Estudio de Mercado de Hidrocarburos 2008

P E T R Ó L E O S M E X I C A N O S

D I R E C C I Ó N C O R P O R A T I V A D E F I N A N Z A S

ESTUDIO DE MERCADO DE HIDROCARBUROS

2008

14 DE MAYO DE 2008 El presente estudio utiliza información que se obtuvo de fuentes de reconocido renombre, por lo que se considera información confiable, pero no está garantizada en cuanto a exactitud y los pronósticos reflejan la evaluación realizada con la opinión de los estudios consultados. Asimismo, se utilizan herramientas propias para determinar los precios de referencia de los principales productos, basados en supuestos sobre la trayectoria de variables clave. Los cálculos, supuestos y opiniones también deben considerarse bajo este mismo contexto.

1

Índice

Resumen ejecutivo…………………………………………………………………………………………………………… 4 I.- Objetivo…………………………………………………………………………………………………………………….5 II.- Metodología……………………………………………………………………………………………………………….5 III.- Política de precios de PEMEX………………………………………………………………………………………….5

III.1 Precios al público III.2 Precios de transferencia o precios interorganismos III.3 Marco legal III.4 Conclusiones

IV. Economía mundial………………………………………………………………………………………………………..8 IV.1 Estados Unidos IV.2 Europa Occidental IV.3 Japón IV.4 China IV.5 India IV.6 Latinoamérica IV.7 Europa del Este IV.8 Países de la ex - Unión Soviética

V. Especulación en los mercados……………………………………………………………………………………….......12 VI. Oferta y demanda mundial de crudo…………………………………………………………………………………..15 VII. Oferta y demanda mundial de gas natural…………………………………………………………………………...18 VIII. Oferta y demanda mundial de petrolíferos………………………………………………………………………….20 IX. Escenario de precios…………………………………………………………………………………………………….23 X. Nota explicativa de la cartera de prospectiva PEP……………………………………………………………………..28 XI. Mercado de Petrolíferos 1997-2007…………………………………………………………………………………….30

XI.1 Mercado de Gasolinas 1997-2007 XI.2 Mercado de Destilados Intermedios, 1997-2007 XI.3 Mercado de Combustóleo, 1997-2007

XII. Proceso de Crudo y Producción de Petrolíferos, 1997-2007………………………………………………………....32 XIII. Mercado de Petrolíferos, 2008-2017………………………………………………………………………………….33 XIV. Oferta de gas natural………………………………………………………………………………………………….35 XV. Demanda sectorial de gas natural……………………………………………………………………………………..35

XV.1 Sector eléctrico XV.2 Sector industrial XV.3 Sector residencial y comercial XV.4 Sector autogeneración XV.5 Sector petrolero

XVI. Oferta de gas L. P……………………………………………………………………………………………..…….…38 XVII. Demanda de gas L.P………………………………………………………………………………………………….38 XVIII. Oferta de etano………………………………………………………………………………………………………39 XIX. Demanda de etano……………………………………………………………………………………………………..39 XX. Oferta de gasolinas naturales………………………………………………………………………………………….39 XXI. Demanda de gasolinas naturales……………………………………………………………………………………...40

2

XXII. Oferta de azufre………………………………………………………………………………………………………40 XXIII. Demanda de azufre……………………………………………………………………………………………….…41 XXIV. Comercio exterior de gas natural…………………………………………………………………………………..41 XXV. Comercio exterior de gas licuado………………………………………………………………………………........42 XXVI. Demanda interna y oferta de productos petroquímicos…………………………………………………………..43

XXVI.1 Derivados del gas natural XXVI.2 Derivados del etano XXVI.3 Derivados del propileno XXVI.4 Aromáticos

XXVII. Anexo………………………………………………………………………………………………………………..49

3

Estudio de Mercado de Hidrocarburos 2008

Resumen ejecutivo

El año 2007 rompió con todas las expectativas y pronósticos del mercado. El precio del crudo estableció nuevos máximos históricos, la economía de Estados Unidos empezó una desaceleración como consecuencia de una crisis en los mercados hipotecarios de alto riesgo, a la vez que China y la India crecieron a niveles mucho mayores de lo esperado y las tensiones geopolíticas en África y el Medio Oriente exacerbaron el nerviosismo de los participantes del mercado. Como consecuencia, los precios de crudos y petrolíferos alcanzaron niveles tales, que permitieron a la industria de la refinación gozar de los más altos márgenes de su historia. Sin embargo, estos precios parecen estar respondiendo más a la participación de capitales especulativos en los mercados de energía, que en los fundamentales del mercado. 2008 parece que conservará e incluso incrementará la inercia de los mercados de 2007. Muchas compañías de consultoría y bancos de inversión especulan ya sobre precios del WTI entre 150 y 200 US$/b, al mismo tiempo que pronostican una menor demanda mundial de crudo por la desaceleración económica de Estados Unidos y el contagio de las economías europeas, balanceado con el crecimiento sostenido de China, India, Rusia y el resto de las economías emergentes. La OPEP ha indicado claramente que no está dispuesta a llevar más crudo al mercado para frenar el avance de los precios, dado que estos están respondiendo a la especulación en el mercado y no a un desbalance entre la oferta y demanda mundial de crudo. El crecimiento económico mundial a partir del año 2004 ha sido en promedio del 5%. La mayor parte de este crecimiento es generado por un pequeño grupo de países: China, India, Japón, Estados Unidos y el Reino Unido suman el 50% del total del PIB mundial. Se espera que las economías emergentes, China e India principalmente, continúen sosteniendo el crecimiento mundial, con una tasa de crecimiento para los próximos 10 años de 7.2 y 6.4 %, respectivamente. Para este mismo periodo se espera un crecimiento económico promedio en Europa del Este de 4.5%, para Latinoamérica de 3.5%, para Estados Unidos de 2.8% y para Japón de 2.0%. En 2007, la producción mundial de crudo fue de 85.9 MMbd, esto es, 200 Mbd menos que el año anterior, esto como resultado de la menor producción en el Mar del Norte y los problemas geopolíticos. Para el año 2008 se espera que la producción mundial de crudo aumente un 2.2% en relación a 2007, esto significa que la oferta mundial se ubique en 87.7 MMbd. Asimismo, se estima una tasa de crecimiento promedio anual de la oferta mundial de crudo de 1.5% hacia el año 2015 y del año 2015 al 2020 el crecimiento promedio anual disminuirá al 1.0%. Las estimaciones de la demanda mundial de crudo esperan un consumo de 87.2 MMbd en 2008, esto significa un incremento de 1.1% con respecto a 2007. Este incremento es consecuencia del crecimiento en la economía de China e India, principalmente. Para el largo plazo se pronostica una tasa de crecimiento promedio anual de 1.5% hacia el año 2015 y para el periodo 2015-2020 del 1.0%. Para el mercado del gas natural, se espera que la tasa de crecimiento promedio anual en el consumo de gas natural a nivel mundial sea de 2.4% hacia el año 2010. Los países en vías de desarrollo serán los que registren las mayores tasas de crecimiento en el consumo de gas natural en los próximos años. Se estima una tasa de crecimiento promedio anual en Centro y Sudamérica de 3.0%. Asimismo, Norteamérica continuará con la mayor participación tanto en la demanda (30.3%) como en la producción (28.1%) a nivel mundial. El dinamismo que registren las economías de las regiones de Estados Unidos y Asia, soportará, en buena medida, las proyecciones del incremento en el consumo mundial de productos petrolíferos, debido principalmente a que las refinerías tienden a estar localizadas cerca de los principales centros de demanda. Para el año 2010 se estima para la demanda mundial de productos petrolíferos una tasa de crecimiento promedio anual de 1.8%. El pronóstico de precios del crudo WTI para el periodo 2008-2017 de PEMEX fue construido por PIRA (Petroleum Industry Research Associates) tomando como base su escenario de referencia con un crecimiento económico más moderado. Este menor crecimiento económico se tradujo en una menor demanda mundial de crudo y un menor requerimiento de la oferta. El pronóstico del precio promedio para el periodo 2008-2017 del WTI es de 56.2 US$/b, el de la mezcla mexicana de exportación de 47.8 US$/b y el del gas natural de 6.0 US$/MMBtu.

4


I.- Objetivo Proporcionar el entorno económico y de mercado en que se desarrollarán los proyectos de inversión que Petróleos Mexicanos presentará a las autoridades hacendarias para su dictamen de acuerdo a la normatividad en la materia. II.- Metodología • La información económica que se presenta está

basada en proyecciones propias cuando no existe información oficial del gobierno federal.

• El horizonte de las proyecciones es al año 2017, sin embargo, en algunas variables se realizaron proyecciones de más largo plazo.

• Todas las unidades monetarias están expresadas a pesos constantes de 2008.

• En el caso de los mercados mundiales de hidrocarburos se utilizaron los pronósticos de: “Short-Term Energy Outlook, marzo 2008”, “International Energy Outlook” del mes de mayo de 2007” que son publicaciones de la Energy Information Administration (EIA/DOE); “Crude Oil & Refining Outlook, marzo 2008” y “Global Petroleum Market Outlook, primer trimestre de 2008”, de Purvin & Gertz,; “Petroleum Industry Research Associates (PIRA)”, de octubre 2007; “Monthly Oil Market, marzo 2008” que es una publicación de la OPEP; “Internacional Energy Agency, febrero 2008” y otras proyecciones de diversos analistas de mercado que serán referidos más adelante.

III.- Política de precios de PEMEX III.1 Precios al público La política de precios de los productos y servicios que produce, otorga y comercializa Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios (PEMEX) está orientada a mantener niveles que reflejen las condiciones vigentes en los mercados relevantes y tienen como objetivo central reflejar sus costos de oportunidad, entendido como el valor que recibiría el proveedor en el mercado si vendiera el producto a su siguiente mejor alternativa, por lo que, tanto el consumidor como el proveedor tienen que considerar todas las opciones de valor y costo económico. Se considera que el costo de oportunidad de los productos comercializados por PEMEX está dado por su venta en los mercados internacionales. Aplicar precios distintos a los de las referencias internacionales

evitaría la correcta toma de decisiones y no permitiría reflejar el valor creado en cada línea de negocio, ni identificar ineficiencias u oportunidades de mejora. El objetivo de mediano plazo es lograr que los precios reflejen los costos de oportunidad en el mercado internacional, lo cual supone:

• Realinear precios relativos entre productos.

• Generar señales económicas que reflejen los precios en un mercado competitivo.

• Lograr transparencia en la formación de precios.

• Responder a cambios en las condiciones de la oferta y demanda.

Vale la pena señalar que en PEMEX, la instrumentación de una política de precios basada en costos de oportunidad conlleva los siguientes riesgos

• Impacto negativo sobre los ingresos fiscales y sobre las finanzas de PEMEX, en condiciones de precios de hidrocarburos inferiores al presupuestado.

• Incremento en la demanda interna como resultado de la baja de precios

• Aumentos significativos de precios y alta volatilidad durante el resto del año.

Desde 1992, los precios de los productos que comercializa PEMEX están referenciados al mercado internacional relevante, excepto el caso de las gasolinas, el diesel, gasóleo, y el gas LP que tienen precios al público administrados. La premisa de los mecanismos de precios es simular mercados competitivos, donde el precio se determina por el precio prevaleciente en el mercado internacional relevante. Este último concepto es muy importante ya que representa el mercado que comprende la totalidad de los productos y servicios que los consumidores consideran intercambiables o sustituibles en razón de sus características, su precio o el uso que se prevea hacer de ellos. En virtud del intercambio comercial del país, la mayoría de los mercados relevantes de los productos que comercializa PEMEX se encuentra en la región de Norteamérica, particularmente en Houston, Texas, Los mecanismos de precios consideran los siguientes criterios:

• Incorporar

o el costo de oportunidad para ambas partes,

Política de precios 5


o el efecto de calidad,

o un componente relacionado con manejo y transporte,

o el margen de comercialización, y

• Asegurar

o la transparencia vinculándolos a cotizaciones accesibles al público y

o el trato equitativo entre el mismo tipo de clientes.

• Minimizar su administración y mantenimiento

III.2 Precios de transferencia o precios interorganismos Los precios utilizados en la valuación de las transacciones entre las líneas de negocios de PEMEX reflejan tanto las condiciones de oferta y demanda en el mercado local, como el costo de oportunidad de cada producto en el mercado internacional. En empresas integradas verticalmente se definen esquemas de precios de transferencia con el fin de alcanzar la congruencia de objetivos en las distintas líneas de negocio, al tiempo que se fomenta la autonomía divisional y se permite la evaluación del desempeño de las divisiones. Cuando las divisiones buscan maximizar sus beneficios, un sistema de precios de transferencia basado en el costo de oportunidad del mercado relevante alinea sus incentivos con los de toda la compañía para maximizar los beneficios corporativos. La división vendedora será indiferente entre recibir el precio del mercado de un cliente externo o de recibir el mismo precio de un cliente interno; consecuentemente, el factor determinante para que se realice la transacción será si la división compradora está dispuesta a pagar el precio de mercado. Si está dispuesta, la implicación será que puede generar ganancias incrementales para la compañía, derivadas de esta compra, al utilizarla en sus procesos productivos. Por otro lado, si la división compradora no está dispuesta a pagar el precio de mercado, la implicación será que los beneficios corporativos se maximizan cuando la división vendedora coloca sus productos en el mercado externo. En algunos casos puede haber ahorros en costos derivados de realizar ventas internas respecto a las externas, que pueden derivarse de que la división vendedora podría evitar gastos de revisión de crédito y cobranza de su cliente o bien de que la división

compradora podría evitar procedimientos de inspección en el departamento de recibo. Aun en este caso, los precios de transferencia basados en el mercado relevante continuarán alineando los incentivos de las divisiones con las metas corporativas, solamente se requerirá que del precio del mercado relevante se deduzcan los ahorros derivados de realizar las ventas internas. Las organizaciones mundiales de comercio y gobiernos han establecido lineamientos para evitar la competencia desleal, creada por la aplicación de precios de transferencia arbitrarios. Las compañías petroleras, directa o indirectamente, utilizan precios de transferencia ligados al mercado, es decir, consideran el costo de oportunidad de productos y servicios. En casos particulares se hacen ajustes sobre estos precios y los usan como herramienta en la toma de decisiones. Las razones principales para utilizar un sistema de precios de transferencia ligado a mercado son las siguientes:

• Maximizar el valor de la empresa en su conjunto.

• Asegurar la correcta toma de decisiones de operación e inversión.

• Reflejar el valor creado en cada división e identificar ineficiencias y oportunidades de mejora.

• Dar transparencia y simplicidad al sistema de precios de transferencia.

• Cumplir con regulaciones de comercio internacional y fiscales..

El sistema de precios de transferencia de PEMEX considera referencias de mercado y se ajusta en aspectos específicos para maximizar el valor de PEMEX en su conjunto y reflejar las prácticas comerciales internacionales y nacionales. Con el fin de valuar los resultados económicos de cada línea de negocios, en PEMEX se adoptó un esquema de precios que permitiese valuar los ingresos y egresos de cada uno de ellos, así como de cada una de las corrientes de insumos, productos y servicios que son objeto de intercambio entre dichos organismos. En conclusión, la premisa del sistema de precios de transferencia de PEMEX permite maximizar el valor de los productos elaborados a través de la correcta asignación de recursos y la evaluación de los resultados económicos de las unidades de negocio.



III.3 Marco legal Existen dos Leyes que disponen quién puede fijar los precios y tarifas de los bienes del sector público; a saber, en su Artículo 58, fracción III, la Ley Federal de las Entidades Paraestatales establece que “Los órganos de Gobierno de las entidades paraestatales, tendrán las siguientes atribuciones indelegables:”, …, “Fijar y ajustar los precios de bienes y servicios que produzca o preste la entidad paraestatal con excepción de los de aquéllos que se determinen por acuerdo del Ejecutivo Federal”. También en su Artículo 31, fracción X, la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal establece que “A la Secretaría de Hacienda y Crédito Público corresponde el despacho de los siguientes asuntos:”,…,”Establecer y revisar los precios y tarifas de los bienes y servicios de la administración pública federal, o bien, las bases para fijarlos, escuchando a la Secretaría de Comercio y Fomento Industrial y con la participación de las dependencias que corresponda. Para efectos prácticos, la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) ha sido quien, con base en la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, determina los precios y tarifas de los productos que PEMEX produce y vende tanto a clientes externos como entre sus distintas líneas de negocio. De hecho, la SHCP en su Reglamento Interior, Artículo 38, fracción VIII, ha establecido para la Unidad de Política de Ingreso el “Fijar los precios y tarifas de los bienes y servicios de las entidades de la Administración Pública Federal o establecer las bases para fijarlos, con la participación que corresponda a otras dependencias de la Administración Pública Federal, previa elaboración de estudios de costos económicos y de la estructura de los mercados en los que se prestan los bienes y servicios directamente por las entidades o por concesiones.” La SHCP considera que para cumplir con el Reglamento Interior de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal basta contar con (i) los estudios que PEMEX prepara para solicitar modificaciones a los mecanismos de precio de los productos y servicios que produce, otorga y vende, (ii) la opinión de los representantes de la Secretaría de Economía y de Energía en un documento escrito. Tradicionalmente, estos requisitos los ha cubierto con las actas o minutas que se levantan cada sesión del denominado Comité de Precios de Productos Petrolíferos, Gas Natural, Petroquímicos e Interorganismos el cual, desde el año 2000 se constituyó bajo la figura legal de Comité con base en una norma interna de PEMEX denominada “Bases Generales para la Constitución, Integración, Funcionamiento, y Disolución de Comités y

Comisiones Asesoras en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”. III.4 Conclusiones Los precios al público y los precios de transferencia de los productos que PEMEX produce y comercializa consideran la referencia internacional del producto en el mercado representativo. El mercado representativo es aquel en el que geográficamente a PEMEX le conviene comercializar el producto y que, por su tamaño, no puede ser influenciado por un grupo de compradores o vendedores, es decir, es un mercado profundo.1

Esta se considera la práctica comercial y económica más conveniente para la empresa. De otra forma, si se ofrecieran a un precio inferior al de la referencia internacional relevante, se estarían subsidiando los precios de estos bienes, o bien, si se ofrecieran a un precio superior al de la referencia, la empresa estaría obteniendo una renta monopólica. Asimismo, aplicar precios diferentes a las referencias internacionales en sus transacciones internas evitaría una correcta toma de decisiones de operación e inversión. Asimismo, impediría reflejar el valor creado en cada línea de negocio e identificar ineficiencias u oportunidades de mejora. Si se decidieran aplicar precios inferiores a las referencias internacionales relevantes, los sectores industriales o consumidores beneficiados por esta práctica estarían obteniendo un beneficio del cual se priva a otros agentes económicos y estarían tomando decisiones de consumo e inversión que no son sostenibles en el largo plazo, con lo cual el impacto para la sociedad en su conjunto es negativo.

1 Existen algunos bienes y servicios, la minoría, que por sus características no son comerciables. En estos casos, la referencia internacional es reemplazada por el costo de producción tomando en cuenta las referencias internacionales de los insumos utilizados en su elaboración.



IV. Economía mundial El ritmo de crecimiento de la economía mundial durante los últimos años ha sido el más alto desde la década de los ochentas, como se puede observar en la gráfica 1. Sin embargo, la mayor parte de este crecimiento es generado por un pequeño grupo de países: China, India, Japón, Estados Unidos y el Reino Unido suman el 50% del total del PIB mundial. A pesar de ese nivel de concentración y el valor que aportan cada economía al total del PIB, el ritmo de crecimiento anual ha sido definido por China e India, dado que las otras economías han mantenido niveles muy estables. Las economías de estos dos países asiáticos representan aproximadamente el 40% del total del incremento del PIB mundial entre el 2006 y 2007 (gráfica 2). La crisis hipotecaria en Estados Unidos ha sido mayor a lo previsto y provoca un efecto de contagio hacia las economías europeas, debido a la exposición de los bancos europeos a distintos instrumentos y vehículos financieros del mercado subprime2 de Estados Unidos. Como consecuencia, el crecimiento del PIB de Estados Unidos fue de tan sólo 0.6% durante el cuarto trimestre de 2007 y el primer trimestre de 2008, lo que ha llevado al FMI y al Banco Mundial a revisar a la baja sus pronósticos para el 2008. No obstante, el Banco Mundial considera que la reacción de la Reserva Federal al aportar recursos al sistema financiero y recortar las tasas de interés, contribuirá a un repunte de esta economía en el 2009. Se espera que las economías emergentes, China e India principalmente, continúen sosteniendo el crecimiento mundial (gráfica 3). Sin embargo, existen una serie de riesgos que podrían frenar el crecimiento económico, como son, los altos precios del crudo, alimentos y los altos precios del crudo, fertilizantes y alimentos, especialmente aquellos utilizados para la producción de etanol. Los factores anteriores podrían generar fuertes presiones inflacionarias, sobre todo en las economías emergentes y en los países en desarrollo. Esto aunado a los altos precios de los combustibles, que podrían frenar el crecimiento de la demanda, principalmente en países netamente importadores.

2 Se refiere a aquel mercado en el que se intercambian títulos o valores de crédito con una baja calificación crediticia derivada del mayor riesgo de incumplimiento por parte del emisor.

Gráfica 1

PIB mundial histórico

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

1980 1983 1986 1989 1992 1995 1998 2001 2004 2007

% a

nual

US$ 2000 & PPP

Fuente: FMI

Gráfica 2

Aportación al crecimiento del PIB (2006 - 2007)

28%

11%

9%

4%2%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

China EUA India Japón Reino Unido

% d

el c

reci

mie

nto

del P

IB a

PPP

Gráfica 3

PIB Munidal - Crecimiento anual

5.4

5.2

4.8

5.3

5.2

4.9

5.1

4.40

4.60

4.80

5.00

5.20

5.40

5.60

2006 2007 2008 2009

% a

nual

FMI Banco Mundial

US$ 2000 & PPP

Mercado internacional 8


Como consecuencia, la expectativa para 2008 es que el crecimiento global se ubique en niveles por debajo de los registrados en 2007. En su “Escenario de Planeación Anual 2008”, PIRA3 considera que los ciclos económicos mundiales no han desaparecido y las fluctuaciones en la actividad económica mundial deberán continuar como en el pasado. Lo anterior se refleja en las tasas de crecimiento proyectadas. Estas tasas son menores que el crecimiento potencial mundial con el fin de reflejar el impacto de desaceleraciones periódicas (gráfica 4). IV.1 Estados Unidos Durante los últimos años, la productividad de los factores de producción en la economía de Estados Unidos se ha reducido. Después de incrementarse en promedio 2.9% durante el periodo 1995-2004, el crecimiento ha disminuido hasta ubicarse en 1.5% en 2005 y 2006. Esta baja es reflejo de menores incrementos en la inversión y del menor impacto en nuevas tecnologías. Las proyecciones de crecimiento de largo plazo de la Congressional Budget Office (CBO) y otros analistas esperan que el crecimiento en la productividad permanezca por debajo del 2%. PIRA ha incorporado un supuesto similar sobre el crecimiento de la productividad en sus pronósticos de crecimiento para el largo plazo, lo que arroja un crecimiento promedio de la economía de 2.8% para el periodo 2009-2020 (gráfica 5). Otros analistas como la misma CBO y BNP Paribás estiman que el crecimiento potencial de largo plazo de la economía estadounidense en alrededor de 2.5% anual (gráfica 6). IV.2 Europa Occidental La combinación de (i) una población que envejece, (ii) un lento crecimiento poblacional que probablemente provoque que el crecimiento de la fuerza laboral se vuelva negativo en algunos países y (iii) generosos programas de retiro y de salud, plantean un serio problema para el crecimiento del largo plazo en Europa Occidental. PIRA espera que el crecimiento de largo plazo para esta zona del mundo esté limitado al 2.0% (gráfica 7).

3 El Estudio de Mercado de Hidrocarburos elaborado por PEMEX utiliza a PIRA (Petroleum Industry Research Associates) para el análisis de los pronósticos de precios de largo plazo del WTI y gas natural.

Gráfica 4

Participación en el PIB mundial (%)

9%

15%

22%

30% 32% 34%

61%

53%

44%

1995 2007 2020

China e India Otros OCDEFuente: PIRA, Scenario Planning: Annual Guidebook, February 2008.

Gráfica 5

PIB de Estados UnidosTasa de crecimiento promedio anual

3.2%

2.2%

0.7%

2.8%

1995-2006 2007 2008 2009-2020

Estados UnidosFuente: PIRA, Scenario Planning: Annual Guidebook, February 2008.

Gráfica 6

PIB de Estados Unidos, 2008-2017Tasa de crecimiento promedio anual (%)

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

BNP Paribas PIRA CBOCBO: Congressional Budget Office



IV.3 Japón Con una fuerza laboral en declinación y con poca apertura a la inmigración los retos demográficos para Japón son aún más severos que los enfrentados por Europa Occidental. Debido a lo anterior, PIRA estima que la economía japonesa no crecerá más allá del 1.7% anual en el largo plazo. IV.4 China Su capacidad para administrar el rápido crecimiento registrado durante los pasados cinco años y su gran potencial para transitar de empleos de baja productividad hacia empleos de alta productividad, la colocan entre los países con mayor y más rápido crecimiento económico en el mundo. Conforme la economía China crezca y madure enfrentará problemas para mantener las tasas de crecimiento registradas durante los pasados 20 años. Sin embargo, se prevé que China crezca a tasas de alrededor de 7.2% para el largo plazo (gráfica 8). IV.5 India El crecimiento de la India ha sido superior al 8.0% durante los pasados tres años. Se espera que para 2008 se desacelere marginalmente y crezca alrededor de 7.0%. Sin embargo, la rigidez estructural, las ineficiencias y los cuellos de botella en infraestructura seguirán limitando el crecimiento potencial de esta nación. Asimismo, es probable que las crisis fiscales periódicas y el déficit en cuenta corriente generen menores ritmos de crecimiento económico. Para el largo plazo, se espera que la tasa de crecimiento anual de la India se ubique en un rango de entre 6.0% y 6.5% anual (gráfica 9). IV.6 Latinoamérica Durante 2007 se observó una desaceleración en Latinoamérica, debido principalmente a la disminución en el crecimiento de México con respecto al registrado en 2006. El resto de las grandes economías de la región continuaron creciendo a tasas de alrededor de 6.0% anual. Sin embargo, existe el temor de que los ciclos económicos registrados durante los 80´s y los 90´s se repitan, por lo que se espera que la tasa de crecimiento para la región en su totalidad este limitada al 3.5% anual para el largo plazo.

Gráfica 7

PIB de Europa OccidentalTasa de crecimiento promedio anual

2.3%

2.7%

0.9%

2.0%

1995-2006 2007 2008 2009-2020

Europa OccidentalFuente: PIRA, Scenario Planning: Annual Guidebook, February 2008.

Gráfica 8

PIB de ChinaTasa de crecimiento promedio anual

8.8%

11.4%

9.9%

7.2%

1995-2006 2007 2008 2009-2020

ChinaFuente: PIRA, Scenario Planning: Annual Guidebook, February 2008.

Gráfica 9

PIB de IndiaTasa de crecimiento promedio anual

6.8%

8.7%

7.0%6.4%

1995-2006 2007 2008 2009-2020

IndiaFuente: PIRA, Scenario Planning: Annual Guidebook, February 2008.



IV.7 Europa del Este Europa del Este creció 5.8% en 2007. Sin embargo, se estima que en 2008 su crecimiento se reduzca como consecuencia de la desaceleración esperada en Europa Occidental. No obstante que la integración a la Unión Europea permitirá a varios países de Europa del Este mantener sus elevadas tasas de crecimiento de productividad durante varios años, debido a que comparte con Europa Occidental el problema demográfico, se espera que su crecimiento este limitado a niveles inferiores al 4.0%, en promedio. IV.8 Países de la ex - Unión Soviética Los altos precios de los energéticos han contribuido a un rápido crecimiento de corto plazo en los países de la ex – Unión Soviética. Rusia, por ejemplo, se ha convertido en uno de los países con mayor crecimiento en el mundo, a un ritmo de 8.1% en 2007. Si los recursos recibidos se canalizan para mejorar la competitividad de la producción de bienes intensivos en energía, los países de la ex – Unión Soviética probablemente mantendrán tasas de crecimiento económico mayores al 5% anual en el largo plazo. PIRA prevé un crecimiento promedio de 4.5% para la economía rusa en el largo plazo (gráfica 10).

Gráfica 10

PIB de RusiaTasa de crecimiento promedio anual

4.0%

8.1%

6.7%

4.5%

1995-2006 2007 2008 2009-2020

RusiaFuente: PIRA, Scenario Planning: Annual Guidebook, February 2008.



V. Especulación en los mercados Los mercados de energía responden rápidamente a factores políticos, sociales, climáticos, económicos y otros de muy diversos tipos que puedan ser vistos por el mercado como riesgos al balance de la oferta mundial de crudo y petrolíferos. Lo anterior da como resultado un alto nivel de volatilidad en los precios, dada la especulación de los participantes naturales de los mercados de energía, así como de capitales de fondos de inversión que rápidamente entran y salen de los distintos mercados en busca de mayores rendimientos. Durante el año 2007 y lo que va del 2008, la volatilidad en los precios de crudos y petrolíferos en los mercados de futuros del NYMEX ha ido en aumento, caracterizado por una clara tendencia al alza que ha llevado a los precios a establecer nuevos máximos históricos. En la gráfica 11 puede observase como en el primer día de cotizaciones del 2007 el promedio de los primeros 12 contratos era de 62 US$/b y para el último día de ese año alcanzó un promedio de 93 US$/b. Sin embargo, esta situación continúa prevaleciendo en el 2008, al punto que para el 14 de mayo de este año el promedio se elevó hasta los 123 US$/b. Mucho se especula sobre el nivel de precios que el crudo podrá alcanzar durante lo que resta del 2008 y en los próximos años, y si bien ninguna agencia de energía y consultor había previsto estos niveles, o al menos no les había dado una alta probabilidad de ocurrencia, ahora se especula que los precios podrían fácilmente alcanzar los 150 y hasta los 200 US$/b durante este año. Durante la mayor parte del 2007 la Agencia Internacional de Energía instó a la OPEP a incrementar sus cuotas de producción a fin de frenar la escalada de precios que se venía observando y si bien la OPEP decidió hacer un pequeño incremento en noviembre de ese año, dejó muy claro que sus análisis indicaban que los altos precios no eran producto de falta de crudo en el mercado, sino de la especulación de los mercados y la crisis económica de Estados Unidos, por lo que la OPEP no inundaría el mercado con crudo para jugar con el nivel de precios, pues este no es el objetivo de la organización. Así, no eran realmente los fundamentales del mercado lo que estaba impulsando al alza los precios del crudo, al menos no la razón más importante, sino por la especulación en el mercado por la influencia de distintos factores exógenos. Al observar la gráfica 11, puede verse que el mismo mercado reconoció que no se esperaba una falta de crudo en el futuro cercano, tal

y como lo presentaba la curva del 3 de enero de 2007 y su estructura de precios en contango, sino que sería en el mes inmediato en que se verían reflejados los factores en el mercado y por tanto un cambio a una estructura en backwardation.

Gráfica 11

Curva forward del WTI en el NYMEX

40

60

80

100

120

140

M1 M2 M3 M4 M5 M6 M7 M8 M9 M10 M11 M12

Contrato

US$

/b

Ene 3, 2007 Dic 31, 2007 Mayo 14, 2008 Pero si mes a mes no había escasez de crudo, entonces cuales han sido los factores que encarecen el barril hoy respecto al de mañana. La pregunta tiene muchas respuestas, dado que fueron muchos los factores que han influenciado en el alza de precios. Después de haber salido de un invierno relativamente cálido, se inició la temporada de mantenimiento a las refinerías en Estados Unidos y otras partes del mundo con niveles altos de inventarios de crudos, gasolinas y destilados. Sin embargo, la temporada de mantenimientos en Estados Unidos se caracterizó por un elevado número de paros no programados, accidentes y retrasos en la puesta en marcha de refinerías, por lo que el mercado se puso nervioso en la medida en que los inventarios de gasolinas disminuían, incluso antes del arranque “oficial” de la temporada de manejo (gráfica 12), con lo que el alza en los precios de gasolina tuvo un efecto significativo en el precios de todos los demás contratos en el mercado de futuros.

Gráfica 12

Inventarios de GasolinasTotal EUA (MMb)

180

190

200

210

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230

240

04/01/2008 23/02/2008 13/04/2008 02/06/2008 22/07/2008 10/09/2008 30/10/2008 19/12/2008

2007 2008 Prom 03-07



Durante la primera mitad del año el crudo se mantuvo presionado a la baja por los altos niveles de inventarios de crudo en Cushing, Oklahoma, punto de entrega del WTI (gráfica 13). Sin embargo, distintos factores geopolíticos en el mundo contribuyeron al alza en el precio.

Gráfica 13

Inventarios de CrudoCushing (MMb)

10

15

20

25

30

04/01/2008 23/02/2008 13/04/2008 02/06/2008 22/07/2008 10/09/2008 30/10/2008 19/12/2008

2007 2008 Prom 03-07 En Nigeria el MEND4 atacó a lo largo del 2007 y en lo que va de 2008 instalaciones de diversas compañías petroleras internacionales, disminuyendo sustancialmente el nivel de producción de ese país. A mayo de 2008, se calcula que al menos 600 Mbd de crudo siguen fuera de producción, de aproximadamente un potencial de 2 MMbd de ese país. No se ve cercano el fin a la violencia en Nigeria, pues aunque ha habido algunas treguas para el inicio de negociaciones, éstas no han tenido los frutos esperados. Es de esperarse que el MEND continúe sus ataques y secuestros, aunque con mayor frecuencia y violencia, dada las recientes prácticas militares de buques de guerra de Estados Unidos con la marina nigeriana y los altos precios del petróleo, constituyen un incentivo muy fuerte del MEND para lograr un estado autónomo en el delta del Níger. También el Medio Oriente es una fuente importante de tensión en el mercado. Irán, Irak y la continua tensión entre Israel y los países árabes vecinos provocan gran preocupación en el mercado, al ser esta zona fuente de alrededor del 40% del total de la oferta de crudo a nivel mundial. Tal vez sea Irán el país en el que se concentran la mayor parte de las miradas, pues reiteradamente su presidente anuncia el próximo fin del estado judío y su negativa a permitir la visita de enviados de la Agencia

4 MEND: Movement for the Emancipation of the Niger Delta

Internacional de Energía Atómica a sus instalaciones nucleares. Irán ha enriquecido uranio durante los últimos años alegando su uso en una planta nuclear para la generación de energía eléctrica, pero los países occidentales miembros del Tratado para la No Proliferación de Armas Nucleares, específicamente Estados Unidos, Francia e Inglaterra, han acusado a Irán de utilizar su planta nuclear como pantalla para enriquecer uranio para ojivas nucleares, además de esta buscando activamente la compra de detonadores y otras tecnologías para armamento nuclear en países que formaron parte de la Unión Soviética. Irán ha enfrentado abiertamente a Francia y Estados Unidos. Diversos eventos en el Estrecho de Ormuz entre fuerzas navales iraníes y la flota norteamericana apostada en la zona, contribuyeron a temer que pudiera interrumpirse el flujo de crudo desde el Medio Oriente. Irán también ha acusado a estos tres países de mantener una doble moral, pues por un lado evitan que países en desarrollo cuente con energía nuclear, al mismo tiempo que apoyan a Israel a desarrollar un arsenal nuclear. Este año es especialmente importante, ya que se cumplen 60 años del establecimiento del Estado de Israel, por lo que podría esperarse que la tensión pueda incrementarse. Venezuela, en específico Hugo Chávez, también fue un factor clave en el alza de los precios, pues tras nacionalizar la industria petrolera, en especial los proyectos que extraen crudo de la rica cuenca del Orinoco, entró en una serie de litigios con ExxonMobil por el pago de los bienes nacionalizados. Hugo Chávez anunció que no enviaría más crudo a Estados Unidos y aunque esto en realidad no se materializó, fue suficiente para incrementar el nerviosismo del mercado. Además debe recordarse que Venezuela protagonizó otro incidente cuando Hugo Chávez envió tropas a su frontera con Colombia, después del ataque de ésta a un campamento de las FARC en territorio ecuatoriano. Tampoco este incidente pasó a mayores, pero involucraba a dos importantes productores de crudo de la región. Hugo Chávez, junto con el presidente de Irán, Mahmoud Ahmadinejad, han sido grandes promotores por altos precios dentro del seno de la OPEP, por lo que es de esperarse que en las próximas reuniones sean los principales oponentes a un incremento de las cuotas de producción. El clima es otro factor muy importante, pues durante el 2007 los pronósticos de una temporada de huracanes más intensa de lo normal y un invierno mucho más frío que el promedio histórico, contribuyeron a fortalecer las cotizaciones de crudos y productos.



La NOAA5 y la Universidad Estatal de Colorado pronosticaron para 2007 una temporada de huracanes mucho más intensa que el promedio histórico de largo plazo, pues incluía 15 tormentas tropicales y hasta 4 huracanes de categoría 3 o superior con posibilidad de tocar tierra. Conforme transcurrió la temporada de 2007, los pronósticos se fueron recorriendo cada vez más hacia el final, pues los huracanes no se manifestaban y si bien hubo un par de tormentas en el Golfo de México y un huracán que rápidamente se degrado a tormenta tropical al tocar tierra en Texas, los pronósticos quedaron muy lejos de la realidad. Sin embargo, el efecto que causaron en el mercado fue muy alto, pues todavía estaba vivo en la memoria el desastre ocasionado a la infraestructura petrolera en el Golfo de México por los huracanes Rita y Katrina a finales del 2005. El precio del gas natural fue el que mas se benefició con los pronósticos y desde el verano de 2007 se ha venido incrementado, después impulsado por los pronósticos de un invierno más frío de lo normal. Recientemente la Universidad Estatal de Colorado publicó su pronóstico para la temporada de huracanes de 2008 en el Atlántico. Nuevamente pronostica una temporada mucho más intensa que el promedio histórico de largo plazo (1950-2000) e incluye: 15 tormentas tropicales, 4 huracanes entre categoría 3 y 5, además de una probabilidad de 135% de que al menos un huracán toque tierra en Estados Unidos. Tal vez el evento más importante de 2007 y cuyos efectos continúan sintiéndose en el 2008 sea la crisis hipotecaria en Estados Unidos que contagió otros mercados financieros no solo en este país, sino también en Europa. En la gráfica 14 puede observase un resumen de los distintos eventos que surgieron alrededor de la crisis, así como el efecto que tuvo en los principales índices bursátiles de Estados Unidos. Como puede observase, la caída de los mercados bursátiles fue bastante importante, lo que terminó afectando el resto de la economía de Estados Unidos, que como ya se vio en una sección anterior, se encuentra en graves riesgos de caer en una recesión. Sin embargo, tal vez el efecto más importante fue el de la salida de los capitales especulativos, principalmente fondos de inversión, que buscaron puertos más seguros en otros mercados, en este caso el de energía, pues incluso los mercados de dinero empezaron a perder mucho terreno ante el debilitamiento del dólar respecto al euro. El dólar alcanzó su mínimo histórico respecto al euro el pasado 22 de abril de 2008 cuando el tipo de cambio se ubicó en 1.5988 US$/€.

5 NOAA: National Oceanic and Atmospheric Administration.

Gráfica

14

Índices Bursátiles - EUA diario

11,500

12,000

12,500

13,000

13,500

14,000

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Jon

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dust

rial A

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ge

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1,350

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1,600

Stan

dard

& P

oor's

500

DJI S&P 500

Crisis hipotecaria

Aportación de liquidéz de los Bancos Centrales

La FED anuncia un recorte de 0.5 puntos a la tasa de interés

Primeros reportes de datos económicos de EUA.

La FED baja nuevamente la tasa en 0.5 puntos

Nuevos reportes indican que la crisis es mayor a lo pensado

Renuncian los presidentes de Merryl Lynch y Citigroup

Preocupación generalizada por la situación de la economía de los EUA por la caída de los principales indicadores económicos

La FED baja nuevamente la tasa en 0.25 puntos

La FED baja nuevamente la tasa en 0.75 puntos y la Casa Blanca anuncia estímulos fiscales

En la gráfica 15 se muestra la relación que existe entre el precio del WTI en el NYMEX y la participación de los No Comerciales en el interés abierto de los contratos de futuros del crudo en ese mercado. Claramente los capitales especulativos han encontrado en los mercados de energía un lugar más seguro para llevar sus inversiones, de tal modo que su participación en las posiciones largas se incrementó de alrededor de un 13% a principios de 2007, hasta niveles de alrededor del 18% en el primer trimestre de 2008. Como puede observase de la gráfica, la relación entre las alzas y bajas en el precio del WTI se ve más claramente relacionadas con la entrada y salida de los No Comerciales en el mercado, por lo que tal vez sea este el factor más importante a seguir durante el transcurso del 2008.

Gráfica 15

Participación de los No Comerciales

0.10

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0.12

0.13

0.14

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01/07 04/07 07/07 10/07 01/08 04/08

Posi

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larg

a de

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Com

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ales

en

el In

teré

s A

bier

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120W

TI (d

pb)

WTI

(US$

/b)

% Largo en Interés Abierto WTI



VI. Oferta y demanda mundial de crudo Tanto la Agencia Internacional de Energía (AIE) como la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) se han convertido en las principales fuentes de información para la estimación de la oferta y demanda mundial de crudo de corto plazo. La AIE y la OPEP estiman que en 2008 el incremento en la demanda de crudo se concentrará en los países no miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE). Asimismo, tanto la AIE como la OPEP coinciden en que las economías de la OCDE presentarán una contracción en su demanda, como consecuencia de la desaceleración, o incluso recesión, de la economía de Estados Unidos y del efecto que la crisis hipotecaria de ese país tuvo en distintos mercados financieros alrededor del mundo. En general, se espera que sea hasta el cuarto trimestre de 2008 que pueda observarse una recuperación de las economías, y por tanto, de la demanda de crudo (gráficas 16 y 17). En lo que respecta a la oferta de crudo, ni la AIE ni la OPEP pronostican la producción de los países miembros de la OPEP. Sin embargo, es posible inferir la producción que será necesaria para balancear la demanda y la oferta considerando la producción No OPEP (gráficas 18 y 19). Como puede observarse en las gráficas 18 y 19, la producción estimada para balancear la demanda y oferta de crudo es muy similar. Las diferencias se explican debido a que la AIE considera que la producción No OPEP será mayor que la considerada en la proyección de la OPEP.

Gráfica 16

Demanda mundial de crudo - AIE

20

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40

50

60

70

2005 2006 2007 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 2008

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l MM

bd

OCDE No OCDE Total Tasa de crecimiento anual (%)

2005 2006 2007 2008OCDE 0.6 -0.8 -0.2 0.6No OCDE 3.3 3.8 3.7 3.8Total 1.7 1.1 1.4 1.9

Gráfica 17

Demanda mundial de crudo - OPEP

20

30

40

50

60

70

2005 2006 2007 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 2008

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0

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l MM

bd



Gráfica 18

Oferta mundial de crudo - AIE

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50

60

70

2004 2005 2006 2007 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 2008

Part

es M

Mbd

0

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100

Tota

les

MM

bd

OPEP No OPEP Call Total Total + CallNota: OPEP incluye a Angola y Ecuador + líquidos del gas ; No OPEP incluye ganancias de proceso y biocombustiblesFuente: Agencia Internacional de Energía

Tasa de crecimiento anual (%)2005 2006 2007 2008

OPEP 4.0 0.8 -1.1No OPEP -0.4 1.0 1.2 1.8Total 1.4 0.9 0.2

Gráfica 19

Oferta mundial de crudo - OPEP

20

30

40

50

60

70

2004 2005 2006 2007 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 2008

Part

es M

Mbd

0

20

40

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100To

tale

s M

Mbd

OPEP No OPEP Call Total Total + CallNota: OPEP incluye a Angola y Ecuador + líquidos del gas ; No OPEP incluye ganancias de procesoFuente: OPEP



Otra fuente de información, pero con una visión de mucho más largo plazo, es el Departamento de Energía de Estados Unidos, a través de la oficina de Administración de Información Energética (EIA/DOE). La EIA publica estimaciones de la producción y consumo de crudo hasta el 2030. Sin embargo, es importante considerar que la EIA ajusta sus pronósticos de acuerdo a las políticas en materia de energía del gobierno en turno, por lo que la información puede tener cierto sesgo respecto al comportamiento real del mercado. La EIA comparte la visión de que será vía las economías No OCDE que se incremente la demanda, tanto en el corto, como en el largo plazo. Esto lo atribuye a que las economías de la OCDE tendrán un crecimiento limitado, dado que son economías maduras sin mucho espacio para un crecimiento acelerado (gráfica 20). Por lo que se refiere a la oferta, la EIA no percibe que la producción No OPEP pueda crecer al mismo ritmo que la demanda, por lo que en sus pronósticos la OPEP será quien tenga que incrementar su producción para satisfacer la demanda (gráfica 21). Por su parte, el escenario de demanda total de crudo de corto plazo de Purvin & Gertz (P&G), consultor estadounidense con reconocido prestigio en la elaboración de escenarios, es mayor al de la OPEP y menor al de la AIE. A diferencia de la AIE, P&G estima un crecimiento mayor de las economías de la OCDE y un crecimiento menor de las economías No OCDE (gráfica 22 y 23). El mayor crecimiento de las economías de la OCDE estimado por P&G se debe a las altas tasas de crecimiento en la demanda de combustibles y el menor crecimiento de las economías No OCDE se atribuye a una menor demanda provocada por mayores precios de combustibles.

Gráfica 20

Consumo mundial de crudo - EIA

0

10

20

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2004 2010 2015 2020 2025 2030

Part

es M

Mbd

0

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120

140

Tota

les

MM

bd

OCDE No OCDE Total Tasa de crecimiento promedio anual (%)

2010 2015 2020 2025 2030OCDE 0.2 0.7 0.7 0.6 0.8No OCDE 3.4 2.3 2.0 1.9 1.8Total 1.6 1.4 1.3 1.2 1.3

Gráfica 21

Producción mundial de crudo - EIA

0

10

20

30

40

50

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70

80

90

2004 2010 2015 2020 2025 2030

Part

es M

Mbd

0

20

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140

Tota

les

MM

bd

OPEP No OPEP Total Tasa de crecimiento promedio anual (%)

2010 2015 2020 2025 2030OPEP 1.7 2.2 2.1 1.9 2.1No OPEP 1.3 0.9 0.6 0.7 0.6Total 1.5 1.4 1.3 1.2 1.3

Gráfica 22

Demanda mundial de crudo - P&G

20

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60

70

2005 2006 2007 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 2008

Part

es M

Mbd

0

20

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100

Tota

l MM

bd



Gráfica 23

Oferta mundial de crudo - P&G

20

30

40

50

60

70

2004 2005 2006 2007 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 2008

Part

es M

Mbd

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60

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100

Tota

les

MM

bd

OPEP No OPEP Call Total Total + CallNota: OPEP incluye a Angola y Ecuador + líquidos del gas ; No OPEP incluye ganancias de procesoFuente: Purvin & Gertz


OPEP 4.0 0.2 2.9 4.6No OPEP 0.4 0.9 -2.4 0.4Total 1.8 0.6 -0.2 2.2



En el largo plazo, P&G mantiene un crecimiento casi nulo en la demanda de las economías de la OCDE, mientras que las No OCDE sostienen los incrementos pronosticados en la demanda total; de tal suerte que en el 2025 la demanda No OCDE supere a la economías OCDE (gráfica 24). Esta visión la comparte con los pronósticos de la EIA, quien sitúa este cambio en las relaciones de demanda a partir del año 2025. Asimismo, Purvin & Gertz estima un escenario de oferta de crudo muy similar a los de la EIA. Ambas agencias estiman que serán los países miembros de la OPEP los que realicen mayores aportaciones para satisfacer la demanda futura mundial de crudo (gráfica 25). Para satisfacer la demanda esperada, la industria petrolera afronta mayores costos de exploración y desarrollo para incrementar su oferta, mientras que al mismo tiempo se enfrenta a la declinación de zonas productoras maduras. Los mayores incrementos en los costos de producción de crudo, se han observado en los rubros de gravámenes fiscales establecidos por los gobiernos locales. La tasa medias de crecimiento anual (TMCA), para el periodo de 1990 al año 2000, fue de 7%, mientras que del año 2000 al año 2006 se observó una TMCA del 25.6%. Le siguen los incrementos en costos de exploración y desarrollo, lo que ha dificultado la sustitución de las actuales reservas. Se observa una TMCA de 25.3% en el periodo 2000 - 2006 (gráfica 26 y cuadro 1). Los costos de capital se mantuvieron estables durante la década de los 90´s, sin embargo en el periodo 2000-2006 se dio un aumento del 13.7%.

Gráfica 24

Demanda mundial de crudo - Purvin & Gertz

0

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2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

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OCDE No OCDE TotalFuente: Purvin & Gertz. Global Petroleum Market Outlook. Mayo 2007. Actualización del cuarto trimestre de 2007.

Tasa de crecimiento promedio anual (%)2010 2015 2020 2025

OCDE 0.5 0.5 0.2 0.0No OCDE 3.2 2.7 1.8 1.4Total 1.7 1.5 1.0 0.7

Gráfica 25

Producción mundial de crudo - Purvin & Gertz

0

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20

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40

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70

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

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les

MM

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OPEP No OPEP TotalFuente: Purvin & Gertz. Global Petroleum Market Outlook. Mayo 2007. Actualización del cuarto trimestre de 2007.

Tasa de crecimiento promedio anual (%)2010 2015 2020 2025

OPEP 1.9 2.2 1.3 1.0No OPEP 1.4 0.9 0.7 0.4Total 1.6 1.5 1.0 0.7

Gráfica 26 Estructura de costos

(US$/b de crudo equivalente, promedio móvil de 3 años)

0

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1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006

Impuestos y derechos

Costos de capital

Costos de extracción

Exploración y desarrollo

Cuadro 1

1990-2000 2000-2006

Exploración y desarrollo 4.7 5.2 14.1 1.1% 18.0%

Costos de extracción 5.1 4.0 7.1 -2.3% 9.9%

Costos de capital 1 6.4 6.0 13.1 -0.6% 13.7%Impuestos y derechos 1.4 2.8 10.8 7.0% 25.3%

TOTAL 17.6 18.1 45.04 0.3% 16.4%

Estructura de costos (US$/b de crudo equivalente, promedio móvil de 3 años)

1990 2000 2006 Tasa de crecimiento promedio anual

Fuente: Purvin & Gertz. Global Petroleum Market Outlook. Marzo de 2008. Datos del Reporte del Sistema Financiero del Departamento de Energía de Estados Unidos. Reporte de compañías en países que se permite la propiedad privada de las reservas, se excluyen a la mayoría de los países de la OPEP. 1/_ Los costos de capital se refieren al rendimiento de capital adicional requerido por los inversionistas para recuperar el monto de las inversiones. Para su cálculo se empleó la tasa PRIME + 2 puntos porcentuales, sobre el valor presente de las reservas. El factor empleado es 1.5 o 2.0 multiplicado por los costos de E&D.



VII. Oferta y demanda mundial de gas natural La importancia del gas natural como uno de los principales combustibles que sostiene el crecimiento de la economía mundial se ha incrementando en los últimos años. Esto se debe en gran medida a que aún existen abundantes reservas que hacen posible el incremento en la producción de este energético; además, la preferencia por este combustible se debe al bajo impacto que tiene en el medio ambiente, dado su bajo nivel de emisión de contaminantes. En el año de 2004 se observó un nivel de producción a nivel mundial de 99 Trillion cubic feet (Tcf). Los países miembros de la OCDE presentaron el mayor nivel de producción, con 40 Tcf (gráfica 27). Norteamérica tiene la participación más alta en la producción mundial de gas natural con el 29%. En el año de 2004 esta región registró un nivel de producción de 27.0 Tcf, siendo Estados Unidos el país con mayor producción, la cual fue de 23 Tcf. En relación al consumo, los países de la OCDE también ocupan el primer lugar, principalmente para el sector industrial (gráfica 28). Se espera que la tasa de crecimiento promedio anual en el consumo de gas natural a nivel mundial sea de 2.4% para el periodo 2004 – 2010, al pasar de 100.0 Tcf en 2004 a 115.1 Tcf en 2010 (gráfica 27). De las proyecciones realizadas por la EIA, son los países en vías de desarrollo quienes registrarán las mayores tasas de crecimiento en el consumo de gas natural en los próximos años. Se estima una tasa de crecimiento promedio anual de 2004-2010 en Centro y Sudamérica de 3.0%. Asimismo, Norteamérica continuará con la mayor participación tanto en la demanda (30.3%) como en la producción (28.1%) a nivel mundial (gráfica 29). Se estima que el uso del gas natural como combustible se desarrollará de manera importante en nuevas áreas de consumo, fundamentalmente en los países en vías de desarrollo, cuyos mercados de gas natural, a diferencia de los mercados de los países industrializados, no son tan profundos y desarrollados, por lo que las expectativas en torno al crecimiento del uso de este energético son bastantes sólidas. En el caso de los países industrializados, cuyos mercados de gas natural son bastante desarrollados, el crecimiento de su consumo será acorde a los crecimientos proyectados de la economía y de la población, por lo que las tasas de crecimiento en la demanda serán moderadas.

Gráfica 27

Producción mundial de gas natural

0

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2004 2010 2015 2020 2025 2030

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OCDE Rusia Medio Oriente Otros No-OCDE Total

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, International Energy Outlook, May 2007 2010 2015 2020 2025 2030

OCDE 0.8 0.0 0.9 0.0 0.5Rusia 2.8 2.2 1.3 1.9 1.7Medio Oriente 5.8 2.7 2.4 2.1 2.8Otros No-OCDE 4.4 3.7 2.7 2.0 2.2Total 2.8 2.0 1.8 1.4 1.7

Gráfica 28

Consumo mundial de gas natural por sector

0

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2004 2010 2015 2020 2025 2030

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Tota

les

Tcf

Industrial Generación eléctrica Otro Total

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, International Energy Outlook, May 2007 Tasa de crecimiento promedio anual (%)

2010 2015 2020 2025 2030Industrial 1.8 2.2 2.0 2.5 1.6G. eléctrica 3.9 4.7 2.9 2.1 1.6Otro 1.3 1.6 1.4 1.3 0.6Total 2.4 2.8 2.2 2.1 1.4

Gráfica 29

Consumo mundial de gas natural por región

0

10

20

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50

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2004 2010 2015 2020 2025 2030

Part

es T

cf

OCDE No-OCDE Europa y Euroasia Otros No-OCDE

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, International Energy Outlook, May 2007



Los factores mencionados anteriormente motivan que las proyecciones del consumo de gas natural en los próximos años, sean las que presenten las mayores tasas de crecimiento dentro del grupo de energéticos a nivel mundial. Sin embargo, el principal obstáculo que enfrenta la expansión en el consumo y por tanto en la producción de gas natural, es el alto costo que implica el transporte del combustible de las áreas productoras a las regiones industriales que lo consumen.

Gráfica 30

Consumo mundial de gas natural por regiones

0

10

20

30

40

2004 2010 2015 2020 2025 2030

Part

es T

cf

Norteamérica OCDE Europa Rusia No-OCDE Asia

Medio Oriente Africa Centro y Sudamérica

Fuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, International Energy Outlook, May 2007 Tasa de crecimiento promedio anual (%)

2010 2015 2020 2025 2030OCDE 1.8 2.0 2.5 1.6 1.2No-OCDE 3.9 2.9 2.1 1.6 1.8Otros No-OCDE 1.3 1.4 1.3 0.6 1.2

Gráfica 31

Importaciones netas de gas natural licuado de EUA

-1

0

1

2

3

4

5

1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018 2022 2026 2030

Tcf

Gas natural licuado Canadá MéxicoFuente: Departamento de Energía de los Estados Unidos, International Energy Outlook, May 2007

Gráfica 32

Oferta de GNL por región a EUA

0

1

2

3

4

5

2004 2007 2010 2015 2020 2025 2030

Part

es T

cf

0

2

4

6

8

Tota

les

Tcf

Sudamérica África Medio Oriente

Ex Unión Soviética Asia Pacífico Total

Fuente: North American Natural Gas. Purvin & Gertz. Agosto 2007.

Gráfica 33

Consumo de gas natural en EUA

0

2

4

6

8

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Part

esTc

f

5

10

15

20

25

Tota

les

Tcf

Industrial Generación Eléctrica Residencial Comercial Total

Fuente: Energy Information Administration. Febrero, 2008. Tasa de crecimiento anual (%)

2005 2006 2007 2008 2009Industrial -8.7 -1.5 2.1 0.1 0.7Generación Eléctrica 7.7 6.0 10.4 -0.2 2.9Residencial -0.6 -9.5 8.1 2.9 -0.7Comercial -3.9 -5.5 6.0 1.9 -0.5Total -1.4 -1.6 6.5 1.0 0.8

Gráfica 34

Producción de gas natural en EUA

0

5

10

15

20

25

2004 2005 2006 2007 2008 2009

Part

es T

cf

5

10

15

20

25To

ta T

cf

Producción (Gas seco) Importaciones Producción GNLImportaciones GNL Oferta total

Fuente: Energy Information Administration. Febrero, 2008.



VIII. Oferta y demanda mundial de petrolíferos El consumo mundial de los productos petrolíferos depende de las variaciones de los precios del petróleo y de la actividad económica mundial. Debido a que se espera un ligero decremento en la economía de Estados Unidos durante 2008, P&G estima una menor demanda de petróleo y distintos efectos en los productos petrolíferos para el resto de 2008 (gráfica 35). En el caso de la gasolina se pronostica un ligero incremento en la demanda del 0.2% en 2008 con respecto a 2007, siendo el segundo trimestre el que contribuirá con el mayor aumento (3.6%), como resultado del “driving season”. Es importante señalar que las ventas de automóviles en febrero de 2008 con respecto al mismo periodo del año anterior bajaron un 6.4% y los de camiones ligeros un 12%. En 2007 no se registró variación en la oferta de las gasolinas en la Unión Americana con respecto al 2006. Se espera que para el 2008 se de un incremento del 0.3%. Esta variación se estima como resultado del alto nivel de almacenamiento que ha observado a partir del primer trimestre de 2008, por arriba del promedio de los últimos cinco años (gráfica 36). Este incremento es resultado de la especulación en torno a la oferta de gasolinas mezcladas con etanol. Para el año 2008 se espera un descenso en la demanda de la turbosina en EUA de 0.8% con respecto a 2007, este hecho se deberá principalmente a que la Air Transport Association en EUA, reportó para el mes de enero de 2008 una menor capacidad de vuelos (79%), que se mide con el factor ASMs (Available Seat Miles), lo que significa un descenso del 1% con respecto al año anterior. Este hecho se debió a la menor actividad económica y al aumento en los precios de la turbosina. Por otro lado se espera que la producción de turbosina aumente un 2.3% en relación a 2007, debido principalmente al mayor requerimiento de destilados en Europa. Se pronostica que para 2008 la demanda de destilados disminuya 0.4% con respecto a 2007, como resultado de la menor actividad económica en EUA. En relación a la oferta, el nivel de inventarios se encuentra 5.5 MMb por debajo del año pasado y 4 MMb por arriba del promedio de los últimos cinco años, lo que indica una oferta con crecimiento sostenido para el próximo año, considerando el aumento en las corridas de

refinación y el requerimiento de combustibles con menor nivel de azufre.

Gráfica 35

Producción de petrolíferos en EUA

0

2

4

6

8

10

2004 2005 2006 2007 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 2008

MM

bd

Gasolina Destilados Turbosina Combustóleo

Fuente: Purvin & Gertz, Crude Oil & Refining Outlook, Western Hemisphere Edition, March 2008 Tasa de crecimiento anual (%)

2005 2006 2007 2008Gasolina 0.8 1.1 0.0 0.3Destilados 3.7 2.2 2.2 1.7Turbosina -0.1 -4.2 -2.2 2.3Combustóleo -4.3 1.2 5.4 0.1

Gráfica 36

Demanda de petrolíferos en EUA

0

2

4

6

8

10

2004 2005 2006 2007 1Q08 2Q08 3Q08 4Q08 2008

MM

bd

Gasolina Turbosina Destilados Combustóleo

Fuente: Purvin & Gertz, Crude Oil & Refining Outlook, Western Hemisphere Edition, March 2008


Gasolina 0.6 0.8 0.6 0.2Destilados 1.5 1.3 1.1 -0.4Turbosina 3.0 -3.3 -0.1 -0.8Combustóleo 6.4 -26.0 7.5 -4.3



La demanda de productos petrolíferos a nivel mundial durante los últimos años ha experimentado un crecimiento sostenido, para el periodo 2004-2007 la demanda creció a una tasa promedio anual de 1.6% (gráfica 37). El 29.1% de la demanda mundial de petrolíferos durante 2007 fue absorbida por Asia y por Estados Unidos con una participación del 25.8%. El dinamismo económico mostrado en China y Estados Unidos durante 2007 permitió que la demanda mundial de petrolíferos registrara uno de los mayores crecimientos en los últimos años. En el largo plazo, el dinamismo que registren las economías de las regiones de Estados Unidos y Asia, soportará, en buena medida, las proyecciones del incremento en el consumo mundial de productos petrolíferos, debido principalmente a que las refinerías tienden a estar localizadas cerca de los principales centros de demanda. Para el periodo 2004 – 2010 se estima para la demanda mundial de productos petrolíferos una tasa de crecimiento promedio anual de 1.8%, al pasar de 73.8 MMbd en 2004 a 82.0 MMbd. Para el año de 2015 se espera una demanda de 89.1 MMbd, lo que significa una tasa de crecimiento promedio anual de 1.7% con respecto a 2010 (gráfica 37). Estados Unidos, Asia y Europa son las regiones que han registrado un consumo mayor a 2.0 MMbd de gasolina en los últimos años, siendo Estados Unidos el país con mayor demanda a nivel mundial, en el año de 2004 este país tuvo una participación de 43.2%. Después de la Unión Americana, Asia presentó un alto nivel en la tasa de crecimiento promedio de consumo de gasolinas (3.5%), al pasar de 2.9 MMbd en 1995 a 3.9 MMbd en 2004. Estados Unidos mantendrá el primer lugar en el consumo de gasolina, con una participación esperada del 55% del total mundial para el año 2015 (gráfica 38). En el año de 2004 Asia y Europa fueron las regiones con mayor consumo de Diesel a nivel mundial, con el 29.2 y 27.3% respectivamente (gráfica 39). Sin embargo, el gasóleo (utilizado principalmente para calefacción) presentó menores tasas de crecimiento en su demanda, como resultado de una mayor demanda por gas natural. Las regulaciones ambientales de Estados Unidos y Europa buscan reducir el actual nivel de azufre en el

diesel, que es de 50 ppm; Estados Unidos estima llegar a los 15 ppm y Europa a los 10 ppm.

Gráfica 37

Demanda mundial de Petrolíferos

0

10

20

30

40

2004 2010 2015 2020 2025

Part

es M

Mbd

-

30

60

90

120

Tota

les

MM

bd

Africa Asia (1) CanadáEuropa Antigua Unión Soviética LatinoaméricaMedio Oriente Estados Unidos Total Mundial

(1) Incluye China, Japón y Oceanía.Fuente: Purvin & Gertz. Global Petroleum Market Outlook: Petroleum Balances. Mayo 2007.

Gráfica 38

Demanda mundial de Gasolina

0

2

4

6

8

10

2004 2010 2015 2020 2025

Part

es M

Mbd

-

5

10

15

20

25

30

Tota

les

MM

bd

Africa Asia (1) Canadá

Europa Antigua Unión Soviética Latinoamérica

Medio Oriente Estados Unidos Total Mundial(1) Incluye China, Japón y Oceanía.Fuente: Purvin & Gertz. Global Petroleum Market Outlook: Petroleum Balances. Mayo 2007.

Gráfica 39

Demanda mundial de Gasoil/Diesel

0

2

4

6

8

10

12

14

2004 2010 2015 2020 2025

Part

es M

Mbd

-

5

10

15

20

25

30

35

40

Tota

les

MM

bd





Estados Unidos es el mayor consumidor en el mundo de turbosina, representa el 47% de la demanda mundial, seguido de Europa con el 31%. Para el periodo 2004-2010 se estima una tasa de crecimiento promedio anual en Estados Unidos de 0.7% y para el periodo 2010-2015 se estima una recuperación en la demanda de 1.3%, al pasar de 1.6 MMbd en 2004 a 1.8 MMbd en 2015 (gráfica 40). En el periodo de 1995 a 2004 la demanda de combustóleo presentó una tasa de crecimiento promedio anual negativa de 1.3%, al pasar de 9.7 a 8.0 MMbd, debido principalmente a la sustitución de este combustible por gas natural, por restricciones ambientales (gráfica 41). La región de mayor consumo de este combustible es Asia, con el 31% del total mundial; en el año 2004 se reportó una demanda de 2.7 MMbd en esta región. En el largo plazo (2004 – 2015) no se espera un aumento en la demanda de este producto.

Cuadro 2 Demanda mundial de petrolíferosTasa de crecimiento promedio anual (%)

2010 2015 2020 2025Gasolina 1.3 1.2 1.1 0.9Gasoleo/Diesel 2.6 2.4 2.2 2.2Turbosina 2.3 2.0 1.7 1.6Combustóleo -1.4 -0.3 -0.1 0.0Total 1.8 1.7 1.6 1.5

Gráfica 40

Demanda mundial de Turbosina

-

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

2004 2010 2015 2020 2025

Part

es M

Mbd

-

2

4

6

8

Tota

les

MM

bd



Gráfica 41

Demanda mundial de Combustóleo

-

1

2

3

2004 2010 2015 2020 2025

Part

es M

Mbd

-

2

4

6

8

Tota

les

MM

bd

Africa Asia (1) Canadá

Europa Antigua Unión Soviética Latinoamérica

Medio Oriente Estados Unidos Total Mundial(1) Incluye China, Japón y Oceanía.Fuente: Purvin & Gertz. Global Petroleum Market Outlook: Petroleum Balances. Mayo 2007.



IX. Escenario de precios Como se puede observar en la gráfica 42, el nivel de precios del WTI se ha modificado a través del tiempo como consecuencia de distintos factores económicos, políticos y sociales. A partir del año 2000 el mercado ha sido afectado por distintos factores, que han contribuido a una clara escalada de precios, con una tendencia al alza a partir del 2002. Al evaluar la distribución de frecuencias de los precios en los períodos a distintos niveles, en los últimos años, es clara la mayor proporción de precios por arriba de los 50 US/b, y en los dos últimos años los precios entre 60 y 80 US$/b constituyen el 78% (gráfica 43). Durante el 2007 el precio promedio del WTI fue de 72.2 US$/b (73.8 US$/2008/b). Los factores que impulsaron este precio fueron principalmente, la incertidumbre por la reducción del suministro de crudo como resultado de la inestabilidad socio política en Nigeria, Irak y Venezuela, recortes en la producción de la Costa Norte del Golfo de México, el incremento en la demanda mundial de crudo y sobre todo la volatilidad de los precios NYMEX. El pronóstico de precios del crudo WTI para el periodo 2008-2017 de PEMEX fue construido por PIRA tomando como base su escenario de referencia con un crecimiento económico más moderado. Este menor crecimiento económico se tradujo en una menor demanda mundial de crudo y un menor requerimiento de la oferta. La oferta de los países de la No-OPEP en el escenario de PEMEX resultó en 900 Mbd al escenario de referencia de PIRA (cuadro 3). Otros consultores son aún más conservadores, Purvin & Gertz y Deutsche Bank prevén crecimientos económicos de 3.4 y 3.2 % anual, respectivamente (gráfica 44). Como consecuencia de lo anterior, los precios pronosticados en el escenario de PEMEX son menores a los del escenario de referencia de PIRA. Asimismo, los escenarios de precios del crudo WTI de los diversos consultores (gráfica 45 y cuadro 4) muestran una tendencia similar para los próximos años: un descenso en el mediano plazo y a finales de la presente década un crecimiento de los mismos. El escenario de precios de PEMEX ubica al crudo WTI en un nivel un poco mayor al escenario de Purvin & Gertz, consistente con los costos de exploración, desarrollo y extracción que en el largo plazo habrán de afrontar los inversionistas.

Gráfica 42

Precios mensuales promedio (US$/b)

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

Precios corrientes Promedio móvil 12 meses

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

Precios corrientes Promedio móvil 12 meses

Crisis Asiática

Recortes OPEP

Crisis en Venezuela e Invasión

a Irak

Guerra del Golfo

Violencia en Nigeria y

tensión en el Medio Oriente

OPEP

Katrina

Gráfica 43 Distribución de frecuencias del precio del WTI

21%

21%

13%

11%

16%

17%

25%

20%

20%

31%

48%

9% 14%30%

1%

3%1%1%

2002-2007 2004-2007 2006-2007

10-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 80-90

Rangos de precios en US$/b

21%

21%

13%

11%

16%

17%

25%

20%

20%

31%

48%

9% 14%30%

1%

3%1%1%

2002-2007 2004-2007 2006-2007

10-20 20-30 30-40 40-50 50-60 60-70 70-80 80-90

Rangos de precios en US$/b

Cuadro 3

1.41.5Crecimiento mundial de la oferta (%)

1.31.5Crecimiento mundial de la demanda (%)

3.74.2Crecimiento económico mundial (%)

PEMEXPIRAEscenario

1.41.5Crecimiento mundial de la oferta (%)

1.31.5Crecimiento mundial de la demanda (%)

3.74.2Crecimiento económico mundial (%)

PEMEXPIRAEscenario

Gráfica 44

Crecimiento económico mundial(%) (PPP)

3.0

3.2

3.4

3.6

3.8

4.0

4.2

4.4

4.6

4.8

5.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

P I R A Oct-07 Purvin & Gertz EIA, EIO

Deutsche Bank Escenario Pemex Oct-07



Para determinar el precio de los crudos mexicanos de exportación se realiza un análisis del valor del diferencial del precio de un crudo de referencia, en este caso el WTI, y el precio de los crudos pesados, como los mexicanos. El diferencial de precios entre crudos ligeros y pesados está en función de varios factores como el balance mundial de oferta y demanda de crudos ligeros y pesados, la demanda de productos, la capacidad de utilización de las refinerías y la capacidad de conversión de las refinerías en esquemas complejos. En el corto plazo (2008 – 2009) se espera que los diferenciales se mantengan amplios debido a la mayor oferta al mercado Norteamericano de crudos pesados provenientes de Canadá, el aumento en la tasa de utilización de la capacidad de Refinación y del tiempo en que entren en operación las nuevas capacidades de conversión (gráfica 46 y cuadro 5). A finales del año 2007 el diferencial WTI – Maya llegó a los 12.06 US$2008/b mientras que el promedio histórico del periodo 2003-2007 fue de 13.23 US$2008/b. Lo anterior como resultado de un menor excedente de productos residuales en el mercado por la incorporación de crudos ligeros del Oeste de África, así como de regiones como Arzebaiyan, y por último, la mayor capacidad de conversión disponible. Los pronósticos de los precios de los productos petrolíferos resultan de un modelo de equilibrio, en el que se consideran los precios de la refinería marginal en la Costa Norte del Golfo de México (CNGM), es decir que estos productores marginales enfrentan los mayores costos de producción en la CNGM. Asimismo, los pronósticos de precios de los productos petrolíferos se relacionan con el precio del petróleo crudo y con el margen de refinación. Durante principios de los noventas y del 2000 se presenta la mayor entrada de capacidad de conversión en Estados Unidos, lo cual, aunado con la oferta de residuales existente en el mercado han afectado el diferencial de los productos ligeros-pesados (gráfica 47). Los precios de la gasolina y el diesel se han despegado de forma importante del precio del combustóleo, lo cual ha contribuido al incremento del diferencial. Incluso, los precios de los productos ligeros han presentado incrementos mayores a los del crudo WTI. El precio del combustóleo refleja la presión de las normas ambientales y por ende la sustitución por gas natural, especialmente en el sector eléctrico.

Gráfica 45 WTI: Precios históricos y pronóstico de precios

(US$2008/b)

15

25

35

45

55

65

75

85

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2009 2011 2013 2015 2017

P I R A (Referencia) Nov-07 Purvin & Gertz Sep-07 Deutsche Bank Nov-07EIA (REFERENCIA) 19-Dic-07 NYMEX Prom. Ago 07 Escenario Pemex Oct-07Histórico

Cuadro 4 WTI: Pronóstico de precios

US$2008/b

Fuente Fecha de WTI Mezcla WTI MezclaPronóstico

Purvin & Gertz Sep-07 87.0 76.0 59.2 50.8

P I R A (Referencia) Nov-07 79.6 68.7 72.0 63.6

EIA (REFERENCIA) Dic-07 75.0 64.1 67.8 59.4

Escenario Pemex Oct-07 59.8 49.0 56.2 47.8

Deutsche Bank Nov-07 80.0 69.1 64.7 55.9

JPMorgan Nov-07 68.3 57.3

Goldman Sachs Nov-07 90.8 79.8

2008

US$2008/b US$2008/b

2008-2017

Gráfica 46 Escenario Medio

Diferenciales de precios de crudos de exportación vs. WTI, 2008-2017(US$2008/b)

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

WTI - WTS WTI - Mezcla WTI - Istmo WTI - Maya WTI - Olmeca WTI - Altamira



Dado el comportamiento histórico del diferencial ligero-pesado, las refinerías con más alta conversión son las que principalmente se han visto beneficiadas. Si bien el margen en configuración FCC se ha alejado de la línea marginal, especialmente a partir del 2005, y ha sido sustituido por la configuración HSK, dado el patrón de consumo de los Estados Unidos, la configuración FCC continuará siendo la marginal en la CNGM (gráfica 48). Aún en invierno, los precios de los destilados han contribuido a mantener los márgenes de las refinerías FCC muy por arriba de la línea marginal, especialmente a partir del 2005. Incluso las refinerías con configuración FCC, sin la capacidad de destrucción de residuales como en un Coker, se han visto beneficiadas por un diferencial ligero-pesado más amplio (gráfica 50) Durante los últimos cuatro años, la industria ha gozado de márgenes superiores al promedio histórico. En especial, durante el 2007 se alcanzaron los mayores márgenes registrados para esta industria (gráfica 48). Sin embargo se espera que para el 2008 y 2009 éstos disminuyan Los márgenes brutos de refinación en la CNGM han ido cayendo desde mediados de 2007, esto responde a un comportamiento estacional, por lo que es de esperarse que vuelvan a incrementarse al inicio de la próxima temporada de manejo en los Estados Unidos (gráfica 51).

Cuadro 5 Pronóstico de precios de crudos de exportación vs. WTI

US$ 2008/b 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Prom.

V_12_490POA 2008 2008-2017

WTI 59.8 53.2 53.2 54.3 54.3 54.3 56.5 56.5 58.6 60.8 56.2

Mezcla 49.0 42.4 43.4 45.2 46.1 46.6 49.2 49.6 52.2 54.2 47.8Istmo 51.5 47.7 48.2 49.6 49.7 49.8 51.9 51.9 54.1 56.2 51.1Maya 48.3 39.5 40.8 42.4 42.9 43.0 45.2 45.2 47.4 49.5 44.4Olmeca 54.3 51.1 51.1 52.2 52.2 52.2 54.3 54.3 56.4 58.6 53.7Altamira 43.3 35.5 36.8 38.4 38.9 39.0 41.2 41.2 43.8 46.0 40.4

Gráfica 47

(US$/b)

Gráfica 48

CNGM US$/b

Gráfica 49 US$/b



El nivel de precios del Gas Natural se ha modificado a través del tiempo como consecuencia de distintos factores económicos, políticos y sociales. Estas variaciones reflejan las condiciones de mercado particulares en distintos períodos. A partir del año 2000 el mercado ha sido afectado por distintos factores, que han contribuido a una clara escalada de precios (gráfica 52). Al evaluar la distribución de frecuencia de los precios de gas natural a distintos niveles, los precios en períodos recientes tienden a ubicarse por arriba de los 6 US$/MMBtu. Los dos últimos períodos presentan una frecuencia de 35 y 41%, respectivamente, para el rango de 6 a 7 US$/MMBtu (gráfica 53). El pronóstico de precios del gas natural para el periodo 2008-2017 de PEMEX fue construido por PIRA tomando como base su escenario de referencia con un crecimiento económico más moderado. Este menor crecimiento económico se tradujo en una menor demanda mundial de crudo y un menor requerimiento de la oferta. La revisión de los últimos pronósticos de distintos consultores y bancos arroja escenarios de largo plazo con diferencias de hasta 3 US$/MMBtu, en promedio. Específicamente PIRA presenta un escenario de precios crecientes con un piso superior a los 6.3 US$/MMBtu (cuadro 6 y gráfica 54).

Gráfica 50

Margen Bruto de Refinación - AnualCNGM

0

5

10

15

20

25

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

US$

/ b

Istmo FCC Maya Coker FCC Coker

Cuadro 6 US$/MMBtu

2008 2008-2017Fuente Fecha de Gas Natural Gas Natural

Pronóstico US$2008/MMBtu US$2008/MMBtu

Purvin & Gertz Sep-07 6.5 6.2

P I R A (Referencia) Nov-07 6.9 6.8

EIA (REFERENCIA) Dic-07 7.2 6.0

Escenario Pemex Oct-07 6.9 6.0

Deutsche Bank Nov-07 7.5 7.5

JPMorgan Nov-07 6.5

Goldman Sachs Nov-07 8.7

Gráfica 51

Margen Bruto de Refinación - MensualCNGM

0

5

10

15

20

25

30

35

Ene-07 Abr-07 Jul-07 Oct-07 Ene-08 Abr-08 Jul-08 Oct-08 Ene-09 Abr-09 Jul-09 Oct-09

US$

/ b

Istmo FCC Maya Coker FCC Coker

Reales a abril 2008Pronóstico a partir de mayo2008

Gráfica 52 Precios mensuales promedio (US$/MMBtu)

0

2

4

6

8

10

12

1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

dólares corrientes Promedio móvil 12 meses

Huracanes

Altos inventarios e inviernos templadosCrisis

energética de California

0

2

4

6

8

10

12

1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007

dólares corrientes Promedio móvil 12 meses

Huracanes

Altos inventarios e inviernos templadosCrisis

energética de California

Gráfica 53 Rangos de precios en dólares por MM BTU

10%

16%

7% 5%

28%

33%23%

24%

35%41%

14%21% 30%

6% 1%

1% 2%2%1%

2002-2007 2004-2007 2006-2007

1-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10

Rangos de precios en dólares por MM BTU

10%

16%

7% 5%

28%

33%23%

24%

35%41%

14%21% 30%

6% 1%

1% 2%2%1%

2002-2007 2004-2007 2006-2007

1-3 3-4 4-5 5-6 6-7 7-8 8-9 9-10

Gráfica 54



Gas natural: Precios históricos y pronóstico de precios(US$2008/MMBtu)

1.5

2.5

3.5

4.5

5.5

6.5

7.5

8.5

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016

P I R A (Referencia) Nov-07 Purvin & Gertz Ago-07 Deutsche Bank Nov-07

EIA (REFERENCIA) 19-Dic-07 Escenario Pemex Oct-07 Histórico

Para el pronóstico de largo plazo para el periodo 2008-2017 se realizaron dos ejercicios de sensibilidad, uno alto y el otro bajo, para la evaluación de los proyectos de inversión (cuadro 7).

En la elaboración del ejercicio para el WTI, se simuló una distribución normal con una media de 59.2 US$2008/b y una desviación estándar de 10.8 US$2008/b, correspondientes a los años de 2004 a 2007, por ser un periodo significativo con el actual nivel de precios. Del mismo modo, se obtuvo la media y la desviación estándar del precio de la mezcla y del gas natural (cuadro 7).

Cuadro 7

US$2008

Precios promedio 2008-2017

Escenario Gas natural (US$2008/MMbtu)

WTI Mezcla

Alto $78.0 $67.9 $9.0

Medio $56.2 $47.8 $6.0

Bajo $38.7 $34.5 $4.3

Crudos (US$ 2008/b)

Cuadro 8 US$2008

WTI Mezcla Gas natural

10.8 10.3 1.5

Desviación estándar 2004- Septiembre 2007



X. Nota explicativa de la cartera de prospectiva PEP

Respecto a la composición de la producción de aceite en el horizonte especificado (2009-2023), la producción promedio del aceite pesado disminuye hasta alcanzar una participación del 44 % respecto a la producción total, mientras que la participación del ligero alcanza el 50 % de la producción total del periodo. Por otra parte, la producción del superligero se mantiene aproximadamente constante en 6 por ciento.

La cartera de proyectos de PEMEX Exploración y Producción que sustenta la oferta de hidrocarburos para el periodo 2009-2023, es la utilizada para la negociación de los Anteproyectos de POA y Presupuesto de inversión 2009, esta cartera reconoce la última visión de los proyectos considerando su evolución en el 2007 y lo que va del 2008.

La oferta de hidrocarburos de PEP, se presenta bajo un

escenario de inversión que reconoce los incrementos en el costo de los servicios a la industria, el promedio anual de inversión del periodo 2009-2023 de la cartera es de 213 MMM$.

Los perfiles de producción consideran el posible

desarrollo de las reservas incorporadas por la actividad exploratoria. En el horizonte 2009-2023 la producción promedio de aceite será de 3,077 Mbd, alcanzándose una producción máxima de 3,174 Mbd en el año 2023. Para el gas natural la producción promedio anual en el periodo será de 6,867 MMpcd, alcanzándose el máximo en el año 2023 con una cifra de 7,433MMpcd.

En el perfil de producción de gas en el horizonte 2009-

2023, la participación promedio del gas asociado es de un 67 %, representando el gas no asociado el complemento.

PEMEX Exploración y Producción 29


Los proyectos de exploración aportan el 17 % de la producción de aceite, los de aguas profundas el 5 %, teniéndose la primera producción en el año 2014. En cuanto al gas los proyectos de exploración representan el 31 % de la producción en el horizonte mencionado, los de aguas profundas el 8 %, esto debido a la estrategia de exploración considerada. La inversión total para el horizonte es de 3,194 MMM$2008 y se compone en un 34 % de inversión para exploración y el futuro desarrollo; 44 % para explotación; 20 % para el desarrollo de aguas profundas; 2 % para contratos de obra pública financiada (Río Bravo). Los proyectos de explotación que contribuyen principalmente al volumen de producción de aceite en el periodo son:

• Aceite Terciario del Golfo • Ku-Maloob-Zaap • Cantarell • Crudo Ligero Marino • Antonio J. Bermúdez • Jujo Tecominoacán • Chuc Los proyectos de gas no asociado son: • Burgos • Cuenca de Veracruz

Los proyectos exploratorios más importantes son:

• Golfo de México Sur • Golfo de México “B” • Coatzacoalcos • Campeche Oriente • Campeche Oriente Terciario

<

PEMEX Exploración y Producción 30


1997 1999 2001 2003 2005 2007

Gasolinas

Querosinas

Diesel

Combustóleo

Total

1.4

tmca (%)97/07

36% 36% 35% 27% 24%18%

4% 4% 4%4%

4%5%

21%21% 21%

23%24% 26%

39% 39% 40% 46% 48% 52%

1,276 1,325 1,371 1,3191,412 1,462

1.4

tmca (%)97/07

1997 1999 2001 2003 2005 2007

Gasolinas

Querosinas

Diesel

Combustóleo

Total

36% 36% 35% 27% 24%18%

4% 4% 4%4%

4%5%

21%21% 21%

23%24% 26%

39% 39% 40% 46% 48% 52%

1,276 1,325 1,371 1,3191,412 1,462

127 140177

142

232

310

0

200

400

600

800

1997 1999 2001 2003 2005 200750

150

250

350

450

550

Producción

Demanda

Importaciones

Dependencia de importaciones (%)

24 25 30 23 34 41

127 140177

142

232

310

XI. Mercado de Petrolíferos 1997-2007 Durante el período de 1997 a 2007 el comportamiento de la demanda por combustibles refinados del petróleo ha estado determinado por el crecimiento de la economía, la política energética, la búsqueda de mayores eficiencias y la normatividad en materia ambiental, que han inducido un incremento en las ventas de servicios energéticos y, en particular, los consumos de gas natural tanto en el sector eléctrico como en el industrial, ocasionando el desplazamiento del combustóleo por ese energético.

Gráfica 60

Demanda nacional de combustibles líquidos, 1997-2007 Mbd

El crecimiento registrado en el consumo de los principales petrolíferos es del 1.4% promedio anual entre los años 1997 y 2007, con un cambio gradual en el perfil de los productos requeridos por los mercados. En la gráfica 1 se observa la tendencia en el periodo bajo análisis, caracterizada por una mayor participación de los productos destilados, gasolina, querosinas y diesel, en el mercado nacional. Destaca el pronunciado crecimiento relativo de la demanda por gasolinas, representando más de la mitad del total de combustibles líquidos requeridos en el país. Los rasgos del mercado de energéticos han conducido a que surja un desbalance entre el perfil de oferta y el de demanda, con consecuencias para la eficiencia en el suministro interno. La mayor demanda por destilados ha sido la causa del incremento en el nivel de importaciones de productos con alto valor, mientras que en el mercado del combustóleo a pesar de los descuentos en los precios de este producto, se tienen excedentes que han tenido que ser exportados, con altos costos de transporte y un bajo valor de mercado. Lo anterior se ha traducido a una balanza comercial con saldo negativo que crece al ritmo de la demanda, además de reflejar la volatilidad en los niveles de precios de los petrolíferos registrados en los mercados internacionales

0

200

400

600

800

1997 1999 2001 2003 2005 200750

150

250

350

450

550

Producción

Demanda

Importaciones


24 25 30 23 34 41

XI.1 Mercado de Gasolinas 1997-2007

En el periodo 1997-2007 la demanda por gasolinas creció a un ritmo de 4.3% en promedio anual.

Asimismo, desde el año 2000 las ventas de gasolinas han registrado incrementos superiores al 5% por año, destacando el crecimiento observado entre 2002 y 2007 que alcanzó una tasa de 6.1% en promedio anual. Estas cifras son superiores a lo observado a nivel mundial, en que la demanda por este combustible creció 1.6% en promedio anual entre los años 2000 y 2006. Por lo que respecta al mercado norteamericano, las tasas de crecimiento han sido inferiores al 3% por año en ese periodo, mientras que la expectativa para la presente década es de 1% anual. Asimismo, en el periodo analizado se logró la sustitución gradual de la gasolina Nova por una de mayor octanaje sin plomo en el mercado nacional, reduciendo casi en su totalidad las ventas de gasolinas de baja calidad. Sin embargo, las fuentes nacionales de suministro no han aumentado, por lo que la oferta, que ha permanecido casi constante en el período analizado, se ha complementado con importaciones, aumentando la participación de este rubro hasta alcanzar un 41% durante el año 2007 (gráfica 61). El incremento en las ventas de gasolinas ha tenido como sustento el crecimiento de la economía, una política de precios al público controlados y, en mayor medida en periodos previos, el incremento del parque vehicular derivado de la incorporación de autos usados de importación que han sido regularizados durante los años recientes, así como las facilidades de crédito en el mercado de automóviles nuevos.

Gráfica 61 Oferta-demanda de gasolinas, 1997-2007

Mbd En el periodo entre 1997 y 2007, los proyectos de modernización ejecutados en las refinerías localizadas en Cadereyta, N.L., Cd. Madero, Tamps., Salamanca, Gto. y Tula, Hgo., permitieron que se incrementara la calidad en las gasolinas producidas en el SNR. En el periodo señalado, el comportamiento en la producción interna de gasolinas respondió a la ejecución de las obras en los centros de trabajo mencionados, por lo que se observó una disminución en este rubro hasta antes del año 2003. Posteriormente, el volumen producido se incrementó, para alcanzar una tasa del 1.6% durante el periodo 1997-2007. Sin embargo, los 68 Mbd

PEMEX Refinación 31


5 22 8 -1 1744

0

200

400

600

800

1997 1999 2001 2003 2005 2007-50

50

150

250

350

450

Producción Demanda

Importacionesnetas


1 7 2 0 4 10

5 22 8 -1 1744

incrementales en el periodo, tuvieron su mayor impacto durante el año 2003 al comenzar la operación estable en las refinerías modernizadas, abatiéndose temporalmente el volumen de importaciones. No obstante, la tendencia creciente de la demanda se ha mantenido y la dependencia de gasolinas provenientes de mercados internacionales se ha incrementado proporcionalmente. XI.2 Mercado de Destilados Intermedios, 1997-2007 Las querosinas y el diesel se clasifican como destilados intermedios y su análisis tiende a realizarse en conjunto. Ambos mercados también han mostrado ser dinámicos, y las ventas internas durante el periodo han crecido a una tasa del 3.3%. En los años posteriores a 2002 las ventas han crecido a un ritmo mayor, cercano al 6% anual. No obstante, el nivel de producción interna de estos combustibles ha permitido que la proporción de importación con respecto a la demanda no sea mayor a 11% en el periodo. Al igual que en el caso de las gasolinas, la mayor producción de destilados intermedios, como consecuencia de las inversiones en las refinerías del SNR, dio origen a un mejor resultado en la balanza comercial de estos productos. Pero la tendencia de la demanda indica que desde el año 2005 el balance neto también será importador mientras no se incremente la oferta interna. Aun cuando la importación de estos combustibles no representa volúmenes relativamente altos, sí contribuyen a la necesidad de petrolíferos de origen externo, lo que conduce al deterioro de la balanza y a la mayor utilización de la infraestructura disponible en los puntos de internación en el país. El mercado de diesel está determinado por el tamaño del parque vehicular que consume este carburante, que ha presentado crecimientos importantes en años recientes. En México, la mayoría de los camiones de carga y autobuses de pasajeros consumen diesel. Sin embargo, el número de unidades es proporcionalmente menor que los automóviles que consumen gasolina, lo que se refleja en el perfil de demanda de combustibles para automotores.

Gráfica 62 Oferta-demanda de destilados intermedios, 1997-2007

Mbd

0

200

400

600

800

1997 1999 2001 2003 2005 2007-50

50

150

250

350

450

Producción Demanda

Importacionesnetas


1 7 2 0 4 10

En cuanto a las querosinas, actualmente representadas en su totalidad por la turbosina, su mercado se ha recuperado después del año 2001 en que asuntos de índole internacional repercutieron en la industria aérea. En años recientes se ha observado un incremento en la demanda del servicio y, por ende, en las operaciones de la industria con su impacto en el consumo de combustibles. No obstante, la atención del mercado se ha mantenido con producción nacional y, ocasionalmente, se reportan transacciones marginales en el comercio exterior. XI.3 Mercado de Combustóleo, 1997-2007 El combustóleo ha sido la principal fuente de energía para la generación de electricidad, durante los 10 años anteriores el consumo del sector eléctrico ha representado el 78%, en promedio, de las ventas registradas en el mercado interno. Por lo que las políticas en ese sector tienen una influencia directa en el mercado de combustóleo y en las decisiones de operación de PEMEX Refinación. Las ventas de este petrolífero han registrado un descenso del 5.5 % anual entre 1997y 2007, las que se explican por la tendencia a sustituir su uso con gas natural. En particular, en el sector eléctrico, las nuevas centrales generadoras de electricidad han sido orientadas al consumo de gas natural. El sector industrial completa los consumidores de este petrolífero, principalmente las industrias siderúrgica, minera, cementera, del vidrio, cervecera y papelera, de las que algunas han optado por modificar sus procesos, con el objetivo de emplear fuentes de energía alternas al combustóleo. Los proyectos de reconfiguración del SNR han conducido a una menor producción de combustóleo desde el año 2003. Las inversiones en la infraestructura de las refinerías se diseñaron para utilizar el precursor del combustóleo en procesos para producción de gasolinas y destilados intermedios. Los objetivos de alinear los perfiles de producción a los de demanda esperada se cumplieron, al menos en las refinerías objeto de modernizaciones.

Gráfica 63

Oferta-demanda de combustóleo, 1997-2007 Mbd

80 92 81

-126

-170

200

400

600

800

1997 1999 2001 2003 2005 2007-50

50

150

250

350

450

Producción

Demanda

Importacionesnetas

80 92 81

-126

-170

200

400

600

800

1997 1999 2001 2003 2005 2007-50

50

150

250

350

450

Producción

Demanda

Importacionesnetas


18 20 17 0 7 -6


18 20 17 0 7 -6



Sin embargo, la tendencia decreciente de la demanda por combustóleo conduciría a un balance con excedentes para exportación. Un escenario como éste se presentó durante el año 2006, evidenciando la falta de infraestructura adecuada para transportar el producto desde las refinerías lejanas a las costas, así como la inexistencia de mercados para un combustible con las características del que se produce en el país. La comercialización de tales excedentes se logró con costos mayores a los que se incurren cuando el cliente está localizado en la zona de influencia de los centros productores. El comportamiento de los mercados de combustibles líquidos se ha caracterizado por un crecimiento global y diferenciado por tipo de combustible. El cambio gradual en el perfil de la demanda, inducido a través de la normatividad ambiental, lo ha conducido la sustitución de gas natural por combustóleo. Sin embargo, aunque la modernización de las instalaciones del Sistema Nacional de Refinación se llevó a cabo en respuesta a este cambio en la composición de las ventas, el crecimiento de la demanda por gasolinas ha rebasado la capacidad de producción, y los niveles de importación representaron el 41% del consumo durante el año 2007. XII. Proceso de Crudo y Producción de Petrolíferos, 1997-2007 Durante los años que comprende el periodo de 1997 hasta 2007 las inversiones en refinación se dirigieron a la modernización de la infraestructura y a la instalación de plantas orientadas a producir combustibles con mayor calidad y de conformidad a la normatividad ambiental vigente. Los proyectos de incremento en la capacidad de proceso de crudo se han diferido por escasez de recursos, manteniendo casi constantes los niveles de producción de energéticos. La capacidad de destilación primaria se ha incrementado en 20 Mbd en el periodo señalado ya que las unidades de destilación incorporadas en las modernizaciones han venido a sustituir plantas obsoletas (gráfica 64).

Gráfica 64 Capacidad de destilación primaria y proceso de crudo, 1997-2007

Mbd

Aun cuando el nivel de proceso se ha mantenido sin variaciones importantes, el impacto de los proyectos de modernización en refinerías se ha reflejado en la composición de la producción en el SNR. Ha disminuido la producción de combustóleo, traduciéndose en volúmenes crecientes de combustibles de mayor valor de mercado (gráfica 65), aunque no hay cambios importantes en la producción total.

Gráfica 65 Producción nacional de combustibles líquidos, 1997-2007

Mbd

1997 1999 2001 2003 2005 2007

Gasolinas

Querosinas

Diesel

Combustóleo

Total

37% 36% 37% 33% 30%26%

5% 5% 5% 5% 5% 6%

24% 24% 24% 25% 27% 29%

34% 35% 34% 37% 38% 39%

1,149 1,171 1,165 1,209 1,187 1,158

1997 1999 2001 2003 2005 2007

Gasolinas

Querosinas

Diesel

Combustóleo

Total

37% 36% 37% 33% 30%26%

5% 5% 5% 5% 5% 6%

24% 24% 24% 25% 27% 29%

34% 35% 34% 37% 38% 39%

1,149 1,171 1,165 1,209 1,187 1,158

XIII. Mercado de Petrolíferos, 2008-2017 La demanda interna de petróleo crudo para proceso en las refinerías del Sistema Nacional de Refinación y la oferta esperada de productos petrolíferos se obtienen de los resultados de un modelo de programación lineal, MOSDEC , el cual incorpora la infraestructura de PEMEX Refinación: refinerías, medios de transporte y terminales de abastecimiento y distribución; así como las principales características de los mercados de energía: oferta y calidad de crudos, precios y demandas esperadas de los principales petrolíferos. Para la elaboración del pronóstico de proceso de crudo y producción de petrolíferos se han incorporado en el modelo de planeación los proyectos incluidos en la cartera de inversiones del Organismo. El perfil de producción esperado para el año 2008 se basa en el Programa de Operación, versión 3.10. Las expectativas para el mediano y largo plazos en el mercado de petrolíferos son de una demanda por servicios energéticos creciente que acentúa el desbalance existente en el mercado interno, principalmente en gasolinas, en la medida en que no se concreten las inversiones en los proyectos estratégicos planteados para la industria por PEMEX Refinación. El crecimiento esperado de las ventas de gasolinas hacia el año 2017 en el mercado interno haría que se estuvieran comercializando más de 1 MMbd, mientras que los destilados intermedios, diesel y turbosina, alcanzarían ventas superiores a los 630 Mbd. El ritmo de crecimiento en las ventas de gasolinas se

1,520 1,525 1,559 1,540 1,540 1,540Capacidad

1,2701,2841,2851,2521,2281,242

1997 1999 2001 2003 2005 2007

Proceso

1,520 1,525 1,559 1,540 1,540 1,540Capacidad

1,2701,2841,2851,2521,2281,242

1997 1999 2001 2003 2005 2007

Proceso



espera que alcance el 3.8% en promedio anual entre los años 2008 y 2017, mientras que el diesel y la turbosina estarían incrementándose un 3.9 y 4.1% anual respectivamente.

La incorporación de los proyectos estratégicos contenidos en la cartera del Organismo dará lugar a un incremento en el proceso de crudo y una mayor proporción de crudos pesados.

La oferta esperada de petrolíferos se delinea en función de la operación de los proyectos de incremento en la capacidad de proceso de crudo y producción de petrolíferos, los que están programados de acuerdo al calendario en el cuadro 9. En particular, el proyecto de reconfiguración de la refinería Gral. Lázaro Cárdenas, en Minatitlán, está en fase de construcción y se espera que la entrada en operación de las nuevas plantas en la refinería se observe de manera gradual a partir del año 2009. Se han planteado dos escenarios probables de oferta. Ambos consideran crudo tipo Maya con capacidad entre 500 y 600 Mbd. Una alternativa incorpora dos nuevas refinerías de 300 Mbd cada una, aunadas a la modernización de las refinerías de Salina Cruz y Tula. Otra opción es la ampliación de la capacidad de procesamiento de crudo en las refinerías de Tula y Salina Cruz, con 250 Mbd en cada caso, sin modificar la configuración actual en estos centros de trabajo, pero capturando las sinergias que ofrece el proyecto. En ambos casos se considera la reconfiguración de la refinería Antonio M. Amor de Salamanca, Gto. Además de los proyectos mencionados, se encuentra en desarrollo el proyecto de mejoramiento de la calidad de los combustibles, cuyo objetivo es disminuir el contenido de azufre en las gasolinas y el diesel. La meta es que los petrolíferos producidos en las refinerías del SNR cumplan con la normatividad ambiental que obliga a que las gasolinas contengan 30 ppm (partes por millón) en promedio de azufre y el PEMEX Diesel 15 ppm máximo. Los equipos de proceso contemplados en el proyecto de gasolinas se espera que estén en operación durante el año 2013 y los destinados a la producción de diesel en octubre de 2014.

Gráfica 66 Proceso de crudo total y de crudos pesados, 2008-2017

Mbd

1,3001,380 1,421 1,432 1,427 1,437

1,732 1,761

2,040 2,040

Cuadro 9.

Calendario de entrada en operación de proyectos de reconfiguración en refinerías e incremento de capacidad de proceso de crudo y producción de

petrolíferos Refinería Año

1. Gral. Lázaro Cárdenas, Minatitlán, Ver. 2009

2. Ing. Antonio M. Amor, Salamanca, Gto. 2013

Escenario 1:

3. Ing. Antonio Dovalí J., Salina Cruz, Oax. 2014

4. Nueva capacidad de refinación (300 Mbd) 2014

5. Miguel Hidalgo, Tula, Hgo. 2015

6. Nueva capacidad de refinación (300 Mbd) 2016

Escenario 2:

3 bis. Aprovechamiento de residuales en ref. Tula, con 250 Mbd de capacidad de destilación adicional 2014

4 bis. Aprovechamiento de residuales en ref. Salina Cruz, con 250 Mbd de capacidad de destilación adicional 2015

9431,040

1,332 1,325

580543541538515590

Pesado

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Procesos

ESCENARIO 1

1,3001,380 1,421 1,432 1,427 1,437

1,679

1,927 1,931 1,927

872

1,197 1,213 1,185

580543541538515590

Pesado

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Procesos

ESCENARIO 2

Las modernizaciones en las refinerías del SNR y la nueva capacidad de refinación, además de incrementar la capacidad de proceso de crudos pesados, modificarán el perfil de la oferta de productos refinados, esperándose un incremento en el volumen y en la calidad de productos destilados de mayor valor de mercado. No obstante, el incremento en la producción de gasolinas será insuficiente para abastecer el mercado interno, logrando satisfacerse entre el 78% y el 81% de la demanda con la operación de los proyectos de cada escenario, hacia el año 2017.

Gráfica 67 Balance de gasolinas, 2001-2017

Mbd

0

300

600

900

1,200

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17

ReconfiguraciónMinatitlán

ResidualesTula

Salina Cruz

ResidualesSalamanca

Nuevo trenrefinación

Demanda

Oferta

Escenario 1 Segundo trenrefinación



El mercado de los destilados intermedios, que en promedio se espera que sus ventas crezcan a un ritmo de 3.9% promedio anual entre los años 2008 y 2017, tendría excedentes para exportación hacia el año 2014 en el escenario 1 y en 2015 según el escenario 2. La exportación de diesel alcanzaría valores máximos de 128 Mbd en 2016, bajo el escenario 1 y 92 Mbd en 2015 con el escenario 2.

Gráfica 68

Balance de destilados intermedios, 2001-2017 Mbd

En el mercado de combustóleo, dominado por las ventas al sector eléctrico, se espera que la demanda disminuya a una tasa de 5.4% en promedio anual entre los años 2008 y 2017. En cuanto a la oferta, con el funcionamiento de los proyectos en el SNR, la producción bruta disminuiría de 301 Mbd durante el año 2008 hasta valores entre 80 y 100 Mbd en 2017. Una vez descontados los autoconsumos, en el largo plazo, la oferta se ubicaría entre 35 y 50 Mbd, con lo que el mercado estaría corto, obligando a elevar el nivel de importaciones para abastecimiento de las necesidades del sector eléctrico, en la medida que las expectativas de consumo para este sector se cumplan.

0

300

600

900

1,200

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17


ResidualesSalamanca

Aprovechamiento residuales

Tula

Demanda

Gráfica 69

Balance de combustóleo, 2008-2017 Mbd

Oferta

Escenario 2 Aprovechamiento residualesSalina Cruz

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17

Demanda

Oferta


ResidualesSalamanca

ResidualesTula

Salina Cruz

Nuevo trenrefinación

Segundo trenrefinación

Escenario 1

266

202217 219 217

113

48

Oferta 178

45 49

178

120

36 41 36

251

319

286 277259

244217

188169

152

0

300

08 09 10 11 12 13 14 15 16 17

Demanda

Escenario 2

Escenario 1

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17

Demanda

Oferta


ResidualesSalamanca

Escenario 2Aprovechamiento residuales

Salina Cruz

Aprovechamiento residuales

Tula



XIV. Oferta de gas natural Durante 2007, la oferta de gas natural al mercado nacional fue de 4,967 MMpcd, a su vez, en el periodo 1997-2007 la tasa de crecimiento promedio anual se situó en 4.3 por ciento. El segmento de la oferta con mayor crecimiento es el gas seco de campos, con un incremento de 953 MMpcd. De acuerdo con el escenario de PEP, “Cartera 8.5 v.0.3”, la disponibilidad de gas natural a PEMEX Gas observará una tendencia positiva durante el periodo 2008-2017, hasta alcanzar un máximo de 7,183 MMpcd en 2013. Por tipo de gas, la oferta de gas húmedo dulce crecerá 7.5% promedio anual. La oferta de gas seco y gas húmedo amargo disminuirán marginalmente Con este escenario, PEMEX Gas incrementará su oferta de gas natural en 724 MMpcd, entre 2007-2017, equivalente a un crecimiento promedio anual de 1.4%. Con un máximo de 6,335 MMpcd en el año 2013.

Adicionalmente, en los próximos años la oferta nacional de gas natural se complementará con la planta de regasificación de gas natural licuado ubicada en Altamira (GNL Altamira), el proyecto de LNG de Ensenada y el proyecto de Manzanillo. XV. Demanda sectorial de gas natural En el caso del mercado de gas natural, PEMEX Gas opera en un mercado abierto a inversionistas privados. Como consecuencia de ello, participan en el mercado nacional distribuidores privados, quienes pueden entregar gas nacional y gas importado, además de realizar exportaciones.

Gráfica 70Oferta nacional de gas natural, 1997-2007

MMpcd

3,2513,529 3,587 3,629 3,717

3,898 4,071 4,2444,685

4,967

3,654

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Para dimensionar el tamaño del mercado atendido por PEMEX Gas, en el presente documento se consideran las cifras del mercado nacional, que incluyen el suministro que ésta realiza, así como las importaciones de particulares, ya sea por ducto o bajo la modalidad de Gas Natural Licuado (GNL). Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica

1/ Se considera oferta nacional de gas natural, el gas seco de plantas y el gas directo de campos.

Gráfica 72Demanda nacional de gas natural, 2007-2017

MMpcd

1,979

708 1,015 1,060 1,076 1,297 1,424 1,644 1,788 1,929 1,987

8,333

5,912 6,483 6,3456,682 6,957 7,255 7,564 7,910

8,154 8,363

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

M ercado PGPB M ercado ParticularesGráfica 71Oferta nacional de gas natural, 2007-2017

MMpcd

4,967 5,118 5,3536,003 6,096 6,335 6,111 5,853 5,839 5,6915,717

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica

XV.1 Sector eléctrico La demanda de gas natural del sector eléctrico es un factor clave para explicar el crecimiento de la demanda nacional. Entre 1997 y 2007, el consumo de gas natural de este sector pasó de 538 MMpcd a 2,314 MMpcd. Este comportamiento es resultado, entre otros factores, de la construcción y puesta en operación comercial de nuevas centrales de ciclo combinado, así como de la repotenciación de algunas centrales termoeléctricas, que sustituyen el consumo de combustóleo por gas natural. Como resultado, en 2007 del total de generación eléctrica 46.7% se realizó con gas natural, mientras que en el año 1997 sólo se utilizó este combustible para generar 12.5% del total.

Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica 1/ Se considera oferta nacional de gas natural, el gas seco de plantas y el gas directo de campos

PEMEX Gas y Petroquímica Básica 36


El pronóstico 2007-2017 de consumo de combustibles para el sector eléctrico está asociado a la planeación de la expansión del sistema para los próximos diez años, el cual considera la normatividad ambiental, la oferta de combustibles y la evolución esperada de los precios relativos. Así, en lo relativo a requerimientos de capacidad adicional para generación de energía eléctrica, entre 2009 y 2017 los proyectos que emplearán gas natural presentarán un incremento de capacidad por 11,827 MW, incluyendo ciclos combinados y repotenciaciones de centrales termoeléctricas. De acuerdo a este programa, para el período 2007-2017 el consumo de gas en el sector eléctrico muestra el mayor crecimiento con una tasa promedio anual de 5.3% en la demanda nacional. Esta cifra representa un incremento de 1,570 MMpcd. En contraste, en el mismo periodo, las plantas del sector eléctrico a las que PEMEX Gas le suministra el gas natural tendrán un crecimiento promedio anual de 1.7%.

XV.2 Sector industrial Gráfica 73

Consumo nacional de gas natural, sector e léctrico, 1997-2007MMpcd

538 639 705 871 1,0101,293

1,483 1,535 1,4201,666 1,75226

67

538639 705

8971,077

1,404

1,6471,778 1,701

2,068

2,314

110164

242 280

402562

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

PGPB Particulares

El consumo de gas del sector industrial en 2007 creció por segundo año consecutivo, recuperando los niveles de ventas del año 2000, después de un comportamiento errático entre 2001 y 2005.

Gráfica 75Demanda nacional de gas natural, sector industrial, 1997-2007

MMpcd

865 886963

838941

867 917 9141,014 1,0341,019

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007



Para el periodo de pronóstico 2007-2017, el sector industrial tendrá un crecimiento promedio anual de 3.2%, lo que representa un incremento de 376 MMpcd, debido principalmente al desarrollo de proyectos de expansión en la industria de metales básicos.

Gráfica 76Demanda nacional de gas natural, sector industrial, 2007-2017

MMpcd

1,4111,3851,3601,3341,3051,2781,189

1,1331,0871,0411,034

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Gráfica 74Demanda nacional de gas natural, sector eléctrico, 2007-2017

MMpcd

1,752 1,762 1,459 1,717 1,733 1,798 1,871 1,958 2,022 2,070 2,080

562 848891

906 1,126 1,2521,471 1,614 1,755 1,811 1,803

2,3142,611

2,351

2,8593,049

3,3413,572

3,777 3,881 3,884

2,623

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PGPB Particulares

Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica XV.3 Sector residencial y comercial Entre 1997 y 2007, se observa un crecimiento promedio anual de 3.2%; que se explica por el lento desarrollo de las redes de distribución en las zonas metropolitanas, sobre todo en el centro del país, debido a que los distribuidores han enfrentado problemas para la expansión de la infraestructura. Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica



Para el periodo de proyección 2007-2017, se espera que el sector residencial y comercial presente una tasa de crecimiento promedio anual de 5.8%. Regionalmente, el mayor volumen de consumo seguirá estando en el norte, al tener zonas de distribución maduras, mientras que en el centro y occidente del país se espera que el desarrollo de nuevas viviendas influya en la nueva infraestructura de distribución. XV.4 Sector autogeneración Para el periodo de pronóstico 2007-2017, el sector presentará un crecimiento moderado. La expectativa de crecimiento de 68 MMpcd se debe al proyecto de autoabastecimiento de electricidad en Baja California. XV.5 Sector transporte vehicular Actualmente, se encuentran en operación 7 estaciones de servicio, cuatro en la Zona Metropolitana del Valle de México, una en Gómez Palacio, Durango; y dos nuevas en Monterrey. La proyección de demanda de este sector considera a los vehículos de transporte de pasajeros, principalmente taxis, microbuses y autobuses, así como

vehículos gubernamentales y flotillas de vehículos empresariales. Gráfica 77

Consumo nacional de gas natural, sector residencial y comercial, 1997-2007

MMpcd

8276 77

8593

100106 107 108 112

79

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Los factores que influirán en el cumplimiento de las expectativas de crecimiento de la demanda futura en este sector, serán la disponibilidad de terrenos para la instalación de nuevas estaciones de servicio de Gas Natural Comprimido (GNC) y las expectativas de precios de los combustibles automotores. Gráfica 79

Demanda nacional de gas natural, transporte vehicular, 2007-2017

MMpcd

2 3 47 9 12 15 17

2127

5

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica

XV.6 Sector petrolero Gráfica 78

Demanda nacional de gas natural, sector residencial y comercial, 2007-2017

MMpcd

112 122 133153 162 171 179 186 192 197

144

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

La demanda de gas natural del sector petrolero está compuesta por el consumo de PEP, PEMEX Refinación, PPQ, PEMEX Corporativo y los autoconsumos de PEMEX Gas. En el caso de PEMEX Gas, la demanda está en función de la entrega de gas a proceso en los CPG’s. La demanda de gas natural en PEP, está asociada a su programa de producción de crudo y gas natural, y por tanto al requerimiento de gas para bombeo neumático.

Gráfica 80Demanda nacional de gas natural, sector petrolero, 2007-2017

MMpcd

2,1282,322 2,382 2,359 2,365 2,345 2,421 2,423 2,493 2,4252,386

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica Para el caso de PEP, se considera solamente la demanda de gas natural que suministra PEMEX Gas y no contempla el gas de formación que PEP emplea para autoconsumo y bombeo neumático. Entre 2007 y 2017 el consumo del sector petrolero pasará de 2,128 MMpcd a 2,425 MMpcd. El incremento se explica por la demanda de PEMEX



Refinación, que en el mismo periodo se incrementará de 282 MMpcd a 686 MMpcd. El crecimiento de la demanda en PEMEX Refinación está asociado con los siguientes proyectos:

Reconfiguración de Minatitlán, en 2009.

Proyecto de calidad de gasolina en 2013 y de calidad de diesel en 2014.

Proyecto de coquización en Salamanca en el 2013.

Reconfiguración de Salina Cruz en 2014.

Proyecto de coquización en Tula en el 2015.

Primer tren adicional de refinación en el 2014 y segundo tren adicional en el 2016, ambos proyectos con capacidad de 300 Mbd de crudo maya cada uno.

XVI. Oferta de gas L. P. Actualmente, la producción de gas L.P. se compone por la producción de PEMEX Gas y PEMEX Refinación. En años recientes PPQ, dejó de producir gas LP, mientras que PEP desde 2003 entrega cantidades marginales de gas LP. Durante 2007, PEMEX Gas tuvo una producción de 198.9 Mbd, mientras que PEMEX Refinación entregó a PEMEX Gas 26.8 Mbd y PEP entregó 0.2 Mbd. Para el periodo de pronóstico, se estima que la oferta crecerá en 82 Mbd, lo que representa una tasa de crecimiento promedio de 3.2 por ciento. El crecimiento de la oferta, se debe a la producción de PEMEX Gas, con un incremento de 52 Mbd. En el caso de PEMEX Refinación, la tasa de crecimiento esperada es 7.8 por ciento, con un incremento en la producción de 30 Mbd en el mismo periodo, debido al procesamiento de crudo en sus nuevos trenes de refinación.

Gráfica 82Oferta total de gas LP, 2007-2017

Mbd

XVII. Demanda de gas L.P. En el año 2002, las ventas internas de gas licuado alcanzaron 332 Mbd, el punto máximo en los últimos años; sin embargo, a partir de entonces el comportamiento de la demanda ha mostrado una tendencia decreciente y para 2007 las ventas internas llegaron a 300 Mbd, una disminución de 4.9 Mbd respecto al año anterior. Para el período de prospectiva 2007-2017, se espera que continúe la tendencia decreciente de la demanda de gas LP. Este comportamiento está relacionado con tres factores:

• El factor más importante, es el comportamiento del sector autotransporte, cuyo consumo fue de 25.7 Mbd en 2007, con una tendencia a la baja por cuarto año consecutivo. Ante esta situación, se estima que el consumo del gas LP como carburante no crecerá, en los próximos años continuará la tendencia descendente, para ubicarse en 2017 en 11.3 Mbd.

• Otros factores a considerar en el comportamiento

futuro de la demanda de gas LP, son la sustitución por gas natural; el ahorro de combustible, derivado del incremento en la eficiencia de algunos equipos de aprovechamiento como calentadores de agua y estufas, así como el cambio de hábitos de

226 229258 275 294 291 291 299 317 308

267

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


Gráfica 83Ventas internas de gas LP, 1997-2007

Mbd

278 287312 325 332 327 328 313 305 300

330

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007


Gráfica 81Oferta total de gas LP, 1997-2007

Mbd

214 226 234 235 236 247 255 248 242 226229

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007




consumo, hacia el uso de equipos como los hornos de microondas para el calentamiento de alimentos.

XVIII. Oferta de etano Durante el periodo 1997-2007, la tasa de crecimiento promedio anual de la producción de etano fue negativa en –0.5%, con una disminución de 6Mbd. Para el periodo de pronóstico, el crecimiento de la oferta se estima en 79 Mbd, con una tasa promedio anual de 5.2%. El cumplimiento de esta producción dependerá del grado de éxito en el desarrollo de campos exploratorios de PEP.

XIX. Demanda de etano La demanda de etano está determinada por las necesidades de PPQ. Los excedentes se inyectan a ductos de gas natural y consideran en la oferta de gas natural. En el año 2007, el consumo de etano en PPQ fue de 64.4 Mbd.

Gráfica 84Ventas internas de gas LP, 2007-2017

Mbd

300 297 295 292 291 290 290 289 288 287294

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Gráfica 87Consumo de etano, 1997-2007

Mbd

85 82 7769 64 63 63

68 7264

76

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007


Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica Gráfica 85Producción total de etano, 1997-2007

Mbd

125

145161

147

127 125 133 129 127 119

156

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Para el periodo 2007-2017, la demanda de etano estará asociada al incremento en el año 2011 de la capacidad de la planta de etileno de PPQ en Morelos. Adicionalmente, en el año 2012 la estimación de demanda considera el proyecto “Etileno XXI”, con la entrada en operación de un craker de un millón de toneladas anuales de etileno.

Gráfica 88Demanda etano, 2007-2017

Mbd

64 77 84 95

160 160 160 160 160 160

86


Gráfica 86Oferta total de etano, 2007-2017

Mbd

119 117

152

185205 212 200 205 204 198

172

XX. Oferta de gasolinas naturales Al igual que en el caso del etano, el comportamiento de la oferta de gasolinas naturales se explica básicamente, por el tipo y composición del gas y condensados que se procesan. Durante 2007, la producción de gasolinas naturales fue de 85 Mbd.

2007

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017


2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017




Gráfica 91Demanda de gasolinas naturales, 2007-2017

Mbd

9 13

2821

27 27 27 27 26 2628

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Gráfica 89Producción de gasolinas natura les, 1997-2007

Mbd

85 89 8590

84 88 91 89 928585

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

El crecimiento de la oferta en el período 2007-2017 se estima en 8.6 Mbd, con una tasa promedio anual de 1%, correspondiendo al CPG Poza Rica el mayor crecimiento. XXI. Demanda de gasolinas naturales Durante 2007, la demanda de gasolinas naturales fue de 9.2 Mbd y se integró por la demanda de PEMEX Refinación, PEP y PPQ. Los excedentes se enviaron al mercado de exportación (76 Mbd). Para el periodo 2007-2017, la demanda de PPQ estará definida básicamente por los consumos de la planta HDS para el proceso de producción de aromáticos.

Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica

XXII. Oferta de azufre La oferta nacional de azufre se compone de la producción de PEMEX Gas y PEMEX Refinación. Durante el periodo 1997-2007, la tasa de crecimiento promedio anual de la producción total de azufre fue de 1.2%.

Gráfica 90Oferta total de gasolinas naturales, 2007-2017

Mbd

85 8495

101106 104

98 99 9893

99

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Gráfica 92Producción total de azufre, 1997-2007

Mt

750 739 687 661 684 703 757 759 692 711 659

171 166 174 185 188 189276

376337 379

921 906 860 873 892

1,0331,135

1,029 1,072 1,037

361847

1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

PGPB RefinaciónFuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica


El incremento en la oferta en el período 2007-2017 se estima en 1,128 Mt, con un crecimiento promedio anual de 7.6%. En este periodo, se espera un fuerte crecimiento de la producción de azufre en PEMEX Refinación, como resultado del programa de mejoramiento de la calidad de las gasolinas y de la entrada en operación de la capacidad adicional de refinación en 2014 y 2016.




Gráfica 95Importaciones de gas seco, 1997-2007

MMpcd

108 145 146 231 292592 757 766

480 451

425 489

386

459

50 88

137238

22

250

1,094

28108 146 168

380

729

995 9051,018

1998 1999 2000 2001 2001 2003 2004 2005 2006 2007

1,124

359

1

1997PGPB Particulares GNL

Gráfica 94Demanda de azufre, 2007-2017

Mt

883883883883883883883883

636579

883

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

XXIII. Demanda de azufre En el mercado de azufre, PEMEX Gas no es el único oferente, ya que los particulares pueden satisfacer su demanda importando el producto de acuerdo a sus necesidades. Sin embargo, en este estudio la información presentada sólo refleja el mercado que PEMEX Gas atiende. Entre 1997 y 2007, las ventas internas de azufre crecieron con una tasa media anual de 3.6%, al pasar de 407 Mt a 579 Mt. Para el periodo de pronóstico, el mercado regional en el sur del país representará el 56% de la demanda nacional, mientras que el mercado del norte representará el 44% con 390 Mt.

XXIV. Comercio exterior de gas natural El comercio exterior de gas natural se determina por dos factores: El primero de ellos son las importaciones por logística asociadas a la conveniencia económica de suministrar gas de Estados Unidos; en este caso se

encuentra los puntos de internación de Cd. Juárez, Naco, Mexicali y Piedras Negras. El segundo factor, es el comercio exterior que se realiza por Reynosa, el cual está en función del balance oferta-demanda.

Gráfica 93Producción total de azufre, 2007-2017

Mt

659 691 769 770 745 838 856 815 776 645

379 413 507 692 692 695 8101,173 1,271 1,525 1,5211,037 1,103

1,2761,436 1,533

1,6671,988 2,047

2,293 2,166

768

1,462

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PGPB Refinación

Adicionalmente, desde 1998 se registran las importaciones que realizan los distribuidores como consecuencia de la apertura del mercado de gas natural a la participación de capital privado en la distribución y comercialización de gas natural. Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica

Para el periodo 2007-2017, el crecimiento de las importaciones de gas natural se explicará por las importaciones de gas natural licuado (GNL). Al respecto, el GNL de Altamira suministrará a las centrales eléctricas actuales y futuras ubicadas en su área de influencia, mientras que el GNL de Manzanillo abastecerá a las centrales eléctricas de CFE ubicadas en la región Centro-Occidente del país. En el caso de la distribución del GNL en Ensenada, este proyecto abastecerá a las plantas del sector eléctrico en Baja California, la zona de distribución Mexicali y los proyectos de generación de electricidad para la exportación: Los excedentes del proyecto de Ensenada se exportarán por Baja California hacia EU.

Gráfica 96Importaciones de gas seco, 2007-2017

MMpcd

386 365 245 266 288 249 256 251 372 538

459 373269 264 390 428 491 516

576575

250 710 965 1,0001,045 1,135

1,270 1,3801,450

1,500 1,500

1,094

1,447 1,4781,723 1,811

2,0182,147

2,3982,612 2,740

663

577

1,529

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PGPB Particulares LNG




Como consecuencia del inició de operaciones de la terminal de regasificación en Ensenada, a partir de 2008, se registrarán exportaciones de particulares, las cuales en este primer año de operación serán de 68 MMpcd, alcanzando un nivel máximo de 187 MMpcd en el año 2010. XXV. Comercio exterior de gas licuado En los últimos años, las importaciones de gas LP han disminuido como consecuencia de una menor demanda. Sin embargo, en 2007 a pesar de la disminución del consumo, las importaciones fueron superiores a 2006, alcanzando la cifra de 83 Mbd, debido a una menor producción de gas LP en PEMEX Gas, la cual pasó de 215 Mbd a 199 Mbd entre 2006 y 2007. En el periodo de pronóstico, las importaciones de gas LP reflejarán la disminución de la demanda y el crecimiento de la producción en PEMEX Gas y PEMEX Refinación, por lo que, a partir de 2009 las importaciones estarán en los niveles más bajos de los últimos diez años.

Gráfica 99Importaciones de gas LP, 2007-2017

Mbd

8374

4937 34 35 34 34 34 37

43

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Gráfica 97Exportaciones de gas seco, 2007-2017

MMpcd

313 378

631513

671

240

173187

138

138

117

139

486565

769

652

788

348

97 88 98

68

10878

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PGPB Particulares


En relación al comercio exterior de azufre, el punto relevante de exportación seguirá siendo la terminal de Pajaritos, con exportaciones marítimas hacia Tampa, Florida. En el norte del país los excedentes se exportarán vía terrestre hacia Estados Unidos.


Gráfica 100Exportaciones de azufre, 2007-2017

Mt

439 473393

553650

784

1,105 1,164

1,4101,283

579

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Gráfica 98Importaciones de gas LP, 1997-2007

Mbd

74 77

94 100 102

85 8573 76

83

121

1997 1998 1999 2000 2001 2001 2003 2004 2005 2006 2007

Fuente: PEMEX Gas y Petroquímica Básica En cuanto al comercio exterior de gasolinas naturales, dado el consumo en el periodo de pronóstico, las exportaciones se mantendrán alrededor de 70 Mbd.

Gráfica 101Exportaciones de gasolinas naturales, 2007-2017

Mbd

7672

68

80 80 7872 72 72

6772

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017





XXVI. Demanda interna y oferta de productos petroquímicos La petroquímica representa el segmento principal de la industria química mundial; actualmente la petroquímica domina la mayor parte de la producción de petroquímicos. El metanol, el amoniaco, las olefinas y los aromáticos son considerados como precursores de los petroquímicos de primer nivel; sin embargo, por sus características de “commodities”, también son los más vulnerables a factores de mercado como la sobrecapacidad y la volatilidad de los costos de las materias primas. Las ventas totales de la industria petroquímica mundial están por encima de los otros segmentos industriales, entre los que destacan las empresas de productos farmacéuticos, productos inorgánicos, fertilizantes, especialidades y fibras artificiales. En los productos que se elaboran en PEMEX Petroquímica el crecimiento de la demanda se muestra reflejado por el crecimiento económico proyectado para el país. Las expectativas de crecimiento de la oferta nacional son inferiores a las necesidades de la demanda. De no continuar con nuevos proyectos de inversión pública o privada, este déficit seguirá siendo abastecido con importaciones. Durante 2007, la balanza comercial de PEMEX Petroquímica presentó un superávit de 71 millones de pesos, 47% menor con relación al logrado en el año 2006, principalmente por la prioridad en el destino de etileno, que se orientó a la elaboración de productos de mayor agregado como es el caso del polietileno, entre otros derivados. De esta manera, la exportación de polietilenos considerando sus tres tipos, polietileno de alta densidad, baja densidad y lineal de baja densidad, disminuyo en un 9.5% su valor con respecto a 2006, en tanto que las ventas de etileno disminuyeron 204 por ciento. En el contexto nacional el consumo de petroquímicos creció alrededor del 0.5% en el 2006. La inversión de PEMEX Petroquímica no ha sido acorde con el crecimiento del mercado y con las necesidades de modernización, por lo que se ha perdido participación. Petróleos Mexicanos cuenta con la materia prima suficiente (etano y gasolinas naturales) para producir más de 4.8 millones de toneladas anuales adicionales de etileno, con un valor de mercado en forma de derivados cercano a los 4,300 millones de dólares anuales, lo que sería el soporte para el crecimiento en la producción de petroquímicos en los próximos 15 años. Los excedentes de etano se continúan subutilizando como combustible al inyectarse a los

ductos de gas natural y las gasolinas naturales se exportan. Para efectos de este documento se considera la oferta de las plantas de PEMEX Petroquimica, las importaciones realizadas por PEMEX Petroquímica y la demanda se refiere al total de requerimientos nacionales. XXVI.1 Derivados del gas natural Mercado del Gas Natural.- A pesar de los altos precios que se pronostican para los próximos años, se espera que la oferta de gas natural crezca a un ritmo inferior a la demanda, el crecimiento de la demanda estará promovido por la tendencia de generación eléctrica con base en gas natural en sustitución de otros combustibles considerados menos limpios. Derivado de la importancia que este energético representa en el desarrollo económico, tanto en nuestro país como en Estados Unidos se están destinando recursos para la importación de gas natural y LNG (gas natural licuado). La volatilidad en los precios del gas natural y los ciclos de precios de la urea y fertilizantes nitrogenados han afectado de manera importante a la cadena de derivados del metano en PEMEX Petroquímica, aunado a lo anterior la importación de fertilizantes ha frenado el desarrollo nacional de esa industria, manteniendo capacidad disponible ociosa. En los últimos años la nueva capacidad mundial de metanol y amoniaco se está construyendo en regiones con bajos precios de materia prima y procesos mejorados con menor consumo energético. Metanol: El único centro productor de metanol en el país es el Complejo Petroquímico Independencia (C.P.I.) en 2 plantas con una capacidad instalada de 207 MTA. En la actualidad la demanda nacional es de alrededor de 320 MTA, para satisfacerla se importarán 250 mil toneladas por año (MTA). El metanol importando se consigue en el mercado spot y la procedencia por lo general es de Trinidad y Tobago donde el precio de la materia prima, gas natural, está por debajo del precio en nuestro país. La tendencia de crecimiento de metanol para el periodo 2008-2017 es del 2.0% anual en nuestro país. El principal cliente del C.P.I. es PEMEX Refinación que consume el 65% de la producción, y usa el metanol para la producción de metil terbutil éter (MTBE) y teramil metil éter (TAME) que se adicionan a las

PEMEX Petroquímica 44



gasolinas reformuladas en específico, en el Valle de México. De acuerdo con las proyecciones de precios gas natural y el pronóstico de metanol, se prevé que durante el período 2009-2012 la operación de las plantas de Metanol del C.P. Independencia obtendría márgenes negativos, por lo que se formalizó un contrato con PMI para su importación y asegurar los requerimientos de nuestros clientes. Las importaciones que no realiza PEMEX Petroquímica se comercializan en el país utilizando un precio equivalente a la referencia spot low puesto en Altamira y descuentos adicionales a clientes con retiros de mayor volumen y mejores condiciones comerciales (precio/crédito). Como parte de estrategia comercial, PEMEX Petroquímica está importando metanol por Pajaritos y Altamira para satisfacer la demanda del Sureste y capturar paulatinamente una mayor participación del mercado del Centro del país.

Gráfica 102

OFERTA - DEMANDA DE METANOL (MTA)

Oferta PPQ 33 - - - - - - - -

Oferta PPQ * 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

Demanda 292 297 304 311 316 322 329 335 342 349

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

*Oferta de PPQ cubierta con importaciones.

De acuerdo con las proyecciones de gas natural y el pronóstico de precios de metanol para los siguientes años, se determinó que durante el período 2009-2012 con la operación de las plantas de Metanol del Complejo Petroquímico Independencia se obtendrían márgenes negativos, por lo que se formalizó un contrato de importación por un volumen de 250 mil toneladas anuales a través de PMI para asegurar la demanda de nuestros clientes. Amoniaco.- Este producto ha sido y se tiene la perspectiva de que seguirá siendo rentable para PPQ, toda vez que la producción en otras regiones del mundo se volverá más costosa ante incrementos de precios del gas natural. Por otro lado, la importación por el Pacífico sería muy limitada ya que no hay volúmenes suficientes para abastecer la demanda del centro y norte de México. PMI no ha podido realizar

contratos de largo plazo en volúmenes que requiere el mercado mexicano. Se realizó un estudio de riesgos en la operación de Cosoleacaque. Resulta sumamente importante realizar las acciones recomendadas respecto a la reubicación del amonioducto, de lo contrario se expone a la población a un riesgo intolerable. PEMEX Petroquímica como medida provisional modificará un ducto para disminuir este riesgo, requiriéndose de una inversión de 3 MMUSD. Adicionalmente, se iniciará la gestión para obtener 20 MMUSD para relocalizar un nuevo amonioducto que cumpla con la recomendación del estudio de riesgos, pudiéndose operar con un riesgo administrable. Será fundamental el apoyo para la obtención expedita de los recursos. PEMEX Petroquimica realiza un libramiento de 5.8 Km del amoniaco ducto que va de Cosoleacaque a la Terminal Refrigerada Pajaritos. Las plantas de amoniaco IV a VII de Cosoleacaque tienen una capacidad total de producción de 480 MTA cada una. El Complejo se encuentra ubicado dentro de la mancha urbana. Diferentes eventos a nivel mundial han proporcionado a los productores de amoniaco en Norteamérica un respiro y el regreso de cierta competitividad: aumentos de precios de gas en Ucrania, altos precios de alimentos, altos precios de fertilizantes, incremento en la demanda de biocombustibles, entre otros. En México se discuten 2 leyes (Ley de Biocombustibles y Ley de Fertilizantes Nitrogenados y Captura de Anhídrido Carbónico) que podrían incentivar la demanda de amoniaco. En condiciones de producción nacional de fertilizantes nitrogenados, la demanda de amoniaco alcanzaría 1.7 millones de toneladas por año. Sin producción de fertilizantes nitrogenados se considera que la demanda nacional de amoniaco crecerá a una tasa promedio anual de 2.9% hacia el año 2017. El amoniaco, a diferencia del metanol producido por PPQ, genera utilidad marginal en el largo plazo. Históricamente y las proyecciones de precios con que contamos, nos muestran que amoniaco ha sido un negocio saludable y lo seguirá siendo.


Gráfica 103

OFERTA - DEMANDA DE AMONIACO (MTA)

Oferta PPQ 1,007 912 912 912 912 912 912 912 912 912

Demanda 804 816 842 866 890 915 945 976 1,009 1,042

D. Potencial 876 918 942 966 990 1,015 1,045 1,076 1,109 1,142

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

La demanda potencial se refiere a la demanda

de amoniaco si se reactivara la producción de fertilizantes en México y se dejaran de importar.

La oferta se refiere a la producción de solo

dos plantas de amoniaco.

XXVI.2 Derivados del etano Etileno.- Es el más importante eslabón de la industria petroquímica, su consumo se realiza de manera intensiva a nivel global y es el precursor de importantes cadenas como: polietilenos, óxido de etileno, glicoles, estireno, cloruro de vinilo, entre otros. Medio Oriente incrementará a un 19% su participación global de mercado para el año 2010. China absorberá gran parte de este crecimiento. Los productores marginales continuarán ubicados en las regiones “tradicionales” (Norteamérica y Europa Occidental). El 80% de los derivados del etileno se seguirán produciendo en regiones no líderes en costo de etileno. El crecimiento promedio de la demanda anual de PEMEX Petroquímica para el periodo 2008-2017 se estima en 1.9% Las plantas de Morelos y Cangrejera cuentan con capacidad de escala mundial y se continúan con los trámites para la ampliación de la planta de etileno segunda etapa en Morelos en 300 MTA. De la misma manera es factible ampliar la capacidad de producción de la planta de etileno en el C.P. Cangrejera. Los polietilenos han sido los productos de mayor margen en PEMEX Petroquímica y son los únicos productos que fabrica PPQ que no son productos intermedios. Por eso representan los productos más

rentables de PPQ. Al cierre del 2007 los polietilenos presentaron un margen variable promedio del 43 %. El mercado nacional de polietilenos se encuentra segmentado en tres principales grados y PEMEX Petroquímica cubre alrededor del 33% del consumo nacional. PPQ cuenta con una capacidad instalada de 200 MTA de PEAD (en dos plantas de muy baja capacidad mundial), 370 MTA de PEBD (planta de tamaño competitivo en Cangrejera) y 300 MTA de PEAD y PELBD (escala competitiva mundial). Los principales líderes a nivel mundial en el 2012 para PEAD estarán encabezados por Exxon Mobil, Access Industries para PEBD y Dow Chemical para PELBD. Potencial: Es factible modificar las plantas de Baja Densidad para producir resinas para uso agrícola. REPSOL en España y CARMEL en Israel, partiendo de la misma tecnología con que cuenta PPQ, han desarrollado y comercializan resinas que permiten hasta triplicar la producción agrícola. En esos países el 90% de la superficie dedicada a la actividad agrícola utilizan estas resinas. En México, sólo el 5%. Amenazas: Importaciones crecientes en mejores condiciones de precio y crédito; al cierre de 2007 se importaron mas de un millón de toneladas de los diferentes grados de polietileno. Crecimiento: PEMEX Petroquímica, recientemente inició operaciones de su planta swing de polietileno de alta densidad y lineal de baja densidad en Morelos. El crecimiento de la demanda será del 5.2% anual para el periodo comprendido entre el año 2008-2017. El segmento de envase y empaque es el mercado con mayor crecimiento anual. Los productos de consumo final del etileno a través de sus derivados son muy variados y con aplicaciones diversas, como son: plásticos, bolsas, empaques, tubería, láminas, pinturas, aerosoles, textiles, recubrimientos, partes automotrices, por citar algunos. Polietileno de alta densidad: El crecimiento de la demanda del polietileno de alta densidad será del 1.5% anual para el periodo 2008-2012. El segmento de envase y empaque es el mercado con mejor crecimiento anual y magnitud, seguido por el segmento de rotomoldeo. La producción de polietileno de alta densidad en México proviene de las plantas instaladas en Morelos con capacidad de 200 MTA y planta “Swing” con capacidad nominal de 300 MTA. Se encuentra en



estudio la ampliación de capacidad en la planta Asahi para producir hasta 200 MTA.

Gráfica 104

La planta Swing de Morelos está enfocando el 80% de su producción al polietileno lineal de baja densidad y el resto para la producción de alta densidad.

OFERTA-DEMANDA POLIETILENO LINEAL DE BAJA DENSIDAD (MTA)

Oferta PPQ 172 227 227 227 227 227 227 227 227 227

Demanda 391 415 408 425 442 465 488 513 539 566

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Polietileno de baja densidad: La demanda no es cubierta en su totalidad por la producción de las plantas de PEMEX Petroquímica, el déficit nacional corresponde a grados que no se elaboran en este organismo, las importaciones fueron de alrededor de 216 MT durante 2007. Se pronostica un crecimiento de la demanda interna de 0.5% para el periodo 2008-2017. Las principales aplicaciones del polietileno de baja densidad son la extrusión y la producción de plásticos para empacar alimentos y plásticos para otros empaques. Representa un riesgo que un solo producto genere el 30% del margen de este negocio en el que cada año la industria renueva 10 diferentes grados.

Gráfica 105

OFERTA- DEMANDA DE POLIETILENO DE BAJA DENSIDAD (MTA)

Oferta PPQ 301 285 285 285 285 285 285 285 285 285

Demanda 387 398 405 388 400 400 399 399 398 398

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Polietileno lineal de baja densidad: Con el inicio de operaciones de la planta Swing, la cual tiene una capacidad nominal de 300 MTA, se dejo de importar en el orden de 277 MTA de PELBD en el 2006. El crecimiento de la demanda de PELBD se espera de 4.2% promedio anual para el horizonte 2008-2017. Este producto petroquímico es utilizado principalmente para la producción de empaques para todo tipo de alimento. Se normaliza la operación de la planta “Swing” con capacidad nominal de 300 MTA.

Gráfica 106

Óxido de etileno: PEMEX Petroquímica es el único productor nacional de óxido de etileno y no cubre la demanda nacional, manteniendo la operación de nuestros clientes a baja carga (IDESA, Polioles, Clariant, Canamex, Cognis y Polaquimia). Importar no es opción por su alta peligrosidad en el transporte. Es necesario llevar a cabo las ampliaciones de los crackers de Morelos y Cangrejera para poder cubrir la demanda de óxido de etileno. Históricamente OE-Glicoles genera utilidades marginales desde negativas hasta +50%, según el ciclo petroquímico. La nueva tecnología permitirá reducir costos variables en 12%, disminuyendo las presiones de cerrar la planta en momentos críticos del ciclo petroquímico. Adicionalmente para fortalecer la cadena etano-óxido de etileno y aprovechando la sinergia de la modernización de la planta de óxido de etileno y glicoles se tiene el proyecto para contar con un corredor de etoxilados que la IP construiría adyacente a las instalaciones de Morelos. Distintas empresas se interesan en invertir y localizar en este corredor sus nuevas plantas para surtir de distintos productos el mercado nacional e incluso exportar. Se evitará seguir transportando este producto por las carreteras nacionales y el riesgo que esto implica. (La mitad de la producción actual).




Los clientes Idesa, Clariant, Canamex y Grupo Celanese se encuentran ubicados en la zona de Coatzacoalcos, estos clientes tienen tecnología de firmas reconocidas a nivel mundial y pertenecen a grupos Internacionales. Estos clientes generan un poder de negociación muy fuerte, derivado de la inversión inicial que hicieron al instalarse cerca de la materia prima, esto representa una ventaja competitiva contra los demás clientes.

Gráfica 108

OFERTA - DEMANDA DE

ET ILENGLICOL (MTA)

Oferta Polioles ** - - - - - - - - - -

Oferta Idesa * 220 220 220 220 220 220 220 220 220 220

Oferta PPQ 146 127 127 127 127 127 127 127 127 127

Demanda 401 418 440 462 488 493 499 504 510 515

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 El 50% de la producción de oxido de etileno en Morelos se destina a la elaboración de glicoles y la producción de Cangrejera está destinada a las necesidades de los clientes de etoxilación. Se espera que la demanda crezca el 2.8% promedio anual durante período 2008-2017.

Morelos está desarrollando el plan de expansión hasta

360 MTA y Cangrejera realizó lo propio para incrementar su producción en un 20%.

Estireno: Para los próximos años se espera un crecimiento de la demanda nacional entre el 1 y 3%, debido a la madurez del mercado y a la fuerte competencia que existe entre los commodities como son el PET, PVC, Polipropileno y el papel, en el segmento de los desechables principalmente.

Gráfica 107

OFERTA - DEMANDA DE OXIDO DE ETILENO (MTA)

Oferta PPQ 326 347 437 437 437 437 437 437 437 437

Demanda 652 684 724 738 762 777 792 807 823 838

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

PPQ actualmente tiene una participación del mercado

del 21% y se espera que alcance el 40% en el 2011, con la ampliación de la planta a 250 MTA. No se consideran ampliaciones o plantas nuevas de derivados en México.

Se contempla el proyecto de ampliación de la planta de

estireno de Cangrejera en 100 MTA adicionales. Este proyecto generará ahorros en materia prima y servicios auxiliares, así como la utilización de procesos seguros y que generan menor impacto ambiental.

Se considera la demanda potencial de los derivados Gráfica 109

OFERTA - DEMANDA DE ESTIRENO (MTA)

Oferta PPQ 129 122 143 195 238 238 238 238 238 238

Demanda 585 599 611 630 638 647 655 664 673 682

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Glicoles: Morelos, IDESA son los únicos productores en el país, PEMEX Petroquímica participó en el mercado nacional con 122 MTA durante 2007. El mercado se distribuye en: PET 59% y fibras poliéster 31% principalmente. Los principales clientes de PPQ son: Polioles 53%, IDESA 21% y Bardhal 5%.

La resina PET y fibra poliéster son promotores del

crecimiento del mercado y del incremento de importaciones. Es un producto amenazado con importaciones de Medio Oriente.

Se espera que la demanda de glicoles crezca el 2.8% promedio anual para el período 2008-2017.



XXVI.3 Derivados del propileno El propileno consumido por PEMEX Petroquímica y otros clientes, proviene de las plantas catalíticas FCC de PEMEX Refinación. La ubicación geográfica de las refinerías de Salamanca y Salina Cruz incide en altos costos de logística para enviar el propileno a las regiones consumidoras en Altamira, Tula y Coatzacoalcos. Acrilonitrilo: CYDSA cerró operaciones a inicios de 2006 y vendió en 2007 sus activos fijos de fibra acrílica (CRYSEL) a Zoltek de Mexico S.A. de C.V. El crecimiento del acrilonitrilo en Norte América no se da en la fibra acrílica (como en China) sino en el ABS y SAN en los desarrollos de Altamira; la industria maquiladora de exportación es un mercado clave, así como la industria de auto partes originales.

OFERTA - DEMANDA DE ACRILONITRILO (MTA)

Oferta PPQ 0 40 57 57 57 57 57 57 57 57

Demanda 71 135 136 138 136 133 131 129 127 125

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

OFERTA - DEMANDA DE PARAXILENO (MTA)

Oferta PPQ 123 0 0 100 464 464 464 464 464 464

Demanda 973 1,006 1,006 1,006 1,006 1,029 1,053 1,078 1,103 1,129

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

Un nuevo esquema técnico-comercial con la compañía UNIGEL, promovido por PPQ, puede contribuir a un mejoramiento de esta situación. El crecimiento del mercado del acrilonitrilo será a una tasa promedio anual del 3.6%.

Gráfica 110

XXVI.4 Aromáticos Paraxileno: En México, a partir de 2007 se incrementó sustancialmente el consumo aparente de paraxileno, por el arranque de la nueva capacidad de PTA de PetroTemex (450 MTA). Se considera que PetroTemex opere su nueva unidad de PTA a plena capacidad, para suministrar a la planta de PET de M&G, ubicada en Brasil. Se estima una tasa de crecimiento promedio anual de 1.7 % para el periodo 2007-2016.

A fines de 2009 o principios de 2010, entrará en operación una planta de PTA en Brasil, que suministrará materia prima a la planta de PET de M&G, por lo que las exportaciones de PetroTemex cambiarán su destino hacia Estados Unidos, donde M&G anunció la construcción de una nueva planta de PET, programada para arrancar operaciones a fines de 2009. Esto mantendrá prácticamente al tope su nivel de producción de PTA. En ejecución el proyecto de modernización del tren de aromáticos.

Gráfica 111

Fuente de las cifras de importaciones: Gerencia de Desarrollo de Comercial.


XXVII. ANEXO

Anexo 50

Estudio de Mercado de Hidrocarburos 2008

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Transcript of Estudio de Mercado de Hidrocarburos 2008