Desarrollo del Gas Natural en Desarrollo del Gas Natural en México: Perspectiva RegulatoriaMéxico: Perspectiva Regulatoria

Día de la EnergíaDía de la EnergíaCámara de Comercio BritánicaCámara de Comercio BritánicaEmbajada Británica en MéxicoEmbajada Británica en México

Dr. Raúl MonteforteDr. Raúl MonteforteComisionadoComisionado

Comisión Reguladora de EnergíaComisión Reguladora de EnergíaMéxico, D.F., 5 de noviembre de 2003México, D.F., 5 de noviembre de 2003

1. Fundamentos de la regulación energética en México

? Transporte, Almacena-miento y Distribución de Gas Natural.

? Regulación de las VPM de gas natural y de gas LP.

? Comisión Reguladora de Energía: órgano colegiado, autoridad federal.

? Atribuciones: ? Permisos? Condiciones de servicio? Acceso a redes? Precios VPM y tarifas? Estándares (servicios, mercados, costos, desem-peño, eficiencia y operación)? Arbitraje y mediación? Sanciones y revocaciones.? Normalización (autoridad delegada de la SENER)

? El mandato legal de la CRE incluye promover el desarrollo eficiente de las actividades reguladas. La CRE debe facilitar la cobertura nacional de los servicios y de la infraestructura.

? El otorgamiento de permisos y la regulación de las industrias de gas y electricidad se realiza en conformidad con las leyes vigentes.

Reformas Reformas institucionalesinstitucionales

ReformasReformaslegaleslegales

2. Resultados de las reformas energéticas (1995 - 2002)

?Nueva industria y mercados de gas con crecimiento dinámico y participación diversa pública y privada.

? Servicios regulados y oportunidades de acceso a redes.

? Expansión significativa de infraestructura. Más de US$ 2,000 millones de inversiones en marcha y 2.3 millones de usuarios de gas natural en Zonas Geográficas de Distribución.

? Pese a limitaciones, la CRE es un elemento esencial en este desarrollo.

Nuevos actores, más mercados y más suministro a nuevos usuarios.

Limitaciones en alcance, competencia y certidumbre jurídica y económica

Nuevas reformas en discusión (electricidad, gas natural y LP)

Electricidad Gas Natural• 246 permisos vigentes

• 19,468 MW de capacidad autorizada por la CRE (+/- US$ 10 mil millones)

• 12,517 MW en operación(incluyendo IPP’s y Pemex)

• 128 permisos (21 de distribución y 107 de transporte)

• 40, 000 Km de ductos

• US $2.2 mil millones de inversión

• SNG regulado

? Demanda de gas natural crecerá 7.4% p.a., desde 4.3 BCFD en 2001hasta 8.8 BCFD en 2011. La oferta interna sólo crecería 5.9% p.a.

? Las importaciones de gas natural podrían sobrepasar 1.0 BCFD entre 2003 y 2004 y atenuarse hasta 2008, dependiendo de la producción interna. Se espera que el 50% de la producción nacional sea de gas no asociado.

? Esfuerzos para incrementar la disponibilidad de gas natural: PEG, MSC’s y LNG. Tres o cuatro terminales de LNG podrían ser construidas.

010203040506070

2001 2011

Otros Gas Natural

? Gas natural: combustible preferente para generación eléctrica y uso industrial.

? La generación eléctrica dominará la demanda de gas natural.

? Las plantas de LNG podrían suministrar 1.8 BCFD para generación eléctrica y consumo industrial.

? GLP: mantiene su importancia hasta 2011.

Generación (MW)

Importaciones de gas natural

Fuente: con base en SENER (2001-2011)

3. Crecimiento del gas natural en México

-200.0400.0600.0800.0

1,000.01,200.01,400.01,600.01,800.02,000.0

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

?

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

BC

FD

PEMEX Industrial Electricidad Otros

5.7 6.2

7.07.8

8.7 9.2 9.5 9.6 9.1

4. Demanda sectorial de Gas Natural

Fuente: SENER 2002-2011 (Escenario medio)

NO0.09 0.65

NE1.0 2.6

Cent-O0.3 1.0

Cent0.6 1.0

S-SE2.2 3.6

Demanda regional 2001-2011 (BCFD)

? Estrecha correlación entre desarrollo regional (crecimiento, inversión y empleo) y el consumo de gas natural.

? Electricidad, LDC y consumo industrial: principales motores de la demanda de gas natural.

? Cambio estructural y uso eficiente de energía (aplicaciones térmicas, calor de proceso, h-s-p) conducen a mayor intensidad de gas en la industria.

Otros

Metal-mecánica

Química...

Vidrio,cerámicos

PapelCemento

43.7

23.7

16.77.5

5.7 2.7

0

100%

Demanda industrial 2001 *

* No incluye petroquímicaFuente: Sener (2002-2011)

5. Demanda regional de gas natural

I

III

VIII

IV

V

VI

II

VII

Clusters eléctricos

I 2076 MWII 1633 MWIII 1668 MWIV 1161 MWV 3154 MW

VIII 3974 MW

VI 2304 MWVII 2399 MW

TOTAL 18,369 MW

(5,000 MW menos probables)

LNG

Blythe-Yuma-Tijuana

(0.4 Bcfd)

Wilcox-NacoAgua Prieta

(0.36 Bcfd)Norteño-

El Paso-Samalayuca

0.3 Bcfd)

Eagle Pass-Laredo (Tidelands Oil)0.05 Bcfd

EPFS-Arguelles0.03 Bcfd constrained

•TETCO(Duke)-Reynosa0.10 Bcfd constrained•Tennessee-Reynosa0.3 Bcfd•Tennesee-Rio Bravo0.4 Bcfd

KM-Arguelles0.35 Bcfd

LNG

LNG

Capacidad de Ductos Fronterizos

2002 total firme: 2.0 Bcfd2002 total interrup.: 0.2 Bcfd

2006 total firme: 3.0 Bcfd

6 nuevas interconexiones4 terminales LNG factibles2 almacenamientos sal factibles1 sistema LNG-directo factible2 loops grandes factibles

Del Rio-Acuña0.01 Bcfd

KM-Monterrey-Saltillo0.3 Bcfd

Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)

Gasoductos privados

Ductosde Nogales(0.1 Bcfd)

Gasoductos privados futuros (alta factibilidad)

Ductos en EUA

USA

New interconnection0.35 Bcfd

Almacenamientos posibles

LoopChihuahua0.3 Bcfd

Tama-Centro0.4 Bcfd

LC_Manza-Nillo 0.3 Bcfd

Valladolid-Cancun0.1 Bcfd

Guadalajara-Manzanillo0.3 Bcfd

Sn. Fdo. 1 Bcfd

Tijuana-Bajamar-Ensenada

(0.5 – 1.0 Bcfd)

Monterrey-SLP-Bajìo Norte0.3 Bcfd

Frontera-Guaymas-Mazatlan0.5 Bcfd

Gasoductos privados (prefactibilidad)

Palmillas-Toluca 0.3 Bcfd

Gas Zapata0.2 Bcfd

TransBajío0.2 Bcfd

Mayakan0.4 Bcfd

Sn. Fdo. extension

Mexico-Guatemala-Honduras 0.5 Bcfd

LNG

LNG

LNG

SLP loop(0.2 Bcfd)

San Diego-Mexicali-Rosarito (0.3 Bcfd)

New interconnection0.35 Bcfd

6. Gas natural: infraestructura y logística

LNG

Cd. Pemex

Cd Juarez

Chihuahua

MonterreyReynosa

Cd Madero

Toluca D.F.

PR

MexicaliTijuana

Naco

Manzanillo0.3 BCFD ?

? Cinco solicitudes presentadas, cuatro otorgadas

? Operación comercial: 2006-2007

? Inversiones estimadas: US$350 – 700 por proyecto

7. Permisos de LNG y proyectos futuros

Altamira5. Shell

• Licitación CFE

• 150,000 m3 x 3

• 0.7 - 1.1 BCFD

Baja California1. GNBC (Marathon, etc.)

• 140,000 m3 x 3

• 0.7 - 1.0 BCFD

2. ECA (Sempra)

• 160,000 m3 x 2

• 1.0 – 1.3 BCFD

3. Shell B. Cal.

• 170,000 m3 x 2

• 1.0 – 1.3 BCFD

4. Chevron-Texaco

(off-shore)

• 125,000 m3 x 2

• 0.7 – 1.4 BCFD

Lázaro Cárd.0.5 BCFD ?

Topolobampo0.3 – 0.5 BCFD ? Coatza

LNG-direct regas.0.750 BCFD ?

? Mercado doméstico: creci-miento continuo y déficit de oferta.

? Mercados vecinos (USA) deficitarios, insaciables y restrictivos.

? Disponibilidad de fuentes remotas (stranded gas).

? Disminución de costos en la cadena del LNG.

? Diversificación de importa-ciones y competencia de precios.

? Balance estratégico de importaciones y exportaciones de energía en Norteamérica.

? Integración LNG/Electricidad, recorte de picos, manejo de swings, gas sustituto.

? Opción de menor costo, dado el déficit interno y las dudas sobre importaciones desde EU.

? Menor impacto ambiental.

? Marco legal y regula-torio claro y congruente: almacenamiento de gas.

? Regulación precisa: tarifas, asignación de capacidad, operación y seguridad.

? Posición estratégica en los litorales mexicanos.

? Captura de mercados domésticos e interna-cionales.

? Impulso diverso: licitación estatal (CFE) y mercado (costa Pacífico).

8. Factibilidad del LNG en México

? La demanda de gas natural continuará creciendo en México. Oferta insuficiente e infraestructura inadecuada asfixiarán el desarrollo del país y generarán costos económicos y ambientales excesivos.

? El gas natural es un combustible de TRANSICION. Se tiene poco tiempo para diversificar los sistemas energéticos y alcanzar a desplegar los nuevos.

? El desarrollo del LNG es estratégico para México: diversificará las importaciones, equilibrará el comercio energético fronterizo, proveerá una póliza de seguros al sector eléctrico, contribuirá al balance oferta/demanda, generará competencia de precios y nuevos mercados y proyectos.

? Es fundamental profundizar la apertura del sector energético nacional para obtener los mayores beneficios. Sólo así podrán aumentar las inversiones sin comprometer recursos públicos. Sóloasí se lograrán mercados competitivos y precios menores en favor de los consumidores nacionales. Sólo así lograremos recobrar la verdadera soberanía del país, comprometida hoy por décadas de crisis, deudas, insuficiencias y subdesarrollo.

Conclusiones