que permaneció deprimida por al menos un par de décadas por la falta de recursos financieros
y por los niveles de reservas de crudo disponibles hacia el inicio del año 2000.
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Un esfuerzo como el PEG no tenía precedente en Pemex Exploración y Producción. Por una
C parte, implicaba que PEP fuera capaz de incrementar en un plazo relativamente corto, su
capacidad de ejecución de manera sustancial y sostenida, particularmente en las regiones Sur
y Marina Suroeste. Por otra, la capacidad de gestión de la empresa y el apoyo de instancias
federales tendrían que ser fortalecidos y desarrollados en un marco estricto de planeación, a fin
de contar en tiempo y forma con los permisos ambientales, de acceso y de carácter normativo
que se requerirían para garantizar la ejecución eficiente de los programas operativos.
El PEG se planteó como la mejor opción para contribuir significativamente al crecimiento de la
producción futura de gas, en la medida que PEP pudiese contar con recursos financieros
suficientes y oportunos para la ejecución de las actividades. Si bien el PEG por sí mismo no
podría satisfacer de manera total los requerimientos proyectados de demanda, de cumplirse las
expectativas, el PEG presentaba el potencial de resultar en un ahorro máximo en el mercado
C nacional de gas natural, de entre 65 y el 80 por ciento en las importaciones por balance durante
el periodo 2005-2009.
Además de los beneficios volumétricos y comerciales por el incremento en la oferta y la reducción
de importaciones, el PEG ofreció beneficios económicos importantes ya que su cartera estaba
integrada a partir de proyectos de rentabilidad atractiva, a pesar de no ser proyectos de aceite
con alto valor. Sin embargo, estos beneficios estarían acompañados por riesgos no sólo
geológicos, sino financieros, incertidumbre en el acceso a bienes y servicios especializados,
riesgos en la obtención de permisos, en la disponibilidad de personal y en la capacidad de
ejecución.
La cartera del PEG fue conformada por cuatro proyectos integrales, nueve exploratorios y siete
de explotación. Se sometió en el año 2000 a la autorización de la Unidad de Inversiones y
Desincorporación de Entidades Paraestatales de la SHCP y el Programa fue autorizado para
ejecutarse a partir del 2001 con recursos PIDIREGAS.
Bajo los lineamientos de la Secretaría de Hacienda, la autorización consideró solamente el
desarrollo del PEG durante el periodo 2001-2005. El dictamen original se restringió
fundamentalmente a un alcance definido por una primera etapa de optimización de campos en
explotación e incorporación de nuevas reservas y no consideró los requerimientos de inversión
necesarios para desarrollar los campos que podrían ser descubiertos como resultado de las
inversiones aprobadas para el periodo autorizado.
El paquete PIDIREGAS que fue autorizado para el PEG alcanzó un monto de 44,200 millones
de pesos en flujo de efectivo para ejercerse del 2001-2009. Por controversias al nivel federal, el
o
o

el
1 IiI
flujo de efectivo para arrancar la ejecución fue asignado a PEP hasta julio del año 2001. El
impacto por el retraso en el inicio del PEG obligó a buscar opciones adicionales y plantear la
reestructuración del perfil multianual de inversiones.
Con base en resultados iniciales y la incorporación de nuevas oportunidades a la cartera en
C
2002, la SHCP aprobó la primera propuesta de cambio de monto y alcance del PEG,
incrementando el monto autorizado a 86,244 millones de pesos de 2002.
En 2003, el Programa se modificó nuevamente por la adición de los proyectos exploratorios
Veracruz Marino y Cazones, y se reincorporó parte del proyecto integral Tampico-Misantia-Sur
de Burgos, que había quedado fuera de la autorización presupuestal original. Esta modificación
de monto y alcance ascendió a 91,905 millones de pesos de 2003.
Para el año 2004, la inversión PIDIREGAS se incrementó a 128,320 millones de pesos de 2004,
requeridos para ajustar incrementos en la perforación de pozos exploratorios, principalmente
para las áreas de Crudo Ligero Marino y Lankahuasa, así como para tomar en cuenta una
mayor actividad en la construcción de plataformas y ductos por la adición de más campos a
desarrollar en Crudo Ligero Marino.
- Para coordinar la planeación, instrumentación y seguimiento del PEG, se organizó la Dirección
Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas (DEPEG) integrada por especialistas en Ingeniería
Petrolera, Geociencias e Infraestructura de Producción, caracterizados por su capacidad para
realizar y fomentar en PEP el trabajo en equipo. Durante 1999-2000, este grupo se dedicó a la
documentación y la autorización del PEG; del 2001 al 2003, a la consolidación de los principales
— proyectos autorizados y al desarrollo de habilidades en la Organización formal de PEP,
reintegrando a partir del 2004 sus funciones a la organización.
La Dirección Ejecutiva tuvo logros importantes. Destacan la integración y autorización de la
cartera de proyectos, la gestión y autorización del financiamiento para iniciar la ejecución, el
desarrollo de una perspectiva integral del PEG hacia el exterior de Petróleos Mexicanos, el
oportuno cumplimiento en la entrega de información a autoridades externas, la concentración
de conocimientos técnicos de gas en materia de geociencias, ingeniería de yacimientos,
producción e infraestructura de manejo y transporte en beneficio del PEG y de PEP, el desarrollo
de sistemas de información para la integración y validación automática de información relacionada
a la ejecución del Programa, y la formalización en el Organismo de las funciones administrativas
adecuadas para el ambiente PIDIREGAS.
Dr. Pedro Silva Lóp;
Iv

1 II
Desde su inicio a mediados de 2001, el PEG ha arrojado resultados importantes. En materia de
exploración, se han incorporado al cierre de 2004 un total de 957 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente -11 por ciento más de las reservas comprometidas en el Plan Maestro- con un
nivel de éxito exploratorio del 52 por ciento, a pesar de la complejidad geológica y operativa de
algunas cuencas.
Los sucesos más importantes han ocurrido en áreas marinas. Por mencionar algunos, se
distinguen los pozos exploratorios Akpul 1, que en pruebas aportó 32 millones de pies cúbicos
diarios (MMPCD) de gas y el Hap 1 con 25 millones, los cuales confirman el potencial del
Proyecto Campeche Poniente Terciario. Mención especial merece el pozo Lankahuasa-1 con el
que se descubre la primera provincia gasífera en la Plataforma Continental del Golfo de México,
frente a las costas de Veracruz.
Al nivel proyecto destaca el Integral Cuenca de Veracruz, en el que se han descubierto varios
campos, entre los que destacan Vistoso, Madera, Apértura y Arquimia, entre otros, los cuales
están empujando el rápido crecimiento en la producción de gas y ampliando el alcance de las
actividades de caracterización inicial y desarrollo del proyecto.
Por lo que respecta al beneficio de producción incremental de gas, del 2001 al cierre de 2004 se
han obtenido 472 millones de pies cúbicos, siendo Veracruz el proyecto que más ha aportado, al
cuadruplicar su producción original pasando de 150 a 600 millones de pies cúbicos diarios.
Considerando la producción base de campos en explotación, al cierre del 2004 se había alcanzado
una producción total de más de 1,000 millones de pies cúbicos diarios, prácticamente igualando
la producción de la Cuenca de Burgos en 2004.
En cuanto a la perforación y terminación de pozos de desarrollo, el PEG ha cumplido con el 74
por ciento del número original programado, debido al atraso en la construcción de plataformas
en Crudo Ligero Marino y al incremento de costos de perforación en Veracruz. Destaca en los
resultados la terminación del pozo Arquimia 41 del Proyecto Integral Cuenca de Veracruz, con
una producción de gas seco sin precedente en la historia de la industria nacional de 87 millones
de pies cúbicos diarios. En obras, el PEG ha concluido 35 hasta el cierre del año pasado, lo que
representa haber construido la mitad de la infraestructura considerada en el programa original.
Para 2005 continuarán los resultados favorables en producción e incorporación de nuevas
reservas; en general, se anticipa cumplir satisfactoriamente con las metas anuales. Para el
periodo 2006-2009, se proyectan resultados satisfactorios, tanto en metas volumétricas como
en todos los aspectos de actividad física, previéndose incluso sobre cumplimientos con respecto
Dr. eciFo 3Va L
y •

al Plan Maestro (2004) además de continuar los procesos de identificación de oportunidades en
los diferentes Activos.
Con respecto a los volúmenes de importación por Reynosa (Balance), éstos han sido menores
a los originalmente previstos por factores econométricos diversos; sin embargo, el Programa
Estratégico de Gas ha empezado definitivamente a influir y a contribuir en la reducción del
déficit en el balance comercial.
La planeación e instrumentación de un esfuerzo de la complejidad del PEG, pone una vez más
de manifiesto la capacidad de técnicos de PEMEX Exploración y Producción para afrontar retos
y asumir los compromisos derivados de la obligación institucional de proveer los hidrocarburos
que el país necesita para su desarrollo. Como resultado de la aplicación combinada de la
Ingeniería Petrolera y las Geociencias, apoyados en la experiencia para conceptualizar, planear,
supervisar la ejecución y evaluar un programa de la magnitud del Programa Estratégico de Gas,
se demuestra que a través de la Ingeniería y en un ambiente de trabajo en equipo, es posible
generar un cambio fundamental en los paradigmas de ejecución y de capacidad para agregar
valor.
D
n
Dr. Pedro Silva Lóp.
vi U

c .)grama Estratégico de Gas (PE
O
• Introducción
Desde finales de la década anterior se registró una marcada tendencia mundial hacia un cambio
en el patrón de consumo de combustibles, de la cual México, como país en desarrollo, no pudo
sustraerse. La transición hacia el uso del gas natural como un combustible más barato, eficiente
e y de menor impacto al medio ambiente marcó el inicio de una nueva etapa en el esquema
energético mundial.
Las preocupaciones ambientales, específicamente establecidas por el Protocolo de Kyoto de
diciembre de 1997, impulsaron de manera definitiva a las economías a optar por el uso de gas
C natural como combustible preferente, dado que resulta en emisiones más bajas de CO 2 y SO2
comparado con el resto de los combustibles fósiles. El gas natural se prefirió por razones técnicas,
especialmente en la generación de electricidad, donde la tecnología de ciclo combinado ha
C incrementado la eficiencia y competitividad del gas natural.
A partir de estas condiciones, a finales de la década de los 90's la Secretaría de Energía, en su
Prospectiva del Mercado del Gas Natural, ratificó una situación de riesgo para el entorno
energético nacional, indicando que la demanda de este combustible crecería a ritmos superiores
C a los previstos por el incremento de la oferta de gas natural en el país; con ello, México entraría
en un esquema de importación creciente derivando en un impacto negativo en el precio del gas
natural en el país.
En respuesta a esta problemática, PEMEX Exploración y Producción propuso al Gobierno Federal
en el año 2000 el desarrollo del Programa Estratégico de Gas, mediante el cual Petróleos
Mexicanos incrementaría la oferta interna de gas, reduciendo de manera significativa los niveles
de importación anticipados en el mediano y largo plazos.
En este documento se describe el Programa Estratégico de Gas (PEG), enmarcando su
L. conceptualización, evolución y desarrollo a partir de las condiciones macroeconómicas imperantes
en el mercado nacional de gas natural en 1998-99; asimismo, se documentan los esquemas de
C planeación y de organización utilizados para lograr la integración, evaluación, documentación y
autorización del Programa por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (a partir del
aval otorgado por la Secretaría de Energía) como el planteamiento más viable y rentable para
atender en el mediano plazo la situación emergente derivada del crecimiento significativo en la
demanda de gas natural en el país, pronosticado a partir del año 2000.
Dr Pedro SUya L.5p
1 •
o

El Capítulo 1 presenta el marco histórico-económico de referencia, describiendo brevemente el
C
estado del mercado mundial del gas natural al final de la década de los 90's, así como las
perspectivas de la demanda mundial hacia el 2020. Por otra parte, en el Capítulo 2 se aborda el
tema del desarrollo del mercado mexicano del gas natural en el periodo 1991-1998, caracterizando
la demanda nacional y la oferta de gas de PEMEX.
Desde el punto de vista de la Coordinadora del Sector, en el Capítulo 3 se analiza la problemática
esperada del incremento en la demanda de gas en México y sus motivadores, a través de los
estudios de prospectiva del mercado de gas natural a partir de 1999 y hasta iniciar el siglo XXI,
indicando los pronósticos de importación y las implicaciones del balance desfavorable anticipado
- en el mercado nacional, particularmente en lo referente al posible incremento en el precio del
hidrocarburo.
El Programa Estratégico de Gas (PEG) surge como la respuesta de PEMEX para afrontar la
problemática esperada. A partir del análisis de la situación de la empresa y las condicionantes
para el incremento de la oferta de gas natural en México, se puntualizan las principales estrategias
• y líneas de acción seguidas por PEMEX Exploración y Producción (PEP) para asumir su
compromiso de incrementar las reservas y la producción nacional de gas natural. Además de lo
anterior en el Capítulo 4 se describe el objetivo y elementos de planeación, tales como la
identificación de áreas de mayor potencial, la integración de la cartera de proyectos y la estrategia
de ejecución del PEG. Se trata además en este capítulo los beneficios esperados de la
instrumentación del Programa y las implicaciones para PEP, así como los factores de riesgo
asociados a la ejecución y los retos a vencer por parte de la organización. Sin duda, el Capítulo
4 se convierte en la parte medular de este documento.
Como complemento al anterior, en el Capítulo 5 se aborda el proceso de dictamen de proyectos
C
y aprobación de la cartera PEG por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, que se
llevó a cabo para contar con la autorización de recursos de inversión necesarios para el arranque
del Programa a partir de 2001, describiendo las restricciones impuestas y sus implicaciones.
e Adicionalmente, en este capítulo se presenta la evolución de los montos de inversión autorizados,
las razones que los justificaron y el alcance de los mismos.
Planear, documentar y diseñar la instrumentación y arranque de un programa tan ambicioso
como el PEG, necesariamente requirió de la participación e involucramiento de recursos
organizacionales dedicados a este propósito. En el Capítulo 6 se describe la creación y
responsabilidades de la Dirección Ejecutiva del Programa Estratégico de Gas (DEPEG),
e organización temporal diseñada conjuntamente con la Dirección General de PEMEX, encargada
en PEP de las funciones de planeación, gestión, seguimiento y evaluación del desarrollo de los
proyectos del PEO. En este capítulo se describen las funciones realizadas, herramientas
desarrolladas y los logros de la gestión relevante de la Dirección Ejecutiva del PEG en el periodo
2000-2003, hasta la implantación de la transferencia de funciones y responsabilidades a la
organización formal.
2 •
e,

En el Capítulo 7 se presentan los resultados más relevantes de la ejecución del PEG en los
distintos Activos y Regiones de PEP, separando la descripción en dos secciones. Primero, se
describen los avances registrados durante el periodo 2000-2004, destacando los aspectos
relevantes y, segundo, se incluye material que muestra lo realizado durante el primer semestre
de 2005, considerando la proyección de cierre. Esta sección del documento no pretende
constituirse en un documento de evaluación; sin embargo, se incluye al análisis ejecutivo de las
desviaciones más importantes, así como la descripción de los resultados sobresalientes,
particularmente al nivel pozo y proyecto. Finalmente, se concluye con un punto de vista sobre
las principales enseñanzas que ha dejado el proceso de instrumentación del PEG.
En los anexos se incluye un panorama general de los cuatro proyectos más importantes de la
Cartera PEG: Cuenca de Veraccruz, Lankahuasa, Crudo Ligero Marino y la Exploración en la
Sonda de Campeche. Del material presentado, el lector podrá tener una idea clara de la
complejidad, variedad de opciones, expectativas y magnitud del reto que ha representado para
PEP la instrumentación del programa.
Si bien el Programa Estratégico de Gas (PEG) desde su origen no pretendió evitar que México
sea un importador neto de gas desde el año 2001 y continúe siéndolo en el mediano plazo,
constituye por sí mismo uno de los pilares de la estrategia energética nacional e institucional,
además de haberse erigido —conjuntamente con los Proyectos Cantarell y Cuenca de Burgos-
- en una de las iniciativas más importantes y complejas que PEMEX Exploración y Producción ha
impulsado en el pasado reciente, dejando de manifiesto la capacidad organizacional de la empresa
para planear y ejecutar esfuerzos de tal magnitud, así como su compromiso con la responsabilidad
institucional de abastecer el mercado nacional de hidrocarburos.
c
14
c
.
O
O
o
o
e
c
O
3•

• grama Estratégico de Gas (PEL
• Marco histórico-económico
1 de referencia
1.1 Estado del mercado internacional del gas natural hacia 1998
En 1998 ya se reconocía internacionalmente la importancia relativa del gas natural como impulsor
energético con respecto al petróleo y el carbón. Tanto las proyecciones de demanda elaboradas
C
por el Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) como las de oferta y demanda de
gas natural 1996-2020 publicadas por la Agencia Internacional de Energía, indicaban al final de
la década pasada que el mercado internacional del gas natural continuaría creciendo a ritmos
superiores a los de otros combustibles fósiles.
Dicha tendencia creciente obedecería a la cada vez mayor participación del gas natural en el
IL abastecimiento mundial de energía, convirtiendo a este energético en la tercera fuente de energía
primaria. El mayor dinamismo en el crecimiento de la demanda se esperaba en los países en
desarrollo.
Las perspectivas de crecimiento del mercado internacional del gas natural contaban con respaldos
sólidos en términos de la situación a 1998: el comportamiento histórico de las reservas mundiales
y de la producción de gas seco, así como la tendencia de desarrollo de los patrones de consumo
y de demanda en el periodo 1991-1998 (Ver Figura 1) ambos comparados con el desempeño
del petróleo crudo en esos mismos temas, como se comenta a continuación.
• Reservas mundiales de gas natural a 1998. En el periodo 1991 -1 998, las reservas
mundiales de gas natural crecieron un 2.4 por ciento anual, mostrando un desarrollo
más favorable para presuponer cierta seguridad en el abastecimiento. En contraste,
las reservas mundiales de petróleo solamente aumentaron en 0.6 por ciento anual en
el mismo periodo.
Cabe señalar que hacia finales de la década de los 90's, el 8.5 por ciento de las reservas
mundiales de gas natural estaban localizadas en cuatro países americanos: Estados
Unidos, Venezuela, Canadá y México, ocupando nuestro país el 140 lugar a escala
C, mundial al registrarse en 1998 un volumen de 63.5 miles de millones (billones) de pies
cúbicos.
• Producción mundial de gas seco. De 1991 a 1998, la producción de gas natural
creció a una tasa de 1.7 por ciento anual, ligeramente superior al 1.6 por ciento registrado
para el petróleo. Si bien en Norteamérica el mayor crecimiento se registró en Canadá
41
c
o

uv 1
con un 6.2 por ciento anual, la producción de PEMEX creció a un 3.2 por ciento,
colocando a México en el 13 0 lugar mundial como productor, cerrando 1998 con un
promedio anual de 3, 367 millones de pies cúbicos diarios (MMPCD).
• Consumo mundial de gas natural seco. Durante el periodo 1991-1998, el consumo
mundial creció a un promedio anual de 1.7 por ciento, superior al 1.3 por ciento del
petróleo.
Reservas probadas de gas nuraI Producción de gas seco
(8,/Iones de pies cúb/cos) (Mi/Iones de pies cúbicos discos)
2.4% 1.7%
lV
(Billones depes cúbicos diarios)
217
117
193
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1901 1002 1902 1994 1995 1006 1007 0090
Figura 1. Crecimiento mundial del gas natural: reservas, producción. México 1998.
1.2 Perspectivas de la demanda mundial al 2020.
De acuerdo a la Agencia Internacional de Energía, ya se proyectaba que la demanda mundial de
gas natural se incrementaría a una tasa promedio de 2.6 por ciento anual. Para el caso específico
de México, integrante del grupo de América Latina, el crecimiento esperado se anticipaba más
rápido, de 4.9 por ciento, superior al 3.5 por ciento proyectado para los países no miembros de
1%
la Organización para el Comercio y el Desarrollo Económico (OCDE). Particularmente en
Norteamérica, la tendencia ya confirmaba un notorio cambio tecnológico del que México no
sería ajeno: de las calderas industriales a las turbinas de ciclo combinado para la generación de
electricidad, como respuesta a marcos ambientales y regulatorios más estrictos.
En resumen, tanto el Departamento de Energía como la Agencia Internacional proyectaban que
el gas natural sería la fuente de energía primaria de mayor crecimiento hasta el año 2020, a un
ritmo casi al doble que el esperado para el petróleo y el carbón.
59

•ij.jrarna Estrateglco de Gas (PE
: Desarrollo del mercado del gas
1 natural en México, 1991-1998
(. 2.1 Demanda nacional.
El comportamiento del mercado nacional del gas natural en los primeros ocho años de la década de
los 90's registró una evolución de tendencias comparables a las registradas en la escena internacional.
Durante el periodo de análisis, de acuerdo a cifras reportadas por la Secretaría de Energía, el
consumo de gas seco en el país había crecido a una tasa de 3.6 por ciento promedio anual, al
pasar de 3,166 MMPCD en 1991 a 4,054 MMPCD en 1998.
Sin duda, el crecimiento en el consumo fue influido por el dinamismo del sector industrial que si bien
no creció de manera significativa, representó más del 45 por ciento del consumo total. En segundo
término, el sector petrolero fue responsable del 38 por ciento del consumo registrando la tasa de
crecimiento más alta (6.8 por ciento); mientras que el sector eléctrico ocupó el tercer lugar al ser
responsable del 14 por ciento del consumo, con una tasa de crecimiento de casi 6 por ciento,
destacándose el incremento de alrededor del 30 por ciento entre 1997y 1998 (Ver Cuadro 1).
M4iceeu de pies cubicas dianas
SECTOR 1991 1992 1993 1994 1995 1995 1997 1999
TACC
(6)
Eléctrico 433 400 385 466 494 492 538 639 5.7
Industrial 1.549 1.574 1 .437 1.481 1.5$7 1,613 1,56 1.592 0.4
(
1.088 1.054Petrolero 1.126 1.210 1.205 1.406 1.564 1728 6.8
Residencial y comercial 99 iDO 92 80 63 03 100 94 0.3,
f Total Nacional 11 3.165 3.128 3.039 3.236 3.349 3.605 3.763 4.054 3.6
C Cuadm 1. Crecimi nto del consumo n onal de gas natural Oid ndo fqbla por sector 1991-1998.
Comportamiento de la demanda por regin y sector. n terminos regionales, la
• región Golfo —conformada por los estados de Veracruz y Tabasco- registró el mayor
consumo de gas con una participación deI 43 por ciento del total en el periodo y una
tasa anual de crecimiento del 2.4 por ciento. La razón del alto consumo se explicaba
porque en estos dos estados se concentraba en ese entonces la mayor actividad
O petrolera del país. (Ver Figura 2).
U
6•
o
.
o

1 l•
— g rama EstrategLco de Gas '
Id.l
TACC(%)
Gotfo
1,657
1,400
2,4
795 2.4
Noreste
674-
662 3.0
C entro
—538
Resto del eas 1 554
- 941 7.9
gTotal 1991: 3,166
Total 1998: 4,054
3.6
P-lxre MeÑJact'x'ya P'YS'tMfl'il (* %'trP A M.ni 'W-uA. .!j s-,, tL4Ve pr
Figure 2. Consumo nacional do gas por región 1991-1998.
Por otra parte, la región Noreste integrada por Nuevo León, Coahuila, San Luis Potosí,
' Tamaulipas y Zacatecas participó de casi el 21 por ciento del consumo en el periodo,
derivado de mayor número de clientes del sector industrial y de mayor demanda del
sector eléctrico en la región.
El tercer lugar de consumo en el periodo 1991-1 998 se registró en la región Centro que
concentra a la Ciudad de México y a los estados de Puebla, Querétaro, Estado de México,
Morelos, Tlaxcala e Hidalgo. Esta región tuvo una tasa de crecimiento anual del 3 por
ciento, como reflejo de incrementos en las demandas de los sectores industrial y eléctrico.
2.2 Oferta nacional.
• Reservas. En el periodo 1991-1 998, las reservas probadas de gas seco de México
decrecieron a un ritmo de 1.5 por ciento anual, pasando de 71,508 a 63,456 miles de
millones de pies cúbicos (MMMPC).
El 60 por ciento del volumen total al 1 0 de enero de 1998 se encontraba en campos de
la Región Norte, asociada a las reservas de la Cuenca de Burgos y a las importantes
reservas de crudo no asociado del Paleocanal de Chicontepec. La Región Sur era la
segunda en importancia con el 23 por ciento del total, seguida por las Regiones Marinas
con un volumen de casi 11 MMMPC, equivalente al 17 por ciento. En la Figura 3 se
presenta la evolución de las reservas probadas de gas de México en el período 1991-
ID 1998, indicando su variación regional.
La tendencia decreciente de las reservas probadas en el periodo 1991-1998 se debió a
limitantes de PEMEX Exploración y Producción (PEP) para incorporar nuevas reservas
que compensaran el ritmo de extracción.
-0 1
7
ID

c
Por Región Millones de pies cúbicos diarios
1.7%
71.5 71.5 70.0 69.7
68.4 67.7
1
63.9 63.5
-
.LI1991 1992 1993 1994 1995 1098 1997 1998
Norte 371 6 7 36 6 36 5 363 362 30.5 38.2
Sur 231 232 220 21 6 208 198 182 14.6
Marinas 113 111 115 117 113 110 112 107
Total 71.5 71.0 70.0 69.7 68.4 67.7 63.9 63.5
NCOot as c0'ospuec1en varas por /edon08o
(icorosa/lo doe/ero de cada año
Fue/le. 507,81055/58 00,815/o, PrOSpeOls/O C1e/M000520 del SOS 1/0(1.20/1000.200828 oe(540, 001/180081000, 000003080 P80185 Merlo//O se
robores, vares ellos
-. Figura 3. Evolución de las reservas probadas 1991-1998.
Incluye Tabla por Región.
C
• que compensaran el ritmo de extracción.
Capacidad de producción de PEP. Durante los primeros 8 años de la década de los 90's,
la capacidad de producción de PEP creció a un promedio anual del 4 por ciento,
sobresaliendo los incrementos de extracción de gas en el norte del país, reflejo del inicio de
la ejecución exitosa de la reactivación de la Cuenca de Burgos. En esta región, entre 1995
#1 y 1998 la producción de gas natural pasó de 548 a 1,038 millones de pies cúbicos diarios.
La capacidad de producción total de gas de PEP pasó de 3,633 MMPCD a 4,791 MMPCD
C de 1991 a 1998 (Ver Figura 4). Si bien los volúmenes fueron importantes, es necesario
señalar que el 73 por ciento de la extracción total correspondió a gas asociado a la producción
C
de crudo, evidenciando la extrema dependencia construida a través de años de dirigir la
inversión y la actividad exploratoria a la extracción de aceite, incentivado por el evidente
atractivo económico.
Millones de pies cúbicos diarios
TACC(%)
123% 9.0
16%
,
No Asociado
77% 29
84% ____ Asociado
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998
Asociado 3,039 3,025 3,092 3,108 3.154 3,479 3,631 3.704
No asociado 594 559 483 517 605 717 837 1.087
4.0
ji 8/ocre: P80184 Memore 901980000, VariOs años.
Figura 4. Producción dogos natural PEFi 3991-1998
8•
e

• Producción nacional de gas seco 1991-1998. El gas extraído por PEP de los yacimientos
en el subsuelo se clasifica en tres tipos de gas natural: gas húmedo amargo, gas húmedo
dulce y gas seco de campos. La suma de los volúmenes de los dos primeros es entregado
a PEMEX Gas y Petroquímica Básica (PGPB) para obtener gas seco mediante proceso
(endulzamiento, deshidratación y recuperación de líquidos) que es finalmente el hidrocarburo
que se entrega a clientes y constituye parte de la oferta comercial de gas natural en el país.
Por su parte, la producción nacional total de gas seco - incluyendo la de plantas de PGPB,
gas seco directo de campos, de formación empleado por PEP y otras corrientes- pasó de
2, 965 MMPCD promedio anual en 1991 a 4,004 MMPCD en 1998, equivalente a un
crecimiento del 4.4 por ciento promedio anual, siguiendo la tendencia en la extracción de
PEP en el periodo. El comportamiento descrito se ilustra en la Figura 5.
1991-1998 Millones de pies cúbicos diodos
599 4,004
395
2,824
451
.!... 3,182
2,965
1991 1998 1991 1998
Seco de campos Húmedo dutce húmedo amargo
11 ti —
PEP PG PB
Total De plantas
1991: 3,373 1991: 2,566
()PEP
1998: 4.177 1998: 2,816
Fue,tte: Sears; sria de Energía, ProspecteN ce; Mercase del Ges Notare; meO-seca, 20 versú5 adaMe d5 lOde, con baos so PecEs, Men?000
de Laboreo, yermo años
Figura 5. Compodamiento de la entregado gas de PEPy producción nacional
de gas seco, con tabla de producción por tipo de gas.
• Comercio exterior y balance oferta-demanda. Respondiendo a situaciones especificas de
logística y del balance oferta-demanda, el comercio exterior de gas seco en el periodo de análisis
registró un comportamiento estable en el que si bien se requería de importaciones, desde 1993
México inicia exportaciones marginales, suficientes para mantener la estabilidad de precios con
respecto al mercado de referencia en el Sur de Texas.
Las importaciones de gas hasta la actualidad corresponden a dos tipos: importaciones
"logísticas" que se realizan para satisfacer la demanda de gas en el norte y noroeste por
ser más económico suministrar el gas de los Estados Unidos que transportarlo desde los
centros productores del sureste de la República, y las importaciones "por Reynosa (balance)"
que obedecen a insuficiencias en la oferta interna para satisfacer la demanda nacional.
HiJiiJ slIús; LOpH.:
9•
c
lí .f

FO ii
Durante 1998, las importaciones totales habían alcanzado un volumen de 145.5 millones
de pies cúbicos diarios, equivalente al 3.5 por ciento de la oferta total, debido
fundamentalmente a la mayor utilización del gas natural por razones ambientales y a
que el sector eléctrico empezó a registrar una mayor demanda, a partir del inicio de
operaciones de la planta II en Samalayuca.
En ese mismo año, las importaciones "por Reynosa" fueron del orden de 23 millones
de pies cúbicos diarios, necesarias para compensar una menor oferta de gas seco.
Aunque mínimo, el nivel de importación al final del periodo anunciaba un cambio
significativo en el balance oferta-demanda para la última década del siglo.
ID Las exportaciones se componen del excedente de la producción nacional, una vez que
se ha satisfecho la demanda interna. La reanudación de exportaciones desde 1993
pasó de 4.6 MMPCD a 32.2 MMPCD promedio en 1998, como resultado del inicio de
ID operaciones del Proyecto Integral Cuenca de Burgos en 1997 y de la recuperación de
la capacidad de procesamiento de PGPB después del accidente del Complejo
ID Procesador de Gas Cactus en 1996. En la Figura 6 se muestra el comportamiento de la
balanza comercial para el período 1991-1 998.
.
0
ikw
1991-1998 Millones de pies cúbicos diarios
1992 1 1993 1 1994 1 1995 1 1996 1 1997
Exportaciones
36 37 32
+
19 21
(-)
Importaciones
(250)
Fuente Secretaria de Energia Prospectiva del Mercade del Gas ti atnral 1599200G 2a rnrsión estable de 1599, con base en Pernee,
Memoria de Labores, varios años
le
Figura 6. Balance de comercio antenor de gas natural en México
e :1
10•
s

o
c
c a
,
o
rama LstrategLco oc Gas i-
1 Prospectiva del mercado nacional
de gas natural 1999-2008
3.1 Evolución de la política nacional en materia de gas natural 1995-2000.
El gas natural ha jugado, desde la década de los 90's, un papel de importancia creciente en la
estrategia nacional energética y, por ende, en las estrategias y prioridades de Petróleos
Mexicanos. Aspectos decisivos ocurridos en esa década, orientaron de manera definitiva el
rumbo de la demanda y del mercado mexicano del gas natural en general, y prevalecen en la
actualidad.
Entre estos aspectos destacaron el efecto conjunto de la adopción de medidas ambientales
C más estrictas y los cambios tecnológicos hacia la utilización de plantas de ciclo combinado para
la generación de energía eléctrica. Otro factor decisivo lo constituyó hacia mediados de la
década pasada, las reformas que permitieron la apertura de la industria del transporte a la
iniciativa privada. (Ver Figura 7).
1995-2000
Factores de cambio
• Adopción de medidas ambientales más estrictas.
• Cambios tecnológicos en la generación de energía
eléctrica.
• Apertura del transporte de gas a la iniciativa privada.
le • Fomento del desarrollo sustentable.
Figura 7. Sucesos decisivos para el mercado nacional.
A continuación se intenta caracterizar el escenario prevaleciente en el mercado nacional de gas
natural en la década anterior, describiendo los aspectos más sobresalientes que desembocaron
en un crecimiento esperado de la demanda por arriba del comportamiento histórico.
• Desarrollo Sustentable. En diciembre de 1994, se introdujeron dos nuevas normas
( ambientales. La NOM 085 estableció un nivel máximo de emisiones de partículas de
S02 y NOx para fuentes no móviles, implicando un impacto significativo en el sector
industrial y en los paquetes de consumo para generación eléctrica. La norma NOM
086 de 1998, especifica las características de calidad de los combustibles con relación
a los límites de emisión.
11 U
o
o

• RELU
Estos nuevos estándares ambientales representaron, desde su introducción en el
mercado nacional, un gran reto para el sector energético mexicano, particularmente
para la Comisión Federal de Electricidad (CFE), considerando que tanto para la
it generación de energía eléctrica como en materia industrial, el combustóleo con alto
contenido de azufre había sido hasta entonces el combustible más utilizado, siendo
entonces necesario cambiar a la utilización de gas natural por su menor producción de
contaminantes (Ver Figura 8).
Libraslmmbtu
S0,< CO2 NO
Gas natural' 0 130 0.29
Diesel" 0.05 172 0.60
Combustóleo'-" 1.1 180 030
Carbón"-" 1.9 220 ose
Por quemador de bajo NO
"Con o nl rol
"Cornbustóleo de bajo azufre (191); fiaros nonnol, quemador bajo NO
Carbón fldurren050, fuego tangencial, fondo seco, 1 2% de azufre, sin desulfurador
Figura 8. Emisiones a la atmósfera por tipo de combustible.
Este cambio indujo a PEMEX a modificar su cartera de producción, a fin de incrementar
la oferta de productos más limpios; con ello, la Empresa definió estrategias concretas
encaminadas al desarrollo de nuevos proyectos de infraestructura.
• Cambios tecnológicos. En busca de soluciones más rentables, eficientes y limpias,
se introdujo en México la tecnología de plantas de generación eléctrica de ciclo
combinado, dando con ello un fuerte impulso al desarrollo acelerado de la industria
del gas natural (Ver Figura 9). Aunque la CFE continuaría siendo responsable
único por el suministro de electricidad al sector público, el sector privado aprovechó
esta tecnología a partir de 1992 para la generación de electricidad como productores
independientes y en 1995 para participar en otras actividades relacionadas al gas
natural, aprovechando las reformas legales que se dieron en el Sector.
A partir de ello, se incrementaría notablemente la demanda esperada y observada de
gas natural en el país y el gas natural incrementaría su relevancia en el balance
energético. Para afrontar este crecimiento, la producción nacional del hidrocarburo tenía
12
(1 u
1 Le
c
c
o
o

necesariamente que ser incrementada, a fin de evitar la dependencia de fuentes
externas, particularmente del mercado regional —altamente competido- del sur de Texas.
Para mediados de la década de 1990, fue evidente y necesaria una gran reestructuración
del mercado nacional de gas natural.
Por ciento
70
Ciclo combinado
-1-Turbina de gas
60 Combustión interna
Térmica convencional
50 1 50%
40
30
20
1960 1970 1980 1990 2000
Figura 9. Incremento de la eficiencia en la generación de energía
• Desregulación y reestructuración de la industria. En 1995, el Gobierno Federal
introdujo reformas importantes al sector de gas natural, teniendo como objetivos
fundamentales (Figura 10) no sólo el atraer la inversión privada y facilitar el desarrollo
de proyectos privados de generación, sino también el marcar políticas de precio para
reflejar condiciones de costo de oportunidad del gas natural, de acuerdo con la situación
real de mercado en el Sur de Texas.
Industria nacional del gas, 1995
• Atracción de inversión privada.
• Competitividad por disponibilidad de combustible
confiable.
• Mejora del medio ambiente.
• Desarrollo de nuevos proyectos de generación de
electricidad.
• Política de precios basada en costos de oportunidad.
Figura 10. Objetivos de la desregulación de la industria dagas natural.
13 •

3.2 Demanda esperada para el período 1999-2008.
Considerando el comportamiento y tendencias de la industria internacional del gas natural,
como el entorno macroeconómico nacional y la dirección marcada por la nueva política
energética, hacia finales de la década pasada la Secretaría de Energía (SE) publicó sus
estimaciones de la demanda de gas natural en el país para el periodo 1999-2008.
El análisis de demanda estaba asociado al crecimiento del Producto Interno Bruto Nacional,
considerando un rango de posible evolución de la demanda, mostrando que el crecimiento
de ésta estaría por encima de la actividad económica del país. En el Escenario Base, se
- asumió un crecimiento económico promedio anual de 4.8 por ciento para el periodo 1999-
2008, mientras que en un Escenario Alto se suponía que el país crecería anualmente a una
tasa de 5.2 por ciento.
El cálculo de las proyecciones consideró la evolución proyectada para los sectores eléctrico,
industrial, petrolero, residencial y de servicios, y transporte vehicular. Cabe señalar que a
diferencia de los otros sectores, el crecimiento del sector petrolero dependería sólo del programa
multianual de inversiones de PEMEX. Asimismo, se consideró la entrada en vigor de límites
más estrictos al nivel regional de la norma ambiental a partir de 2002.
Con respecto al sector eléctrico, en las proyecciones se incluyeron por primera vez los efectos
esperados de generar electricidad bajo las modalidades de cogeneración y autoabastecimiento,
haciendo entonces necesario considerar la demanda de gas natural por parte de productores
independientes, considerando los permisos y resoluciones otorgadas por la Comisión Reguladora
de Energía, así como la proyección de otorgamiento.
• Proyección de demanda 1999-2008. Hasta 1998, la demanda de gas en México había
crecido a ritmos ligeramente inferiores al 5 por ciento anual. Por su parte, la oferta de
gas había sido suficiente para atender la demanda e, inclusive, dotar al país de la
capacidad de exportar excedentes a partir de 1993, como se ha comentado
anteriormente (Ver Figuras 11 y 12).
Sin embargo, para la siguiente década la situación sería radicalmente diferente.
De acuerdo a los análisis preliminares de la Secretaría de Energía, en los próximos
diez años a partir de 1999, se observaría un importante repunte en la demanda de
gas natural -que crecería a ritmos entre 8.9 y 9.3 por ciento anual- alentado por las
- acciones gubernamentales para contar con un mercado abierto y competitivo que
favoreciera el crecimiento económico y sustentable del país. Estudios posteriores
confirmarían los pronósticos de demanda, llegando a plantear crecimientos anuales
de 9 y 10 por ciento, respectivamente, para los escenarios Base y Alto, como se
muestra en la Figura 11.
El 14•
1

TACC
Histórico Proyección
10,000 9-1O%
8,000
Demanda
4,000
-- Oferta
2,000
- 51%
o
1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009
Escenario Fiase
TACC rosa anual de c,nsnn,entc cOnntuesto
2001,
Figura 11. Compon'amiento a 1999 y proyección de demanda
1
TACC=4.4% 4.054
3.972
95 96 97 98 99
Fuentes: Femes Gas y Petrsquimlca Sesmo, GerencIa de Planeanca
Figura 12. Demanda dagas Seco, 1995-1999
En ese entorno, se consideraba que el consumo proyectado para 1999 sería de 3,519
MMPCD y que para 2008 se alcanzaría un nivel máximo de 9,480 MMPCD que, como
se describirá más adelante, representaría una demanda muy superior a la oferta
estimada a partir de la Cartera de Proyectos de PEP, vigente al inicio de 1999.
u
Dr, Pedro Silva LÓpi:
15 •

TACC''
1999-2009
Porcentaje
8,231 9,9
431
7A02_____ 17.8
17.7
Distríbucio
Gnnercclón eIéODIc
Indo
9.1
4.2
1
1 Factores clave en las proyecciones de demanda 1999-2008. De acuerdo a las
proyecciones publicadas por la Secretaría de Energía en su documento de Prospectiva
1999-2008, el factor clave que explicaba el importante crecimiento de la demanda se
debía, en su mayor parte, al dinamismo del sector eléctrico, apoyado en requerimientos
futuros de capacidad adicional por el uso de tecnología de ciclo combinado, así como
por la conversión a gas natural de plantas que utilizan combustóleo, como el resultado
de la entrada en vigor de nuevas normas ambientales que limitarían la emisión de
contaminantes e inducirían la utilización de combustibles limpios, especialmente en las
zonas críticas para los sectores eléctrico e industrial.
Adicionalmente, la promoción de inversiones privadas para el desarrollo de
infraestructura de generación y transporte, permitiría la ampliación considerable de los
usuarios del gas natural. Por otra parte, se preveía en 1999 que el uso de gas natural
1. para el transporte vehicular en la zona metropolitana del Valle de México apoyaría las
perspectivas del crecimiento del mercado.
• Proyecciones de crecimiento de la demanda 1999-2008 por sector, Escenario Base.
La Figura 13 muestra el panorama de crecimiento por sector, de acuerdo a las
proyecciones de la Secretaría de Energía para el período de análisis. De ella se
C desprende la importancia del crecimiento esperado del sector eléctrico, la magnitud
volumétrica de los autoconsumos proyectados para PEMEX y el dinamismo pronosticado
para el sector industrial sobre la demanda de gas natural en México para la primera
década del siglo XXI. A continuación se comentan los principales aspectos que
soportaban los pronósticos de demanda para estos tres importantes sectores.
Ic
1999 2000 2002 2004 2006 2008
incluye Peniex Pci, quince
lncIe cogen€roción y lrons900e veixcular
#.i
TACO Teso anual de crecinenis csnlouenln
Pipote PCT /1V 390 poe el 2000, poe 2002.2010, escprano bese de bencenOs de POPO; de ¡uces 2000.
Figura 13. Demando por sector 1999-2008.
Dr Pearo Sva Lop
o
161

1•
• Sector eléctrico. El mayor consumo de gas natural se presentaría en este
e sector, propiciado por la combinación del crecimiento en la demanda de energía
eléctrica y de la mayor utilización de gas para su generación. Considerando
ambos factores, el sector eléctrico aumentaría su participación del 20 al 30
por ciento en la demanda nacional.
e En el Escenario Base de Secretaría de Energía, se esperaba que la demanda
nacional de gas natural del sector eléctrico pasara de 705 MMPCD en 1999 a
3,053 millones diarios en el año 2008, crecimiento equivalente a una tasa
promedio anual de casi 18 por ciento. La Figura 13 muestra la evolución
esperada para el sector eléctrico en el periodo de análisis.
Bajo este escenario, se esperaba que la región noreste consumiera el mayor
volumen de gas, debido a los crecientes requerimientos regionales del
combustible y al incremento esperado en la participación de productores
independientes en la zona. En segundo lugar regional estaría la región del
ID golfo, para la cual se anticipaba un importante crecimiento del sector público
• Sector petrolero. Si bien la demanda del sector petrolero dependería de los
e niveles de inversión multianual autorizados para PEMEX en la década de
análisis, en las proyecciones de SE en 1999 se asumía un crecimiento del
orden del 4 por ciento promedio anual, llegando a consumir en el 2008 un
volumen de 2,356 MMPCD.
el
El mayor autoconsumo correspondería a PEP, debido a la utilización del gas
natural como combustible y para inyección como bombeo neumático en la
extracción del crudo, principalmente en la Región Marina Noreste. De acuerdo
a la Prospectiva 1999-2008, PEP inicia en 2002 la operación de una planta
endulzadora costa fuera, con lo que disminuirían las compras de gas residual
le a PGPB, situación que en la realidad se daría años después
Por su parte, PEMEX Refinación (PREF) incrementaría sus consumos de gas
a una tasa estimada en 11 por ciento anual, considerando la entrada en
operación del Proyecto Cadereyta, la reconfiguración del Sistema Nacional de
Refinación (SNR) y las restricciones ambientales derivadas de la aplicación
de las normas ecológicas a partir de 2002.
Al nivel regional, las regiones sureste y golfo presentarían el mayor crecimiento,
debido a la concentración de la actividad productiva de PEMEX. Se estimaba que
las dos regiones consumirían el 81 por ciento de la demanda del sector petrolero
hacia el 2008, seguidas por la región noreste debido al Proyecto Cadereyta.
kw UL Ueorc StIv L
17 •

• Sector industrial. Desde antes de 1999, se consideraba que el gas natural
favorecería de manera significativa los costos del sector industrial, por la
modernización e incorporación de tecnologías a los procesos productivos y al
cumplimiento de normas ambientales. A partir de ello, las proyecciones de
demanda basadas en estudios econométricos anunciaban que para el sector
industrial, ésta se duplicaría respecto a 1999 (1,095 MMPCD) para ubicarse
en el año 2008 en 2,391 MMPCD, sin considerar en las proyecciones los
consumos del sector petroquímico.
Al nivel regional, la demanda de gas natural sería el reflejo, por un lado, del
grado de desarrollo de la infraestructura de transporte y distribución y, por el
otro, del nivel de industrialización; entonces, los mayores incrementos en la
demanda se anticipaban para las regiones noreste, centro y golfo.
3.3 Pronósticos de importación de gas e implicaciones para el mercado nacional.
Una vez que se hicieron públicos los pronósticos de demanda, la capacidad de PEMEX para
C satisfacerla se puso en seria duda. La cartera de proyectos vigente en 1999 mantenía una clara
orientación a la producción de crudo. Por otra parte, como respuesta a factores técnicos o políticos,
más que en atención a expectativas de demanda creciente, en 1997 se habían arrancado los mega
proyectos Cantareli y Burgos, con los cuales se proponía incrementar la capacidad de producción
de crudo y gas no asociado, respectivamente.
Si bien estos proyectos contibuirían parcialmente a satisfacer la demanda futura de gas natural, las
proyecciones de la Secretaría de Energía hicieron evidente que de no invertir de manera urgente en
la expansión de la capacidad de producción de gas natural para hacer frente a la demanda, se
observaría un déficit a satisfacer con importaciones por balance estimado entre 500 y 4,400 MMPCD,
en el periodo 2000-2009 como se muestra en la Figura 14.
2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2008
(530)
(1.319)
(1813)
(2.287)
(2820) (,147)
1 1 1TACC* 30
(3.594) (3.873)
(4.422)
Nota No 0004N l&oonnspr k6 inline FatimeniÓn nail000a apelO de pnrnósnnen de donandO00 ¡edENES y enp005luas do pmducclÓs do PEO
sin Incrementos en capacidad y consIderando decssec,ón do campos actuales.
Fuente Secretaria de Energf a, ProsIeclnla del Mercadodo Gas Natural 2000.2008, Noulembre, 2000; 00000160 EjeoUtlua del Papada EstaMpes de
Gas
Tasa Anual de C,ecimrenlc Cdopmsto. Figura 14. Imposlaciones por Reynosa 2000-2009.
189
c
0

U iugrartie stia legico de as
Este escenario de importaciones significativas tendria serias implicaciones en el mercado de
gas natural de México, con impactos en materia de precios y de infraestructura. La Figura 15
ilustra las implicaciones de mercado, mismas que se comentan a continuación:
-o,". Precio de r.firtnc,a
Desplazamiento del punto
de rbli ¡ji hacia ti sus
lnt,rconeulones con
Fch.adon Unidot
Capacidad de trsn.psrt.
ediclonal «, Meollo
, Figura 15. Implicaciones por incremento en la importación de/gas
• Precio de referencia. Para satisfacer la demanda, México tendría que haber incrementado
sustancialmente sus importaciones de gas natural desde el Sur de Texas, mismas que
podrían promediar del orden de 760 MMPCD en el periodo 2001-2005, equivalentes a un
aumento de 160 por ciento en la demanda en el llamado Distrito IV de Texas.
Por otra parte, si bien se anticipaba que la producción americana aumentara ligeramente,
el incremento de la demanda en el Sur de Texas se sumaría al crecimiento doméstico
en Estados Unidos, el cual se preveía del 2 por ciento anual en el periodo 2000-2005.
La combinación de efectos —crecimiento de demanda interna y aumento importante de
importaciones- podrían tener un impacto negativo en el precio del gas natural en el
mercado de referencia. (Ver Figura 16).
• Desplazamiento del punto de arbitraje hacia el sur del país. En 1991, el Comité de
Precios del Gas Natural y Petrolíferos estableció una metodología para determinar
los precios del gas natural nacional con base en un mecanismo "netback". Dicho
mecanismo habría de tomar como referencia los precios en el Distrito IV del Sur de
Texas para fijar los precios del gas natural en México, añadiendo los costos netos
de transporte desde Texas hasta Ciudad PEMEX, donde se concentra el mayor
volumen de gas producido en el sureste.
De acuerdo a este mecanismo, el punto donde el flujo del gas importado del norte y el
producido en el sureste de México coinciden es conocido como Punto de Arbitraje. El
precio del gas natural en México es entonces determinado como la suma del precio de
referencia en Texas, más el costo de transporte desde la frontera al punto de arbitraje,
(u /i
199

Estados Unidos
2000
Pío medio
2001-2005
T
0.5 1:1.3
Importaciones de
México Ipromedo
2001-2005 de
760 MMPcD)
u
• Los requerimientos de
importaciones de gas
natural de México podrlus
significar un aumento de
160% en le demando en el
Sor de Texas
• Adicionalmente, se
esperarla un crecimiento del
2% anual en la demando de
gas en Estados Unidos en
el periodo 2000-2005
• Ambos factores podrian
tener un impacto
signiflcalivo en el precio de
retorencra del gas
Fs.ente CEPA, 0000idei'a el Orino ón n,eoimixnfo de pinduexdx eopeíade para el 00h504 pude xi colimado para todo eteot000 de
Texas Ei crecimiento esa demanda se estima con inane de ciEc,nsixrdo eintónca (04-9e)
Figura 16. Balance de gas ene/Surde Texas.
menos el costo de transporte desde este punto hasta Ciudad PEMEX. Bajo las
condiciones de mercado prevalecientes hasta 1998, el punto de arbitraje estaría fijado
en Los Ramones, Nuevo León.
Por lo anteriormente descrito, las importaciones masivas de gas pronosticadas para el
periodo 1999-2008 provocarían un aumento en los flujos de gas norte-sur, desplazando
así el punto de arbitraje para el precio del gas en México de los Ramones a Cempoala
en Veracruz. De darse ese desplazamiento, se observaría un incremento en el precio
del gas natural en Ciudad PEMEX de hasta 11 por ciento para el centro y sur del país,
como se ilustra en la Figura 17.
Efecto en el precio de gas Dólares / Miles de pies cubicos
Desplazamiento potencial de punto de arbitraje. Cálculo del precio en*inelon de lo
dirección dci Cuje del gas
Punto de nrb'rtrate
Mercado de
referencia
Los Ramonee Cempoal.
Mercado de
referencia
3.00 300
prermo
Frontera con
Reynosa
amones
oaia
% Cempeola ---Cd. Perneo
2.91
L©1
3.23
051 desplazamiento del punto de arbitraje Sacio el sur aumentarla el precio deL gas en el centro ysur de Méócs
O Para contran'e5tor este efecto, serie neceseno incrementar la producción racional en el sur
Figura 17. Desplazamiento da/punto do arbitraje
Dl. Fedro Silva Lóp:
209

1•
dJ
Para contrarrestar este efecto, sería necesario incrementar significativamente la
producción y con ello la oferta de gas en el sur-sureste de la república. Para PEMEX,
especialmente para PEP, implicaría un enorme reto, al considerar incrementar la oferta
de gas seco en 60 por ciento, pasando de 4,763 MMPCD en 2001 a 7,613 millones de
pies cúbicos diarios hacia el 2008. La Figura 18 ilustra la magnitud del esfuerzo requerido
para afrontar el crecimiento de la demanda.
200 1-2008 Millones de pies cúbicos dianos
8231 Demanda en ductes
7.402
•
Importaciones
Requerimiento
de oferte
2001 2002 2004 2006 2008
( ¡ocluye importa oriespurcd Judrez, Naco, Mex,cal y Piedras Negras
Fuente Esceneno 8am de Oferte de PEP, Mayo 2(330, POTO V 395 pare el 20W, para 2042.20t 0, eraenenu bese de demanda nt
PGP8, luso 0 20W
Figura 18. Requerimiento de oíerta 2001-2008.
• Requerimientos de infraestructura: interconexiones con Estados Unidos y
capacidad adicional de transporte en México. A finales de la década anterior, la
capacidad de interconexión y de transporte de gas era insuficiente para manejar el
volumen esperado de las importaciones (Ver Figura 19). Las cuatro interconexiones
existentes entonces daban una capacidad de importación del orden de 800 MMPCD y
las proyecciones indicaban que debería ampliarse al menos hasta 1,000 MMPCD.
Estados Coral PG&E
Unidos
TETCO
Mc'/
Ten see
Argüelles
¡
sa
TUCO
/ PG&E
Ten riensee
Coral
Total
• La capacidades 1909 do
infraestructura ro era
suficiente pera manejar el
volumen do importaciones
esperado a partir de 2002
• PGPB cuntempló, dentro de
505 Ojenes de inversión,
proyectos paro eliminar les
lrnritantos de capacidad en
territoso nacional e incrementar
Capacidad
el Sato Norte-Sur
MMPCD
250
50
220
300
820
Figura 19. Capacidad insuficiente de transporte e interconexión.
21 U

PG&E Tenessee
Adicionalmente, en el mediano plazo la capacidad total tendría que ampliarse en
aproximadamente 900 MMPCD a través de cuatro nuevas interconexiones en Nuevo
Laredo, Miguel Alemán, Argüelles y Reynosa, como se muestra en la Figura 20.
Dicha capacidad podría ser desarrollada por terceros y contratarse. Con ello, no
sólo se estaría en posibilidad de incrementar las importaciones sino flexibilizar la
operación en la frontera norte.
Manelar el volumen esperado de importación por el sur de Texas, requejirie de cuahm nuevas interconemones
Coral TETCO
u
Nuevo Nuevo
zsisi
Nvo. Laredo M. Alemán
rRL.'É- Monterri
Figura 20. Flexibilidad en la importación de gas natural.
Por otra parte, aún cuando la capacidad de importaciones creciera como se ha descrito,
la infraestructura de transporte en México estaba muy lejos de ser la suficiente para
enviar el gas importado a los centros de consumo en el centro y sur del país. PEMEX
Gas y Petroquímica Básica se vería obligada a conseguir recursos y ejecutar proyectos
de inversión para desarrollar la infraestructura de compresión y los ductos necesarios
para romper los cuellos de botella. Aún cuando los proyectos fueran autorizados, no se
materializarían en el mediano plazos. Por ello, PEMEX se vería obligado a plantear
estrategias integrales de ejecución inmediata.
1
1
1
D
1
Dr. Pedro Silva L
229

OM
• :Jgrama Estrategico de Gas (t F
¿.
El Programa Estratégico de Gas
D
4.1 Situación de PEP en la década de los 90's y condicionantes para el incremento
de oferta de gas natural en México.
En la década pasada, México se encontraba presionado fuertemente tanto por factores internos
como externos para poder atender la creciente demanda pronosticada por la Secretaría de Energía.
Las principales limitantes internas al arrancar la nueva administración en el año 2000 estaban definidas
por la estructura de la producción y de las reservas, dominadas por la orientación al crudo, así como
por los rezagos en materia exploratoria, derivados de restricciones presupuestales.
En términos de capacidad de extracción de PEP, la producción nacional de hidrocarburos estaba
orientada a la explotación de aceite, debido a su alta rentabilidad; además, las carteras de
proyectos del organismo contaban con escasas oportunidades de inversión dirigidas a la
exploración y extracción de gas no asociado fuera de la Cuenca de Burgos.
En el caso de PEMEX Exploración y Producción, históricamente pueden distinguirse tres etapas
de expansión importantes. La primera, en la década de los 705 los esfuerzos se dirigieron al
desarrollo de los importantes descubrimientos de aceite en el Mesozoico de Chiapas-Tabasco;
la segunda etapa, que básicamente abarca la década de los 805, se caracterizó por el desarrollo
de los importantes yacimientos descubiertos en la Sonda de Campeche, incrementando
significativamente la capacidad de producción de crudo pesado por la explotación de Cantarell
y, en menor medida, por la operación de campos de aceite ligero en el área del hoy Activo
Integral Abkatún-Pol-Chuc.
La tercera etapa de expansión estuvo claramente definida en el período 1995-2000. En este periodo
el Gobierno Federal decide apoyar el arranque de los megaproyectos Cantareli y Cuenca de Burgos,
logrando con ello a partir de 1997 sentar las bases de una mayor capacidad de exportación de
crudo, así como de un incipiente cambio en la estructura de la producción de gas.
La Figura 21 ilustra la evolución de la capacidad de producción de gas de PEP, por región,
O durante la tercera etapa reciente de expansión 1995-2000. De ella se desprende que la producción
de gas natural de PEP creció a una tasa ligeramente superior al 5 por ciento anual, pasando de
3,759 MMPCD a 4,836 millones. En esta etapa, el mayor crecimiento se debió a la contribución
del gas no asociado de la región Norte por la ejecución del Proyecto Cuenca de Burgos; sin
embargo, al final del período, el 72 por ciento del gas natural producido en México era asociado
L: H»
23
O

. In
al crudo, claro resultado de la orientación histórica de PEP hacia el desarrollo de proyectos de
aceite mucho más rentables que los de gas.
Etapa de expansión Millones de pies cúbicos diarios
4.4 % Promedio anual
4,791 4,791 4.679*
4.196
RMSO
1995 1996 1997 1998 1999 2000
(9 Proyoccórr en 100
Foenle Subdweccón de PIene&dn PEP
Figura 21. ProduccIón de gas por región 1995-2000.
En efecto, la estrategia de desarrollo de PEP durante la administración 1995-2000 se caracterizó
1, por un enfoque hacia dos grandes proyectos, uno de aceite y otro de gas no asociado, arrancando
— en 1997 la ejecución de Cantarell y de Burgos; el primero por razones netamente económicas
apoyadas en suficientes argumentos técnicos y el segundo, por motivos de carácter político y
con objetivo de incrementar la oferta de gas natural en el noreste de la República. En ambos
casos, se buscaba reactivar la explotación de importantes volúmenes de reservas. La Figura 22
muestra la expansión en la capacidad de producción de gas natural de PEP y la importancia
relativa en el año 2000 de la contribución de los dos megaproyectos iniciados en 1997. Como
puede observarse de la figura, la mayor aportación correspondió al gas no asociado extraído de
la Cuenca de Burgos, el cual mostró en el periodo una tasa de crecimiento de 28 por ciento,
prácticamente quintuplicando su producción hasta alcanzar el billón de pies cúbicos diarios en
el 2000. El gas asociado de Cantarell mostró un comportamiento mucho menor, de 6 por ciento
anual, para un incremento neto de alrededor de 170 MMPCD en el período.
Cabe señalar, sin embargo, que ninguno de los dos proyectos aportaría incrementos significativos
más allá del año 2000, ya que la máxima producción de Burgos se estimaba en 1,200 millones
de pies cúbicos diarios (200 MMPCD adicionales) y Cantarell mantendría estable su producción
ID de gas asociado, en función de los programas de producción de crudo, por estrategia de
explotación y por restricciones comerciales, y por la eventual declinación del campo. Estas dos
situaciones se convertirían entonces en serias limitantes para plantear las propuestas necesarias
para mitigar la creciente demanda de gas.
249

u
I,.
.ama stratégco de Gas 1
TACC* (%)
1994-2000
4.836 5
.624 IL.sJ 28
11111.11 161! 1Proyecto Burgos
Proyecto Cantareti
Otros campos
1904 2000
Tasa eneal de nrec,nnen!o compuesto
Feente.Gerencm de Pteneación Opereive, PEP.
Figura 22. Aportación Megaproyectos 1994-2000
La estructura de las reservas de gas natural de México al inicio del año 2000 se concentraba
fundamentalmente en gas asociado e indicaba una composición similar a la de la producción,
en cuanto a su dependencia del crudo. Como se desprende de la Figura 23, las reservas de gas
no asociado al 1 0 de enero del 2000 representaban solamente entre el 18 y20 por ciento de las
reservas probadas, probables y posibles. Cabe señalar que, aunado a lo anterior, prácticamente
la mitad de las reservas probadas se concentraban en Chicontepec, un área de explotación
costosa y compleja.
Miles de millones de pies cúbicos
78.287
58.053
43.168
62.050
Gas asociado 35.460
47,384
-
Gas no asociado -- -
1P 2P 3P
Reserva
Fuerte Perenne de Resemas de Hidroceit eme, Subdireccrdn de Planeecrtn, PEP
Figura 23. Composición de la reserva de gas, 2000.
Dr. Pedro Silva L
25 •

u IiI
La estructura de las reservas constituía una seria limitante para intentar incrementar la olerla de
gas natural en el corto y mediano plazos. Incrementar la oferta de gas hubiera implicado extraer
mayores volúmenes de gas asociado al crudo a partir de cuantiosas inversiones y largos tiempos
de desarrollo; adicionalmente, la explotación de gas asociado hubiera sido sujeta a restricciones
por acuerdos comerciales internacionales relacionados con el aceite.
Por ello, ya en 1999 PEP proponía que la reactivación de la exploración —con enfoque a gas- era
un factor crítico y de carácter impostergable para aspirar a satisfacer los pronósticos de demanda.
Esta afirmación se soportaba en un análisis de la cartera de proyectos vigente entonces, que
indicaba que de los 58 millones de millones de pies cúbicos de reservas 2P (Probadas más
Probables) al 1°de enero del 2000, se habrían extraído al 2004 solamente el 18 por ciento y al
final de 15 años el 39 por ciento, sin haber explotado las reservas de Chicontepec por su alto
costo y complejidad de desarrollo (Ver Figura 24), representando sólo una fracción de los
volúmenes requeridos por las proyecciones de demanda. Por lo anterior, era urgente reforzar la
identificación de oportunidades y desarrollar los programas de inversión orientados al
descubrimiento de volúmenes importantes de nuevas reservas de gas y su rápido desarrollo.
Millones de millones de pies cúbicos
14.8 58.1 43
5.4
12.1
43.2
35.2
11.7
U1 Chícontepec
Probadas Probables Reservas 00-01 02-04 05-14 Reservas 2P
2P ah 1 de
Reservas al 1 de enero
enero de
Reservas a extraer* 2015
de 2000
Fuente Estrategas de cmnunanón de Eeptomoba de PEP Figura 24. Reservas remanentes al 2014.
() Con base en Cadera de Proyectos agente en IQde
En la Figura 25 se sintetiza la situación global del mercado mexicano del gas natural en 1999-
2000 y las implicaciones específicas para PEP, en cuanto a que el organismo requeriría del
C, planteamiento de estrategias y opciones nuevas y ambiciosas de exploración y aprovechamiento
de oportunidades con enfoque mayoritariamente orientado a incrementar la capacidad de
producción de gas no asociado.
c
o
o
Dr. Pedro Silva Ló
. 269

• :Oíaflíd Lsuaiegico ue uas iPL rl
• El balance de gas natural esperado para los próximos años
implica importaciones superiores a las de años recientes.
1 Estas importaciones tienen implicaciones tanto en precio
como en infraestructura.
Para poder mitigar estos efectos es fundamental incrementar
la oferta de gas nacional.
El escenario esperado de producción de gas de la cartera
vigente no eliminará la brecha. a pesar de Cantarell y
Burgos.
Reactivar la exploración será crítica e impostergable.
PEP requerirá plantear opciones nuevas y ambiciosas de
oportunidades con enfoque a gas no asociado.
Figura 25. Síntesis de situación e implicaciones.
4.2 Planteamiento de estrategias y líneas de acción.
El comportamiento esperado de la demanda de gas natural a partir de 1999, la base y estructura
de las reservas y de la producción de gas nacional, obligaron tanto a PEMEX como a la Secretaría
de Energía a desarrollar una estrategia integral en materia de gas natural.
Por parte del Gobierno Federal, la estrategia nacional consideró tres elementos rectores
• Procurar una mayor oferta interna.
1 Mayor flexibilidad para importar.
• Diversificación y eficiencia energéticas.
Figura 26. Estrategia Federal
(Ver Figura 26) asociados al incremento en la oferta interna.
PEMEX habría de responder de manera inmediata al planteamiento de la Secretaría de Energía
y tratar de resolver la problemática de abasto en el mediano plazo. Considerando que el déficit
de gas en el mercado nacional llegaba hasta 1,500 millones de pies cúbicos diarios en el año
2003, la Dirección General de Petróleos Mexicanos marcó cuatro premisas fundamentales para
la definición de la estrategia integral de la empresa:
le a) Afirmar la posición de PEMEX Exploración y Producción como productor de gas natural
en el largo plazo.
b) Aumentar la oferta de gas natural rápidamente, realizando esfuerzos adicionales para el
periodo 2001-2003, a fin de minimizar la importación de gas en ese periodo.
o
279

•
Considerar en el planteamiento de solucion la evidente escasez de recursos por parte
de la SHCP para el año 2000, por lo que deberían asegurarse los recursos desde otra
fuente.
Articular la estrategia en un solo programa, a fin de facilitar su administración.
En atención a las directrices marcadas por la Alta Dirección de la empresa, PEMEX Exploración
y Producción —a través de personal de la Subdirección de Planeación con experiencia previa en
el diseño integral y arranque del Proyecto Cuenca de Burgos- realizó un ejercicio de diagnóstico
e identificación de opciones, analizando para ello la estructura y características de los recursos
disponibles y potenciales (Ver Figura 27).
Demanda Producción en Reservas disponibles y potenciales
esperada de gas campos actuales
Gas sociado a
L~.i~e pesadoCreciniento mayor Alto porcontaje de
al histórico la producción Restricciones comerciales
Explosivo
proviene de
campos maduros
Gas asociado a Alta rentobilidadcrecimiento en el
en tase de
sector eléctrjco ' ate ligero
Inversión importantedeclinación
Crecimiento
acelerado de la
Se requiere de - 1 Completidad de desarrollo
demanda también
inversiones
en Norteamérica
considerables para
Gas no asociado > Exploración clave para incrementar
rescatarlas
en areas producción
reservas en
campos actoeles terrestres > Optimización de campcs
- indispensable para mantener
producción
Atta rentabilidad potencial
L Áreas marinas
sIto nesgo
Inversiones cuantiosas
Exploración intensiva
Figura 27. Elementos deja estrategia integral,
De este modo, se identificó que la explotación de importantes reservas de gas asociado a aceite
y
pesado estaría sujeta a fuertes restricciones de carácter comercial. Se definió también que la
incorporación yio reactivación de reservas de gas asociado podría resultar en proyectos de alta
Mk rentabilidad que sin embargo requerirían de cuantiosos recursos de inversión, complejidad de
desarrollo y largos tiempos de maduración.
Por otra parte, al analizar las posibilidades del gas asociado en áreas terrestres y las opciones
para ello en la cartera de proyectos, fue evidente que la exploración jugaría un papel clave para
D incrementar la producción en ciertas áreas y que una buena parte de la organización debería
enfocarse en lograr la optimización de campos, para al menos mantener la producción.
Finalmente, una revisión de las posibilidades en áreas marinas reveló el gran potencial y
rentabilidad asociados a un alto riesgo general y grandes inversiones, requiriéndose como premisa
un programa exploratorio intensivo.
28•
:,él
15

Proyecto Burgos
Programa
Estratégico de Gas
(PEG)
Infraestructura
marina para
minimizar gas a la
atmósfera.
Figuís 28. Estiutgia uflegiai da PEP
Mdii cande CSM por la infraestructura marina,
A partir de todo lo anterior, la propuesta integral de PEP, aceptada por la Alta Dirección como la
estrategia integral para afrontar el reto de lograr significativos incrementos en la producción de
gas natural, estaría conformada por las cuatro líneas principales de acción (Ver Figura 28) que
se describen a continuación:
• Reactivar en el corto y mediano plazos la
exploración en áreas de mayor potencial.
• Enfocar preferentemente los esfuerzos
institucionales a la incorporación, desarrollo y
optimización de la explotación de reservas de
gas no asociado.
• Incrementar rápidamente la capacidad de
ejecución del organismo a través de la
implantación de proyectos integrales de gran
magnitud.
• Asegurar el aprovechamiento de la producción
a niveles comparables con las mejores prácticas
internacionales
Los elementos clave para la implantación de las líneas de acción marcadas por la estrategia integral
serían el Proyecto Integral Cuenca de Burgos (autorizado desde 1997), la construcción y puesta en
operación de infraestructura marina para minimizar el envío de gas a la atmósfera y procesar abordo
el gas necesario para la explotación y, finalmente, el ambicioso Programa Estratégico de Gas (PEG),
propuesto a la Secretaría de Energía a mediados de 1999 como la principal y más rentable opción
para reducir de manera significativa el déficit de gas pronosticado a partir de 1999.
El PEG fue conceptualizado para aprovechar oportunidades en todo el país, atender a la estrategia
del Gobierno Federal y cumplir con las disposiciones básicas de la Dirección General de PEMEX.
4.3 Objetivo y planeación inicial del Programa Estratégico de Gas (PEG).
Como se ha mencionado antes, si bien los programas de expansión de PEP habían arrojado resultados
favorables en cuanto a la satisfacción de la demanda hasta 1998, las proyecciones de producción
de gas estimadas de la cartera de proyectos documentada para 1999 indicaban una importante
C brecha entre oterta y demanda en el periodo 1999-2009. Como se muestra en la Figura 30, la oferta
de gas de PEP crecería hasta alcanzar los 5,000 MMPCD en el año 2001, manteniéndose esta
plataforma por el resto del periodo de análisis.
Dr. Pedro Silva L'
299
o
o

e
c
.
igrarna Estratégico de Gas (PEL
Histórico Proyección
10,000
8,000 Demanda
6,000 4.6%
4,000
Cartera 1999
Oferta2,000
o
1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009
Eoc. Alto
TACC: Tasa anual de crecimiento compuesto
Esc Moderado
Fuente Secretorio de Energio, EXITEP 2001
Of arta
Figura 29. Oferta-dernanda de gas con comportamiento Carl era 1999
Ante esta perspectiva, PEP respondió de manera enfocada, a través del Programa Estratégico
de Gas (PEG) 1 con el objetivo de (Figura 30) incrementar la producción y oferta de gas natural
—preferentemente no asociado- en el mediano y largo plazos, a través del desarrollo de un plan
integral de exploración y producción que redujera los riesgos de incurrir en importaciones masivas
y de incrementar el precio del hidrocarburo en el centro y sur del país, buscando como beneficios
adicionales para la organización de PEP:
• Identificar y acelerar la ejecución de los proyectos identificados.
• Minimizar el tiempo asociado al ciclo exploración-descubrimiento-desarrollo-máxima
producción.
• Reducción de costos para incrementar la rentabilidad relativa de los proyectos de
gas.
• Incremento en la eficiencia y calidad de los procesos productivos.
• Mejora continua en el control y gestión de proyectos.
Objetivo:
• Desarrollar un plan integral de exploración y producción
que aproveche oportunidades para incrementar la oferta
de gas natural en el mediano y largo plazos, a fin de
satisfacer los incrementos pronosticados de la demanda
interna y reducir el riesgo de incremento en el precio
Figura 30. Objetivos del PCa
1. Al ,n,cto, al PEG se le denominó Programa Emergente de Gas, cambiando a Programa Estrafégico a partir de/a autorización por parte de la SHCP
30•
c
c
e
c
TACC**
9-10%

La planeación inicial, así como la presentación y gestión ante las autoridades federales se llevó
a cabo en dos fases, con actividades y propósitos bien definidos (Ver Figura 31) al término de
las cuales se contaría como productos finales con una Cartera de Proyectos específica del PE
la definición de requerimientos de inversión y beneficios de producción, así como la estrategia
genérica de ejecución.
Lw IIIP
ti
Identificación de opciones en cartera
• Detección de nuevas oportunidades
con potencial de incremento en la
• Integración y evaluación
producción de gas
• Documentación
• Definición proyectos integrales
• Actualización de cartera
Evaluación y documentación de
• Gestión
propuestas
• Gestión ante autoridades
Cartera PEG:
• Expectativas de producción
• Requerimiento de inversión
Estrategia de ejecución
Figura 31, Planeación 1999-2000
La Fase 1 (Julio 1999 a Enero 00) consistiría en la identificación, evaluación y documentación de
opciones en la cartera vigente con potencial para aportar incrementos de gas, así como la
gestión ante autoridades. En la Fase II, a desarrollarse de Febrero a Abril del año 2000, se
llevaría a cabo la detección, integración, documentación y evaluación de oportunidades
adicionales a las definidas en la primera fase, culminando con la actualización de la cartera y la
gestión para el dictamen de autorización y asignación de recursos para la ejecución.
01,
kw Con el propósito de coordinar y en su caso ejecutar las acciones determinadas para las fases de
planeación inicial, se integró un equipo de trabajo encargado de llevar el liderazgo del esfuerzo.
Este grupo de trabajo, que eventualmente se convertiría en la Dirección Ejecutiva del PEG,
realzaría las siguientes acciones:
• Desarrollar una caracterización inicial de propuestas regionales para las áreas con potencial.
t • Identificar, conjuntamente con los Activos y otras instancias en PEP, oportunidades
adicionales a las consideradas en la cartera vigente de proyectos para la extracción de
- gas en el corto plazo.
• Analizar las oportunidades en términos de su viabilidad técnica.
31U
le

u IEtiI
• Definir proyectos integrales que incluyan las oportunidades identificadas.
• Desarrollar herramientas para la integración de oportunidades, proyectos integrales y
escenarios, incluyendo análisis económicos.
• Evaluar económicamente las oportunidades y proyectos, así como en términos de la
MIL
capacidad de ejecución de PEP.
• Integrar escenarios de proyectos optimizando los recursos necesarios para minimizar
las importaciones de gas.
Mk
4.4 Identificación de áreas con potencial para incrementar la oferta de gas.
Definición de proyectos integrales. El objetivo del planteamiento de PEP fue incrementar la
producción de gas —preferentemente no asociado- mediante la detección de oportunidades de
inversión y operación, así como la integración de una cartera de proyectos asociada específicamente
a esas oportunidades; adicionalmente, se propuso identificar y seleccionar las acciones más rentables
y factibles con base en su potencial, planteando en principio horizontes específicos para el corto
(año 2000), mediano (periodo 2001-2003) y largo plazos (2004 en adelante).
A solicitud de la Dirección General de PEMEX, el personal integrante del grupo de trabajo realizó
durante 1999 una primera revisión detallada de las oportunidades de inversión que pudiesen
compensar el déficit en el balance, detectadas principalmente en plays terciarios de las principales
cuencas sedimentarias productoras de México que se muestran en la Figura 32.
Gas natural
~,11
11
r—o
Fuente CrdInacIón de Estrategan de E,Iorauón PuF
www
Figura 32. Áreas prioritarias para exploración y explotación de gas
lo
329

1
PEG
Tampico- Malmetí.,. Osar ceo
sergas (terciario y creíácicc)
Ouperhcie 28020 onO
Tipo de gas Asociado no
asociado seco y
húmedo
ProduccIón 36 MMMMPC
acumulado
Veraerer (terciariO 7' crelécico)
Ouperhcie 38.300 km 0
TIPO de gam No asociado, seco y
húmedo. Asociado
P ro da cc ibri
acumulada 08 MMM MPC
Reservas
auditudao 2P 06 MMMMPC
Mo ce inicio Qe
produccIón 1955
Credo Ligero Merino (terciar/o y
crecúcico)
Superlicie 6,490 0110
Tipo de gas asociado, húmedo
Aceite ligero,
superogero.
condensados
Reservas
auditadas 2P 851 MMB PCE
Macuspae., (terc,anro)
Superficie 7,3000n°
Tipa de gas. NO asociado, húmedo
condensados
Pnoducciós 0 2 MMMMPC
acumulada
Reservas 1,0 MMMMPC
auditedas 2P
,°ullo de inicio de 1958
plodacciór
e
• íogrania Estratégico de Gas (PL LW
ir
En primera instancia, se consideraron para conformar la nueva cartera aquellas opciones:
Con recursos presupuestales en 1999 que pudieran acelerarse.
.
Sin recursos en 1999, pero sí en el año 2000 que pudiesen ser sujetos de revisión
• de alcance.
Incluidas en la cartera original, susceptibles de adelantarse y ser sujetas de revisión de
• monto y/o alcance.
Nuevas que pudiesen incluirse de inmediato en la cartera de inversión.
o
Como resultado del ejercicio se detectaron posibilidades de carácter exploratorio para incrementar
la oferta de gas en las cuencas de Macuspana, Veracruz, Tampico-Misantla- Sur de Burgos y en
C
la Plataforma Continental del Golfo de México, particularmente en el área denominada Crudo
Ligero Marino (Ver Figura 33).
() Un proyecto Integral es aquel que contempla actMdadho de exploración y de egaiotaclóh, o bino una ose estas actMduees en vallan zonas de una
región
Foente Cartera de Proyectos PEG 2001,ReglUn NOrte y sur PEP
w
Figura 33. Características de las principales cuencas sedimientarias.
Se identificaron también opciones de optimización de la explotación de campos en producción
a través de reparaciones y pozos intermedios; se consideró iniciar y acelerar el análisis de
pozos cerrados con posibilidades de reactivación en intervalos no probados y,
adicionalmente, se propuso llevar a cabo el análisis detallado del estado y capacidad de la
a
infraestructura existente para la eliminación de cuellos de botella y el manejo de producción
adicional. Se analizó además la opción de integrar proyectos nuevos de gas asociado en
campos de alta relación gas-aceite (RGA).
,6
sal-
e
33•

1 I 1
El análisis principal se basó en el planteamiento de proyectos integrales de gas no asociado
(megaproyectos), debido al potencial de los mismos. El concepto de "Proyecto Integral" considera
dos posibles variantes: megaproyectos en los cuales era posible identificar opciones tanto de
exploración o de producción, o bien aquellos casos en que una misma actividad (por ejemplo,
Exploración) podía definirse con las mismas características en dos o más regiones geográficas.
Las áreas identificadas con mayor potencial para el planteamiento de proyectos integrales fueron
específicamente las cuencas gasíferas de Macuspana y Veracruz, así como la región de Tampico-
Misantia-Sur de Burgos y el área marina de Crudo Ligero Marino del Litoral de Tabasco con
campos descubiertos, no desarrollados. En las Figuras 34 a 37 se ilustran las áreas de mayor
potencial consideradas en los cuatro proyectos integrales del PEG y a continuación se describen
sus principales características.
• Cuenca de Macuspana (Figura 34). Después de Burgos, la Cuenca de Macuspana se
percibía como la segunda cuenca gasífera en importancia en México, habiendo
alcanzado una producción histórica máxima del orden de 600 MMPCD. Se localiza en
la región Sur, en el estado de Tabasco y es geológicamente similar a la Cuenca de
Burgos. Los objetivos son arenas de edad Terciario, exhibiendo compartamentalización
media y complejidad para la definición de trampas. Los campos descubiertos en la
Cuenca de Macuspana son productores de gas no asociado húmedo y se localizan a
profundidades que varían de los 1,800 a los 3,000 metros.
. 1:.
A.
-
-
, t. -----
Caracteristicas • Objetivo: Terciario (arenas)
geologicas • Media compartamentalización
y complejidad de trampa
Tipo de fluido • Gas no asociado húmedo,
condensados
Profundidad • Somera (1800 a 3,000 m)
promedio
Restricciones • 17% de la superficie es
ecológicas reserva ecológica
• 30% de la superficie alberga
especies en eutinsión
• Zonas protegidas: Pantanos
de Centla y Reserva de la
biosfera
Figura 34. Cuenca de Macuspana.
De acuerdo a los estudios documentados y el planteamiento de un proyecto integral en
la cartera de 1999, la ejecución de actividades en la cuenca estaría condicionada a
restricciones ambientales y de acceso, dado que 17 por ciento de la superficie de la
cuenca es reserva ecológica (Reserva de la Biosfera de los Pantanos de Centla) y 30
por ciento alberga especies en extinción.
Las expectativas de reactivación presentaban características favorables para la
producción en el corto plazo, considerando escenarios de desarrollo comenzando en
Dr Fedro Suyo L:
34 •

u
la zona terrestre para posteriormente explotar las zonas lacustres. Cabe señalar que
se percibía un potencial interesante en la porción marina de la cuenca.
Si bien el potencial era atractivo, el detalle de la propuesta documentada parecía
insuficiente para plantear un programa específico de corto plazo. En el caso de
Macuspana era necesario iniciar un programa acelerado de generación de localizaciones
y analizar a detalle las provisiones de infraestructura para el acceso y explotación de
las áreas lacustres.
Cuenca de Veracruz (Figura 35). El proyecto integral para la Cuenca de Veracruz se
conf ormó a partir de la integración de diferentes proyectos individuales documentados
• en la cartera vigente en 1999. La cuenca presentaba condiciones atractivas para
incorporar nuevas reservas e incrementar la producción de gas en el corto plazo. Los
yacimientos descubiertos y potenciales corresponderían a formaciones del Terciario
(arenas) y de calizas del Cretácico, presentando alta complejidad geológica,
compartamentalización y complejidad de trampa, dificultando la adquisición e
interpretación sísmica, particularmente en las áreas cercanas a la Sierra Madre Oriental.
C GOLFO
0fT.
Caracteristicas • Objetivo: Terciario (arenas)
Ç
geologicas y Cretacico (calizas)
Alta
compartamentalizacjón y
complejidad de trampa
C Tipo de fluido Gas no asociado seco y
humedo asociado
Profundidad Intermedia (3,000 a 3,500
1 promedio ro)
- Restricciones • Arrecifes: zona restringida
-, .----: ecológicas para toda actividad de
exploración y producción
Figura 35. Cuenca de Veracruz
De acuerdo a los antecedentes de producción, se esperaría mayoritariamente gas no
asociado, tanto seco como húmedo (sin descartar la incorporación de algunos volúmenes
de gas asociado a yacimientos de aceite presentes minoritariamente en la Cuenca), a
partir de la reactivación y descubrimiento de yacimientos de profundidad intermedia
(3,000 a 3,500 metros en promedio).
La complejidad del área y la carencia de suficientes especialistas de subsuelo implicarían
la necesidad de apoyo y asesoría especializada, tomando como base las experiencias
y aprendizajes de la Región Norte en el Proyecto Burgos.
35•
Cv
41

Caracteristicas • Objetivo: Terciario (arenas),
geológicas Cretácico (calizas)
Complejidad de trampa
Tipo de fluido • Gas no asociado seco y
húmedo: asociado
Profundidad • Somera a intermedia (800 a
promedio 3500 m)
Restricciones • Normales para actividades
ecológicas petroleras en tierra y
operaciones costa afuera
Por otra parte, los escenarios de producción de gas húmedo implicarían colaborar
estrechamente con PEMEX Gas y Petroquímica Básica para asegurar la capacidad de
proceso requerida para el manejo de los escenarios previsibles de producción. Las
actividades en la porción marina de la cuenca estarían restringidas por condicionantes
ambientales y sociales, por lo que no se incluirían en la cartera original del PEG.
• Tampico-Misantla-Sur de Burgos (Figura 36). Proyecto totalmente exploratorio de
alto riesgo, en el cual el área marina de Lankahuasa se percibía ya en 1999 como de
alto potencial gasífero. Las áreas de Tamuín, San José de las Rusias (Sur de Burgos)
y Mecapalapa eran percibidas con potencial más limitado y en todos los casos, el
proyecto estaría limitado por incertidumbre geológica y alto riesgo por la falta de
infraestructura y por los largos periodos de maduración.
Figura 36. Proyecto integral Tampico-Misan fla-Sur de Burgos
En una primera etapa, las actividades del proyecto integral se concentrarían en la
adquisición de información sísmica y la perforación de las mejores localizaciones
exploratorias, a fin de definir con menor riesgo el potencial, requerimientos y rentabilidad
de los posibles yacimientos a descubrir en formaciones arenosas del Terciario
(Lankahuasa y San José de las Rusias) y calizas del Cretácico (Tamuín y Mecapalapa).
De acuerdo a la información disponible, se anticipaba potencial de incorporación de
- reservas de gas mayoritariamente no asociado, tanto seco como húmedo, a
profundidades someras de 800 metros hasta intermedias de 3,500 metros. Para el
área marina de Lankahuasa se proyectaban localizaciones exploratorias en tirantes de
agua de someros a superiores a 500 metros.
1 • Crudo Ligero Marino (Figura 37). En una de las áreas de mayor atractivo por las
reservas descubiertas, el proyecto integral contempló la producción de importantes
volúmenes de gas asociado a aceite ligero de alto valor económico, a producirse de
seis campos descubiertos desde la década de los 80's.
369

1 rcgruia strateg)co ae Uas
0'
D Caracteristicas • Objetivo: Terciario (arenas) y
%
geológicas Meaozoico(calizas)
Complejidad de trampa
Tipo de fluido • Gas asociado humedo, aceite
1* ligero y super ligero.
condensados
Profundidad • Intermedia (2500 a 3500 m)
promedio Terciario: Profundo (4.500 a
'• 5500 m) Mesozoico
- - . Restricciones Normales para actividades
.'" ecologicas costa afuera
--,--
Figura 37. Proyecto integral Crudo Ligero Marino.
Adicionalmente, se integró una componente exploratoria de alto potencial, productividad
y rentabilidad, con lo que el proyecto integral Crudo Ligero Marino se convertiría en el
proyecto más importante del PE
Los yacimientos, tanto descubiertos como potenciales, tendrían objetivos gasíferos en
formaciones someras del Terciario (1,000-3,000 metros) y de gas asociado en
yacimientos profundos del Mesozoico (4,500 a 6,000 metros) caracterizados por su
alta presión y temperatura, capaces de producir importantes volúmenes de aceite ligero,
gas húmedo y condensados de alto valor.
Además de la complejidad geológica del área para la adecuada interpretación de
información sísmica, otro factor a considerar sería la complejidad de planeación,
definición y construcción de infraestructura marina de explotación, asociado al reto de
reducir costos y acortar los tiempos de ejecución del desarrollo marino hasta máxima
producción; adicionalmente, la insuficiencia de datos del comportamiento productivo
de los pozos descubridores, implicaría riesgos inherentes a la obligación de caracterizar
los yacimientos en paralelo a la perforación de pozos de desarrollo, situación que haría
aún más compleja la planeación y riesgosa la ejecución.
La rentabilidad esperada del Proyecto Integral Crudo Ligero Marino se estimó de tal
magnitud, que se consideró que este proyecto podría financiar el programa completo
de exploración del PEG.
IID Aprendizajes de la Cuenca de Burgos aplicables al PEG. Por ser Burgos la referencia más
cercana y exitosa de un proyecto integral de gas, fue relevante en la fase de planeación e
017
integración de cartera, el realizar un análisis comparativo de los proyectos integrales de gas no
asociado del PEG (Veracruz, Macuspana, Tampico-Misantla-Sur de Burgos) con el Proyecto
Integral Cuenca de Burgos en los siguientes indicadores.
379

Complejidad geológica. La cuenca de Veracruz presenta condiciones geológicas más
complejas y requerirá técnicas especializadas, así como asesores calificados para
mejorar el entendimiento del subsuelo, generar las localizaciones a perforar y disminuir
su riesgo.
Tipo de actividades. A diferencia de Burgos, los proyectos del PEG parten de una
C
base menor de campos descubiertos. Esto se traduce en menor conocimiento de las
condiciones geológicas y de la distribución de los horizontes productores.
Tipo de hidrocarburos. Burgos y Macuspana cuentan principalmente con reservas de
gas seco; la cuenca de Veracruz y el área Tampico- Misantia- Sur de Burgos pueden
e aportar tanto producción de gas seco como húmedo, así como volúmenes marginales
de aceite.
Productividad por pozo. Debido a las características de la roca, los pozos a perforar en
los tres proyectos integrales de gas no asociado del PEG presentarían mayor productividad
. , que los de Burgos. Se prevé que los nuevos campos de Veracruz y Macuspana ofrecerán
la ventaja adicional sobre Burgos de presentar menor grado de declinación y podrían
sostener plataformas de producción más altas durante mayor tiempo.
Costos de perforación de pozos. En promedio, en las distintas áreas de profundidad
de perforación de los pozos es similar (1,500 a 3,000 metros) por lo que los costos de
perforación son comparables con los de Burgos, a excepción de las zonas lacustres de
Macuspana - por requerir barcazas- y el área marina de Lankahuasa, por requerir de
equipos y servicios especializados.
- f) Costos de terminación de pozos. Los costos de terminación en Burgos son superiores
a los esperados en las demás cuencas gasíferas, por requerir del fracturamiento de
múltiples intervalos para alcanzar un nivel de producción comercial.
Infraestructura requerida. Por su grado de desarrollo, en la cuenca de Burgos se
construirá la totalidad de la infraestructura necesaria para manejar el crecimiento de la
producción de gas. En el caso de Veracruz se requiere que PEMEX Gas y Petroquímica
Básica amplíe la capacidad de proceso de gas húmedo. Macuspana carece de la
infraestructura necesaria para manejar los volúmenes esperados del desarrollo de las
zonas lacustres. Para el desarrollo del Proyecto Tampico-Misantla- Sur de Burgos, no
se cuenta con la infraestructura básica para aprovechar su potencial de producción el
corto plazo.
Restricciones ecológicas. Macuspana presenta la mayor complejidad en materia
ecológica por encontrarse en ella zonas protegidas. Los otros proyectos enfrentan
restricciones normales, similares a las de Burgos.
389

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