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Una Perspectiva General de la Energía en México

Una Perspectiva General de la Energía en México. FERNANDO ELIZONDO BARRAGAN Secretario de Energía. Abril, 2005. Contenido Datos generales El Sector Electricidad El Sector Hidrocarburos Evolución del marco jurídico del sector Conclusiones. Contenido Datos generales

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Una Perspectiva General de la Energía en México

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  1. Una Perspectiva General de la Energía en México FERNANDO ELIZONDO BARRAGAN Secretario de Energía Abril, 2005

  2. Contenido • Datos generales • El Sector Electricidad • El Sector Hidrocarburos • Evolución del marco jurídico del sector • Conclusiones

  3. Contenido • Datos generales • El Sector Electricidad • El Sector Hidrocarburos • Evolución del marco jurídico del sector • Conclusiones

  4. Dominio de las fuentes de energía Petróleo y gas natural Madera Carbón Nuclear Petróleo Gas natural Hidroeléctrica Carbón Madera Fuente: U.S. Energy Information Administration (http://www.eia.doe.gov/)

  5. La visión del máximo de Hubbert

  6. Producción mundial de Petróleo

  7. El Petróleo está muy desigualmente distribuido…

  8. …el gas también

  9. Movimientos comerciales - petróleo Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2003

  10. Movimientos comerciales – gas natural Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2003

  11. ¿Son altos los precios actuales?

  12. Importancia del sector energético en la economía mexicana • Importancia del Sector Energía, 2004*: • Ventas = 11%del PIB. • Exportaciones petroleras: • $23,231 millones de dólares • 12%de las exportacionesdel país. • 1/3 de losingresos públicosprovienen de impuestos de PEMEX. • 210,000 trabajadoresde planta en PEMEX, CFE y LyFC. */ Datos preliminares.

  13. Contenido • Datos generales • El Sector Electricidad • El Sector Hidrocarburos • Evolución del marco jurídico del sector • Conclusiones

  14. Quién produce la electricidad en México

  15. Con qué combustibles se produce la electricidad en México

  16. La demanda de electricidad crece a un ritmo mayor que el de la economía Evolución y prospectiva de la demanda de energía eléctrica en México TWh 305.8 4.9% Crecimiento Promedio 187.2 5.6% Crecimiento Promedio 118.4 57.0 No incluye usos propios de generación, pérdidas en la red de transmisión y exportaciones. Fuente: SENER, Prospectiva del sector eléctrico 2004-2013.

  17. El Sector Eléctrico Nacional requiere fuertes inversiones para satisfacer la demanda Requerimientos de inversión del sector eléctrico 2004-2013* Total acumulado: 593 mil millones de pesos Millones de pesos de 2004 Inversión Privada Inversión Presupuestal * Incluye CFE y LyFC Fuente: SENER, Prospectiva del sector eléctrico 2004-2013.

  18. Contenido • Datos generales • El Sector Electricidad • El Sector Hidrocarburos • Evolución del marco jurídico del sector • Conclusiones

  19. Posicionamiento de México de acuerdo a su nivel de reservas de hidrocarburos Relación reserva probada/ población Relación reserva / producción (años) (barriles / habitante)

  20. Datos de PEMEX y empresas comparables PRODUCCIÓN (8) / (7) VENTAS UTILIDAD DE OPERACIÓN IMPUESTOS INVERSIÓN (5) / (4) UTILIDAD NETA CRUDO GAS (8) (1) (2) (3) (4) (5) (7) (6) $Millones USD $Millones USD $Millones USD $Millones USD $Millones USD % % (MBD) (MMPCD) 113 (-313) PEMEX 55,726 3,529 3,126 30,309 34,028 (-3,719) 11,649 65 202 PDVSA 2,900 4,000 42,682 11,524 7,526* 3,993 8,100 33 52 EXXON MOBIL 2,496 10,452 246,738 32,867 11,006 21,510 11,400 44 66 SHELL 2,372 9,423 268,892 21,808 9,572 12,496 8,300 37 94 BP 2,018 8,707 232,571 15,984 5,939 13,143 12,400 TOTAL 21 135 25,500 5,353 1,589 104,652 9,500 4,532 7,025 PETROBRAS 1,535 42,690 1,650 25 38 2,500 10,722 6,559 2,663 Fuente: PIW-Petroleum Intelligence Weekly.- December 15, 2003 Bloomberg. Estados Financieros de las Compañías al 31 de diciembre de 2003 y reservas probadas al 31 diciembre de 2002 *. 2001 MBD = millones de barriles / día MMPCD = millones de pies cúbicos / día

  21. Cadena de valor de exploración y producción Evaluación del Potencial Incorporación de Reservas Desarrollo de Campos Transporte y Comercialización Clientes Delimitación Exploración (E) Producción (P) Gas Exploración Perforación de Pozos Desarrollo de Campos A Gas y Petroquímica Básica Crudo Pozos perforados21,615 A refinación Crudo Campos: 338Pozos en operación: 5,414 A exportación

  22. Cantarell 2042 1967 1979 2000 2039 Crudo Ligero Marino 2022 1973 1999 2010 2019 Ciclo de vida de los proyectos de exploración y producción EXPLOTACIÓN EXPLORACIÓN Evaluación del potencial Incorporación de reservas y delimitación de campos Desarrollo Optimización Recuperación mejorada Abandono PRODUCCIÓN TIEMPO PROMEDIO 0 10 20 30 33

  23. Ciclo de vida de los proyectos de Exploración y Producción Dólares por barril de petróleo crudo equivalente Costos promedio EXPLOTACIÓN EXPLORACIÓN Evaluación del potencial Incorporación de reservas y delimitación de campos Desarrollo Optimización Recuperación mejorada Abandono $4.30 $7.03 $8.82 $8.87 Costo / Barril PRODUCCIÓN TIEMPO Costo de la etapa por barril 3.55 2.73 0.05 1.79 0.75 Costo acumulado por barril 4.30 7.03 8.87 8.82 • Costos asociados a la Cartera de inversiones 2004-2019

  24. Producción de petróleo crudo1960 - 2003 Miles de barriles de petróleo crudo equivalente por día En promedio Millones de dólares Inyección de nitrógeno a Cantarell Cantarell pozos adicionales y reducción de contrapresión Efecto de la disminución de inversión Reactivación de Cantarell Producción máxima de los 80’s Activación campos Región Sur Inicia producción de la Sonda de Campeche Inicia producción de Chiapas-Tabasco Campos marinos Atún y Bagre Gas Crudo Fuente: Pemex

  25. Producción de Crudo Miles de barriles por día Crudo ligero Crudo pesado • La producción de aceite crece gradualmente en los últimos años, siendo el pesado la mayor proporción

  26. Producción de Gas Millones de pies cúbicos por día No asociado Asociado • La producción de gas natural, también, se incrementa en los últimos tres años. Las inversiones realizadas han comenzado a revertir la declinación observada en los años previos.

  27. Millones barriles de petróleo crudo equivalente 2500 100% Reposición en 2003: 709 Promedio 1990-2001: 339 2000 65% Producción 1500 1000 45% Incorporación por proyectos actuales en cartera 41% Restituciones 26% 500 0 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Año Capacidad de restitución de reservas con nuevos descubrimientos Restitución de las reservas al 100% en 2010

  28. Reservas totales de hidrocarburos Al 1 de enero de cada año Millones de barriles de petróleo crudo equivalente 58,205 57,741 56,153 52,950 50,032 48,041 46,914

  29. El crudo mexicano tiene menor precio que otros porque genera menos productos de alto valor Porcentaje de productos generados por tipo de crudo Producto / precio* Gasolinas 43.86 Destilados Intermedios 50.87 Combustóleo 25.22 Tapis 43.15 Brent 39.83 Dubai 33.56 Maya 26.42 Precio promediodiciembre 2004, dlls/b *Precios spot promedio en diciembre de 2004, dólares por barril

  30. El precio de la mezcla mexicana de exportación baja porque tiene cada vez más proporción de crudos pesados Exportaciones 2004: Millones Mbd USD Miles de barriles diarios de exportación Istmo $ 384 27 Olmeca $ 3,188 221 Maya $17,658 1,622 Total $21,230 1,870 Istmo Olmeca Maya Fuente: Pemex, Indicadores petroleros dic. 2004.

  31. Potencial en aguas profundas

  32. Escenarios de aprovechamiento de reservas y recursos Escenario 1: INERCIAL • Estrategia de inversión 1988 - 2000 • Inversiones de 6,500 millones de dólares anuales en promedio • Explotar reservas existentes de bajo costo • Inicio desarrollo Chicontepec Escenario 2: ACTUAL • Estrategia de inversión 2001 - 2006 • Inversiones de 10,000 millones de dólares anuales • Reponer reservas a partir de una intensa actividad exploratoria • Conclusión desarrollo Chicontepec Escenario 3: CRECIMIENTO • Estrategia de inversión 2006 – 2018 • Inversiones 15,000 millones de dólares anuales • Descubrimiento y desarrollo parcial del recurso prospectivo Escenario 4: MÁXIMO VALOR • Estrategia de inversión 2006 – 2018 • Inversiones 25,000 millones de dólares anuales • Descubrimiento y desarrollo pleno del recurso prospectivo

  33. Escenario 1: Inercial Producción de crudo Miles de barriles por día

  34. Escenario 2: Actual Producción de crudo Miles de barriles por día

  35. Escenario 3: Crecimiento Producción de crudo Miles de barriles por día

  36. Escenario 4: Máximo Valor Producción de crudo Miles de barriles por día

  37. Escenario 1: Inercial Producción de gas Millones de pies cúbicos por día

  38. Escenario 2: Actual Producción de gas Millones de pies cúbicos por día

  39. Escenario 3: Crecimiento Producción de gas Millones de pies cúbicos por día

  40. Escenario 4: Máximo Valor Producción de gas Millones de pies cúbicos por día

  41. 54 53 52 51 50 49 48 47 La producción de gas en EU apenas se mantiene Producción interna de Gas Natural en Estados Unidos Miles de millones de pies cúbicos diarios 2003 2005 2004 2003 2004 2005 Fuente: PIRA Energy Group, febrero 2005.

  42. Norteamérica se convirtió en la región de mayor costo de gas natural en el mundo 0.6 3.6 5.1 2.5 1.0 1.5 0.9 2.0 3.5 1.3 1.0 Precio relativo de gas natural Argentina = 1.0 vs. zonas productoras Fuente: PEMEX, World Gas Intelligence 2003, ANP (Agencia Nacional de Petróleo de Brasil), EIA, Inside FERC’s (Federal Energy Regulatory Commission). Consumidores mayores a 5 Mcfd

  43. El deficit esperado se traduce en precios al alza 9.00 Histórico Proyección 8.00 7.00 6.00 Promedio anual 2004 = 5.90 5.00 2005 = 6.59 2006 = 7.18 4.00 Dic-03 Dic-04 Dic-05 Dic-06 Abr-03 Abr-04 Abr-05 Abr-06 Oct-03 Oct-04 Oct-05 Oct-06 Feb-03 Jun-03 Feb-04 Jun-04 Feb-05 Jun-05 Feb-06 Jun-06 Ago-03 Ago-04 Ago-05 Ago-06 Fuente: Datos históricos de Reuters. Estimaciones de PIRA Energy Group, 23 de febrero de 2005.

  44. Ubicación de proyectos potenciales de LNG Islas Coronado Mexicali Ensenada Cd. Juárez Puerto Libertad Hermosillo Piedras Negras Chihuahua Topolobampo Matamoros Durango Mazatlán Altamira Puerto Morelos Tamazunchale Mérida Océano Pacífico Golfo de México Valladolid Poza Rica Palmillas Manzanillo Conexión internacional Localidad Gasoducto Gasoducto posible Terminal de GNL en construcción Terminal de GNL con inversionistas interesados Terminal de GNL potencial Lázaro Cárdenas Salina Cruz Fuente: SENER

  45. 12.0 11.2 10.1 DeudaPidiregas 7.8 7.5 6.9 Presupuestal 5.5 5.1 4.5 Evolución de las inversiones de PEMEX • Inversión anual promedio 2001-2004 cercana a 10 mil millones de dólares. Más del doble de lo invertido en la década previa. Nivel de inversiones comparable al realizado por compañías petroleras internacionales. • 78% de la inversión 2001-2004 ha sido financiada con deuda (Pidiregas). • 86% del total invertido entre 2001-2004 se ha destinado a PEP. Inversión total* Miles de millones de dólares 2001 - 2004 Inversión: 36.8 mmdd Fuente: DCF, Pemex. • * Corresponde a la inversión física. No incluye amortización de Pidiregas

  46. Por esto la deuda de PEMEX alcanza ya niveles demasiado altos Otros pasivos (1) Deuda (2) Cifras al 31 de diciembre de 1995 a 2003 y al 30 de septiembre de 2004 Administración actual Deuda y pasivo totalMiles de millones de pesos 937 800 597 434 413 321 250 186 156 118 (1) Incluye el pasivo laboral (2) Incluye deuda documentada (corto y largo plazo), notas a contratistas y venta de cuentas por cobrar.

  47. Contenido • Datos generales • El Sector Electricidad • El Sector Hidrocarburos • Evolución del marco jurídico del sector • Conclusiones

  48. Evolución del marco jurídico Hidrocarburos • 1917 (Constitución).- El petróleo, y todos los carburos de hidrógeno podían concesionarse. • 1925 (Ley Petrolera).-Los mexicanos podían obtener concesiones para exploración y explotación de petróleo. • 1940 (Constitución).- Prohibición de concesiones relativas a petróleo y carburos de hidrógeno. • 1960 (Constitución).- Además de concesiones prohibe “contratos” sobre petróleo y carburos de hidrógeno.

  49. Evolución del marco jurídico del sector Electricidad • (1890-1926) Nacimiento de la industria, sólo participan los particulares. • (1939-1960) Concurren el Estado y los particulares en generación de electricidad. • (1960-1992) Participacion Privada por excepción sólo en autoabastecimiento. • (1992- a la fecha) El Estado presta el servicio y se auxilia de los particulares en generación.

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