Secretaría de Energía. Prospectiva del mercado de gas natural 2008-2017

Secretaría de Energía Prospectiva del mercado de gas natural 2008-2017 México, 2008 1

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 S e c r e t a r í a d e E n e r g í a Georgina Kessel Martínez Secretaria de Energía Jordy Herrera Flores Subsecretario de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico Mario Gabriel Budebo Subsecretario de Hidrocarburos Benjamín Contreras Astiazarán Subsecretario de Electricidad María de la Luz Ruiz Mariscal Oficial Mayor Verónica Irastorza Trejo Directora General de Planeación Energética Héctor Escalante Lona Jefe de la Unidad de Comunicación Social 2

Secretaría de Energía Responsables: Verónica Irastorza Trejo Directora General de Planeación Energética Virginia Doniz González Directora de Integración de Política Energética Nacional Juan Ignacio Navarrete Barbosa Subdirector de Políticas de Combustibles Portada: CPG Área Coatzacoalcos de PGPB 3

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 Agradecemos la participación de los siguientes organismos y áreas para la integración de esta prospectiva: Comisión Federal de Electricidad Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía Comisión Reguladora de Energía Ecognv Ecomex Energía Costa Azul Gas del Litoral Grupo SIMSA Instituto Mexicano del Petróleo Luz y Fuerza del Centro Pemex Corporativo Pemex Exploración y Producción Pemex Gas y Petroquímica Básica Pemex Petroquímica Pemex Refinación Secretaría de Economía Secretaría de Hacienda y Crédito Público Dirección General de Desarrollo Industrial de Hidrocarburos Unidad de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía 4

Secretaría de Energía Índice Presentación Introducción Resumen ejecutivo Capítulo uno Panorama internacional del mercado de gas natural 1.1 El gas natural en la demanda de energía 1.2 Consumo mundial de gas natural, 2007 1.3 Reservas mundiales de gas seco, 2007 1.4 Producción mundial de gas seco, 2007 1.5 Oferta mundial de gas natural licuado, 2007 1.6 Almacenamiento de gas natural, 2007 1.7 Comercio exterior de gas natural en Norteamérica, 2007 1.8 Precio internacional del gas natural, 2007 1.9 Mercado prospectivo de gas natural, 2005-2020 1.9.1 Demanda mundial de gas natural, 2005-2020 1.9.2 Oferta mundial de gas natural, 2005-2020 1.10 Prospectiva de gas natural licuado, 2008-2017 1.11 Impacto ambiental del gas natural en el mundo, 2005-2020 Capítulo dos Marco regulatorio de la industria de gas natural 2.1 Marco regulatorio básico de la industria del gas natural 2.2 Marco constitucional 2.3 Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo 2.4 Principales atribuciones de la Secretaría de Energía en materia de gas natural 2.5. Ley de Petróleos Mexicanos 2.6 Ventas de Primera Mano 2.7 Regulación en la industria de gas natural 2.7.1 Metodología para la determinación del precio máximo del gas natural objeto de venta de primera mano 5

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 2.7.2 Modificaciones a la Directiva de Precios y Tarifas 2.7.3 Esquemas para mitigar la volatilidad de precios del gas 2.7.4 Revisión quinquenal de tarifas de permisionarios privados 2.7.5 Revisión quinquenal de tarifas del Sistema Nacional de Gasoductos 2.8 Normalización 2.8.1 NOMs 2.8.2 Unidades de verificación 2.9 Avances en el desarrollo de infraestructura de gas natural 2.9.1 Distribución 2.9.2 Transporte de acceso abierto y para usos propios 2.9.3 Almacenamiento 2.9.4 Proyectos potenciales de distribución 2.10 Programa sectorial de energía 2007-2012 Capítulo tres Mercado nacional de gas natural 1997-2007 3.1 Consumo de gas natural, 1997-2007 3.1.1 Sector eléctrico 3.1.2 Sector industrial 3.1.3 Sector petrolero 3.1.4 Sectores residencial y servicios 3.1.5 Sector autotransporte 3.1.6 Consumo regional 3.2 Oferta 3.2.1 Reservas probadas de gas natural por región 3.2.2 Extracción de gas natural 3.2.3 Procesamiento de gas natural 3.2.4 Infraestructura de transporte y distribución 3.2.5 Sector privado 3.2.6 Precio nacional de gas natural 3.2.7 Comercio exterior 3.2.8 Balance oferta-demanda, 1997-2007 Capítulo cuatro Evolución de la demanda y oferta nacional de gas natural 2008-2017 4.1 Análisis de la demanda prospectiva de gas natural 4.1.1 Sector eléctrico 4.1.2 Sector industrial 4.1.3 Sector petrolero 4.1.4 Sector residencial y servicios 4.1.5 Sector autotransporte 4.2 Oferta de gas natural 6

Secretaría de Energía 4.2.1 Escenario de producción de PEP 4.2.2 Oferta de gas seco de PGPB 4.3 Inversiones en PGPB para el procesamiento y transporte de gas natural 4.4 Prospectiva de infraestructura de gasoductos 4.5 Comercio exterior de gas natural 4.5.1 Gas natural licuado 4.6 Balance prospectivo oferta-demanda de gas natural, 2007-2017 4.7 Balances regionales de gas natural Anexos 1) Glosario de términos 2) Metodología para la proyección de la demanda de gas natural 2008-2017 3) Estadísticas complementarias 4) Factores de conversión 5) Abreviaturas y siglas Bibliografía Referencias para la recepción de comentarios 7

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Secretaría de Energía Presentación Durante la década de los noventa México comenzó a desarrollar un mercado interno de gas natural como respuesta a la creciente importancia de las políticas de sustentabilidad generalizado a nivel mundial, así como a las mejoras en eficiencia de las plantas de ciclo combinado para la generación de electricidad. Así, se comenzó a fomentar del uso de combustibles más limpios y eficientes. Tras la reforma a la industria de gas natural en 1995, México incursionó en procesos regulatorios que permitieron impulsar esta industria mediante inversión complementaria de particulares en el transporte, distribución y almacenamiento de este energético. A su vez, Pemex desarrolló importantes reservas de gas natural no asociado en el norte del país. Con ello, dejó de ser un combustible de uso marginal para convertirse en un insumo energético esencial de la economía moderna del país. El gas natural penetró en todos los sectores productivos y de consumo de manera directa o indirecta, convirtiéndose en el combustible predilecto que podía hacer compatible el progreso económico e industrial con la preservación del medio ambiente. La Reforma Energética recientemente aprobada, fortalece a Pemex y amplía su capacidad de ejecución. Para la industria del gas natural, los mayores beneficios de esta reforma, los podremos obtener en el mediano y largo plazo. Con la aprobación de las nuevas condiciones de contratación para que Pemex pueda explorar y extraer hidrocarburos, los mexicanos podremos contar con una mayor oferta nacional de gas natural, así como aumentar nuestras reservas para garantizar la seguridad energética en beneficio de las generaciones futuras. Asimismo la reforma contiene esquemas para impulsar acciones en materia de eficiencia energética para el mayor aprovechamiento del gas natural. Además, con el fin de impulsar la expansión de la infraestructura de transporte de gas natural en el país, fortalecer el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) y dotarlo de redundancia y mayor capacidad de transporte, la Reforma fortalece a la Comisión Reguladora de Energía, al otorgarle facultades para establecer las tarifas sistémicas que podrán hacer más atractivas las inversiones en este tipo de infraestructura. Con ello, el gas natural podría llegar a entidades federativas que hoy no reciben suministro por falta de infraestructura. Para complementar el seguimiento y la visión estratégica sobre la expansión de esta industria en nuestro país, la Secretaría de Energía publica la Prospectiva del mercado de gas natural 2008-2017, que incluye la mejor información disponible y explora los primeros alcances de la Reforma Energética para los siguientes diez años, en un ejercicio de planeación coordinada con las diferentes entidades del sector energético mexicano. Georgina Kessel Secretaria de Energía 9

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Secretaría de Energía Introducción La Secretaría de Energía, en el cumplimiento al Artículo 109 del Reglamento de Gas Natural, publica la Prospectiva del mercado de gas natural 2008-2017, que contiene la información más actualizada acerca de la evolución histórica y las expectativas de crecimiento del mercado interno de gas natural del país y su papel en el contexto internacional. El documento se conforma por cuatro capítulos. El primero describe el panorama internacional del gas natural en las diferentes regiones productoras y consumidoras alrededor del mundo. En particular, este apartado compara al hidrocarburo con otras fuentes de energía primaria, sustentando el auge que ha adquirido en el mercado internacional de energéticos en los últimos años. Además, se analiza el consumo, las reservas y la producción mundial, así como la oferta de gas natural licuado (GNL) y el almacenamiento subterráneo que algunos países poseen. Asimismo se incluye un análisis de precios de los principales mercados de referencia y la situación del comercio exterior en la región de Norteamérica a 2007. Se muestran los resultados del Departamento de Energía (DOE) de Estados Unidos, en cuanto a la oferta y demanda mundial del combustible hacia 2020 y la prospectiva de la industria de GNL con los proyectos detectados por la Agencia Internacional de Energía (AIE) a 2017. Finalmente se incluye el impacto ambiental que tendrá el gas natural en la emisión de gases de efecto invernadero para el futuro. A lo largo del capítulo dos, se ofrece una perspectiva actual de aquellas acciones realizadas en el sector dentro del marco regulatorio del gas natural en México. En esta sección, destacan apartados que dan seguimiento a temas anteriormente mencionados en las versiones previas de la prospectiva, tales como la venta de primera mano, las modificaciones de los términos y condiciones generales, las revisiones quinquenales de permisionarios de distribución, así como el desarrollo de los proyectos de GNL durante los últimos años y el reciente el otorgamiento del primer permiso de almacenamiento subterráneo en el país. Además, tras la publicación a finales de 2007 del Programa Sectorial de Energía 2007-2012, el capítulo resume los compromisos, estrategias y líneas de acción establecidos por el Gobierno Federal que hacen referencia a la cadena de valor de la industria de gas natural en México. En el tercer capítulo se detallan los aspectos ocurridos en el mercado nacional de gas natural durante el periodo 1997-2007. Esta sección profundiza en los comportamientos de demanda mostrados en cada sector de uso final y región en el país. El capítulo aborda aquellos aspectos trascendentales acerca de la evolución de las reservas al 1 de enero de 2008, la producción, el procesamiento, el comercio exterior, precios al público por sector de uso final y la infraestructura actual de transporte y distribución, concluyendo con el análisis de aquellos factores fundamentales que dieron como resultado el balance nacional de gas natural en el periodo de referencia. La evolución futura de la demanda nacional de gas natural hacia 2017, se encuentra en el capítulo cuatro, donde se muestran las estimaciones realizadas respecto al crecimiento de las regiones y sectores de consumo final. También contiene la producción que se espera que Pemex tenga disponible en el mercado. En este sentido, ante la reciente aprobación de la reforma energética, sólo se presenta un escenario de planeación en espera de profundizar los alcances de la misma. Cabe señalar que, la oferta prospectiva señalada en el capítulo cuatro reconoce los incrementos en el costo de los servicios en la industria petrolera en el último año, y la demanda advierte posibles efectos de la recesión que 11

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 experimenta la economía mundial, y más aún las implicaciones en el mercado nacional de gas natural. En el apartado de GNL, se describen los incrementos de las tres terminales de regasificación consideradas hacia 2017. Como nuevo tema, se incluye un apartado de Prospectiva de infraestructura de gasoductos, a fin de mostrar el fortalecimiento del sistema de gasoductos. Finalmente se muestra el balance nacional de gas natural 2007-2017 y sus respectivos balances regionales. Se anexan también un glosario de términos, una explicación sobre las metodologías empleadas en las estimaciones de la demanda de gas natural, estadísticas de consumo por entidad federativa y un balance en formato de la AIE con el fin de brindar al lector la posibilidad de comparar el balance nacional aplicando los conceptos de dicho organismo internacional. 12

Secretaría de Energía Resumen ejecutivo En los últimos años el mercado internacional de gas natural se ha caracterizado por un mayor uso en los sectores de consumo, resultado de los beneficios ecológicos y económicos que ofrece respecto a otros combustibles, lo que lo ha llevado a convertirse en la tercer fuente de energía primaria más importante. Nuestro país no ha sido ajeno al desarrollo de esta industria, cuya evolución histórica lo respalda, además de que el posible desarrollo futuro hace prever que seguirá siendo un combustible importante en la matriz energética de México. Panorama mundial Durante 2007, el consumo mundial de gas natural fue de 282,701 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), 30.1% más elevado que el de hace una década, y 3.1% mayor respecto a 2006. La geografía del consumo de gas natural muestra que, las regiones de mayor consumo en el mundo son Europa-Euroasia, Norteamérica y Asia-Pacífico, que en conjunto representan el 82.3% de la demanda global. Las reservas probadas de gas natural permanecieron prácticamente sin cambio en el último año, totalizando 6,263 billones de pies cúbicos (bpc). La relación mundial de reservas de gas natural respecto a los niveles actuales de producción (R/P) es de 60.3 años, en tanto que la de petróleo es de 41.6 años. Por otro lado, la producción mundial de gas seco alcanzó un nivel de 284,452 mmpcd en 2007, lo que significó un incremento de 2.4% respecto al año anterior. Sin duda, este combustible se ha convertido en una alternativa respecto al petróleo y sus derivados que durante el año presentaron un alza de precios constante en los mercados internacionales. Un hecho relevante fue que Estados Unidos incrementó su producción en 2,197 mmpcd durante 2007, ya que recuperó la capacidad de producción que poseía antes de los daños de la temporada de huracanes de 2005. El gas natural intercambiado en el mundo alcanzó un volumen de 75,088 mmpcd en 2007, lo que representó 26.4% de la producción mundial del hidrocarburo, mientras que esa misma proporción fue de 19.3% en 1997. La mayor parte del comercio continúa realizándose a través de gasoductos, aproximadamente 70.8%, sin embargo el restante 29.2% que se hace en forma de GNL, comienza a ser importante en vías de una globalización del mercado. Entre los hechos positivos en la expansión de la industria de GNL, fue que Guinea Ecuatorial y Noruega se unieron a los exportadores en 2007, y comenzaron operaciones dos terminales nuevas de regasificación: Murgados (España) y (Teesside) en Reino Unido. Panorama nacional A lo largo de la última década, la creciente utilización del gas natural continuó en ascenso. Durante 2007, el consumo de gas natural creció 6.8% respecto al año anterior, para alcanzar un promedio de 6,975 mmpcd. Si bien, el crecimiento de la actividad económica nacional de 2007 fue más bajo que en 2006, el comportamiento del precio del gas natural respecto a otros combustibles durante el año, favoreció el crecimiento considerable de la demanda del hidrocarburo dentro del mercado interno. 13

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 El impacto positivo de la estabilidad del precio sobre el consumo de gas natural resultó de la escalada constante de los precios del petróleo, que a su vez incrementó los precios de sus derivados que compiten con el gas natural en los sectores de uso final. No obstante, el precio de venta de primera mano del gas natural en Ciudad Pemex promedió 5.89 USD/MBTU en 2007, apenas 0.02 USD/MBTU más que en 2006. Las reservas totales remanentes de gas natural, conocidas también como 3P, ascendieron a 61,358.5 miles de millones de pies cúbicos (mmmpc) al 1 de enero de 2008. De acuerdo con la ubicación de los yacimientos evaluados, la región Norte concentra 61.2% del total, la Sur 16.6%, la Marina Suroeste 13.5% y la Marina Noreste 8.8%. Respecto al origen de las reservas totales de gas natural y el tipo de yacimiento, se observa que 75.1% del total corresponden a gas asociado al crudo, y el restante 24.9% son reservas de gas no asociado. En términos de gas seco, y utilizando los conceptos y criterios de la Securities and Exchange Commission (SEC), las reservas probadas se ubican en 13,162 mmmpc, con una disminución de 5.0% respecto a 2007. Asimismo, el 69.9% de las reservas probadas de gas seco se ubican en zonas terrestres y el restante en la porción marina. Durante 2007, la producción de gas natural alcanzó 6,058 mmpcd, con una variación positiva de 13.1% respecto al año previo, del cual 56.9% fue gas asociado y la diferencia no asociado. Esto en la tendencia ascendente en la producción de gas natural que permitió alcanzar una serie de máximos sucesivos a lo largo del año. Todas las regiones aumentaron su producción en 2007, en especial las Marinas y la Norte. En esta última destacan los activos Burgos, por la productividad de sus pozos; Veracruz por la variación positiva en su producción; y Poza Rica-Altamira debido a la optimización de sus operaciones e infraestructura; en la Región Marina Noreste sobresale Cantarell por el incremento en la producción de pozos con alta relación gas-aceite, pese a que el campo se encuentra en su fase natural de declinación, y en la Marina Suroeste destaca el activo Litoral de Tabasco. El proceso de gas húmedo en plantas alcanzó 4,288 mmpcd, 3.3% mayor a 2006, debido principalmente a la mayor producción y oferta de gas húmedo dulce. De esta forma, el proceso de este último fue de 1,125 mmpcd, 18.5% superior al año anterior, este incremento se debió principalmente a una mayor producción registrada en la cuenca de Burgos; mientras que de gas húmedo amargo fue de 3,162 mmpcd, con una variación negativa de 1.3%. Derivado de ambas corrientes de procesamiento, los 10 Complejos Procesadores de Gas (CPG s) alcanzaron una producción de gas seco de 3,546 mmpcd durante 2007, lo que representó un aumento de 3.0% respecto al volumen obtenido en 2006. Escenario prospectivo La Reforma tiene implicaciones significativas en la parte aguas arriba de la industria, con lo que se espera que en el mediano y largo plazo, principalmente, se observe un incremento en la producción de gas del país. El escenario de producción planteado por PEP permite cumplir la meta planteada por el programa estratégico de 6,000 mmpcd. Así, el escenario mantiene una expectativa de producción mayor a 6,500 mmpcd en promedio durante el periodo de 2008-2017. Por el lado de la oferta nacional, ésta crecerá a un ritmo de 1.9% en el periodo 2007-2017, de tal manera que llegará a una producción de gas seco de 7,289 mmpcd en el último año. Cabe señalar que, la producción aguas arriba provendrá de proyectos en cuencas terrestres y un incremento en las actividades en aguas someras; de la expectativa del desarrollo en aguas profundas, mediante el proyecto de Lackach con el que PEP está planeando incorporar producción en 2013; al tiempo que se continúa con los proyectos de explotación en Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos y Veracruz; además, de la intensa actividad en Chicontepec. De esa producción aguas arriba, PEP requerirá 1,318 mmpcd en 2017, que utilizará para sus operaciones y en como bombeo neumático en pozos petroleros. 14

Secretaría de Energía Con respaldo de los proyectos citados, PGPB estaría disponiendo de gas natural en forma incremental en sus plantas de procesamiento, lo que permitiría aumentar esa oferta de gas seco a un ritmo de 3.2% promedio anual en el periodo 2007-2017, hasta alcanzar un volumen de 4,878 mmpcd en el último año. Además, estaría inyectando al SNG un volumen de 1,012 mmpcd de gas seco directo de los campos de PEP y etano por 81 mmpcd que obtendría de sus plantas fraccionadoras en el mismo año. Para 2017, la demanda estimada de gas natural alcanzará un volumen de 9,374 mmpcd. En el futuro la mayor parte del crecimiento en la demanda de gas natural provendrá del sector eléctrico, el cual se espera registre una tasa media de crecimiento de 4.4% en el periodo 2007-2017 y crecerá 1,420 mmpcd. Los sectores petrolero e industrial le seguirán en importancia, presentando crecimientos de 667 y 221 mmpcd, respectivamente, entre 2007 y 2017. Destaca que los sectores de menor participación en el consumo presentarán gran dinamismo en su demanda durante la década. El sector residencial, de servicios y autotransporte crecerán en su demanda a una tasa media de crecimiento media anual de 6.0%, 5.1% y 15.3%, respectivamente en el periodo de análisis. En el caso de los primeros, se debe a que ante las expectativas de una expansión del sistema de gasoductos se desarrollen nuevas zonas de distribución, mientras que en el sector transporte hay expectativas de un fuerte impulso a incrementar el parque vehicular a GNC en las grandes ciudades. La balanza comercial será deficitaria en todo periodo de 2007-2017, alcanzando un mínimo saldo neto de 934 mmpcd durante 2011, mientras que al cierre del periodo de estudio el saldo neto de las importaciones se estima llegará a 2,085 mmpcd. Las importaciones de gas natural en 2017 provendrán de contratos de GNL en tres terminales de regasificación que se contemplan en el periodo de análisis, además de aquellas provenientes de Estados Unidos. 15

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Secretaría de Energía Capítulo uno Panorama internacional del mercado de gas natural En esta sección se presenta el panorama internacional del mercado de gas natural, se analiza la evolución de la oferta, la demanda y los precios a 2007; así como, la oferta y demanda prospectiva mundial al 2020. Además contiene la actualización del mercado internacional de gas natural licuado (GNL) durante el último año, y las capacidades por tipo de almacenamiento subterráneo al cierre de 2007. En este capítulo se incluye una prospectiva de GNL, 2008-2017, con base en los proyectos considerados por la Agencia Internacional de Energía (AIE) y que se encuentra su fase de construcción o planeación, a fin de dar a conocer la expansión esperada en los próximos años entre importadores y exportadores de esta industria. Además, entre los nuevos temas se presentan las emisiones de dióxido de carbono proveniente del gas natural por país. 1.1 El gas natural en la demanda de energía Durante 2007, la expansión de la economía mundial continuó por cuarto año consecutivo a un ritmo elevado, a pesar de la pérdida de vigor de la economía estadounidense y del surgimiento de serios problemas en los mercados financieros de Estados Unidos y otros países avanzados. En Estados Unidos, el crecimiento del PIB durante 2007 fue inferior al observado en 2006, donde influyó de manera importante la contracción de los sectores relacionados con la construcción residencial. En la zona del euro y en Japón el crecimiento también tendió a moderarse, si bien de manera menos pronunciada. El crecimiento de las economías emergentes, por el contrario, mantuvo su dinamismo, aunque hacia finales del año se observó cierta desaceleración de la actividad económica de este grupo de países. La inflación tendió a aumentar durante 2007 tanto en los países industriales como en las economías emergentes, impulsada principalmente por los incrementos de los precios de la energía y los alimentos en los países emergentes, también por el fuerte crecimiento de la demanda interna. Así, mientras la economía mundial presentó un crecimiento de 4.9% 1 durante 2007, el consumo de energía primaria 2 mundial aumentó 2.4% respecto a 2006, crecimiento menor al año anterior cuando el consumo de energía creció 2.7% y la economía mundial creció 5.0%, ligeramente superior al promedio de los últimos 10 años, cuya tasa media de crecimiento anual (tmca) fue de 2.2%. 1 De acuerdo con World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2008. 2 Se refiere a fuentes de energía que se obtienen directamente de la naturaleza o bien después de un proceso de extracción. 17

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 Cuadro 1 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 1997-2007 (millones de toneladas de petróleo crudo equivalente) Año 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 variación tmca 2007/2006 1997/2007 Total mundial 8,907 8,920 8,548 8,548 9,342 9,524 9,829 10,289 10,558 10,843 11,099 2.4 2.2 Petróleo 3,433 3,449 3,518 3,559 3,576 3,611 3,682 3,824 3,871 3,911 3,953 1.1 1.4 Carbón 2,318 2,264 2,253 2,340 2,352 2,407 2,600 2,768 2,892 3,042 3,178 4.5 3.2 Gas natural 2,026 2,059 2,108 2,199 2,217 2,288 2,341 2,428 2,497 2,558 2,638 3.1 2.7 Hidroenergía 589 597 602 610 596 608 608 645 670 697 709 1.7 1.9 Nucleoenergía 541 550 571 584 601 611 599 625 627 635 622-2.0 1.4 Fuente: BP Statistical Review of World Energy, Junio 2008. El gas natural constituye la tercera fuente de energía, después del petróleo y el carbón. Su empleo presenta ventajas económicas y ecológicas, acorde a las políticas de sustentabilidad actuales que se orientan al empleo de combustibles limpios y eficientes. Como resultado, el consumo de gas natural en el mundo creció 2.7% en promedio anual entre 1997 y 2007, abasteciendo 23.8% del consumo mundial de energía primaria. Gráfica 1 Consumo mundial de energía primaria por tipo de fuente, 2007 (participación porcentual) Nucleoenergía Hidroenergía 5.6% 6.4% Gas natural 23.8% Petróleo 35.6% Carbón 28.6% Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2008. 18

Secretaría de Energía Los precios de los productos primarios, particularmente el petróleo y los alimentos, registraron fuertes incrementos durante 2007, convirtiéndose en fuentes de presión inflacionaria importantes a nivel global en la economía. En 2007, el precio del petróleo superó sus marcas históricas previas, alcanzando en noviembre el nivel de los 100 dólares por barril para el tipo West Texas International (WTI), aunque las expectativas de un menor crecimiento de la economía estadounidense contribuyeron a reducirlo a 96 dólares al término del año. El precio promedio de los crudos marcadores fue de 72.20 dólares por barril para el WTI y 72.39 dólares por barril para el crudo Brent, es decir, 6.18 y 7.25 dólares encima del valor registrado en 2006, respectivamente. Durante 2007, el carbón se convirtió por quinto año consecutivo en el energético con mayor crecimiento en el consumo anual, esta vez a una tasa de crecimiento de 4.5%. Este incremento se presentó pese a que este combustible fósil registró un alza en el precio entre 2006 y 2007, al pasar de 49.09 a 65.73 dólares por tonelada métrica 3. Este aumento no fue generalizado en todas las regiones de consumo, ya que en Estados Unidos disminuyó de 62.98 a 51.12 dólares por tonelada. Por su parte, el alza de las cotizaciones de los alimentos resultó principalmente del aumento del consumo en los países emergentes de rápido crecimiento, la demanda de bienes agrícolas para la producción de biocombustibles y las condiciones climáticas adversas. Ante la expansión de las economías emergentes durante 2007 a tasas mayores o cercanas a las del año previo, se fortalecieron los consumos de combustibles como el carbón y el gas natural. El crecimiento económico de China fue de 11.4%, tres décimas más que en 2006, a lo que contribuyó el fuerte crecimiento de la inversión y las exportaciones. Cabe señalar que, China representó 16.8% del consumo mundial de energía primaria, donde el principal energético es el carbón. El crecimiento económico de China continuó siendo un factor determinante en el mercado de energéticos. Por tercer año consecutivo, únicamente China justificó más de la mitad del incremento global del consumo de energía (52.1%), al crecer 133.6 millones de toneladas de petróleo crudo equivalente (mmtpce) en el total de energía requerida. Este país generó 72.2% de dicho crecimiento a partir de intensificar el uso del carbón. 3 De acuerdo con el Commodity Price Data del Banco Mundial con referencia en Australia, septiembre de 2008. Se refiere al carbón térmico de 6,300 kcal/kg (11,340 BTU/lb), con menos de 0.8% de azufre y 13% de ceniza. 19

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 Gráfica 2 Tasas de crecimiento económico y consumo energético de China, 2000-2007 2007 Variación porcentual anual Consumo en 2007: 1,863.4 mmtpce 20% 15% Consumo de energía PIB Hidroenergía 0.8% Nucleoenergía 5.9% Petróleo 19.7% 10% Gas natural 3.3% 5% 0% 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Carbón 70.4% Fuente: BP Statistical Review of World Energy y World Economic Outlook, 2008. Gráfica 3 Variaciones del consumo de energéticos 2007/2006, principales países 19.9% Petróleo Gas natural 14.6% Carbón Nucleoenergía 10.8% Hidroenergía 6.5% 2.4% 1.4% 4.1% 7.9% 1.6% 2.1% 2.2% 7.8% 7.6% 6.7% 5.2% 6.6% 1.1% 8.9% 1.7% 1.4% 1.3% 2.4% -0.1% Estados Unidos China -0.9% -2.2% Federación Rusa -3.5% Japón India Resto del mundo -4.4% -8.3% -14.2% -13.4% Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2008. 20

Secretaría de Energía El PIB en Rusia creció en 8.1% en 2007. Su posición como el mayor exportador de petróleo crudo contribuyó además a que su superávit en cuenta corriente como proporción del PIB se ubicara cerca de 6%. Si bien, Rusia disminuyó ligeramente su consumo de crudo 0.9% en 2007, el de gas natural aumento 1.6%, siendo este último un volumen importante. Otra economía emergente importante y con un consumo de energía primaria considerable es la India, cuyo crecimiento económico fue ligeramente menor al del año anterior (9.2% contra 9.7%), basado fundamentalmente en la demanda interna, lo cual propició un aumento del déficit en cuenta corriente a 1.8% de su PIB. Esto ocasionó que todos los consumos de sus fuentes de energía primaria se incrementaran en 2007. 1.2 Consumo mundial de gas natural, 2007 Durante 2007, el consumo mundial de gas natural fue de 282,701 millones de pies cúbicos diarios (mmpcd), 30.1% más elevado que el de hace una década, y 3.1% mayor respecto a 2006. La geografía del consumo de gas natural muestra que, las regiones de mayor consumo en el mundo son Europa-Euroasia 4, Norteamérica y Asia-Pacífico, que en conjunto representan el 82.3% de la demanda global. Si bien, el consumo creció en todas las regiones durante el último año, el incremento fue notable en regiones como Asia-Pacífico y Norteamérica, cuyos crecimientos en volumen fueron de 3,822 y 2,608 mmpcd, respectivamente. Gráfica 4 Consumo regional de gas natural en 2007 (millones de pies cúbicos diarios) Europa y Euroasia 111,819 Norteamérica 77,494 Asia Pacífico 43,329 Oriente Medio 28,964 Centro y Sudamérica África 13,015 8,080 Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2008. El consumo estadounidense de gas natural se recuperó 6.5% en 2007, manteniéndose como el mayor consumidor mundial con una demanda de 63,173 mmpcd, y una participación de 22.6%, dando así un impulso considerable al consumo de la región de Norteamérica. Lo anterior derivado de que los precios relativamente bajos de 2006 continuaron en 2007, aunado a la actividad económica sostenida, lo que motivó en gran parte la reanudación de ventas 4 La región de Europa y Euroasia incluye a todos los miembros europeos de la OCDE, los países del antiguo bloque Soviético, además de Albania, Bosnia-Herzegovina, Bulgaria, Croacia, Chipre, Eslovenia, Gibraltar, Macedonia, Malta, Montenegro, Rumania y Servia. 21

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 a usuarios industriales, mientras que los sectores residencial, servicios y de generación eléctrica registraron tasas de crecimiento más altas, en el orden de 6 a 8%. Gráfica 5 Consumo mundial de gas natural, 2007 (millones de pies cúbicos diarios) 1. Estados Unidos 2. Rusia 3. Irán 4. Canadá 5. Reino Unido 6. Japón 7. Alemania 8. Italia 9. Arabia Saudita 10. China 11. Ucrania 12. México 13. Uzbekistán 14. Argentina 15. Emiratos Árabes 16. Francia 17. India 18. Holanda Resto del mundo 10,821 9,090 8,846 8,730 8,006 7,530 7,344 6,511 6,255 5,231 4,413 4,267 4,180 4,052 3,887 3,595 42,456 Total mundial 282,701 63,173 74,314 Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2008. El consumo de la región Asia-Pacífico en 2007, fue impulsado por países como China, Japón e India, que en conjunto justificaron 76.0% del incremento de gas de la región. En el caso de Japón, durante el último año se convirtió en el sexto consumidor del mundo, sustituyendo a Alemania, quien lo fue hasta 2006. Japón incrementó su consumo en 628 mmpcd, luego de que en julio de 2007 un terremoto sacudiera la costa oeste de Japón, dañando las instalaciones de la planta nuclear de Kashiwazaki-Kariwa, considerada la más grande del mundo, ocasionando que quedara fuera de operación para realizar inspecciones y reparar los daños. Dicha generación de electricidad fue compensada con centrales termoeléctricas a partir de derivados de petróleo y gas natural. Cabe señalar que, Japón produce cerca de una tercera parte de su electricidad a partir de la energía nuclear. De hecho, durante septiembre las entregas de GNL fueron superadas por el consumo, cubriéndose el déficit a partir de 22

Secretaría de Energía inventarios en un principio, y luego con mayores importaciones de cargamentos spot, provocando que el precio del GNL suministrado se incrementara hacia el final del año 5. En el caso de China e India, su crecimiento vertiginoso, impulsó una mayor demanda de gas natural, incrementándose las importaciones de GNL en 2007. China aumentó su consumo interno en 19.9%, mientras que la India lo hizo en 7.6%. De esta manera, China superó a Ucrania como consumidor de gas natural en el mundo, posicionándose en el décimo lugar. En Europa se presentaron un gran número de días con clima templado en 2007, lo que generó que en los países de la Comunidad Europea 6 las ventas de gas natural disminuyeran por segundo año consecutivo, esta vez como consecuencia de que en la mayoría de los países se registró un descenso considerable en las ventas al sector residencial. Por otro lado, a pesar de que la actividad económica fue bastante favorable en varios de estos países, las ventas al sector industrial continuaron estancadas y en algunos casos disminuyeron. Esto se derivó del impacto de precios muy altos de gas a consecuencia de fluctuaciones del precio del petróleo, al cual el precio del gas está fuertemente indexado, lo que le redujo competitividad al gas natural comparado a las otras fuentes de energía utilizadas en este sector. Por su parte, el sector eléctrico encontró más favorable al gas en 2007, debido a que el precio de importación del carbón en Europa se duplicó 7. 1.3 Reservas mundiales de gas seco, 2007 Hasta finales de 2007, las reservas probadas de gas natural permanecieron prácticamente sin cambio, ya que reportaron un ligero ascenso de 0.6% respecto al año anterior para totalizar 6,263 billones de pies cúbicos (bpc) 8. La relación mundial de reservas de gas natural respecto a los niveles actuales de producción (R/P) es de 60.3 años, en tanto que la de petróleo es de 41.6 años 9. Cabe señalar que las reservas probadas de gas seco han permanecido prácticamente constantes por lo menos desde 2004, con ligeros incrementos a pesar de que la demanda de gas ha ido en aumento, lo que nos indica que los productores han podido reemplazar exitosamente las reservas. 5 Impacts on International Energy Markets of unplanned shutdown of Kashiwasaki-Kariwa Nuclear Power Station, April 2008, Institute of Energy Economics, Japan. 6 Integrada por Alemania, Austria, Bélgica, Bulgaria, Chipre, Dinamarca, Eslovaquia, Eslovenia, España, Estonia, Finlandia, Francia, Grecia, Holanda, Hungría, Irlanda, Italia, Letonia, Lituania, Luxemburgo, Malta, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, Rumania, y Suecia. 7 Short-term in gas industry, Panorama 2008, Institut Français du Pétrole. 8 Un billón equivale a 10 12. 9 Esto representa el tiempo que las reservas existentes durarían si se mantuvieran los actuales niveles de producción, de acuerdo con BP Statistical Review of World Energy, 2008. 23

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 1. Rusia 2. Irán 3. Qatar 4. Arabia Saudita 5. Emiratos Árabes 6. Estados Unidos 7. Nigeria 8. Venezuela 9. Argelia 10. Irak 11. Indonesia 12. Noruega 13. Turkmenistán 14. Australia 15. Malasia 16. Egipto 17. Kazajstán 18. China 38. México Resto del mundo Gráfica 6 Reservas probadas mundiales de gas seco, 20071 (billones de pies cúbicos) 253 215 211 187 182 159 112 106 105 94 89 87 73 67 67 13 781 1,577 982 904 Total mundial 6,263 Relación R/P (años) 73.5 > 100 > 100 94.4 > 100 10.9 > 100 > 100 54.4 > 100 45.0 33.0 39.6 62.8 40.9 44.3 69.8 27.2 8.0 1 Cifras al cierre de 2007. 2 Las reservas de hidrocarburos de México 2008, Pemex Exploración y Producción, p. 28. Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2008. Desde el año 2000 y a la fecha, las condiciones de las actividades de exploración y producción de hidrocarburos han cambiado radicalmente. En los últimos años parte de los incrementos en la necesidad de desarrollar la capacidad de producción, han sido impulsados por el alza de los precios del petróleo. Esto ha llevado a una fuerte demanda de equipos y servicios para las actividades de exploración y producción de la industria petrolera. Sin embargo, la capacidad de suministrar esos equipos y servicios después de años de poca inversión en la industria, ha resultado en un alza constante de los precios para adquirirlos. El alza comenzó en 2004, continuó hasta 2006 y persistió en 2007. Así, los tiempos de construcción y costo de equipos de perforación, sistemas de soporte de producción, embarcaciones con equipos de sísmica y la mano de obra calificada, constituyen hoy en día el principal cuello de botella de la industria petrolera en el mundo. Pese a este escenario, en 2007 muchos países incrementaron sus inversiones para sostener sus reservas probadas de petróleo y gas natural. Principalmente, países de Latinoamérica, Rusia y China. Las principales adiciones de reservas probadas de gas seco durante 2007, fueron reportadas por Indonesia, Irán y China, que incrementaron en 13 bpc, 7.9 bpc y 7.1 bpc, respectivamente. En menor magnitud otras incorporaciones importantes se realizaron en Venezuela, Arabia Saudita, Noruega y Rusia. Estados Unidos no registró cambios 24

Secretaría de Energía importantes en sus reservas de gas seco, mientras que México se mantuvo en el lugar 38 en reservas de gas seco a nivel mundial. La relación R/P en el resto de las regiones es muy variada; en Norteamérica es de 10.3 años, en Centro y Sudamérica de 51.2 años, en África de 76.6 años, en Asia-Pacífico de 36.9 años. En Europa-Euroasia, las reservas probadas de gas contabilizaron 2,097.9 bpc en 2007, por lo que esta región posee una relación R/P de 55.2 años. Esto se debe a que Rusia posee más de una cuarta parte de las reservas de gas natural en el mundo (25.2%). Mapa 1 Distribución regional de las reservas probadas de gas seco 2007 (billones de pies cúbicos) Norteamérica Reserva Probada: 281.6 bpc Participación mundial: 4.5% R/P: 10.3 años Centro y Sudamérica Reserva Probada: 272.4 bpc Participación mundial: 4.4% R/P: 51.2 años África Reserva Probada: 514.9 bpc Participación mundial: 8.2% R/P: 76.6 años Europa y Euroasia Reserva Probada: 2,097.9 bpc Participación mundial: 33.5% R/P: 55.2 años Asia Pacífico Reserva Probada: 510.7 bpc Participación mundial: 8.2% R/P: 36.9 años Oriente Medio Reserva Probada: 2,585.4 bpc Participación mundial: 41.3% R/P: mayor a 100 años Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2008. 1.4 Producción mundial de gas seco, 2007 La producción mundial de gas seco alcanzó un nivel de 284,452 mmpcd en 2007, lo que significó un incremento de 2.4% respecto al año anterior. Sin duda, este combustible se ha convertido en una alternativa respecto al petróleo y sus derivados, que durante el año presentaron un alza de precios constante en los mercados internacionales. Los principales países productores de gas natural son Rusia y Estados Unidos. Otros países como Canadá, Irán, Noruega, Argelia, Arabia Saudita y Reino Unido, presentaron importantes niveles de producción durante 2007. Estos ocho países representaron 60.2% de la producción global del gas seco en el año, con niveles por encima de los 7,000 mmpcd (véase gráfica 7). Cabe señalar que México se ubica en el lugar 18 como productor de gas seco, considerando la clasificación del BP Statistical Review of World Energy. 25

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 Gráfica 7 Producción mundial de gas seco, 2007 (millones de pies cúbicos diarios) 1. Rusia 2. Estados Unidos 3. Canadá 4. Irán 5. Noruega 6. Argelia 7. Arabia Saudita 8. Reino Unido 9. China 10. Turkmenistán 11. Indonesia 12. Holanda 13. Malasia 14. Qatar 15. Uzbekistán 16. Emiratos Árabes 17. Egipto 18. México 19. Argentina Resto del mundo 10,827 8,677 8,032 7,344 7,005 6,706 6,525 6,456 6,236 5,854 5,786 5,659 4,760 4,501 4,469 4,335 17,775 Total mundial 284,452 52,816 51,917 58,772 Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2008. Un hecho relevante fue que Estados Unidos incrementó su producción en 2,197 mmpcd durante 2007. Esto se debió a que los daños de la temporada de huracanes de 2005 a instalaciones de producción y procesamiento han sido reparados completamente, y en 2007 fue recuperada la capacidad de producción a sus niveles normales de operación. Así, el volumen de gas producido representó 18.8% del suministro total de gas natural en el mundo. Dicho volumen fue 4.3% mayor que el producido en 2006, debido a que la producción de gas fue estimulada por los precios a boca de pozo más altos de los últimos años, ayudado por una actividad exploratoria importante en 2007 que sostuvo no sólo el alza de la producción, sino el mantenimiento de las reservas probadas de este país. 26

Secretaría de Energía 60 Gráfica 8 Evolución de la producción comercial y el precio a boca de pozo en Estados Unidos, 1995-2007 $8.0 Producción (mmmpcd) 50 40 30 20 10 $7.0 $6.0 $5.0 $4.0 $3.0 $2.0 $1.0 Precio (USD/MBTU) 0 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Producción comercial Precio a boca de Pozo $0.0 Fuente: DOE, US. Desde la segunda mitad de la década pasada el gas natural ganó importancia rápidamente en el mercado energético global, al convertirse en un combustible de usos diversificados que posee una combustión eficiente y limpia, lo que generó un incremento en los ritmos de producción para satisfacer la demanda. Ante la diversificación de los yacimientos de gas se han consolidado mercados de oferta regionales más equilibrados que en el caso del petróleo crudo. La Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) 10 produjo 44.5% del petróleo en el mundo y 18.4% del gas seco comercializado durante 2007. Cabe mencionar que los países de la OPEP poseen 49.7% de las reservas probadas mundiales de gas al cierre de 2007, y en los últimos 10 años dicha relación ha ido en aumento, ya que en 1997 fue de 42%. Asimismo, estos países han incrementado su participación en la oferta mundial para capturar los beneficios que ofrece el mercado de gas natural, mientras en 1997 producían 15.1%, para 2007 llegaron a aportar 18.4% del total. Muchos de los países de la OPEP poseen demandas internas menores a su producción, lo que les permite colocar excedentes fuera de sus regiones geográficas. 10 Los miembros de la OPEP son Arabia Saudita, Angola, Argelia, Ecuador, Emiratos Árabes Unidos, Indonesia, Irán, Irak, Kuwait, Libia, Nigeria, Qatar y Venezuela. 27

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 Gráfica 9 Producción mundial de gas seco por región y participación de la OPEP, 1997-2007 300,000 19.0% 250,000 18.5% Producción mundial (mmpcd) 200,000 150,000 100,000 50,000 18.0% 17.5% 17.0% 16.5% 16.0% 15.5% Participación OPEP Fuente: Annual Statistical Bulletin OPEC, 2007. 0 15.0% 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Norteamérica Europa-Euroasia Centro y Sudamérica Oriente Medio África Asia Pacífico OPEP A diferencia de los países de la OPEP que han incrementando su producción de gas seco en los últimos años, las principales empresas petroleras mantienen estable su producción, independientemente de operar en distintas partes del mundo, e incluso participando en algunos países de la OPEP. Sin embargo, estas últimas han diversificado las oportunidades de negocios en el desarrollo de oferta de gas natural de yacimientos no convencionales y el GNL, e inclusive haciendo desarrollos para disminuir la cantidad de gas enviado a la atmosfera. Lo anterior se debe a que estas empresas privadas han alcanzado una composición relativa entre la producción de gas respecto a la de crudo que maximiza el valor de sus inversiones, de acuerdo con los precios equivalentes y vigentes en el mercado, y por ende la recuperación de las mismas en el menor periodo 11. 11 Fuente: The majors shift to natural gas, Energy Information Administration, 2001. 28

Secretaría de Energía Grafica 10 Producción comercial de gas seco de las principales empresas privadas, 1997-2007 (millones de pies cúbicos diarios) 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000-1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 BP 5,858 5,808 6,067 7,609 8,632 8,707 8,613 8,503 8,424 8,417 8,143 ExxonMobil 10,894 10,617 10,308 10,343 10,279 10,452 10,119 9,846 9,251 9,334 9,384 Total 3,304 3,225 3,322 3,758 4,061 4,532 4,786 4,894 4,780 4,674 4,839 Royal Dutch/Shell 8,001 7,862 8,218 8,212 8,902 9,286 8,849 8,808 8,263 8,368 8,214 Chevron n.d. n.d. n.d. 4,466 4,417 4,376 4,292 3,958 4,233 4,956 5,019 Nota: En el caso de Chevron, como corporativo, no se cuenta con reportes en el periodo 1997-1999. Cabe señalar que Chevron y Texaco se fusionaron en octubre de 2001, y en mayo de 2005 el nombre cambió a únicamente Chevron. Fuente: Informes anuales, compañías petroleras, varios años. En el escenario internacional, Petróleos Mexicanos (Pemex) continua colocado en una posición destacada, y así lo han reconocido publicaciones especializadas en materia energética de prestigio. De acuerdo con Energy Intelligence Group, Pemex permaneció como la catorceava empresa productora de gas seco en el mundo durante 2006, en comparación con otras grandes corporaciones petroleras de distintos países. Mantener esta posición en la producción de gas refleja la importancia que el desarrollo del combustible ha adquirido en Pemex durante los últimos años 12. 12 Cabe aclarar, que la revista utiliza criterios para determinar la producción comercial de cada empresa, por tal motivo, los valores de producción reportados oficialmente no coinciden con algunos cuadros del presente documento para el 2005. 29

Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2008-2017 Cuadro 2 Principales empresas petroleras por nivel de producción de gas seco en 2006 1 Posición 2 Compañía Pais Propiedad del Estado (%) Propiedad de Privados (%) Producción de gas (mmpcd) 1 Gazprom Rusia 50 50 53,772 2 NIOC Irán 100-10,155 3 Exxon Mobil Estados Unidos - 100 9,334 4 BP Reino Unido - 100 8,417 5 Royal Dutch/Shell Reino Unido / Holanda - 100 8,368 6 Sonatrach Argelia 100-7,698 7 Saudi Aramco Arabia Saudita 100-7,128 8 Petronas Malasia 100-5,550 9 Conoco Phillips Estados Unidos - 100 5,214 11 Chevron Estados Unidos - 100 4,956 12 Total Fina Elf Francia - 100 4,674 13 CNPC China 100-4,645 14 Pemex México 100-4,074 15 ENI Italia 30 70 3,966 1 El gas natural es clasificado por PIW como neto o producción comercial según el país. 2 El lugar 10 en la producción de gas seco no fue publicado, al no estar considerado en la primeras 50 empresas petroleras en base a criterios de reservas y producción de crudo y gas. Fuente: Petroleum Intelligence Weekly (PIW), diciembre de 2007. 1.5 Oferta mundial de gas natural licuado, 2007 Existen diferentes puntos de vista acerca de la globalización del mercado de gas natural. Históricamente la industria del GNL se ha desarrollado en mercados regionales, donde la manera de valorar el gas es diferente y predominan las transacciones entre ciertos países. Esto se ha generado a partir de la distribución del recurso gasífero, la disponibilidad de fuentes alternativas de energía y los asuntos geopolíticos peculiares de cada región. Sin embargo, el aumento en la producción y el consumo mundial está incrementando las importaciones, principalmente en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), generando tensiones sensibles a cualquier variación del mercado e incrementando en el corto plazo el volumen de GNL intercambiado y precios más elevados que favorecen las interacciones globales. Así, el gas natural intercambiado en el mundo alcanzó un volumen de 75,088 mmpcd en 2007, lo que representó 26.4% de la producción mundial del hidrocarburo, mientras que esa misma proporción fue de 19.3% en 1997. La mayor parte del comercio continúa realizándose a través de gasoductos, aproximadamente 70.8%; sin embargo el restante 29.2% que se hace en forma de GNL, comienza a ser importante en vías de una globalización del mercado (véase gráfica 11) 13. 13 Durante 2007 el comercio de gas natural a través de gasoductos fue de 53,182 mmpcd, mientras que el GNL colocó 21,906 mmpcd. 30

Secretaría de Energía Gráfica 11 Comercio internacional de gas natural, 1997-2007 (millones de pies cúbicos diarios) 80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 Gas natural licuado Por gasoductos 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Fuente: BP Statistical Review of World Energy, varios años. En los últimos años el proceso de globalización de la industria del gas se viene consolidando a través de los intercambios globales más integrados con precios regionales y una libre asignación de los cargamentos de GNL. Mientras la industria del gas natural se va globalizando, algunos analistas advierten que falta mucho camino por recorrer para alcanzar los niveles de globalización del mercado de petróleo. Aun cuando los mercados de gas natural están más conectados hoy en día respecto a una década atrás, se sigue considerando una industria regional debido a que las ventas de GNL sólo representan 7.7% de la producción mundial de gas seco, comparado con el 48.9% del petróleo y 15% del carbón que se comercializan a través de transporte marino en el mundo. Conforme el GNL se vaya convirtiendo en un commodity, su influencia aumentará en el precio de los mercados con comportamientos similares, pese a que en el corto plazo difícilmente sucederá. Una barrera para convertir el GNL en un commodity, es la limitada influencia para abastecer el mercado de consumo de los Estados Unidos y el Reino Unido, ya que actualmente se considera como un combustible complementario a la oferta de gas de dichos mercados, y éstos son referentes para fijar los precios del gas en los países de Norteamérica y Europa. Si bien, esto significaría incrementar la dependencia a las importaciones de GNL proveniente de distintas regiones, también habría que superar cuellos de botella en la flexibilidad de los intercambios en múltiples rutas y modos de transporte, principalmente en aquellos mercados donde las distancias sean mayores respecto al origen del gas y el costo de transporte aun lo haga competitivo en el mercado destino. 31