Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos

Prospectiva de
Petróleo Crudo y Petrolíferos
2 0 1 5 - 2 0 2 9
Prospectiva de petróleo y petrolíferos
2015-2029
México, 2015
2
Secretaría de Energía
Pedro Joaquín Coldwell
Secretario de Energía
Leonardo Beltrán Rodríguez
Subsecretario de Planeación y Transición Energética
César Emiliano Hernández Ochoa
Subsecretario de Electricidad
María De Lourdes Melgar Palacios
Subsecretaria de Hidrocarburos
Gloria Brasdefer Hernández
Oficial Mayor
Rafael Alexandri Rionda
Director General de Planeación e Información Energéticas
Víctor Manuel Avilés Castro
Director General de Comunicación Social
3
Responsables de la elaboración de Prospectivas y
contacto:
Rafael Alexandri Rionda
Director General de Planeación e Información Energéticas
([email protected])
Luis Gerardo Guerrero Gutiérrez
Director de Integración de Prospectivas del Sector
(lguerrero@energía.gob.mx)
Fabiola Rodríguez Bolaños
Subdirectora de Integración de Política Energética
([email protected])
Alain de los Ángeles Ubaldo Higuera
Subdirectora de Políticas de Combustibles
([email protected])
Ana Lilia Ramos Bautista
Jefa de Departamento de Política Energética
([email protected])
Francisco Rueda Moreno
Jefe de Departamento de Programas Sectoriales
([email protected])
En la portada: Columna de perforación de un pozo, Sonda de Campeche.
Buques tipo unidades flotantes de producción (FPSO).
Yacimiento petrolífero.
Diseño de portada: Karimi Molina Garduño. (Jefa del Departamento de Diseño Gráfico;
Diseñadora Gráfica de Comunicación Social).
2015. Secretaría de Energía
4
Agradecimientos
Agradecemos la participación de las siguientes dependencias, entidades, organismos e
instituciones para la integración de esta prospectiva:
Comisión Nacional de Hidrocarburos
Instituto Mexicano del Petróleo
Petróleos Mexicanos
Subsecretaría de Hidrocarburos
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
Secretaría de Economía
5
1.
PRESENTACIÓN ......................................................................................................................... 13
2.
INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 14
3.
RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................ 15
1.
CAPÍTULO UNO MARCO NORMATIVO ....................................................................................... 23
1.1.
1.2.
1.3.
1.4.
1.5.
1.6.
1.7.
1.8.
1.9.
LEY DE HIDROCARBUROS ..................................................................................................................... 3
LEY DE LOS ÓRGANOS REGULADORES COORDINADOS EN MATERIA ENERGÉTICA ............................................ 4
REGULACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS ..................................................... 7
LEY DE INGRESOS SOBRE HIDROCARBUROS ........................................................................................... 10
LEY DE INVERSIÓN EXTRANJERA .......................................................................................................... 12
LEY MINERA ................................................................................................................................... 12
LEY DE ASOCIACIONES PÚBLICO PRIVADAS ............................................................................................ 13
LEY DEL FONDO MEXICANO DEL PETRÓLEO PARA LA ESTABILIZACIÓN Y EL DESARROLLO ................................. 13
LEY DE LA AGENCIA NACIONAL DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y DE PROTECCIÓN EL MEDIO AMBIENTE DEL SECTOR
HIDROCARBUROS .............................................................................................................................................. 13
1.10.
LEY DE PETRÓLEOS MEXICANOS ..................................................................................................... 14
2.
CAPÍTULO DOS ENTORNO INTERNACIONAL .............................................................................. 16
2.1.
2.2.
2.3.
2.4.
2.5.
2.6.
2.7.
3.
RESERVAS MUNDIALES DE PETRÓLEO ................................................................................................... 16
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO .................................................................................................. 18
CAPACIDAD MUNDIAL DE REFINACIÓN .................................................................................................. 21
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE DERIVADOS DEL PETRÓLEO ............................................................................ 26
DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO...................................................................................................... 29
DEMANDA MUNDIAL DE DERIVADOS DEL PETRÓLEO ................................................................................ 30
PRECIOS......................................................................................................................................... 33
3. CAPÍTULO TRES. INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y MERCADO NACIONAL DE PETROLÍFEROS ....... 40
3.1.
OFERTA NACIONAL DE PETRÓLEO ........................................................................................................ 40
3.1.1.
DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS ........................................................ 40
3.1.2.
TASA DE RESTITUCIÓN 1P Y 3P .............................................................................................. 42
3.1.3.
EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.............................................................................................. 43
3.1.4.
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ................................................................................................. 46
3.2.
3.3.
DISTRIBUCIÓN DE PETRÓLEO .............................................................................................................. 49
SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN .................................................................................................... 50
3.3.1.
PROCESO DE PETRÓLEO EN EL SNR ....................................................................................... 50
3.3.2.
PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS ........................................................................................... 51
3.4.
DEMANDA DE PETROLÍFEROS.............................................................................................................. 55
3.4.1.
SECTOR TRANSPORTE ........................................................................................................... 56
3.4.2.
SECTOR ELÉCTRICO................................................................................................................ 61
3.4.3.
SECTOR INDUSTRIAL ............................................................................................................. 63
3.5.
COMERCIO EXTERIOR DE PETRÓLEO Y PETROLÍFEROS ............................................................................... 64
4.
CAPÍTULO CUATRO. PROSPECTIVA DE PETRÓLEO Y PETROLÍFEROS, 2015-2029 ........................ 69
4.1.
4.2.
4.3.
OFERTA NACIONAL DE PETRÓLEO CRUDO .............................................................................................. 69
RECURSOS PROSPECTIVOS DE HIDROCARBUROS ...................................................................................... 71
ESTRUCTURA DEL PORTAFOLIO DE OPORTUNIDADES DE EXPLORACIÓN Y CAMPOS PARA LA EXTRACCIÓN ............. 72
6
4.4.
PRODUCCIÓN TOTAL DE PETRÓLEO CRUDO ............................................................................................ 75
4.4.1.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN ......................................................................................... 80
4.5.
DEMANDA DE PETRÓLEO CRUDO ......................................................................................................... 82
4.5.1.
EVOLUCIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN, 2015-2029 ........................................ 84
4.5.2.
INCORPORACIÓN DE CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO ........................................................ 84
4.5.3.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIONES EN EL SNR..................................................................... 85
4.5.4.
PROCESO DE PETRÓLEO EN EL SNR ....................................................................................... 87
4.6.
PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS, 2014-2029 ....................................................................................... 89
4.6.1.
RENDIMIENTOS DE PRODUCCIÓN ......................................................................................... 93
4.7.
DEMANDA DE PETROLÍFEROS.............................................................................................................. 94
4.7.1.
SECTOR TRANSPORTE ........................................................................................................... 95
4.7.2.
SECTOR ELÉCTRICO.............................................................................................................. 103
4.7.3.
SECTOR INDUSTRIAL ........................................................................................................... 104
4.7.4.
SECTOR PETROLERO ............................................................................................................ 106
4.8.
COMERCIO EXTERIOR DE PETROLÍFEROS .............................................................................................. 107
5.
ANEXOS................................................................................................................................... 110
5.1.
ANEXO A. EVALUACIÓN DE LAS OPCIONES PARA EL APROVECHAMIENTO DE RESIDUALES EN EL SNR................ 110
5.1.1.
REFINACIÓN ........................................................................................................................ 110
5.1.2.
TIPOS DE REFINERÍAS .......................................................................................................... 111
5.1.3.
ALTERNATIVAS DE DESTINO PARA RESIDUALES .................................................................. 112
5.1.4.
MERCADO DE ASFALTO ....................................................................................................... 114
5.1.5.
PRECIOS .............................................................................................................................. 114
5.1.6.
MERCADO INTERNACIONAL ................................................................................................ 115
5.1.7.
MERCADO NACIONAL DE ASFALTO ..................................................................................... 116
5.1.8.
OPCIÓN DE APROVECHAMIENTO DE RESIDUALES EN EL PAÍS ............................................. 116
5.2.
2029.
5.3.
ANEXO B. ESTUDIOS DE SENSIBILIDAD POR SECTOR Y POR ESTADO, POR EFECTO DE CAMBIOS EN EL PIB, 2015117
ANEXO C. ESTUDIOS DE SENSIBILIDAD POR SECTOR Y POR ESTADO, POR EFECTO DE CAMBIOS EN LOS RENDIMIENTOS
PARA VEHÍCULOS, 2015-2029. ......................................................................................................................... 125
5.4. ANEXO D. BALANCES NACIONALES HISTÓRICOS Y PROSPECTIVOS. ESTADÍSTICAS COMPLEMENTARIAS DE PETRÓLEO Y
PETROLÍFEROS, 2014-2029 ............................................................................................................................. 130
5.5. ANEXO E. GLOSARIO ...................................................................................................................... 177
5.6. ANEXO F. ABREVIATURAS Y SIGLAS .................................................................................................... 194
5.7. ANEXO G. FACTORES DE CONVERSIÓN ............................................................................................... 197
5.8. REFERENCIAS ................................................................................................................................ 198
Índice Tablas
Tabla 1. 1 Modificaciones al marco jurídico del Sector Energético..................................................................................................... 2
Tabla 1. 2 Tipos de contrato ........................................................................................................................................................................ 11
7
Tabla 3. 1 Distribución de las reservas totales de hidrocarburos por tipo de fluido, ................................................................. 40
Tabla 3. 2 Composición de las reservas probadas de aceite crudo por tipo 2005-20151 ....................................................... 42
Tabla 3. 3 Reservas de crudo por región, 2014 Y 2015 ..................................................................................................................... 42
Tabla 3. 4 Avances y adquisiciones de sísmica 2D y 3D en PEMEX Exploración y Producción, 2004-2014 ...................... 44
Tabla 3. 5 Perforación de pozos y explotación de campos, 2004-2014....................................................................................... 44
Tabla 3. 6 Inversión en capital de la industria petrolera, 2008-20141........................................................................................... 46
Tabla 3. 7 Producción nacional de crudo por tipo, 2004-2014 ........................................................................................................ 47
Tabla 3. 8 Producción nacional de petróleo crudo por Región y Activo, 20041-2014 .............................................................. 48
Tabla 3. 9 Capacidad instalada por refinería y por proceso, 2004 y 2014................................................................................... 50
Tabla 3. 10 Proceso de crudo por refinería, 2013 y 2014 ................................................................................................................. 51
Tabla 3. 11 Ventas regionales de petrolíferos al sector transporte, 2014 ................................................................................... 56
Tabla 3. 12 Demanda de combustibles en el autotransporte, 2004-2014.................................................................................. 57
Tabla 3. 13 Demanda regional de gasolinas en el sector autotransporte, 2004-2014 ........................................................... 57
Tabla 3. 14 Demanda regional de diesel en el sector autotransporte, 2004-2014 .................................................................. 57
Tabla 3. 15 Estructura del parque vehicular, 2004-2014 .................................................................................................................. 58
Tabla 3. 16 Evolución del parque vehicular a gasolina, 2004-2014................................................................................................ 58
Tabla 3. 17 Evolución del parque vehicular a diesel, 2004-2014..................................................................................................... 59
Tabla 3. 18 Operaciones por tipo de aviación, 2004-2014 ............................................................................................................... 59
Tabla 3. 19 Demanda regional de turbosina, 2004-2014 ................................................................................................................. 60
Tabla 3. 20 Demanda de diesel y combustóleo en diferentes modalidades................................................................................. 60
Tabla 3. 21 Demanda de combustibles fósiles en el sector eléctrico público, 2004-2014 ..................................................... 62
Tabla 3. 22 Demanda de combustibles fósiles en el sector eléctrico privado, 2004-2014 .................................................... 62
Tabla 3. 23 Evolución de la demanda de combustibles en el sector industrial, 2004-2014 ................................................... 63
Tabla 3. 24 Demanda total de combustibles en el sector petrolero, 2004-2014...................................................................... 64
Tabla 3. 25 Destino de las exportaciones de crudo por país*, 2004-2014 .................................................................................. 65
Tabla 3. 26 Evolución de las importaciones de petrolíferos, 2004-2014 ..................................................................................... 66
Tabla 4. 1 y Figura 4. 1 Distribución de recursos prospectivos de México ................................................................................... 71
Tabla 4. 2 y Figura 4. 2 Distribución de los recursos prospectivos no convencionales ............................................................. 71
Tabla 4. 3 Recursos prospectivos exploratorios.................................................................................................................................... 72
Tabla 4. 4 Campos de extracción ............................................................................................................................................................... 72
Tabla 4. 6 Incorporación de capacidad1 de principales procesos en el SNR, entre 2015 y 2029 ......................................... 85
Tabla 4. 7 Producción de petrolíferos en el SNR, 2014-2029 .......................................................................................................... 89
Tabla 4. 8 Producción de petrolíferos por centro de trabajo, 2014-2029 ................................................................................... 90
Tabla 4. 9 Demanda de combustibles en el sector transporte, 2014-2029 ................................................................................ 95
Tabla 4. 10 Demanda de combustibles en el autotransporte, 2014-2029.................................................................................. 96
Tabla 4. 11 Parque vehicular por tipo de combustible, 2014-2029 ............................................................................................... 97
Tabla 4. 12 Parque vehicular a gasolina, 2014-2029 .......................................................................................................................... 98
Tabla 4. 13 Parque vehicular a diesel, 2014-2029 ............................................................................................................................... 99
Tabla 4. 14 Demanda de combustibles en el transporte ferroviario, marítimo y aéreo, 2014-2029 ................................102
Tabla 4. 15 Demanda de combustibles fósiles en el sector eléctrico, 2014-2029 ..................................................................103
Tabla 4. 16 Consumo de combustibles en el sector industrial, 2014-2029 ..............................................................................104
Tabla 4. 17 Demanda de coque de petróleo en el sector industrial por grupo de ramas, 2014-2029 .............................105
Tabla 4. 18 Consumo estatal de coque de petróleo de la industria del cemento, 2014-2029............................................105
Tabla 4. 19 Demanda total de combustibles en el sector petrolero, 2014-2029....................................................................107
Índice Figuras
Figura 1. 1 Comisión Reguladora de Energía y Comisión Nacional de Hidrocarburos ................................................................... 5
Figura 1. 2 De los permisos de las demás Actividades de la Industria de Hidrocarburos............................................................. 9
Figura 1. 3 Sistema Integrados ....................................................................................................................................................................... 9
Figura 2. 1 Total de reservas probadas de petróleo por región, 2014 ........................................................................................... 17
Figura 2. 2 Total de reservas probadas de petróleo, 2014 ................................................................................................................ 17
Figura 2. 3 Ranking de países con reservas de petróleo, 2014 ......................................................................................................... 18
Figura 2. 4 Producción mundial de petróleo por región ....................................................................................................................... 20
Figura 2. 5 Producción mundial de petróleo, principales países ........................................................................................................ 21
Figura 2. 6 Capacidad de refinación de petróleo por región............................................................................................................... 23
8
Figura 2. 7 Capacidad de refinación de petróleo, principales países................................................................................................ 24
Figura 2. 8 Márgenes de refinación de crudos marcadores ................................................................................................................ 25
Figura 2. 9 Utilización de la capacidad de refinación mundial............................................................................................................ 26
Figura 2. 10 Producción mundial de derivados del petróleo por región .......................................................................................... 27
Figura 2. 11 Producción mundial de derivados del petróleo por país .............................................................................................. 28
Figura 2. 12 Demanda mundial de petróleo por región ....................................................................................................................... 29
Figura 2. 13 Demanda mundial de petróleo por país ............................................................................................................................ 30
Figura 2. 14 Demanda mundial de principales derivados del petróleo por región ....................................................................... 32
Figura 2. 15 Precios de crudos marcadores y mezcla mexicana de exportación ........................................................................ 34
Figura 2. 16 Exportaciones mundiales de crudo por región ............................................................................................................... 35
Figura 2. 17 Exportaciones mundiales de crudo, principales países ................................................................................................ 35
Figura 2. 18 Importaciones mundiales de crudo por región ............................................................................................................... 36
Figura 2. 19 Importaciones mundiales de crudo, principales países ................................................................................................ 37
Figura 2. 20 Importaciones y exportaciones mundiales de productos derivados del petróleo, por región y principales
países .......................................................................................................................................................................................................... 38
Figura 3. 1 Reservas remanentes totales de hidrocarburos en México al 1 de enero de 2015* ............................................ 41
Figura 3. 2 Tasa de restitución de reservas de hidrocarburos, 2006-2014 ................................................................................. 43
Figura 3. 3 Campos productores en operación y por tipo, 2004-2014 ......................................................................................... 45
Figura 3. 4 Producción de crudo por tipo y región, 2014 .................................................................................................................... 48
Figura 3. 5 Distribución de petróleo por destino, 2004 y 2014 ....................................................................................................... 49
Figura 3. 6 Distribución de petróleo por tipo 2014............................................................................................................................... 49
Figura 3. 7 Proceso de crudo por refinería 2013 y 2014 .................................................................................................................... 51
Figura 3. 8 Producción de petrolíferos en el SNR, 2004-2014.......................................................................................................... 52
Figura 3. 9 Producción de petrolíferos por refinería, 2013 y 2014 ................................................................................................. 53
Figura 3. 10 Rendimientos del crudo en la producción de petrolíferos, 2014 .............................................................................. 54
Figura 3. 11 Estaciones de servicio por entidad federativa, 2004 y 2014 .................................................................................... 55
Figura 3. 12 Demanda de petrolíferos por sector, 2004-2014 ........................................................................................................ 56
Figura 3. 13 Transporte de carga e intensidad energética del transporte ferroviario, 2004-2014 ..................................... 61
Figura 3. 14 Intensidad en el uso de combustibles en el sector industrial y el PIB manufacturero 2004-2014 ............... 64
Figura 3. 15 Mezcla de crudos a terminales de exportación, 2004-2014 .................................................................................... 65
Figura 3. 16 Producción, demanda e importación de gasolinas, 2004-2014 ............................................................................... 66
Figura 3. 17 Importaciones y exportaciones de diésel, 2004-2014 ............................................................................................... 67
Figura 3. 18 Importaciones y exportaciones de coque de petróleo, 2004-2014 ....................................................................... 67
Figura 3. 19 Importaciones y exportaciones de combustóleo, 2004-2014 ................................................................................. 68
Figura 3. 20 Importaciones y exportaciones de turbosina, 2004-2014 ........................................................................................ 68
Tabla 4. 1 y Figura 4. 1 Distribución de recursos prospectivos de México ................................................................................... 71
Tabla 4. 2 y Figura 4. 2 Distribución de los recursos prospectivos no convencionales ............................................................. 71
Figura 4. 3 Incorporación de reservas........................................................................................................................................................ 74
Figura 4. 4 Tasa de restitución por descubrimientos ........................................................................................................................... 75
Figura 4. 5 Plataforma de producción de crudo – Escenario mínimo y máximo .......................................................................... 76
Figura 4. 6 Plataforma de producción de aceite según calidad – Escenario mínimo y máximo .............................................. 77
Figura 4. 7 Plataforma de producción de aceite por localización – Escenario mínimo y Máximo .......................................... 78
Figura 4. 8 Plataforma de producción de aceite por proyecto – Escenario mínimo y máximo ............................................... 79
Figura 4. 9 Inversión* requerida para la cartera de proyectos de la EPS Exploración y Producción, 2015-2029 ............. 81
Figura 4. 10 Distribución de la inversión requerida por origen, 2015-2029 ................................................................................. 82
Figura 4. 11 Distribución de petróleo crudo a terminales de exportación y refinerías, 2015-2029 .................................... 83
Figura 4. 12 Capacidad instalada de procesamiento y nominación de crudos al SNR, 2014-2029 ..................................... 84
Figura 4. 13 Capacidad nominal por proceso en el SNR, 2014 y 2029 .......................................................................................... 85
Figura 4. 14 Distribución de las inversiones en los principales proyectos de EPS de Transformación IndustrialRefinación, 2015-2029......................................................................................................................................................................... 86
Figura 4. 15 Proceso de crudo en el SNR, 2014-2029 ........................................................................................................................ 88
Figura 4. 16 Proceso de crudo por tipo y por refinería, 2014 y 2029 ............................................................................................ 89
Figura 4. 17 Producción, demanda e importación de gasolinas, 2014-2029 ............................................................................... 91
Figura 4. 18 Balance de diésel, 2014-2029............................................................................................................................................. 91
Figura 4. 19 Balance de turbosina, 2014-2029 ..................................................................................................................................... 92
Figura 4. 20 Balance de combustóleo, 2014-2029 .............................................................................................................................. 92
Figura 4. 21 Balance de coque de petróleo, 2014-2029 .................................................................................................................... 93
Figura 4. 22 Rendimientos en refinerías por productos, 2029 .......................................................................................................... 94
Figura 4. 23 Demanda de gasolinas automotrices por segmento, 2014 y 2029 ....................................................................... 97
9
Figura 4. 24 Demanda de combustibles en el sector transporte y parque vehicular por tipo de combustible, 20142029............................................................................................................................................................................................................ 98
Figura 4. 25 Rendimiento promedio del parque a gasolina por categoría, 2014-2029 ..........................................................100
Figura 4. 26 Rendimiento promedio del parque vehicular a diesel por categoría, 2014-2029 ............................................101
Figura 4. 27 Intensidad en el uso de hidrocarburos en el sector industrial y el PIB manufacturero, 2014-2029 ...........106
Figura 4. 28 Comercio exterior de gasolinas, 2014-2029 ...............................................................................................................107
Figura 4. 29 Comercio exterior de diésel, 2014-2029 ......................................................................................................................108
Figura 4. 30 Comercio exterior de turbosina, 2014-2029 ...............................................................................................................108
Figura 4. 31 Comercio exterior de combustóleo, 2014-2029 ........................................................................................................109
Figura 4. 32 Comercio exterior de coque de petróleo, 2014-2029 ..............................................................................................109
Índice Anexos
Anexo A.
Figura A. 1 Planta de coquización .............................................................................................................................................................113
Figura A. 2 Planta de combustóleo ...........................................................................................................................................................113
Figura A. 3 Planta de asfalto.......................................................................................................................................................................114
Figura A. 4 Producción de asfaltos de PEMEX, 2004-2015..............................................................................................................116
Anexo B.
Tabla B. 1 Comparativo PIB nacional, 2015-2029 .............................................................................................................................117
Tabla B. 2 Comparativo demanda interna de gasolina nacional, sector autotransporte, 2015-2029 .............................117
Tabla B. 3 Comparativo demanda interna de gasolina por estado, sector autotransporte, 2015-2029 ........................118
Tabla B. 4 Comparativo demanda interna de diesel nacional, sectores autotransporte, feroviario, marítimo e
industrial, 2015-2029 .........................................................................................................................................................................119
Tabla B. 5 Comparativo demanda interna de diesel por estado, sectores autotransporte, feroviario, marítimo e
industrial, 2015-2029 .........................................................................................................................................................................120
Tabla B. 6 Comparativo demanda interna de turbosina nacional, sector transporte aéreo, 2015-2029........................121
Tabla B. 7 Comparativo demanda interna de turbosina por estado, sector transporte aéreo, 2015-2029...................122
Tabla B. 8 Comparativo demanda interna de coque de petróleo nacional, sector industrial, 2015-2029 ......................123
Tabla B. 9 Comparativo demanda interna de coque de petróleo por estado, sector industrial, 2015-2029 .................124
Anexo C.
Tabla C.
Tabla C.
Tabla C.
Tabla C.
Tabla C.
Tabla C.
Tabla C.
Tabla C.
Tabla C.
Tabla C.
1 Comparativo rendimientos de vehículos a gasolinal, sector autotransporte, 2015-2029 ..............................125
2 Comparativo rendimientos de vehículos a diesel, sector autotransporte, 2015-2029 ....................................125
3 Comparativo demanda interna de gasolina nacional, sector autotransporte, 2015-2029 .............................125
4 Comparativo demanda interna de gasolina por estado, sector autotransporte 2015-2029 .........................126
5 Comparativo demanda interna de diesel nacional, sector autotransporte, 2015-2029 ..................................127
6 Comparativo demanda interna de diesel por estado, sectores autotransporte, 2015-2029 ........................127
7 Comparativo demanda interna de gas lp nacional, sector autotransporte, 2015-2029..................................128
8 Comparativo demanda interna de gas lp por estado, sector autotransporte, 2015-2029.............................128
9 Comparativo demanda interna de gas natural nacional, sector autotransporte, 2015-2029 .......................129
10 Comparativo demanda interna de gas natural por estado, sector autotransporte, 2015-2029 ...............129
Anexo D.
Tabla D. 1 Balance nacional de petrolíferos, 2004-2014 .................................................................................................................130
Tabla D. 2 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Noroeste ................................................................................................130
Tabla D. 3 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Noreste ...................................................................................................131
Tabla D. 4 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Centro-Occidente................................................................................131
Tabla D. 5 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Centro .....................................................................................................132
Tabla D. 6 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Sur-Sureste ............................................................................................132
Tabla D. 7 Balance nacional de combustóleo, 2004-2014 ..............................................................................................................133
Tabla D. 8 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Noroeste .............................................................................................133
Tabla D. 9 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Noreste ................................................................................................134
Tabla D. 10 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Centro-Occidente ..........................................................................134
Tabla D. 11 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Centro................................................................................................135
Tabla D. 12 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Sur-Sureste ......................................................................................135
10
Tabla D. 13 Balance nacional de coque de petróleo, 2004-2014..................................................................................................136
Tabla D. 14 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Noroeste .................................................................................136
Tabla D. 15 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Noreste....................................................................................137
Tabla D. 16 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Centro-Occidente ................................................................137
Tabla D. 17 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Centro ......................................................................................138
Tabla D. 18 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Sur-Sureste ............................................................................138
Tabla D. 19 Balance nacional de diesel, 2004-2014 ..........................................................................................................................139
Tabla D. 20 Balance de diésel 2004-2014, Región Noroeste .........................................................................................................139
Tabla D. 21 Balance de diésel 2004-2014, Región Noreste............................................................................................................140
Tabla D. 22 Balance de diésel 2004-2014, Región Centro-Occidente.........................................................................................141
Tabla D. 23 Balance de diésel 2004-2014, Región Centro ..............................................................................................................142
Tabla D. 24 Balance de diésel 2004-2014, Región Sur-Sureste.....................................................................................................143
Tabla D. 25 Balance nacional de gasolinas, 2004-2014 ...................................................................................................................143
Tabla D. 26 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Noroeste ..................................................................................................144
Tabla D. 27 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Noreste.....................................................................................................144
Tabla D. 28 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Centro-Occidente..................................................................................145
Tabla D. 29 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Centro .......................................................................................................145
Tabla D. 30 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Sur-Sureste..............................................................................................146
Tabla D. 31 Balance nacional de turbosina1, 2004-2014.................................................................................................................146
Tabla D. 32 Balance de turbosina 2004-2014, Región Noroeste ..................................................................................................147
Tabla D. 33 Balance de turbosina 2004-2014, Región Noreste ....................................................................................................147
Tabla D. 34 Balance de turbosina 2004-2014, Región Centro-Occidente .................................................................................148
Tabla D. 35 Balance de turbosina 2004-2014, Región Centro.......................................................................................................148
Tabla D. 36 Balance de turbosina 2004-2014, Región Sur-Sureste .............................................................................................149
Tabla D. 37 Demanda estatal de combustóleo 2004-2014 ...........................................................................................................150
Tabla D. 38 Demanda estatal de coque de petróleo 2004-2014 .................................................................................................151
Tabla D. 39 Demanda estatal de diesel 2004-2014 .........................................................................................................................152
Tabla D. 40 Demanda estatal de gasolinas 2004-2014 ..................................................................................................................153
Tabla D. 41 Demanda estatal de turbosina, 2004-2014 .................................................................................................................154
Tabla D. 42 Balance nacional de petrolíferos, 2014-2029 ..............................................................................................................155
Tabla D. 43 Balance de petrolíferos 2014-2029, Región Noroeste..............................................................................................155
Tabla D. 44 Balance de petrolíferos 2014-2029, Region Noreste ................................................................................................156
Tabla D. 45 Balance de petrolíferos 2014-2029, Región Centro-Occidente .............................................................................156
Tabla D. 46 Balance de petrolíferos 2014-2029, Región Centro ..................................................................................................157
Tabla D. 47 Balance de petrolíferos 2014-2029, Región Sur-Sureste .........................................................................................157
Tabla D. 48 Balance nacional de gasolinas, 2014-2029 ...................................................................................................................158
Tabla D. 49 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Noroeste ..................................................................................................158
Tabla D. 50 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Noreste.....................................................................................................159
Tabla D. 51 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Centro-Occidente..................................................................................159
Tabla D. 52 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Centro .......................................................................................................160
Tabla D. 53 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Sur-Sureste..............................................................................................160
Tabla D. 54 Balance nacional de diesel, 2014-2029 ..........................................................................................................................161
Tabla D. 55 Balance de diesel 2014-2029, Región Noroeste .........................................................................................................161
Tabla D. 56 Balance de diesel 2014-2029, Región Noreste............................................................................................................162
Tabla D. 57 Balance de diesel 2014-2029, Región Centro-Occidente.........................................................................................162
Tabla D. 58 Balance de diesel 2014-2029, Región Centro ..............................................................................................................163
Tabla D. 59 Balance de diesel 2014-2029, Región Sur-Sureste.....................................................................................................163
Tabla D. 60 Balance nacional de turbosina, 2014-2029 ..................................................................................................................164
Tabla D. 61 Balance de turbosina 2014-2029, Región Noroeste ..................................................................................................164
Tabla D. 62 Balance de turbosina 2014-2029, Región Noreste ....................................................................................................165
Tabla D. 63 Balance de turbosina 2014-2029, Región Centro-Occidente .................................................................................165
Tabla D. 64 Balance de turbosina, 2014-2029, Región Centro......................................................................................................166
Tabla D. 65 Balance de turbosina, 2014-2029, Región Sur-Sureste ............................................................................................166
Tabla D. 66 Balance nacional de combustóleo 2014-2029 ............................................................................................................167
Tabla D. 67 Balance de combustóleo 2014-2029, Región Noroeste ...........................................................................................167
Tabla D. 68 Balance de combustóleo 2014-2029, Región Noreste .............................................................................................168
Tabla D. 69 Balance de combustóleo 2014-2029, Región Centro-Occidente ..........................................................................168
Tabla D. 70 Balance de combustóleo 2014-2029, Región Centro................................................................................................169
Tabla D. 71 Balance de combustóleo, 2014-2029 Región Sur-Sureste ......................................................................................169
Tabla D. 72 Balance nacional de coque de petróleo, 2014-2029..................................................................................................170
Tabla D. 73 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Noroeste .................................................................................170
Tabla D. 74 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Noreste....................................................................................171
Tabla D. 75 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Centro-Occidente ................................................................171
Tabla D. 76 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Centro .....................................................................................172
11
Tabla D. 77 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Sur-Sureste ............................................................................172
Tabla D. 78 Demanda interna de gasolinas por estado, 2014-2029 ...........................................................................................173
Tabla D. 79 Demanda interna de diesel por estado, 2014-2029 ..................................................................................................174
Tabla D. 80 Demanda interna de combustóleo por estado, 2014-2029 ....................................................................................175
Tabla D. 81 Demanda interna de coque de petróleo por estado, 2014-2029 ..........................................................................176
Tabla D. 82 Demanda interna de turbosina nacional por estado, 2014-2029 .........................................................................176
12
1. Presentación
La Reforma Energética ha permitido disponer de un nuevo marco regulatorio para el Sector Energético
Nacional, con reglas de operación modernas y alineadas a estándares internacionales en materia de energía.
Con las modificaciones al marco legal es posible hacer frente a los retos y cambios estructurales que afronta
el país respecto a las necesidades para el desarrollo óptimo y sostenible del sector hidrocarburos y, en este
sentido, cubrir las exigencias de desarrollo social y crecimiento económico como nación.
Para satisfacer las necesidades energéticas del país, el sector requiere de una planeación de corto y largo
plazo que establezca las bases para el desarrollo eficiente de infraestructura de producción de petróleo y
petrolíferos, con el objetivo de lograr una seguridad energética que permita satisfacer las necesidades
crecientes de consumo, en términos de cantidad, calidad y precio.
Bajo este este contexto, se presenta el Documento de Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos 20152029, como un referente de la situación actual y futura del subsector petrolero en México, lo cual permitirá a
todo usuario tener un panorama del comportamiento esperado del sector respecto a la oferta y demanda de
petróleo crudo y petrolíferos en el país.
Con el objetivo de que el Documento muestre información confiable en el tema, se trabajó con la Comisión
Nacional de Hidrocarburos, con la intención de que los escenarios aquí mostrados consideren las
estimaciones de la Rondas 1 y subsecuentes, así como las áreas y campos previstos en el Plan Quinquenal de
Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019. Con ello se da continuidad a la
planeación del sector, además de brindar cifras confiables en el presente documento. Un aspecto importante
es que, en materia de producción de crudo, se refleja la participación tanto de la Empresa Productiva del
Estado como del sector privado.
La Prospectiva de Petróleo y Petrolíferos 2015-2029 es resultado de la participación de diferentes
instituciones con la finalidad de mostrar un análisis indicativo del sector petrolero nacional, considerando a
cabalidad los avances actuales de la Reforma Energética. Con esto, el presente documento se transforma
para convertirse en una herramienta con información útil para la toma de decisiones de inversión y consumo.
13
2. Introducción
Con base en lo establecido en el Artículo 26 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía en su
Fracción XIV, se publica y elabora el Documento de Prospectiva de Petróleo y Petrolíferos 2015-2029, con el
objetivo de mostrar la evolución histórica y prospectiva de la industria del petróleo y refinación así como del
mercado de petrolíferos 2015-2029.
El documento se integra por cuatro capítulos:
El primero presenta aspectos generales acerca del marco regulatorio y normativo. Se enfocará a resaltar los
aspectos más importantes de las Leyes aprobadas en materia de energía, resultado de la Reforma
Constitucional, así como en hacer referencia de las nuevas atribuciones y facultades los Órganos Reguladores
en materia energética. En este contexto, se señalarán las actividades de la industria de los hidrocarburos y la
regulación de las mismas.
En el capítulo dos se presentará un panorama general del mercado de petróleo y de la industria de la
refinación. Considera acontecimientos que se presentaron a nivel mundial en torno al sector, así como su
evolución histórica de demanda de petróleo por región y país, principales países productores de petróleo,
reservas y capacidad de refinación de petróleo. Dada la importancia que tiene el precio del petróleo y las
decisiones de los principales productores, también contiene información acerca de los precios de crudos
marcadores y mezcla mexicana de exportación.
En el tercer capítulo se analizará la evolución del mercado nacional de petróleo y petrolíferos para el periodo
comprendido entre 2004 y 2014. Muestra la distribución de las reservas por tipo de fluido y región, así como
la inversión realizada en PEMEX, producción de petróleo, distinguiéndola por tipo, región y activo. Se describe
la capacidad instalada del Sistema Nacional de Refinación (SNR), el proceso de crudo, la producción de
petrolíferos por refinería y los rendimientos de producción a nivel nacional. Debido a la importancia que tiene
la demanda de combustibles por sector, se presenta información desglosada por petrolífero y sector de
consumo, haciendo hincapié en el sector autotransporte, mencionando los factores que han motivo un mayor
consumo de gasolinas y diésel. En este sentido, se incluye información de la evolución nacional del parque
vehicular y su impacto sobre la demanda de combustibles. Por otro lado, los balances de oferta-demanda por
petrolífero y región incluidos permitirán determinar la relación importaciones y exportaciones de cada
producto.
En el capítulo cuatro, se mostrarán las estimaciones en el período prospectivo 2015-2029, respecto a los
recursos disponibles, incorporación de reservas y producción de petróleo por tipo de fluido, proyecto y
localización; en esta ocasión, se presentarán dos escenarios con el objetivo de dejar de presentar un
escenario determinístico y, en cambio, mostrar una banda en la cual, se estima, puedan situarse los niveles de
producción hacia el futuro. Estos dos escenarios se elaboraron considerando el Plan Quinquenal de Rondas de
Licitación 2015–2019. Además, se presentan la oferta y demanda prospectivas para cada petrolífero por
sector de consumo y detalles por región, además de los balances de oferta y demanda prospectivos.
Como parte de los Anexos, se incluye una evaluación de las opciones para el aprovechamiento de residuales
en el SNR. Se presentará un anexo con estadística de sensibilidad por sector y por estado2015-2029, por
efecto de cambios en el Producto Interno Bruto (PIB), y uno más, por efecto de cambios en los rendimientos
para vehículos y calentadores. El resto de los anexos contienen balances históricos y prospectivos
desglosados por región, así como la demanda estimada de petrolíferos por estado.
La Prospectiva de petróleo y petrolíferos 2015-2029, se enfoca a ser un documento que muestra la
información y las expectativas del sector haciendo un esfuerzo por ser una herramienta de referencia de
planeación al otorgar datos e información confiables sobre sector energético.
14
3. Resumen Ejecutivo
Marco Normativo
La Reforma Energética estableció los principios de un nuevo modelo para el desarrollo de la industria
petrolera en nuestro país. Para definir la organización institucional se promulgaron una serie de leyes
secundarias y reglamentos para ser aplicados al marco normativo constitucional del sector energía, en los
cuales se promueve la apertura del sector para la inversión privada tanto en actividades de exploración y
extracción, como de transformación de hidrocarburos, petroquímica, transporte y almacenamiento, las cuales
eran exclusivas de Petróleos Mexicanos (PEMEX), y que ahora es Empresa Productiva del Estado (EPE).
En la Ley de Hidrocarburos (LH), se instrumentan las regulaciones fundamentales de la Reforma Energética.
Esta Ley establece el marco específico que será aplicable para las actividades de exploración y explotación,
así como para las actividades de transportación, almacenamiento, distribución, comercialización y expendio
al público, y para el tratamiento y refinación de petrolíferos. Adicionalmente, incorpora las obligaciones y
responsabilidades de los reguladores y participantes, así como las sanciones por incumplimiento. Además, es
reglamentaria de los artículos 25, párrafo cuarto, 27, párrafo séptimo, y 28, párrafo cuarto, de la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en materia de hidrocarburos.
En relación a las actividades de exploración y explotación de petróleo y gas, comprenden las actividades de
reconocimiento y exploración superficial, y la exploración y extracción de hidrocarburos, y son consideradas
estratégicas, por lo que solo la nación las llevará a cabo, por conducto de asignatarios, es decir, PEMEX o por
medio de contratistas, de acuerdo a lo establecido en LH.
Algunos de los aspectos generales de relevancia son:
•
Mediante licitaciones públicas, y a través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), se
permite la contratación directa de empresas nacionales y extranjeras para realizar las actividades de
exploración y explotación de petróleo y gas, bajo las modalidades de contratos de utilidad compartida,
producción compartida, licencias y servicios.
•
Con la nueva dinámica de mercado del sector energía, se rediseñaron y fortalecieron las actividades
y responsabilidades de los Órganos Reguladores del sector energético, es decir, la CRE y CNH, otorgándoles
autonomía. Por otra parte, en el marco de la Reforma, la Secretaría de Hacienda (SHCP) deberá establecer
las condiciones económicas relativas a los términos fiscales de las licitaciones, y determinar las variables de
adjudicación de los procesos de licitación
•
Respecto a las asignaciones otorgadas a particulares, PEMEX y demás EPE podrán celebrar con
privados nacionales o extranjeros, contratos de servicios, siempre que la contraprestación se realice en
efectivo.
•
La CNH podrá celebrar contratos para la Exploración y Explotación de un área contractual a través
de un proceso de licitación y duración específica. Los contratistas podrán ser PEMEX, cualquier otra EPE o
persona moral, previa celebración de un contrato con la CNH. Estos contratos podrán ser de manera
individual o en consorcio o asociación en participación.
•
Pemex y las demás EPE podrán solicitar la migración de una asignación de la que sean titulares a
contratos para la Exploración y Explotación. En caso de proceder la migración, previa autorización de la
SENER, la SHCP establecerá las condiciones económicas relativas a los términos fiscales que correspondan.
En este caso, y mediante licitación llevada a cabo por la CNH, PEMEX y las otras EPE podrán celebrar alianzas
o asociaciones con personas morales.
15
•
La SENER es la responsable de establecer el modelo de contratación correspondiente a cada área
contractual que se licite o adjudique, y podrá elegir, entre otros, los contratos de servicios, de utilidad o
producción compartida, o de licencia. En tanto que SHCP será la responsable de establecer las condiciones
económicas relativas a los términos fiscales de cada contrato. Por otro lado, la CNH podrá contratar a
Pemex, a otra EPE o a una persona moral, mediante licitación pública, para que preste los servicios de
comercialización de los hidrocarburos obtenidos por el Estado, como resultado de los contratos para la
Exploración y Explotación.
Entorno Internacional
En 2014, las reservas mundiales de petróleo fueron de 1,700 mmmb (miles de millones de barriles), lo que
significó una reducción de 0.1% en comparación con 2013. La región con la mayor cantidad de reservas es
Medio Oriente, que con un volumen de 811 mmmb en 2014, y un crecimiento anual 0.2%, alcanzó una
participación del 47.7% del total mundial. La región Sur y Centroamérica contó con 330 mmmb, se ubica
como la de mayor crecimiento en los últimos diez años. Por otra parte, Norteamérica alcanzó los 232
mmmb, que le permitieron aportar un 13.7% de total mundial, debido a los altos incrementos en la
incorporación de reservas de Estados Unidos.
En 2014, de las reservas de crudo probadas, 71.6% pertenecen a los países de la Organización de Países
Exportadores de Petróleo (OPEP) y 28.4% a aquellos fuera de dicha organización. De 2013 a 2014, la OPEP
aumentó sus reservas 1.6 mmmb; mientras que en los países no pertenecientes a esta Organización se
redujeron 0.4 mmmb.
Durante el 2014, Venezuela superó a Arabia Saudita como el país con el mayor volumen de reservas
probadas a nivel mundial, con un volumen de 298.3 mmmb, lo que significa que su participación a nivel
mundial es 17.5%. Las reservas de petróleo de Arabia Saudita son las segundas más grandes del mundo,
equivalentes a 267 mmmb. Canadá se posiciona como el tercer país de reservas de petróleo con 173
mmmb. Respecto a México, se ubica dentro de los 18 países con mayores volúmenes de reservas de
petróleo, las cuales sumaron 9.7 mmmb en 2014.
En 2014, la producción mundial de petróleo se ubicó en 88,673 miles de barriles diarios (mbd), 2,093 mbd
más que en 2013, este aumento se debió principalmente al crecimiento de la producción estadounidense. En
Medio Oriente se concentró el 32.2% de la producción mundial, debido a la importante producción de
petróleo de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Irán, Iraq y Kuwait, en conjunto, estos cinco países
representaron 28.5% del total mundial.
Gracias a la revolución energética que está ocurriendo en Norteamérica, esta región representó el 19.4% de
la producción mundial de petróleo, con un volumen de 18,721 mbd, que representó un aumento de 10.5% a
2013. Lo anterior, le dio a la región el segundo lugar en importancia, desplazando a Europa y Eurasia, donde
la producción de la Federación Rusa es la más importante.
Durante 2014, Estados Unidos se convirtió en el primer productor de petróleo a nivel mundial. Con 11,644
mbd, 15.9% más a lo producido en 2013, su producción se ubicó por encima de Arabia Saudita y Rusia,
gracias a la tecnología y a la inversión realizada en perforaciones hidráulicas de gas y petróleo de lutitas. En el
caso de Arabia Saudita, en segundo productor más importante, contó con 11,505 mbd, 1.0% más respecto
a 2013. Cabe destacar que este país decidió no recortar su producción en 2014, a pesar de la fuerte caída
de los precios del petróleo. Rusia fue el tercer mayor productor de crudo del mundo con 10,838 mbd.
En 2014, la capacidad global de refinación fue de 96,514 mbd, 1.4% más que el año previo. Las regiones que
concentran la mayor capacidad de refinación fueron Asia Pacífico, Europa y Eurasia y Norteamérica con el
33.6%, 24.6% y 22% respectivamente, del total de la capacidad mundial. Estados Unidos es el país con la
mayor capacidad de refinación a nivel mundial, con 17,791 mbd, asentada en un total de 139 refinerías en
operación. El mercado de refinación en Estados Unidos ha presentado una profunda transformación en los
últimos años ya que las refinerías de las distintas regiones han tenido que adaptarse a la mayor producción
de crudo ligero del país como resultado de la producción de hidrocarburos asociada a yacimientos de lutitas.
16
El sector de la refinación del petróleo en China ha sido objeto de modernización y consolidación en los
últimos años, propiciando con ello el cierre de pequeñas refinerías independientes, que han decidido ampliar
su capacidad o asociarse con empresas más grandes. En 2014 su capacidad de refinación llegó a 14,098
mbd, 6.0% más que en 2013. En la India, la capacidad de refinación fue de 4,319 mbd a finales en 2014.
Para el periodo 2008-2014, se ha presentado una rápida expansión derivada de una política gubernamental
que alentó al sector privado a invertir infraestructura de refinación a través de la eliminación derechos de
aduana sobre las importaciones de petróleo crudo.
A nivel mundial, el mayor incremento en la producción de petrolíferos se dio en la región de Asia Pacífico,
como consecuencia del incremento en su capacidad de refinación. En el último año, la producción de
derivados en esta región creció en 652.2 mbd, lo que representó un incremento de 2.4%, mientras que en el
mismo periodo su capacidad de refinación aumentó 1.3%. Norteamérica también incrementó su producción
en 2.6%, lo que representa 534.4 mbd, aun cuando Canadá presentó una reducción en su producción.
Por país, entre 2013 y 2014, destaca el incremento de 2.9% en la producción de Estados Unidos, Por sí sólo,
este país presento un aumentó aumento en su producción en 553.6 mbd. Por su parte, China incrementó su
producción de petrolíferos en 546.2 mbd, con lo que se ubicó como el segundo país en cuanto a producción
de petrolíferos, sólo después de Estados Unidos. China es el mayor consumidor de productos de petróleo en
la región de Asia Pacífico.
Durante 2014, aun cuando el incremento en la demanda de petróleo como energía primaria fue marginal,
0.01% superior a 2013, el petróleo permaneció como la principal fuente de energía a nivel mundial. Ese año,
el consumo de petróleo se ubicó en 92,086 mbd, que representan 32.6% de la demanda mundial de energía.
Entre los diez países que encabezaron la demanda de petróleo en 2014, Estados Unidos se ubica en primer
sitio con 19,035 mbd, 0.5% más que el año previo mbd, Este volumen representa el 19.9% del total mundial.
China, que es el segundo país que mayor crudo demanda, presentó un incremento mucho mayor al registrar
un aumento de 12.4% entre 2013 y 2014. Los volúmenes de la demanda de estos países representan
32.3% de la demanda mundial, en otras palabras, uno de cada tres barriles que se consumen en el mundo es
en estos dos países.
La industria de refinación mundial ha cambiado radicalmente en los últimos 15 años, ya que la demanda de
productos refinados en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE)
se ha reducido, mientras que la demanda en los países fuera de la OCDE ha experimentado un crecimiento en
todos los tipos de destilados. Asia se convirtió en el motor del crecimiento mundial de la demanda de
petrolíferos, liderado por los países en desarrollo como China y la India.
A nivel mundial, en 2014, los destilados ligeros representaron 27.9% de la demanda total de petrolíferos; los
destilados intermedios representaron la mayor proporción de la demanda con 36.7%, y los destilados
pesados se ubicaron en la tercera posición con una participación de 12.6%. En los países desarrollados, se
estima que la demanda permanecerá sin grandes cambios ya que han llegado a su punto máximo en cuanto
a consumo de petrolíferos. Tanto Europa y como Estados Unidos se encuentran en un etapas en donde su
mercado de automóviles está a punto de alcanzar la saturación.
A partir de julio, el mercado petrolero mundial entró en un período de rápido colapso de los precios del
petróleo, que cayó de un promedio mensual de 112 USD/bbl en junio a menos de 100 USD/bbl en
septiembre, alcanzando 79.6 USD/bbl en noviembre y 63.3 USD/bbl en diciembre. Este cambio fue
resultado de una combinación de factores tales como la creciente influencia del crudo proveniente de
formaciones de lutitas en el mercado internacional, una demanda que no ha crecido considerablemente,
preocupaciones económicas, el fortalecimiento del dólar vs otras divisas y la decisión de la OPEP de no
intervenir en el mercado.
Por otra parte, en 2014, la región de Medio Oriente permaneció como la principal en cuanto al volumen de
crudo destinado a exportaciones. En este sentido, esta región concentró el 41.9% del total de las
exportaciones registradas a nivel mundial. La región concentra a muchos de los principales países
productores a nivel mundial, como Arabia Saudita, cuyas exportaciones representan el 17.8% del total
mundial.
17
Rusia, el segundo país en cuanto a exportaciones de crudo, presentó una reducción de las mismas, al pasar
de 4,710 mbd en 2013 a 4,487 mbd en 2014. Destaca que, de entre los diez principales países
exportadores de petróleo crudo, únicamente cuatro presentaron un incremento en las mismas.
En cuanto a la clasificación de volúmenes de importación por país, el mayor importador de petróleo crudo fue
Estados Unidos, que en 2014 realizó importaciones por 7,388 mbd, volumen que representa el 18.1% del
total de importaciones a nivel mundial. Cabe señalar que, desde el incremento en la producción de petróleo
crudo, las importaciones de este país han venido a la baja; entre 2010 y 2014, el volumen se redujo en
2,474 mbd.
En cuanto al comercio de productos derivados, destaca el caso de Estados Unidos, en 2010 este país
importaba 1,347 mbd de derivados del petróleo, hacia 2014 esta cifra aumentó a 1,356 mbd. Por otro lado,
en esos años este país exportaba 2,311 mbd volumen que aumentó hasta 3,834 mbd. Vale la pena
mencionar el caso de China que, aun cuando sigue siendo un importador neto de productos de petróleo, se
convirtió en un exportador neto de combustible diesel a mediados de 2012, principalmente a otros países de
Asia, conforme el crecimiento de la demanda nacional de este derivado se desaceleró.
Industria del Petróleo y Mercado Nacional de Petrolíferos
Al 1 de enero de 2015, México registró un nivel de reservas remanentes totales (3P) de 37,404.8 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce). El nivel de reservas en los últimos diez años ha
significado una reducción de 9,509 mmbpce en relación a 2005. Las reservas de aceite crudo fueron de
25,825.1 millones de barriles. De acuerdo al tipo de fluido, el aceite es el de mayor contribución con 69.0%.
La reservas remanentes totales 3P se integraron por 34.8% de reservas probadas, 26.6% de reservas
probables y 38.6% de reservas posibles. En este contexto, las reservas probadas de petróleo crudo
equivalente (1P) alcanzaron un volumen de 13,017 millones de barriles (mmb), las reservas probables fueron
de 9,966 mmb, y las reservas posibles 14, 421 mmb.
Las reservas probadas de aceite crudo alcanzaron 9,711 mmb en 2015. De acuerdo a su clasificación por su
densidad, el crudo pesado tiene la mayor contribución con un 62.2%, el crudo ligero aporta el 28.9% y el
superligero el 8.9%. En cuanto a la distribución regional de las reservas probadas en términos de aceite, de los
9,711.0 mmb, el 56.4% se centra en la región Marina Noreste, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap
concentró el 65.7% del volumen total de esta región, mientras que el 34.3% correspondió al Activo de
Producción Cantarell. El 19.9% de las reservas probadas de aceite crudo del país pertenecen a la región Sur; el
14.9% se ubica en la región Marina Suroeste y 8.9% en la Norte.
En 2014, la tasa de restitución integrada 1P fue de 67.4%, inferior en 0.4 puntos porcentuales a la
presentada en 2013, lo que implica una reducción en el inventario de reservas probadas. En 2014 la relación
reserva-producción de petróleo crudo equivalente 3P alcanzó un valor de 29 años, 18 años para la reserva 2P
y 10 años para la relación reserva-producción 1P.
En 2014, la actividad exploratoria se desarrolló principalmente en las cuencas del Golfo de México Profundo,
Sureste, Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz. La adquisición de 3D tuvo un avance de 6,316.9 km2.
Respecto a la información sísmica 2D, se obtuvieron 3,258.4 km de información sísmica 2D. Se terminaron
535 pozos, de estos, 24 fueron de exploración y 511 en desarrollo. En 2014, el total de campos productores
de PEMEX-Exploración y Producción (PEP) fue de 448. De este total, 58.5% correspondieron a petróleo y gas
asociado, y 41.5% a campos de gas no asociado.
En 2014, la inversión total ejercida por PEMEX y organismos subsidiarios fue de 356,768 millones de pesos.
De este total, el 84.6% se asignó a PEP, 11.1% a Pemex-Refinación (PR), 2.1% a Pemex-Gas y Petroquímica
Básica (PGPB); 1.3% a Pemex-Petroquímica (PPQ) y 0.8% a Pemex-Corporativo. La mayor parte de la
inversión en PEP estuvo enfocada a la terminación de pozos de desarrollo e inyectores, construcción,
modernización y mantenimiento de infraestructura. Los proyectos de inversión por parte de PR han estado
orientados a satisfacer las necesidades de consumo interno de combustibles, optimizar los canales de
distribución, modernizar y mejorar la confiabilidad operacional de sus instalaciones, así como aumentar los
rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, entre otros.
18
En 2014, la producción de petróleo crudo fue 2,429 miles de barriles diarios mbd, 3.7% menor al año
anterior, resultado de una menor producción del Activo de Producción Cantarell y en el Activo Integral Aceite
Terciario del Golfo. La producción promedio de crudo pesado fue 1,265.5 mbd, cifra menor en 7.3% a la
presentada en 2013. La obtención de crudo ligero alcanzó 864.2 mbd y la producción de crudo superligero
fue 299.0 mbd.
Del total de producción nacional de crudo, en la región Marina Noreste se obtuvieron 1,231.6 mbd, en la
región Marina Suroeste alcanzó 619.7 mbd. Cabe destacar que fue la única región que presentó un
incremento en la producción de crudo en los dos Activos de Producción que la conforman. Al cierre de 2014,
en la región Sur se obtuvieron 452.4 mbd y por su parte, en la región Norte, la producción promedió 125.0
mbd de crudo.
En 2014, el volumen de petróleo distribuido fue 2,310 mbd, de este total, 1,161 mbd se destinaron a
consumo interno, lo que representó 50.3% del volumen total distribuido; el 49.7% restante, 1,149 mbd, se
envió a terminales de exportación. La distribución de crudo a refinerías disminuyó en 5.5% en relación a
2013, como causa de un menor proceso en las refinerías. Del volumen total de petróleo destinado a
refinerías, el 57.5% corresponde al tipo ligero y 42.5% a pesado. Respecto al tipo de petróleo enviado a
terminales de exportación, el 78.0% correspondió a crudo pesado, 11.7% a crudo ligero y, en menor
porcentaje, el superligero con 8.0%.
Los datos indican que, entre 2004 y 2014, el proceso de destilación atmosférica instalada en el SNR
aumento 62.0 mbd, para situarse en 1,062 mbd en 2014. Por otro lado, el SNR procesó un total de 1,155.1
mbd de petróleo crudo, volumen menor en 5.6% en relación a 2013, relacionado con problemas operativos
en algunas plantas. En cuanto a la participación por calidad de crudo dentro del consumo en las refinerías,
651.9 mbd fueron de crudo ligero, 56.4% del total; y 503.2 mbd de crudo pesado y reconstituido, es decir,
43.6% del total.
En 2014, la producción de petrolíferos en el SNR fue de 995.7 mbd de petróleo crudo equivalente (mbdpce),
lo que representó una reducción de 5.8% a lo registrado en 2013, resultado de un menor volumen de crudo
enviado y procesado en refinerías. La producción de gasolinas se vio afectada por mantenimientos
correctivos y paros en plantas de destilados intermedios en las seis refinerías, de tal forma que, en 2014, la
elaboración de este combustible fue de 339.1 mbd, 3.7% menor a lo obtenido en 2013. La producción de
destilados intermedios, como el diesel y la turbosina, también presentó una reducción con relación a 2013 de
8.6% y 12.2%, respectivamente, alcanzando un total de 286.4 mbdpce en el caso del diesel y de 51.7
mbdpce para la turbosina. En cuanto a la producción de combustibles residuales, la producción de
combustóleo decreció en 3.6% en 2014, con lo que se ubicó en 279.6 mbdpce. Con respecto al coque de
petróleo, se alcanzó una producción de 39.0 mbdpce, significando una reducción de 9.6% respecto al año
anterior.
En 2014, la demanda total de petrolíferos fue de 1,346.5 mbdpce, lo que significó una disminución de 5.9%
respecto a 2013. La demanda de petrolíferos del sector transporte en 2014 alcanzó 1,193.5 mbd. El
autotransporte, es la modalidad de mayor preferencia en el país, tanto para el transporte de pasajeros como
de carga. En 2014, este segmento consumió 1,099.9 mbd de combustibles automotrices, de los cuales el
70.6% fue de gasolinas y 29.4% de diesel.
La variable más importante para determinar el comportamiento de la demanda de combustibles
automotrices en el sector autotransporte es el parque vehicular, que en 2014 fue de 29.6 millones de
unidades. Del total de parque vehicular nacional registrado en 2014, el 96.3% correspondió vehículos con
motor de gasolina, mientras que el parque vehicular con motor a diesel se ubicó en 854.5 miles de vehículos,
representando una participación de 2.8% del parque vehicular total nacional. Para llevar a cabo la
comercialización de combustibles en el sector autotransporte, al cierre de 2014 estuvieron operando 10,830
estaciones de servicio
En 2014, las operaciones aéreas aumentaron 4.7% en relación al año anterior, originando una demanda de
este combustible de 66.5 mbd en 2014. En las terminales de almacenamiento y reparto ubicadas en la
región Sur-Sureste fue en donde se registró el mayor volumen de ventas de turbosina, las cuales fueron de
22.6 mbd. Por otro lado, la demanda promedio de diésel en el transporte ferroviario en los últimos diez años
19
ha sido de 12.8 mbd, y de 14.0 mbd en el transporte marítimo, volumen mayor en 2.1 % comparado con
2013.
El consumo de petrolíferos en el sector eléctrico presenta una disminución asociada al cambio de tecnologías
de generación. La generación eléctrica convencional con base en combustóleo se ha sustituido por
generación eficiente con base en gas natural, es decir, ciclos combinados. El consumo de combustóleo en la
comisión Federal de Electricidad (CFE) se ha reducido 56.1%, en los últimos diez años, mientras que el de gas
natural se incrementó 51.3%, carbón en 30.0% y diesel 4.9%. De 2013 a 2014, se dejó de consumir 35.9%
de combustóleo y 42.9% de diesel para le generación de energía eléctrica, en tanto que el uso de gas natural
y carbón aumentó 3.2% y 3.0%, respectivamente. El gas natural y el coque de petróleo son los combustibles
de mayor uso por parte del sector eléctrico privado, el comportamiento en el consumo de estos combustibles
ha mostrado una tendencia positiva en los últimos diez años, al registrar un crecimiento de 62.1% y 48.0%,
respectivamente.
En 2014, el consumo de combustibles en el sector industrial fue de 330.5 mbdpce, volumen mayor en 1.6%
respecto a 2013, resultado de un mayor consumo de gas natural y coque de petróleo. Sin considerar el
consumo de gas natural y gas L.P., el coque de petróleo es el principal petrolífero de uso en el sector
industrial, el cual es demandado, principalmente, en las ramas industriales intensivas como es la del cemento,
de tal manera que al cierre de 2014, la demanda de coque de petróleo totalizó 51.9 mbdpce. Por otra parte,
la demanda de combustóleo en el sector industrial registró una disminución importante de 40.4% comparada
con 2013, resultado en gran medida de la sustitución de combustóleo por otros combustibles.
Respecto al comercio exterior de petróleo y petrolíferos en 2014, el volumen comercializado de crudo de
exportación presentó una reducción de 3.5% respecto a 2013, para ubicarse en 1,149 mbd, debido a la
declinación en la producción del mismo. En 2014, la evolución de las importaciones de petrolíferos se
incrementaron 3.4% respecto a 2013, es así que al cierre del año se importaron 499.2 mbdpce, resultado de
un menor proceso en el SNR. De este volumen, 306.6 mbdpce fueron de gasolinas, 132.8 mbdpce de diésel,
34.4 mbdpce de coque de petróleo, 14.0 mbdpce de combustóleo y 11.3 mbdpce de turbosina. El
combustible que tuvo la mayor participación en las exportaciones de petrolíferos fue el combustóleo, es así
que en 2014 aumentaron 35.3% respecto a 2013.
Prospectiva de Petróleo y Petrolíferos
De acuerdo a lo establecido en la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la
CNH realizó dos escenarios de la plataforma de producción, considerando el Plan Quinquenal de Rondas de
Licitación 2015–2019, así como información acerca de la Ronda Cero, convocatorias de la Ronda 1 y
considerando Rondas subsecuentes.
Al 1° de enero de 2015, nuestro país cuenta con 764 campos con reservas identificadas, de los cuales, 98 se
encuentran en las regiones marinas, 499 en la Región Norte y 167 en la Región Sur. Estos campos han
producido 57.5 mmmbpce, de éstos, 42.4 mmmb son de aceite. En materia de exploración, PEMEX cuenta
con 1,237 prospectos exploratorios que se encuentran dentro de las áreas asignadas en la Ronda Cero.
A la fecha, los proyectos planeados de recursos prospectivos asociados a plays convencionales dentro del
Plan Quinquenal 2015-2019 consideran 379 áreas de exploración, se cuenta con 244 campos de
extracción, y, en cuanto a recursos asociados a plays no convencionales, se contemplan 291 áreas
Es importante resaltar que, para el ejercicio de planeación 2015-2029, la CNH construyó dos escenarios de
producción e inversiones. Para el caso de las reservas, el escenario mínimo parte de un volumen de
incorporación de reservas 1P de 107 mmbpce en 2015 hasta llegar a 1,717 mmbpce en 2029. Para el
escenario máximo, se parte del mismo volumen de incorporación de reservas 1P del escenario mínimo en
2015; sin embargo, en 2029, se estima un volumen de reservas 1P de 2,376 mmbpce.
Se estima una tasa de restitución por reservas por descubrimientos 1P para el escenario mínimo de 9% en
2015 y de 150% hacia el final de 2029. En el escenario máximo se estiman valores mayores para las
reservas de 1P para 2016 y 2017, para posteriormente presentar tasas inferiores, de tal manera que en
2029 se tenga una tasa de restitución de reservas de 130%.
20
De 2015 a 2029 el escenario mínimo muestra que se incrementará en 67.3% la perforación de pozos. Para
el escenario máximo, la perforación de pozos se incrementará en 108.4%, al pasar de 9,398 pozos en 2015
a 19,586 en 2029.
En lo que respecta a la plataforma de producción de crudo 2015-2029, la plataforma mínima de producción
de crudo 2015-2029, contempla un volumen de 2,288 mbd en 2015 y 2,117 mbd en 2029. El escenario
máximo, considera una producción total de 2,288 mbd en 2015 y 3,325 mbd en 2029.
De la producción total planteada en el escenario mínimo en 2015 1,041 mbd corresponde a crudo pesado y,
se estima que en 2029 sea de 938 mbd. Este crudo será el que tenga la mayor participación dentro de la
producción total con 44.3%. Respecto a la producción de crudo medio, se espera un incremento al pasar de
302 mbd a 723 mbd. Respecto a la producción del crudo ligero, disminuirá 5.1% promedio anual durante el
periodo estimado. En 2015, en el escenario máximo, 1,043 mbd de la producción de crudo corresponderá a
la calidad de pesado, misma que en 2029 totalizará 1,556 mbd. Para la clasificación de crudo medio,
establece una plataforma de producción de 299 en 2015 para llegar a 1,053 mbd en 2029. El volumen de
producción de crudo ligero que maneja este escenario es de 946 mbd en 2015 y de 716 mbd en 2029.
En 2015, de la producción total de aceite, 76.4% (1,747 mbd) se obtendrá en aguas someras, y 23.6%
(541 mbd) provendrá de áreas terrestres. Para 2029 se estima en 429 mbd en aguas profundas, 1,010 mbd
en aguas someras y 678 mbd en terrestres. Las cifras de producción, de crudo de acuerdo a su localización,
en el escenario máximo son mayores respecto a las presentadas en el escenario mínimo en: Aguas profundas
55.9%, Aguas someras 69.6% y Terrestres 39.2%
En este sentido, el escenario mínimo plantea que, en 2015, 50.7% (1,161 mbd) de la producción se
destinará a terminales de exportación y 49.3% (1,127 mbd) será enviado a refinerías. Hacia el final del
periodo dicha participación será de 33.3% (705 mbd) y 66.7% (1,412 mbd), respectivamente. Por su parte,
el escenario máximo plantea que en 2029 el 57.5% de la producción, 1,914 mbd, será destinada a
terminales de exportación y el 42.5% (1,412 mbd) a refinerías.
La oferta de petrolíferos promediará 1,176 mbdpce entre 2014 y 2029. La producción de gasolinas crecerá
en 54.6% entre 2014 y 2029, alcanzando un total de 632.7 mbd en el último año. En 2029, se estima que
la producción de diésel se ubique en 486.9 mbd, permitiendo cubrir el 72.4% de los requerimientos de su
demanda. La producción de turbosina mostrará una tasa media anual de 1.9%, adicionando un volumen de
producción de 17.1 mbd en comparación con 2014. La producción de combustóleo pasará de 259.2 mbd en
2014 a 30.0 mbd en 2029, significando una reducción de 88.4%, debido a los proyectos de
aprovechamientos de residuales y el uso de trenes de conversión profunda. En 2029, la producción de coque
de petróleo alcanzará 8,596 mta. Este incremento se debe a la planeación de proyectos de coquización en
Madero y Cadereyta, en 2016, y en Salamanca en 2019.
Entre 2014 y 2029, se estima que el sector transporte incremente 58.0% la demanda de combustibles, al
pasar de 1,082 mbdpce en 2014 a 1,709 mbdpce en 2029. Del volumen total previsto en el último año, las
gasolinas serán las de mayor demanda, representado 55.6%, mientras que el diésel será de 36.0%. Las
gasolinas continuarán como el principal combustible de consumo en el autotransporte durante el periodo
2014-2029. Se estima que la demanda de gasolinas se incremente 47.5%, de tal manera que, al final del
periodo, se ubique en 1,146.3 mbd, debido principalmente al crecimiento del parque vehicular a gasolina. En
lo que respecta a la demanda nacional de diésel, el sector autotransporte es el principal demandante de este
combustible, al pasar de 323.6 mbd en 2014 a 574.0 mbd en 2029, representando un incremento de
77.4% en el periodo. Lo anterior se fundamenta por el incremento en el parque vehicular de uso intensivo que
emplea este combustible.
De 2014-2029, el parque vehicular por tipo de combustible se incrementará 29.6%. De tener un parque
vehicular a gasolina de 29.8 millones de unidades en sus diferentes categorías en 2014, se espera que éste
se incremente a 37.6 millones de unidades en 2029. Respecto al parque vehicular a diésel, en 2014 se
registraron 900 mil unidades y se estima aumente a 2.2 millones de unidades para el último año del periodo.
Se prevé que la demanda de turbosina crezca 4.3% promedio anual entre 2014 y 2029, con un volumen de
66.5 mbd y 124.3 mbd en dichos años, comportamiento vinculado a un mayor movimiento aéreo. El
21
consumo de diésel en el transporte ferroviario pasará de 12.8 mbd en 2014 a 23.0 mbd en 2029, mientras
que en el transporte marítimo de ubicarse en 14.0 mbd en 2014 aumentará a 18.1 mbd en el último año. La
demanda total de combustibles en el sector eléctrico se calcula sea 8.9% mayor en el 2029 respecto de
2014, representando una tasa de crecimiento media anual de 0.6%; lo cual se explica por el gran aumento
de la demanda de gas natural, la cual en 2014 representó el 65.9% de total de consumo y aumentará a
97.2% en 2029.
La demanda total de combustibles en el sector industrial pasará de 330.5 mbdpce en 2014 a 522.1 mbdpce
en 2029, reflejando una tasa de media de crecimiento anual de 3.1% en este periodo. Se prevé que el gas
natural continué siendo el combustible de mayor consumo, al representar el 67.3% del consumo total de
combustibles en este sector en 2014 y, en el último año prospectivo, participará con el 76.1%. El segundo
combustible de mayor consumo en el sector industrial es el coque de petróleo, el cual tendrá un crecimiento
promedio anual 1.6%, asociado a una demanda mayor por parte de las cementeras. Dentro del grupo de
ramas industriales de consumo intensivo de coque de petróleo, la del cemento es la principal, concentrando el
95.7% de la demanda en 2014 y el 98.3% en 2029.
En lo referente a la demanda de combustóleo, se prevé que deje de utilizarse por completo en el sector
industrial a partir del año 2020, como respuesta a una sustitución de combustible en ingenios azucareros.
Entre 2014 y 2019 se estima un consumo promedio de 2.02 mbdpce para este petrolífero.
En el análisis prospectivo del comercio exterior, se espera que, de 2014 a 2029, la producción de petrolíferos
aumente 24.1%, mientras que demanda lo haga un 35.9%; atribuible al incremento en el consumo de
gasolinas. Para cubrir las necesidades de demanda, la importación de petrolíferos aumentará 34.7%,
mientras que los niveles de exportación disminuirá 44.8%. La perspectiva es que la demanda de gasolinas y
diésel permanezca en niveles superiores a la oferta interna, presentando un déficit en ambos combustibles de
514.7 mbd y 185.6 mbd en 2029, respectivamente. Para satisfacer la demanda interna de turbosina será
necesario recurrir a importaciones, las cuales serán de 53.8 mbd en 2029. En el periodo 2014-2029, la
demanda interna de combustóleo mostrará una tendencia a la baja, generando un excedente del mismo, el
cual será enviado a exportaciones, las cuales totalizan 27.0 mbd en 2029. La producción de coque de
petróleo hasta 2018 será insuficiente para satisfacer la demanda interna, periodo en que continuará una
fuerte dependencia del exterior. A partir 2019 y hasta 2029 se presenta un giro importante, debido a una
mayor producción en relación las necesidades de consumo, dando como resultado un superávit en la balanza.
En 2029 se exportarán 3,331 mta de coque de petróleo, mientras que las importaciones se estiman en 579
mta.
22
1. Capítulo Uno Marco Normativo
La Reforma Energética estableció los principios de un nuevo modelo para el desarrollo de la industria
petrolera en nuestro país. Para definir la organización institucional se promulgaron una serie de leyes
secundarias y reglamentos para ser aplicados a la nueva estructura del sector energía en México. En ella se
establece el tratamiento que tienen los participantes de la industria, tanto los nuevos, como los ya
existentes. Todos ellos habrán de apegarse a la nueva organización y normatividad y establecer nuevos
sistemas de información y procesos de negocio.
Los decretos promulgados por el Ejecutivo Federal el 11 de agosto de 2014, fueron aplicados al marco
normativo constitucional del sector energía, en los cuales se promueve la participación del sector privado en
actividades que eran reservadas a PEMEX. En este contexto, se promulgaron, reformaron y abrogaron Leyes
con las cuales se rige el funcionamiento de la industria energética en México, la participación de la iniciativa
privada y de los Órganos Reguladores en materia de energía, (ver Tabla 1. 1).
De acuerdo a lo anterior, este Capítulo tiene como objetivo resaltar los cambios más relevantes del sector
hidrocarburos derivados de la Reforma Energética, así como mencionar algunas de las principales atribuciones
otorgadas a los Órganos Reguladores y a los nuevos participantes del mercado.
Las Leyes promulgadas, resultantes de la Reforma a los artículos 25, 27 y 28 constitucionales, son:
•
Ley de Petróleos Mexicanos;
•
Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo;
•
Ley de Hidrocarburos (con lo que se abrogó la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en
el Ramo del Petróleo);
•
Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos;
•
Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector
Hidrocarburos;
•
Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
23
TABLA 1. 1
MODIFICACIONES AL MARCO JURÍDICO DEL SECTOR ENERGÉTICO
Leyes
Reformadas
Leyes
Promulgadas
• Ley de Hidrocarburos
•
•
•
Ley de Inversión Extranjera
Ley Minera
Ley de Asociaciones Públicas Privadas
• Ley de Petróleos Mexicanos
•
•
Ley Federal de Entidades Paraestatal
Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y
Servicios del Sector Público
Ley de Obras Públicas y Servicios
Relacionadas
Ley General de Deuda Pública
Ley
Federal
de
Presupuesto
y
Responsabilidad Hacendaria
Ley de Coordinación Fiscal
Ley Federal de Derechos
• Ley de Petróleos Mexicanos
Ley Orgánica
Pública Federal
• Ley de la Comisión Reguladora
de Energía
• Ley Nacional de la Comisión
Nacional de Hidrocarburos
Industria de
Hidrocarburos
Petróleos
Mexicanos
•
•
•
Ingresos sobre
Hidrocarburos
Protección
Industrial, de
Seguridad, y
Ambiental del
Sector
Agencias de
Regulación del
Sector
Fondos del
Petróleo Mexicano
Leyes
Derogadas
• Ley de Ingresos
Hidrocarburos
sobre
•
•
•
Ley Reglamentaria del Artículo
27 Constitucional en el Ramo
del Petróleo
• Reglamento de la Ley Minera en
Materia de Gas Asociado a los
Yacimientos de Carbón Mineral
• Ley de la Agencia Nacional
de Seguridad Industrial y
Protección
del
Medio
Ambiente
del
Sector
Hidrocarburos
• Ley
de
Órganos
Reguladores Coordinados
en Materia Energética
•
de
la
Administración
• Ley del Fondo Mexicano del
Petróleo Mexicano para la
Estabilización y Desarrollo
FUENTE: Secretaría de Energía.
Las bases de organización y atribuciones de la Secretaría de Energía (SENER) están establecidas en la Ley
Orgánica de la Administración Pública Federal 1 (LOAPF). De acuerdo al artículo 33 de esta Ley, entre otros
asuntos, le corresponde atender los siguientes temas en materia de hidrocarburos:
1
•
Establecer, conducir y coordinar la política energética del país y supervisar su cumplimiento y
promover la diversificación energética, el ahorro de energía y la protección del medio ambiente;
•
Ejercer los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos,
líquidos y gaseosos;
•
Promover que la participación de los particulares en las actividades del sector sea en los términos de
la legislación y de las disposiciones aplicables;
•
Llevar a cabo la planeación energética a mediano y largo plazos, así como fijar las directrices
económicas y sociales para el sector energético nacional;
•
Otorgar, revocar y recuperar asignaciones a las que se refiere el artículo 27 Constitucional;
•
Establecer los lineamientos técnicos en el proceso de licitación y el diseño técnico de los contratos;
establecer las áreas contractuales que podrán ser objeto de asignaciones y contratos, elaborar el
modelo de contratación para cada Área contractual que se licite o adjudique; así como adjudicar
asignaciones y otorgar permisos para el tratamiento y refinación del petróleo;
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/loapf.htm
2
•
Regular y en su caso, expedir normas oficiales mexicanas sobre producción, comercialización,
compraventa, condiciones de calidad, suministro de energía; así como controlar y vigilar su debido
cumplimiento;
•
Proponer al Titular del Ejecutivo Federal el establecimiento de zonas de salvaguarda de
hidrocarburos;
•
Proponer al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción de petróleo con base en
las reservas probadas y los recursos disponibles, dando prioridad a la seguridad energética del país;
•
Establecer la política de restitución de reservas de hidrocarburos;
•
Registrar y dar a conocer, con base en la información proporcionada por la CNH, las reservas de
hidrocarburos, conforme a los estudios de evaluación y de cuantificación, así como a las
certificaciones correspondientes;
•
Requerir la información necesaria para el desarrollo de sus funciones, a órganos desconcentrados,
Órganos Reguladores coordinados, entidades paraestatales y empresas del sector y a toda persona
física o moral que realice cualquiera de las actividades a que se refieren la Ley de Hidrocarburos;
•
Realizar visitas de inspección y verificación a las instalaciones de las entidades paraestatales con
actividades en el sector y, en general, a toda persona física o moral que realice cualquiera de las
actividades a que se refieren la Ley de Hidrocarburos;
•
Participar en foros internacionales respecto de las materias competencia de la Secretaría, y
participar en la concertación y el seguimiento de la ejecución de los acuerdos internacionales en
materia de explotación de yacimientos transfronterizos de hidrocarburos de los que el Estado
mexicano sea parte;
•
Iniciar, tramitar y resolver procedimientos administrativos e imponer las sanciones que
correspondan, en términos de las disposiciones aplicables;
•
Fomentar y vigilar un adecuado suministro de los combustibles en el territorio nacional.
De acuerdo al artículo 34 de la LOAPF, a la Secretaría de Economía (SE), en conjunto con la SENER, le
corresponde establecer la política nacional de fomento a las compras de proveedores nacionales en los
sectores de hidrocarburos.
1.1.
Ley de Hidrocarburos
Para plasmar los cambios en materia de hidrocarburos, se creó la Ley de Hidrocarburos 2 (LH), en la cual se
fundamenta la participación de la iniciativa privada en la industria del sector hidrocarburos. Algunos puntos
relevantes son los siguientes:
2
•
Reglamenta los Artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos;
•
Reafirma que, invariablemente, los hidrocarburos en el subsuelo son propiedad de la Nación;
•
Las actividades de exploración y extracción se consideran estratégicas, por lo que sólo la Nación
puede llevarlas a cabo por conducto de Asignatarios (Empresas Productivas del Estado) y
Contratistas (empresas privadas);
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lhidro.htm
3
•
Las actividades de tratamiento de refinación, enajenación, comercialización, transporte, y
almacenamiento de petróleo, así como el transporte, almacenamiento, distribución y
comercialización y expendio al público de petrolíferos se liberan, y pueden ser desarrolladas
mediante el otorgamiento de permisos y autorizaciones;
•
Establece que la industria de los hidrocarburos es de jurisdicción federal;
•
La exploración y extracción se considera de interés social y orden público y tienen preferencia sobre
cualquier otra actividad que implique el aprovechamiento del suelo o subsuelo;
•
Considera las implicaciones de las actividades propias del sector en materia de transparencia y
rendición de cuentas; uso y ocupación temporal de las tierras; contenido nacional; impacto social;
seguridad industrial y protección al medio ambiente.
La nueva LH tiene como propósito regular todas las actividades relacionadas con la industria de los
hidrocarburos dentro de territorio nacional, estas incluyen:
I.
El reconocimiento y exploración superficial, y la exploración y extracción de hidrocarburos;
II.
El tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, transporte y almacenamiento del petróleo;
III. El procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y regasificación, así como el transporte,
almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al público de gas natural;
IV. El transporte, almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al público de petrolíferos, y
V.
El transporte por ducto y el almacenamiento que se encuentre vinculado a ductos de Petroquímicos.
1.2.
Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia
Energética 3
Con la nueva dinámica de mercado que impera en la industria, es necesario fortalecer el entorno institucional
del sector, con el objetivo de regular de la mejor manera el desarrollo de la industria energética. En este
sentido, se han fortalecido los Órganos Reguladores del sector energético, es decir: la Comisión Reguladora
de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), (ver Figura 1. 1).
La Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) tiene por objeto regular la
organización y funcionamiento de la CNH y la CRE. En su artículo 2 señala que estas dependencias son los
Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.
3
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lorcme.htm
4
FIGURA 1. 1
COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA Y COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS
Titular del Ejecutivo
Titular del Ejecutivo
Órganos
Desconcentrados
Secretaría de
Energía
CRE
Secretarías de
Estado
CRE
CNH
CNH
5 Comisionados nombrados
por el Ejecutivo
5 Comisionados
nombrados por el Ejecutivo
Autonomía técnica, operativa,
de gestión y de decisión.
Autonomía técnica y de
operación
• Contará con un Órgano de Gobierno
integrado por 7 Comisionados
propuestos por el Ejecutivo y aprobados
por el Senado
Órganos Reguladores Coordinados en Materia
Energética
Después de la Reforma Energética
Antes de la Reforma Energética
• Tendrán Autonomía operativa, técnica y
de gestión.
Deberán coordinarse con la SENER y demás
Dependencias
Pueden disponer de los ingresos derivados de los
servicios que prestan
FUENTE: Secretaría de Energía.
Los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, entre otras, tienen las siguientes atribuciones:
•
Emitir sus actos y resoluciones con autonomía técnica, operativa y de gestión, así como vigilar y
supervisar su cumplimiento;
•
Expedir, a través de su Órgano de Gobierno, supervisar y vigilar el cumplimiento de la regulación y de
las disposiciones administrativas de carácter general o de carácter interno, así como las normas
oficiales mexicanas aplicables a quienes realicen actividades reguladas;
•
Emitir resoluciones, acuerdos, directivas, bases y demás actos administrativos necesarios para el
cumplimiento de sus funciones;
•
Imponer las sanciones respecto de los actos u omisiones que den lugar a ello, así como imponer y
ejecutar sanciones no económicas;
•
Otorgar permisos, autorizaciones y emitir los demás actos administrativos vinculados a las materias
reguladas;
•
Solicitar a los sujetos regulados todo tipo de información o documentación y verificar la misma
respecto de las actividades reguladas;
•
Requerir información directamente a los terceros que tengan cualquier relación de negocios con los
sujetos regulados, en el ámbito de su competencia;
•
Ordenar y realizar visitas de verificación, inspección o supervisión, requerir la presentación de
información y documentación y citar a comparecer a servidores públicos y representantes de
empresas productivas del Estado y particulares que realicen actividades reguladas;
5
•
Participar en foros, organismos y asociaciones internacionales respecto de las materias de su
competencia;
•
Participar con las dependencias competentes en la formulación de los proyectos de iniciativas de
leyes, decretos, disposiciones reglamentarias y normas oficiales mexicanas relativas o relacionadas
con las actividades reguladas;
•
Contratar servicios de consultoría, asesoría, estudios e investigaciones que sean requeridos para sus
actividades;
•
La CNH tiene a su cargo, además de las atribuciones establecidas en la LH y en otras leyes:
o
•
Emitir la regulación y supervisar el cumplimiento por parte de los Asignatarios, Contratistas
y Autorizados, en las actividades de:

Reconocimiento y exploración superficial, así como la exploración y la extracción
de hidrocarburos, incluyendo su recolección desde los puntos de producción y
hasta su integración al sistema de transporte y almacenamiento; resguardo, uso,
administración, actualización, y publicación de la misma.

Perforación de pozos.
o
Licitar y suscribir los Contratos para la Exploración y Extracción de hidrocarburos;
o
Cuantificar las Reservas y los Recursos prospectivos y Contingentes;
o
Certificar las Reservas de la Nación por parte de terceros independientes;
o
Medir la producción de hidrocarburos;
o
Cuantificar el potencial de hidrocarburos del país;
o
Generar indicadores de referencia para evaluar la eficiencia de los Proyectos de Exploración
y Extracción de Hidrocarburos;
o
Prestar asesoría técnica a la SENER;
o
Corresponde a la CNH establecer y administrar el Centro Nacional de Información de
Hidrocarburos en los términos que establezca la LH.
Además de las atribuciones establecidas en la LH, y demás leyes aplicables, la CRE debe regular y
promover el desarrollo eficiente de las actividades, en materia de hidrocarburos:
o
De transporte, almacenamiento, distribución, así como el expendio al público de petróleo y
petrolíferos;
o
Promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una
adecuada cobertura nacional; así como atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en
el suministro y la prestación de los servicios.
Asimismo, el artículo 19 de la LORCME establece la creación del Consejo de Coordinación del Sector
Energético, el cual está integrado por:
VI. El Titular de la SENER;
VII. Los Comisionados Presidentes de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética;
6
VIII. Los Subsecretarios de la SENER;
IX. El Director General del Centro Nacional de Control del Gas Natural, y
X.
El Director General del Centro Nacional de Control de Energía.
El Consejo de Coordinación del Sector Energético tiene, entre otras, las siguientes funciones:
•
Dar a conocer a los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética la política energética
establecida por la SENER;
•
Emitir recomendaciones sobre los aspectos de la política energética y programas del Ejecutivo
Federal a incluir en los programas anuales de trabajo de los Órganos Reguladores Coordinados en
Materia Energética;
•
Analizar, en su caso, las recomendaciones y propuestas de los Órganos Reguladores Coordinados
sobre la política energética y programas del Ejecutivo Federal y establecer las reglas para su
operación;
•
Analizar casos específicos que puedan afectar el desarrollo de las políticas públicas del Ejecutivo
Federal en materia energética y proponer mecanismos de coordinación.
1.3.
Regulación de las Actividades de la Industria de
Hidrocarburos
El Reconocimiento y Exploración Superficial, y la Exploración y Extracción de
Hidrocarburos
La SENER puede otorgar y modificar las Asignaciones para realizar la exploración y extracción de
hidrocarburos, otorgadas a PEMEX o a cualquier otra Empresa Productiva del Estado (Asignatario), con previa
opinión de la CNH.
Algunas de las principales decisiones que puede llevar a cabo el Asignatario son:
•
Únicamente puede ceder una asignación de la que sea titular, cuando el cesionario sea otra EPE,
previa autorización de la SENER;
•
Puede renunciar a la Asignación correspondiente, con aprobación de la SENER y dando aviso a la
CNH;
•
Sólo puede celebrar con particulares contratos de servicios para las actividades relacionadas con
dichas Asignaciones, bajo esquemas que les permitan la mayor productividad y rentabilidad, siempre
que la contraprestación se realice en efectivo.
En relación a los Contratos para la Exploración y Extracción, la CNH será la facultada para celebrarlos. Dichos
contratos se pueden formalizar con el Asignatario y personas morales, de manera individual, consorcio o
asociación en participación en términos de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LIH).
Cabe mencionar que el Asignatario podrá solicitar a la SENER la migración 4 de las Asignaciones de las que
sean titulares a Contratos para llevar actividades de exploración y extracción.
4
Pasar de una Asignación para realizar la exploración y extracción de hidrocarburos a un Contrato de Exploración y
Extracción.
7
El modelo de contratación que establezca la SENER para cada Área Contractual que se licite o se adjudique
para realizar las actividades de exploración y extracción puede ser, entre otros:
•
Contratos de Servicios;
•
Contratos de Utilidad o Producción Compartida;
•
Contratos de Licencia.
La selección del contratista para la exploración y extracción tendrá lugar a través de un proceso de licitación.
Al respecto, la CNH emite las bases para este proceso, previendo que el contrato para dicha actividad se
podrá formalizar con PEMEX, otras empresas productivas del Estado y Personas Morales, ya sea de manera
individual, en consorcio, o asociación en participación.
En el proceso de licitación y contratos, la participación que le corresponde a la SHCP es:
•
Establecer las condiciones económicas relativas a los términos fiscales;
•
Determinar las variables de adjudicación;
•
Participar en la administración y auditoría contables relativas a los términos fiscales.
En la adjudicación de Contratos para realizar actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, el o
los Asignatarios no pueden celebrar con Particulares contratos de asociación público privada.
Por otra parte, respecto a los titulares de concesiones mineras, éstos pueden llevar a cabo dichas actividades
a través de un Contrato para la Exploración y Extracción que adjudique la CNH por medio de una licitación.
En materia de Reconocimiento y Exploración Superficial, y Exploración y Extracción de Hidrocarburos los
Asignatarios y Contratistas están obligados, entre otras, a:
•
Contar con la aprobación de los planes de exploración y desarrollo para la extracción por parte de la
CNH;
•
Cumplir individualmente y de forma progresiva con un porcentaje mínimo de contenido nacional (al
menos 35 por ciento) establecido por SENER, con opinión de la SE;
•
Contar, en su caso, con la autorización para llevar a cabo perforaciones de pozos exploratorios en
aguas profundas y ultra profundas, y aquellos que se utilicen como modelos de diseño; así como
para el Reconocimiento y Exploración Superficial de las áreas para investigar la posible existencia de
hidrocarburos.
•
Dar aviso a la CNH cuando sean titulares de las áreas de Reconocimiento; Exploración Superficial,
Asignaciones y Contractuales;
•
Cumplir con la regulación, lineamientos y disposiciones administrativas que emitan la SENER, la
SHCP, la CNH y la Agencia en el ámbito de sus respectivas competencias.
Tratamiento,
refinación,
enajenación,
comercialización,
transporte
y
almacenamiento de petróleo; y transporte, almacenamiento, distribución,
comercialización y expendio al público de petrolíferos
Para realizar las actividades de comercialización de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos en territorio
nacional se requiere de Permiso expedido por la SENER y la CRE, de acuerdo a las atribuciones
correspondiente, (ver Figura 1. 2).
8
FIGURA 1. 2
DE LOS PERMISOS DE LAS DEMÁS ACTIVIDADES DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS
SENER
I.
II.
Se requerirá permiso para:
Tratamiento y refinación de Petróleo,
Exportación e importación de Hidrocarburos, y Petrolíferos
I.
CRE
Transporte, Almacenamiento, Distribución, comercialización
y Expendio al Público de Hidrocarburos y Petrolíferos
Gestión de Sistemas Integrados
II.
Serán otorgados a:
I.
Petróleos Mexicanos
II.
Otras empresas productivas del Estado
III.
Particulares.
Su otorgamiento estará sujeto a demostrar que se cuenta
con:
I.
Diseño de instalaciones o equipos acordes con la normativa y
las mejores prácticas.
II.
Condiciones apropiadas para garantizar la adecuada
continuidad de la actividad objeto del permiso
1.
2.
3.
4.
5.
Podrán:
Autorizar la cesión de los permisos o realización de actividades reguladas;
Revocar los permisos expedidos;
Ocupar de forma temporal los bienes, derechos e instalaciones;
Intervenir en la realización de la actividad o la prestación del servicio, cuando el Permisionario incumpla sus
obligaciones;
Los interventores podrán ser del sector público, privado o social.
FUENTE: Secretaría de Energía.
Para la prestación de los servicios de la industria de hidrocarburos es necesario contar con infraestructura
para llevar a cabo todas las actividades del sector energía, de ahí que se requiera de un Sistema Integrado
(véase Figura 1. 3). De acuerdo a la LH, un Sistema Integrado se define como: Sistemas de Transporte por
ducto y de Almacenamiento interconectados, agrupados para efectos tarifarios y que cuentan con
condiciones generales para la prestación de los servicios que permiten la coordinación operativa entre las
diferentes instalaciones.
FIGURA 1. 3
SISTEMA INTEGRADOS
SENER
• Podrá requerir que se desarrollen los análisis necesarios para la
conformación de Sistemas Integrados a fin de alcanzar los
objetivos planteados.
• Será la encargada de emitir el plan quinquenal de expansión y
optimización de la infraestructura de Transporte por ducto y
Almacenamiento.
CRE
• Será la autoridad competente para aprobar la creación de
Sistemas Integrados, así como para determinar la
incorporación de nueva infraestructura a los mismos.
• Establecerá las reglas de operación y los códigos de ética que
eviten conflictos de interés y establezcan la separación funcional
correspondiente entre gestores.
Gestores
• Serán operados por un Gestor, con previo permiso otorgado por la CRE;
• Se sujetarán a las disposiciones de carácter general que la CRE apruebe y expida
• Tendrán por objeto:
• Coordinará a los Permisionarios de Transporte por ducto y Almacenamiento;
• Responderá respecto de las obligaciones de pago de las tarifas de los sistemas de Transporte o Almacenamiento que
compongan el Sistema Integrado;
• Propiciará el desarrollo de centros de mercado y mercados mayoristas;
• Fomentará la liquidez de los mercados y asegurará el balance y operación del Sistema Integrado,
• Administrará el mercado secundario de capacidad del Sistema Integrado que corresponda.
• Serán independientes de las personas que realicen otras actividades de producción, distribución y comercialización de
petrolíferos.
• Podrán ser entidades públicas, privadas o público-privadas en las que podrán participar los Permisionarios que conformen el
Sistema Integrado.
FUENTE: Secretaría de Energía.
9
Para realizar las actividades establecidas en la LH, el Asignatario o entidad paraestatal, o cualquier Particular,
(Permisionarios) 5, tiene la obligación de dar acceso abierto a sus instalaciones y servicios, sujeto a
disponibilidad de capacidad en sus sistemas. De acuerdo a lo anterior, éstos se encontrarán obligados a dar
acceso abierto cuando presten a terceros los servicios de Transporte, Distribución y Almacenamiento, por
medio de ductos, de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos.
En caso de que el permisionario de transporte por ductos y almacenamiento cuente con capacidad no
contratada, o que estando contratada no sea utilizada, la deberá hacer pública, permitiendo a terceros
aprovechar dicha capacidad disponible. Además, no puede enajenar o comercializar Hidrocarburos,
Petrolíferos y Petroquímicos que hayan sido transportados o almacenados en sus sistemas permisionados.
Por otra parte, las personas que cuenten con contratos de reserva de capacidad y no la hagan efectiva,
deberán comercializarla en mercados secundarios o ponerla a disposición del gestor independiente del
Sistema Integrado o del transportista a cargo del ducto o almacenista cuando las instalaciones
correspondientes no formen parte de un Sistema Integrado.
Con la Reforma Energética se llevaron a cabo diversas modificaciones para ordenamientos legales y en
algunos casos se expidieron nuevas leyes con la finalidad de establecer el mecanismo de funcionamiento del
sector energético. Con este fin una ley importante que debe tenerse en consideración es:
1.4.
Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos 6
Objeto: Establecer el régimen de los ingresos que recibirá el Estado Mexicano que se obtengan de las
actividades de exploración y extracción de hidrocarburos que se realicen a través de las Asignaciones y
Contratos, así como de las contraprestaciones que se establecerán en los Contratos.
Generalidades:
•
El pago de las contraprestaciones que se establezcan en los Contratos se realizará en efectivo y no
exime a los Contratistas del cumplimiento de las obligaciones en materia tributaria y demás
disposiciones fiscales;
•
Los Contratos preverán que la administración de los aspectos financieros de los mismos,
relacionados con las Contraprestaciones se realizará por el Fondo Mexicano del Petróleo;
•
Los ingresos serán recibidos por el Fondo Mexicano del Petróleo;
•
De los Contratos de Licencia, Utilidad Compartida y Producción Compartida se tienen las siguientes
características:
Permisionario: Petróleos Mexicanos, cualquier otra EPE o entidad paraestatal, o cualquier Particular que sea titular de un
permiso para la realización de las actividades previstas en la Ley de Hidrocarburos
6
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lhidro.htm
5
10
TABLA 1. 2
TIPOS DE CONTRATO
Licencia
Utilidad
Compartida
Producción
Compartida
ISR
SI
SI
SI
Bono a la firma
SI
NO
NO
Cuota contractual para la
fase exploratoria
SI
SI
SI
Regalía
SI
SI
SI
Contraprestación en
favor del Estado
SI
(Sobre-regalía)
NO
NO
Mecanismo de Ajuste
SI
SI
SI
Concepto
FUENTE: Secretaría de Energía.
En donde se entenderá como:
•
Bono a la firma: Se trata de un monto moderado y predeterminado, pagadero en efectivo. Este será
estipulado por la SHCP.
•
Cuota para la fase exploratoria: Se trata de un pago en efectivo por la superficie contratada en
tanto no exista producción. Esta cuota será actualizada durante enero de cada año, según el Índice
Nacional de Precios al Consumidor.
•
Regalía básica: Se trata de un pago moderado basado en los ingresos brutos del proyecto, se
calculará como un porcentaje aplicado al valor total de los hidrocarburos extraídos cada mes. El
porcentaje de regalías será calculado con base en el precio de los hidrocarburos extraídos.
•
Contraprestación del Estado: se aplica mediante una tasa sobre una base de ingresos brutos
(“sobre-regalía”). Se define para cada contrato y debe ser estipulada para pagarse en efectivo.
•
Mecanismo de ajuste. Su objetivo es controlar la rentabilidad extraordinaria que se genere por
precios altos, mayor productividad (menores costos) o por descubrimientos “inesperados” por
encima de las expectativas.
•
Respecto a las Contraprestaciones en los Contratos de Servicios se tiene que:
o
Los contratistas entregarán al Estado todos los hidrocarburos extraídos y la
contraprestación a favor del contratista se definirá en cada contrato y ser pagada en
efectivo.
o
Las Contraprestaciones a favor del Contratista establecidas en los Contratos de servicios
se pagarán por el Fondo Mexicano del Petróleo con los recursos generados por la
comercialización de la Producción Contractual que derive de cada Contrato de servicios.
•
Los Asignatarios deben pagar anualmente el derecho por la utilidad compartida aplicando una tasa
del 65% a la diferencia que resulte de disminuir del valor de los hidrocarburos extraídos durante el
ejercicio fiscal de que se trate;
•
El Asignatario está obligado a pagar mensualmente el derecho de extracción de hidrocarburos;
11
•
El Asignatario está obligado al pago mensual del derecho de exploración de hidrocarburos, por la
parte del Área de Asignación que no se encuentre en la fase de producción.
El 31 de octubre de 2014 se publicaron en el Diario Oficial de la Nación, todos los reglamentos referentes a
la Ley de Hidrocarburos, así como los relativos a la industria eléctrica y los lineamientos de energías limpias, y
las EPE, PEMEX y CFE 7.
1.5.
Ley de Inversión Extranjera 8
Objeto: Determinar las reglas para canalizar la inversión extranjera hacia el país y propiciar su contribución al
desarrollo nacional.
Generalidades:
•
Están reservadas de manera exclusiva al Estado las funciones en exploración y extracción del
petróleo y de los demás hidrocarburos;
•
Permite la participación de la inversión extranjera en:
o
Comercialización de gasolina;
o
Suministro de combustibles y lubricantes para embarcaciones y aeronaves y equipo
ferroviario;
o
Construcción de ductos para la transportación de petróleo y sus derivados y Perforación de
pozos petroleros.
1.6.
Ley Minera 9
Es reglamentaria del artículo 27 constitucional en materia minera. Su aplicación corresponde al Ejecutivo
Federal por conducto de la SE.
Generalidades:
•
El carácter preferente de las actividades de exploración, explotación y beneficio de los minerales o
sustancias, no tiene efectos frente a las actividades de exploración y extracción del petróleo y de los
demás hidrocarburos.
•
La SE, previo a expedir títulos de concesión, verificará la factibilidad de la coexistencia de actividades
mineras con las actividades de exploración y extracción de petróleo y demás hidrocarburos.
•
Las obras y trabajos de exploración y explotación de carbón en todas sus variedades, en terrenos
amparados por asignaciones petroleras o por contratos para la exploración y extracción de
hidrocarburos, sólo podrán ejecutarse con autorización de la SE, previa opinión favorable de la
SENER.
http://www.dof.gob.mx/index.php?year=2014&month=10&day=31
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lie.htm
9
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lmin.htm
7
8
12
1.7.
Ley de Asociaciones Público Privadas 10
Objeto: Regular los esquemas para el desarrollo de proyectos de asociaciones público-privadas, bajo los
principios de los artículos 25 y 134 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.
Generalidades:
•
Regula proyectos de asociación público-privada realizados con cualquier esquema para establecer
una relación contractual de largo plazo, entre instancias del sector público y del sector privado o
bien, mediante el otorgamiento de permisos, autorizaciones o concesiones, en los que se utilice
infraestructura provista, total o parcialmente, por el sector privado.
1.8.
Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización
y el Desarrollo
Objeto: Establecer las normas para la constitución y operación del Fondo Mexicano del Petróleo para la
Estabilización y el Desarrollo.
•
El Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo tiene como fin recibir,
administrar, invertir y distribuir los ingresos derivados de las asignaciones y los contratos en materia
de petróleo y de los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos, en el subsuelo.
Generalidades:
•
El patrimonio del Fondo Mexicano del Petróleo está constituido por:
I.
Los ingresos derivados de las asignaciones y los contratos en materia de petróleo y de los
hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos, en el subsuelo;
II.
El producto de las inversiones que se deriven de los recursos del Fondo Mexicano del Petróleo;
III. Las donaciones o cualquier tipo de aportación provenientes de cualquier persona física o moral.
1.9.
Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de
Protección el Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos 11
Objeto: Crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector
Hidrocarburos (ANSI), como un órgano administrativo desconcentrado de la Secretaría de Medio Ambiente y
Recursos Naturales, con autonomía técnica y de gestión.
Generalidades:
10
11
•
Emitir las bases y criterios para que los regulados adopten las mejores prácticas de seguridad
industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente;
•
Supervisar, vigilar y sancionar el cumplimiento por parte de los regulados de los ordenamientos
legales, reglamentarios;
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lapp.htm
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lansi.htm
13
•
Expedir, suspender, revocar o negar las licencias, autorizaciones, permisos y registros en materia
ambiental;
•
Regular y supervisar, en relación con las materias de su competencia, las actividades de captura,
exploración, extracción, transporte e inyección industrial de bióxido de carbono, que se realizan con
el fin de mejorar la producción de hidrocarburos;
•
Regular y supervisar la producción, transporte, almacenamiento y distribución industrial de
biocombustibles, cuando estas actividades estén directamente vinculadas al proceso de mezclado o
preparación de gasolinas y/o diésel,
•
Informar a la SENER, a la SHCP, a la CNH y a la CRE, sobre cualquier medida o resolución que
implique afectación a la producción de hidrocarburos, de sus derivados, así como al transporte,
almacenamiento, distribución de los mismos.
1.10.
Ley de Petróleos Mexicanos 12
Objeto: regular la organización, administración, funcionamiento, operación, control, evaluación y rendición de
cuentas de la EPE Petróleos Mexicanos.
Generalidades:
•
PEMEX es una EPE, de propiedad exclusiva del Gobierno Federal;
•
Tiene como fin el desarrollo de actividades empresariales, económicas, industriales y comerciales;
•
Tiene por objeto llevar a cabo la exploración y extracción del petróleo y gas;
•
Puede llevar a cabo las siguientes actividades en el país, en su zona económica exclusiva o en el
extranjero:
•
o
La refinación, transformación, transporte, almacenamiento, distribución, venta, exportación
e importación de petróleo e hidrocarburos y los productos que se obtengan de su refinación
o procesamiento y sus residuos, y la prestación de servicios relacionados con dichas
actividades;
o
Desarrollo y ejecución de proyectos de ingeniería, investigación, actividades geológicas,
geofísicas, supervisión, prestación de servicios a terceros y todas aquellas relacionadas con
la exploración, extracción de petróleo;
o
La comercialización de productos de fabricación propia a través de redes de
comercialización, así como la prestación de servicios vinculados a su consumo o utilización.
Puede realizar las actividades, operaciones o servicios necesarios por sí mismo; con apoyo de sus
empresas productivas subsidiarias 13 y empresas filiales 14, o mediante la celebración de contratos,
convenios, alianzas o asociaciones o cualquier acto jurídico, con personas físicas o morales de los
sectores público, privado o social, nacional o internacional;
http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lpm.htm
Las empresas productivas subsidiarias son empresas productivas del Estado, con personalidad jurídica y patrimonio
propio. Se sujetarán a la conducción, dirección y coordinación de PEMEX.
14
Son empresas filiales de PEMEX aquellas en las que participe, directa o indirectamente, en más del cincuenta por ciento
de su capital social, con independencia de que se constituyan conforme a la legislación mexicana o a la extranjera.
12
13
14
•
PEMEX actúa a través de empresas productivas subsidiarias para realizar las actividades de
exploración y extracción de hidrocarburos.
•
Las demás actividades de PEMEX puede realizarlas directamente, a través de empresas filiales,
empresas en las que participe de manera minoritaria, directa o indirectamente, o mediante cualquier
figura de asociación o alianza que no sea contraria a la ley.
•
Puede celebrar con el Gobierno Federal y con personas físicas o morales toda clase de actos,
convenios, contratos, suscribir títulos de crédito y otorgar todo tipo de garantías, manteniendo el
Estado Mexicano en exclusiva la propiedad sobre los hidrocarburos que se encuentren en el
subsuelo.
•
No puede celebrar con terceros Contratos para la Exploración y Extracción a que se refieren la LH y
la LIH, salvo con la CNH, ya sea individualmente o mediante asociación o con participación de
particulares.
•
Es dirigida y administrada por:
1.
Un Consejo de Administración, órgano supremo de administración de PEMEX, y
2.
Un Director General, le corresponde llevar la gestión, operación, funcionamiento y ejecución
de los objetivos de PEMEX, sujetándose a las estrategias, políticas y lineamientos
aprobados por el Consejo de Administración.
•
La creación, fusión o escisión de empresas productivas subsidiarias, así como de empresas filiales en
las que PEMEX participe de manera directa, será autorizada por el Consejo de Administración de
Petróleos Mexicanos, a propuesta de su Director General.
•
Petróleos Mexicanos puede realizar las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos,
conforme a lo siguiente:
I.
Si las actividades se realizan al amparo de una asignación, debe actuar a través de una o más
empresas productivas subsidiarias, y
II.
Si las actividades se realizan por virtud de un Contrato para la Exploración y Extracción de
Hidrocarburos:
a)
En los casos en que Petróleos Mexicanos realice la actividad de manera exclusiva, debe
hacerlo a través de una o más empresas productivas subsidiarias, y
b)
En los casos que pretenda realizar las actividades en asociación o alianza con terceros,
puede hacerlo mediante la creación o participación en empresas filiales, la participación
minoritaria en otras sociedades o las demás formas de asociación permitidas.
•
El Consejo de Administración puede prever distintos mecanismos de adjudicación, como subastas
ascendentes, subastas descendentes, o subastas al primer precio en sobre cerrado, entre otros.
•
Petróleos Mexicanos y sus empresas productivas subsidiarias entregarán anualmente al Gobierno
Federal un dividendo estatal.
•
La SHCP, previa opinión favorable del Comité Técnico del Fondo Mexicano del Petróleo para la
Estabilización y el Desarrollo, determinará la propuesta de monto que PEMEX, así como cada una de
sus empresas productivas subsidiarias, deberán entregar al Gobierno Federal como dividendo
estatal.
15
2. Capítulo Dos Entorno Internacional
2.1.
Reservas mundiales de petróleo
En los últimos diez años, las reservas probadas mundiales de petróleo crecieron 24%, lo que representó un
aumento en ese periodo de 333.9 miles de millones de barriles (mmmb). En 2014, la cifra registrada para las
reservas probadas mundiales fue de 1,700 mmmb, lo que significó una reducción de 0.1% en comparación
con lo observado en 2013, (véase Figura 2. 1).
La región con la mayor cantidad de reservas es el Medio Oriente, con un volumen total de 811 mmmb en
2014, dicho volumen representó un incremento de 0.2% respecto al de 2013 y, en los últimos diez años
promedia una tasa de crecimiento anual de 0.8%. El volumen de reservas de esta región representa 47.7%
del total mundial de reservas.
Con una tasa media de crecimiento anual de 12.3% en sus reservas de petróleo, la región Sur y
Centroamérica, se ubica como la de mayor crecimiento en reservas en los últimos diez años. En el 2014 su
volumen de reservas ascendió a 330 mmmb, y ocupó el segundo lugar a nivel mundial. Ello se dio pese al bajo
porcentaje de aumento entre 2013 y 2014, el cual fue de 0.1%. Los países de Venezuela y Brasil
continuaron siendo los de mayor contribución en la posición de esta región, con una tasa de crecimiento
promedio anual de 14.1% y 3.7%, respectivamente, en los últimos diez años.
Durante 2014, Norteamérica alcanzó un volumen de reservas de 232 mmmb, con dicho monto
Norteamérica aportó el 13.7% a las reservas totales mundiales. Su tasa de crecimiento de 2004 a 2014 fue
de 0.4%, debido a los altos incrementos en la incorporación de reservas de Estados Unidos; cabe mencionar
que, desde el 2009, este país registra altos volúmenes de reservas, reflejando un crecimiento promedio anual
de 5.2% en los últimos diez años, mientras que Canadá y México presentaron tasas negativas.
En 2014 las reservas de la región de Europa y Eurasia ascendieron a 155 mmmb y significaron el l 9.1% de
las reservas probadas mundiales. Dentro de esta región, los países con mayor incorporación de reservas
fueron la Federación Rusa y Kazajstán, que en conjunto aportaron el 86% de las reservas de la región.
Por otra parte, en África con un volumen de reservas de 129 mmmb, se tiene el 7.6% de las reservas
mundiales de petróleo, países como Libia, Nigeria y Angola concentraron el 76% de reservas de la región en
2014.
Finalmente, la zona Asia Pacífico registró el menor volumen de reservas de crudo en 2014 (43 mmmb), con
el 2.5% del total mundial, las cuales se localizan particularmente en China, India, Vietnam, Australia, Malasia
e Indonesia. Esta región incorporó menos de 0.05% de reservas de 2013 a 2014, además, la tasa de
incorporación ha crecido a un ritmo de 0.5% promedio anual desde el año 2004.
16
FIGURA 2. 1
TOTAL DE RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO POR REGIÓN, 2014
(Miles de millones de barriles)
1,700
811
330
232
155
129
43
Total Mundial Medio Oriente
Sur y
Norteamérica
Centroamérica
Europa &
Eurasia
África
Asia Pacífico
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
En 2014, del total mundial de las reservas probadas de crudo, el 71.6% pertenecen a los países de la
Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y el 28.4% a aquellos fuera de la organización. De
2013 a 2014, la OPEP aumentó sus reservas en 1.6 mmmb; mientras que en los países no pertenecientes a
esta Organización se redujeron 0.4 mmmb, (véase Figura 2. 2).
FIGURA 2. 2
TOTAL DE RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO, 2014
(Miles de millones de barriles)
1,700
Ex Unión
Soviética,
142
OECD,
249
No-OPEP,
342
OPEP,
1,216
No-OECD,
1,451
Total Mundial Medio Oriente
Total Mundial
S. & Cent.
America
Norteamérica
Europa &
Eurasia
África
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
17
Asia Pacífico
Durante el 2014, Venezuela superó a Arabia Saudita como el país con el mayor volumen de reservas
probadas a nivel mundial, con un volumen de 298.3 mmmb, lo que significa que su participación a nivel
mundial es 17.5%. Las reservas de petróleo de Arabia Saudita son las segundas más grandes del mundo,
equivalentes a 267 mmmb, (véase Figura 2. 3).
En términos de reservas de petróleo, Canadá se posiciona como el tercer país de reservas de petróleo con
172.9 mmmb. Es importante mencionar que este volumen incluye las reservas de petróleo en las arenas
bituminosas, esta inclusión hace que Canadá, supere a países como Irán, Iraq, Federación Rusa y Kuwait, los
cuales se caracterizan por poseer importantes niveles de reservas de petróleo. De acuerdo a lo anterior, son
ocho los países que tienen bajo su dominio el 79.3% de las reservas de petróleo mundial. Cabe hacer
mención que, de acuerdo a la publicación Annual Statistical Bulletin 2015, emitida por la OPEP, de no
considerar las reservas de petróleo en las arenas bituminosas de Canadá, este país no figuraría dentro de los
20 mayores países del mundo de reservas de petróleo. Por otra parte, las reservas probadas de petróleo en
Estados Unidos aumentaron a 48.5 mmmb en 2014, reflejando una tasa de crecimiento promedio anual de
5.2% en los últimos diez años. Por su parte México, se ubica dentro de los 18 países con mayores volúmenes
de reservas de petróleo, las cuales sumaron 9.7 mmmb en 2014.
FIGURA 2. 3
RANKING DE PAÍSES CON RESERVAS DE PETRÓLEO, 2014
(Miles de millones de barriles)
298
Venezuela
267.0
Arabia Saudita
172.9
Canadá
157.8
Irán
150.0
Iraq
Federación Rusa
103.2
Kuwait
101.5
97.8
Emiratos Árabes Unidos
Estados Unidos
48.5
Libia
48.4
37.1
Nigeria
30.0
Kazakhstan
25.7
Qatar
China
Brasil
18.5
16.2
Angola
12.7
Argelia
12.2
México*
9.7
*
Para México la fuente es la CNH. El dato que reporta BP Statistical Review of World Energy June 2015 es de 11.1 mmmb.
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
2.2.
Producción mundial de petróleo
Después de décadas en que la producción de petróleo crudo en Estados Unidos mantenía una tendencia a la
baja, en años recientes esta tendencia se ha revertido. Las técnicas actuales de perforación horizontal y
fracturación hidráulica en múltiples etapas (fracking), han permitido acceder a recursos de aceite y gas
natural en formaciones de esquisto que antes eran poco rentables o técnicamente imposibles de producir. De
igual forma, la producción de las arenas bituminosas en el Oeste de Canadá también ha aumentado
significativamente. Como resultado, la producción en América del Norte ha presentado un incremento de
18
más del 30% en el período de 2004 a 2014. Esta nueva oferta, ha reducido sustancialmente la dependencia
de las importaciones de petróleo crudo desde el extranjero hacia los Estados Unidos y, por ende, ha
significado un aumento en la oferta mundial de petróleo crudo.
En 2014 la producción mundial de petróleo se ubicó en 88,673 miles de barriles diarios (mbd), 2,093 mbd
más que en 2013, este aumento se debió principalmente al crecimiento de la producción estadounidense. En
Medio Oriente se concentró el 32.2% de la producción mundial, debido a la importante producción de
petróleo de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Irán, Iraq y Kuwait, en conjunto, estos cinco países
representaron 28.5% del total mundial, (véase Figura 2. 5).
Gracias a la revolución energética que está ocurriendo en Norteamérica, esta región aumentó su producción
de petróleo a un nivel de 18,721 mbd, 10.5% más respecto a 2013. Este comportamiento está ligado de
forma directa con el importante incremento de la producción, mayormente procedente de yacimientos no
convencionales de Estados Unidos, el cual incrementó su producción en más de un millón de barriles diarios
durante tres años consecutivos. El aumento en la producción de petróleo en esta región dio como resultado
que la región de Europa y Eurasia fuera desplazada a la tercera posición por primera vez en más de diez años,
al tener el 19.4% de la producción mundial de petróleo. Del total de esta región, el 63.0% de la producción
proviene de la Federación Rusa.
Respecto a la región de Asia Pacífico, su producción representó 9.4% del total mundial; en esta región China
produce más del 50% de petróleo. El uso de tecnologías de recuperación mejorada de petróleo 15 (EOR:
Enhanced Oil Recovery) en campos terrestres maduros y pequeños descubrimientos en las cuencas
existentes han sido la principal razón del incremento en la producción de petróleo en China. Las empresas
petroleras nacionales Chinas (NOC) han invertido en estas tecnologías para compensar la declinación en la
producción de este tipo de campos. Los yacimientos más grandes de petróleo de China son maduros, y la
producción ha alcanzado su punto máximo, lo que lleva a las empresas a invertir en técnicas para mantener la
producción de este tipo de campos maduros, además, también se han centrado en el desarrollo de las
reservas sin explotar en las provincias del interior occidental y campos offshore.
En 2014, la producción de petróleo en África representó el 9.3% del total mundial, 5.0% menos que en
2013. El mayor productor de petróleo de esta región es Nigeria con una participación de 28.6%. Aun cuando
su producción fue ligeramente mayor que en 2013, debido a un menor número de interrupciones en el
suministro, todavía es inferior a la de años anteriores. Angola es el segundo mayor productor de petróleo, su
producción creció a un promedio anual de 4.5% entre 2004 y 2014 ya que la producción comenzó a
incrementarse a partir de múltiples campos en aguas profundas que fueron descubiertos en la década de
1990. Desde entonces, las Compañías Petroleras Internacionales (IOC) han comenzado la producción en un
mayor número de yacimientos en aguas profundas. Por último, Argelia se ubica en tercera posición con
18.5% del total regional. No obstante, su producción se ha visto afectada principalmente por los repetidos
retrasos de proyectos que resultan de la lenta aprobación del gobierno, lo que ha dificultado la atracción de
inversión, las brechas de infraestructura y problemas técnicos.
En 2014, Venezuela representó el 35.7% de la producción de la región Sur y Centroamérica. A pesar de sus
caídas y la falta de reinversión, este país sigue siendo uno de los mayores productores de petróleo del mundo.
Otro país de importante participación de esta región fue Brasil, al concentrar el 30.8% de la producción
regional de petróleo. Es importante considerar que más del 91% de la producción petrolera de Brasil se
obtiene en aguas muy profundas y se compone en su mayoría de crudos pesados, no obstante, hay una
importante participación de la producción que proviene de descubrimientos de depósitos de petróleo en capa
presal 16.
15
16
Existen diferentes métodos de recuperación mejorada, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua,
inyección de polímero e inyección de vapor, entre otros, para compensar la disminución de producción de petróleo a
partir de estos, campos terrestres maduros.
El término presal se refiere a un conjunto de rocas localizadas en las porciones marinas de gran parte del litoral
brasileño, con potencial para generación y acumulación de petróleo. Se denomina presal porque forma un intervalo de
rocas que se extiende por debajo en una extensa capa de sal, que en determinadas áreas de la costa posee espesores
de hasta 2.000 m. La distancia entre la superficie del mar y los reservorios de petróleo por debajo de la capa de sal
puede llegar a más de 7.000 metros.
19
FIGURA 2. 4
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO POR REGIÓN
(Miles de barriles diarios)
28,555
28,198
18,721
16,921
17,198
2014
22,489
66,184
36,593
38,278
13,802
88,673
1,411
17,155
8,324
8,286
Medio Oriente
2013
20,623
65,956
36,628
36,161
13,791
86,579
1,436
OECD
No-OECD
OPEP
No-OPEP*
Ex unión Soviética
Total Mundial
Unión Europea
Norteamérica Europa y Eurasia
2013
Asia Pacífico
8,263
8,684
África
7,613
7,335
Sur y
Centroamérica
2014
* Excluye ex Unión Soviética.
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
Durante 2014, Estados Unidos se convirtió en el primer productor de petróleo a nivel mundial. Con 11,644
mbd, 15.6% más a lo producido en 2013, su producción se ubicó por encima de Arabia Saudita y Rusia,
gracias a la tecnología y a la inversión realizada en perforaciones hidráulicas de gas y petróleo de esquisto,
(véase Figura 2. 5).
En este sentido, el aumento de la producción de crudo de Estados Unidos durante los últimos años se explica
principalmente, por la intensa explotación de los yacimientos en lutitas (“shale”) o rocas generadoras de
hidrocarburos de muy baja permeabilidad y de relativa baja productividad. En cuanto a niveles de producción
le siguen Arabia Saudita en segundo lugar con 11,505 mbd, 1.0% más respecto a 2013. Cabe destacar que
Arabia Saudita decidió no recortar su producción en 2014 a pesar de la fuerte caída de los precios del
petróleo. Rusia fue el tercer mayor productor de crudo del mundo con 10,838 mbd.
20
FIGURA 2. 5
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO, PRINCIPALES PAÍSES
(Miles de barriles diarios)
2013
2,302
2,361
2,687
2,719
2,882
2,788
3,135
3,123
3,141
3,285
3,525
3,614
3,648
3,712
4,216
4,246
3,977
4,292
10,777
10,838
11,393
11,505
10,069
11,644
2014
*
Considera la producción de crudo más líquidos de gas.
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015. Para el dato de México la fuente
es PEMEX.
En relación a México, en 2014 su producción fue 3.3% menor comparada con 2013, para sumar un total
2,788 mbd. A mediados de 2014, la producción de Petróleos Mexicanos (PEMEX) mostró una declinación
asociada en su mayor parte a la declinación natural de Cantarell.
Si bien Venezuela es el país con el mayor nivel de reservas de petróleo a nivel mundial, esto contrasta con su
nivel de producción de petróleo, ya que en 2014 su producción representó tan sólo 3.3% del total mundial.
De hecho, los datos aseguran que la nación sudamericana lleva una década disminuyendo su producción a
una tasa promedio anual de -1.9%, lo que ya de por sí supone un grave problema por su evidente incapacidad
para explotar los enormes recursos de los que dispone.
2.3.
Capacidad mundial de refinación
En 2014, la capacidad global de refinación fue de 96,514 mbd, 1.4% más que el año previo. Las regiones que
concentran la mayor capacidad de refinación fueron Asia Pacífico, Europa y Eurasia y Norteamérica con el
33.6%, 24.6% y 22.0% respectivamente, del total de la capacidad mundial, (véase Figura 2. 6).
Como parte de su objetivo de diversificar las fuentes de importación de petróleo crudo y satisfacer su
creciente demanda de productos de petróleo, China ha aumentado constantemente su capacidad de
refinación. Sin embargo, desde 2012 se ha presentado un menor ritmo de crecimiento de la demanda de
21
petróleo, generando un exceso de la capacidad de refinación 17. En 2014 su capacidad de refinación llegó a
14,098 mbd, 6.0% más que en 2013. La operación de nuevas terminales en el primer semestre de este año
contribuyó en gran medida a una mayor adición de capacidad. De acuerdo a lo anterior, el país se ubicó sólo
por detrás de Estados Unidos en la cantidad de capacidad de refinación.
El sector de la refinación del petróleo en China ha sido objeto de modernización y consolidación en los
últimos años, propiciando con ello el cierre de docenas de pequeñas refinerías independientes, muchas de
cuales decidieron ampliar su capacidad o asociarse con empresas más grandes para evitar el cierre y
continuar en operación. En 2014 estas refinerías representaron más del 20% de la capacidad de refinación
total de China. Por el contrario, las empresas petroleras National Oil Companies (NOCs) y China National
Petroleum Corporation (CNPC) son quienes dominan el sector de refinación de petróleo de China,
representando el 41% y 31%, respectivamente, de la capacidad de refinación del país.
Al igual que China, la India ha pasado por un período de crecimiento de 44.3% en su sector de refinación de
2008 a 2014, su capacidad de refinación totalizó 4,319 mbd a finales en 2014. Esta rápida expansión ha
sido lograda a través de una política gubernamental que alentó al sector privado a invertir infraestructura de
refinación a través de la eliminación de los derechos de aduana sobre las importaciones de petróleo crudo.
En Europa y Eurasia, el país con mayor contribución en la capacidad de refinación continuó siendo Rusia, con
una participación del 26.7%, la capacidad de refinación de este país fue de 6,338 mbd en 2014. No
obstante, muchas de las refinerías de Rusia son viejas, con una configuración simple. Por ello, este país ha
impulsado cambios fiscales para alentar a las empresas a invertir en la modernización de las refinerías para
producir más productos de alto valor como el diésel y la gasolina, aunque estos han tenido un éxito
moderado.
Por otro lado, la combinación de la caída de la demanda y los cambios en el mercado de Estados Unidos se
han traducido en momentos difíciles para la industria de la refinación en Europa, lo que ha propiciado que
algunos países de la región hayan mostrado un descenso en la capacidad de refinación, por ejemplo, en Italia
se presentó una disminución de 3.8% en relación a 2013.
Estados Unidos es el país con la mayor capacidad de refinación a nivel mundial y, por tanto, en la región de
Norteamérica. En 2014, la capacidad de refinación de este país se ubicó en 17,791 mbd; con un total de
139 refinerías en operación 18. En la Costa del Golfo (PADD 3) se sitúa más del 40% de la capacidad de
refinación total de Estados Unidos, debido a que en esta región se tiene un menor costo, al estar físicamente
más cerca de las principales zonas productoras de petróleo en Dakota del Norte y acceso a los mercados en
crecimiento. No obstante, la región de Norteamérica disminuyó su capacidad de refinación 1.0% comparado
con 2013, para ubicarse en un total de 21,278 mbd en 2014.
El mercado de refinación en Estados Unidos ha presentado una profunda transformación en los últimos años,
ya que las refinerías de las distintas regiones han tenido que adaptarse a la mayor producción de crudo ligero
del país como resultado de la producción de hidrocarburos asociada a yacimientos de esquistos. Esta
expansión en la producción ha provocado cambios sustanciales, tanto en el número de instalaciones, como
en la capacidad, rendimiento y rentabilidad de las refinerías, lo que ha provocado el cierre de las instalaciones
menos eficientes.
En contraste, la baja capacidad de refinación en México (1,602 mbd), comparada con la de Estados Unidos y
Canadá se asocia a diferentes factores, entre ellos la ausencia de inversión en esta actividad. Un punto
importante de considerar referente a México, es que su capacidad no ha crecido, a la vez que se ha dado un
entorno en el que la demanda de gasolinas ha aumentado, lo que se ha reflejado en importaciones de la
misma.
El exceso de capacidad ha propiciado que las tasas de utilización de las refinerías se reduzcan a menos del 75% en el
último año ya que las empresas chinas continuaron construyendo capacidad de refinación en un contexto de menor
crecimiento de la demanda interna de petróleo en China y en todo el mundo.
18
Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés)
17
22
FIGURA 2. 6
CAPACIDAD DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO POR REGIÓN
(Miles de barriles diarios)
2013
44,492
50,705
95,197
14,418
8,068
OECD
No-OECD
Total Mundial
Unión Europea*
Ex unión Soviética
32,461
32,042
2014
43,583
52,931
96,514
14,218
8,423
23,724
23,569
21,278
21,495
9,428
6,069
8,687
3,553
5,895
3,509
Asia Pacífico Europa y Eurasia Nortamérica
2013
Medio Oriente
Sur y
Centroamérica
Africa
2014
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
En años recientes, los países petroleros que conforman la región de Medio Oriente, buscan aumentar su
capacidad de refinación con el objetivo de exportar derivados de petróleo. La capacidad de esta región se
ubicó en 9,428 mbd, 8.5% más que en 2013. Aun cuando esta región es la que presenta el mayor volumen
de reservas y de producción de petróleo, su participación en la capacidad de refinación representa
únicamente 9.8% del total mundial.
El país con mayor participación en la región fue Arabia Saudita, como resultado de las significativas
inversiones en proyectos nuevos de refinación, que le han permitido incrementarla en 11.9% tan sólo en el
último año. Ante a una creciente demanda interna de productos ligeros y la poca capacidad para convertir
crudos pesados a productos de mayor valor, Arabia Saudita ha llevado a cabo inversiones para modernizar y
expandir su capacidad de refinar petróleo, no solo con la finalidad de atender su creciente demanda interna
sino también para buscar capturar mayores márgenes a partir del comercio internacional de productos de
alto valor a través de las exportaciones.
La región de Sur y Centroamérica concentra el 6.3% de la capacidad de refinación a nivel mundial; el país que
mostró la mayor participación en esta actividad fue Brasil con 36.8%. Al 2014, su capacidad de refinación
fue de 2,235 mbd, 6.8% más que en 2013, en sus 17 refinerías en operación 19. Debido a que las refinerías
de Brasil no tienen la capacidad técnica para procesar crudos más pesados, el país debe exportarlos e
importar crudo ligero, lo que ha permitido tener en operación sus refinerías por arriba del 90%.
En 2014, África fue la región con la menor participación en la actividad de refinación a nivel global con 3.7%.
Si bien es una región que cuenta con crudos ligeros, de mayor valor respecto a crudos pesados, algunos de
19
Agencia Nacional de Petróleo, Brasil.
23
los países que la integran se enfrentan a problemas inestabilidad e interrupciones de suministro en las
refinerías, lo que ha propiciado que tengan que operar por debajo de su capacidad de refinación.
FIGURA 2. 7
CAPACIDAD DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO, PRINCIPALES PAÍSES
(Miles de barriles diarios)
Crecimiento %
17,925
17,791
Estados Unidos
13,304
14,098
China
6,027
6,338
Federación Rusa
0.0%
4,123
3,749
Japón
Corea del Sur
2,887
2,887
Arabia Saudita
2,522
2,822
6.0%
5.2%
4,319
4,319
India
-0.7%
-9.1%
0.0%
11.9%
2,093
2,235
6.8%
Alemania
2,061
2,060
0.0%
Irán
1,970
1,985
0.8%
Italia
2,062
1,984
-3.8%
Canadá
1,965
1,965
0.0%
Brasil
España
1,537
1,546
México
1,606
1,522
0.6%
Singapur
1,414
1,514
-5.2%
Francia
1,375
1,375
Reino Unido
1,498
1,368
-0.1%
7.1%
2013
2014
0.0%
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
En los próximos años, los planes de expansión de refinación a nivel mundial estarán enfocados en
incrementar la capacidad de conversión de las refinerías, cerrando aquellas refinerías que sean menos
eficientes a nivel mundial. Los aumentos más importantes continuarán siendo en las regiones de Medio
Oriente y Asia Pacífico.
Los países de Medio Oriente, guiados por Arabia Saudita, invertirán significativamente en capacidad de
refinación de alta complejidad y conversión mejorada. En tanto que en Asia, China buscará continuar
incrementando la capacidad de refinación a fin de reemplazar refinerías viejas y garantizar una reducción en
la importación de productos derivados del petróleo.
Márgenes de refinación
La refinación de petróleo es una actividad en la que se involucran diferentes variables estructurales de
mercado, como son la demanda de combustibles; diferenciales en los costos de energía entre regiones,
competencia en el sector por la presencia de una mayor construcción de refinerías en la regiones de Medio
Oriente, China, India y Rusia; así como las tendencias de consumo, entre otros.
Los márgenes de refinación se ven directamente influenciados por factores como el precio absoluto del
crudo, el diferencial de precios entre crudos ligeros y pesados y el diferencial de precios entre el crudo y el
producto final. De igual forma, otros elementos que impactan esta industria son la incertidumbre sobre la
tasa de crecimiento futuro de la economía mundial, las regulaciones gubernamentales, y la economía de
combustibles de transporte.
Los altos márgenes de rentabilidad de la industria que se presentaron entre 2004 y 2008 detonaron la
aparición de nuevos proyectos de ampliación y desarrollo de nuevas refinerías. Después de 2008, esta
24
industria mostró cambios importantes, principalmente en las tendencias de oferta y demanda. La crisis de
2009 redujo demanda mundial de productos derivados del petróleo, y aunque en años recientes se ha
recuperado, las tasas de crecimiento permanecen en niveles inferiores a los históricos. Al mismo tiempo, la
capacidad de refinación continúa creciendo, especialmente al Este de Suez. El resultado es un creciente
exceso de capacidad, lo que presiona a la baja la utilización y los márgenes. Entre 2009 y 2012, los
márgenes se redujeron e incluso se volvieron negativos para aquellas refinerías de baja conversión, esto se
debió, entre otros factores, a la menor actividad económica a nivel mundial y a los altos precios del crudo
registrados en ese periodo, (véase Figura 2. 8).
Con la caída de los precios del crudo en los últimos años y un repunte en el crecimiento económico, aumentó
la demanda de productos derivados del petróleo, principalmente gasolina, tanto en Estados Unidos, como a
nivel mundial, lo que dio como resultado márgenes favorables que estimulan la inversión en la industria de la
refinación. Sin embargo, en el último año, los márgenes de refinación se han reducido nuevamente como
consecuencia de la producción de líquidos de gas, asociado a una mayor producción de gas de esquisto en los
Estados Unidos. Esta sobreoferta de crudo en Estados Unidos ha impulsado la utilización de las refinerías de
Estados Unidos (entradas brutas divididas por días de capacidad operable) por encima del 90%. Además,
dado que los líquidos de gas son equivalentes a crudo superligero, ha ocasionado que los márgenes de las
refinerías de alta complejidad, que emplean crudos pesados en su mayoría, caigan por debajo de aquellas de
complejidad media, que utilizan crudos más ligeros. A esto se suma el exceso de capacidad de refinación a
mundial, resultado de la menor demanda y las exportaciones procedentes de las nuevas macro refinerías de
India y Medio Oriente.
FIGURA 2. 8
MÁRGENES DE REFINACIÓN DE CRUDOS MARCADORES
(Dólares por barril)
30
25
20
15
10
5
0
-5
USGC Medium Sour Coking
NWE Light Sweet Cracking
Singapore Medium Sour Hydrocracking
USGC 50/50 Maya/Mars (Coking)
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
El detonante para la expansión de la capacidad fue buscar reducir la dependencia hacia el exterior a través de
importantes inversiones en la expansión de su capacidad de refinación, con las mayores adiciones
procedentes de la región de Asia Pacífico, principalmente, China y la India. Al mismo tiempo, una reducción de
la demanda de productos refinados en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo
Económicos (OCDE), especialmente después de 2008, ha llevado a una reducción en las tasas de utilización
de las refinerías y los márgenes de refinación, en contraste de lo que sucede en Estados Unidos, donde las
tasas de utilización son altas. Como resultado, la industria global ha cerrado refinerías más pequeñas y
menos complejas. Además, las adiciones de capacidad neta de refinación de China se estiman que sean
menores a lo previsto, como resultado de varios retrasos en los proyectos y el exceso de capacidad durante
los últimos dos años, (véase Figura 2. 9).
25
FIGURA 2. 9
UTILIZACIÓN DE LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN MUNDIAL
(Porcentaje)
120,000
86.0%
85.0%
85.2%
84.5%
85.0%
84.3%
95,197
100,000
87,342
miles de barriles diarios
85,102
80,000
12,798
12,742
13,509
83.3%
13,880
14,920
73,832
72,305
96,514
84.0%
90,586
18,113
16,968
72,473
81.5%
60,000
17,123
17,577
19,415
19,681
75,782
76,833
81.4%
83.0%
82.0%
81.0%
81.1%
80.0%
79.6%
79.6%
40,000
80.0%
79.0%
78.0%
20,000
77.0%
0
76.0%
2004
2005
2006
Capacidad de reserva
2007
2008
2009
Capacidad de refinación
2010
2011
2012
Oil: Refinery throughputs
2013
2014
Utilización
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
Por otro lado, los principales exportadores de crudo del Medio Oriente continúan incrementando la capacidad
de refinación, motivados por una serie de factores. En primer lugar, garantizar la seguridad del suministro
sigue siendo una prioridad política, a pesar de la relativamente abundante oferta de las importaciones de
combustible. En segundo lugar, están motivados por el mantenimiento de su competitividad en el mercado
mundial de crudo. Las compañías petroleras nacionales están invirtiendo en capacidad de refinación que
procese adecuadamente su producción de crudo pesado de modo que puedan monetizarla a través de
exportación de derivados. Por último, la mayoría de las nuevas inversiones tienen un mayor grado de
integración en la petroquímica, aromáticos y lubricantes, y conllevan la construcción de nuevos instalaciones
y capacidades, que, además de mejorar sus economías al integrar la cadena de valor del crudo, sino también
incrementan su cartera de activos existentes.
Históricamente, la capacidad de refinación se ha concentrado en aquellos países que presentaban altas
demandas por productos derivados y, además, mostraban incrementos considerables, es decir, la región de
Europa y Eurasia y la de Norteamérica, principalmente Estados Unidos. Sin embargo, en años recientes, la
demanda de ambas regiones ha mostrado una tendencia a la baja hasta un punto en que el mercado es
incapaz de absorber la oferta en estas regiones. Las refinerías locales deben enfocarse en los mercados
externos para lograr vender sus productos, obligándolas a competir en mercados globales con refinerías de
Medio Oriente y de otros exportadores que han construido grandes refinerías modernas enfocadas a
suministrar el mercado de Asia. Para competir, las empresas deben fortalecer sus relaciones de largo plazo
con los clientes establecidos o buscar nichos de mercado en donde no mermen sus márgenes.
2.4.
Producción mundial de derivados del petróleo
A nivel mundial, el mayor incremento en la producción de petrolíferos se dio en la región de Asia Pacífico,
como consecuencia del incremento en su capacidad de refinación. En el año 2014, la producción de derivados
en esta región creció en 652.2 mbd, lo que representó un incremento de 2.4%, mientras que en el mismo
periodo su capacidad de refinación aumentó 1.3%. Norteamérica también incrementó su producción en
26
2.6%, que es un aumento equivalente a 534.4 mbd, aun cuando Canadá presentó una reducción en su
producción, (véase Figura 2. 10).
En Europa Occidental, la producción de petrolíferos en 2014 disminuyó en casi un punto porcentual respecto
a 2013. Lo que se explica en parte por las reducciones de capacidad en Reino Unido (-8.6) e Italia (-5.9%).
En esta región se estima que un cuarto de la capacidad de refinación presenta márgenes negativos y que casi
la mitad del flujo de caja es negativo al considerar costos de transporte y mantenimiento. A pesar de esto, no
se prevé una reducción en el exceso de capacidad en el corto plazo, ya que muchas refinerías pertenecen a
grandes empresas que tienen presión de los gobiernos nacionales y sindicatos para mantenerlas funcionando,
incluso cuando no sea rentable. Algunas refinerías han sido vendidas a muy bajos precios, reduciendo el
capital social de los compradores, pero sin que esto se traduzca en un cambio significativo en la capacidad
regional.
Los pronósticos para esta industria en Europa señalan una serie de desventajas estructurales que no pueden
contrarrestarse debido a que la demanda está disminuyendo en los países desarrollados. Asimismo, la
capacidad de refinación existente es menos compleja que las refinerías del Medio Oriente y de la Costa del
Golfo de Estados Unidos, las cuales están compitiendo para colocar el producto en el mercado europeo. Por
último, la oferta de crudo local está disminuyendo, y el precio del crudo es más alto en comparación con los
competidores.
En Medio Oriente, a pesar del incremento de 8.5% en su capacidad de refinación entre 2013 y 2014, la
producción de petrolíferos disminuyó en 1.6%. Es decir, el aumento de capacidad no correspondió con el
incremento en la producción.
FIGURA 2. 10
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE DERIVADOS 20 DEL PETRÓLEO POR REGIÓN
(Miles de barriles diarios)
30,000
25,000
20,000
27,727
27,075
21,284
20,750
15,000
11,912
10,000
9,297
12,018
7,248
9,179
5,000
7,365
6,868
7,238
2,331
2,152
0
Asia-Pacífico Norteamérica
Europa
Occidental
Europa
Oriental y
Eurasia
2013
Medio Oriente Latinoamérica
África
2014
FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.
Por país, entre 2013 y 2014, destaca el incremento de 2.9% en la producción de Estados Unidos. Por sí sólo,
este país presentó un aumento en su producción en 553.6 mbd, lo que representó el 91.3% del total de la
producción en la región, ello se dio no obstante que se tuvo una disminución de 0.7% en su capacidad de
refinación en estos años. La industria de refinación de los Estados Unidos ha presentado un resurgimiento en
20
Considera Gasavión, gasolinas, naftas, kerosenos, combustóleo ligero y pesado, gas LP, lubricantes, parafinas, coque de
petróleo, asfaltos y otros productos.
27
su rentabilidad y utilización. Esto ha sido impulsado, no por el aumento de la demanda, sino por una
disponibilidad creciente de crudo barato. El crecimiento en la oferta de petróleo no convencional ha resultado
en un suministro excesivo para mercado. Lo anterior, en combinación con las restricciones existentes a las
exportaciones de petróleo crudo, ha llevado a bajar los precios del crudo en Estados Unidos en relación con el
resto del mundo. Esto permite a las refinerías incrementar su rentabilidad y competir en el mercado de
exportación, principalmente a través del envío de diesel y gasolina a Europa y Latinoamérica. Esta ventaja ha
disminuido recientemente conforme el mercado del crudo local se adapta a las nuevas condiciones, pero
sigue siendo significativa, (véase Figura 2. 11).
China por su parte incrementó su producción de petrolíferos en 546.2 mbd en 2014, con lo que se ubicó
como el segundo país en cuanto a producción de petrolíferos, sólo después de Estados Unidos. China es el
mayor consumidor de productos de petróleo en la región de Asia Pacífico, y se ve obligado a importar parte
de su combustible. Por ello, para reducir su dependencia de las importaciones de productos del petróleo, el
país planea aumentar su capacidad de refinación de petróleo en 2.4 millones de barriles por día (mmbd)
hacia 2018. Una de las principales compañías de refinación a nivel mundial - Sinopec – tiene planes de
construir nuevas refinerías. En particular, la construcción de una refinería de petróleo con una capacidad de
300 mbd en la provincia sureña de Guandun en asociación con KPC (Compañía de Petróleo de Kuwait).
También, en asociación con PdVSA, CNPC está ejecutando el proyecto Jieyang con una capacidad de un 400
mbd y otra también de 400 mbd la provincia de Zhejiang (Taizhou) 21.
FIGURA 2. 11
PRODUCCIÓN MUNDIAL DE DERIVADOS 22 DEL PETRÓLEO POR PAÍS
(Miles de barriles diarios)
Crecimiento %
18,872.5
19,426.1
Estados Unidos
10,248.5
10,794.7
China
India
5.3%
6,536.1
6,636.1
Rusia
2.9%
1.5%
4,369.8
4,615.5
5.6%
Japón
3,772.1
3,609.3
-4.3%
Corea del Sur
2,706.7
2,765.3
2.2%
Brasil
2,178.8
2,211.6
1.5%
Arabia Saudita
1,841.7
2,202.3
19.6%
Alemania
2,064.5
2,039.1
-1.2%
Canadá
1,877.3
1,858.1
-1.0%
IR Irán
1,918.4
1,774.8
-7.5%
México
1,494.1
1,436.6
2013
2014
-3.8%
FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.
21
22
World Oil Outlook 2014, OPEC.
Considera Gasavión, gasolinas, naftas, kerosenos, combustóleo ligero y pesado, gas LP, lubricantes, parafinas, coque de
petróleo, asfaltos y otros productos.
28
2.5.
Demanda mundial de petróleo
Durante 2014, aun cuando el incremento en la demanda de petróleo como energía primaria fue marginal,
0.01% superior a 2013, el petróleo permaneció como la principal fuente de energía a nivel mundial. Ese año,
el consumo de petróleo se ubicó en 92,086 mbd, que representan 32.6% de la demanda mundial de energía.
En segundo lugar se encuentra el carbón con 30.0%, gas natural con una participación del 23.7%,
hidroenergía 6.8%, energía nuclear 4.4% y, por último, la energía renovable con 2.5%.
Dado que el consumo de petróleo se encuentra estrechamente relacionado con la actividad económica y, por
tanto, con el desarrollo de un país, la demanda de petróleo es muy alta en los países pertenecientes a la
OCDE. Sin embargo, cabe señalar que, tanto la demanda total, como la participación dentro del total mundial,
han presentado una tendencia a la baja. En el primer caso la demanda de los países OCDE se redujo en 1.2%,
al pasar de 45,533 mbd a 45,057 mbd con lo que su participación en la demanda mundial fue de 48.3%,
(véase Figura 2. 12).
Desde 2006, la Región de Europa y Eurasia ha presentado reducciones anuales en el consumo de petróleo y
en 2014 se mantuvo esta tendencia, ese año la demanda fue 1.2% menos que el año 2013. Esta reducción
sostenida ha sido producto de un incremento en las medidas de eficiencia en el sector transporte, así como
de un impulso al uso de las fuentes renovables.
FIGURA 2. 12
DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO POR REGIÓN
(Miles de barriles diarios)
30,856
2013
45,533
45,710
12,696
4,441
91,243
OECD
No-OECD
Unión Europea
Ex unión Soviética
Total Mundial
30,415
23,347
23,364
2014
45,057
47,029
12,527
4,443
92,086
18,252
18,450
8,706
7,125
8,450
6,913
3,800
3,650
Asia Pacífico
Norteamérica Europa y Eurasia Medio Oriente
2013
Sur y
Centroamérica
África
2014
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
Entre los diez países que encabezaron la demanda mundial de petróleo en 2014, Estados Unidos se ubica en
primer sitio con 19,035 mbd, 0.5% más que el año previo. Este volumen representa el 19.9% del total
mundial. China, que es el segundo país con mayor demanda de petróleo crudo, presentó un incremento
mucho mayor al registrar un aumento de 12.4% entre 2013 y 2014. Los volúmenes de la demanda de
Estados Unidos y China representan 32.3% de la demanda mundial. De esta manera, uno de cada tres
barriles que se consumen en el mundo proviene de estos dos países, (véase Figura 2. 13).
29
Sin embargo, si se considera un periodo más amplio, de 2004 a 2014, la situación en ambos países respecto
a las tasas de crecimiento en sus niveles de demanda contrasta significativamente. En el caso de Estados
Unidos, la demanda en ese período se redujo de 20,732 a 19,035 mbd, mientras que en China la demanda
prácticamente ha duplicado al pasar de 6,740 mbd en 2004 a 11,056 mbd en 2014. Japón es el tercer
consumidor de crudo a nivel mundial con 4,298 mbd, no obstante que en el año 2014 se registró una
reducción de 5.2% en relación a 2013. Por otra parte, la India es el cuarto consumidor de petróleo crudo a
nivel mundial con 3,846 mbd en 2014, 3.0% superior a 2013.
Las altas tasas de crecimiento en el consumo de petróleo, tanto en China como en la India, se explican
porque ambos países emergentes habían presentado tasas de crecimiento anual en sus economías cercanas
a 10%. Sin embargo, los pronósticos recientes ubican el crecimiento económico alrededor de 6% anual para
la próxima década -la previsión del Fondo Monetario Internacional (FMI) apunta a crecimientos del 7.28%
para China y 6.35% para India en 2015-. Este nivel de crecimiento implica menor crecimiento en el consumo
y, por tanto, menores importaciones de petróleo. A esto se añade que ambos países están desarrollando
técnicas para incrementar su consumo de gas natural, energía hidroeléctrica y nuclear de modo que reduzcan
su dependencia del petróleo como fuente de energía.
A estos países les siguen Brasil y Rusia con demandas de 3,229 y 3,196 mbd respectivamente. Cabe resaltar
que en 2014 Brasil sobrepasó a Rusia en su consumo de crudo, lo cual se explica en parte porque la dinámica
económica de Brasil fue mayor que la de Rusia.
FIGURA 2. 13
DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO POR PAÍS
(Miles de barriles diarios)
20,000
18,000
19,035
18,961
16,000
2013
14,000
12,000
10,000
2014
11,056
10,664
8,000
6,000
4,000
2,000
4,298
4,521
3,846
3,727
3,229
3,048
3,196
3,179
3,185
3,000
2,456
2,455
2,371
2,408
2,371
2,383
2,024
2,038
1,941
2,020
0
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
2.6.
Demanda mundial de derivados del petróleo
La industria de refinación mundial ha cambiado radicalmente en los últimos 15 años, ya que la demanda de
productos refinados en los países de la OCDE se ha reducido, mientras que la demanda en los países fuera de
la OCDE ha experimentado un crecimiento en todos los tipos de destilados. Considerando que los precios de
30
la gasolina y el gasóleo dependían de la demanda de países OCDE, a saber, Estados Unidos y Europa
Occidental, el cambio en los patrones de consumo ha hecho que los precios se correlacionan más
estrechamente con la demanda fuera de la OCDE.
Asia se convirtió en el motor del crecimiento mundial de la demanda de petrolíferos, liderado por los países
en desarrollo como China y la India. El crecimiento económico en estos países se traduce en una mayor
demanda de productos ligeros, como el diesel y gasolina. Sin embargo, las tasas de crecimiento de la
demanda han comenzado a disminuir a la par de la desaceleración económica. Además, la demanda de países
desarrollados como Corea y Japón presenta una tendencia la baja. De igual forma, Europa reduce su
demanda de manera sostenida debido al envejecimiento de la población y un fuerte compromiso con el
Protocolo de Kyoto que está obligando a los fabricantes de automóviles a producir vehículos de bajas
emisiones.
La demanda de combustibles varía ampliamente dependiendo de la región y las condiciones económicas. Por
ejemplo, en Estados Unidos, la gasolina representa casi la mitad de la demanda total de productos
petrolíferos. Por ello, con la intención de controlar el crecimiento en la demanda, el gobierno de ese país
impulsa políticas que reduzcan el consumo de combustibles por parte del sector transporte. El CAFE
(Corporate Average Fuel Economy) que comenzó en 1975, establece límites en las tasas de consumo de
combustibles a los fabricantes de automóviles de pasajeros. Actualmente, el nivel de consumo de
combustible depende del tipo de vehículo y tamaño. De acuerdo con las normas vigentes el consumo medio
de combustible para los vehículos producidos en 2016 es 31,1 millas/galón (equivalente a 13.22 km/lt).
En gran parte del resto del mundo, la demanda de diesel, queroseno y otros destilados medios excede la
demanda de gasolina. En Europa Occidental, como resultado de la política gubernamental de fomento a
motores diesel en los vehículos, la dinámica de la demanda es la opuesta a la de Estados Unidos, razón por la
cual los destilados intermedios constituyen la mayor proporción de la demanda. En Asia Pacífico, la demanda
se distribuye uniformemente entre los destilados intermedios y ligeros. En tanto China como la India, el uso
de diesel en la agricultura y la generación de electricidad es el principal impulsor de la demanda de destilados
medios.
A nivel mundial, en 2014, los destilados ligeros representaron 27.9% de la demanda total de petrolíferos; los
destilados intermedios representaron la mayor proporción de la demanda con 36.7%, y los destilados
pesados se ubicaron en la tercera posición con una participación de 12.6%,(véase Figura 2. 14).
31
Miles de barriles diarios
FIGURA 2. 14
DEMANDA MUNDIAL DE PRINCIPALES DERIVADOS DEL PETRÓLEO POR REGIÓN
Ex Unión Soviética
Destilados Ligeros
Destilados Intermedios
Combustóleo
Otros
1,367
1,476
472
1,128
África
916
1,827
461
597
Medio Oriente
1,953
2,709
2,175
1,870
Europa
2,850
7,372
898
2,689
Sur y Centroamérica
2,232
2,748
750
1,395
Asia Pacífico
9,976
10,998
2,775
7,108
10,837
6,773
447
5,289
Norteamérica
De donde:
Asia Pacífico
Resto Asía
Pacífico
50%
Norteamérica
Resto
Norteamérica
18%
China
36%
Estados
Unidos
82%
Japan
14%
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.
Se pronostica que el consumo mundial de productos refinados va a crecer a una tasa promedio anual de
12%, por año, entre 2014 y 2020. A mediano plazo, el sector transporte en los países en desarrollo seguirá
siendo el principal responsable del crecimiento de la demanda de petrolíferos. Se espera que China, que es el
mercado más importante para vehículos, lideré el crecimiento en la demanda, asociado a las altas tasas de
crecimiento en la propiedad de automóviles de ese país y las previsiones de que, en 2025, el número total de
automóviles en China alcanzará 266 millones. El crecimiento en el número de vehículos fuera de la OCDE,
combinado con el aumento de las normas de emisión en algunos de estos países, se traducirá en un aumento
de la demanda de destilados ligeros e intermedios. El crecimiento de la flota de automóviles de Asia
impulsará el crecimiento de la demanda de gasolina, mientras que el transporte comercial sector contribuirá
al crecimiento de la demanda de diesel.
En Medio Oriente se prevé un aumento en el consumo, tanto en los destilados ligeros como en los pesados. El
aumento en el consumo de destilados pesados, como el combustóleo, se explica porque los países de esta
región han sido tradicionalmente grandes consumidores de dicho combustible para la generación de
electricidad, producción industrial, desalinización del agua y como combustible para refinerías. El consumo de
petrolíferos en Arabia Saudita en 2002 promedio 1,2 mmbd, y se incrementó hasta alcanzar 2.2 mmbd en
32
2014. Los principales factores que explican el crecimiento de la demanda son el rápido aumento de la
población, crecimiento económico y una mejora en el nivel de vida de su población.
Por otro lado, en los países desarrollados se estima que la demanda permanecerá sin grandes cambios ya que
han llegado a su punto máximo en cuanto a consumo de petrolíferos. Tanto Europa y como Estados Unidos
se encuentran en un etapas en donde su mercado de automóviles está a punto de alcanzar la saturación.
Además, las mejoras en la economía de combustible limitarán el crecimiento en el consumo de gasolinas y
diesel. En este sentido, se estima que el consumo de gasolinas en los países desarrollados seguirá mostrando
una tendencia a la baja, mientras que la demanda de destilados intermedios aumentará de forma marginal
debido a los requisitos medioambientales más estrictos para el combustible bunker y un aumento de la
demanda del transporte comercial. En general, la demanda mundial de diesel será la que presente las tasas de
crecimiento más altas de entre los petrolíferos, incrementando su participación de 32% en2013, a 37% en
2025.
2.7.
Precios
La dinámica de los precios del petróleo a nivel mundial se encuentra sujeta a distintos factores,
principalmente, el equilibrio de la oferta y la demanda, la situación macroeconómica y geopolítica, la dinámica
de la tasa de cambio del dólar estadounidense y las condiciones de los mercados financieros globales.
En términos de promedios mensuales, en los primeros seis meses de 2014 el precio del Brent osciló entre
107 y 112 dólares por barril (USD/bbl), es decir, se situaban en niveles cercanos a los registrados desde
2011 (111 a 108 USD/bbl). A partir de julio, el mercado entró en un período de rápido colapso de los
precios del petróleo, que cayó de un promedio mensual de 112 USD/bbl en junio a menos de 100 USD/bbl
en septiembre, alcanzando 79.6 USD/bbl en noviembre y 63.3 USD/bbl en diciembre.
Este cambio fue resultado de una combinación de factores en un tiempo relativamente corto. Aparte de un
contexto geopolítico inestable, los siguientes factores influyeron en la baja del precio del petróleo:
•
La creciente influencia del crudo proveniente de formaciones de lutitas en el mercado internacional,
misma que ha aumentado la producción de algunos países no afiliados a la Organización de Países
Exportadores de Petróleo ( por su siglas en ingles OPEC), siendo la producción de no-convencionales
en Estados Unidos la que registró el aumento más considerable de producción.
•
Reducción en el ritmo de crecimiento de la demanda, la cual no ha aumentado considerablemente
debido a la disminución del consumo en los países industrializados y la desaceleración económica de
la China y de Europa, entre otras causas.
•
Expectativas económicas adversas originadas por las revisiones a la baja en las proyecciones del
crecimiento económico mundial, En enero (3,7% de acuerdo a previsiones del FMI), julio (3,4%) y
octubre (3,3%). Esto originó ajustes a la baja también en las proyecciones del consumo mundial de
petróleo para el año 2014. Esta fuerte corrección combinado con el flujo de una mayor producción
americana de petróleo, amplificó la expectativa de una sobreoferta con alto nivel de inventarios en
el mercado petrolero internacional.
•
El fortalecimiento del dólar frente a otras divisas a partir de junio, lo que presionó a la baja a los
precios del petróleo, ello debido a que los precios del petróleo en el mercado internacional se cotizan
en dólares, lo que hace que se dé una elevada correlación precio de petróleo/dólar..
•
Otro de los factores con más influencia se dio el 27 de noviembre de 2014 con la decisión de la
OPEP de no intervenir en el mercado. Esta elección acentuó el colapso de los precios del petróleo, ya
que, la falta de regulación de la producción los países de la OPEP provoca que las fuerzas del
mercado busquen el equilibrio a través de los ajustes en precios.
33
•
Durante 2015, los precios de los principales crudos marcadores, WTI y Brent, continúan con su
tendencia a la baja, registrando su nivel más bajo desde 2009.
•
El 7 de diciembre de 2015, la OPEP en su reunión ministerial decide aplazar la decisión de recortar su
producción a pesar del bajo precio del crudo, por lo que mantendrá sin cambio las cuotas de
producción en un nivel de alrededor de 31.5 mmbd. Situación que reforzó las expectativas de una
sobre oferta en el mercado, impactando en una baja adicional en el precio de los crudos marcadores
de referencia.
FIGURA 2. 15
PRECIOS DE CRUDOS MARCADORES Y MEZCLA MEXICANA DE EXPORTACIÓN
(Dólares por barril)
120.0
108.1
100.0
95.6
80.0
103.4
102.4
98.6
96.1
93.2 88.1
92.3
79.6
89.6 84.3
79.6
75.7
72.1
60.0
63.3
59.3
58.8 56.9
49.8
52.4 47.4
50.8
54.6
47.9
47.3 47.4
40.0
61.1
50.7
41.7
20.0
65.6 63.7
59.4
59.8 56.9
48.2 48.5 49.3
45.9 44.4
51.2
42.5 43.8 43.0 40.7
54.1 55.8
45.5 46.3
49.5 42.9
42.9 41.9
39.9 41.1 40.0
37.7
39.9 38.8 39.7
35.5 33.8
32.3 32.7 32.1
29.9
0.0
WTI
BRENT
MME
FUENTE: Elaborada por la SENER con información de Secretaría de Economía.
Cabe señalar que en lugar de actuar para defender los precios, los países productores árabes del Golfo
Pérsico dentro de la OPEP, liderados por Arabia Saudita, buscan defender su cuota de producción dentro del
mercado mundial. La competencia por una mayor cuota de mercado de los países árabes productores con
bajos costos de producción pone en desventaja a los países y empresas productoras que desarrollan con
mayores costos los recursos no convencionales.
Por otra parte, las economías de países importadores de crudo se ven beneficiados ante los bajos precios del
crudo, ya que disminuyen el costo de las importaciones de petróleo. Los países industrializados,
principalmente Europa y Estados Unidos, son los más beneficiados al reducir el costo de las importaciones de
crudo y mejorar su balanza comercial. Adicionalmente los precios bajos del petróleo permiten consumir
energía a precios más competitivos y por consiguiente estimular el crecimiento de sus economías.
34
FIGURA 2. 16
EXPORTACIONES MUNDIALES DE CRUDO POR REGIÓN
(Miles de barriles diarios)
2013
Asia-Pacífico, 1,251
África, 6,526
2014
Asia-Pacífico, 1,221
Norteamérica, 2,181
Norteamérica, 2,611
África, 5,774
Latinoamérica,
4,409
Latinoamérica,
5,001
Europa Oriental, 6,964
Europa Oriental, 6,798
Medio Oriente, 16,793
Medio Oriente, 17,497
Europa Occidental,
1,968
Europa Occidental,
1,885
FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.
La región de Medio Oriente permaneció como la principal en cuanto al volumen de crudo destinado a
exportaciones. En este sentido, esta región concentró el 41.9% del total de las exportaciones registradas a
nivel mundial. Esta situación se explica debido a que esta región concentra a muchos de los principales países
productores, como Arabia Saudita, Irak, Irán, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, entre otros. Las exportaciones
de Arabia Saudita por sí mismas, representan 17.8% del total mundial, sin embargo, en 2014 sus
exportaciones se contrajeron en 5.5% respecto a 2013.
Rusia ocupa el segundo lugar a nivel mundial como país exportador de petróleo crudo. Al igual que Arabia
Saudita presentó una reducción en sus exportaciones, al pasar de 4,710 mbd en 2013 a 4,487 mbd en
2014. Destaca que, de entre los diez principales países exportadores de petróleo crudo, en 2014
únicamente cuatro presentaron un incremento en las mismas.
FIGURA 2. 17
EXPORTACIONES MUNDIALES DE CRUDO, PRINCIPALES PAÍSES
(Miles de barriles diarios)
8,000
-5.5%
Crecimiento %
7,000
6,000
5,000
-4.7%
4,000
3,000
5.2%
-7.6%
10.1%
2,000
-3.3%
-3.1%
28.6%
-3.7%
-4.0%
0.4%
-8.7%
México
Noruega
IR Irán
1,000
0
Arabia
Saudita
Rusia
Iraq
Emiratos
Árabes
Unidos
Canadá
Nigeria
2013
Kuwait
Venezuela
Angola
2014
FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.
Respecto al volumen de importaciones por región, Asia Pacífico fue la mayor importadora de petróleo crudo.
En 2014, sus importaciones representaron el 47.5% del total mundial, principalmente asociadas a la
35
importación de China que en ese año representaron 31.8% del total de las importaciones regionales. A China
le siguen India, Japón y Corea del Sur.
Las siguientes regiones en cuanto a volumen de importaciones fueron Europa Occidental y Norteamérica, con
una participación en el total mundial de 24.0% y 19.4%, respectivamente. En Europa Occidental, los
principales importadores fueron Alemania, España e Italia, mientras que en Norteamérica fue Estados Unidos
de América, Cuyas importaciones representan 92.9% del total regional.
FIGURA 2. 18
IMPORTACIONES MUNDIALES DE CRUDO POR REGIÓN
(Miles de barriles diarios)
2013
2014
Norteamérica, 7,952
Norteamérica, 8,611
Latinoamérica, 925
Latinoamérica, 1,067
Asia-Pacífico, 19,244
Europa Oriental, 1,634
Asia-Pacífico, 19,442
Europa Oriental, 1,672
Europa Occidental,
9,796
Europa Occidental,
9,878
África, 753
África, 656
Medio Oriente, 506
Medio Oriente, 492
FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.
En cuanto a la clasificación de volúmenes de importación por país, el mayor importador de petróleo crudo fue
Estados Unidos, que en 2014 realizó importaciones por 7,388 mbd, volumen que representa el 18.1% del
total de importaciones a nivel mundial. Cabe señalar que, debido al incremento en la producción de petróleo
crudo asociado al desarrollo de reservas no convencionales, las importaciones de este país han venido a la
baja, entre 2010 y 2014, en este período el volumen se redujo en 2,474 mbd. Esta diminución en el volumen
ha sido, en parte, contrarrestada por China, cuyas importaciones crecieron en 1,419 mbd en ese mismo
periodo, para ubicarse en 6,186 mbd en 2014. Japón es el tercer país importador a nivel mundial con 3,237
mbd.
36
FIGURA 2. 19
IMPORTACIONES MUNDIALES DE CRUDO, PRINCIPALES PAÍSES
(Miles de barriles diarios)
9,000
8,000
-7.2%
Crecimiento %
7,000
9.6%
6,000
5,000
4,000
0.3%
-5.8%
3,000
0.8%
2,000
-1.2%
1,000
2.0%
-7.7%
-2.9%
España
Italia
Francia
-1.4%
0
Estados Unidos
China
India
Japón
Corea del Sur
2013
Alemania
Reino Unido
2014
FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.
En cuanto al comercio de productos derivados, destaca el caso de Estados Unidos, en 2010 este país
importaba 1,347 mbd de derivados del petróleo, hacia 2014 esta cifra aumentó a 1,356 mbd, por otro lado,
en esos años este país exportaba 2,311 mbd, volumen que aumentó hasta 3,834 mbd. En este sentido,
conforme la producción de petróleo ha aumentado y se ha incrementado la utilización de las refinerías, este
país se ha convertido en un exportador neto de productos derivados. Las refinerías de Estados Unidos poseen
las configuraciones más complejas a nivel mundial, y actualmente producen un excedente de destilados
intermedios, principalmente diesel y algunos destilados ligeros. Mientras que la mayor parte del diesel ha sido
enviado a Europa, la gasolina se ha exportado a América del Sur. Otras exportaciones involucran productos
para los cuales hay poca o ninguna demanda interna. Esto incluiría los subproductos de la refinación que se
consumen en cantidades limitadas a nivel nacional, así como los productos, tales como gasolina, que no
cumplan las especificaciones regionales y/o nacionales.
37
FIGURA 2. 20
IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES MUNDIALES DE PRODUCTOS DERIVADOS 23 DEL PETRÓLEO,
POR REGIÓN Y PRINCIPALES PAÍSES
(Miles de barriles diarios)
9,000
8,440
8,000
7,049
7,000
6,426
6,167
6,000
5,000
4,303
4,000
3,874
3,450
3,000
2,413
1,606
2,000
1,332
1,316
1,158
882
1,000
875
0
Asia-Pacífico
Europa Occidental
Norteamérica
Europa Oriental y
Eurasia
Exportaciones de productos derivados del petróleo
Estados Unidos
3,834
Rusia
Países Bajos
Singapur
Arabia Saudita
Emiratos Árabes Unidos
Kuwait
988
751
Medio Oriente
África
Importaciones de productos derivados del petróleo
Singapur
2,183
Países Bajos
2,129
Estados Unidos
1,772
760
Latinoamérica
2,389
1,802
1,356
Japón
1,076
China
958
Francia
905
Alemania
784
China
589
Argelia
583
Brasil
Qatar
522
México
Bélgica
518
Bélgica
491
IR Irán
470
India
471
Reino Unido
611
610
525
FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.
En cuanto a exportaciones de derivados, después de Estados Unidos, le siguen en orden de importancia
Rusia, Países Bajos, y Singapur, En el caso de Rusia, este país busca capturar mayor valor al exportar
productos derivados empleando su producción doméstica de crudo. Por el contrario, los Países Bajos y
Singapur son países netamente importadores de crudo, mismo que procesan en sus refinerías y exportan los
petrolíferos resultantes. Por último, en los tres casos, a diferencia de los Estados Unidos, los países han
mantenido prácticamente constantes sus niveles de exportaciones en los últimos años.
El quinto lugar en importancia es ocupado por Arabia Saudita, históricamente este país es el principal
exportador de crudo, sin embargo, en la última década, ha invertido fuertemente en la refinación con la
intención de capturar mayores ganancias al exportar productos derivados.
Considera Gasavión, gasolinas, naftas, kerosenos, combustóleo ligero y pesado, gas LP, lubricantes, parafinas, coque de petróleo, asfaltos
y otros productos.
23
38
Por último, vale la pena mencionar el caso de China que, aun cuando sigue siendo un importador neto de
productos de petróleo, se convirtió en un exportador neto de combustible diesel a mediados de 2012,
principalmente a otros países de Asia, conforme el crecimiento de la demanda nacional de este derivado se
desaceleró. Debido al rápido crecimiento en la capacidad de refinación, aunque a un ritmo mucho más lento
durante los próximos dos años, las exportaciones de productos, en particular la gasolina, turbosina y diesel,
tienden a crecer. Mientras tanto, las importaciones de gas licuado de petróleo y nafta se han incrementado
en los últimos años.
39
3. 3.
Capítulo Tres. Industria del Petróleo y
Mercado Nacional de Petrolíferos
3.1.
Oferta nacional de petróleo
3.1.1. Distribución de las reservas de hidrocarburos
De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos 24, la CNH será el órgano que establezca y administre el Centro
Nacional de Información de Hidrocarburos, integrado por un sistema para recabar, acopiar, resguardar,
administrar, usar, analizar, mantener actualizada y publicar la información y estadística relativa a las reservas.
Al 1 de enero de 2015, México registró un nivel de reservas remanentes totales (3P) 25 de 37,404.8 millones
de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), cifra menor en 11.3% en relación a 2014. Cabe
mencionar que el nivel de reservas en los últimos diez años ha mostrado una tasa promedio anual de -2.2%,
significando una reducción de 9,509.3 mmbpce en relación a 2005.
Las reservas de aceite crudo fueron de 25,825.1 millones de barriles (mmb), 3,502.7 mmb de aceite por
debajo de lo evaluado en 2014. De acuerdo al tipo de fluido, el aceite es el de mayor contribución con 69.0%,
el condensado con 0.7%, líquidos de planta 7.8% y 22.5% corresponde al gas seco equivalente, (véase Tabla
3. 1).
TABLA 3. 1
DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS TOTALES DE HIDROCARBUROS POR TIPO DE FLUIDO,
2005-20151
(Millones de barriles de petróleo equivalente)
Datos anuales
Concepto
tmca
Variación 2005-2015
2015/2014
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total
46,914.1
46,417.5
45,376.3
44,482.7
43,562.6
43,074.7
43,073.6
43,837.3
44,530.0
42,158.4
37,404.8
-11.3%
Aceite
33,312.2
33,093.0
31,908.8
31,211.6
30,929.8
30,497.3
30,559.8
30,612.5
30,816.5
29,327.8
25,825.1
-11.9%
-2.5
835.3
863.0
941.2
879.0
561.7
417.3
294.1
367.8
328.1
295.6
260.2
-12.0%
-11.0
Liquidos de planta
3,412.6
3,479.4
3,417.5
3,574.7
3,491.3
3,563.1
3,573.3
3,953.1
4,010.4
3,575.0
2,914.7
-18.5%
-1.6
Gas seco equivalente
9,354.0
8,982.2
9,108.9
8,817.4
8,579.7
8,597.0
8,646.5
8,903.9
9,375.0
8,960.1
8,404.8
-6.2%
-1.1
Condensado
1
-2.2
Cifras al 1 de enero de cada año.
FUENTE: Las Reservas de Hidrocarburos de México, 1 de Enero de 2015.
La reservas remanentes totales 3P se integraron por 34.8% de reservas probadas, 26.6% de reserva
probables y 38.6% de reservas posibles. En este contexto, las reservas probadas de petróleo crudo
equivalente (1P) alcanzaron un volumen de 13,017 mmb, las reservas probables fueron de 9,966 mmb, las
reservas 2P (probadas + probables) 22,984 mmb, y las reservas posibles 14, 421 mmb, (véase Figura 3. 1).
24
25
Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014.
Suma de las reservas probadas, probables y posibles de hidrocarburos.
40
FIGURA 3. 1
RESERVAS REMANENTES TOTALES DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO AL 1 DE ENERO DE 2015*
(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
14,421
9,966
37,404.8
22,984
13,017
Reservas 1P o
probadas
Reservas
probables
Reservas 2P
Reservas Posibles
Reservas 3P o
Totales
* Cifras al 1o. de enero de cada año.
FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.
Las reservas probadas de aceite crudo alcanzaron 9,711 mmb en 2015, lo que representa una reducción de
1.0% con respecto al año 2014. De acuerdo a su clasificación por su densidad, el aceite pesado tiene la
mayor contribución con un 62.2%, el aceite ligero aporta el 28.9% y el superligero el 8.9%, este último ha
sido el único en presentar una tasa promedio anual positiva de 0.3% de 2005 a 2015. No obstante, tuvo un
retroceso en sus reservas en el último año, las cuales presentaron un decremento de 14.8% respecto al
2014. Por su parte, el petróleo pesado y ligero han presentado una declinación acelerada en lo últimos diez
años, al registrar una tasa media anual negativa de -3.0% y -3.1%, respectivamente.
Las reservas 2P de aceite crudo al 1 de enero de 2015 fueron de 16,475.4 mmb, significando un descenso
de 6.5% con respecto al año 2014, equivalente a 1,137.1 mmb. Del total de reservas 2P, el 59.0% está
conformado por crudo pesado, 31.6% ligero y el 9.4% al superligero. En los últimos diez años estas reservas
han disminuido 3.9% en promedio anual. Por su parte, en las reservas 3P, la mayor reserva de hidrocarburo
corresponde al crudo pesado, el cual participa con el 55.3%, en segundo término el aceite ligero con 33.4% y
el crudo superligero con 11.3%.
41
TABLA 3. 2
COMPOSICIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS DE ACEITE CRUDO POR TIPO 2005-20151
(Millones de barriles)
Reserva
1P
2P
3P
1
Tipo
Pesado
Ligero
Superligero
Total
Pesado
Ligero
Superligero
Total
Pesado
Ligero
Superligero
Total
Datos anuales
2005
8,198.3
3,839.3
844.6
12,882.2
13,923.4
8,316.4
2,263.6
24,503.4
17,373.3
12,472.2
3,466.8
33,312.2
2006
7,557.4
3,550.4
706.0
11,813.8
14,332.3
7,442.1
1,683.5
23,457.9
18,786.6
11,523.2
2,783.0
33,093.0
2007
7,009.4
3,402.9
635.3
11,047.6
13,136.9
7,218.7
1,725.9
22,081.5
17,710.5
11,317.7
2,880.6
31,908.8
2008
6,545.7
3,258.7
696.9
10,501.2
12,276.5
7,207.2
1,837.0
21,320.6
17,175.7
11,166.2
2,869.9
31,211.6
2009
6,381.4
3,237.6
785.2
10,404.2
11,783.5
6,883.7
2,112.8
20,780.0
16,836.2
10,948.1
3,145.4
30,929.8
2010
6,482.5
3,021.7
915.3
10,419.6
11,194.2
6,816.2
2,429.7
20,440.1
15,997.9
10,763.2
3,736.2
30,497.3
2011
6,150.5
2,938.3
1,072.2
10,161.0
11,388.4
6,828.5
2,680.6
20,897.4
15,781.0
10,534.2
4,244.5
30,559.8
2012
6,118.1
2,792.4
1,114.7
10,025.2
10,739.4
5,704.4
2,129.5
18,573.3
16,026.8
10,797.8
3,787.9
30,612.5
2013
6,151.2
2,868.1
1,053.9
10,073.2
10,637.1
5,918.7
1,974.3
18,530.1
16,093.8
10,888.2
3,834.5
30,816.5
2014
6,057.5
2,737.6
1,017.0
9,812.1
10,164.9
5,498.4
1,949.2
17,612.5
15,801.2
9,689.0
3,837.7
29,327.9
Variación
2015/2014
2015
-0.3%
6,040.1
2,804.5
2.4%
866.4
-14.8%
-1.0%
9,711.0
9,714.3
-4.4%
5,214.2
-5.2%
-20.6%
1,546.9
16,475.4
-6.5%
-9.6%
14,291.3
8,628.3
-10.9%
2,905.4
-24.3%
-11.9%
25,825.0
Reservas registradas al 31 de diciembre del año anterior de 2005 a 2008 y al 1 de enero de cada año de 2009 a 2015.
FUENTE: SENER con información de Las Reservas de Hidrocarburos de México, 1 de Enero de 2015.
En cuanto a la distribución regional de las reservas probadas en términos de aceite, de los 9,711.0 mmb, el
56.4% se centra en la región Marina Noreste, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap concentró el 65.7%
del volumen total de esta región, mientras que el 34.3% correspondió al Activo de Producción Cantarell. El
19.9% de las reservas probadas de aceite del país pertenecen a la región Sur; el 14.9% se ubica en la región
Marina Suroeste y 8.9% en la Norte.
Respecto a las reservas probables en términos de aceite presentan un valor de 6,764.6 mmb; la mayor
concentración se tiene en la región Norte con el 47.1%; no obstante la variación negativa que presentó
respecto a lo observado en 2014, la cual se debió a una reclasificación de reservas probables a la categoría
probada y posible. El 32.9% de las reservas probables se ubica en la región Marina Noreste, el 12.8% en la
Marina Suroeste y 7.2% en la Norte.
Las reservas posibles de aceite crudo registran un volumen de 9,349.7 mmb, 48.3% se concentra en la
región Norte y 32.7% en la Marina Noreste, principalmente. Los decrementos presentados en la región Norte
por 2,019 mmb de crudo se asocia a la desincorporación de reservas posibles atribuibles a métodos de
recuperación secundaria por inyección de agua en el Paleocanal de Chicontepec, donde las pruebas piloto
realizadas en diferentes campos no dieron resultados positivos reduciendo las reservas.
TABLA 3. 3
RESERVAS DE CRUDO POR REGIÓN, 2014 Y 2015
(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Región
Marina Noreste
Marina Suroeste
Sur
Norte
Total
Probadas
2014
2015
5,476.9 5,475.3
1,324.0 1,442.1
2,139.4 1,933.0
871.8
860.6
9,812.1 9,711.0
Probables
Posibles
2014
2015
2014
2015
2,690.3 2,226.6 3,173.3 3,057.3
1,112.4
866.9 1,376.3 1,145.8
557.9
484.2
631.2
631.2
3,439.7 3,186.9 6,534.4 4,515.4
7,800.3 6,764.6 11,715.2 9,349.7
Nota: Cifras al primero de enero de cada año.
FUENTE: PEMEX Exploración y Producción.
3.1.2. Tasa de restitución 1P y 3P
La tasa de restitución integrada de reservas probadas es el resultado de dividir las variaciones totales de
reservas probadas generadas por descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones entre la
producción del periodo. En este sentido, en 2014, la tasa de restitución integrada 1P fue de 67.4%, inferior
en 0.4 puntos porcentuales a la presentada en 2013, lo que implica una reducción en el inventario de
42
reservas probadas. En cuanto a la tasa de restitución de las reservas de hidrocarburos 3P fue de 64.8%, lo
que representó un descenso de 22.4 puntos porcentuales respecto a 2013, (véase Figura 3. 2).
En 2014 la relación reserva-producción de petróleo crudo equivalente 3P alcanzó un valor de 29 años, 18
años para la reserva 2P y 10 años para la relación reserva-producción 1P.
FIGURA 3. 2
TASA DE RESTITUCIÓN DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS, 2006-2014
(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
150%
128.7%
127.9%
107.6%
103.9%
102.1%
100%
59.7%
101.1%
65.7%
71.8%
50%
41.0%
77.1%
104.3%
87.2%
64.8%
85.8%
67.8%
67.40%
2013
2014
50.3%
0%
2006
2007
2008
2009
2011
2010
1P
2012
3P
FUENTE: Memoria de Labores 2014, PEMEX.
3.1.3. Exploración y Producción
Los volúmenes producidos de petróleo mostraron una reducción mayor que la observada en los últimos años,
Cantarell, principalmente, así como otros campos productores, mostraron el comportamiento natural de
declinación y madurez avanzada. Esta situación se vio reflejada en la actividad de refinación ya que la técnica
utilizada para estimular los campos provocó problemas en la calidad del crudo, en adición, el Sistema
Nacional de Refinación (SNR) presentó problemas de paros no programados.
Actividad exploratoria de hidrocarburos
En 2014, la actividad exploratoria se desarrolló principalmente en las cuenca del Golfo de México Profundo,
Sureste, Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, destacando los rubros de adquisición de datos
sísmicos bidimensionales (2D), adquisición de datos sísmicos tridimensionales (3D), lo cual permitió evaluar
el potencial petrolero, incorporación de reservas y delimitación del proceso exploratorio.
En 2014, la adquisición de 3D tuvo un avance de 6,019.4 kilómetros cuadrados (km2) en las actividades de
evaluación del potencial petrolero e incorporación de reservas, y 297.5 km2 en desarrollo de campos que, en
conjunto, alcanzaron 6,316.9 km2, 58.1% menos que lo reportado en 2013; no obstante, se destaca la
adquisición del estudio sísmico Ku-Maloob-Zaap 3D3C (tres dimensiones, tres componentes); la cuenca del
Golfo de México Profundo con 5,036.4 km2, las cuencas de Veracruz y Burgos con 983 km2 y la cuenca
sureste con 297.5 km2.
Respecto a la información sísmica 2D, se obtuvieron 3,258.4 kilómetros (km) de información sísmica 2D,
cifra 10.6% menor a la de 2013. De los cuales, 2,461.4 km relacionados a la actividad de incorporación de
reservas y 797 km a desarrollos de campos.
43
TABLA 3. 4
AVANCES Y ADQUISICIONES DE SÍSMICA 2D Y 3D EN PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, 20042014
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2013
2012
2014
Avance 2D (km)
11,688
3,678
2,172
806
7,512
18,032
2,356
3,388
3,505
3,646
3,258
Avance 3D (km2)
26,379
6,843
2,096
11,820
12,163
18,287
24,778
44,288
26,533
15,063
6,317
FUENTE: Base de Datos Institucional de PEMEX.
Se terminaron 535 pozos, 35% menos que en 2013. De estos, 24 fueron de exploración y 511 en
desarrollo, 36.8% y 34.9% menor al año previo, respectivamente. Dicha reducción se debió a menor
programación de pozos de desarrollo y cambio en la estrategia que derivó en la reducción de la actividad de
perforación en los activos Aceite Terciario del Golfo y Burgos de la región Norte y en el Activo Samaria-Luna,
Cinco Presidentes, Bellota-Jujo de la región Sur y Cantarell en la región Marina Noreste. En este sentido, el
éxito alcanzado en la terminación de pozos de exploración fue 33.0% y 94.9% en pozos productivos,
representando un menor porcentaje al registrado en 2013 de 28 y 1 puntos porcentuales, respectivamente.
TABLA 3. 5
PERFORACIÓN DE POZOS Y EXPLOTACIÓN DE CAMPOS, 2004-2014
Datos anuales
Concepto
2004
a
2005
759.0
742.0
74.0
39.0
53.0
668.0
612.0
2006
672.0
656.0
69.0
32.0
46.0
587.0
541.0
2007
615.0
659.0
49.0
26.0
53.0
610.0
569.0
2008
822.0
729.0
65.0
27.0
42.0
664.0
612.0
2009
2010
2011
2012
1,490.0
1,150.0
75.0
29.0
39.0
1,075.0
1,014.0
994.0
1,303.0
39.0
23.0
59.0
1,264.0
1,200.0
1,000.0
1,034.0
33.0
16.0
48.0
1,001.0
955.0
1,290.0
1,238.0
37.0
21.0
57.0
1,201.0
1,159.0
2013
705.0
823.0
38.0
23.0
61.0
785.0
747.0
2014
538.0
535.0
24.0
8.0
33.0
511.0
484.0
Pozos perforados
Pozos terminados
Pozos exploratorios
Productivos
% éxito
Pozos de desarrollo
Productivos
% éxito b
733.0
727.0
103.0
42.0
41.0
624.0
581.0
94.0
92.0
92.0
94.0
92.0
94.0
95.0
95.0
97.0
95.9
94.9
Equipos perforación c
Equipos exploratorios
Equipos de desarrollo
Kilómetros perforados
132.4
40.4
92.0
2,106.0
115.8
27.3
88.5
2,004.0
103.1
23.4
79.7
1,858.0
115.8
20.0
95.7
1,798.0
143.0
30.0
112.9
2,199.0
175.9
25.6
150.3
3,770.0
129.9
19.4
110.5
2,532.0
127.6
16.8
110.8
2,494.0
135.7
17.0
118.6
3,007.0
139.0
20.8
118.2
1,627.0
106.5
14.7
91.7
1,412.6
2,692.0
2,828.0
2,771.0
2,744.0
2,748.0
2,494.0
2,605.0
2,418.0
2,429.0
2,710.0
2,737.5
24.0
8.0
16.0
355.0
16.0
3.0
13.0
357.0
13.0
2.0
11.0
364.0
14.0
4.0
10.0
352.0
14.0
6.0
8.0
345.0
13.0
6.0
7.0
394.0
5.0
2.0
3.0
405.0
8.0
2.0
6.0
416.0
9.0
2.0
7.0
449.0
10.0
5.0
5.0
454.0
6.0
2.0
4.0
448.0
5,286.0
833.0
5,683.0
774.0
6,080.0
729.0
6,280.0
699.0
6,382.0
622.0
6,890.0
549.0
7,476.0
508.0
8,315.0
448.0
9,439.0
392.0
9,836.0
371.4
9,557.6
370.2
Profundidad promedio por pozo (m)
d
Campos descubiertos e
Aceite
Gas
Campos en produción
Pozos en explotación f
Producción promedio de hidrocarburos totales por pozo (bd)
. Pozos perforados hasta el objetivo.
. Excluye pozos inyectores.
c
. Número de equipos promedio.
d
. Se refiere a la profundidad promedio de los pozos hasta el objetivo.
e
. Incluye únicamente campos con reservas probadas. En 2007, fueron excluidos campos Kibo-1 y Lalail-1, que aunque
resultaron productores, no incorporan reservas probadas.
f
. Promedio anual.
a
b
FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.
En 2014, el total de campos productores de PEMEX-Exploración y Producción (PEP) fue de 448, significando
una disminución de 1.3% respecto a 2013. De este total, 58.5% correspondieron a petróleo y gas asociado,
y 41.5% a campos de gas no asociado, (véase Figura 3. 3).
44
FIGURA 3. 3
CAMPOS PRODUCTORES EN OPERACIÓN Y POR TIPO, 2004-2014
(Número)
355
357
364
352
449
454
448
183
182
186
251
266
272
262
2011
2012
2013
2014
394
405
416
174
170
165
220
235
2009
2010
345
134
143
150
152
154
221
214
214
200
191
2004
2005
2006
2007
2008
Campos de crudo y gas asociado
Campos de gas no asociado
Total campos productores
FUENTE: SENER con información de PEMEX Exploración y Producción.
Inversiones en Petróleos Mexicanos
En 2014, la inversión total ejercida por PEMEX y organismos subsidiarios fue de 356,768 millones de pesos,
sin considerar la inversión financiera por 2,010.5 millones de pesos. De este total, el 84.6% se asignó a PEP,
11.1% a Pemex-Refinación (PR), 2.1% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB); 1.3% a PemexPetroquímica (PPQ) y 0.8% a Pemex-Corporativo.
La inversión ejercida correspondiente a PEP fue de 301,682 millones de pesos, importe 4.9% mayor al el año
previo, resultado de mayores inversiones en los proyectos Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Aceite Terciario del
Golfo, Tsimin Xux, Burgos, Crudo Ligero Marino, que en conjunto significaron 53.5% de la inversión de este
organismo subsidiario.
Considerando que la mayor inversión se distribuyó a PEP, ésta estuvo enfocada a las siguientes actividades: la
terminación de pozos de desarrollo e inyectores; construcción y modernización de infraestructura;
mantenimiento de presión mediante la inyección de nitrógeno y reinyección de gas amargo; aprovechamiento
de gas, recuperación de calor, e infraestructura para deshidratación de crudo; reparaciones mayores a pozos
e instalación de la infraestructura para el manejo y distribución de la producción; recuperar reservas
remanentes de aceite así como el desarrollo de los campos nuevos.
Durante 2014, en PR se ejerció una inversión de 39,767 millones de pesos, monto mayor en 33.5% a lo
ejercido el anterior. Los proyectos de inversión por parte de PR han estado orientados a satisfacer las
necesidades de consumo interno de combustibles, optimizar los canales de distribución, modernizar y
mejorar la confiabilidad operacional de sus instalaciones, así como aumentar los rendimientos de gasolinas y
destilados intermedios, entre otros. Dicha inversión estuvo enfocada principalmente al Proyecto calidad de
combustibles (Fase gasolinas, Fase diesel Cadereyta y Fase diesel resto del SNR); Proyecto Integral TuxpanMéxico; Reconfiguración de la refinería de Salamanca; Implantación del Sistema de Control Supervisorio y
Adquisición de Datos (SCADA) de la Red Nacional de Ductos de PEMEX-Refinación.
En 2014, en PGPB se ejercieron 7,549 millones de pesos, 39.7% más que lo destinado en 2013. La cartera
de proyectos está diseñada de tal forma que le permita contar con una infraestructura de proceso adecuada
que le permita aprovechar la oferta de hidrocarburos de PEP, tener flexibilidad operativa en el sistema de
transporte de gas natural y gas licuado, así como atender la demanda de sus productos.
45
TABLA 3. 6
INVERSIÓN EN CAPITAL DE LA INDUSTRIA PETROLERA, 2008-20141
(Millones de pesos corrientes)
Datos anuales
Concepto
Total Inversión Presupuestaria
2008
2/3/
Pemex-Exploración y Producción
2009
2010
2011
2012
2013
2014
201,741 251,882 268,600 267,261 311,992 328,572 356,768
178,105 226,802 239,409 235,942 274,745 287,663 301,682
17,380
18,526
22,636
25,157
28,944
29,794
39,767
Pemex-Gas y Petroquímica Básica
4,203
3,941
3,887
3,019
4,468
5,405
7,549
Pemex-Petroquímica
1,614
2,053
2,462
2,426
2,892
4,003
4,765
439
560
206
717
943
1,707
3,006
Pemex-Refinación
Corporativo de PEMEX
Cifras en flujo de efectivo e incluyen mantenimiento capitalizable.
La inversión programable solamente considera inversión física.
3
Para fines de referencia, las conversiones cambiarias de pesos a dólares de los E.E.U.U. se han realizado al tipo de cambio
de 2014 de Ps. 14.718=US$1.00.
1
2
FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.
Durante 2014, la inversión ejercida por parte de PPQ fue de 4,765 millones de pesos, monto 19.0% superior
en comparación con 2013. Los proyectos a los que se destinaron mayores recursos fueron: modernización y
ampliación del tren de aromáticos del Complejo Petroquímico Cangrejera; mantenimiento de la capacidad de
producción de la planta de etileno del Complejo Petroquímico Cangrejera; sostenimiento de la capacidad de
producción de derivados de Etano IV en el Complejo Petroquímico Morelos y sostenimiento de la capacidad
de producción de derivados de Etano II.
Finalmente, el Corporativo de Petróleos Mexicanos ejerció 3,006 millones de pesos, 76.1% más que los
recursos ejercidos al año anterior. Entre los proyectos de mayor asignación de recursos están: evolución
estratégica de la red y servicios de telecomunicaciones, fortalecimiento de las capacidades operativas de
PEMEX, equipamiento de unidades médicas, renovación de instalaciones en unidades médicas y otros
proyectos diversos.
3.1.4. Producción de petróleo
En 2014, la producción de petróleo crudo fue 2,428.8 26 mbd, 3.7% menor al año anterior, resultado de una
menor producción del Activo de Producción Cantarell y en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, así
como el incremento de la relación gas-aceite en el campo Ku, lo anterior no se compensó con el desarrollo de
los campos.
La producción promedio de crudo pesado fue 1,265.5 mbd, cifra menor en 7.3% a la presentada en 2013,
atribuible a una disminución de la producción del campo Sihil del Activo de Producción Cantarell, la cual
disminuyó 52.5 mbd; además de la reducción de 47.8 mbd del campo Ku del Activo de Producción KuMaloob-Zaap. Aun así, la producción de crudo pesado participó con el 52.1% de la producción total de
petróleo.
La obtención de crudo ligero alcanzó 864.2 mbd, 2.0% superior a la obtenida en 2013, debido a una mayor
producción del campo Tsimín del Activo de Producción Litoral de Tabasco y en el campo Onel del Activo de
Producción Abkatún-Pol-Chuc, en los que se obtuvieron 37 mbd y 23.5 mbd, respectivamente, más que en
2013. La participación del crudo ligero en el total de crudo extraído fue 35.6%.
26
Excluye líquidos de gas.
46
La producción de crudo superligero fue 299.0 mbd, 3.5% inferior a la registrada en 2013. Destacó la
disminución en la producción en los campos Pijije y Sen del Activo de Producción Samaria-Luna, en 16 mbd y
15.5 mbd, respectivamente; además, del campo May del Activo de Producción Litoral de Tabasco que
produjo 8.1 mbd menos que el año previo. La participación de este crudo en la producción total fue 12.3%,
(véase Tabla 3. 7).
TABLA 3. 7
PRODUCCIÓN NACIONAL DE CRUDO POR TIPO, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Total crudo
Pesado
Ligero
Superligero
a
2004
a
3,382.9
2,458.0
789.6
135.3
2005
3,333.3
2,387.0
802.3
144.1
2006
3,255.6
2,243.8
831.5
180.4
2007
3,075.7
2,039.4
837.7
198.6
2008
2,791.6
1,765.6
815.5
210.4
2009
2010
2,601.5
1,520.0
811.8
269.7
2,577.0
1,464.0
792.3
320.7
2011
2,552.6
1,417.1
798.3
337.2
2012
2,547.9
1,385.0
834.0
328.9
2013
2,522.1
1,365.1
847.1
310.0
2014
2,428.8
1,265.5
864.2
299.0
V ariación
2014/2013
-3.7%
-7.3%
2.0%
-3.5%
tmca
2004-2014
-3.3
-6.4
0.9
8.3
A partir de 2004, el tipo de crudo se clasifica desde el pozo.
FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.
Del total de producción nacional de crudo, en la región Marina Noreste se obtuvieron 1,231.6 mbd, 5.5%
menor que en 2013, resultado de la declinación natural en la producción y el incremento en el flujo fraccional
de agua en el Activo de Producción Cantarell y aumento de la relación gas-aceite del campo KU, del Activo de
Producción Ku-Maloob-Zaap.
La extracción de petróleo crudo en la región Marina Suroeste, alcanzó 619.8 mbd, 4.5% superior a lo
obtenido en 2013. Cabe destacar que fue la única región que presentó un incremento en la producción de
crudo en los dos Activos de Producción que la conforman. El desarrollo del campo Tsimin y Xux del Activo de
Producción Litoral del Tabasco presentaron una producción adicional. Asimismo, por una mayor producción
asociada a los campos Onel, Ixtal y Chuhyk del Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc.
Al cierre de 2014, en la región Sur se obtuvieron 452.4 mbd, 5.9% menos que en el año previo, como
resultado de la declinación de todos Activos de Producción que integran esta región. Así como el incremento
en el flujo fraccional de agua en los Activos Cinco Presidentes y Bellota-Jujo.
Por su parte, en la región Norte, la producción promedió 125.0 mbd de crudo, lo que significó una
disminución de 13.7% respecto a 2013, que resultó 19.9 mbd inferior en relación al año anterior, originado
por la menor producción por terminaciones y mantenimiento de pozos en el activo Aceite Terciario del Golfo,
así como en una reducción de 37.0% en la producción de Burgos, principalmente, (véase Figura 3. 4 y Tabla
3. 8).
47
FIGURA 3. 4
PRODUCCIÓN DE CRUDO POR TIPO Y REGIÓN, 2014
(Miles de barriles diarios)
Crudo
superliger
18.4%
Crudo
superliger
39.8%
Crudo
pesado,
7.7%
Crudo
ligero,
81.6%
Crudo
ligero,
5.8%
Crudo
ligero,
52.5%
Producción
619.8 mbd
Producción
125.0 mbd
Crudo
pesado,
94.2%
Producción
1,232 mbd
Producción
452.4 mbd
Crudo
superliger
39.8%
Crudo
pesado,
7.7%
Crudo
ligero,
52.5%
Nota: Cifras pueden no coincidir debido al redondeo.
FUENTE: SENER con información de PEMEX.
TABLA 3. 8
PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO CRUDO POR REGIÓN Y ACTIVO, 20041-2014
(Miles de barriles diarios)
Concepto
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
V ariación
2014/2013
tmca
2004-2014
Total crudo
3,383
3,333
3,256
3,076
2,792
2,601
2,577
2,553
2,548
2,522.1
2,428.8
-3.7%
-3.3
Región Marina Noreste
2,441
2,357
2,205
2,018
1,746
1,493
1,397
1,343
1,309
1,303.6
1,231.6
-5.5%
-6.6
Cantarell
2,136
2,035
1,801
1,490
1,040
685
558
501
454
439.8
374.9
-14.7%
-16.0
Ku-Maloob-Zaap
304
322
404
527
706
808
839
842
855
863.8
856.7
-0.8%
10.9
Región Marina Suroeste
388
396
475
506
500
518
544
561
585
592.9
619.7
4.5%
4.8
Abkatún-Pool-Chuc
322
300
332
312
308
305
296
276
266
293.6
299.3
1.9%
-0.7
Litoral de Tabasco
Región Sur
Cinco Presidentes
Bellota-Jujo
66
96
143
194
192
212
248
284
319
299.2
320.4
7.1%
17.0
473
497
491
465
459
498
532
531
508
480.8
452.4
-5.9%
-0.4
38
39
39
45
47
57
72
83
96
93.1
89.1
-4.2%
9.0
212
224
219
190
175
172
160
143
130
134.3
124.8
-7.0%
-5.2
41
38
40
44
52
69
82
81
77
80.9
77.0
-4.9%
6.5
Samaria-Luna
182
195
193
187
185
200
218
223
205
172.5
161.4
-6.4%
-1.2
Región Norte
81
84
84
87
87
93
104
119
145
144.9
125.0
-13.7%
4.4
-
-
-
-
-
-
1
3
5
8.0
5.0
-37.0%
n.a.
-2.8
Macuspana-Muspac
Burgos
79
82
83
85
56
59
57
60
68
61.5
59.8
-2.7%
Aceite Terciario del Golfo
Poza Rica-Altamira
-
-
-
-
-
30
41
53
69
66.2
48.8
-26.3%
n.a.
Veracruz
2
2
1
2
2
5
5
3
4
9.3
11.4
22.7%
21.0
A partir de 2004, la estructura administrativa de PEMEX Exploración y Producción cambió a activos integrales, por lo que
las cifras de años anteriores fueron ajustadas.
Nota: El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo se creó en 2008, por lo que sus campos asociados se desincorporaron
del Activo Integral Poza Rica-Altamira.
1
FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.
48
Distribución de petróleo
3.2.
En 2014 el volumen de petróleo distribuido fue 2,310 mbd, de este total, 1,161 mbd se destinaron a
consumo interno, lo que representó 50.3% del volumen total distribuido; el 49.7% restante, 1,149 mbd, se
envió a terminales de exportación. La distribución de crudo a refinerías disminuyó en 5.5% en relación a
2013, ello se dio como consecuencia de un menor proceso en las refinerías, con excepción de Tula. Mientras
que el crudo destinado a terminales de exportación se redujo 3.5%, debido a una baja en la producción se
tuvo una menor disponibilidad de crudo después del envío a refinerías, (véase Figura 3. 5).
FIGURA 3. 5
DISTRIBUCIÓN DE PETRÓLEO POR DESTINO, 2004 Y 2014
(Miles de barriles diarios)
A terminales exportación*
2004
1,874
2005
1,833
2006
1,789
2007
1,701
2008
1,407
2009
1,232
2010
1,358
2011
1,343
2012
1,268
2013
1,190
2014
1,149
A refinerías
1,258
1,275
1,242
1,231
1,216
1,264
1,191
1,172
1,211
1,229
1,161
134
131
122
126
131
97
97
81
80
A la Cangrejera
A maquila
Incluye pesado de Altamira
*
FUENTE: SENER, con información de la Base de Datos Institucional de PEMEX.
Del volumen total de petróleo destinado a refinerías, el 57.5% corresponde al tipo ligero y 42.5% a pesado.
Respecto al tipo de petróleo enviado a terminales de exportación, el 78.0% correspondió a crudo pesado,
11.7% a crudo ligero y en menor porcentaje fue el superligero con 8.0%.
FIGURA 3. 6
DISTRIBUCIÓN DE PETRÓLEO POR TIPO 2014
(Miles de barriles diarios)
A Terminales de Exportación 1,149 mbd
1,000
900
800
A Refinerías 1,161 mbd
700
600
500
895.3
400
667.7
300
200
493.4
100
134.0
0
Pesado
Ligero
Pesado
Ligero
FUENTE: SENER, con información de la Base de Datos Institucional de PEMEX.
49
92.4
Superligero
26.8
Pesado R. Norte
Altamira
3.3.
Sistema Nacional de Refinación
Capacidad de refinación
La complejidad de una refinería depende de los diferentes procesos con los que cuenta y, en este sentido, la
capacidad de refinación se verá reflejada a partir de la intensidad del uso de dichos procesos. En México, Las
actividades que PEMEX lleva a cabo a través del SNR están enfocadas a incrementar la capacidad de
refinación que permitan abastecer el mercado interno de combustibles mediante la red de producción, la cual
está constituida por seis refinerías.
Cada una de las refinerías consta de un número determinado de procesos, uno de ellos es la destilación
atmosférica instalada, de la cual se obtienen, entre otros productos, gasolinas, kerosenos y diesel. Los datos
indican que entre 2004 y 2014 este proceso aumento 62.0 mbd, para situarse en 1,062 mbd en 2014.
Dadas las características tecnológicas de las refinerías de Salina Cruz y Tula, son las que presenta los
mayores volúmenes de destilación atmosférica instalada.
La capacidad de hidrodesulfuración en el SNR pasó de 987 mbd en 2004 a 1,060 mbd en 2014.
Dependiendo del tipo de crudo alimentado a las refinerías, serán los esfuerzos destinados por remover una
mayor cantidad de azufre contenido en el mismo. Las refinerías con mayor capacidad de hidrodesulfuración
son Tula y Cadereyta principalmente. No obstante, de 2004 a 2014, Tula redujo este proceso en 50.0 mbd
mientras que Cadereyta lo aumentó en 42.5 mbd. La mayor actividad en esta última, se asocia al tipo de
crudo que alimenta a la refinería, el cual es del tipo pesado amargo y es necesario remover mayor cantidad de
azufre.
En tanto que la capacidad instalada de desintegración catalítica, que en 2004 fue de 375 mbd, aumentó a
423 mbd en 2014. La capacidad instalada de coquización que poseen las refinerías de Cadereyta y Madero,
así como la entrada en operación de la planta coquizadora de Minatitlán, contribuyeron a que la capacidad
instalada de este proceso aumentara de 100 a 156 mbd en 2014. Respecto al proceso de alquilación, éste
aumentó en 10 mbd de 2004 a 2014; en tanto que la capacidad instalada de las plantas de reformación
catalítica se redujo en el mismo periodo, para finalizar con 279 mbd. Es importante considerar que, eventos
como mantenimientos correctivos, salida de operación de plantas de FCC por falta de carga, paros
correctivos, retraso en la rehabilitación general programada, entre otros, afectaron la utilización de algunos
procesos.
TABLA 3. 9
CAPACIDAD INSTALADA POR REFINERÍA Y POR PROCESO, 2004 Y 2014
(Miles de barriles diarios)
Proceso
Destilación atmosférica
Cadereyta
2004
2014
275
275
Madero
2004
2014
190
177
Desintegración catalítica
90
90
61
61
Reductora de viscosidad
50
N/D
N/D
N/D
Minatitlán
2004
2014
185
285
24
Salamanca
2004
2014
245
220
Salina Cruz
2004
2014
330
330
Tula
2004
2014
315
315
tmca
SNR
0.4
40
40
80
80
80
80
-
-
375
423
1.2
N/D
N/D
50
50
41
41
-
-
141
91
-4.3
-
-0.8
46
46
45
30
48
49
47
39
50
50
65
65
23
23
13
22
14
42
14
14
28
28
24
25
187
229
142
142
100
188
125
117
165
165
269
219
50
50
50
50
N/D
56
-
-
-
-
-
-
*
SNR
2004
2014
1,540
1,602
72
Reformación catalítica
Coquización
2014
-
N/D
Alquilación e isomerización
Hidrodesulfuración*
CPQ
2004
-
-
301
279
-
144
154
0.7
-
-
987
1,060
0.7
-
-
100
156
4.5
28
No incluye la planta hidrodesulfuradora de residuales de Salamanca y Tula (H-OIL).
FUENTE: PEMEX Refinación.
3.3.1. Proceso de petróleo en el SNR
En 2014, el SNR procesó un total de 1,155.1 mbd de petróleo crudo, volumen menor en 5.6% en relación a
2013, el menor volumen estuvo relacionado con problemas operativos en algunas plantas. Con excepción de
la refinería de Tula, el resto de las refinerías redujo el volumen de crudo procesado debido a factores como
altos inventarios de combustóleo, gasóleos de coque y gasolina amarga, así como a mantenimientos
correctivos.
50
FIGURA 3. 7
PROCESO DE CRUDO POR REFINERÍA 2013 Y 2014
(Por ciento)
6.0%
2013
Minatitlán,
7.2%
10.0%
5.0%
Cadereyta,
0.6%
Salina Cruz,
10.0%
Salamanca,
8.5%
Tula,
3.6%
2014
4.0%
15.0%
2.0%
0.0%
-2.0%
-4.0%
Madero,
1.6%
Cadereyta,
-4.3%
-6.0%
0.0%
-8.0%
Salina Cruz,
-4.5%
Minatitlán,
-8.3%
-10.0%
-5.0%
-12.0%
-14.0%
-10.0%
Tula,
-11.4%
-15.0%
Salamanca,
-12.1%
Madero,
-14.1%
-16.0%
FUENTE: SENER, con información de la Base de Datos Institucional de PEMEX.
En cuanto a la participación por calidad de crudo dentro del consumo en las refinerías, 651.9 mbd fueron de
crudo ligero, 56.4% del total; y 503.2 mbd de crudo pesado y reconstituido, es decir, 43.6% del total. El
64.9% del proceso de crudo pesado se llevó a cabo en Cadereyta, Madero y Minatitlán, en tanto que el
mayor volumen de proceso de crudo ligero se realizó en Salamanca, Tula y Salina Cruz, que en conjunto
representan el 79.5%.
TABLA 3. 10
PROCESO DE CRUDO POR REFINERÍA, 2013 Y 2014
(Miles de barriles diarios)
Proceso de petróleo crudo por refinería
Concepto
Pesado
Ligero
Cadereyta
2013
Madero
2014
2013
Minatitlán
2014
2013
2014
2014
Salina Cruz
2013
2014
Tula
2013
SNR
2014
2013
2014
101.0
95.0
112.5
101.6
121.5
129.8
27.2
28.8
87.5
86.4
42.7
55.9
492.4
497.5
87.8
85.8
17.2
9.8
61.3
37.7
164.8
139.5
194.9
183.3
201.5
195.8
727.6
651.9
2.5
2.7
3.1
4.0
5.8
194.5
171.0
Reconstituido*
Total
Salamanca
2013
188.8
180.7
129.8
111.5
182.8
167.6
1.6
282.4
269.6
245.8
254.7 1,224.1 1,155.1
*
Incluye crudo despuntado, pentanos, nafta ligera de Cangrejera, nafta ligera de Cactus, gasolina de Poza Rica y Madero.
FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.
3.3.2. Producción de petrolíferos
En 2014, la producción de petrolíferos en el SNR fue de 995.7 mbd de petróleo crudo equivalente (mbdpce),
lo que representó una reducción de 5.8% a lo registrado en 2013, resultado de un menor volumen de crudo
enviado y procesado en refinerías, reflejando una menor producción de todos los petrolíferos. La producción
de gasolinas se vio afectada por mantenimientos correctivos y paros en plantas de destilados intermedios en
las seis refinerías, de tal forma que en 2014 la elaboración de este combustible fue de 339.1 mbd, 3.7%
menor a lo obtenido en 2013. Por centro de trabajo, la mayor producción de gasolinas se reportó en Salina
Cruz, Tula y Cadereyta con 75.2, 71.7 y 60.8 mbdpce; en contraparte, la menor producción fue en
Minatitlán, Salamanca y Madero; situación que se vio reflejada en un aumento en la importación de este
combustible, (véase Figura 3. 8 y Figura 3. 9).
51
FIGURA 3. 8
PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS EN EL SNR, 2004-2014
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
450
386.2
Gasolinas
400
350
300
396.9
324.4
352.2
Combustóleo
313.2
339.1
286.4
Diésel
289.9
250
279.6
200
150
100
50
60.1
20.9
58.8
Turbosina
Coque de Petróleo
43.2
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
FUENTE: Elaborado por el IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
52
51.7
39.0
2014
FIGURA 3. 9
PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS POR REFINERÍA, 2013 Y 2014
(Miles de barriles de petróleo crudo equivalente)
69.0
62.8 60.8
61.0
3.4
Gasolinas
53.6
46.7
Diesel
14.0
3.5
Turbosina
16.4
13.4 12.5
Combustóleo
49.9
44.3
38.7
Coque de
petróleo
42.6
Cadereyta
41.8
33.5
33.3
30.7
20.4
10.3 8.9
Gasolinas
Diesel
Turbosina
Combustóleo
-
Madero
Coque de
petróleo
7.2
Salamanca
13.6
12.4
Gasolinas
Diesel
10.1
4.7
Turbosina
Combustóleo
Coque de
petróleo
63.0
66.5
57.1
Tula
83.5 85.3
Minatitlán
71.7
46.7
51.5
44.4 42.5
21.0
0.1
21.7 20.0
-
Gasolinas
Diesel
Turbosina
Combustóleo
Salina Cruz
-
Gasolinas
Diesel
16.0
16.2 16.5
-
Turbosina
Combustóleo
Coque de
petróleo
Coque de
petróleo
109.1
99.5
80.1
75.2
59.0 56.3
16.1 14.5
Gasolinas
Diesel
Turbosina
Combustóleo
-
Coque de
petróleo
FUENTE: Elaborado por el IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
En 2014, la producción de destilados intermedios, como el diesel y la turbosina, también presentó una
reducción con relación a 2013 de 8.6% y 12.2%, respectivamente, alcanzando un total de 286.4 mbdpce en
el caso del diesel y de 51.7 mbdpce para la turbosina; resultado de mantenimiento correctivo en plantas y
reducción de carga a plantas en refinerías. La mayor producción de diesel se obtuvo en Cadereyta con 61.0
mdbpce y de turbosina en Salina Cruz con 14.5 mbdpce.
En cuanto a la producción de combustibles residuales, la producción de combustóleo decreció en 3.6% en
2014, con lo que se ubicó en 279.6 mbdpce, como resultado de las acciones para producir más destilados en
las reconfiguraciones del SNR. Con respecto al coque de petróleo, se alcanzó una producción de 39.0
mbdpce, significando una reducción de 9.6% respecto al año anterior. Las refinerías del SNR que cuentan con
reconfiguraciones de coquización retardada, en donde se produce este derivado son Cadereyta, Madero y
Minatitlán, esta última fue la que reportó la mayor producción de coque con 16.5 mbdpce.
Rendimientos de producción
La estructura de una refinería y sus características de funcionamiento están determinadas, entre otros, por el
tipo de crudo disponible, demanda del producto, calidad del producto, normativa y estándares ambientales,
especificaciones y requisitos del mercado para los productos refinados. De acuerdo con lo anterior, en 2014
los mayores rendimientos obtenidos fueron de productos ligeros e intermedios, no obstante que se
53
reportaron desviaciones en el rendimiento de gasolinas, derivado de la gestión de las operaciones y paros no
programados de plantas de proceso del SNR.
Las refinerías con los mayores rendimientos de gasolina y diesel fueron Cadereyta, Madero y Minatitlán,
debido en gran medida a que estas refinerías cuentan con procesos de alta conversión que permiten un
mayor aprovechamiento de crudos pesados y fondos de barril. De acuerdo con lo anterior, estos mismos
centros de trabajo fueron en donde se presentan los menores rendimientos de combustóleo, (véase Figura 3.
10).
FIGURA 3. 10
RENDIMIENTOS DEL CRUDO EN LA PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS, 2014
(Distribución porcentual)
Cadereyta
Madero
40.6%
36.0%
Tula
34.0%
Salamanca
32.9%
Minatitlan
Salina Cruz
Gasolinas
33.8%
27.6%
16.7%
Diesel
17.0%
22.7%
20.9%
5.4%
8.9%
34.2%
Combustóleo
15.2%
8.1% 10.2%
22.7%
34.1%
2.0%
4.4% 15.0%
31.0%
37.1%
33.6%
8.4%
Turbosina
16.4%
19.9%
5.6%
5.7%
Otros petrolíferos
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX.
Estaciones de servicio
Para llevar a cabo la comercialización de combustibles en el sector autotransporte, al cierre de 2014
estuvieron operando 10,830 estaciones de servicio, 4.0% más que las existentes en 2013. El 21.8% de
éstas se ubicaron en el Estado de México, Jalisco y Veracruz. Otros estados con representatividad de nuevas
estaciones de servicio fueron, Nuevo León, Guanajuato, Baja California, Chihuahua, Tamaulipas y Sonora,
(véase Figura 3. 11).
54
FIGURA 3. 11
ESTACIONES DE SERVICIO POR ENTIDAD FEDERATIVA, 2004 Y 2014
(Número de estaciones)
México
858
Jalisco
778
815
649
623
649
639
Veracruz
Nuevo León
530
510
527
514
524
507
513
507
506
488
462
443
460
433
414
402
413
389
358
357
Guanajuato
Baja California
Chihuahua
Tamaulipas
Sonora
Sinaloa
Puebla
Michoacán
Coahuila
Distrito Federal
267
257
242
227
232
227
219
205
217
184
211
206
193
181
191
189
188
185
165
158
165
162
149
143
140
136
137
128
125
122
102
101
101
96
Hidalgo
Chiapas
San Luis Potosí
Yucatán
Querétaro
Oaxaca
Durango
Guerrero
Zacatecas
Tabasco
Quintana Roo
Baja California Sur
Morelos
Nayarit
Aguascalientes
Colima
Tlaxcala
Campeche
900
Total 2014= 10,830
2014
Total 2013 = 10,416
2013
66
61
FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.
3.4.
Demanda de petrolíferos
En 2014, la demanda total de petrolíferos fue de 1,346.5 mbdpce, lo que significó una disminución de 5.9%
respecto a 2013. El 78.6% de la demanda correspondió al sector transporte; la evolución del parque
vehicular a gasolina y diesel es el factor principal asociado a este comportamiento. En el caso del sector
industrial, la sustitución de combustibles y el uso de energías alternativas, así como la aplicación de
programas de eficiencia energética fueron factores que contribuyeron a una disminución en la demanda de
55
petrolíferos. En cuanto al sector eléctrico, la política de retiro de centrales convencionales redujo el consumo
de combustóleo, utilizando más gas natural y energías renovables, (véase Figura 3. 12).
FIGURA 3. 12
DEMANDA DE PETROLÍFEROS POR SECTOR, 2004-2014
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
1,359.8
64.8
133.2
308.7
1,415.3
1,406.1
62.7
56.0
128.9
129.9
320.0
853.1
902.7
2004
2005
1,463.0
1,460.9
57.5
57.1
115.9
134.1
51.1
93.7
50.4
90.7
1,463.7
46.7
92.2
1,431.5
51.2
97.4
1,346.5
48.7
88.3
215.1
197.9
219.5
1,069.6
1,037.1
1,057.4
1,063.6
1,077.8
1,058.9
1,058.0
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
218.4
968.1
1,025.8
2006
2007
Sector transporte
56.3
98.4
1,427.9
1,396.4
247.0
245.7
253.0
1,406.9
Sector eléctrico
Sector industrial
224.0
151.5
Sector petrolero
FUENTE: Elaborado por SENER, IMP con información de PEMEX, SE y empresas privadas.
El nivel de demanda en 2014 fue el más bajo registrado en los últimos diez años, al presentar una tasa
promedio anual de -0.1%; a excepción del sector transporte, la tendencia del resto de los sectores ha
mostrado una disminución.
3.4.1. Sector Transporte
La demanda de petrolíferos del sector transporte en 2014 alcanzó 1,193.5 mbd. El mayor consumo se
presentó en la región Centro representando 26.7% del total, mientras que la región de menor consumo fue la
Noroeste con 12.8%. Este comportamiento se asocia con la movilidad de carga y pasajeros en los centros
urbanos, (véase Tabla 3. 11).
TABLA 3. 11
VENTAS REGIONALES DE PETROLÍFEROS AL SECTOR TRANSPORTE, 2014
(Miles de barriles diarios)
Región
Total
Noroeste
Noreste
Centro-Occidente
Centro
Sur-Sureste
Gasolinas
776.3
95.3
142.1
176.7
225.2
137.0
Combustible
Diesel
Turbosina
66.5
350.4
50.5
7.3
83.2
5.9
85.5
9.4
21.3
71.7
59.5
22.6
Intermedio 15
0.2
0.00
0.00
0.15
0.00
0.08
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de ASA, SCT, PEMEX y SENER.
56
Total
1,193.5
153.2
231.2
271.7
318.1
219.3
Participación
12.8%
19.4%
22.8%
26.7%
18.4%
Autotransporte
El autotransporte, es la modalidad de mayor preferencia en el país, tanto para el transporte de pasajeros
como de carga. En 2014, este segmento consumió 1,099.9 mbd de combustibles automotrices, de los
cuales el 70.6% fue de gasolinas y 29.4% de diesel, (véase Tabla 3. 12).
Un aspecto a considerar en el comportamiento del consumo en el autotransporte es el cambio de modalidad
con base en los recorridos y tamaños de carga, en donde la finalidad es obtener mayores eficiencias de
transporte en general. Así, se espera que, con las políticas de precios de los combustibles y los programas de
movilidad en las ciudades y de cambio modal, se obtenga una estructura de consumo de gasolinas y diesel
más racional.
TABLA 3. 12
DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL AUTOTRANSPORTE, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Combustible
2006
1,003.5
2007
1,062.2
Datos anuales
2010
2008
2009
1,112.1
1,095.2
1,114.1
2011
1,116.3
2012
1,129.9
2013
1,107.4
tmca
2004-2014
2014
2.3
1,099.9
2004
880.0
2005
933.1
Gasolinas
636.1
671.5
718.3
760.3
792.0
791.9
801.6
799.1
803.2
786.9
776.3
2.0
Diésel
243.9
261.6
285.2
301.9
320.1
303.3
312.5
317.2
326.7
320.5
323.6
2.9
Total
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
La región Centro concentró el 29.0% del consumo de gasolinas, de igual forma es en donde se presenta la
mayor concentración de parque vehicular, no obstante, fue la región que presentó el crecimiento medio anual
más bajo en el consumo de este petrolífero en los últimos diez años en comparación con el resto de las
regiones. Respecto a la demanda de diesel, el 25.1% lo consumió la región Cetro-Occidente, ubicándose
como la de mayor consumo, resultado de la mayor actividad económica desarrollada en esta región, (véase
Tabla 3. 13 y Tabla 3. 14).
TABLA 3. 13
DEMANDA REGIONAL DE GASOLINAS EN EL SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Región
Total
Noroeste
Noreste
Centro-Occidente
Centro
Sur-Sureste
2004
636.1
78.9
121.8
147.1
194.3
94.0
2005
671.5
85.6
129.0
155.3
200.6
101.0
2006
718.3
92.2
139.4
165.8
210.4
110.5
2007
760.3
98.3
147.3
175.8
218.6
120.3
Datos anuales
2008
2009
2010
792.0
791.9
801.6
103.9
100.0
100.7
153.6
151.4
148.1
181.0
183.9
187.3
224.8
223.9
229.3
128.6
132.6
136.2
2011
799.1
101.6
142.2
186.6
230.6
138.1
2012
803.2
102.6
141.7
187.5
230.2
141.2
2013
786.9
98.8
141.3
181.5
226.7
138.5
tmca
2004-2014
2014
776.3
2.0
95.3
1.9
142.1
1.6
176.7
1.9
225.2
1.5
137.0
3.8
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación.
TABLA 3. 14
DEMANDA REGIONAL DE DIESEL EN EL SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Región
Total
Noroeste
Noreste
Centro-Occidente
Centro
Sur-Sureste
2004
243.9
29.7
55.3
62.5
56.1
40.3
2005
261.6
33.0
60.9
66.1
58.8
42.8
2006
285.2
36.7
68.6
69.9
62.6
47.4
2007
301.9
39.0
73.6
73.2
65.9
50.1
Datos anuales
2008
2009
320.1
303.3
41.2
37.7
80.4
73.7
76.0
75.0
68.2
65.9
54.3
51.0
2010
312.5
38.2
76.2
79.1
67.8
51.2
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación y SCT.
57
2011
317.2
40.7
76.9
80.3
67.9
51.4
2012
326.7
43.2
78.5
81.5
68.5
54.9
2013
320.5
42.8
76.7
80.8
67.0
53.2
tmca
2004-2014
2014
323.6
2.9
43.1
3.8
78.2
3.5
81.1
2.6
70.0
2.2
51.2
2.4
Parque vehicular
La variable más importante para determinar el comportamiento de la demanda de combustibles
automotrices en el sector autotransporte es el parque vehicular. La evolución de éste en los últimos diez años
ha sido dinámica, siendo 2014 el nivel más alto registrado, el cual fue de 29.6 millones de unidades. En este
año, la estructura del parque vehicular estuvo conformada por 39.4% de camionetas, 23.7% de vehículos
compactos y 19.1% de vehículos subcompactos. Si bien estas fueron las modalidades de mayor
participación, una de las modalidades que ha mostrado una tendencia de crecimiento, después de las
camionetas, es la de lujo y deportivo al presentar una tasa media anual de 7.2%.
TABLA 3. 15
ESTRUCTURA DEL PARQUE VEHICULAR, 2004-2014
(Millones de vehículos)
Región
2004
17.0
4.4
4.1
1.3
4.9
1.5
0.2
0.1
0.5
Total
Subcompacto
Compacto
Lujo y deportivo
Camionetas
Camionetas de uso intensivo
Autobuses
Camiones medianos
Camiones pesados
2005
17.1
4.4
4.2
1.2
5.1
1.4
0.2
0.1
0.5
2006
19.4
4.7
4.7
1.5
6.3
1.4
0.2
0.1
0.5
2007
21.3
4.9
5.1
1.7
7.2
1.5
0.2
0.1
0.5
Datos anuales
2008
2009
2010
23.0
23.9
25.1
5.1
5.2
5.3
5.9
5.5
5.7
1.8
1.9
2.1
9.2
8.2
8.7
1.6
1.6
1.6
0.2
0.2
0.2
0.1
0.1
0.1
0.6
0.6
0.6
2011
26.5
5.4
6.3
2.2
9.9
1.7
0.2
0.1
0.6
2012
27.9
5.5
6.6
2.4
10.6
1.7
0.2
0.1
0.6
2013
29.4
5.7
7.0
2.5
11.4
1.8
0.2
0.1
0.6
tmca
2004-2014
2014
5.7
29.6
5.7
2.6
7.0
5.5
2.6
7.2
11.7
9.0
1.7
1.1
0.2
2.9
0.1
-0.2
0.6
2.8
Nota: No incluye motocicletas y metrobús.
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de empresas privadas.
Del total de parque vehicular nacional registrado en 2014, el 96.3% correspondió vehículos con motor de
gasolina, no obstante, en este año se registró una reducción de estos de 0.9% respecto a las unidades
registradas en 2013. La región Centro fue en donde se presentó la mayor concentración con 9.0 millones de
vehículos. En contraste, la región Noroeste presentó la menor cantidad, aun cuando en los últimos diez años
ha presentado el mayor crecimiento medio anual de 7.5%, (véase Tabla 3. 16).
Es importante destacar que la región Noroeste y Noreste mostraron una mínima variación de crecimiento en
relación a 2013, de 0.1% y 0.7%, respectivamente, por el contrario, la región Centro-Occidente, Centro y
Sur-Sureste mostraron una reducción de 2.3%, 0.35 y 2.8%, en el orden mencionado.
TABLA 3. 16
EVOLUCIÓN DEL PARQUE VEHICULAR A GASOLINA, 2004-2014
(Millones de vehículos)
Región
Total
Noroeste
Noreste
Centro-Occidente
Centro
Sur-Sureste
2004
16.5
1.8
3.0
3.5
5.8
2.4
2005
16.7
1.7
3.0
3.6
6.1
2.4
2006
19.2
2.2
3.6
4.1
6.6
2.7
2007
21.2
2.5
4.1
4.5
7.0
3.0
Datos anuales
2008
2009
2010
23.1
24.2
25.2
2.8
2.9
3.1
4.6
4.8
5.0
4.9
5.2
5.4
7.5
7.8
7.9
3.3
3.6
3.8
2011
26.8
3.3
5.4
5.8
8.2
4.1
2012
28.4
3.6
5.7
6.2
8.6
4.4
2013
30.1
3.7
6.0
6.6
9.1
4.7
2014
29.8
3.7
6.0
6.4
9.0
4.6
tmca
2004-2014
6.1
7.5
7.2
6.1
4.6
6.8
Nota: Se incluyen híbridos y motocicletas
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de empresas privadas.
La demanda de diésel en el autotransporte se destina principalmente al transporte de carga y pasajeros. En
2014 se contabilizó un parque vehicular con motor a diesel de 854.5 miles de vehículos, representando una
participación de 2.8% del parque vehicular total nacional. La mayor concentración de estos vehículos a nivel
regional se tuvo en la zona Centro, con 261.3 miles de unidades, seguida de la región Noreste con 208.5 mil
unidades. En los últimos diez años estas regiones han registrado los mayores crecimientos promedios anuales
de 3.1% y 3.3%, respectivamente.
58
TABLA 3. 17
EVOLUCIÓN DEL PARQUE VEHICULAR A DIESEL, 2004-2014
(Miles de vehículos)
Región
Total
Noroeste
Noreste
Centro-Occidente
Centro
Sur-Sureste
2004
662.1
72.0
150.1
155.4
192.4
92.1
2005
672.3
71.3
154.4
156.4
197.6
92.6
2006
700.9
74.3
163.3
161.8
205.6
95.8
2007
737.5
78.9
175.8
168.7
214.1
100.1
2008
773.6
79.8
185.4
176.6
227.8
104.0
Datos anuales
2009
780.4
77.6
186.9
177.8
233.0
105.2
2010
791.0
77.5
190.1
180.3
237.1
106.0
2011
799.2
79.7
192.8
180.2
238.6
108.0
2012
844.9
80.8
205.0
190.7
254.5
113.7
2013
898.4
83.3
218.9
203.2
271.6
121.5
tmca
2004-2014
2014
854.5
2.6
77.7
0.8
208.5
3.3
192.9
2.2
261.3
3.1
114.0
2.2
FUENTE: elaborado por IMP, con base en información de empresas privadas.
De 2013 a 2014 no se presentó una relación directa entre la estructura del parque vehicular a diesel y el
comportamiento de la demanda de este combustible, en contraste con el parque de motor a gasolina y el
consumo de la misma presentaron una tendencia similar. En 2014, la distribución del parque vehicular y de la
demanda de combustibles en el sector autotransporte mostró un coeficiente de correlación de 0.97 en
gasolinas y 0.83 en diesel.
Transporte aéreo
En 2014, las operaciones aéreas aumentaron 4.7% en relación al año anterior, debido al incremento en el
número de pasajeros que se transportaron por vía aérea, de origen nacional e internacional. Lo anterior dio
como resultado un incremento en la demanda de turbosina de 6.9% en este año. En las terminales de
almacenamiento y reparto ubicadas en la región Sur-Sureste fue en donde se registró el mayor volumen de
ventas de turbosina, las cuales fueron de 22.6 mbd, 33.5% más que en 2013, ubicándose como la región de
mayor crecimiento, reflejo del incremento de operaciones del Aeropuerto de Cancún.
Las ventas de turbosina en la región Centro fueron de 21.3 mbd; 4.4% menos al año previo, con lo que, por
primera vez en el periodo de estudio, no es la región que presenta el mayor volumen de ventas. No obstante,
continúa siendo la región con el mayor número de operaciones aéreas realizadas tanto nacionales como
internacionales, así como a una mayor conectividad e incremento en el número de aeronaves en las
diferentes líneas aéreas. En la región Centro-Occidente se redujeron las ventas de turbosina en 12.7%
respecto a 2013, mientras que en Noroeste y Noreste fueron favorables al registrar un aumento de 3.2% y
13.5%.
TABLA 3. 18
OPERACIONES POR TIPO DE AVIACIÓN, 2004-2014
(Miles de operaciones)
Tipo
Datos anuales
2009
2010
1,626.6
1,650.3
2004
1,526.2
2005
1,569.2
2006
1,696.6
2007
1,899.4
2008
1,828.5
961.7
975.6
1064.5
1232.1
1164.9
988.5
33.8
31.4
30.7
31.2
27.6
Comercial no regular3
204.8
215.2
224.5
245.3
Aviación general 4
Carga
301.3
24.7
310.8
36.1
336.0
40.9
352.9
37.9
Total
Comercial regular1
Charter2
tmca
2004-2014
2011
1,633.5
2012
1,683.3
2013
1,700.2
2014
1,780.6
960.6
922.7
979.2
1023.2
1091.3
1.3
20.3
16.6
17.0
13.7
12.7
10.2
-11.3
247.6
246.5
267.8
262.9
268.3
248.8
259.0
2.4
349.5
38.9
335.7
35.6
362.4
42.9
385.5
45.4
374.0
48.1
370.1
45.4
378.9
41.2
2.3
5.2
1.6
Se refiere a aeronaves en líneas aéreas con rutas e itinerarios establecidos.
Se refiere a aeronaves comerciales con rutas no concesionadas y/o fuera de itinerario, que operan esporádicamente.
3
Se refiere a taxis aéreos.
4
Se refiere a aeronaves privadas, oficiales, militares y aviación general con matrícula extranjera.
1
2
FUENTE: ASA.
Una variable que influye de manera directa en las líneas aéreas, es el precio del combustible utilizado. En este
sentido, se considera que con la caída mundial en los precios del petróleo las líneas aéreas se han visto
beneficiadas, al existir una reducción en el precio de la turbosina, permitiendo con esto que ciertas aerolíneas
bajen las tarifas comerciales en algunas rutas, favoreciendo esta industria.
59
TABLA 3. 19
DEMANDA REGIONAL DE TURBOSINA, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Región
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
Total
57.8
58.7
61.2
67.9
65.0
55.0
55.8
56.1
59.3
62.2
66.5
1.4
Noroeste
Noreste
Centro-Occidente
Centro
Sur-Sureste
7.2
4.5
11.2
21.2
13.6
7.4
4.3
12.3
21.6
13.1
7.5
4.7
13.1
22.5
13.5
7.6
9.5
10.6
23.5
16.7
6.3
6.7
10.4
22.5
19.1
6.1
5.2
8.6
21.6
13.5
6.6
4.4
8.2
22.3
14.4
6.4
5.2
7.4
23.0
14.1
6.5
6.2
8.2
23.5
14.9
7.1
5.2
10.7
22.2
17.0
7.3
5.9
9.4
21.3
22.6
0.2
2.7
-1.8
0.0
5.2
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación.
Transporte marítimo y ferroviario
La demanda promedio de diésel en el transporte ferroviario en los últimos diez años ha sido de 12.8 mbd,
presentando un ligero crecimiento de 0.8% de 2013 a 2014. En el ferrocarril de carga, los concesionarios han
llevado a cabo inversiones destinadas a la modernización de la infraestructura ferroviaria e implementación
de mayor tecnología en sus sistemas y trenes, lo que ha permitido mejorar las condiciones de eficiencia de
operación, contribuyendo a generar más competitividad, así como la disminución de costos y al incremento
de velocidad promedio en sus traslados 27.
El transporte marítimo es un medio fundamental y eficiente para llevar a cabo el intercambio comercial de
productos ya sea en mercados internacionales como nacionales, ya que tiene gran capacidad de carga y
volumen, adaptabilidad para transportar cualquier tipo de productos. Lo anterior dio como resultado un
mayor movimiento nacional de carga y pasajeros por vía marítima en 2014 y, consecuentemente, una mayor
demanda de combustible, la cual fue de 14.0 mbd, volumen mayor en 2.1 % comparado con 2013.
TABLA 3. 20
DEMANDA DE DIESEL Y COMBUSTÓLEO EN DIFERENTES MODALIDADES
DEL TRANSPORTE, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Combustible
Total ferroviario
Diesel
Total marítimo
Diesel
Combustóleo
2004
11.5
11.5
14.9
13.5
1.4
2005
11.8
11.8
16.3
14.7
1.5
2006
12.7
12.7
16.0
14.8
1.2
2007
12.6
12.6
15.8
14.6
1.2
Datos anuales
2008
2009
2010
11.9
11.2
12.6
11.9
11.2
12.6
18.7
13.5
14.4
17.8
12.8
13.5
1.0
0.7
0.8
2011
13.5
13.5
16.8
16.1
0.7
2012
12.7
12.7
15.8
15.6
0.2
2013
12.7
12.7
13.8
13.7
0.0
2014
12.8
12.8
14.3
14.0
0.2
tmca
2004-2014
1.0
1.0
-0.4
0.4
-16.1
FUENTE: IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.
En 2014, la intensidad energética promedio del transporte ferroviario fue de 330.9 kilojoules por toneladakilómetro, en tanto que el transporte de carga por este medio fue de 80,683 millones de toneladas por
kilómetro, (véase Figura 3. 13).
27
Informe sobre Acciones Relevantes de la SCT, enero 2013-junio 2015.
60
FIGURA 3. 13
TRANSPORTE DE CARGA E INTENSIDAD ENERGÉTICA DEL TRANSPORTE FERROVIARIO, 2004-2014
80,000
349.3
70,000
69,926
400.0
364.8
345.5
72,180
79,728
344.0
73,726
77,169
333.3
333.9
330.6
78,770
79,353
79,353
80,683
350.0
358.0
336.2
74,582
336.2
330.9
69,185
300.0
60,000
250.0
50,000
200.0
40,000
150.0
30,000
100.0
20,000
Transporte de carga por ferrocarril
10,000
Kilocalorías por tonelada-kilómetro
Miles de Millones de toneladas-kilometro
90,000
50.0
Intensidad energética del transporte ferroviario de carga
0
0.0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de SCT.
3.4.2. Sector Eléctrico
El consumo de petrolíferos en el sector eléctrico presenta una disminución asociada al cambio de tecnologías
de generación. Una de las estrategias contenidas en el Programa Nacional de Infraestructura 2014-2018, es
el desarrollo de infraestructura de generación de electricidad para el mejor aprovechamiento de combustibles
eficientes a un costo menor y bajo impacto ambiental. Ante este escenario, la generación eléctrica
convencional con base en combustóleo se ha sustituido por generación eficiente con base en gas natural, es
decir, ciclos combinados. Con ello, se tiene un menor consumo de combustibles pero se mantiene la oferta de
energía eléctrica.
Sector eléctrico público (centrales legadas y centrales externas legadas)
En el marco de cumplir con el objetivo de ofrecer un servicio de energía eléctrica a un menor costo y de
mayor calidad mediante procesos más limpios, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha mantenido la
estrategia de continuar disminuyendo su consumo de combustibles caros y contaminantes, como el
combustóleo 28 y el diésel, por otros más baratos, por el uso de gas natural en centrales de generación
convencional, así como de mantener el suministro oportuno de carbón a la centrales que operan con estos
combustibles.
Como resultado de lo anterior, el consumo de combustóleo en la CFE se ha reducido 56.1%, en los últimos
diez años, mientras que el de gas natural se incrementó 51.3%, el carbón aumentó en 30.0% y diesel 4.9%.
De 2013 a 2014, se dejó de consumir 35.9% de combustóleo y 42.9% de diesel para le generación de
energía eléctrica, en tanto que el uso de gas natural y carbón aumentó 3.2% y 3.0%, respectivamente.
28
El uso de gas natural es tres veces más barato y 68% menos contaminante.
61
Respecto a los productores independientes de energía, el principal combustible utilizado para la generación
eléctrica es el gas natural, de 2004 a 2014 su consumo ha aumentado 92.7% y 7.6% de 2013 a 2014,
siendo en este último año, el nivel máximo registrado con 298.3 mbdpce.
TABLA 3. 21
DEMANDA DE COMBUSTIBLES FÓSILES EN EL SECTOR ELÉCTRICO PÚBLICO, 2004-2014
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Combustible
2004
Total
2005
702.9
Comisión Federal de Electricidad
Luz y Fuerza del Centro 1
Producción independiente de Energía
Carbón
543.0
2006
683.9
520.3
2007
701.8
499.2
Datos anuales
2009
2008
735.3
493.7
730.5
472.7
2010
717.4
451.7
2011
729.1
457.3
2012
785.8
494.6
2013
821.7
540.2
828.4
540.8
tmca
2004-2014
2014
771.6
0.9
465.8
-1.5
4.9
5.0
5.2
9.5
8.3
9.8
8.3
10.6
9.6
10.2
7.0
3.5
155.0
158.6
197.5
232.1
249.5
255.8
263.5
280.6
271.9
277.5
298.8
6.8
99.2
129.0
127.1
126.8
126.8
93.5
93.5
118.3
118.3
127.1
127.1
134.2
134.2
133.3
133.3
125.2
125.2
129.0
129.0
2.7
2.7
Comisión Federal de Electricidad
99.2
Combustóleo
276.4
288.5
221.3
217.5
192.0
186.6
168.1
190.0
211.9
189.4
121.3
-7.9
Comisión Federal de Electricidad
276.4
288.5
221.3
217.5
192.0
186.6
168.1
190.0
211.89
189.36
121.35
-7.9
6.7
6.0
6.9
3.2
5.0
6.8
6.2
7.6
12.5
12.1
7.3
0.9
Diesel
129.0
127.1
Comisión Federal de Electricidad
6.47
5.74
6.81
2.91
4.49
6.73
6.19
7.60
12.22
11.81
6.79
0.5
Producción independiente de Energía
0.22
0.25
0.04
0.30
0.56
0.04
0.01
0.03
0.31
0.33
0.56
9.6
Gas natural
300.2
289.9
344.7
387.5
407.0
430.2
436.5
461.1
463.4
493.3
517.8
5.6
Comisión Federal de Electricidad
140.5
126.6
142.1
146.2
149.8
164.7
164.7
170.0
182.2
206.0
212.5
4.2
4.9
5.0
5.2
9.5
8.3
9.8
8.3
10.6
9.6
10.2
7.0
3.5
154.8
158.4
197.4
231.8
248.9
255.8
263.5
280.6
271.6
277.1
298.3
6.8
Luz y Fuerza del Centro 1
Producción independiente de Energía
Organismo descentralizado extinto a partir del Decreto publicado el 11 de octubre de 2009 en el Diario Oficial de la
Federación. Para fines del documento, se muestran por separado ya que si bien administrativamente los activos son
operados por CFE, estos no forman parte de esta última.
1
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de CFE, PEMEX y SENER y empresas privadas.
Sector eléctrico privado
Las condiciones de mercado de los combustibles para la generación eléctrica, es un elemento que favorece el
uso del gas natural y coque de petróleo, si se considera que, dependiendo del tipo de central, hasta el 80%
del costo para generar la electricidad en las plantas que emplean combustibles fósiles depende del tipo de
combustible y del precio del mismo. En función de eso, cuando los costos de los insumos que se utilizan para
esta actividad bajan, eso permite generar energía eléctrica más competitiva.
El gas natural y el coque de petróleo son los combustibles de mayor uso por parte del sector eléctrico
privado, el comportamiento en el consumo de estos combustibles ha mostrado una tendencia positiva en los
últimos diez años, al registrar un crecimiento de 62.1% y 48.0%, respectivamente, debido a las eficiencias de
transformación de las tecnologías de ciclo combinado; mientras que el consumo de combustóleo ha ido en
descenso.
TABLA 3. 22
DEMANDA DE COMBUSTIBLES FÓSILES EN EL SECTOR ELÉCTRICO PRIVADO, 2004-2014
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Combustible
Total
Carbón
Coque de petróleo
Combustóleo
Diesel
Gas natural
2004
63.4
12.0
13.2
0.4
37.7
2005
62.9
12.9
11.8
0.9
37.4
2006
64.3
0.1
14.8
9.2
0.9
39.3
2007
66.8
0.2
14.7
9.0
1.3
41.7
Datos anuales
2008
2009
2010
63.4
64.0
69.1
0.6
0.5
0.5
14.1
14.1
17.4
5.5
5.8
4.4
1.7
1.8
1.8
41.4
41.7
45.0
n.a. no aplica.
2011
67.5
0.7
16.8
3.2
1.8
44.9
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de CRE, PEMEX y empresas privadas.
62
2012
68.3
0.6
17.39
3.70
1.54
45.1
2013
74.1
0.6
17.8
3.0
1.7
51.0
tmca
2004-2014
2014
84.6
2.9
0.6
n.a.
17.7
4.0
2.9
-14.1
2.2
17.5
61.2
5.0
3.4.3. Sector Industrial
En 2014 se registró el nivel máximo en el consumo de combustibles en el sector industrial, el cual fue de
330.5 mbdpce, volumen mayor en 1.6% respecto a 2013, resultado de un mayor consumo de gas natural y
coque de petróleo. Sin considerar el consumo de gas natural y gas LP, el coque de petróleo es el principal
petrolífero de uso en el sector industrial, el cual es demandado, principalmente, en las ramas industriales
intensivas como es la del cemento, metales básicos, química y productos metálicos eléctricos, por lo que
sustituye en cierta medida a otros combustibles como el gas natural.
Al cierre de 2014, la demanda de coque de petróleo totalizó 51.9 mbdpce, cifra menor en 5.1% respecto al
año anterior. Por otra parte, la demanda de combustóleo en el sector industrial registró una disminución
importante de 40.4% comparada con 2013, resultado en gran medida de la sustitución de combustóleo por
otros combustibles, (véase Tabla 3. 23).
TABLA 3. 23
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL, 2004-2014
(Miles de barriles de petróleo crudo equivalente)
Combustible
Total
Combustóleo
Coque de petróleo
Diesel
Gas LP
Gas natural
2004
313.3
67.5
39.1
26.6
18.9
161.1
2005
310.1
65.4
39.4
25.1
18.9
161.2
2006
320.8
52.7
51.9
24.3
19.9
172.0
2007
327.0
49.2
60.1
24.8
19.5
173.4
Datos anuales
2010
2008
2009
303.9
266.7
283.8
38.3
32.2
26.0
40.2
52.1
43.2
23.1
24.5
25.5
18.2
19.3
18.5
169.5
150.0
173.8
2011
298.8
22.5
43.9
27.3
18.0
187.0
2012
306.6
15.4
45.3
31.4
18.3
196.1
2013
325.4
11.8
54.7
30.9
19.9
208.1
tmca
2004-2014
2014
330.5
0.5
7.0
-20.3
51.9
2.9
29.4
1.0
0.4
19.7
222.4
3.3
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de CRE, PEMEX, SENER y empresas privadas.
En 2014, la intensidad energética en el sector industrial fue menor en relación a 2013, resultado de un
mayor crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) manufacturero respecto a un consumo menor de
combustibles. Esto implicó que, para producir un peso de PIB en 2014, se requirió un volumen menor de
combustibles, (véase Figura 3. 14). Lo anterior se asocia a mejoras en eficiencia energética en procesos del
sector industrial.
De igual manera, varias ramas del sector industrial han realizado conversiones en sus procesos para mejorar
el rendimiento de los combustibles que emplean, lo que ha permitido reducir el consumo en los últimos diez
años y en algunos casos permitir la sustitución de combustibles.
63
FIGURA 3. 14
INTENSIDAD EN EL USO DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL Y EL PIB MANUFACTURERO
2004-2014
(Índice, 1999 = 100)
140
120
102.7
100.0
107.4
108.4
107.3
100.0
96.1
116.1
117.4
84.3
86.5
121.8
98.3
100
80
106.7
111.6
95.2
96.1
90.4
86.3
85.2
84.7
86.3
60
Intensidad del uso de combustibles en el sector industrial y el PIB manufacturero, 2004-2014
40
PIB manufacturero
20
0
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.
En 2014, el sector petrolero consumió 48.7 mbdpce; 4.9% menor que en 2013. El combustible de mayor
consumo fue el combustóleo, el cual es utilizado para la generación de calor y vapor en las plantas de
servicios auxiliares en este sector, sin embargo, registró una tasa media anual de -5.9%, reflejado en una
demanda de 26.2 mbdpce al final del año. El diésel es el segundo petrolífero de mayor uso en el sector
petrolero, principalmente para servicios de transporte y generación eléctrica de respaldo; su consumo fue de
20.7 mbdpce al cierre de 2014, no obstante, significó una reducción de 6.7% comparado con 2013, (véase
Tabla 3. 24).
TABLA 3. 24
DEMANDA TOTAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR PETROLERO, 2004-2014
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Combustible
Total
Gasolinas
Diésel
Combustóleo
2004
64.8
0.6
15.8
48.4
2005
62.7
0.5
16.4
45.8
2006
56.0
0.6
15.0
40.5
2007
57.5
0.5
17.1
39.8
Datos anuales
2008
2009
57.1
56.3
0.5
0.6
19.9
17.6
35.8
39.0
2010
50.4
0.6
19.1
30.7
2011
51.1
0.7
17.6
32.8
2012
46.7
1.0
19.8
25.9
2013
51.2
1.1
22.2
27.9
tmca
2004-2014
2014
48.7
-2.8
1.7
11.2
20.7
2.7
26.2
-5.9
FUENTE: SENER con base en información de PEMEX.
3.5.
Comercio exterior de petróleo y petrolíferos
En 2014, el volumen comercializado de crudo de exportación presentó una reducción de 3.5% respecto a
2013, debido a la declinación en la producción del mismo. En cuanto al precio, en 2014 el del crudo pesado
disminuyó 12.7% al pasar de 98.46 dólares por barril en 2013 a 86.00 dólares por barril en 2014.
64
FIGURA 3. 15
MEZCLA DE CRUDOS A TERMINALES DE EXPORTACIÓN, 2004-2014
(Distribución porcentual)
2004
1,874 mbd
2014
1,149 mbd
Maya*
80.3%
Maya*
86.7%
Olmeca
11.8%
Olmeca
8.0%
Istmo
11.7%
Istmo
1.5%
*
Incluye petróleo pesado Altamira.
FUENTE: SENER con información de PEMEX, Base de Datos Institucional (BDI).
Por país de destino, los principales receptores de petróleo mexicano son Estados Unidos de América
(69.4%), España (14.2%), India (7.0%) y Canadá (1.8%). En los últimos diez años las exportaciones hacia
Estados Unidos de América han caído a una tasa de media anual de -6.1%. Solamente en 2014 se dejó de
enviar a este país 64.6 mbd comparados con el año anterior. Es importante mencionar que Estados Unidos
de América enfrenta una etapa de una mayor actividad en la extracción de crudo no convencional, por lo que
sus compras al exterior de petróleo han disminuido.
TABLA 3. 25
DESTINO DE LAS EXPORTACIONES DE CRUDO POR PAÍS*, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Combustible
Total
Estados Unidos
España
India
China
Canadá
Portugal
Holanda
Antillas Holandesas
Israel
Inglaterra
Otros †
2004
1,870.3
1482.0
149.5
36.3
n.a.
28.1
12.5
n.a.
116.5
3.6
12.2
29.7
2005
1,817.1
1424.7
160.8
32.8
n.a.
38.2
17.7
n.a.
95.8
4.4
10.9
31.8
2006
1,792.7
1441.9
144.3
32.0
n.a.
36.3
12.5
1.9
75.0
3.6
7.8
37.3
2007
1,686.2
1351.5
125.1
35.2
n.a.
30.6
10.0
14.4
70.0
3.6
10.1
35.5
2008
1,403.4
1142.9
122.9
34.9
n.a.
26.0
2.5
8.8
33.8
4.8
5.0
21.8
Datos anuales
2009
1,222.1
1049.0
93.1
34.5
n.a.
22.4
n.a.
10.6
2.7
0.5
n.a.
9.4
2010
1,360.5
1139.5
115.6
27.8
26.4
23.9
5.2
3.7
n.a.
n.a.
n.a.
18.4
2011
1,337.8
1094.9
110.8
37.1
36.6
20.5
5.4
7.4
n.a.
n.a.
n.a.
25.0
2012
1,255.5
957.1
166.0
75.4
9.9
22.8
2.7
5.6
n.a.
n.a.
n.a.
16.0
2013
1,188.8
856.9
170.6
97.2
19.2
22.4
n.a.
1.85
n.a.
n.a.
n.a.
20.7
2014
1,142.3
792.3
162.6
80.5
13.9
20.5
n.a.
24.64
n.a.
n.a.
n.a.
47.7
V ariación
2014/2013
-3.9%
-7.5%
-4.7%
-17.1%
-27.4%
-8.3%
n.a.
1230%
n.a.
n.a.
n.a.
130.5%
tmca
2004-2014
-4.8
-6.1
0.8
8.3
n.a.
-3.1
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
n.a.
4.9
* No incluye la exportación temporal de petróleo crudo para procesamiento.
† Se refiere a la exportación de petróleo a El Salvador
n.a. no aplica.
FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.
En 2014, la evolución de las importaciones de petrolíferos se incrementaron 3.4% respecto a 2013, es así
que al cierre del año se importaron 499.2 mbdpce, resultado de un menor proceso en el SNR originada por
paros no programados en las plantas que derivó en una menor producción de petrolíferos, (véase Tabla 3.
26).
65
TABLA 3. 26
EVOLUCIÓN DE LAS IMPORTACIONES DE PETROLÍFEROS, 2004-2014
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Combustible
Total
Combustóleo
Diésel
Gasolinas
Coque de petróleo
Turbosina
2004
197.1
19.1
3.7
143.9
30.4
-
2005
278.5
28.5
24.8
192.0
33.1
-
2006
329.3
15.4
41.2
226.8
45.6
0.1
2007
379.4
18.3
52.7
256.7
51.6
-
Datos anuales
2009
2008
434.9
393.6
35.5
42.3
68.0
47.6
281.7
272.7
31.1
49.7
-
2010
474.7
11.9
107.9
313.4
41.5
0.1
2011
547.8
27.0
135.6
335.3
49.9
-
2012
557.5
48.1
132.7
326.9
46.8
3.0
2013
483.0
33.8
107.0
296.9
42.2
3.1
2014
499.2
14.0
132.8
306.6
34.4
11.3
tmca
2004-2014
9.7
-3.1
43.2
7.9
1.3
n.a.
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
En 2014, el nivel de las importaciones de gasolinas y diesel se incrementaron 3.3% y 24.1%,
respectivamente, respecto al año anterior, resultado de una menor producción de ambos combustibles y así
como de una mayor demanda de los mismos, (véase Figura 3. 16 y Figura 3. 17).
FIGURA 3. 16
PRODUCCIÓN, DEMANDA E IMPORTACIÓN DE GASOLINAS, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
761.0
792.6
792.6
340.0
329.1
802.3
800.0
804.4
788.2
778.4
394.5
358.3
370.0
416.4
425.1
409.2
2012
2013
2014
718.9
636.8
672.1
231.8
273.8
439.5
442.4
309.8
378.3
404.7
173.7
466.0
2004
2005
2006
443.8
2007
Importación
436.7
2008
455.3
2009
404.8
388.8
2010
2011
Producción
Nota. La importación incluye el componente metil-terbutil-éter (MTBE).
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación.
66
Demanda
FIGURA 3. 17
IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE DIÉSEL, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
150
100
50
0
2004
4.0
-50
2005
2006
-38.7
-24.0
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
-42.9
-43.9
-61.6
-107.1
-100
-107.6
-132.9
-132.8
-135.7
-150
Importaciones
Saldo balance comercial
Exportaciones
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación.
Por el contrario, el nivel de importaciones de coque de petróleo se redujo en 18.4% comparado con 2013;
ubicándose en 2,386.1 miles de toneladas anuales (mta). Respecto a sus exportaciones, en 2014 fueron de
64.2 mta, las cuales se llevaron a cabo por el puerto de Coatzacoalcos, (véase Figura 3. 18).
FIGURA 3. 18
IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE COQUE DE PETRÓLEO, 2004-2014
(Miles de toneladas anuales)
4,000
3,000
2,000
1,000
0
2004
2005
2006
-2,110.6
-2,150.2
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
-2,221.6
-2,321.8
-1,000
-2,000
-2,059.1
-3,045.4
-3,000
-2,548.4
-2,826.4
-3,534.7
-3,403.5
-3,459.5
-4,000
Importaciones
Exportaciones
Saldo balance comercial
FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
67
El combustible que tuvo la mayor participación en las exportaciones de petrolíferos fue el combustóleo, es así
que en 2014 aumentaron 35.3% respecto a 2013. Respecto a las compras al exterior, destaca que las
importaciones de este petrolífero se redujeron un 58.5%.
FIGURA 3. 19
IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE COMBUSTÓLEO, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
140
120
115.8
111.3
100
75.8
80
82.0
60
63.9
40
26.1
20
25.1
21.3
16.6
0
2004
-15.1
-20
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2013
2012
2014
-25.6
-40
Importaciones
Exportaciones
Saldo balance comercial
FUENTE: Elaborado por el IMP, con información de PEMEX y SENER.
FIGURA 3. 20
IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE TURBOSINA, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
15
10
6.8
6.9
6.2
5.7
4.2
3.4
5
1.3
1.8
0
-3.1
-2.0
-5
-11.7
-10
-15
2004
2005
2006
Importación*
2007
2008
2009
Exportación
*Se incluye maquila.
FUENTE: Elaborado por el IMP, con información de PEMEX y SENER.
68
2010
2011
2012
2013
Saldo balance comercial
2014
4. Capítulo cuatro. Prospectiva de Petróleo y
Petrolíferos, 2015-2029
La Reforma Energética, promulgada en diciembre de 2013, implicó la transformación del marco legal e
institucional bajo el cual se regía la planeación del sector energético en México. Las nuevas leyes y
reglamentos derivadas de la misma, permiten la entrada de empresas privadas, nacionales o extranjeras, para
invertir en México en la exploración y extracción de hidrocarburos: petróleo, gas y sus derivados. En este
sentido, fue necesario la creación de nuevas entidades regulatorias para desconcentrar de PEMEX la
administración de infraestructura estratégica con la finalidad de que empresas privadas, nacionales e
internacionales, hagan uso de ella y así ofrecer los servicios que fueron exclusividad de la ahora PEMEX
convertida en EPE.
En ediciones anteriores, el apartado prospectivo del Documento de prospectiva de petróleo y petrolíferos se
elaboraba a partir de los escenarios de planeación proporcionados por PEMEX. En esta ocasión, se integró
considerando la participación de la SENER con la CNH como nuevo Órgano Regulador y de acuerdo a sus
nuevas atribuciones; y PEMEX, como EPE. La información presentada respecto a los recursos prospectivos,
reservas y producción de aceite fue elaborada por la CNH. A petición de la SENER, la CNH elaboró dos
escenarios con el objetivo de dejar de presentar un escenario determinístico y, en cambio, mostrar una banda
en la cual, se estima, puedan situarse los niveles de producción hacia el futuro. Estos dos escenarios se
elaboraron considerando el Plan Quinquenal de Rondas de Licitación 2015–2019.
Respecto a la producción de petrolíferos, la proyección incorpora los proyectos de PEMEX que habían sido
diferidos por la propia empresa. En este sentido, uno de los supuestos considerados en el presente
documento, es que la inversión complementaria permita llevar a cabo estos proyectos por medio de
asociaciones con PEMEX. En relación al programa de inversiones de PEMEX, las cifras corresponden a las
reportadas en la UI/SHCP (09Oct15). Cabe mencionar que no son definitivas dadas las condiciones actuales
del mercado internacional, respecto al precio internacional del petróleo.
4.1.
Oferta nacional de petróleo crudo
De acuerdo a lo establecido en la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la
CNH tendrá a su cargo proponer al Ejecutivo la plataforma anual de producción de petróleo y gas con base en
las reservas probadas y recursos disponibles, así como prestar asesoría técnica a la SENER. Partiendo de este
fundamento, la SENER solicitó a la CNH la información referente a los escenarios de la plataforma de
producción 2015-2029, los cuales fueron proporcionados considerando las siguientes premisas y
metodología:
29
1.
La prospectiva está construida tomando como punto de partida la Base de Reservas al 1 de enero
de 2015, la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE) de PEMEX del 18 de septiembre
de 2014, el reporte del Programa Operativo Trimestral I (POT I) de PEMEX de 2015, así como la
información entregada por PEMEX para las migraciones de contratos.
2.
Para las estimaciones de las rondas de licitación se consideraron las convocatorias de la Ronda 1 y
las áreas y campos previstos en el Plan Quinquenal de Rondas de Licitación 2015–2019 29. Después
El 21 de octubre la SENER publicó el Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos
para el periodo 2015-2019, el cual es un documento indicativo que sienta una base clara para la definición de las
rondas de licitación a realizarse en los próximos cinco años. Considera las áreas destinadas a la exploración de recursos
convencionales y no convencionales, así como a la extracción de hidrocarburos en campos terrestres, Chicontepec, de
campos con aceites extra-pesados, de aguas someras y de aguas profundas. Este documento se revisará durante el
tercer trimestre de cada año y la SENER propondrá cambios y adiciones conforme se modifique la información
69
de 2019 se consideraron los campos y las oportunidades restantes tanto de Reservas como de
BDOE.
3.
30
a.
En el caso de la extracción de hidrocarburos se asume que la totalidad de los campos con
reservas se asignan en el horizonte de planeación.
b.
En cuanto a los prospectos exploratorios, se modeló a partir de la probabilidad de ser asignados
en las rondas de licitación y la probabilidad de éxito geológico. En el caso de las rondas, se
supusieron diferentes porcentajes de asignación dependiendo de la ubicación de los prospectos
exploratorios: 60% para los localizados en aguas profundas y 50% para los de aguas someras y
terrestres.
La producción de los campos considerados para rondas de licitación fue sumada a la producción de
PEMEX de la siguiente manera:
a.
En 2016 se sumó la producción de los campos de las Rondas 2, 3, y 4,
b.
En 2017 se sumó la producción de los campos de las Rondas 3 y 4,
c.
En 2018 se sumó la producción de los campos de la Ronda 4,
d.
A partir de 2019 se agrega la producción de todos los campos disponibles.
4.
Las estimaciones de la plataforma de producción mínima corresponden a los perfiles de producción
de las reservas 2P y a los perfiles de producción del escenario medio de la BDOE, las de la
plataforma de producción máxima a los de reservas 3P y al perfil de producción del escenario P9030
de BDOE. Los recursos prospectivos se ajustaron por riesgo.
5.
Para los perfiles de producción asociados a los campos de Aceite Terciario del Golfo, que fueron
otorgados parcialmente a PEMEX en la Ronda Cero, se tomó la parte proporcional para dividirlo
entre el perfil de los campos que administra el Estado y el perfil de los campos que administra
PEMEX.
6.
Se incluyen los perfiles de producción de las asignaciones que PEMEX solicitó migrar a un contrato
de exploración y extracción de hidrocarburos para realizar actividades en alianza con personas
morales (en adelante, asociaciones).
7.
Se incluyen los perfiles de producción de las asignaciones que se encuentran bajo el esquema de
Contrato de Obra Pública Financiada (COPF) y de Contrato Integral de Exploración y Producción
(CIEP) de los cuales PEMEX solicitó modificación de la asignación, para la posterior migración a un
Contrato de Exploración y Extracción de hidrocarburos.
8.
Para los perfiles de producción de acuerdo con la calidad del aceite producido se utilizó la
clasificación del Instituto Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés):
a.
Crudo ligero > 31.1 API,
b.
Crudo medio > 22.3 API y ≤ 31.1 API,
c.
Crudo pesado ≤ 22.3 API,
generada, se tomarán en cuenta las experiencias que se obtengan de cada una de las rondas de licitación y las
situaciones de coyuntura que se presenten en el mercado internacional.
Las funciones de probabilidad estimadas de las reservas y los recursos prospectivos corresponden a una función tipo
log-normal, por lo que conociendo sus valores probabilísticos (1P, 2P y 3P, o P90, P50 y P10) y las probabilidades
asociadas a los mismos, se puede construir las funciones de probabilidad acumulada de las reservas y de los recursos
prospectivos (incluyendo la probabilidad de éxito)
70
d.
Crudo extra-pesado ≤ 10 API.
4.2.
Recursos prospectivos de hidrocarburos
Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos estimados, a una cierta fecha, de acumulaciones
que todavía no se descubren pero que han sido inferidas y que se estiman potencialmente recuperables. Los
recursos prospectivos totales convencionales alcanzan un total de 52.6 mmmbpce, de los cuales el 70.3%
corresponde a aceite (37 mmmbpce) y el resto a gas húmedo y gas seco. El desglose de volúmenes de aceite
se centra principalmente en Aguas Profundas y Cuencas del Sureste, (véase Tabla 4.1 y Figura 4.1).
TABLA 4. 1 Y FIGURA 4. 1
DISTRIBUCIÓN DE RECURSOS PROSPECTIVOS DE MÉXICO
(Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Recursos prospectivos
asociados
a plays convencionales,
(mmmbpce)
Provincia Petrolera
Aceite
Golfo de México – Aguas Profundas
18.6
Cuencas del Sureste
13.4
Cuenca de Burgos
0.6
Cuenca Tampico – Misantla
1.3
Plataforma de Yucatán
1.6
Cuenca de Veracruz
0.3
Cinturón Plegado de Chiapas
1.1
Plataforma de
Yucatán, 4.3%
Cuenca
Tampico –
Misantla, 3.5%
Cinturón
Plegado de
Chiapas, 3.0%
Cuenca de
Veracruz, 0.8%
Cuenca de
Burgos, 1.6%
Cuencas del
Sureste, 36.2%
Golfo de
México – Aguas
Profundas,
50.3%
Cuenca de Sabinas
Total
37.0
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Los recursos prospectivos asociados a gas y aceite en lutitas alcanzan un total de 60.2 mmmbpce, de los
cuales 32.0 mmmbpce son de aceite, con el mayor porcentaje ubicado en la provincia petrolera Tampico
Misantla, (véase Tabla 4.2 y Figura 4.2).
TABLA 4. 2 Y FIGURA 4. 2
DISTRIBUCIÓN DE LOS RECURSOS PROSPECTIVOS NO CONVENCIONALES
(Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Provincia Petrolera
Recursos prospectivos no
convencionales,
(mmmbpce)
Sabinas – Burro
Picachos, 1.9%
Veracruz, 2.5%
Aceite
Tampico – Misantla
30.6
Sabinas – Burro Picachos
0.6
Veracruz
0.8
Tampico –
Misantla,
95.6%
Burgos
Total
32.0
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
71
4.3.
Estructura del portafolio de oportunidades de exploración y
campos para la extracción
Al 1° de enero de 2015, nuestro país cuenta con 764 campos con reservas identificadas, de los cuales, 98 se
encuentran en las regiones marinas, 499 en la Región Norte y 167 en la Región Sur. Estos campos han
producido 57.5 mmmbpce, de éstos, 42.4 mmmbpce son de aceite y el resto corresponde a gas.
En materia de exploración, PEMEX cuenta con 1,237 prospectos exploratorios que se encuentran dentro de
las áreas asignadas en la Ronda Cero, para los cuales se estima un recurso prospectivo 31 medio
documentado de 15.7 mmmbpce, asociado a plays convencionales. El volumen restante 19.8 mmmbpce
queda bajo custodia del Estado, el cual podrá asignarlo en las futuras rondas de licitación, (véase Tabla 4. 3).
TABLA 4. 3
RECURSOS PROSPECTIVOS EXPLORATORIOS
(Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
Recurso prospectivo
medio
Oportunidades
Sin riesgo Con riesgo
Asignaciones PEMEX
Terrestre
1,237
42.9
15.7
104
1.7
0.4
25
1.1
0.5
1,108
40.1
14.8
1,542
94.5
19.8
122
1.3
0.3
51
1.7
0.5
1,369
91.4
19.1
2,779
137.4
35.5
Somero
Profundo
Estado
Terrestre
Somero
Profundo
Total
Fuente: PEMEX, Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE).
Al año 2015, los proyectos de recursos prospectivos asociados a plays convencionales dentro del Plan
Quinquenal 2015-2019 consideran 379 áreas de exploración, de las cuales 108 se encuentran en aguas
someras, 141 en aguas profundas y 130 en zonas terrestres 32. Se cuenta con 244 campos de extracción, de
los cuales 58 se localizan en aguas someras, 4 en aguas profundas y 182 en zonas terrestres, (véase Tabla
4. 4).
TABLA 4. 4
CAMPOS DE EXTRACCIÓN
Proyectos
Aguas
Aguas
Terrestres Total
Someras Profundas
Exploratorios
108
141
130
379
Extracción
58*
4
182**
244
Total
166
145
312
623
* Incluye 13 campos de aceite extra pesado.
** Incluye 12 campos de Chicontepec.
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos estimados, a una cierta fecha, de acumulaciones que todavía
no se descubren pero que han sido inferidas y que se estiman potencialmente recuperables.
32
El total de estas áreas se ubican en una superficie aproximada de 136 mil kilómetros cuadrados.
31
72
En cuanto a recursos asociados a plays no convencionales se contemplan 291 áreas ubicadas en las
provincias de Burgos, Plataforma Burro-Picachos y Tampico-Misantla.
La solicitud en campos exploratorios se resume en tres áreas principales: Las Cuencas del Sureste, que han
tenido muy buenos resultados exploratorios y han presentado los mayores descubrimientos tanto marinos
como terrestres. Segundo, para Aguas Profundas, se solicitaron las áreas para que PEMEX opere o donde se
involucre a socios con el fin de asegurar la producción de mediano y largo plazo, buscando reducir la brecha
de conocimiento. Por último, en recursos no convencionales se solicitaron áreas que permitan la participación
de PEMEX con la colaboración de socios estratégicos.
Las asignaciones otorgadas a PEMEX como resultado de la Ronda Cero, representan únicamente una parte de
las áreas futuras que podrá operar, ya que tendrá la opción de competir en los procesos de licitación que el
Estado realice en las rondas subsecuentes, ya sea sólo o acompañado de otros inversionistas, para obtener
áreas adicionales.
El 11 de diciembre de 2014 se publicó la primera convocatoria de licitación de la Ronda Uno, donde se
licitaron 14 áreas para la exploración de hidrocarburos. La segunda licitación fue publicada el 27 de febrero
de 2015, en la que se licitaron 5 áreas para la extracción, y finalmente el 12 de mayo de 2015 se publicó la
tercera convocatoria de la ronda uno, donde se licitaron 25 áreas contractuales terrestres para la extracción
de hidrocarburos en los estados de Nuevo León, Tamaulipas, Veracruz, Tabasco y Chiapas. De estas áreas,
17 serán para obtener aceite y gas asociado y 8 para gas no asociado, con una superficie total de 807
kilómetros cuadrados.
En este sentido, el pasado 15 de julio se llevó a cabo la primera licitación de contratos para la exploración y la
extracción de hidrocarburos a la primera convocatoria de la Ronda Uno, donde se asignaron dos de los 14
bloques licitados al consorcio integrado por las empresas Premier Oil LLC, Sierra Oil and Gas y Talos Energy.
En la segunda licitación, llevada a cabo el 30 de septiembre del presente año, se asignaron tres de los cinco
bloques licitados, a los licitantes: ENI International, y los consorcios formados por E&P Hidrocarburos y
Panamerican Energy, por una parte, y la mexicana de Grupo BAL, Petrobal, con la estadounidense Fieldwood
Energy.
El 15 de diciembre del presente año se llevó a cabo la tercera licitación de la Ronda Uno, en la cual se
adjudicó el 100% de los campos concursados (25 campos), de estos, 17campos son de aceite y 8 de gas en
la Cuenca de Burgos.
Finalmente, la cuarta convocatoria de la Ronda Uno, se llevó a cabo el 17 de diciembre, en la que se
presentan diez áreas contractuales en aguas profundas; de estas, seis bloques exploratorios se ubican en la
Cuenca Salina del Golfo de México y cuatro en el Cinturón Plegado Perdido
Incorporación de reservas de hidrocarburos
La evaluación de reservas forma parte de la cadena de valor del proceso de exploración y extracción de
hidrocarburos, ésta permite identificar los proyectos asociados con una acumulación de hidrocarburos que
puede ser recuperada, la cual se clasifica de acuerdo a la etapa de madurez y oportunidad comercial que
presente. Por otra parte, un proyecto integral inicia con el proceso de exploración, en donde se establecen
hipótesis sobre la presencia de sistemas petroleros, plays y prospectos, estimando sus recursos de
hidrocarburos y el posible valor económico de los mismos.
La precisión de cualquier estimación de reservas depende de la calidad de la información disponible, por ello,
durante el proceso de exploración se realizan estudios sísmicos, modelos geológicos, simulaciones y
perforación de pozos exploratorios y delimitadores, entre otros. Así como la evaluación de incertidumbres y
riesgos asociados a las oportunidades que conduzcan a la posible incorporación de reservas.
Es importante resaltar que, para el ejercicio de planeación 2015-2029, la CNH construyó dos escenarios. En
ambos escenarios, los recursos prospectivos se ajustaron por riesgo geológico y financiero con la finalidad de
generar el máximo valor económico de los recursos.
73
El escenario mínimo parte de un volumen de incorporación de reservas 1P de 107 mmbpce en 2015 hasta
llegar a 1,717 mmbpce en 2029, significando una tasa promedio anual de 21.9% en los próximos 15 años.
Respecto a las reservas 3P, el volumen de incorporación pasa de 1,244 mmbpce en 2015 a 2,536 mmbpce
al final del periodo estimado, lo que muestra una adición de 1,292 mmbpce en este lapso. A partir de 2018,
se estima una incorporación de reservas 1P más pronunciada, al pasar de 484 a 1,096 mmbpce en 2019 y
de 1,357 a 1,846 mmbpce para las 3P en estos mismos años (véase Figura 4. 3).
Para el escenario máximo, se parte del mismo volumen de incorporación de reservas 1P y 3 P del escenario
mínimo en 2015; sin embargo, en 2029, se estima un volumen de reservas 1P y 3P de 2,376 y 3,978
mmbpce, respectivamente. Lo anterior significa que este escenario considera una incorporación mayor de
reservas 1P de 38.4% y de 56.8% a las que corresponden a las 3P. A diferencia del escenario mínimo, cuando
se comienza a ver reflejada una mayor incorporación de reservas en este escenario es en 2019.
FIGURA 4. 3
INCORPORACIÓN DE RESERVAS
(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
7,000
7,000
Escenario Mínimo
Escenario máximo
6,000
6,000
3,442
5,000
5,000
4,000
1,846
3,000
2,000
1,244
1,259 1,315
1,000
107
282
331
1,357
484
1,998
2,129
2,548 2,536
2,403 2,432
2,296 2,362
2,205 2,261
3,609
3,733
3,053
3,740
3,828 3,926
3,796 3,844
3,978
3P
4,000
2,145
3P
1,641 1,639 1,717
1,466 1,537 1,552 1,583
1,311 1,397
1,096 1,190
3,000
2,000
1,244
1,574
1,505
1,794
1,638 1,721
2,376
2,223 2,278 2,282
2,071 2,149
987
1,000
1P
0
1,378
1,692
107
301
412
541
1P
0
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
La tasa de restitución de reservas es la relación que mide cuantos barriles han podido ser restituidos en
comparación con los barriles que han sido producidos en un cierto periodo de tiempo. De acuerdo a lo
anterior, se estima una tasa de restitución por reservas por descubrimientos 1P para el escenario mínimo de
9% en 2015 y de 150% hacia el final de 2029, respecto a la categoría 3P se reporta un valor de 101% y
222% para los años mencionados.
Comparado con el escenario mínimo, en el máximo se estiman valores mayores para las reservas de 1P para
2016 y 2017, para posteriormente presentar tasas inferiores, de tal manera que en 2029 se tenga una tasa
de restitución de reservas de 130%, inferior en 20 puntos porcentuales al escenario mínimo. El
comportamiento de las reservas 3P entre 2016 y 2025 muestra un comportamiento creciente con tasas
que van entre 108% y 203% en estos años. Para 2029, se presenta una tasa de restitución de 217%, lo que
representan 5% menor al escenario mínimo. Lo anterior es resultado de una mayor actividad de producción,
aun cuando el escenario máximo presente un mayor volumen de incorporación de reservas, (véase Figura 4.
4).
74
FIGURA 4. 4
TASA DE RESTITUCIÓN POR DESCUBRIMIENTOS
(Porcentaje)
240%
220%
222%
Escenario Mínimo
196%
200%
202%
204%
222%
211%
151%
160%
176%
3P
131%
101%
102%
108%
114%
105%
90%
100%
195%
112%
133%
134%
142%
143%
150%
120%
101%
91%
80%
63%
40%
23%
40%
27%
24%
20%
9%
204%
204%
115%
118%
121%
123%
112%
2024
2025
2026
2027
2028
217%
31%
93%
94%
130%
98%
1P
60%
41%
20%
120%
108%
100%
60%
203%
137%
119%
95%
212%
202%
3P
140%
80%
203%
160%
121%
1P
197%
184%
180%
159%
140%
120%
Escenario Máximo
220%
200%
186%
171%
180%
240%
38%
9%
0%
0%
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2029
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Los recursos existentes en el subsuelo dependen únicamente de la geología, por ello, las estrategias deben
atender a los diferentes tipos de cuencas de las que se tiene información, ya que éstas poseen características
muy particulares para su exploración.
En tal sentido, se desarrollan estrategias que permiten realizar la actividad exploratoria en las principales
áreas, como lo es enfocar actividad en las áreas terrestres de las cuencas del Sureste y Tampico-Misantla
para aprovechar la experiencia y capacidad de ejecución con que se cuenta actualmente y la flexibilidad de
obtener capacidad adicional con terceros; aprovechar la infraestructura actual para el desarrollo de campos
en aguas someras y desarrollar las competencias en la evaluación de potencial en plays hipotéticos
subsalinos y presalinos, y continuar con la evaluación del potencial petrolero en aguas profundas en las
provincias del Cinturón Plegado Catemaco y Cinturón Plegado Perdido, principalmente.
4.4.
Producción total de petróleo crudo
Con base en las premisas y metodología descrita anteriormente, se presentan dos escenarios, mínimo y
máximo de la plataforma de producción de aceite 2015-2029, en este sentido es importante tener en
consideración lo siguiente:
33
•
Asignaciones para la extracción. Producción asociada a los campos que fueron asignados a PEMEX
en la Ronda Cero.
•
Migraciones. Producción asociada a los contratos COPF (Contratos de Obra Pública Financiada) y
CIEP (Contratos Integrales de Exploración y Producción) que serán migrados a contratos de
exploración y extracción 33.
•
Asociaciones. Producción asociada a las asignaciones de PEMEX que se migraran a contratos de
exploración y extracción.
•
Asignaciones para la exploración. Producción asociada a las oportunidades que fueron asignadas a
PEMEX en la Ronda Cero.
•
Rondas de licitación. Producción asociada a las áreas de exploración y extracción que se espera sean
asignadas en las rondas de licitación.
Una vez que fue definida la Ronda Cero, PEMEX quedó en condiciones de determinar cuáles CIEP y COPF que fueron
licitados previamente, migrarán al nuevo régimen contractual de la reforma. Además, le permitió resolver en qué
campos de producción y áreas de exploración podrá asociarse.
75
Es importante recordar que la Ronda Cero se refiere exclusivamente a las asignaciones directas que se le
otorgaron a PEMEX por parte del Gobierno Federal, sin que quede limitado a participar en las licitaciones de
rondas subsecuentes.
La producción de petróleo crudo representa las proyecciones de PEMEX asociadas a los campos que le fueron
asignados en la Ronda Cero más la producción adicional que podría derivarse de futuras licitaciones en las
que PEMEX participe y se asocie con empresas para explotar los nuevos campos, así como de los resultados
esperados de las rondas en donde participen empresas privadas.
Partiendo de las premisas mencionadas, la plataforma mínima de producción de aceite 2015-2029,
contempla una reducción de 7.5%, al pasar de 2,288 mbd en 2015 a 2,117 mbd en 2029. De acuerdo a lo
anterior, en 2015 la producción de aceite por medio de asignaciones (extracción) se estima en 2,288 mbd,
no obstante durante todo el periodo comprendido irá presentando una disminución de tal manera que en
2029 sea de 671 mbd, significando una reducción de 70.7%, (véase Figura 4. 5).
Aun cuando se espera tener producción mediante el concepto de migraciones y asociaciones a partir de
2016 con un valor de 206 mbd y un nivel máximo de 255 mbd en 2021, comenzará una declinación
constante hasta llegar a 88 mbd para los próximos ochos años, es decir, de 2016 a 2029 el escenario
mínimo considera que la producción de migraciones y asociaciones se reducirá 57.3%. A partir de 2017 se
contempla la producción de aceite mediante asignaciones (exploración) de 11 mbd para ir registrando
aumentos continuos y llegar a un nivel de 339 mbd en 2029.
Respecto a las rondas de licitación, estas irán mostrando una mayor aportación al volumen total de
producción al pasar de 22 mbd en 2015 e incrementarse a 1,019 mbd en el último año proyectado; de este
último volumen, 293 mbd corresponderán a rondas de extracción y 726 mbd a rondas de exploración.
FIGURA 4. 5
PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN DE CRUDO – ESCENARIO MÍNIMO Y MÁXIMO
(Miles de barriles diarios)
3,500
3,500
Escenario Mínimo
3,000
3,334
Escenario Máximo
3,378
3,331
3,346
3,388
3,000
2,288
2,354
2,319
2,272
2,311
2,336
2,323
2,331
2,500
2,224
2,000
2,136
2,174 2,144
2,132
2,138
2,117
Rondas
(Exploración)
1,500
1,000
Asignaciones
(Extracción)
500
2,288
2,400
2,488
Asignaciones
(Exploración)
3,386
3,325
Rondas (Extracción)
Migraciones y
asociaciones
2,000
Asignaciones
(Exploración)
1,500
Rondas (Extracción)
Migraciones y
asociaciones
3,416
Rondas
(Exploración)
2,642
2,500
3,426
3,127
2,950
Asignaciones
(Extracción)
1,000
500
0
0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
El escenario máximo, considera que en los próximos 15 años la producción total se incrementará 45.3%, al
pasar de 2,288 mbd en 2015 a 3,325 mbd en 2029, alcanzando su producción máxima en 2026 con 3,426
mbd. Al igual que el escenario mínimo, la obtención de aceite por medio de asignaciones (extracción)
mostrará una disminución de 54.7% entre 2015 y 2029, para ubicarse en 1,037 mbd en el último año del
periodo de estudio. Respecto a la producción mediante contratos de migraciones y asociaciones, pasará de
229 mbd en 2016 a 106 mbd en 2029, representando una disminución de 53.5%, sin embargo, registrará
un nivel máximo de 377 mbd en 2021.
Por su parte, los contratos de producción mediante asignaciones (exploración) registrarán una producción de
15 mbd a partir de 2017 hasta incrementarse a 636 mbd en 2029, en tanto que en las rondas de licitación
se planea una producción de 27 mbd en 2016 y 1,546 mbd al final de la proyección, de los cuales 33.2%
será de rondas de extracción y 66.8% de exploración.
76
En 2029, el escenario máximo contempla una mayor producción que el escenario mínimo, las principales
diferencias entre ambos escenario son:
•
Producción total de aceite es 57.1% mayor, que en volumen representa una diferencia de 1,208
mbd. Esta diferencia se estima provendrá de las siguientes fuentes:
•
Asignaciones (extracción) 54.5% mayor, equivalente a 366 mbd,
•
Migraciones y asociaciones 21.2% mayor, igual a 19 mbd,
•
Asignaciones (exploración) 87.8% mayor, es decir, 297 mbd,
•
Rondas de licitación 51.7% mayor, equivalente a 527 mbd. En donde 220 corresponderá a rondas
de extracción y 307 a rondas de exploración.
Por calidad de crudo
Los perfiles de producción de aceite 2015-2029 para el escenario mínimo y máximo se clasificaron
conforme a la calidad del aceite. Para ello, se utilizó la clasificación del Instituto Americano del Petróleo (API).
De la producción total planteada en el escenario mínimo en 2015, el 45.5% corresponde a aceite pesado
(1,041 mbd) y, en 2029 la participación en la producción de este tipo de crudo se estima se reduzca a
44.3% para registrar un valor de 938 mbd. La tasa de declinación en la producción será -0.7 en promedio
anual, (véase Figura 4. 6), aun así, este crudo será el que tenga la mayor participación dentro de la
producción total con 44.3%.
Respecto a la producción de crudo medio en este escenario, se espera un incremento promedio anual de
6.4% entre 2015 y 2029, al pasar de 302 mbd a 723 mbd. La participación esperada de este tipo de crudo
pasará de 13.2 % en 2015 a 34.1% en 2029. Respecto a la producción del crudo ligero, disminuirá 5.1%
promedio anual durante el periodo estimado. Su participación en el total nacional pasará de 41.3% en 2015
a 21.6% en 2029.
FIGURA 4. 6
PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN DE ACEITE SEGÚN CALIDAD – ESCENARIO MÍNIMO Y MÁXIMO
(Miles de barriles diarios)
3,500
3,500
Escenario Mínimo
3,378
3,331
3,346
3,388
3,426
3,416
3,386
2023
2024
2025
2026
2027
2028
3,325
3,127
2,950
3,000
3,000
3,334
Escenario Máximo
2,642
2,500
2,288
2,354
2,319
2,272
2,311
2,336
2,323
2,331
2,500
2,224
2,136 2,132
2,000
2,174
2,144
2,138 2,117
2,288
2,400
2,488
Pesado
2,000
Pesado
1,500
1,500
Medio
1,000
1,000
Medio
500
500
Ligero
Ligero
0
0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2015
2029
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2029
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
En 2015, en el escenario máximo, el 45.6% (1,043 mbd) de la producción de crudo corresponderá a la
calidad de pesado, misma que presentará un aumento de 512.7 mbd en 2029 para totalizar en 1,556 mbd
con una participación de 46.8% en el mismo año. Para la clasificación de crudo tipo medio, se establece una
plataforma de producción de 299 en 2015 con incrementos constantes durante todo el periodo hasta llegar
a 1,053 mbd en 2029, esto significa que su participación pasará de 13.7% a 31.7% en este periodo. El
volumen de producción de aceite ligero que maneja este escenario es de 946 mbd en 2015 y de 716 mbd en
2029, representando una disminución de 229.3 mbd.
77
Al final del periodo prospectivo, en el escenario máximo se establece un volumen de producción, de acuerdo a
su calidad, mayor que el escenario mínimo para quedar de la siguiente manera:
•
La producción de aceite pesado es mayor en 618 mbd,
•
La producción de aceite medio aumenta en 330.4 mbd,
•
La producción de aceite ligero en 260 mbd.
Por localización
De la misma forma, se clasificaron los perfiles de producción de aceite 2015-2029 según el área de
explotación: aguas profundas, someras y terrestres para los perfiles medio y alto.
En 2015, de la producción total de aceite, 76.4% (1,747 mbd) se obtendrá en aguas someras, integrada
principalmente por los activos de producción Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, ATG; y 23.6% (541 mbd)
provendrá de áreas terrestres. Debido a que en estas áreas es en donde se localizan importantes recursos
prospectivos del país, sobre todo en las Cuencas del Sureste, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, se espera
una mayor intensificación en las actividades de exploración y desarrollo.
Es importante mencionar que, a partir del año 2022, en ambos escenarios se adiciona la producción
proveniente de aguas profundas a la producción total de petróleo. Para 2029, en el escenario mínimo, la
producción por localización será de 429 mbd en aguas profundas (20.2% del total), 1,010 mbd en aguas
someras (47.7%) y 678 mbd en terrestres (32.0%).
FIGURA 4. 7
PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN DE ACEITE POR LOCALIZACIÓN – ESCENARIO MÍNIMO Y MÁXIMO
(Miles de barriles diarios)
4,000
4,000
Escenario Mínimo
3,500
Escenario Máximo
3,500
3,334
3,378
3,331
3,346
3,388
3,426
2024
2025
2026
3,416
3,386
3,325
3,127
3,000
2,950
3,000
Terrestres
2,642
2,500
2,288
2,354
2,319
2,272
2,311
2,336
2,323
2,331
2,224
Terrestres
2,000
2,500
2,136
2,132 2,174
2,144
2,138 2,117
1,500
2,288
2,400
2,488
2,000
1,500
Someras
1,000
1,000
Someras
500
500
Aguas profundas
Aguas profundas
0
0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2027
2028
2029
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Las cifras de producción, de aceite de acuerdo a su localización, presentadas en el escenario máximo son
mayores respecto a las presentadas en el escenario mínimo en:
•
Aguas profundas 55.9%, que en términos de volumen representa 240 mbd,
•
Aguas someras 69.6%, equivalente a 703 mbd,
•
Terrestres 39.2%, equivalente a 266 mbd.
78
Por categoría de proyecto
De acuerdo al escenario mínimo estimado por la CNH, el 52.5% (1,201 mbd) de la producción de aceite en
2015 provendrá de proyectos de PEMEX asociados a la Ronda Cero, sin considerar los proyectos Cantarell,
Ku-Maloob-Zaap y ATG; sin embargo, este volumen declinará año, con año de tal forma que su producción
será de 159 mbd en 2029, significando una reducción del 86.7% durante todo el periodo estimado, (véase
Figura 4. 8).
Respecto a la producción de Cantarell, se contempla un volumen producido de 277 mbd en 2015, el cual
disminuirá a partir de 2017, para ubicarse en 181 mbd en el último año de estimado, lo que representa una
reducción de 34.9% de 2015 a 2029.
Por otro lado, el proyecto Ku- Maloob-Zaap se encuentra en una fase de producción máxima de su ciclo de
vida al estimar un volumen de 783 mbd en 2015, con la adición de los campos Ayatsil y Tekel, las
expectativas en los promedios de extracción de crudo se han incrementado ligeramente. Sin embargo, se
espera que, a lo largo del periodo prospectivo, comience una declinación natural, llegando a producir 150
mbd en 2029. Cabe mencionar que los proyectos Ku- Maloob-Zaap están enfocados en la producción e
incorporación de reservas de aceite pesado y extra-pesado y gas asociado.
En 2015, el activo integral Aceite Terciario del Golfo (ATG), estará produciendo 26 mbd y, según informes de
la CNH con base en información PEMEX, a lo largo del periodo estimado irá mostrando incrementos hasta
llegar a un 182 mbd en 2029. Es importante mencionar que este proyecto consiste en la recuperación de
reservas de hidrocarburos mediante la perforación y terminación masiva de pozos de desarrollo. La
aportación en la producción nacional total de crudo pasará de 1.1% en 2015 a 8.6% en 2029.
La producción procedente migraciones y asociaciones en 2016 se prevé sea de 206 mbd, registrando su
máximo volumen en 2021 con 255 mbd, para posteriormente mostrar una tendencia descendente y llegar a
un nivel de 88 mbd en 2029, es decir, de 2016 a 2029 la producción bajo esta modalidad disminuirá 57.3%.
Por el contrario, la producción de asignaciones por medio de exploración pasará de 11 mbd en 2017 a 339
mbd en 2029, lo que representa un aumento del 327.7 mbd. De igual forma, los proyectos exploratorios
agregarán una importante producción de petróleo, es así que, durante el periodo prospectivo, la producción
de las rondas de extracción y exploración a partir de 2016 y 2017, se calculan en 22 mbd y 2 mbd,
respectivamente, las cuales en el transcurso del periodo estimado presentarán significativos incrementos en
2029 de 293 mbd y 726 mbd, respectivamente.
FIGURA 4. 8
PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN DE ACEITE POR PROYECTO – ESCENARIO MÍNIMO Y MÁXIMO
(Miles de barriles diarios)
4,000
4,000
Escenario Mínimo
3,500
3,500
3,000
3,000
2,500 2,288 2,354 2,319 2,272 2,311 2,336 2,323 2,331
2,224
2,000
Pemex (Sin
Cantarell. KuMaloob-Zaap y
ATG)
1,500
1,000
Migraciones y
Asociaciones
2,500
Asignaciones
(Exploración)
Ku-Maloob-Zaap
Cantarell
2016
2017
2,288
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2,488
3,127
3,426 3,416 3,386
3,334 3,378 3,331 3,346 3,388
3,325
Rondas
(Exploración)
2,642
Rondas (Extracción)
Migraciones y
Asociaciones
Asignaciones
(Exploración)
1,000
ATG
Ku-Maloob-Zaap
Cantarell
0
2018
2,400
Pemex (Sin
Cantarell. KuMaloob-Zaap y
ATG)
500
ATG
2015
2,950
2,136 2,132 2,174 2,144 2,1382,117 2,000
Rondas
(Exploración)
1,500
Rondas (Extracción)
500
0
Escenario Máximo
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.
Al final del periodo prospectivo la participación de cada una de las diferentes formas de producción para el
escenario mínimo es: Cantarell 8.5%, Ku-Maloob-Zaap 7.1%, ATG 8.6%, PEMEX (Sin Cantarell. Ku-MaloobZaap y ATG) 7.5%, Migraciones y Asociaciones 4.2%, asignaciones (Exploración) 16.0%, rondas (Extracción)
13.9% y rondas (Exploración) 34.3%.
79
Los volúmenes estimados de producción de petróleo considerados en el escenario máximo, muestran que en
2029 el 46.5% (1,546 mbd) provendrá de rondas de licitación, de las cuales 1,033 mbd serán de
exploración y 513 mbd de extracción y el 19.1% (636 mbd) de asignaciones (exploración). Respecto a
PEMEX, éste contribuirá con el 10.2%, equivalente a 340 mbd; por su parte, los proyectos Cantarell, KuMaloob-Zaap y ATG en conjunto sumarán 697 mbd y en menor aportación será aquella obtenida mediante
Migraciones y asociaciones con 106 mbd.
El perfil máximo de producción de crudo 2015-2029, desglosado por proyecto, es mayor que el perfil
mínimo en:
•
Cantarell, 74.6%,
•
Ku-Maloob-Zaap, 36.2%
•
ATG, -2.2%
•
PEMEX (Sin Cantarell. Ku-Maloob-Zaap y ATG), 113.3%
•
Migraciones y Asociaciones, 21.2%
•
Asignaciones (Exploración), 87.8%
•
Rondas (Extracción), 75.0%
•
Rondas (Exploración), 42.3%
4.4.1. Requerimientos de inversión
Es importante resaltar que la restricción al gasto púbico, contenida en el Presupuesto de Egresos de la
Federación (PEF) de 2016, afectará la operatividad PEMEX. Por otro lado, ante las condiciones adversas del
petróleo en los mercados internacionales, existe la necesidad de ajuste a las inversiones de planeación de
PEMEX. No obstante, con la reforma energética se espera que exista una mayor inversión por medio de los
proyectos de asociaciones del sector privado con PEMEX en exploración y producción, y la parte de las
migraciones de las asignaciones a los contratos.
Con la inversión prevista en los próximos quince años, el programa de inversiones de PEMEX tiene como
propósito aumentar las reservas probadas, mejorar sustancialmente la tasa de restitución y sostener los
niveles de producción en el corto y mediano plazo.
De acuerdo a lo anterior, en 2015 PEMEX prevé que 82% de sus inversiones estarán destinadas a proyectos
de explotación, sin embargo, éstas se reducirán de forma importante hasta alcanzar 29.8% del total en
2029. Es importante considerar que la producción de petróleo en los proyectos de explotación presentará
una declinación natural al final del periodo. Por lo tanto, los esfuerzos de dicha EPE estarán dirigidos en su
mayor parte a inversiones en de aguas someras, seguido de aguas profundas y en menor proporción a
cuencas terrestres.
En lo que corresponde a las inversiones que se destinarán a proyectos de aguas profundas, se considera que
éstas participarán con 7.5% del total de la inversión en 2015. Durante todo el periodo de 2015 a 2029, se
busca incrementar la participación en estos proyectos, de tal forma que, hacia el final del periodo, se destine
el 17.2% de la inversión total. En relación a las inversiones en proyectos de exploración, éstos alcanzarán una
participación de 12.9% al final del periodo de análisis, presentando una tasa de crecimiento de -0.5% en
promedio anual durante 2015-2029.
El porcentaje de recursos previstos en el proyecto ATG será de 3.1% en 2015, y se espera que tenga una
mayor participación en 2029 con 30.5%. Las inversiones en Proyectos de Aceite y Gas de Lutitas estarán
80
enfocadas a cuantificar con mayor certidumbre los recursos prospectivos no convencionales de este tipo de
formaciones, acelerar la conversión de estos recursos en reservas, así como identificar las zonas de mayor
potencial productivo y económico cuyo desarrollo permitirá incrementar la producción de hidrocarburos a
futuro.
FIGURA 4. 9
INVERSIÓN* REQUERIDA PARA LA CARTERA DE PROYECTOS DE LA EPS EXPLORACIÓN Y
PRODUCCIÓN, 2015-2029
(Miles de millones de pesos de 2015)
321
318
314
314
307
306
290
253
241
212
188
171
146
122
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
108
2029
Aguas Profundas
ATG
Gas de Lutitas
Explotación
Exploración
Contratos Integrales (Sin ATG)
Total
*Inversión Programable más Complementaria.
FUENTE: EPS Exploración y Producción.
Del total de la inversión programable, ésta estará enfocada a proyectos de exploración y explotación y, en
menor medida, a proyectos de aguas profundas y al de Aceite Terciario del Golfo. Mientras que la inversión
complementaria no programable estará destinada a contratos integrales de producción (sin ATG), Proyecto
de Gas de Lutitas y a proyectos de recuperación secundaria y mejora, (véase Figura 4. 10)
81
FIGURA 4. 10
DISTRIBUCIÓN DE LA INVERSIÓN REQUERIDA POR ORIGEN, 2015-2029
(Porcentaje)
3.3%
96.7%
2015
2.6%
97.4%
2016
3.2%
96.8%
2017
5.4%
94.6%
2018
8.8%
91.2%
2019
15.5%
84.5%
2020
Inversión Programable
17.9%
82.1%
2021
20.2%
79.8%
24.2%
75.8%
2022
2023
26.6%
73.4%
2024
30.4%
69.6%
2025
37.3%
62.7%
2026
41.2%
44.0%
42.5%
58.8%
56.0%
57.5%
2027
2028
2029
Inversión Complementaria no programable
FUENTE: PEMEX.
4.5.
Demanda de petróleo crudo
Para proyectar el volumen de petróleo destinado a terminales de exportación y el enviado a refinerías, se
parte de la estimación de crudo que PEMEX espera enviar a refinerías y, los dos escenarios de producción
estimados por la CNH bajo las premisas mencionadas al inicio del capítulo.
En este sentido, el escenario mínimo plantea que, en 2015, 50.7% (1,161 mbd) de la producción se
destinará a terminales de exportación y 49.3% (1,127 mbd) será enviado a refinerías para ser procesado.
Hacia el final del periodo, dicha participación será de 33.3% (705 mbd) y 66.7% (1,412 mbd),
respectivamente. Por su parte, el escenario máximo plantea que en 2029 el 57.5% de la producción,
equivalente a 1,914 mbd, será destinada a terminales de exportación y el 42.5% (1,412 mbd) a refinerías,
(véase Figura 4. 11).
82
FIGURA 4. 11
DISTRIBUCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO A TERMINALES DE EXPORTACIÓN Y REFINERÍAS, 2015-2029
(Miles de barriles diarios)
2,500
Terminales de exportación Esc. Máximo
1,976 2,013 2,003 1,973
1,921 1,966 1,918 1,933
1,914
2,000
1,732
1,555
1,500
1,302
1,161
1,000
1,204
1,127 1,256 1,284
1,161
1,098
1,035
A refinerías
1,294
1,413 1,413 1,413 1,413 1,413 1,413 1,413 1,413 1,412
1,348 1,395 1,395
924
915
500
941
910
918
811
723
720
761
732
725
705
2027
2028
2029
Terminales de exportación Esc. Medio
0
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
FUENTE: Elaborado por SENER con información de PEMEX y CNH.
La producción nacional de petróleo crudo está orientada a satisfacer tanto la demanda interna como a
mantener volúmenes de crudo destinados al comercio internacional. Con este objetivo, PEMEX continuará
planeando acciones estratégicas hacia la optimización del SNR con una visión de largo plazo, a fin de evaluar
la rentabilidad de las inversiones en proyectos importantes, que contribuyan a la reducción de la importación
de gasolinas y destilados intermedios.
Es importante considerar que una mayor oferta de productos petrolíferos implica el desarrollo de
infraestructura para el procesamiento de crudo y, por ende, una mayor demanda del mismo. En este sentido,
PEMEX planea mantener una capacidad nominal de procesamiento de crudo de constante de 1,602 mbd
durante todo el periodo prospectivo. En 2015, se estima un proceso de crudo de 1,127 mbd para descender
a 1,098 mbd en 2016; y entre 2017 y 2020 se prevé que las refinerías nacionales incrementen este
volumen al pasar de 1,284 mbd a 1,395 mbd en estos años. Posteriormente se mantendrá un nivel de 1,412
mbd para el resto del periodo prospectivo, (véase Figura 4. 12)
83
FIGURA 4. 12
CAPACIDAD INSTALADA DE PROCESAMIENTO Y NOMINACIÓN DE CRUDOS AL SNR, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Capacidad de procesamiento
1,602
1,602
1,283.6
1,161.1
2014
1,348.3
1,602
1,412.7 1,411.7
1,395.3 1,395.3 1,412.6
Crudo a refinerías
1,127.2 1,098.3
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
FUENTE. PEMEX.
4.5.1. Evolución del Sistema Nacional de Refinación, 2015-2029
Uno de los principales retos en la industria de refinación en México es continuar con planes de mejora de
eficiencia y desempeño operativo en las refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) que permitan
incrementar la disponibilidad y utilización de las plantas, fortalecer las prácticas operativas y reducir la
intensidad energética que, en consecuencia, garanticen la rentabilidad de las inversiones e incrementen el
margen de operación de las instalaciones actuales.
Si bien, se han llevado a cabo trabajos para mejorar la eficiencia operativa en refinerías para un mayor
proceso de crudo y, por ende, una mayor producción de petrolíferos, la modernización de infraestructura del
SNR no se ha dado al mismo ritmo ante los cambios de las características del crudo disponible. El SNR debe
de adaptar sus procesos considerando que cada vez es menor la producción de crudo ligero y que la mayor
parte del crudo que se produce es pesado. Esta situación, en la cual parte de la refinerías nacionales no
poseen procesos que permiten el procesamiento adecuado de crudos pesados, resulta en la producción de
petrolíferos de bajo valor, reducciones en el nivel de utilización de las refinerías, elevados índices de intensidad
energética, y limitados rendimientos de productos de alto valor de mercado en relación con los valores de
referencia para la industria.
Por ello, la modernización de las plantas y equipos existentes del SNR adquiere gran relevancia, ya que se
busca hacer más eficiente a la industria nacional de refinación, considerando el nuevo entorno institucional y
las diferencias con respecto de las condiciones de competencia prevalecientes en los mercados de referencia.
4.5.2. Incorporación de capacidad de procesamiento
Entre 2015 y 2029 se estima que la incorporación de capacidad del proceso de hidrodesulfuración sea de
611.5 mbd, y para coquización será de 220 mbd; este último incremento se encuentra vinculado a adiciones
de capacidad en las refinerías de Salamanca con 44 mbd y Salina Cruz con 90 mbd y Tula con 86 mbd. En lo
que corresponde al proceso de desintegración catalítica, ésta aumentará 90 mbd entre 2015 y 2029. De
este total, 40 mbd corresponderán a la refinería de Tula, y 25 mbd se incorporarán en Salina Cruz y
Salamanca.
84
Por su parte, la adición de capacidad del proceso de reformación catalítica será de 114 mbd en total al final
del periodo. De este total, 50 mbd se adicionarán a la refinería de Tula, 53 mbd a Salina Cruz y 11 mbd a la
refinería de Salamanca. Por último, se mantendrá el mismo volumen del proceso de destilación atmosférica
con 1,602 mbd; de igual forma, las plantas reductoras de viscosidad mantendrán su capacidad de 91.0 mbd
entre 2015 y 2029, debido a que se prevé una baja en la demanda de combustóleo, y a que los residuos de
vació se destinarán a la nueva capacidad de coquización para la obtención de petrolíferos ligeros e
intermedios, (véase Tabla 4. 6 y Figura 4. 13).
TABLA 4. 5
INCORPORACIÓN DE CAPACIDAD1 DE PRINCIPALES PROCESOS EN EL SNR, ENTRE 2015 Y 2029
(Miles de barriles diarios)
Proceso
Cadereyta
Madero
Minatitlán
Salamanca
Salina Cruz
Desintegración catalítica
25.0
25.0
40.0
Reformación catalítica
11.0
53.0
50.0
4.0
20.0
130.0
149.0
110.0
44.0
90.0
86.0
Tula
Destilación atmosférica
Alquilación e isomerización
2/3
77.5
Hidrodesulfuración
90.0
55.0
Coquización
Capacidad adicional.
Incluye capacidad de diesel, gasolinas e hidrotratamiento de gasóleos.
3
Incluye Pre y Post tratamiento de hidrodesulfuración.
1
2
FUENTE: PEMEX.
FIGURA 4. 13
CAPACIDAD NOMINAL POR PROCESO EN EL SNR, 2014 Y 2029
(miles de barriles diarios)
1,602
1,602
Destilación atmosférica
1,060
Hidrodesulfuración
Reformación catalítica
279
393
Coquización
156
376
Reductora de viscosidad
1,671
catalítica
10.8%
Coquización
20.8%
423
513
Desintegración catalítica
Alquilación e isomerización
Desintegración
catalítica
8.5%
Reformación
Incorporación de
capacidad entre 2015
y 2029: 1,059.5 mbd
Alquilación e
isomerización
2.3%
Hidrodesulfuración
57.7%
154
178
91
91
2014
2029
FUENTE: SENER, con información de EPS de Transformación Industrial-Refinación.
Es importante mencionar que los planes de reconfiguración contemplan inversiones para el aprovechamiento
de residuales mediante la construcción de nuevas plantas de procesos y remodelaciones mayores a plantas
actuales, que permitan mejorar las eficiencias en la refinación y producción de combustibles.
4.5.3. Requerimientos de Inversiones en el SNR
Las cifras de inversión proyectadas por parte de PEMEX son sensibles a los cambios del entorno, (por
ejemplo, la caída en los precios del petróleo en los mercados internacionales), por lo cual la inversión
85
mostrada es indicativa. En este sentido, se pretende mostrar la inversión en aquellos trabajos orientados a la
modernización de la infraestructura existente, que buscan optimizar las operaciones de la cadena de
suministro de petrolíferos, la capacidad de producción, de distribución, de almacenamiento y de reparto de
petrolíferos en el país, así como a proyectos de conversión de Ultra bajo azufre (UBA) y proyecto de calidad
de gasolinas y diésel.
Entre 2015 y 2018, se contempla continuar con inversiones en el proyecto de calidad de gasolinas y calidad
diésel en Cadereyta y resto del SNR, con el objetivo de producir diesel de 15 ppm máximo de azufre. En este
mismo periodo se prevé que parte de los recursos se orienten a la reconfiguración de refinaría de
Salamanca 34, (véase Figura 4. 14).
Entre 2015 y 2022 se espera que, alrededor de una cuarta parte de la inversión planeada, se destine a
proyectos de aprovechamiento de residuales en las refinerías de Tula y Salina Cruz. El objetivo del proyecto
de aprovechamiento de residuales es modernizar el esquema de procesamiento de las refinerías,
incorporando el proceso de coquización para lograr la transformación de los residuales en productos de
mayor valor de mercado. Con ello se reducirá la producción de combustóleo al procesar los residuales para su
transformación en destilados ligeros e intermedios (gasolinas, turbosina y diesel). Otras inversiones
contempladas son los trabajos de trenes de refinación entre 2023 y 2029, así como estudios y
acondicionamiento para para una nueva refinería.
FIGURA 4. 14
DISTRIBUCIÓN DE LAS INVERSIONES EN LOS PRINCIPALES PROYECTOS DE EPS DE
TRANSFORMACIÓN INDUSTRIAL-REFINACIÓN, 2015-2029
(Porcentaje)
2015
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2028
2029
Calidad de gasolinas
Diesel Cadereyta
Calidad diesel resto SNR
Nueva Refinería de Tula *
Reconfig. Salamanca (estudio
y obra) **
Aprovechamiento residuales Salina Cruz (estudio)
Aprovechamiento residuales
Tula (estudio y obra)
Aprovechamiento residuales Salina Cruz (obra) ***
Segundo Nuevo Tren de Refinación ***
Tercer Nuevo
Tren de
Refinación
* Estudio y Acondicionamiento de Terreno.
** Incluye Proyecto Externo de Cogeneración.
*** Cifras formato Prospectiva 2014. El Escenario Indicativo 2015 (20.3 MMM$) no permitía incluir estimados para estos
proyectos.
Nota: Las cifras corresponden a las reportadas en la UI/SHCP (09Oct15).
FUENTE: Elaborado por SENER, con información PEMEX.
34
Hidrodesulfuradora de Naftas de Coquización, Hidrógeno, Aguas Amargas, Azufre, corte profundo, Hidrodesulfuradora
de Gasóleos, Regeneradora de Aminas, Reformadora CCR y Coquizadora.
86
El 08 de diciembre de 2015, PEMEX anunció proyectos que representan una inversión total de 23 mil
millones de dólares1.
•
Entre los proyectos que se dieron a conocer, resalta el de la producción de gasolinas de ultra
bajo azufre (UBA) en las seis refinerías del país, cuya inversión total ascenderá a 3 mil 100
millones de dólares. La inversión de gasolinas limpias en la refinería Miguel Hidalgo, es de 250
millones de dólares.
•
El proyecto de diesel de ultra bajo azufre se desarrollará en las seis refinerías con una inversión
de 3 mil 900 millones de dólares para la construcción de 19 plantas nuevas y la modernización
de 17 unidades externas. La inversión específica de esta obra en la refinería de Tula será de
770 millones de dólares.
•
De manera adicional, Pemex invertirá casi 5 mil millones de dólares para la reconfiguración de la
refinería de Tula, con lo que se ampliará la capacidad de procesamiento de crudo en 25 mil
barriles diarios para llegar a una capacidad instalada total de 340 mil barriles.
•
Los proyectos de las reconfiguraciones de las refinerías de Salamanca y Salina Cruz significarán
una inversión adicional de 8 mil millones de dólares.
•
Como parte de la actividad exploratoria realizada en el presente año, con una inversión de 35
mil millones de pesos, la empresa ha incorporado reservas 3P por más de mil millones de
barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales 60 por ciento están en aguas someras, 35
por ciento en aguas profundas y 5 por ciento en áreas terrestres. Estimando alcanzar una tasa
de restitución de reservas totales 3P del orden de 85%, con lo que será posible revertir la
tendencia de los dos últimos años.
•
Los proyectos de cogeneración representan una inversión superior a 3 mil millones de dólares y
generarán, estos se están realizando en las refinerías de Tula, Cadereyta, y Salina Cruz, Oaxaca,
así como en el complejo procesador de gas de Cactus, Chiapas.
FUENTE: PEMEX. http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-notainformativa-nacional.aspx
4.5.4. Proceso de petróleo en el SNR
Partiendo de los proyectos de inversión planeados en los próximos años, los cuales consideran los trabajos de
modernización y construcción de infraestructura en el SNR, se espera aumentar el proceso de crudo, así
como la obtención de productos de mayor valor económico. Con base en la evolución de la capacidad de
refinación estimada en el periodo 2014-2029, el procesamiento de crudo se incrementará 19.6%. La
disminución de procesamiento que se observó en 2015 respecto a 2014 del -5.5% se asocia, entre otros
factores, a una menor utilización en el SNR. Para 2016, la normalización de operaciones de coquización en
Minatitlán permitirá liberar inventarios de combustóleo, contribuyendo a incrementar el proceso de crudo a
1,100 mbd. A partir de 2021 y hasta 2029, se mantendrá un volumen constante de proceso en el SNR de
1,382 mbd, (véase Figura 4. 15).
87
FIGURA 4. 15
PROCESO DE CRUDO EN EL SNR, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
1,155
6
1,091
1,100
84
74
652
497
2014
1,305
1,304
100
109
714
709
575
598
431
427
490
485
2015
2016
2017
2018
1,363
1,363
1,382
1,382
1,382
1,382
1,382
1,382
1,382
1,382
1,382
78
77
75
74
74
73
72
71
70
67
65
715
717
690
691
692
693
695
690
696
695
700
569
570
616
616
616
616
615
621
616
620
616
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Pesado
Ligero
Reconstituido
Nota.- 2015 corresponde a la versión 6.1, 2016 es la versión de anteproyecto de POA junio 2015.
FUENTE: Elaborado por SENER, con información de PEMEX.
De 2014 a 2029, el proceso de crudo ligero mostrará un ligero incremento de 7.4%. En 2015, se estima que
se procesó el menor volumen de este tipo de crudo con 575.5 mbd, mientras que en 2020 se prevé un
máximo de 717.1 mbd; es así que durante todo el periodo prospectivo el valor promedio de proceso de crudo
ligero será de 682.8 mbd. Se contempla que las refinerías de Salina Cruz y Salamanca reduzcan el proceso de
este tipo de crudo en 1 mbd y 16.1 mbd en 2029, respectivamente. En tanto que las refinerías de Madero,
Minatitlán, Cadereyta y Tula aumentarán su proceso en 5.5 mbd, 24.5 mbd, 27.4 mbd y 7.5 mbd
respectivamente, (véase Figura 4. 16).
Respecto al proceso de crudo pesado, se estima un incremento de 23.9% en 2029, el cual representa un
volumen adicional de 118.7 mbd. El desarrollo de todos los proyectos previstos a realizarse en el SNR,
principalmente la adición de capacidad de coquización, permitirá incrementar directamente el proceso de
crudo pesado en las refinerías existentes en los próximos 15 años, alcanzando un volumen promedio de
563.9 mbd. A excepción de Cadereyta, al final del periodo estimado, el resto de las refinerías aumentará el
proceso de crudo pesado, principalmente Tula y Salina Cruz.
88
FIGURA 4. 16
PROCESO DE CRUDO POR TIPO Y POR REFINERÍA, 2014 Y 2029
(Miles de barriles diarios)
Salina Cruz
Tula
86.4
183.3
Minatitlán
Madero
139.5
95.0
85.8
101.6
Salamanca
53.6
Cadereyta
51.3
203.3
138.6
129.6
2014
3.2
8.4
113.2
45.5
138.9
Madero
9.8
167.2
106.5
Minatitlán
37.7
129.8
137.1
Tula
195.8
55.9
Salamanca 28.8
Cadereyta
Salina Cruz
62.3
15.37.6
2029
Pesado
Ligero
Reconstituido
FUENTE: Elaborado por SENER, con información de PEMEX.
4.6.
Producción de petrolíferos, 2014-2029
La producción estimada del SNR de PEMEX estará orientada a incrementar la capacidad de producción de
petrolíferos, principalmente de destilados ligeros e intermedios, de tal manera que se cuente con una mayor
oferta de gasolinas y diesel de Ultra Bajo Azufre (UBA) en los próximos 15 años. Los proyectos de
aprovechamientos de residuales y el uso de trenes de conversión profunda permitirán mantener la tendencia
de reducción en la producción de combustóleo de 88.4% e incrementar la producción de coque de petróleo.
De acuerdo a lo anterior, la oferta de petrolíferos promediará 1,176 mbdpce entre 2014 y 2029, reflejado
en un incremento de 24.1% en este periodo, (véase Tabla 4. 7).
TABLA 4. 6
PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS EN EL SNR, 2014-2029
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Combustible
Gasolinas
Diesel
Turbosina
Combustóleo
Coque de petróleo
Total
Datos anuales
2014
339.1
286.4
51.7
279.6
39.0
995.7
2015
333.0
284.5
50.2
245.5
38.5
951.7
2016
336.0
282.2
54.9
249.9
36.4
959.5
2017
404.6
373.5
65.6
265.2
60.9
1,169.7
2018
414.1
374.1
63.6
267.1
61.7
1,180.6
2019
492.3
432.4
63.9
140.7
98.6
1,228.0
2020
494.3
431.6
64.2
135.5
98.2
1,223.7
2021
520.6
477.8
70.9
33.6
124.3
1,227.2
2022
523.7
485.2
68.0
30.1
124.3
1,231.3
2023
525.1
481.1
70.3
30.4
124.3
1,231.2
2024
531.0
479.4
70.5
30.6
124.3
1,235.7
2025
530.8
482.6
70.4
30.0
124.3
1,238.0
2026
529.8
482.9
68.6
32.5
124.3
1,238.1
2027
527.9
486.4
68.3
33.1
123.7
1,239.4
2028
527.6
485.5
68.1
29.9
124.5
1,235.6
tmca
2014-2029
2029
524.2
2.9
486.5
3.6
68.2
1.9
32.4
-13.4
124.0
8.0
1,235.3
1.4
Nota: El total puede no coincidir a la suma debido al redondeo.
FUENTE: SENER, con información del IMP.
Las seis refinerías mostrarán un incremento en la elaboración de petrolíferos, (véase Tabla 4. 8). Como ya se
mencionó, todas ellas centrarán su actividad en una mayor producción de destilados ligeros e intermedios, en
detrimento de la producción de combustóleo. A partir de 2019 las refinerías de Tula y Salamanca dejarán de
producir en su totalidad este petrolífero, mientras que en Salina Cruz será a partir de 2021.
89
TABLA 4. 7
PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS POR CENTRO DE TRABAJO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Crec. %
tmca
2029/2014 2014-2029
Producción
996
952
959
1,170
1,181
1,228
1,224
1,227
1,231
1,231
1,236
1,238
1,238
1,239
1,236
1,235
24.1%
Salina Cruz
245.5
229.1
231.7
260.1
263.7
263.0
263.0
272.1
272.6
272.4
272.7
272.7
272.7
272.2
271.6
270.6
10.2%
0.7
Combustóleo
99.5
93.3
93.5
100.6
101.1
101.4
100.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
n.a.
Gasolinas
75.2
69.8
70.4
80.1
83.3
82.3
82.8
114.6
113.1
114.1
115.4
115.4
115.4
112.7
112.7
112.8
50.1%
2.7
Diesel
56.3
51.0
52.7
67.7
67.7
67.7
67.7
113.4
116.0
115.1
113.4
113.4
113.4
116.0
115.4
114.1
102.6%
4.8
Turbosina
14.5
15.0
15.1
11.6
11.6
11.6
11.6
18.4
17.9
17.5
18.3
18.3
18.3
17.9
17.9
17.9
23.6%
n.a.
n.a.
Coque de petróleo
Tula
Combustóleo
Gasolinas
Diesel
Turbosina
Coque de petróleo
Cadereyta
Diesel
Gasolinas
Combustóleo
Coque de petróleo
Turbosina
Minatitlán
Diesel
Gasolinas
Coque de petróleo
Combustóleo
Turbosina
Salamanca
Gasolinas
Combustóleo
Diesel
Turbosina
Coque de petróleo
Madero
Gasolinas
Diesel
Combustóleo
Coque de petróleo
Turbosina
1.4
-
-
-
-
-
-
-
25.7
25.6
25.8
25.7
25.7
25.7
25.6
25.7
25.7
n.a.
219.5
213.1
214.7
250.2
250.1
277.4
276.3
278.0
278.8
278.8
278.0
278.7
278.3
279.3
279.3
278.4
26.8%
1.6
85.3
71.7
42.5
20.0
-
80.8
67.5
46.8
18.1
-
81.7
67.6
45.5
19.9
-
87.5
85.9
52.1
24.7
-
87.5
86.0
51.2
25.4
-
142.9
91.4
21.8
21.3
142.5
91.1
21.8
20.9
143.0
91.9
21.8
21.4
141.0
97.0
19.4
21.4
142.2
93.4
21.8
21.4
142.1
93.3
21.3
21.4
141.2
94.9
21.2
21.4
141.1
96.5
19.3
21.4
141.3
97.2
19.3
21.4
141.6
96.9
19.3
21.4
140.9
96.7
19.3
21.4
-100.0%
96.5%
127.7%
-3.4%
n.a.
n.a.
4.6
5.6
n.a.
n.a.
154.3
146.1
145.9
191.4
190.0
190.4
190.4
192.0
192.1
192.3
192.3
192.9
193.3
193.9
193.9
195.0
26.4%
1.6
61.0
60.8
16.4
12.5
3.5
63.4
55.4
10.9
12.6
3.8
61.0
55.9
13.2
11.5
4.3
92.5
68.4
1.7
22.8
5.9
86.8
72.2
2.1
22.8
6.1
86.4
72.7
2.2
22.8
6.2
86.2
72.7
2.2
22.8
6.4
86.2
73.9
2.5
22.8
6.6
85.9
74.1
2.4
22.8
6.8
85.8
74.2
2.4
22.8
7.0
85.9
74.1
2.5
22.8
7.0
86.6
74.3
2.2
22.8
7.0
85.8
75.0
2.3
23.2
7.0
85.7
76.1
2.4
22.8
7.0
85.7
76.1
2.1
23.0
7.0
88.0
74.7
2.5
22.8
7.0
44.3%
22.8%
-84.9%
82.4%
98.2%
2.5
1.4
-11.8
4.1
4.7
141.1
146.1
141.4
178.4
185.5
191.6
189.1
179.9
183.0
182.4
187.1
187.1
188.0
187.8
184.8
185.4
31.4%
1.8
57.1
51.5
16.5
16.0
-
56.7
59.8
14.0
15.6
-
55.0
58.2
13.1
15.1
-
61.7
66.2
19.3
29.1
2.1
61.9
70.5
19.3
31.7
2.1
63.9
71.3
22.4
32.0
2.1
63.9
73.5
22.4
27.3
2.1
63.9
65.5
22.4
26.0
2.1
63.9
72.1
22.4
22.6
2.1
63.9
71.3
22.3
22.9
2.1
63.9
76.1
22.4
22.7
2.1
63.9
76.1
22.4
22.7
2.1
63.9
75.1
22.1
24.8
2.1
63.9
74.9
22.1
24.8
2.1
63.9
73.8
22.4
22.7
2.1
63.9
72.5
22.1
24.8
2.1
11.8%
40.8%
34.5%
54.7%
n.a.
0.7
2.3
n.a.
2.9
n.a.
136.1
120.3
127.2
153.2
156.0
168.6
167.8
167.9
167.3
167.9
167.8
168.8
168.0
168.4
168.3
168.2
23.6%
1.4
46.7
41.8
38.7
8.9
-
39.9
38.1
32.6
9.6
-
43.0
39.9
35.6
8.7
-
51.7
37.4
50.8
13.3
-
52.2
39.7
50.2
13.9
-
72.3
69.8
14.1
12.3
71.8
69.7
14.2
12.1
72.0
69.8
14.0
12.0
72.1
69.2
13.9
12.1
72.1
69.8
13.9
12.1
72.2
69.7
13.8
12.1
72.5
70.4
13.8
12.1
72.1
70.0
13.8
12.1
72.0
70.3
14.0
12.0
72.2
70.2
13.8
12.1
72.1
70.2
13.8
12.1
54.4%
-100.0%
81.4%
55.6%
n.a.
2.9
n.a.
4.1
n.a.
n.a.
99.2
97.0
98.6
136.5
135.3
137.0
137.2
137.3
137.4
137.4
137.7
137.7
137.7
137.8
137.7
137.7
38.8%
2.2
33.3
30.7
20.4
10.1
40.6
33.9
6.8
11.9
41.0
32.3
6.5
11.8
52.2
48.7
8.8
18.7
49.9
56.3
5.0
19.6
50.8
53.2
5.1
19.9
51.1
52.9
5.1
20.0
51.6
52.6
5.1
20.0
51.3
53.1
5.1
19.9
51.3
53.2
5.1
19.9
51.2
53.2
5.4
19.9
51.3
53.3
5.1
20.0
51.2
53.3
5.4
19.8
51.0
53.3
6.0
19.6
51.3
53.4
5.1
19.9
51.3
53.4
5.1
19.9
54.1%
74.0%
-74.9%
97.2%
2.9
3.8
-8.8
4.6
4.7
3.8
7.0
8.0
4.5
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
8.0
70.3%
3.6
n.a.: no aplica.
FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP.
La producción total de petrolíferos se centrará en la obtención de destilados ligeros. En 2029, se estima que
42.4% corresponda a gasolinas y 39.4% a diesel. En lo que corresponde a la producción de gasolinas, ésta
crecerá en 54.6% entre 2014 y 2029, lo que equivale a un volumen adicional de 223.4 mbd con respecto al
año 2014, alcanzando así un total de 632.7 mbd en 2029, (véase Figura 4. 17).
90
FIGURA 4. 17
PRODUCCIÓN, DEMANDA E IMPORTACIÓN DE GASOLINAS, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
1.9 405.5
% 47.5%
37.6% 37.1% 27.4%
29.0% 28.5%
31.4% 34.0% 35.7%
15 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024
Importaciones
Producción
Demanda
Dep
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
En 2029, se estima que la producción de diésel se ubique en 486.9 mbd, 203.3 mbd más a lo producido en
2014. El incremento en la elaboración de destilados intermedios permitirá cubrir una mayor proporción de
consumo, por lo que al final del periodo, la producción de diésel cubrirá 72.4% de los requerimientos de su
demanda, (véase Figura 4. 18).
FIGURA 4. 18
BALANCE DE DIÉSEL, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
800.0
700.0
600.0
500.0
410
408
422
30.1%
200.0
30.3% 33.1%
Importaciones
482
10.2%
16.2% 19.6%
400.0
300.0
446
465
501
13.8%
522
8.4%
541
557
10.2% 13.6%
573
592
613
631
651
673
25.4% 27.6%
21.1% 22.9%
Importaciones
16.3% 18.4%
478.2 485.6 481.5 479.8 483.0 483.3 486.8 485.9 486.9
432.8 432.0
373.8 374.4
286.6 284.7 282.5
100.0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Producción
Demanda interna
FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP y PEMEX.
91
La producción de turbosina mostrará una tasa media anual de 1.9%, adicionando un volumen de producción
de 17.1 mbd de turbosina en comparación con 2014. En 2015, se registrará el nivel más bajo de producción
con 51.9 mbd y el máximo en 2021 con 73.3 mbd. En el último año del periodo se presentará la brecha más
amplia entre la producción de este combustible en comparación con la demanda del mismo, lo que se
reflejará en un incremento en las importaciones. La reducción en la producción de turbosina se asociará al
incremento en la producción de destilados intermedios por parte de PEMEX, (véase Figura 4. 19).
FIGURA 4. 19
BALANCE DE TURBOSINA, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
140
120
100
80
60
40
66.5
69.4
19.7% 25.1%
53.4
51.9
72.0
21.2%
75.5
86.1
82.0
79.3
22.9%
10.2% 17.1% 19.4%
67.8
66.3
66.1
65.7
95.0
90.4
18.9% 26.0%
73.3
104.4
99.5
112.1
108.2
116.0
120.1
124.3
41.3% 43.3%
32.8% 36.8% 39.0%
27.0% 30.2%
Importaciones
72.8
72.7
70.3
72.7
70.9
70.6
70.4
70.5
2026
2027
2028
2029
56.8
20
Producción
Demanda Interna
0
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP y PEMEX.
La producción de combustóleo pasará de 259.2 mbd en 2014 a 30.0 mbd en 2029, lo que representa una
caída de 88.4% en la producción en el periodo prospectivo. Este comportamiento se debe a los proyectos de
modernización de la infraestructura y la reconfiguración de refinerías, mismos que reducirán la producción de
residuales tales como el combustóleo, (véase Figura 4. 20). Lo anterior va en línea con una menor demanda
proyectada de este combustible, principalmente por parte del sector eléctrico e industrial.
FIGURA 4. 20
BALANCE DE COMBUSTÓLEO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
300
259.2
227.6 231.7
250
245.9 247.6
229.0
207.1
200
150
146.2
128.8 126.0 130.2
100
101.6
50
35.7
130.5 125.6
123.7 120.5
20.4
18.6
0
2014
2015
2016
2017
2018
31.1
27.9
28.2
28.3
27.8
30.1
30.7
27.7
30.0
28.0
24.5
25.2
25.1
24.4
27.2
27.6
24.4
27.0
6.8
5.1
3.1
3.4
3.0
3.2
3.4
2.9
3.1
3.3
3.0
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Importaciones
Producción
FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP y PEMEX.
92
Demanda Interna
Exportación
Finalmente, en 2029 la producción de coque de petróleo alcanzará 8,596 mta, presentando un incremento
de 5,891 mta con respecto al año 2014. Este incremento se debe a la planeación de proyectos de
coquización en Madero y Cadereyta, en 2016, y en Salamanca en 2019, permitiendo que, a partir de 2019,
la producción de coque de petróleo sea mayor a su consumo, (véase Figura 4. 21).
FIGURA 4. 21
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO, 2014-2029
(Miles de toneladas anuales)
10,000
9,000
8,615
8,616
8,616
8,636
8,617
8,617
6,381
6,443
6,484
6,509
6,542
6,582
8,571
8,650
8,596
5,819
5,844
3,404
3,331
8,000
7,000
6,115
6,000
5,000
6,837
6,826
6,194
6,327
5,984
5,531
4,828
4,854
5,012
4,220
4,279
4,000
3,000
2,000
3,152
2,705
2,386
2,671
2,183
2,531
2,480
2,737
2,689
2,659
2,656
2,614
2,586
1,836
1,311
1,000
64
1,082
994
439
494
504
516
527
529
539
551
565
573
579
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
0
2014
2015
2016
2017
Producción
2018
Demanda Interna
Exportaciones
Importaciones
FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP y PEMEX.
4.6.1. Rendimientos de producción
Las acciones para incrementar la eficiencia operativa del SNR también se reflejan en la disminución el índice
de intensidad energética a través de la aplicación de un proceso continuo y sistemático enfocado en la
mejora de la eficiencia. Por otra parte, es importante recordar que, de acuerdo al grado de complejidad de
una refinería, será la capacidad de procesar crudos pesados para la obtención de productos que contengan un
alto valor económico en el mercado. Es así que las estimaciones para este ejercicio de planeación, consideran
que la producción de combustibles ligeros e intermedios se visualiza como prioridad ante la producción de
aquellos con menor valor económico.
De acuerdo a lo anterior, hacia el final del periodo estimado, el diseño de las refinerías de Tula, Cadereyta
Salina Cruz y Salamanca estará orientado en primer lugar a obtener mayores rendimientos en gasolinas y en
segundo lugar de diesel. Por otra parte, en 2029 se prevé que en Tula, Salamanca y Salina Cruz se elimine la
obtención de combustóleo, y aunque en menor volumen en relación al actual, se espera que Madero,
Cadereyta y Minatitlán continúen su producción, (véase Figura 4. 22).
93
FIGURA 4. 22
RENDIMIENTOS EN REFINERÍAS POR PRODUCTOS, 2029
(Porcentaje)
Salina Cruz
44.2%
37.1%
12.6%
6.0%
0.0%
Minatitlan
36.0%
26.3%
9.5%
27.3%
0.9%
Salamanca
43.4%
2
35.0%
7.1%
14.5%
0.0%
Tula
54.0%
30.8%
6.4%
0.0%
Madero
40.3%
34.8%
5.4%
16.4%
3.1%
Cadereyta
42.5%
41.6%
1.1%
11.4%
3.4%
1
Gasolina
Diesel
Combustóleo
Turbosina
Otros (1)
Incluye: parafinas, lubricantes, aeroflex, asfaltos, solventes y coque de petróleo.
1
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de PEMEX.
Actualmente, PEMEX tiene distintas problemáticas asociadas a la producción de gasolinas y destilados
intermedios, resultado una infraestructura y tecnología inadecuadas para procesar las nuevas calidades de
crudo que poseen un alto contenido de azufre y metales de crudos mexicanos. Lo anterior requiere que las
refinerías cuenten con un mayor número de procesos, como desulfuradoras, de manera que sea posible dar
cumplimiento a la normatividad ambiental.
Adicionalmente, la capacidad de refinación ha sido insuficiente para atender la demanda nacional de gasolina,
a lo cual se suma una infraestructura y tecnología inadecuada para el transporte, almacenamiento y
destilación del crudo para las dietas actuales y futuras en las que se tiene una expectativa de una mayor
proporción de crudos pesados. En materia de logística de almacenamiento, transporte y distribución de
petrolíferos se tienen: capacidad de almacenamiento insuficiente de crudos en refinerías, capacidad de
almacenamiento insuficiente de destilados en TAR's, falta de detección oportuna de tomas clandestinas,
falta de optimización para el uso eficiente de ductos, infraestructura de poliductos con rezago tecnológico. Es
necesario incrementar la capacidad de transporte de petrolíferos por ducto y otras formas de transporte, así
como la capacidad de almacenamiento, con el objetivo de asegurar el abasto y las mejores condiciones para
el óptimo desarrollo de esta industria.
4.7.
Demanda de petrolíferos
La dinámica de los mercados energéticos en el país ha modificado el perfil de la demanda de petrolíferos, lo
que, aunado a las modificaciones en el marco regulatorio del sector energético, implican la necesidad de
modernizar el proceso comercial, mismo que deberá adecuarse al nuevo entorno de mercado.
94
Hasta antes de la Reforma Energética, no se necesitaba permiso para la operación de estaciones de gasolina en la República
Mexicana, ya que la gasolina podría comercializarse obteniendo el contrato de franquicia con PEMEX. A partir de la Reforma, es
necesario un permiso que expide la CRE, con lo que se da cumplimiento al Artículo Transitorio Décimo Primero de la Ley de
Hidrocarburos, sobre la solicitud y obtención del permiso antes del 31 de diciembre de 2015.
A partir del 1 de enero de 2016, PEMEX no podrá surtir a expendios que no cuenten con dicho permiso. Además, el nuevo permiso
de la CRE también deberá ser tramitado por aquellas empresas que se dediquen, o se interesen en participar en el transporte,
distribución o almacenamiento tanto de petrolíferos, petroquímicos, petróleo crudo y bioenergéticos.
Adicionalmente, Con la reforma se liberará el precio de gasolinas a partir de 2017 y se espera que entren nuevas empresas a
ofrecer gasolina al público podrían ser algunas marcas extranjeras.
La estimación de la demanda nacional de petrolíferos para el periodo 2014-2029 fue elaborada en función
de los principales indicadores económicos del país, considerando el escenario de actividad económica por
estado, sector y subsector. El Instituto Mexicano del Petróleo es el encargado de realizar las proyecciones de
la demanda de combustibles. Para obtener la demanda prevista de cada uno de los petrolíferos de manera
desagregada de tipo nacional, región, estado, sector y en algunos casos por rama, fue necesario partir de
ciertas variables importantes tales como: PIB nacional e industrial, precio de los productos petrolíferos,
composición del parque vehicular por combustible, además de considerar la intensidad de uso, rendimientos y
de eficiencias, entre otros.
4.7.1. Sector Transporte
Entre 2014 y 2029 se estima que el sector transporte incremente 58.0% la demanda de combustibles, al
pasar de 1,082 mbdpce en 2014 a 1,709 mbdpce en 2029. Del volumen total previsto en el último año, las
gasolinas serán las de mayor demanda, representado 55.6%, mientras que el diésel será de 36.0%, resultado
de su uso intensivo en el autotransporte. De acuerdo a lo anterior, el consumo de ambos combustibles
representará 91.5% de la demanda total de este sector; el resto se distribuye entre turbosina (7.0%) y gas
LP (1.4%). El gas natural comprimido (GNC), e intermedio 15 continuarán reflejando una participación
marginal, (véase Tabla 4. 9).
TABLA 4. 8
DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR TRANSPORTE, 2014-2029
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Combustible
Datos anuales
tmca
2014-2029
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Total
1,082
1,099
1,105
1,142
1,175
1,218
1,259
1,315
1,371
1,423
1,474
1,525
1,575
1,620
1,670
1,709
3.1
Gasolinas
643.2
650.9
638.7
647.9
657.6
677.1
695.6
727.1
762.4
794.9
824.9
854.5
882.3
905.5
933.2
949.8
2.6
Diesel
350.1
354.6
368.6
392.9
411.6
431.6
450.0
469.9
487.1
502.5
519.1
536.7
556.1
575.1
594.3
614.6
3.8
Gas LP
23.8
25.7
27.0
28.0
28.6
28.9
29.2
29.4
29.2
28.9
28.4
28.0
27.2
26.3
25.2
24.1
0.1
Turbosina
64.3
67.1
69.7
73.0
76.7
79.3
83.3
87.4
91.9
96.3
101.0
104.7
108.5
112.2
116.2
120.2
4.3
Intermedio 15
0.3
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-3.8
Gas natural
comprimido
0.4
0.4
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
2.7
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
Autotransporte
Para estimar la demanda del sector autotransporte es importante considerar los precios de combustibles en
este sector. Para el presente ejercicio, se mantiene como premisa el supuesto de precios al público
constantes en términos reales para las gasolinas automotrices y el diésel. Otro de los principales supuestos
en el desarrollo del sector autotransporte es la introducción de nuevas tecnologías en el mercado automotriz,
efecto que se ve reflejado a futuro en la composición del parque vehicular. Cabe mencionar que para este
ejercicio de prospectiva, se contempló la reducción de la importación de vehículos usados, derivado de las
95
medidas impuestas por el Sistema de Administración Tributaria (establecimiento de un arancel del 48% para
la importación de vehículos usados).
A nivel regional, la demanda de gasolinas en el sector transporte se concentrará principalmente en las
regiones, Centro Occidente con 57.3% del total de la demanda en el sector transporte en la región, SurSureste con 55.2%, y Centro con 49.4%. Por otro lado, la demanda de diésel en este sector presentará un
aumento por efecto del cambio de modalidad, ya que se intensifica el uso de transporte público. En la
demanda diesel se consideran los siguientes supuestos: 1) A pesar de un escenario económico bajo, se
compensa con el cambio de modalidad y 2) No existe nivel de saturación.
Las gasolinas continuarán como el principal combustible de consumo en el autotransporte, durante el periodo
2014-2029. En este sentido, se estima que la demanda de gasolinas se incremente 47.5%, de tal manera
que al final del periodo se ubique en 1,146.3 mbd, mayor en 370.0 mbd en relación a 2014, debido
principalmente al crecimiento del parque vehicular a gasolina.
A lo largo del periodo prospectivo, el consumo de gasolina PEMEX Premium mostrará un crecimiento
promedio anual de 3.0%, y el de gasolina PEMEX Magna 2.5%. El volumen de demanda de la gasolina PEMEX
Magna será el de mayor consumo y participación respecto al total de gasolina durante el periodo prospectivo,
pasando de 639.1 mbd en 2014 a 932.0 mbd en 2029. Por su parte, la demanda de gasolina PEMEX
Premium pasará de 137.2 mbd a 214.3 mbd en el mismo periodo, (véase Tabla 4. 10).
TABLA 4. 9
DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL AUTOTRANSPORTE, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Combustible
Datos anuales
2014
2015
2016
Gasolina Magna
639.1
638.7
626.6
Gasolina Premium
137.2
146.8
144.2
Total gasolinas
776.3
785.5
Diesel
323.6
Gas LP
Gas natural (MMpcd)
2017
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
2014-2029
2018
2019
2020
2021
635.8
645.3
664.5
682.7
713.6
748.2
780.1
809.5
838.5
865.8
888.5
915.7
932.0
2.5
146.2
148.3
152.7
156.9
164.0
171.9
179.3
186.0
192.7
199.0
204.3
210.5
214.3
3.0
770.8
781.9
793.6
817.2
839.5
877.5
920.1
959.4
995.5
1,031.3
1,064.8
1,092.8
1,126.2
1,146.3
2.6
327.0
340.5
363.9
381.8
401.0
418.6
437.7
453.9
468.5
484.1
500.7
519.0
536.8
554.9
574.0
3.9
35.9
40.8
41.5
42.8
43.7
44.4
45.0
45.5
45.8
45.9
45.9
45.7
45.5
45.2
44.6
43.9
1.3
2.3
2.6
2.7
2.8
2.8
2.9
3.0
3.0
3.1
3.2
3.2
3.2
3.3
3.3
3.3
3.4
2.6
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
Se considera que la tendencia en ascenso de la demanda de gasolinas se asocia a la creciente introducción de
camionetas en el parque vehicular, que demandarán el 55.1% de este combustible en 2029; mayor en 2.6
puntos porcentuales a la participación registrada en 2014. Al finalizar el periodo prospectivo, el consumo de
gasolinas de este tipo de vehículos será de 631.2 mbd, lo que representa un aumento de 55.0% con
respecto al año 2014, el cual fue de 407.3 mbd.
Respecto a los vehículos compactos, éstos demandarán 160.8 mbd de gasolina en 2029, lo cual representa
un aumento de 33.5% con respecto a la demanda presentada en el año 2014 (120.4 mbd). En cuanto a la
demanda de gasolinas por parte de los vehículos subcompactos, éstos se incrementarán en 30.0% a lo largo
de la proyección, así se tiene una demanda de 99.2 mbd en 2014 hasta llegar a 129.0 mbd en 2029, en
contraste su participación se reducirá de 12.8% a 11.3% en el mismo periodo. Otra modalidad que mostrará
una importante evolución en la demanda de gasolinas es el de vehículos de lujo y deportivos, ya que su
consumo pasará de 53.3 mbd en 2014 a 74.0 mbd en 2029. Por su parte, el consumo de gasolinas en
camionetas de uso intensivo, se incrementará de 69.5 mbd en 2014 a 112.2 mbd en 2029; es decir, 62.2%
de crecimiento en el periodo, (véase Figura 4. 23).
96
FIGURA 4. 23
DEMANDA DE GASOLINAS AUTOMOTRICES POR SEGMENTO, 2014 Y 2029
(Miles de barriles diarios)
Lujo y
deportivos,
6.9%
2014
Compacto,
15.5%
Subcompacto
, 12.8%
Motocicletas,
0.9%
Camiones
medianos,
1.8%
2029
Lujo y
deportivos
6.5%
Camionetas
55.1%
Compacto
14.0%
Camionetas,
52.5%
Subcompacto
11.3%
Camionetas
de uso
intensivo,
8.9%
Motocicletas
1.4%
Camiones
medianos
2.0%
Autobuses,
0.8%
Camionetas
de uso
intensivo
9.8%
Autobuses
0.0%
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX,
SENER y empresas privadas.
En lo que respecta a la demanda nacional de diésel, el sector autotransporte es el principal demandante de
este combustible, al pasar de 323.6 mbd en 2014 a 574.0 mbd en 2029, representando un incremento de
77.4% en el periodo. Lo anterior se fundamenta por el incremento en el parque vehicular de uso intensivo que
emplea este combustible. El consumo de diésel mostrará una tasa media anual de crecimiento menor (3.9%)
que la registrada en el parque vehicular a diésel, la cual será de 6.6% de 2014 a 2029. Por otro lado, las
mejoras en eficiencia de los motores a diésel contribuirán a reducir el consumo de este combustible.
Parque vehicular por tipo de combustible
El parque vehicular total se incrementará 29.6% durante el periodo de estudio, es decir, se adicionarán 9.2
millones de vehículos, principalmente de motor a gasolina y diesel y en menor medida automóviles a gas lp y
gas natural comprimido, (véase Figura 4. 13).
En lo que respecta a la composición del parque vehicular a gasolina, se estima que, entre 2014 y 2029,
crezca 26.0%, de tal manera que, de tener un parque vehicular a gasolina de 29.8 millones de unidades en
sus diferentes categorías 35 en 2014, se incremente a 37.6 millones de unidades en 2029. Con respecto al
diésel el parque vehicular para 2014 es de 900 mil unidades y se estima aumente a 2.2 millones de unidades
para el último año del periodo, destacando la categoría de camionetas y camionetas de uso intensivo.
TABLA 4. 10
PARQUE VEHICULAR POR TIPO DE COMBUSTIBLE, 2014-2029
(Millones de vehículos)
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
2014-2029
Total
31.0
32.9
32.5
33.0
33.4
34.0
34.3
35.0
35.6
36.2
36.7
37.3
38.0
38.6
39.3
40.1
1.7
Gasolina
29.8
31.6
31.1
31.5
31.9
32.4
32.6
33.2
33.8
34.3
34.7
35.2
35.7
36.3
36.9
37.6
1.6
Diesel
0.9
1.0
1.1
1.2
1.3
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.7
1.8
1.9
2.0
2.1
2.2
6.6
Gas LP
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.9
Gas natural comprimido
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-1.2
Combustible
Nota: El parque vehicular a gas natural comprimido es tan pequeño que pareciera ser cero, sin embargo es atribuible al
redondeo a un decimal.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
35
De acuerdo a su importancia, las categorías con mayor crecimiento son camionetas, compactos, subcompactos, lujo y
deportivos, camionetas de uso intensivo, camiones medianos y autobuses.
97
Se estima que durante todo el periodo 2014-2029, la demanda de combustibles en el transporte crezca a
una tasa de 3.1% promedio anual, mientras que en el parque vehicular por tipo de combustible sea de 1.7%
promedio anual, (véase Figura 4. 24).
FIGURA 4. 24
DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR TRANSPORTE Y PARQUE VEHICULAR POR TIPO DE
COMBUSTIBLE, 2014-2029
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente y millones de vehículos)
2,000
60
1,800
1,600
1,400
1,200
1,142 1,175
1,082 1,099 1,105
1,218
1,259
1,315
1,371
1,423
1,474
1,525
1,575
1,620
1,670
1,709
50
40
30
1,000
800
600
31.0
32.9
32.5
33.4
33.0
34.0
34.3
35.6
35.0
36.2
36.7
37.3
38.0
38.6
39.3
40.1
400
20
10
200
0
0
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Parque vehicular por tipo de combustible
Combustibles sector transporte
FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP.
Las regiones Centro, Centró Occidente y Noreste continuarán registrando la mayor concentración de parque
vehicular a gasolina, de tal manera que en 2014 la participación mostrada fue de 30.3%, 21.6% y 20.3%,
respectivamente, y en 2029 se estima en 32.0%, 22.9% y 17.1%, en el orden mencionado. Por el contrario,
la aportación de la región Sur-Sureste y Noroeste en 2014 se registra en 15.3% y 12.5%, respectivamente,
y hacia el final del último año proyectado de 17.2% y 10.8%. No obstante, la región con la mayor tasa
promedio de crecimiento es la Sur-Sureste, seguida de la Centro-Occidente y Centro, (véase Tabla 4. 12).
TABLA 4. 11
PARQUE VEHICULAR A GASOLINA, 2014-2029
(Millones de vehículos)
Región
Total
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
2014-2029
29.8
31.6
31.1
31.5
31.9
32.4
32.6
33.2
33.8
34.3
34.7
35.2
35.7
36.3
36.9
37.6
1.6
Noroeste
3.7
4.0
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
3.9
4.0
4.0
4.1
0.6
Noreste
6.0
6.2
6.1
6.1
6.1
6.1
6.1
6.1
6.2
6.2
6.2
6.2
6.2
6.3
6.3
6.4
0.4
Centro-Occidente
6.4
6.9
6.8
7.0
7.1
7.2
7.3
7.5
7.7
7.8
7.9
8.1
8.2
8.3
8.4
8.6
1.9
Centro
9.0
9.1
9.1
9.2
9.4
9.7
9.9
10.2
10.4
10.7
10.9
11.1
11.4
11.6
11.8
12.0
1.9
Sur-Sureste
4.6
5.4
5.3
5.3
5.3
5.4
5.4
5.5
5.6
5.7
5.8
5.9
6.0
6.2
6.3
6.5
2.4
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
98
Respecto al parque vehicular de motor a diesel, se considera que las regiones Centro-Occidente, Sur-Sureste
y Centro, sean las que presenten las mayores tasas promedio anuales, seguidas la Noreste y Noroeste,
(véase Tabla 4. 13).
TABLA 4. 12
PARQUE VEHICULAR A DIESEL, 2014-2029
(Millones de vehículos)
Datos anuales
Región
tmca
2029 2014-2029
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Total
0.9
1.0
1.1
1.2
1.3
1.3
1.4
1.5
1.6
1.7
1.7
1.8
1.9
2.0
2.1
2.2
6.6
Noroeste
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.2
0.2
5.3
Noreste
0.2
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.4
0.4
0.4
0.5
0.5
0.5
6.1
Centro-Occidente
0.2
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.4
0.4
0.5
0.5
0.5
0.5
0.6
7.4
Centro
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.4
0.4
0.5
0.5
0.5
0.5
0.6
0.6
0.6
0.6
0.7
6.5
Sur-Sureste
0.1
0.1
0.1
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
7.2
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
La Reforma Energética establece la liberación gradual del mercado de combustibles automotrices. A partir de 2018, será
un mercado abierto a la libre competencia en donde los precios se determinen de acuerdo a las condiciones de mercado.
•
Se prevé que a partir de 2016 se puedan otorgar permisos a terceros para el expendio al público de
•
combustibles, de forma que podrán haber estaciones de servicio distintas a la franquicia de Pemex;
En 2017 se permitirá la libre importación de gasolinas y diésel y,
•
A partir de 2018 los precios de estos combustibles se determinarán bajo condiciones de mercado.
Se tiene previsto que hasta finales de 2017, cuando existan condiciones de competencia en el mercado de combustibles,
se mantenga un precio máximo, con objeto de evitar que se observe un incremento en los precios debido al poder de mercado
que pudieran tener algunos participantes en la cadena de producción, distribución y comercialización de los combustibles.
•
Se propone que en 2016 los precios máximos puedan comenzar a fluctuar de forma consistente con su
referencia internacional.
De esta forma, comenzarán a observarse algunas características de un mercado liberalizado de combustibles, como el
que los precios fluctúen de acuerdo a patrones estacionales de consumo como sucede en otros países; o que los precios
puedan disminuir en caso de que los precios de referencia se reduzcan con respecto a los observados en 2015.
•
Se propone establecer una banda para las fluctuaciones de precios, de forma que se acoten los
movimientos al alza y a la baja de los combustibles.
•
Se propone adoptar un esquema de impuesto de cuota fija a los combustibles automotrices.
Con ello, el impuesto a los combustibles automotrices dejará de estar referenciado al desempeño y costos de Petróleos
Mexicanos, como sucede actualmente. Lo anterior permitirá convivir en un mismo mercado y en igualdad de condiciones a
nuevos participantes y a Pemex.
Sólo durante el periodo de transición se mantendría un componente variable en el impuesto en caso de que el precio de
referencia fluctuase de forma tal que el precio superaría los niveles mínimos o máximos de la banda de precios en caso de que
no se modificase el impuesto. En estos casos, el impuesto a los combustibles se ajustaría como sucede en la actualidad con
objeto de asegurar que no se observara un precio para los consumidores finales que estuviese por fuera de la banda
establecida.
(Fuente: Criterios Generales de Política Económica para la Iniciativa de Ley de Ingresos y el Proyecto de Presupuesto de
Egresos de la Federación Correspondientes al Ejercicio Fiscal 2016)
Rendimientos de parque vehicular, 2014-2029
Un criterio considerado en la proyección de la demanda de gasolinas y diésel es el rendimiento, el cual puede
mejorar por avances tecnológicos y la aplicación de normas oficiales en materia ambiental, que permitan
99
tener un parque vehicular más limpio y eficiente. Considerando lo anterior, se tiene que los rangos más bajos
en eficiencias de vehículos a gasolina se encuentran en las clasificaciones de autobuses, camiones medianos
y camionetas. Por su parte, las clasificaciones de subcompactos, compactos, lujo y deportivos, presentarán
los mayores incrementos en los rendimientos al final del periodo prospectivo, (véase Figura 4. 25).
FIGURA 4. 25
RENDIMIENTO PROMEDIO DEL PARQUE A GASOLINA POR CATEGORÍA, 2014-2029
(Kilómetros por litro)
15.5
15.7
15.8
14.7
15.3
14.0
14.6
15.1
14.4
14.9
14.2
13.8
13.9
13.1
13.6
13.0
13.4
12.8
13.3
12.6
10.9
11.0
11.1
11.2
11.3
11.5
10.8
11.4
10.7
16.0
14.0
12.0
13.3
13.5
13.7
13.6
13.8
11.8
12.0
12.1
12.3
11.6
12.1
12.5
10.0
10.2
10.4
10.3
10.4
10.5
10.6
10.0
8.0
10.5
10.4
10.3
10.2
10.1
10.0
9.9
9.8
9.7
9.6
9.5
9.5
9.4
9.3
9.2
9.1
8.3
8.4
8.5
8.3
8.4
8.4
8.4
8.4
8.5
8.5
8.5
8.6
8.6
8.6
8.7
8.7
4.2
4.2
4.2
4.3
4.3
4.4
4.4
4.5
4.5
4.6
4.6
4.6
4.7
4.1
4.7
4.1
6.0
4.0
3.6
3.5
3.5
3.4
3.4
3.4
3.3
3.3
3.3
3.2
3.2
3.2
3.2
3.1
3.1
3.1
2.0
2014
2015
Subcompacto
2016
2017
Compacto
2018
2019
Lujo y deportivos
2020
2021
2022
Camionetas
2023
2024
2025
Camionetas de uso intensivo
2026
Autobuses
2027
2028
2029
Camiones medianos
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
En relación con los vehículos nuevos de motor a diésel, el mayor rendimiento se presentará en los vehículos
compactos con 16.5 km/l de gasolina equivalente en el año 2029. En cuanto a los camiones medianos y
camionetas de uso intensivo, éstos registrarán el menor crecimiento en su eficiencia durante el periodo
prospectivo, siendo de 5.6 y 4.4 km/l, respectivamente en el año 2029. El factor que determina los bajos
rendimientos en este tipo de vehículos es la edad promedio, por lo tanto sus desempeños son bajos, (véase
Figura 4. 26).
100
FIGURA 4. 26
RENDIMIENTO PROMEDIO DEL PARQUE VEHICULAR A DIESEL POR CATEGORÍA, 2014-2029
(Kilómetros por litro)
18.0
15.7
15.9
16.0
16.2
16.5
15.5
16.3
15.4
14.3
14.6
14.8
14.9
15.1
14.2
14.5
15.2
11.1
11.9
10.2
11.0
11.8
10.9
11.7
10.8
11.5
10.7
11.4
10.6
11.3
10.4
11.2
10.3
7.1
7.2
7.2
7.3
7.4
7.5
7.5
7.6
7.9
7.0
7.8
6.9
7.7
6.8
7.0
7.9
8.0
6.0
4.8
4.8
4.9
4.9
5.0
5.0
5.1
5.1
5.2
5.2
5.3
5.3
5.4
5.5
5.5
5.6
4.0
3.8
3.8
3.9
3.9
3.9
4.0
4.0
4.0
4.1
4.1
4.2
4.2
4.3
4.3
4.3
4.4
2.0
3.1
3.1
3.1
3.2
3.2
3.2
3.2
3.3
3.3
3.3
3.4
3.4
3.4
3.5
3.5
3.6
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
16.0
14.0
12.0
10.0
0.0
Compacto
Lujo y deportivos
Camionetas de uso intensivo
Camionetas
Autobuses
Camiones medianos
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
Transporte ferroviario, marítimo y aéreo
Se prevé que la demanda de turbosina 36 crezca 4.3% promedio anual entre 2014 y 2029. Es importante
considerar que la elasticidad ingreso de la demanda muestra que, al aumentar el ingreso (expresado en
términos del PIB 37) en 1%, la demanda de turbosina se incrementará en promedio 0.83% 38. Por otro lado, la
diferencia que existe entre los precios del transporte aéreo con el transporte terrestre (excepto ferroviario),
el consumidor optará por usar el transporte aéreo dadas las condiciones de un menor precio y comodidad, así
como el menor tiempo de viaje, entre otros factores.
TABLA 4. 13
DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL TRANSPORTE FERROVIARIO, MARÍTIMO Y AÉREO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Transporte ferroviario
diesel
Transporte marítimo
diesel
combustóleo
Transporte aéreo
turbosina
Datos anuales
tmca
2014-2029
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
12.8
13.0
13.4
14.0
14.6
15.2
15.9
16.5
17.3
18.0
18.7
19.5
20.4
21.2
22.1
23.0
4.0
12.8
13.0
13.4
14.0
14.6
15.2
15.9
16.5
17.3
18.0
18.7
19.5
20.4
21.2
22.1
23.0
4.0
14.3
15.0
15.1
15.4
15.6
15.8
16.0
16.2
16.4
16.6
16.8
17.1
17.3
17.6
17.9
18.2
1.6
14.0
14.9
14.9
15.2
15.5
15.7
15.9
16.1
16.3
16.5
16.7
17.0
17.2
17.5
17.8
18.1
1.7
-3.8
0.2
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
66.5
69.4
72.0
75.5
79.3
82.0
86.1
90.4
95.0
99.5
104.4
108.2
112.1
116.0
120.1
124.3
4.3
66.5
69.4
72.0
75.5
79.3
82.0
86.1
90.4
95.0
99.5
104.4
108.2
112.1
116.0
120.1
124.3
4.3
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
La estimación de la demanda de turbosina en el sector transporte aéreo usa como variables explicativas el precio
relativo (Índice precios transporte aéreo / Índice precios transporte terrestre excepto ferroviario), PIB regional y una
variable dicotómica regional.
37
Para este ejercicio se utilizó un escenario del PIB de 3.9% de crecimiento en promedio para el periodo 2014-2029.
38
Para cada región se tiene una diferente elasticidad ingreso de la demanda.
36
101
Para la proyección de la demanda de diésel en el sector ferroviario se emplea el último dato histórico
obtenido y se multiplica por los factores de crecimiento esperados del PIB total por estado. Esto porque se
puede transportar carga tanto de productos industriales, como agrícolas, forestales y hasta servicios de
transporte de pasajeros. Además de que, con la aprobación de la reforma energética, el ferrocarril podrá
atender la demanda de energéticos, posicionándose como el primer medio de transporte para trasladar
derivados del petróleo por su eficacia y seguridad.
Por otra parte, la demanda de diésel en el sector transporte marítimo depende en gran medida de las
expectativas de crecimiento del PIB Industrial, así como del nivel y progreso del intercambio comercial
internacional y el dinamismo de la economía mundial, que son detonantes importantes para la actividad del
transporte en los puertos marítimos. Así, al aumentar el PIB industrial (demanda de bienes, del sector) en 1%
la demanda de diésel en el transporte marítimo se incrementará 0.78%.
4.7.2. Sector Eléctrico
Derivado de la Reforma Energética, el sector eléctrico ha mostrado cambios importantes en relación a las
oportunidades de negocio. Es así que, tanto el esquema de generación de electricidad por parte de privados y
de la propia Comisión Federal de Electricidad (CFE), en su carácter de EPE, deberán de adaptarse a la nueva
estructura de negocio de la industria eléctrica.
Si bien el anterior modelo de generación permitía la inversión privada en el sector eléctrico, éste consideraba
esquemas de participación muy específicos y limitados. Las actividades de compraventa de energía y
potencia entre particulares únicamente podían llevarse a cabo mediante autoabastecimiento, cogeneración,
pequeña producción y la venta de energía eléctrica a CFE a través de la producción independiente de energía
(PIE).
De acuerdo al esquema de la reforma energética, las Bases del Mercado Eléctrico se diseñaron bajo un
enfoque de eficiencia operativa, la cual será regulada por el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace).
Es así que todas las decisiones del mercado eléctrico mayorista se determinarán bajo procesos eficientes y
de transparencia, así como acceso abierto y no indebidamente discriminatorio.
Todas las operaciones de compraventa que sean llevadas a cabo por los participantes del mercado tendrán
que cuantificar sus costos de oportunidad de manera instantánea e independiente para el Sistema Eléctrico
Nacional, determinando así los precios en cada uno de sus nodos o zonas de potencia. Además, cada
participante deberá emitir una plataforma de garantía, la cual deberá ser lo suficientemente barata y flexible
para respaldar sus operaciones y, con ello, reducir los costos y precios de la electricidad para los usuarios
finales, lo cual es un objetivo importante de la reforma eléctrica.
Un aspecto importante de mencionar es que las estimaciones de la demanda de combustibles en el sector
eléctrico se apegaron a los criterios, supuestos y consideraciones de largo plazo del Programa de Desarrollo
del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2015-2029. Bajo este panorama, y a diferencia de publicaciones
anteriores, la edición de Prospectiva 2014-2029, muestra un ejercicio de estimación de la demanda en el
sector eléctrico sin distinguir qué volumen de combustibles corresponden al segmento de público y privado
(proyectos de autoabastecimiento y exportación), debido a las nuevas condiciones del mercado eléctrico. Lo
anterior es relevante debido a que la planeación de la generación en el sector eléctrico nacional impacta
directamente la proyección del consumo de combustibles asociados a ella.
Se espera que la demanda total de combustibles en este sector sea 8.9% mayor en el 2029 respecto de
2014, representando una tasa de crecimiento media anual de 0.6%; lo cual se explica por el gran aumento
de la demanda de gas natural. La demanda de este último combustible representó el 65.9% de total en 2014
y aumentará a 97.2% en 2029. Por otro lado, las estimaciones indican que la tendencia durante este periodo
es ir disminuyendo el consumo de diesel, combustóleo y carbón para la generación de energía eléctrica,
(véase Tabla 4. 15).
102
TABLA 4. 14
DEMANDA DE COMBUSTIBLES FÓSILES EN EL SECTOR ELÉCTRICO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Datos anuales
Combustible
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
Total
878.5
801.9
827.5
827.0
794.0
769.0
800.1
829.1
836.5
836.5
838.2
870.7
895.5
907.5
920.5
957.1
0.6
Carbón
124.2
76.2
12.1
8.6
8.6
0.9
0.9
0.4
0.8
0.3
0.5
0.7
0.2
0.4
0.6
0.3
-33.1
Combustóleo
148.1
74.2
59.3
44.3
12.0
0.0
1.9
6.0
14.3
19.7
19.8
22.9
24.5
13.7
8.7
7.9
-17.8
17.7
18.5
18.5
24.4
30.5
30.5
30.5
30.5
30.5
30.5
30.5
30.5
30.5
21.3
18.5
18.5
0.3
9.5
3.9
3.4
3.4
4.1
0.9
0.6
0.9
1.6
2.0
0.5
1.2
1.5
0.2
0.4
0.4
-19.6
579.0
629.1
734.3
746.3
738.8
736.7
766.2
791.3
789.3
784.0
786.9
815.4
838.8
871.8
892.3
930.1
3.2
Coque de petróleo
Diesel
Gas natural*
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
2014-2029
2014
n.a. no aplica.
* Esta demanda no incluye exportación de electricidad.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, PEMEX, SENER y empresas privadas.
4.7.3. Sector Industrial
La demanda de combustibles en el sector industrial está directamente relacionada al crecimiento en las
actividades de este rubro, disponibilidad de la oferta; cambios tecnológicos en los procesos requeridos en las
empresas y plantas que emplean dichos combustible; e intensidades que se necesitan para ciertas industrias.
Otro elemento a considerar es el precio de los combustibles 39, ya que éste tiene una considerable influencia
en las preferencias de combustible, sobre todo en empresas que sean capaces de realizar la sustitución de un
combustible por otro, por ejemplo combustóleo por gas natural. Aunado a lo anterior, se debe considerar el
Producto Interno Bruto de cada una de las ramas que integran el sector industrial, debido a que esta variable
muchas veces determina el incremento o el decremento de la demanda de ciertas regiones e industrias.
El combustible que presentará el mayor crecimiento en su demanda por parte del sector industrial será el gas
natural, cuya tasa de crecimiento promedio se estima en 3.9%. Dicho valor es superior a la tasa media de
crecimiento en la demanda total de combustibles que, para el mismo periodo, se estima en 3.1%, lo que
implica un incremento de 330.5 mbdpce en 2014 a 522.1 mbdpce en 2029.
Se prevé que el gas natural continué siendo el combustible de mayor consumo en el sector industrial, en
2014 representó el 67.3% del consumo total de combustibles en este sector, mientras que en el último año
prospectivo será de 76.1%. Es importante mencionar que este combustible tiende a desplazar al
combustóleo, cuyo uso irá a la baja hasta desaparecer en los próximos años, situación asociada a bajos
precios del gas natural en relación a los demás combustibles, incorporación de consumo adicional de varias
empresas y nuevos proyectos, y; nueva infraestructura de transporte y distribución de gas natural, (véase
Tabla 4. 16).
TABLA 4. 15
CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL, 2014-2029
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Combustible
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
2014-2029
Total
330.5
359.0
389.9
402.9
420.1
424.8
432.9
441.5
451.1
460.4
468.9
479.3
489.6
500.5
511.0
522.1
3.1
Gas natural
222.4
248.8
281.9
295.7
312.0
317.4
324.8
331.3
339.0
346.6
353.9
362.3
370.7
379.6
388.3
397.1
3.9
Coque
52.0
51.6
53.7
55.4
57.7
58.8
60.5
61.5
62.4
63.0
63.1
63.9
64.4
65.0
65.3
65.9
1.6
Gas LP
19.7
19.0
17.6
17.8
17.9
18.1
18.3
18.6
18.9
19.3
19.7
20.1
20.7
21.3
22.0
22.8
1.0
Diesel
29.4
30.2
29.2
28.5
28.7
28.6
29.3
30.0
30.8
31.5
32.2
33.0
33.8
34.6
35.5
36.3
7.0
9.4
7.5
5.6
3.7
1.9
Combustóleo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.4
n.a.
Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI,
PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
39
Paras las estimaciones de los combustibles utilizados en el sector industrial se utilizan los precios al público elaborados
por la Gerencia de Precios de la Dirección Corporativa de Finanzas; éstos precios se encuentran expresados en dólares
(corrientes) estadounidenses por millón de BTU,
103
El segundo combustible de mayor consumo en el sector industrial es el coque de petróleo, el cual tendrá un
crecimiento promedio anual 1.6%. Este incremento se asocia a una demanda mayor por parte de las
cementeras 40 y de las plantas dedicadas a la producción de gas sintético. Se estima que la actual situación
respecto del diferencial de precios entre los combustibles permanezca y, por ello, no es previsible un cambio
de combustible por parte de las cementeras. Adicionalmente, un factor que impulsa la demanda es la mayor
producción de este petrolífero asociada a los proyectos de reconfiguraciones de las refinerías del SNR. No
obstante, su participación dentro del total de la demanda de combustibles en el sector industrial disminuye,
pasando del 15.7% en 2014 a 12.6% en 2029.
Dentro del grupo de ramas industriales de consumo intensivo de coque de petróleo, la del cemento es la
principal, concentrando el 95.7% de la demanda en 2014 y el 98.3% en 2029. Esta industria, al igual que
otras, ha optado por adecuar sus procesos y aprovechar al coque de petróleo como fuente primaria de
energía, (véase Tabla 4. 17).
TABLA 4. 16
DEMANDA DE COQUE DE PETRÓLEO EN EL SECTOR INDUSTRIAL POR GRUPO DE RAMAS, 20142029
(Miles de toneladas anuales)
Datos anuales
Grupo de ramas
tmca
2014-2029
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Total
3,600
3,575
3,729
3,837
3,999
4,078
4,205
4,265
4,327
4,368
4,387
4,426
4,466
4,506
4,537
4,565
1.6
Cemento
3,444
3,519
3,672
3,778
3,939
4,016
4,141
4,199
4,259
4,298
4,316
4,354
4,391
4,429
4,459
4,485
1.8
Metales básicos
28.0
28.2
28.3
28.9
29.8
30.3
30.9
31.5
32.0
32.6
33.1
33.5
34.0
34.3
34.4
35.0
1.5
Química
18.1
17.9
18.2
18.7
19.3
19.9
20.6
21.3
22.0
22.7
23.4
23.9
24.6
25.4
26.0
26.7
2.6
7.3
7.7
7.9
8.3
8.9
9.3
9.8
10.4
10.9
11.3
11.6
12.1
12.6
13.2
13.8
14.2
102.2
2.3
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
3.1
3.3
3.4
3.5
3.6
Productos metálicos,
eléctricos y de transporte
Resto
4.6
3.8 -
19.7
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
Los estados de la república con el mayor consumo de coque de petróleo se relacionan con la ubicación de las
plantas de la industria cementera. En este sentido Hidalgo, San Luis Potosí, Puebla, Sonora, Veracruz y
Morelos, concentraron el 64.8% de la demanda de coque en esta industria en 2014 y, para 2029, los
primeros cuatro estados mencionados demandarán el 55.2% de coque de petróleo, (véase Tabla 4. 18).
TABLA 4. 17
CONSUMO ESTATAL DE COQUE DE PETRÓLEO DE LA INDUSTRIA DEL CEMENTO, 2014-2029
(Miles de toneladas anuales)
Entidades
Federativas
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
3,444.2
3,519.0
3,672.3
3,778.5
3,938.6
4,015.8
4,140.9
4,198.7
4,259.0
4,298.4
4,315.7
4,353.5
4,391.3
4,429.5
4,459.1
4,485.5
1.8
Aguascalientes
194.2
194.2
194.2
194.2
194.2
194.2
194.2
191.4
189.3
186.3
180.9
176.4
172.6
168.3
165.5
163.0
-1.2
Baja California
32.3
36.3
36.9
37.2
50.6
52.6
54.7
57.0
59.4
62.3
64.6
66.9
69.7
72.8
76.0
79.6
6.2
Coahuila
118.8
141.9
152.2
160.8
172.3
175.9
179.6
182.5
185.1
187.6
188.2
189.0
189.7
190.6
190.6
191.4
3.2
Colima
124.1
107.7
123.2
128.3
128.3
128.3
128.3
127.1
125.7
124.0
120.2
118.3
115.3
112.3
110.4
108.5
-0.9
5.2
Total
tmca
19.5
24.9
24.9
24.9
24.9
24.9
24.9
26.7
28.2
29.8
31.3
33.2
35.2
37.4
39.8
41.7
Hidalgo
801.7
714.3
714.4
709.8
746.2
762.6
779.8
791.7
806.1
820.0
829.2
837.5
841.7
844.3
856.4
865.9
0.5
Jalisco
179.4
199.0
200.6
200.1
190.5
198.2
206.1
202.8
198.5
192.1
186.3
181.2
176.6
170.3
165.5
160.5
-0.7
Guerrero
México
182.9
208.0
214.3
218.3
201.1
204.7
208.5
205.8
202.3
200.1
195.3
192.5
188.3
183.3
177.8
172.7
-0.4
Morelos
220.6
184.4
184.4
184.4
184.4
184.4
184.4
188.6
190.9
190.7
191.8
192.2
194.3
194.9
196.7
197.3
-0.7
Nuevo León
106.7
132.9
146.9
192.5
210.7
217.8
225.1
233.2
240.0
247.8
254.2
261.4
270.2
277.2
285.3
291.5
6.9
Oaxaca
144.4
144.4
144.4
144.4
144.4
144.4
144.4
149.5
154.5
159.8
164.7
171.5
178.8
185.7
193.1
197.6
2.1
Puebla
292.8
350.8
386.5
419.0
503.3
519.2
535.8
550.6
563.6
567.6
576.3
588.4
602.5
611.7
615.0
623.1
5.2
1.0
San Luis Potosí
417.4
443.8
449.2
452.3
428.7
437.3
446.3
454.4
462.9
467.6
471.7
476.4
477.1
485.5
485.3
488.0
Sonora
257.2
275.9
333.5
339.9
376.4
384.7
438.2
445.0
454.9
463.3
462.3
470.3
479.3
489.9
495.1
497.4
4.5
46.8
56.0
56.0
56.0
56.0
56.0
56.0
58.8
62.0
64.2
66.7
69.0
72.5
76.2
80.0
83.7
3.9
Tabasco
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
Veracruz
Tamaulipas
240.8
0.0
227.1
227.6
228.3
229.2
229.2
229.2
230.8
234.6
236.3
235.1
235.4
235.4
238.2
238.9
239.2
0.0
Yucatán
64.4
77.2
83.0
87.9
97.4
101.3
105.3
102.9
100.9
99.0
96.7
94.0
92.2
90.7
87.7
84.6
1.8
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
40
En la actualidad, hay 32 plantas cementeras que pueden consumir coque de petróleo en el país, aunque algunas de ellas
no están operando. Cabe mencionar que para la proyección de demanda de coque a nivel industrial, ésta se realiza por
planta cementera.
104
La proyección del consumo de combustibles en el sector industrial da como resultado que, durante todo el
periodo prospectivo, la demanda promedio de diesel y gas LP se ubique en 31.3 mbdpce y 19.5 mbdpce,
respectivamente, con una tasa de crecimiento promedio anual de 1.4% y 1.0%. En lo referente a la demanda
de combustóleo, se prevé que deje de utilizarse por completo en el sector industrial a partir del año 2020,
como respuesta a una sustitución de combustible en ingenios azucareros. Entre 2014 y 2019 se estima un
consumo promedio de 2.02 mbdpce para este petrolífero.
La relación entre el consumo de combustibles del sector industrial y el comportamiento del PIB
manufacturero dan como resultado la intensidad en el uso de combustibles en este sector. El uso eficiente de
los combustibles, es decir, menor consumo de energía por unidad monetaria producida, genera una
disminución en la intensidad energética. Así, vemos que dicha intensidad pasa de 100.0 en 2014 a 86.9 en
2028, asociado a un mejor aprovechamiento de los combustibles y su sustitución para lograr una mayor
eficiencia, (véase Figura 4. 27).
FIGURA 4. 27
INTENSIDAD EN EL USO DE HIDROCARBUROS EN EL SECTOR INDUSTRIAL Y EL PIB
MANUFACTURERO, 2014-2029
(Índice, 2012=100)
200
180
160
140
120
106.3
100.0 103.1
100
80
100.0
105.3
110.8
115.9
120.9
126.3
132.2
111.3 110.1 109.6
106.3 104.0
101.1
138.1
98.8
143.7
96.9
149.0
95.5
154.9
93.6
161.3
91.8
168.0
174.8
181.8
90.1
88.7
86.9
2027
2028
2029
60
40
20
Intensidad en el uso de combustibles
PIB Industrial
0
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA,
EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
4.7.4. Sector Petrolero
Se prevé que el sector petrolero reduzca el consumo de combustibles 49.9% en el periodo de 2014 a 2029,
principalmente de combustóleo. Durante este periodo el consumo de este petrolífero disminuirá 89.3%. La
gasolina también presentará un reducción importante en su demanda de 48.0% respecto a los niveles de
2014. Por otro lado, se estima que la demanda de diesel presenta un comportamiento constante de 20.7
mbd, durante casi la totalidad del periodo de estudio, (véase Tabla 4. 19).
105
TABLA 4. 18
DEMANDA TOTAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR PETROLERO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Combustible
Total
Gasolinas
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
tmca
2029 2014-2029
48.7
44.4
40.4
29.3
29.3
26.0
26.0
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
-4.5
1.7
1.1
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
-4.3
Diésel
20.7
19.5
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
0.0
Combustóleo
26.2
23.9
18.8
7.7
7.7
4.4
4.4
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
2.8
-13.8
FUENTE: SENER con base en información de PEMEX.
4.8.
Comercio exterior de petrolíferos
En el análisis prospectivo del comercio exterior, se espera que, de 2014 a 2029, la producción de petrolíferos
aumente 24.1%, mientras que demanda lo hará un 35.9%; atribuible al incremento en el consumo de
gasolinas, principalmente. Lo anterior se traduce en, que para cubrir las necesidades de demanda, durante
este periodo la importación de petrolíferos aumentará 34.7%, mientras que los niveles de exportación de los
mismos disminuirá 44.8%.
Por tipo de combustible, la perspectiva es que la demanda de gasolinas permanezca en niveles superiores a la
oferta interna, e incluso que el diferencial entre ambas crezca. Lo anterior traerá como consecuencia un
aumento en las importaciones de este combustible. En el periodo 2014–2029 se espera que el déficit pase
de 370 mbd (47.5% de la demanda interna) a 514.7 (44.9% de la demanda interna), lo que representa un
aumento del 39.1% al final del periodo. Durante todo el periodo de estimación, las importaciones de gasolina
representarán en promedio el 38.3% de la demanda interna, (véase Figura 4. 28).
FIGURA 4. 28
COMERCIO EXTERIOR DE GASOLINAS, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
600
400
370.0
385.0
366.3
294.8
295.0
2017
2018
-294.8
-295.0
224.1
244.1
250.4
2019
2020
2021
-224.1
-244.1
-250.4
289.2
326.8
355.7
391.8
426.5
456.7
490.6
514.7
2028
2029
-490.6
-514.7
200
0
2014
2015
2016
-385.0
-366.3
2022
2023
2024
2025
2026
2027
-200
-400
-370.0
-289.2
-326.8
-355.7
-391.8
-426.5
-600
Importaciones
-456.7
Saldo balance comercial
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de AIE, AMDA, AMIA, ANPACT, CRE, INEGI, EPA, PEMEX, SENER y empresas
privadas
En relación a diésel, durante todo el periodo 2014-2029 se presenta un déficit en la oferta interna, por lo que
se tendrá que cubrir el faltante con producto de importación. Las importaciones de este petrolífero se prevé
que crezcan 39.7%, (véase Figura 4. 29).
106
FIGURA 4. 29
COMERCIO EXTERIOR DE DIÉSEL, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
250
200
150
132.9
123.7
139.8
100
91.0
72.1
49.4
50
69.0
75.6
55.0
43.8
93.2
109.1
129.3
144.4
165.5
185.6
0
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
-50
-100
-150
-49.4
-72.1
-132.9
-123.7
-91.0
-43.8
-55.0
-69.0
-75.6
-93.2
-109.1
-139.8
-129.3
-144.4
-200
-165.5
-185.6
-250
Importaciones
Saldo balance comercial
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE,
INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.
La producción de turbosina tendrá una tasa de crecimiento media anual 1.9% en el periodo 2014-2029,
mientras que la tasa de crecimiento promedio de la demanda interna de turbosina será de 4.3%, asociada a
la recuperación de la actividad económica y su impacto en el tráfico de pasajeros y de carga, así como de la
ejecución de proyectos. Lo anterior traerá como consecuencia recurrir a importaciones para satisfacer la
demanda interna, las cuales serán de 53.9 mbd, lo que representa que aumento de 42.1 mbd en relación a
2014, (véase Figura 4. 30)
FIGURA 4. 30
COMERCIO EXTERIOR DE TURBOSINA, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
60
40
20
11.7
17.4
15.3
7.7
13.6
15.9
2018
2019
-13.6
-15.9
19.8
24.7
26.9
2022
2023
-24.7
-26.9
31.6
35.5
41.2
45.4
49.6
53.8
17.0
0
2014
-20
2015
2016
2017
-7.7
-11.7
-17.4
-15.3
2020
-19.8
2021
Importaciones
2025
2026
2027
2028
2029
-17.0
-40
-60
2024
Exportaciones
-31.6
-35.5
-41.2
Saldo balance comercial
-45.4
-49.6
-53.8
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.
En el periodo 2014-2029, se espera que la demanda interna de combustóleo continúe con una fuerte
tendencia a la baja, se prevé que este será sustituido en su totalidad por otros combustibles, por ejemplo gas
natural, en los distintos sectores principalmente de electricidad e industrial. Lo anterior resulta en que se
genere un excedente, mismo que será enviado a exportaciones. A partir de 2019, las refinerías de Tula y
Salamanca dejarán de tener producción de combustóleo y, para 2021, Salina Cruz formará parte de las
refinerías que no elaboren este petrolífero, (véase Figura 4. 31).
107
FIGURA 4. 31
COMERCIO EXTERIOR DE COMBUSTÓLEO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
250
229.0
225.5
196.0
200
150
126.0
115.8
123.7
120.5
100
50
28.0
24.5
25.2
25.1
24.4
27.2
27.6
24.4
27.0
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
0
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Importaciones
Saldo balance comercial
Exportaciones
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI,
PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
Por su parte, la producción de coque de petróleo durante el periodo 2014 a 2018 será insuficiente para
satisfacer la demanda interna, compuesta principalmente por la rama del cemento y el sector eléctrico. Por
consiguiente, se continuará con una fuerte dependencia del exterior para satisfacer dicha demanda. De 2019
a 2029, se presenta un giro importante, debido a que la producción de que será mayor en relación las
necesidades de consumo del mismo, dando como resultado un superávit en la balanza comercial de este
combustible, atribuyendo este comportamiento a que, con las nuevas reconfiguraciones de conversión
profunda, se tendrá un mejor aprovechamiento de residuales, (véase Figura 4. 32).
FIGURA 4. 32
COMERCIO EXTERIOR DE COQUE DE PETRÓLEO, 2014-2029
(Miles de toneladas anuales)
4,000
3,152
3,000
2,386
2,737
2,480
2,183
2,234
1,311
1,082
1,000
439
64
0
2014
2,659
2,656
2,614
0
0
0
0
2015
2016
2017
2018
643
2019
2,173
2,132
2,127
2,075
994
494
516
504
527
529
539
-3,000
2021
2022
2023
2024
2025
2026
-4,000
-1,836
-2,183
-2,480
Importaciones
2,752
565
573
579
499
2020
-1,311
-2,322
2,831
2,035
551
-1,000
-2,000
3,331
2,586
2,587
1,836
2,000
2,689
3,404
Exportaciones
Saldo balance comercial
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
108
2027
2028
2029
5. Anexos
5.1.
Anexo A. Evaluación de las opciones para el
aprovechamiento de residuales en el SNR
5.1.1. Refinación
La refinación del petróleo comienza con la destilación atmosférica, las características del crudo alimentado a
las refinerías en este proceso determinarán los productos que de él se obtengan. Posteriormente, la mayor
parte de estos productos son sometidos a otros procesos como craqueo catalítico, reformación, craqueo
térmico, desulfurización, entre otros, en los cuales se cambia su estructura física y molecular, removiendo los
productos no deseados para así obtener productos finales de consumo. Es importante mencionar que existen
refinerías de baja complejidad que se limitan a procesos de destilación atmosférica y de vacío; mientras que
las refinerías más complejas incluyen procesos de fraccionamiento, conversión, tratamiento, craqueo, entre
otros, para obtener una mayor proporción de productos ligeros a partir de las fracciones más pesadas del
crudo.
Proceso de refinación
Para fines del presente trabajo sólo se describirán a detalle tres procesos, ya que son éstos los que en gran
medida determinan la complejidad de la refinería y, por lo tanto, el tipo de crudos que es capaz de procesar,
mientras que el resto son procesos que, si bien ayudan en el procesamiento de crudo, su función se relaciona
más con la adecuación del producto final a las especificaciones requeridas.
1.
Destilación del crudo
El primer proceso dentro de la refinación es el fraccionamiento del crudo dentro de torres de destilación y de
vacío que aprovechan las diferentes temperaturas de ebullición de los productos que componen el petróleo
para separarlos. Las más altas eficiencias en la destilación y los más bajos costos se obtienen mediante la
separación en dos pasos: el primero, por medio del fraccionamiento del total del crudo a presión atmosférica,
posteriormente se alimenta el residuo de éste - fracciones pesadas y de más altos puntos de ebullición- en un
segundo destilador operando al alto vacío.
Desalación del petróleo crudo
El desalado del crudo se considerada parte de la unidad destiladora, ya que el calor de algunas de las
corrientes de la unidad de destilación se emplea para el calentamiento del crudo en la unidad desaladora,
mejorando así la eficiencia global del proceso.
Destilador atmosférico
Este es el primer proceso en el que se separan los componentes del petróleo. El crudo saliente del desalado
se bombea a través de una serie de intercambiadores de calor que elevan la temperatura del crudo hasta
alrededor de 288°C. Posteriormente se eleva la temperatura hasta los 399°C por calentamiento directo y se
envía a una torre de destilación atmosférica. La temperatura de salida del calentador es suficientemente alta
como para causar la evaporación de todos los productos que se encuentren por arriba de la zona de
alimentación, además de un 10-20% de los productos de fondo.
La torre de destilación posee puntos de extracción de donde se obtienen las diferentes fracciones que
componen el crudo. Estos puntos se localizan a lo largo de la torre y, dependiendo de la altura a la cual se
encuentren, será el peso de la fracción que se extraiga. Así, de la parte superior de la torre se obtendrán los
109
destilados más ligeros, e irán haciéndose más pesados conforme el punto de extracción se localice más cerca
del fondo de la torre.
Destilación al vacío
El crudo reducido proveniente de la torre de destilación atmosférica se calienta e introduce en la torre de
destilación al vacío. Este proceso se lleva a cabo a una presión absoluta de 25-40 milímetros de mercurio
(mm de Hg), e incluso, para mejorar su eficiencia, se añade vapor en la parte baja de la torre para bajar la
presión hasta 10 mm de Hg o menos..
Productos
Casi ningún producto de la destilación se considera como un producto terminado. El propósito de esta
operación es separar el crudo en fracciones que puedan procesarse posteriormente de modo que los
productos estén listos para su venta.
2.
FCC (fluid catalytic cracking)
El craqueo catalítico, o conversión catalítica, es el proceso más empleado para obtener gasolinas y otros
productos intermedios y ligeros a partir de fracciones pesadas, en él se rompen las moléculas largas de
hidrocarburos en moléculas cortas empleando calor y en presencia de un catalizador. Es a través de este
proceso que la refinería obtiene la mayor proporción de gasolina (gasolina catalítica).
3.
Coquización y procesos térmicos
La coquización ha cobrado mayor relevancia a últimas fechas debido al procesamiento de crudos de cada vez
más densos, así como a la pérdida de mercado de los destilados pesados por el endurecimiento de las
normas ambientales (e.g. combustóleo residual). Por esto, la tendencia es utilizar procesos para obtener
productos más ligeros a partir de fracciones pesadas. Tal es el caso del proceso de coquización, que consiste
en una ruptura térmica de las moléculas pesadas y viscosas obtenidas en la destilación al vacío o del craqueo
catalítico; en este rompimiento se produce coque sólido así como hidrocarburos más ligeros que pueden
emplearse como insumos en otras unidades de la refinería para la obtención de productos con mayor valor.
Este proceso fue desarrollado para reducir los márgenes obtenidos de combustóleos residuales en la
refinación por medio del craqueo térmico severo de corrientes como residuos de vacío, gasóleos aromáticos,
residuos de unidades de craqueo catalítico, entre otros. De entre los diferentes procesos que existen para
reducir la cantidad de fracciones residuales, la coquización es el más empleado, siendo la coquización
retardada (delayed cocking) el tipo de coquización más común a nivel mundial, con el 90% de la capacidad
instalada de este tipo de procesos.
5.1.2. Tipos de refinerías
Las características y procesos de las refinerías están relacionadas directamente con la región geográfica en
donde se sitúan, la demanda en la región, capacidad de inversión, características del crudo a refinar, entre
otras cosas. El hecho de que una refinería procese crudos pesados y busque una mayor producción de
productos ligeros, requerirá que la refinería sea compleja, aprovechando así los diferenciales entre los crudos
o los altos costos de venta de los productos ligeros.
De esta manera la configuración y procesos involucrados en la refinación pueden incluir una gran cantidad de
procesos, dando como resultado refinerías altamente complejas; o puede contar con pocas unidades de
procesos en refinerías sencillas. Las distintas configuraciones de las refinerías pueden clasificarse de la
siguiente manera:
110
Hydroskimming (refinería sencilla)
Cuenta con la unidad de destilación atmosférica y, en algunas, torres de destilación al vacío; unidades de
reformación para obtener una mayor proporción de naftas de mayor calidad y unidades de hidrodesulfuración
para la remoción de azufre. Es la refinería más simple, se emplea principalmente para el procesamiento de
crudos ligeros con bajo contenido de azufre. Obtiene un menor margen de productos ligeros que una refinería
de mayor complejidad empleando el mismo crudo. Por tener menos procesos, sus costos operativos son
mucho menores y, en general, su rentabilidad es menor llegando incluso a tocar márgenes negativos. Este
tipo de refinerías no puede aprovechar el diferencial entre los precios de los crudos pesados y ligeros debido a
su poca capacidad de rectificar la naturaleza intrínseca de un crudo, por lo que su rentabilidad está
totalmente vinculada a los precios del crudo ligero.
En estás refinerías la rentabilidad se relaciona directamente con los grados API de un crudo. Así, entre mayor
grado API posea un crudo mayor será el valor de los productos obtenidos.
Refinería FCC (fluid catalytic cracking)
Esta refinería posee los mismos procesos que la refinería con configuración Hydroskimming, y se
complementa con destilación al vacío; se añaden el craqueo catalítico, planta de alquilación y tratamiento de
gases. Estas adiciones aumentan el margen de conversión de productos pesados en productos ligeros,
además de que le permiten adaptarse a nuevas y más estrictas exigencias ambientales. Por el tipo de
procesos involucrados, éstas poseen una mayor capacidad de rectificar la naturaleza de los crudos y
aprovechar de esta forma parte de los diferenciales existentes entre los precios del crudo pesado y ligero.
Refinería de conversión profunda (deep conversión)
Este tipo de refinerías son las que mayor cantidad de procesos involucran en la refinación del crudo y, por
tanto, los mayores costos de operación. Posee todos los procesos existentes en las refinerías FCC pero se
añade el proceso de coquización (procesos que por sí mismo refiere a este tipo de configuración) con lo que
se elimina la producción de residuos. La unidad de coquizacón brinda a la refinería la oportunidad de
aprovechar al máximo el diferencial entre los crudos pesados y ligeros gracias a su alta capacidad de
rectificación de la naturaleza de los crudos.
Con esto puede inferirse la importancia que tiene la configuración de las refinerías en cuanto al margen de
ganancias de cada una de ellas. Los costos, tanto de operación como de instalación de estas unidades son
considerables, sin embargo, el sólo hecho de poseer las unidades necesarias que permitan procesar crudos de
mayor peso específico permite que las refinerías puedan aprovechar las diferencias en precio entre los
distintos crudos.
5.1.3. Alternativas de destino para residuales
Como se mencionó al inicio, la utilización de procesos complejos para la obtención de gasolina, generan
residuales, los cuales deben desalojarse oportunamente para no convertirse en un serio problema de logística
dentro de la refinería. En México, una alta proporción de los crudos procesados son pesados, lo que requiere
de utilizar procesos de alto grado de conversión. En el Sistema Nacional de Refinación se tienen actualmente
las siguientes configuraciones de refinerías con las siguientes características:
•
Las refinerías de Cadereyta, Madero y Minatitlán cuentan con unidad de coquización.
•
En Salamanca se cuenta con un tren de aceites lubricantes, pero no tiene coquizadora.
•
Las refinerías de Tula y Salina Cruz carecen de coquizadora y también de tren de aceites lubricantes.
•
En general, hay tres posibles destinos para los residuales del Sistema Nacional de Refinación:
111
Destino alternativo 1: A la planta de coquización
Es uno de los procesos más utilizados en las refinerías a nivel mundial, mediante la desintegración térmica no
catalítica de los residuos de vacío se obtienen hidrocarburos más ligeros, como el aceite cíclico. Aumenta la
cantidad de gasolina obtenida generando como subproducto coque de petróleo.
FIGURA A. 1
PLANTA DE COQUIZACIÓN
Actualmente la instalación de coquizadoras en México se considera prioritaria para el manejo de residuales
porque, al mejorar el rendimiento de gasolinas, mejora las finanzas de las refinerías y contribuye a disminuir la
importación de ese importante combustible. Además, el coque de petróleo ha cobrado gran importancia
como combustible en la industria cementera y en la generación de energía eléctrica, debido a su bajo costo.
Destino alternativo 2: A la planta de combustóleo
El combustóleo se obtiene mezclando los residuos de la destilación al vacío con aceite cíclico ligero de la
desintegración catalítica. Se utiliza en las plantas termoeléctricas, en la industria y en menor proporción
como combustible para buques marítimos.
FIGURA A. 2
PLANTA DE COMBUSTÓLEO
Actualmente, por su alto precio con respecto a gas natural y mayores emisiones contaminantes, el consumo
nacional presenta una pronunciada tendencia a la baja. La demanda industrial de combustóleo se ha reducido
considerablemente, mientras que CFE ha tomado las medidas necesarias, como reconversión de unidades,
para sustituir este combustible por gas natural en sus plantas de generación eléctrica, con lo cual en 2018
CFE dejará de utilizarlo.
Otra de las opciones es el exportar este combustible, sin embargo, dado los altos costos de transporte desde
las refinerías hasta las terminales de exportación, esta opción implica incurrir en pérdidas, con la probable
excepción de la refinería ubicada en Salina Cruz, Oaxaca. Al precio en refinería se le debe restar el costo de
logística por llevarlo a algún puerto marítimo. A los precios actuales, el ingreso obtenido por su venta no
cubriría los costos de traslado. Así, exportar representa una pérdida de varios dólares por barril por concepto
de manejo y desalojo, que afecta la rentabilidad de las refinerías. Sin embargo, exportar combustóleo
representa una de las pocas, sino la única opción para las refinerías que carecen de coquizadora, ya que la
demanda de asfalto es bastante limitada y sola podría absorber una parte reducida de los residuales. El
mantener altos de inventarios de este combustible representa que las refinerías reduzcan sus tasas de
utilización al llegar a los límites en su capacidad de almacenamiento.
112
Destino alternativo 3: A la planta de asfalto
La elaboración de asfalto se realiza mediante el mezclado de residuos de vacío con gasóleos de vacío a altas
temperaturas para facilitar su agitación y su transporte. Su empleo principal es en la pavimentación de
caminos.
FIGURA A. 3
PLANTA DE ASFALTO
La opción de elaborar asfalto tiene una rentabilidad similar a la coquización e incluso, actualmente, mucho
mayor, dado que la cotización del asfalto fluctúa menos que crudo y gasolinas.
5.1.4. Mercado de asfalto
Cerca de 80% de la demanda mundial de asfalto en 2014 estuvo relacionada con el uso de este producto en
la pavimentación. El uso del asfalto para la construcción de caminos se favorece sobre el uso del cemento en
la mayoría de las aplicaciones de pavimentación de carreteras debido a sus propiedades como por ejemplo,
su menor costo; y la reducción de ruido y mayor velocidad relativa en su aplicación.
Otro de los usos del asfalto es en la impermeabilización de construcciones. Mientras que los productos para
techos de asfalto dominan en EUA. y Canadá, sólo ocupan una pequeña parte del total del mercado de
techos en la mayoría de otros países. Sin embargo, el uso de este material en muchos países - especialmente
en China-, está presentando tasas de crecimiento importantes, lo que impulsará el precio del asfalto hacia el
futuro.
5.1.5. Precios
Dado que el asfalto líquido es un producto residual de refinación de petróleo, los precios de este último tienen
un impacto en los precios de asfalto. El aumento de los precios del petróleo ha sido altamente correlacionado
con el precio de asfalto. En los últimos 10 años, los precios de asfalto crecieron un 7% por cada aumento de
10% en los precios del petróleo.
Con la expansión en la capacidad de coquización en las refinerías, el aumento de los precios de asfalto ha
sido aún más fuerte. Desde 2006 hasta mediados de 2014, los precios del petróleo subieron un 61.5%
mientras que los precios de asfalto aumentaron 87.8%.
Entre 2006 y 2014, el precio del concreto, su principal consumidor, no presentó un incremento de esta
magnitud, como consecuencia este producto presentaba una ventaja relativa considerando su tiempo de vida
y su costo relativo. Sin embargo, dado que los precios del petróleo siguen manteniendo su tendencia la baja,
es posible que el concreto pierda su posición contra el asfalto. Dada la correlación histórica entre el precio del
petróleo y asfalto, se estima que el punto de equilibrio del asfalto en comparación con el concreto es de 76.5
USD/bbl de petróleo. Considerando que, tanto la Agencia Internacional de Energía como la OPEP, prevén que
la tendencia de bajos precios del crudo se mantenga en el corto plazo, el precio relativo del asfalto en relación
al cemento será más competitivo en los próximos años, situación que puede ser aprovechada por los países
para incrementar su demanda por este derivado del petróleo, siendo una oportunidad para los productores de
asfalto.
113
Dada la disminución del nivel de los precios del petróleo, las carreteras asfaltadas deberían haber recuperado
su ventaja competitiva sobre el concreto. Pero la diminución de los precios del petróleo tiene una correlación
mucho menor con los precios de asfalto que el resto de los petrolíferos, como diesel o gasolina. En los últimos
años el precio del asfalto disminuyó 2% por cada descenso del 10% en los precios del petróleo.
Lo anterior puede explicarse por el impacto del aumento del uso de coquizadoras en las refinerías de
petróleo. Este proceso reduce o elimina la producción de betún o asfalto líquido para incrementar la
producción de gasolinas, reduciendo la producción de asfalto en momentos en que la demanda muestra
signos de recuperación. Esta alta demanda y oferta restringida podrían compensar los costos de insumos
más bajos por lo general asociados con los bajos precios del petróleo.
Los precios del petróleo se redujeron 44% en el segundo semestre de 2014. Durante el mismo periodo, los
precios de asfalto aumentaron 1.5%, alcanzando un nuevo máximo histórico en diciembre.
5.1.6. Mercado Internacional
En cuanto a su producción, destaca lo ocurrido en años recientes en la industria de la refinación, en donde los
altos márgenes que se presentaron en los últimos años en las refinerías de conversión profunda
(coquizadoras) incentivaron nuevas inversiones en unidades de coquización. Lo anterior se debe a que la
industria de la refinación buscaba aprovechar los diferenciales entre crudos ligeros y pesados, y aumentar la
producción de destilados ligeros e intermedios. De esta manera, conforme un número mayor de refinerías
agregan unidades de coquización, se espera que la oferta de asfalto se reduzca, pudiendo resultar en mejores
márgenes en la producción de este producto.
Otro importante factor, es el cambio estructural que se dio en la producción de petróleo crudo y líquidos de
gas por el desarrollo de las reservas de gas de esquisto que modificaron la estructura del mercado de asfalto.
Las refinerías en los Estados Unidos emplearon cada vez mayores volúmenes de crudo ligero y líquidos de gas
proveniente dela producción de lutitas, lo cual tiene un impacto en la producción de asfalto cuyos mayores
volúmenes se obtienen a partir de crudos más pesados.
En cuanto a la demanda mundial de asfalto, se espera que hacia 2019, se incremente a una tasa de 2.8%
anual año, alcanzando 122.5 millones de toneladas métricas (742.5 millones de barriles). Esta tasa es
impulsada por un crecimiento en el consumo de China y otros países en desarrollo, a medida que éstos
realizan proyectos para mejorar sus infraestructuras de transporte. Asimismo, se espera un repunte en la
demanda en los Estados Unidos, así como un mayor dinamismo en mercados maduros de asfalto en los
países de mayores ingresos (muchos de los cuales se redujeron entre 2009 y 2014), aunque, en la mayoría
de los casos, la demanda no recuperará los niveles de 2009 sino hasta después de 2019.
Se espera que la región de Asia- Pacífico, el mercado regional más grande de asfalto en 2014, presente el
mayor crecimiento hacia 2019, impulsado por un fuerte crecimiento en China e India. China, que en 2012
superó a los Estados Unidos como el principal consumidor de asfalto a nivel mundial, representó más del 20%
del mercado mundial en 2014. Sin embargo, se espera una desaceleración en el crecimiento de la demanda
en este país conforme su enfoque cambie, de ampliar masivamente la red de carreteras, a la reparación y el
mantenimiento de las mismas. La demanda de asfalto en la India se beneficiará de grandes proyectos de
obras públicas destinadas a apoyar el desarrollo económico.
Norteamérica permanecerá como una de las principales regiones en cuanto a demanda de asfalto debido a la
necesidad de mantenimiento de la red de carreteras y autopistas (casi 90 por ciento de los cuales se
encuentra en los EUA.). Se pronostica que la demanda de asfalto en este país se recupere después de fuertes
caídas entre 2004 y 2014, impulsada por un mayor crecimiento económico y una mayor actividad de la
construcción. Los Estados Unidos es un consumidor importante de asfalto, el cual es empleado para techos, y
la demanda de esos productos se recuperará a la par de la industria de la construcción.
114
5.1.7. Mercado nacional de asfalto
Entre 2004 y 2015, PEMEX ha dejado de producir 44.8% de asfaltos, al pasar de 27.2 mbd en 2014 a 15.0
mbd en 2015, esta caída en la producción es mayor si se compara con 2008, año en que la producción llego
a su pico con 34.3 mbd. La refinería con la mayor producción de asfalto es Salamanca, al promediar un
volumen de 12.5 mbd durante este periodo. Cabe resaltar que de acuerdo a la SE, de enero a septiembre de
2015, las importaciones y exportaciones de asfaltos por parte de particulares promedian 1,440,108 kilos y
17,494 kilos, respectivamente.
FIGURA A. 4
PRODUCCIÓN DE ASFALTOS DE PEMEX, 2004-2015
(Miles de barriles diarios)
40.0
35.0
34.3
32.3
30.0
29.3
27.2
25.0
4.3
31.9
5.4
5.5
4.0
4.4
5.1
3.9
31.9
5.0
4.6
5.0
20.0
5.2
5.4
4.9
14.1
12.3
3.7
16.5
4.5
3.5
18.7
2.7
3.8
4.0
4.2
3.9
4.9
2004
2005
2006
3.4
4.0
2007
12.4
11.1
1.4
7.4
3.6
4.8
4.0
2008
2009
Madero
12.4
3.7
9.5
0.0
Cadereyta
2.6
2.3
11.5
2.6
4.0
15.0
14.4
14.6
13.4
10.0
2.0
23.9
23.1
4.9
15.0
5.0
26.1
24.9
4.4
1.9
1.5
2.8
2.8
2.9
1.1
1.8
3.4
0.4
2.1
2012
2013
2014
2015
2010
Salamanca
0.9
1.7
2011
Salina Cruz
Tula
FUENTE: SENER con información de PEMEX.
En 2014, PEMEX abasteció el 81% de la demanda nacional de asfalto mientras el resto se completó
mediante compras al extranjero.
5.1.8. Opción de aprovechamiento de residuales en el país
Con base en el presente ejercicio, una de las opciones para incrementar la rentabilidad en el SNR, es cubrir la
demanda nacional de asfalto empleando el 15% de los residuos de vacío de sus refinerías. Para ello, es
necesario actualizar u optimizar las instalaciones de producción y suministro, revisar la política de precios
para aprovechar las oportunidades que ofrece el mercado de este producto, y considerar la asociación con
particulares.
La producción de asfaltos permitiría, además, aprovechar el mercado exterior que, a diferencia del de
combustóleo, es más amplio, haciendo más fácil de comercializar este producto. Considerando que EUA es
uno de los principales consumidores de asfalto nivel mundial y que, actualmente, su capacidad de producción
se ha visto reducida por la instalación de coquizadoras y el procesamiento de crudos más ligeros, este
mercado sería el mercado natural de la producción excedente.
Por último, los precios de este producto presentan menos fluctuaciones que otros derivados, por lo que su
comercialización podría brindar mayores beneficios en épocas en que los precios del crudo han mostrado
tendencias a la baja.
115
5.2.
Anexo B. Estudios de sensibilidad por sector y por estado,
por efecto de cambios en el PIB, 2015-2029.
TABLA B. 1
COMPARATIVO PIB NACIONAL, 2015-2029
(Tasas de crecimiento)
Caso
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Datos anuales
2021 2022 2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Promedio
Escenario Moderado
2.4
2.9
3.3
3.5
3.5
3.4
3.5
3.5
3.3
3.4
3.5
3.5
3.5
3.5
3.5
2.7
Escenario base PROS15-29
2.4
2.9
4.0
4.2
4.2
4.2
4.3
4.4
4.1
4.2
4.4
4.4
4.2
4.2
4.2
4.2
Escenario Alto
2.4
2.9
4.8
4.9
4.8
5.0
5.1
5.2
4.9
5.0
5.2
5.2
5.0
5.0
5.0
5.4
FUENTE: IMP, con base SHCP, SENER, FMI.
TABLA B. 2
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GASOLINA NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE,
2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Datos anuales
2023
2022
2021
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
Escenario Moderado
785.5
770.3
775.2
778.7
794.3
807.5
835.1
866.6
895.1
920.4
985.8 1,009.1 1,020.5
1.9
Escenario base PROS15-29
785.5
770.8
781.9
793.6
817.2
839.5
877.5
920.1
959.4
995.5 1,031.3 1,064.8 1,092.8 1,126.2 1,146.3
2.7
Escenario Alto
785.5
770.3
786.2
803.2
831.6
859.8
904.3
953.8
999.9 1,043.1 1,086.2 1,127.1 1,161.6 1,201.9 1,227.9
3.2
945.0
967.7
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
116
TABLA B. 3
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GASOLINA POR ESTADO, SECTOR AUTOTRANSPORTE,
2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
Escenario Moderado
Estado
2016
11.6
34.7
8.1
4.6
19.6
28.7
14.6
17.1
102.0
18.4
32.3
14.1
27.5
38.5
53.8
27.0
15.3
4.8
44.9
15.0
32.0
18.2
0.0
15.1
24.5
22.2
17.3
26.6
0.0
48.0
27.4
6.2
2017
11.9
34.7
8.1
4.6
19.7
29.0
14.8
17.5
101.4
18.6
33.0
14.2
27.6
39.4
53.6
27.6
15.3
4.9
45.2
15.1
32.1
18.6
0.0
15.4
24.5
22.2
17.3
26.9
0.0
48.1
27.5
6.4
2018
12.1
34.3
8.0
4.6
19.7
29.1
14.8
17.8
100.9
18.7
33.7
14.2
28.0
40.2
53.3
28.1
15.5
5.0
46.0
15.1
32.5
19.0
0.0
15.7
24.2
21.9
17.3
27.0
0.0
48.1
27.5
6.5
2019
12.5
34.5
8.0
4.7
20.0
29.6
15.0
18.3
102.4
19.0
34.7
14.4
28.8
41.3
54.0
28.9
16.0
5.1
47.8
15.3
33.5
19.5
0.0
16.2
24.3
22.1
17.6
27.4
0.0
48.8
27.9
6.7
2020
12.8
34.6
8.1
4.7
20.1
29.9
15.2
18.8
103.7
19.2
35.5
14.5
29.5
42.4
54.7
29.6
16.4
5.2
49.8
15.4
34.3
20.0
0.0
16.6
24.4
22.1
17.7
27.8
0.0
49.2
28.2
6.8
Zacatecas
11.8
36.0
8.4
4.7
19.8
30.0
15.3
17.3
104.4
19.3
32.8
14.2
27.9
39.1
55.1
27.3
15.5
4.8
44.4
15.2
32.5
18.5
0.0
15.3
25.4
23.0
17.4
27.9
0.0
48.4
27.7
6.3
11.6
34.8
8.1
4.6
19.6
28.7
14.6
17.1
102.1
18.5
32.3
14.1
27.5
38.5
53.9
27.0
15.3
4.8
45.0
15.0
32.0
18.2
0.0
15.1
24.5
22.2
17.3
26.6
0.0
48.0
27.4
6.2
12.0
34.9
8.1
4.7
19.9
29.2
14.9
17.6
102.3
18.8
33.4
14.3
27.8
39.8
54.0
27.9
15.5
4.9
45.5
15.2
32.4
18.8
0.0
15.6
24.7
22.3
17.5
27.1
0.0
48.6
27.8
6.4
12.3
34.7
8.1
4.7
20.1
29.5
15.0
18.1
103.5
19.0
34.3
14.4
28.5
41.0
54.6
28.7
15.8
5.1
46.7
15.4
33.1
19.3
0.0
16.0
24.5
22.2
17.7
27.4
0.0
49.1
28.1
6.6
12.8
35.3
8.2
4.8
20.6
30.2
15.4
18.8
106.2
19.4
35.7
14.8
29.5
42.5
56.0
29.8
16.4
5.3
48.9
15.8
34.4
20.1
0.0
16.7
24.9
22.5
18.1
28.0
0.0
50.4
28.8
6.9
13.3
35.7
8.3
4.9
21.0
30.8
15.7
19.5
109.0
19.8
36.9
15.1
30.6
44.0
57.5
30.8
17.0
5.4
51.4
16.1
35.6
20.8
0.0
17.3
25.2
22.8
18.5
28.6
0.0
51.4
29.4
7.1
14.0
37.0
8.6
5.1
21.8
32.1
16.3
20.5
112.7
20.6
38.9
15.7
32.3
46.4
59.5
32.4
17.9
5.7
55.2
16.7
37.5
21.9
0.0
18.2
26.1
23.7
19.2
29.8
0.0
53.4
30.5
7.5
14.8
38.4
8.9
5.4
22.8
33.6
17.1
21.7
117.0
21.6
41.1
16.4
34.1
49.0
61.7
34.3
19.0
6.1
59.4
17.5
39.7
23.1
0.0
19.2
27.1
24.6
20.1
31.1
0.0
55.8
31.9
7.9
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
11.8
36.0
8.4
4.7
19.8
30.0
15.3
17.3
104.3
19.3
32.8
14.2
27.9
39.1
55.1
27.3
15.5
4.8
44.4
15.2
32.5
18.5
15.3
25.4
23.0
17.4
27.8
48.4
27.7
6.3
11.6
34.7
8.1
4.6
19.6
28.7
14.6
17.1
102.0
18.4
32.3
14.1
27.5
38.5
53.8
27.0
15.3
4.8
44.9
15.0
32.0
18.2
15.1
24.5
22.2
17.3
26.6
48.0
27.4
6.2
12.1
35.1
8.2
4.7
20.0
29.3
14.9
17.8
102.7
18.9
33.6
14.4
28.1
40.1
54.2
28.1
15.6
5.0
45.6
15.3
32.6
18.9
15.7
24.8
22.4
17.6
27.2
48.9
27.9
6.5
12.5
35.0
8.2
4.8
20.4
29.8
15.1
18.4
104.4
19.1
34.9
14.6
28.9
41.6
55.1
29.1
16.1
5.1
47.1
15.6
33.7
19.6
16.3
24.7
22.4
17.9
27.6
49.8
28.5
6.7
13.1
35.8
8.3
4.9
21.0
30.6
15.6
19.3
107.6
19.7
36.5
15.1
30.2
43.5
56.8
30.4
16.8
5.4
49.6
16.1
35.2
20.5
17.0
25.3
22.9
18.5
28.4
51.3
29.3
7.0
13.7
36.4
8.5
5.1
21.5
31.4
16.0
20.1
110.9
20.2
38.0
15.5
31.6
45.4
58.6
31.7
17.6
5.6
52.3
16.5
36.8
21.4
17.8
25.7
23.3
19.0
29.1
52.6
30.1
7.3
14.5
38.0
8.8
5.3
22.5
32.9
16.7
21.3
115.2
21.1
40.4
16.2
33.6
48.2
60.8
33.7
18.7
5.9
56.5
17.3
39.1
22.7
18.9
26.8
24.3
19.8
30.5
55.1
31.5
7.8
15.4
39.7
9.2
5.6
23.7
34.6
17.6
22.7
120.0
22.2
42.9
17.0
35.8
51.2
63.4
35.8
19.9
6.3
61.1
18.1
41.7
24.2
20.1
28.0
25.4
20.8
32.1
57.9
33.1
8.3
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Escenario base PROS15-29
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Escenario Alto
Datos anuales
2021
2022
2023
13.3
13.9
14.5
35.6
36.7
37.6
8.3
8.5
8.8
4.9
5.0
5.2
20.7
21.3
21.9
30.9
32.1
33.1
15.7
16.3
16.8
19.6
20.5
21.3
105.8
108.3
110.6
19.9
20.6
21.3
37.0
38.7
40.3
14.9
15.3
15.8
30.8
32.2
33.5
44.2
46.2
48.1
55.9
57.2
58.4
30.9
32.3
33.6
17.1
17.9
18.6
5.5
5.7
5.9
53.0
56.5
59.7
15.9
16.4
16.8
35.8
37.5
39.0
20.9
21.8
22.7
0.0
0.0
0.0
17.3
18.1
18.8
25.1
25.9
26.6
22.8
23.5
24.1
18.2
18.8
19.3
28.7
29.7
30.7
0.0
0.0
0.0
50.6
52.2
53.6
28.9
29.8
30.7
7.1
7.5
7.8
2015
11.8
36.0
8.4
4.7
19.8
30.0
15.3
17.3
104.3
19.3
32.8
14.2
27.9
39.1
55.1
27.3
15.5
4.8
44.4
15.2
32.5
18.5
0.0
15.3
25.4
23.0
17.4
27.8
0.0
48.4
27.7
6.3
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
2025
15.5
38.4
8.9
5.4
23.1
34.6
17.6
22.8
115.4
22.3
43.1
16.6
36.0
51.4
60.9
36.0
20.0
6.4
65.5
17.7
41.9
24.3
0.0
20.1
27.1
24.6
20.3
32.1
0.0
56.5
32.3
8.3
2026
16.0
38.7
9.0
5.6
23.6
35.3
18.0
23.5
117.7
22.7
44.4
17.0
37.1
52.9
62.1
37.0
20.6
6.5
68.1
18.1
43.1
25.0
0.0
20.7
27.3
24.7
20.8
32.7
0.0
57.8
33.1
8.6
2027
16.3
38.9
9.0
5.7
24.1
35.8
18.2
24.0
119.6
23.0
45.4
17.3
37.9
54.1
63.2
37.9
21.0
6.7
70.4
18.5
44.0
25.5
0.0
21.2
27.4
24.9
21.2
33.2
0.0
58.9
33.7
8.7
2028
16.7
39.7
9.2
5.8
24.7
36.9
18.8
24.6
121.3
23.7
46.5
17.8
38.8
55.4
64.1
38.8
21.6
6.8
72.7
18.9
45.1
26.2
0.0
21.7
28.0
25.4
21.8
34.2
0.0
60.4
34.6
9.0
2029
17.0
39.8
9.3
5.8
24.8
36.9
18.8
25.0
123.3
23.7
47.3
17.8
39.4
56.4
65.1
39.4
21.9
7.0
74.3
19.0
45.9
26.6
0.0
22.1
28.1
25.5
21.8
34.2
0.0
60.6
34.7
9.1
15.5
39.6
9.2
5.6
23.7
34.9
17.8
22.8
120.8
22.4
43.1
17.1
35.8
51.4
63.8
35.9
19.9
6.3
63.3
18.2
41.7
24.3
0.0
20.1
28.0
25.4
20.9
32.4
0.0
58.0
33.2
8.3
16.2
40.4
9.4
5.8
24.6
36.0
18.3
23.7
124.9
23.1
44.9
17.7
37.5
53.6
66.0
37.5
20.8
6.6
66.8
18.9
43.6
25.3
0.0
21.0
28.5
25.8
21.7
33.4
0.0
60.2
34.4
8.7
16.8
41.0
9.5
6.0
25.6
37.1
18.9
24.7
128.8
23.8
46.8
18.4
39.1
55.8
68.0
39.1
21.7
6.9
70.5
19.6
45.5
26.4
0.0
21.9
29.0
26.2
22.5
34.4
0.0
62.4
35.7
9.0
17.5
41.6
9.7
6.2
26.4
38.1
19.4
25.7
132.6
24.5
48.6
19.0
40.6
57.9
70.0
40.5
22.6
7.2
73.8
20.3
47.3
27.4
0.0
22.7
29.4
26.6
23.3
35.3
0.0
64.6
37.0
9.4
17.9
42.1
9.8
6.4
27.2
38.9
19.8
26.4
135.9
25.0
49.9
19.6
41.8
59.6
71.7
41.7
23.2
7.4
76.7
20.9
48.6
28.1
0.0
23.3
29.7
26.9
24.0
36.1
0.0
66.6
38.1
9.6
18.5
43.2
10.1
6.6
28.2
40.3
20.5
27.2
138.7
25.9
51.4
20.3
43.1
61.4
73.2
42.9
24.0
7.6
79.6
21.6
50.2
29.0
0.0
24.0
30.5
27.7
24.8
37.4
0.0
68.9
39.4
9.9
18.9
43.6
10.1
6.7
28.6
40.5
20.6
27.8
141.8
26.1
52.6
20.5
44.1
62.7
74.9
43.9
24.5
7.8
81.8
21.9
51.3
29.6
0.0
24.6
30.8
27.9
25.1
37.6
0.0
69.8
39.9
10.1
3.4
1.4
1.4
2.7
2.7
2.2
2.2
3.4
2.2
2.2
3.4
2.7
3.3
3.4
2.2
3.4
3.3
3.4
4.5
2.7
3.3
3.4
16.3
41.2
9.6
5.8
24.8
36.1
18.4
24.0
124.4
23.2
45.3
17.8
37.9
54.1
65.7
37.8
21.0
6.7
65.4
19.0
44.1
25.5
21.2
29.1
26.4
21.8
33.5
60.5
34.6
8.7
17.1
42.2
9.8
6.1
25.8
37.5
19.1
25.1
129.0
24.1
47.6
18.6
39.9
56.8
68.1
39.7
22.2
7.0
69.4
19.8
46.4
26.8
22.2
29.8
27.0
22.7
34.8
63.1
36.1
9.2
17.9
43.2
10.0
6.3
26.9
38.8
19.7
26.4
133.4
24.9
49.9
19.4
41.9
59.5
70.4
41.6
23.3
7.4
73.6
20.6
48.8
28.1
23.3
30.5
27.6
23.7
36.0
65.8
37.6
9.6
18.7
44.0
10.2
6.6
28.0
40.1
20.4
27.5
137.6
25.8
52.0
20.1
43.8
62.1
72.6
43.4
24.3
7.7
77.6
21.5
50.9
29.3
24.3
31.1
28.2
24.6
37.2
68.4
39.1
10.0
19.3
44.8
10.4
6.8
28.9
41.1
20.9
28.4
141.2
26.4
53.8
20.8
45.3
64.2
74.5
44.9
25.2
7.9
81.0
22.2
52.7
30.3
25.1
31.6
28.6
25.5
38.1
70.7
40.5
10.4
20.0
46.3
10.8
7.1
30.1
42.8
21.8
29.4
144.3
27.5
55.7
21.6
46.9
66.4
76.2
46.5
26.1
8.2
84.5
23.0
54.6
31.4
26.0
32.7
29.6
26.5
39.7
73.5
42.0
10.7
20.6
46.9
10.9
7.2
30.5
43.3
22.0
30.2
147.7
27.8
57.2
22.0
48.2
68.2
78.0
47.7
26.8
8.4
87.2
23.4
56.1
32.2
26.7
33.1
30.0
26.9
40.2
74.7
42.7
11.0
4.1
1.9
1.9
3.1
3.1
2.7
2.7
4.1
2.5
2.7
4.1
3.1
4.0
4.1
2.5
4.1
4.0
4.1
4.9
3.1
4.0
4.1
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
117
tmca
2024
15.0
38.1
8.9
5.3
22.5
33.8
17.2
22.0
113.1
21.8
41.7
16.2
34.8
49.7
59.7
34.8
19.3
6.1
62.6
17.3
40.5
23.5
0.0
19.5
26.9
24.3
19.8
31.4
0.0
55.0
31.5
8.0
2.6
0.7
0.7
1.6
1.6
1.5
1.5
2.6
1.2
1.5
2.6
1.6
2.5
2.6
1.2
2.6
2.5
2.6
3.7
1.6
2.5
2.6
2.6
0.7
0.7
1.6
1.5
1.6
1.6
2.6
3.4
1.4
1.4
2.7
2.2
2.7
2.7
3.4
4.1
1.9
1.9
3.1
2.7
3.1
3.1
4.1
TABLA B. 4
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE DIESEL NACIONAL, SECTORES AUTOTRANSPORTE,
FEROVIARIO, MARÍTIMO E INDUSTRIAL, 2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Datos anuales
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
Escenario Moderado
388.0
401.1
421.5
437.0
453.5
468.3
484.3
497.2
508.6
520.9
534.0
548.7
563.1
577.7
593.1
3.1
Escenario base PROS15-29
385.1
398.1
421.7
440.6
460.5
479.7
500.3
518.3
534.4
551.8
570.2
590.4
610.2
630.3
651.4
3.8
Escenario Alto
388.0
401.1
427.7
449.9
473.1
496.5
521.8
544.8
565.9
588.7
613.0
639.5
665.5
692.1
720.2
4.5
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, Pemex, Sener y empresas
privadas.
118
TABLA B. 5
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE DIESEL POR ESTADO, SECTORES AUTOTRANSPORTE,
FEROVIARIO, MARÍTIMO E INDUSTRIAL, 2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
Escenario Moderado
Escenario base PROS15-29
Escenario Alto
Estado
Datos anuales
2021
2022
2023
7.3
7.5
7.7
18.8
19.4
19.9
5.0
5.0
5.1
1.8
1.9
1.9
6.9
7.1
7.2
20.1
20.7
21.2
13.7
14.1
14.5
16.0
16.5
17.0
30.5
31.0
31.4
18.1
18.6
19.1
21.7
22.4
23.1
5.3
5.4
5.5
19.6
20.1
20.4
23.5
24.3
25.0
20.1
20.5
20.8
15.7
16.2
16.6
4.4
4.5
4.6
2.1
2.1
2.2
35.1
35.8
36.4
6.8
6.9
7.1
16.7
17.2
17.5
14.3
14.8
15.2
14.3
14.8
15.2
26.6
27.3
28.0
28.1
28.9
29.7
8.0
8.2
8.4
28.8
29.6
30.3
2015
5.7
13.5
4.0
1.5
5.5
16.8
11.4
12.5
26.6
14.9
16.8
4.2
16.2
18.4
17.1
12.2
3.5
1.6
29.4
5.5
13.6
11.2
11.3
19.4
20.6
6.5
23.3
2016
5.9
13.5
4.0
1.6
5.8
17.1
11.6
13.1
27.3
15.3
17.6
4.4
16.8
19.2
17.6
12.8
3.7
1.7
31.3
5.7
14.1
11.7
11.7
19.4
20.6
6.8
24.0
2017
6.3
14.3
4.1
1.6
6.1
17.9
12.2
13.9
28.2
16.0
18.7
4.6
17.6
20.4
18.3
13.6
3.9
1.8
32.3
6.0
14.9
12.4
12.4
20.5
21.6
7.1
25.4
2018
6.6
15.2
4.3
1.7
6.3
18.4
12.6
14.5
28.9
16.6
19.5
4.8
18.1
21.2
18.8
14.2
4.0
1.8
33.0
6.2
15.4
12.9
12.9
21.8
22.9
7.4
26.3
2019
6.8
16.3
4.5
1.8
6.6
19.0
13.0
15.0
29.5
17.1
20.3
5.0
18.7
22.0
19.3
14.7
4.2
1.9
33.7
6.4
15.9
13.4
13.4
23.3
24.4
7.6
27.2
2020
7.0
17.7
4.7
1.8
6.7
19.4
13.3
15.5
30.0
17.5
21.0
5.1
19.1
22.7
19.7
15.2
4.3
2.0
34.3
6.6
16.3
13.9
13.8
25.1
26.4
7.8
27.9
31.7
9.3
4.2
32.8
9.7
4.4
34.2
10.2
4.7
35.3
10.5
4.9
36.4
10.9
5.1
37.2
11.1
5.2
38.2
11.4
5.4
39.1
11.7
5.6
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
5.6
13.4
3.9
1.5
5.5
16.5
11.2
12.5
26.4
14.7
16.8
4.2
16.1
18.3
17.1
12.2
3.5
1.6
29.0
5.4
13.6
11.1
11.0
19.3
20.3
6.5
23.2
0.0
31.4
9.2
4.2
5.9
13.4
3.9
1.5
5.8
16.8
11.5
13.0
27.1
15.1
17.6
4.4
16.7
19.1
17.6
12.7
3.7
1.7
31.0
5.7
14.1
11.6
11.5
19.4
20.3
6.8
23.9
0.0
32.5
9.6
4.4
6.3
14.2
4.1
1.6
6.2
17.7
12.1
13.9
28.3
16.0
18.9
4.7
17.7
20.4
18.5
13.6
3.9
1.8
32.2
6.0
15.0
12.5
12.3
20.5
21.4
7.2
25.5
0.0
34.2
10.2
4.7
6.7
15.3
4.3
1.7
6.4
18.4
12.6
14.6
29.2
16.7
19.8
4.9
18.3
21.4
19.1
14.3
4.1
1.9
33.2
6.3
15.6
13.1
12.8
21.9
22.8
7.5
26.6
0.0
35.6
10.7
4.9
7.0
16.5
4.5
1.8
6.7
19.1
13.1
15.2
30.1
17.3
20.7
5.1
19.0
22.4
19.8
15.0
4.3
2.0
34.1
6.6
16.2
13.7
13.4
23.6
24.5
7.8
27.7
0.0
36.9
11.1
5.1
7.3
18.0
4.8
1.9
7.0
19.7
13.5
15.8
30.8
17.9
21.6
5.3
19.6
23.3
20.3
15.6
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20.5
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20.3
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Aguascalientes
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Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
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Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
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México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
5.7
13.5
4.0
1.5
5.5
16.8
11.4
12.5
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16.8
4.2
16.2
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20.6
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20.6
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Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
2025
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21.1
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20.1
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16.1
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2026
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16.6
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2027
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17.1
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2028
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19.3
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19.8
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2029
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20.4
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20.0
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20.3
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18.2
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20.1
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20.8
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15.6
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0.0
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16.2
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0.0
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19.1
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28.3
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18.9
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19.8
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16.8
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2.2
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19.9
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19.6
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20.5
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20.6
36.5
23.0
28.4
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24.4
30.5
24.4
20.3
5.6
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18.6
18.1
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0.0
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14.3
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25.5
6.2
2.3
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25.1
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25.1
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5.8
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43.9
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21.8
19.4
18.7
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10.3
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26.9
18.5
22.3
38.2
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4.3
3.8
4.4
3.2
3.5
3.7
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21.1
5.4
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18.1
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16.1
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20.4
17.8
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20.7
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20.3
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25.5
21.3
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19.5
0.0
19.2
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6.4
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27.8
19.1
22.6
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25.2
30.9
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6.1
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46.6
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23.0
20.3
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20.1
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40.1
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2.6
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28.9
19.8
23.6
40.5
26.1
32.3
7.3
27.6
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27.2
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11.4
29.2
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30.1
20.7
24.8
41.8
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43.3
0.0
54.4
16.3
8.4
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
119
tmca
2024
8.0
20.5
5.2
2.0
7.4
21.7
14.9
17.5
31.9
19.6
23.7
5.6
20.9
25.7
21.1
17.1
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2.2
37.1
7.2
17.9
15.7
15.6
28.7
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8.6
31.1
3.6
4.3
2.9
2.7
2.7
2.9
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3.5
1.9
3.0
3.7
2.8
2.7
3.6
2.1
3.6
3.0
3.6
2.5
2.7
2.9
3.6
3.5
4.0
4.1
2.6
3.1
4.1
4.7
4.8
3.5
3.8
3.3
3.5
4.3
5.1
5.7
4.0
4.2
4.2
4.3
4.4
5.0
3.3
4.4
5.1
4.3
4.2
5.0
3.6
5.0
4.5
5.1
3.9
4.2
4.4
5.1
4.9
5.4
5.5
4.1
4.5
3.9
4.1
5.0
TABLA B. 6
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE TURBOSINA NACIONAL, SECTOR TRANSPORTE AÉREO,
2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Datos anuales
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
Escenario Moderado
68.1
72.0
75.0
78.4
80.6
84.1
87.7
91.5
95.3
99.3
102.2
105.2
108.2
111.3
114.5
3.8
Escenario base PROS15-29
69.4
72.0
75.5
79.3
82.0
86.1
90.4
95.0
99.5
104.4
108.2
112.1
116.0
120.1
124.3
4.3
Escenario Alto
68.1
72.0
75.9
80.2
83.4
88.1
93.1
98.5
103.9
109.7
114.5
119.4
124.3
129.5
134.9
5.0
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
120
TABLA B. 7
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE TURBOSINA POR ESTADO, SECTOR TRANSPORTE AÉREO,
2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
Estado
Escenario Moderado
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Escenario base PROS15-29
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
Escenario Alto
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
2015
3.7
2.6
21.9
12.1
1.5
4.0
6.3
2.1
2.1
4.5
7.4
-
2016
4.0
2.8
22.8
13.5
1.6
4.1
6.5
2.3
2.1
4.6
7.7
-
2017
4.2
2.9
23.3
14.7
1.6
4.2
6.7
2.5
2.2
4.8
7.9
-
2018
4.4
3.1
24.0
16.1
1.7
4.4
6.9
2.6
2.3
4.9
8.1
-
2019
4.6
3.2
24.6
16.6
1.7
4.5
7.1
2.7
2.3
5.0
8.3
-
2020
4.8
3.3
26.4
17.1
1.8
4.6
7.2
2.8
2.4
5.2
8.5
-
-
-
-
-
-
-
Datos anuales
2021
2022
2023
4.9
5.1
5.2
3.4
3.5
3.6
28.2
30.2
32.2
17.7
18.2
18.8
1.9
2.1
2.2
4.7
4.9
5.0
7.4
7.6
7.8
2.9
3.0
3.1
2.5
2.5
2.6
5.3
5.4
5.6
8.8
9.0
9.2
-
-
-
2024
5.4
3.8
34.3
19.3
2.4
5.1
8.0
3.2
2.7
5.7
9.5
-
2025
5.6
3.9
35.2
19.9
2.4
5.3
8.3
3.3
2.7
5.9
9.8
-
2026
5.8
4.0
36.2
20.6
2.5
5.4
8.5
3.4
2.8
6.0
10.0
-
2027
5.9
4.1
37.2
21.2
2.6
5.6
8.7
3.5
2.9
6.2
10.3
-
2028
6.1
4.3
38.3
21.8
2.6
5.7
9.0
3.6
3.0
6.4
10.6
-
2029
6.3
4.4
39.4
22.5
2.7
5.9
9.2
3.7
3.0
6.5
10.9
-
-
-
-
-
-
-
3.9
3.9
4.3
4.5
4.3
2.7
2.8
3.9
2.7
2.8
2.8
-
3.8
2.6
4.0
2.8
4.2
2.9
4.5
3.1
4.7
3.3
4.9
3.4
5.1
3.5
5.3
3.7
5.5
3.8
5.7
4.0
5.9
4.1
6.2
4.3
6.4
4.4
6.6
4.6
6.9
4.8
22.3
22.8
23.5
24.3
25.0
27.0
29.1
31.3
33.6
36.1
37.3
38.6
40.0
41.4
42.8
12.4
1.5
4.0
6.4
2.2
2.1
4.6
7.5
-
13.5
1.6
4.1
6.5
2.3
2.1
4.6
7.7
-
14.8
1.6
4.3
6.7
2.5
2.2
4.8
7.9
-
16.3
1.7
4.4
6.9
2.6
2.3
4.9
8.2
-
16.9
1.7
4.6
7.2
2.7
2.4
5.1
8.5
-
17.5
1.9
4.7
7.4
2.8
2.4
5.3
8.7
-
18.2
2.0
4.9
7.7
3.0
2.5
5.5
9.0
-
18.9
2.2
5.0
7.9
3.1
2.6
5.6
9.3
-
19.6
2.3
5.2
8.2
3.2
2.7
5.8
9.7
-
20.3
2.5
5.4
8.5
3.3
2.8
6.0
10.0
-
21.1
2.6
5.5
8.8
3.5
2.9
6.2
10.3
-
21.9
2.7
5.7
9.1
3.6
3.0
6.4
10.7
-
22.7
2.8
5.9
9.4
3.7
3.1
6.7
11.0
-
23.5
2.9
6.1
9.7
3.9
3.2
6.9
11.4
-
24.4
3.0
6.3
10.0
4.0
3.3
7.1
11.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.4
4.4
4.8
5.0
4.8
3.2
3.2
4.4
3.2
3.2
3.2
-
3.7
2.6
4.0
2.8
4.3
3.0
4.6
3.2
4.8
3.3
5.0
3.5
5.2
3.6
5.5
3.8
5.7
4.0
6.0
4.2
6.3
4.4
6.6
4.6
6.9
4.8
7.2
5.0
7.5
5.2
21.9
12.1
1.5
4.0
6.3
2.1
2.1
4.5
7.4
-
22.8
13.5
1.6
4.1
6.5
2.3
2.1
4.6
7.7
-
23.6
14.9
1.6
4.3
6.8
2.5
2.2
4.8
8.0
-
24.5
16.5
1.7
4.5
7.0
2.7
2.3
5.0
8.3
-
25.5
17.2
1.8
4.6
7.3
2.8
2.4
5.2
8.6
-
27.7
17.9
1.9
4.8
7.6
2.9
2.5
5.4
9.0
-
30.0
18.7
2.1
5.0
7.9
3.0
2.6
5.6
9.3
-
32.5
19.6
2.2
5.2
8.2
3.2
2.7
5.8
9.7
-
35.1
20.4
2.4
5.4
8.5
3.3
2.8
6.1
10.1
-
37.9
21.3
2.6
5.6
8.9
3.5
2.9
6.3
10.5
-
39.5
22.3
2.7
5.8
9.3
3.7
3.0
6.6
10.9
-
41.2
23.3
2.8
6.0
9.6
3.8
3.1
6.9
11.4
-
42.9
24.3
3.0
6.3
10.0
4.0
3.3
7.1
11.8
-
44.7
25.4
3.1
6.5
10.4
4.2
3.4
7.4
12.3
-
46.6
26.4
3.2
6.8
10.9
4.4
3.5
7.7
12.8
-
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
121
tmca
5.2
5.2
5.6
5.7
5.6
3.7
4.0
5.2
3.7
4.0
4.0
-
TABLA B. 8
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE COQUE DE PETRÓLEO NACIONAL, SECTOR INDUSTRIAL,
2015-2029
(Miles de toneladas anuales)
Caso
Datos anuales
2022
2023
tmca
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Escenario Moderado
3,567.7
3,716.2
3,839.1
3,961.7
4,020.1
4,125.0
4,144.6
4,152.7
4,173.9
4,192.9
4,217.9
4,237.9
4,267.5
4,294.4
4,335.8
1.4
Escenario base PROS15-29
3,575.1
3,729.1
3,836.8
3,999.1
4,078.0
4,204.9
4,264.7
4,326.8
4,367.9
4,386.9
4,426.3
4,465.8
4,505.9
4,536.9
4,565.1
1.8
Escenario Alto
3,567.7
3,716.2
3,839.9
3,963.3
4,022.5
4,128.5
4,214.4
4,291.6
4,380.1
4,470.2
4,570.7
4,666.5
4,769.8
4,872.2
4,993.4
2.4
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
122
TABLA B. 9
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE COQUE DE PETRÓLEO POR ESTADO, SECTOR INDUSTRIAL,
2015-2029
(Miles de toneladas anuales)
Caso
Estado
Datos anuales
2021
2022
2023
189.6
185.2
181.4
55.9
57.5
60.0
0.1
0.1
0.1
177.4
177.8
179.3
125.9
123.0
120.8
0.2
0.2
0.2
26.4
27.6
29.1
768.4
772.6
782.5
193.2
186.8
179.9
201.0
195.2
192.2
0.3
0.3
0.3
186.9
186.7
185.7
271.9
276.3
283.5
148.1
151.1
155.6
528.6
534.3
535.7
0.0
0.0
0.0
441.1
443.8
446.3
432.1
436.2
442.3
58.2
60.6
62.6
12.3
12.8
13.3
228.9
229.7
230.4
98.0
95.0
92.7
-
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
2015
194.2
37.4
0.1
141.9
107.7
0.2
24.9
713.3
198.3
208.4
0.2
184.5
175.1
144.4
349.4
0.0
443.0
275.1
56.0
9.2
227.3
76.9
-
2016
194.2
38.0
0.1
151.9
123.2
0.2
24.9
712.4
199.3
214.4
0.2
184.5
189.1
144.4
383.8
0.0
447.7
332.1
56.0
9.7
227.8
82.4
-
2017
194.2
38.6
0.1
161.8
128.3
0.2
24.9
711.6
200.2
220.4
0.2
184.5
236.6
144.4
418.1
0.0
452.5
340.0
56.0
10.2
228.5
87.8
-
2018
194.2
51.0
0.1
170.9
128.3
0.2
24.9
739.3
186.8
200.1
0.2
184.5
252.8
144.4
495.5
0.0
424.5
372.3
56.0
10.7
229.4
95.5
-
2019
194.2
52.5
0.1
173.5
128.3
0.2
24.9
751.5
192.4
202.8
0.2
184.5
259.0
144.4
507.2
0.0
430.8
378.4
56.0
11.3
229.4
98.4
-
2020
194.2
54.1
0.1
176.2
128.3
0.2
24.9
764.0
198.2
205.6
0.3
184.5
265.3
144.4
519.3
0.0
437.3
429.6
56.0
11.8
229.4
101.3
-
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Escenario base PROS15-29
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
194.2
37.5
0.1
142.2
107.7
0.2
24.9
714.3
199.0
208.8
0.2
184.5
176.7
144.4
350.8
0.0
443.8
275.9
56.0
9.2
227.3
77.2
-
194.2
38.2
0.1
152.5
123.2
0.2
24.9
714.4
200.6
215.0
0.2
184.5
191.1
144.4
386.5
0.0
449.2
333.5
56.0
9.5
227.8
83.0
-
194.2
38.5
0.1
161.1
128.3
0.2
24.9
709.8
200.1
219.1
0.2
184.5
237.7
144.4
419.0
0.0
452.3
339.9
56.0
9.9
228.5
87.9
-
194.2
51.9
0.1
172.7
128.3
0.2
24.9
746.2
190.5
201.9
0.2
184.5
257.4
144.4
503.3
0.0
428.7
376.4
56.0
10.4
229.4
97.4
-
194.2
54.0
0.1
176.2
128.3
0.2
24.9
762.6
198.2
205.6
0.3
184.5
265.7
144.4
519.2
0.0
437.3
384.7
56.0
10.9
229.4
101.3
-
194.2
56.2
0.1
179.9
128.3
0.2
24.9
779.8
206.1
209.3
0.3
184.5
274.2
144.4
535.8
0.0
446.3
438.2
56.0
11.4
229.4
105.3
-
191.4
58.6
0.1
182.9
127.1
0.2
26.7
791.7
202.8
206.7
0.3
188.6
283.5
149.5
550.6
0.0
454.4
445.0
58.8
12.0
231.1
102.9
-
189.3
61.0
0.1
185.5
125.7
0.2
28.2
806.1
198.5
203.2
0.3
190.9
291.5
154.5
563.6
0.0
462.9
454.9
62.0
12.5
234.9
100.9
-
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
194.2
37.4
0.1
141.9
107.7
0.2
24.9
713.3
198.3
208.4
0.2
184.5
175.1
144.4
349.4
0.0
443.0
275.1
56.0
9.2
227.3
76.9
-
194.2
38.0
0.1
151.9
123.2
0.2
24.9
712.4
199.3
214.4
0.2
184.5
189.1
144.4
383.8
0.0
447.7
332.1
56.0
9.7
227.8
82.4
-
194.2
38.6
0.1
161.8
128.3
0.2
24.9
711.6
200.2
220.4
0.2
184.5
237.2
144.4
418.1
0.0
452.5
340.0
56.0
10.3
228.5
87.8
-
194.2
51.0
0.1
170.9
128.3
0.2
24.9
739.3
186.8
200.2
0.2
184.5
254.1
144.4
495.5
0.0
424.5
372.3
56.0
11.0
229.4
95.5
-
194.2
52.6
0.1
173.5
128.3
0.2
24.9
751.5
192.4
202.8
0.2
184.5
260.8
144.4
507.2
0.0
430.8
378.4
56.0
11.7
229.4
98.4
-
194.2
54.2
0.1
176.3
128.3
0.2
24.9
764.0
198.2
205.6
0.3
184.5
268.0
144.4
519.3
0.0
437.3
429.6
56.0
12.5
229.4
101.3
-
192.7
56.9
0.1
180.3
127.9
0.2
26.8
780.7
196.3
204.3
0.3
189.8
279.0
150.5
537.0
0.0
448.1
439.0
59.1
13.2
232.5
99.6
-
191.2
59.5
0.1
183.6
127.0
0.2
28.5
797.7
192.8
201.6
0.3
192.8
288.1
156.0
551.7
0.0
458.2
450.4
62.6
13.9
237.2
98.0
-
Escenario Moderado
Escenario Alto
2024
176.2
62.2
0.1
180.0
117.1
0.2
30.5
791.5
174.5
187.7
0.4
186.9
290.4
160.5
544.1
0.0
450.4
441.5
65.0
13.9
229.2
90.6
-
2025
171.4
64.2
0.1
180.2
114.9
0.2
32.2
796.9
169.2
184.5
0.4
186.7
297.4
166.5
553.9
0.0
453.4
447.7
67.0
14.3
228.9
87.8
-
2026
166.9
66.6
0.1
180.1
111.5
0.2
34.0
797.6
164.2
179.8
0.4
187.9
305.6
173.0
564.7
0.0
452.2
454.3
70.1
15.0
227.9
85.8
-
2027
162.4
69.4
0.1
180.6
108.4
0.2
36.1
798.4
158.0
174.7
0.5
188.1
312.9
179.2
572.2
0.0
459.2
463.5
73.6
15.7
230.1
84.2
-
2028
159.6
72.4
0.1
180.5
106.5
0.3
38.4
809.2
153.5
169.4
0.5
189.7
321.3
186.2
574.8
0.0
458.7
468.1
77.1
16.2
230.6
81.4
-
2029
157.8
76.0
0.1
181.9
105.0
0.3
40.4
820.9
149.4
165.1
0.5
190.9
329.3
191.2
584.3
0.0
462.8
471.8
81.0
16.9
231.7
78.7
-
186.3
64.0
0.1
188.0
124.0
0.2
29.8
820.0
192.1
201.0
0.4
190.7
300.3
159.8
567.6
0.0
467.6
463.3
64.2
13.2
236.5
99.0
-
180.9
66.3
0.1
188.7
120.2
0.2
31.3
829.2
186.3
196.3
0.4
191.9
307.6
164.7
576.3
0.0
471.7
462.3
66.7
13.8
235.3
96.7
-
176.4
68.6
0.1
189.4
118.3
0.2
33.2
837.5
181.2
193.4
0.4
192.2
315.7
171.5
588.4
0.0
476.4
470.3
69.0
14.2
235.7
94.0
-
172.6
71.4
0.1
190.2
115.3
0.3
35.2
841.7
176.6
189.3
0.5
194.3
325.5
178.8
602.5
0.0
477.1
479.3
72.5
14.9
235.7
92.2
-
168.3
74.6
0.1
191.1
112.3
0.3
37.4
844.3
170.3
184.3
0.5
194.9
333.6
185.7
611.7
0.0
485.5
489.9
76.2
15.5
238.4
90.7
-
165.5
77.8
0.1
191.1
110.4
0.3
39.8
856.4
165.5
178.9
0.6
196.7
342.5
193.1
615.0
0.0
485.3
495.1
80.0
16.0
239.1
87.7
-
163.0
81.5
0.1
191.9
108.5
0.3
41.7
865.9
160.5
173.8
0.6
197.3
349.7
197.6
623.1
0.0
488.0
497.4
83.7
16.6
239.5
84.6
-
190.2
63.0
0.1
188.1
126.6
0.2
30.5
820.4
188.6
201.6
0.4
194.7
300.2
163.1
561.7
0.0
467.9
463.7
65.6
14.8
241.5
97.2
-
187.7
66.4
0.1
191.7
124.7
0.3
32.5
843.1
185.9
200.0
0.4
199.1
312.4
170.9
579.5
0.0
479.7
470.2
69.2
15.6
244.2
96.5
-
185.5
69.6
0.1
195.1
124.3
0.3
34.9
862.8
183.2
199.8
0.4
202.1
325.2
180.3
599.6
0.0
490.9
484.7
72.5
16.4
247.8
95.1
-
183.6
73.4
0.1
198.2
122.7
0.3
37.4
877.4
180.6
197.8
0.5
206.7
339.5
190.3
621.2
0.0
497.4
499.8
77.1
17.4
250.8
94.4
-
181.4
77.6
0.1
201.7
121.0
0.3
40.3
891.5
176.5
195.1
0.5
210.1
352.8
200.1
638.9
0.0
512.8
517.5
82.2
18.5
257.0
94.0
-
180.9
82.1
0.1
204.6
120.7
0.3
43.6
917.2
173.9
192.0
0.6
215.0
367.7
211.0
651.5
0.0
519.9
530.5
87.4
19.4
261.4
92.2
-
181.5
87.6
0.1
209.3
120.8
0.3
46.4
944.5
171.9
190.0
0.6
219.6
382.6
220.0
672.3
0.0
532.4
542.8
93.2
20.5
266.6
90.6
-
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
123
tmca
-1.5
5.2
1.2
1.8
-0.2
2.6
3.5
1.0
-2.0
-1.7
8.3
0.2
4.6
2.0
3.7
3.6
0.3
3.9
2.7
4.4
0.1
0.2
-1.2
5.7
1.8
2.2
0.1
3.3
3.7
1.4
-1.5
-1.3
9.0
0.5
5.0
2.3
4.2
4.3
0.7
4.3
2.9
4.4
0.4
0.7
-0.5
6.3
2.6
2.8
0.8
4.0
4.5
2.0
-1.0
-0.7
9.8
1.3
5.7
3.0
4.8
5.1
1.3
5.0
3.7
5.9
1.1
1.2
-
5.3.
Anexo C. Estudios de sensibilidad por sector y por estado,
por efecto de cambios en los rendimientos para vehículos, 20152029.
TABLA C. 1
COMPARATIVO RENDIMIENTOS DE VEHÍCULOS A GASOLINAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 20152029
(Km/l)
Gasolina
Clase
Escenario rendimientos
fijos IMP
Unidad
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Datos anuales
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
SUBCOMPACTO
Km/l
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
17.7
0
COMPACTO
Km/l
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
15.5
0
LUJO Y DEPORTIVOS
Km/l
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
13.4
0
CAMIONETAS
Km/l
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
11.1
0
CAMIONETAS DE USO INTENSIVO
Km/l
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
0
CAMIONES MEDIANOS
Km/l
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
5.4
0
CAMIONES PESADOS
Km/l
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
0
AUTOBUSES
Km/l
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
4.1
0
SUBCOMPACTO
Km/l
17.7
18.0
18.3
18.2
18.4
18.7
18.9
19.2
19.4
19.6
19.9
20.1
20.4
20.6
20.9
21.1
1.2
COMPACTO
Km/l
15.5
15.8
16.1
16.0
16.2
16.4
16.6
16.8
17.1
17.3
17.5
17.7
17.9
18.1
18.4
18.6
1.2
LUJO Y DEPORTIVOS
Km/l
13.4
13.6
13.9
13.7
13.9
14.0
14.1
14.3
14.4
14.5
14.7
14.8
14.9
15.1
15.2
15.3
0.8
Km/l
11.1
11.2
11.3
11.1
11.1
11.2
11.2
11.3
11.3
11.3
11.4
11.4
11.5
11.5
11.6
11.6
0.2
Km/l
12.1
12.2
12.4
12.5
12.6
12.7
12.9
13.0
13.1
13.2
13.4
13.5
13.6
13.8
13.9
14.1
1.0
CAMIONES MEDIANOS
Km/l
5.4
5.5
5.5
5.6
5.7
5.7
5.8
5.8
5.9
6.0
6.0
6.1
6.1
6.2
6.3
6.3
1.0
CAMIONES PESADOS
Km/l
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.4
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.6
1.6
1.0
AUTOBUSES
Km/l
4.1
4.1
4.2
4.2
4.2
4.3
4.3
4.4
4.4
4.5
4.5
4.6
4.6
4.6
4.7
4.7
1.0
Escenario rendimientos CAMIONETAS
base PROS15-29
CAMIONETAS DE USO INTENSIVO
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
TABLA C. 2
COMPARATIVO RENDIMIENTOS DE VEHÍCULOS A DIESEL, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2015-2029
(Km/l)
Diesel
Clase
Unidad
Escenario rendimientos
fijos IMP
COMPACTO
CAMIONETAS
CAMIONETAS DE USO INTENSIVO
CAMIONES MEDIANOS
CAMIONES PESADOS
AUTOBUSES
Km/l
Km/l
Km/l
Km/l
Km/l
Km/l
2014
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2015
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2016
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2017
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2018
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2019
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2020
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
COMPACTO
CAMIONETAS
Escenario rendimientos CAMIONETAS DE USO INTENSIVO
base PROS15-29
CAMIONES MEDIANOS
CAMIONES PESADOS
AUTOBUSES
Km/l
Km/l
Km/l
Km/l
Km/l
Km/l
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
19.1
13.8
9.2
6.5
4.1
5.1
19.3
13.9
9.3
6.5
4.2
5.1
19.5
14.1
9.4
6.6
4.2
5.2
19.7
14.2
9.5
6.7
4.2
5.2
19.9
14.4
9.6
6.7
4.3
5.3
20.1
14.5
9.7
6.8
4.3
5.3
Datos anuales
2021
2022
18.9
18.9
13.7
13.7
9.1
9.1
6.4
6.4
4.1
4.1
5.0
5.0
20.3
14.6
9.8
6.9
4.4
5.4
2023
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2024
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2025
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2026
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2027
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2028
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
2029
18.9
13.7
9.1
6.4
4.1
5.0
20.7
14.9
10.0
7.0
4.5
5.5
20.9
15.1
10.1
7.1
4.5
5.6
21.1
15.2
10.2
7.1
4.6
5.6
21.3
15.4
10.3
7.2
4.6
5.7
21.6
15.5
10.4
7.3
4.6
5.7
21.8
15.7
10.5
7.3
4.7
5.8
22.0
15.9
10.6
7.4
4.7
5.8
20.5
14.8
9.9
6.9
4.4
5.4
tmca
0
0
0
0
0
0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
TABLA C. 3
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GASOLINA NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE,
2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
2015
2016
2017
2018
2019
Datos anuales
2021
2022
2023
2020
2028
2029
tmca
2024
2025
2026
2027
Escenario rendimientos fijos IMP
786.37
772.1
783.9
796.4
821.1
844.9
884.8
929.8
971.7
1010.9
1050.1
1087.7
1119.8 1157.7
1182.1
3.0
Escenario rendimientos base PROS15-29
785.51
770.8
781.9
793.6
817.2
839.5
877.5
920.1
959.4
995.5
1031.3
1064.8
1092.8 1126.2
1146.3
2.7
Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.
124
TABLA C. 4
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GASOLINA POR ESTADO, SECTOR AUTOTRANSPORTE
2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
Estado
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Escenario rendimientos fijos IMP
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
2016
11.6
34.8
8.1
4.6
19.7
28.7
14.6
17.1
102.3
18.5
32.4
14.2
27.6
38.6
54.0
27.0
15.3
4.8
45.0
15.1
32.1
18.2
0.0
15.1
24.6
22.3
17.3
26.7
48.1
27.5
6.2
2017
12.0
35.0
8.1
4.7
19.9
29.3
14.9
17.7
102.6
18.8
33.5
14.3
27.9
39.9
54.2
27.9
15.5
4.9
45.6
15.3
32.4
18.9
0.0
15.6
24.7
22.4
17.6
27.1
48.7
27.9
6.5
2018
12.4
34.8
8.1
4.7
20.2
29.6
15.1
18.2
103.9
19.0
34.5
14.5
28.6
41.1
54.8
28.8
15.9
5.1
46.8
15.5
33.2
19.4
0.0
16.1
24.6
22.3
17.8
27.4
49.3
28.2
6.6
2019
12.9
35.4
8.2
4.9
20.7
30.3
15.4
18.9
106.7
19.5
35.8
14.9
29.7
42.7
56.4
29.9
16.5
5.3
49.2
15.9
34.5
20.2
0.0
16.7
25.0
22.6
18.2
28.1
50.7
29.0
6.9
2020
13.4
35.8
8.3
5.0
21.2
31.0
15.8
19.6
109.8
19.9
37.1
15.2
30.8
44.3
58.0
31.0
17.1
5.5
51.7
16.2
35.8
20.9
0.0
17.4
25.3
22.9
18.6
28.8
51.7
29.6
7.2
Datos anuales
2021
2022
2023
14.1
14.9
15.7
37.2
38.7
40.1
8.7
9.0
9.3
5.2
5.4
5.7
22.1
23.1
24.1
32.4
33.9
35.4
16.5
17.3
18.0
20.7
21.9
23.0
113.8
118.4
122.6
20.8
21.8
22.7
39.2
41.5
43.6
15.9
16.6
17.3
32.5
34.4
36.2
46.8
49.5
52.0
60.1
62.5
64.7
32.7
34.6
36.4
18.1
19.1
20.1
5.8
6.1
6.4
55.6
59.9
64.0
16.9
17.7
18.5
37.8
40.1
42.2
22.1
23.4
24.6
0.0
0.0
0.0
18.3
19.4
20.4
26.3
27.4
28.3
23.8
24.8
25.6
19.4
20.3
21.2
30.0
31.5
32.8
53.9
56.4
58.9
30.8
32.3
33.7
7.6
8.0
8.4
2024
16.4
40.9
9.5
5.9
25.1
36.6
18.6
24.1
127.2
23.5
45.6
18.0
38.0
54.4
67.1
38.0
21.1
6.7
67.7
19.2
44.2
25.7
0.0
21.3
28.9
26.2
22.1
33.9
61.3
35.0
8.8
2025
17.1
41.7
9.7
6.1
26.1
37.8
19.2
25.1
131.5
24.3
47.6
18.8
39.8
56.8
69.4
39.7
22.1
7.0
71.5
20.0
46.3
26.8
0.0
22.2
29.4
26.7
23.0
35.1
63.8
36.5
9.2
2026
17.8
42.4
9.9
6.4
27.1
38.9
19.8
26.1
135.8
25.0
49.5
19.5
41.4
59.0
71.7
41.3
23.0
7.3
75.1
20.8
48.2
27.9
0.0
23.1
30.0
27.1
23.8
36.1
66.2
37.9
9.5
2027
18.3
43.1
10.0
6.6
28.0
39.9
20.3
27.0
139.6
25.6
51.0
20.1
42.7
60.9
73.7
42.6
23.7
7.5
78.2
21.5
49.7
28.7
0.0
23.8
30.4
27.5
24.7
37.0
68.5
39.2
9.8
2028
19.0
44.4
10.3
6.8
29.1
41.4
21.1
27.9
143.1
26.6
52.7
20.9
44.2
62.9
75.5
44.0
24.6
7.8
81.5
22.3
51.4
29.7
0.0
24.6
31.3
28.4
25.6
38.5
71.1
40.7
10.2
3.6
1.6
1.6
2.9
2.9
2.4
2.4
3.6
2.5
2.4
3.6
2.9
3.5
3.6
2.5
3.6
3.5
3.6
4.6
2.9
3.5
3.6
3.6
1.6
1.6
2.9
2.4
2.9
2.9
3.6
Aguascalientes
11.8
11.6
12.0
12.3
12.8
13.3
14.0
14.8
15.5
16.2
16.8
17.5
17.9
36.0
34.8
34.9
34.7
35.3
35.7
37.0
38.4
39.6
40.4
41.0
41.6
42.1
43.2
43.6
1.4
8.4
8.1
8.1
8.1
8.2
8.3
8.6
8.9
9.2
9.5
9.7
9.8
10.1
10.1
1.4
Campeche
4.7
Chiapas
19.8
30.0
4.6
4.7
4.7
4.8
4.9
5.1
5.4
5.6
19.6
19.9
20.1
20.6
21.0
21.8
22.8
23.7
28.7
29.2
29.5
30.2
30.8
32.1
33.6
34.9
5.8
24.6
36.0
18.9
tmca
Baja California
9.4
18.5
2029
19.4
44.9
10.5
7.0
29.6
41.8
21.3
28.6
146.8
26.9
54.0
21.3
45.3
64.5
77.5
45.1
25.2
8.0
84.0
22.7
52.7
30.4
0.0
25.3
31.7
28.7
26.0
38.8
72.3
41.4
10.4
Baja California Sur
Chihuahua
3.4
6.0
6.2
6.4
6.6
6.7
2.7
25.6
26.4
27.2
28.2
28.6
2.7
37.1
38.1
38.9
40.3
40.5
2.2
Coahuila
15.3
14.6
14.9
15.0
15.4
15.7
16.3
17.1
17.8
18.3
18.9
19.4
19.8
20.5
20.6
2.2
Colima
17.3
17.1
17.6
18.1
18.8
19.5
20.5
21.7
22.8
23.7
24.7
25.7
26.4
27.2
27.8
3.4
104.4
102.1
102.3
103.5
106.2
109.0
112.7
117.0
120.8
124.9
128.8
132.6
135.9
138.7
141.8
Distrito Federal
Escenario rendimientos base
PROS15-29
2015
11.8
36.0
8.4
4.7
19.8
30.0
15.3
17.3
104.4
19.3
32.8
14.3
27.9
39.1
55.1
27.4
15.5
4.8
44.5
15.2
32.5
18.5
0.0
15.3
25.4
23.0
17.4
27.9
48.5
27.7
6.3
2.2
Durango
19.3
18.5
18.8
19.0
19.4
19.8
20.6
21.6
22.4
23.1
23.8
24.5
25.0
25.9
26.1
2.2
Guanajuato
32.8
32.3
33.4
34.3
35.7
36.9
38.9
41.1
43.1
44.9
46.8
48.6
49.9
51.4
52.6
3.4
15.1
15.7
16.4
17.1
17.7
18.4
19.0
19.6
20.3
20.5
2.7
Guerrero
14.2
14.1
14.3
14.4
14.8
Hidalgo
27.9
27.5
27.8
28.5
29.5
30.6
32.3
34.1
35.8
37.5
39.1
40.6
41.8
43.1
44.1
Jalisco
39.1
38.5
39.8
41.0
42.5
44.0
46.4
49.0
51.4
53.6
55.8
57.9
59.6
61.4
62.7
3.4
México
55.1
53.9
54.0
54.6
56.0
57.5
59.5
61.7
63.8
66.0
68.0
70.0
71.7
73.2
74.9
2.2
3.3
Michoacán
27.3
27.0
27.9
28.7
29.8
30.8
32.4
34.3
35.9
37.5
39.1
40.5
41.7
42.9
43.9
Morelos
15.5
15.3
15.5
15.8
16.4
17.0
17.9
19.0
19.9
20.8
21.7
22.6
23.2
24.0
24.5
3.3
Nayarit
4.8
4.8
4.9
5.1
5.3
5.4
5.7
6.1
6.3
6.9
7.2
7.4
7.6
7.8
3.4
Nuevo León
44.4
45.0
45.5
46.7
48.9
51.4
55.2
59.4
63.3
6.6
66.8
70.5
73.8
76.7
79.6
81.8
3.4
4.5
Oaxaca
15.2
15.0
15.2
15.4
15.8
16.1
16.7
17.5
18.2
18.9
19.6
20.3
20.9
21.6
21.9
2.7
Puebla
32.5
32.0
32.4
33.1
34.4
35.6
37.5
39.7
41.7
43.6
45.5
47.3
48.6
50.2
51.3
3.3
Querétaro
18.5
Quintana Roo
0.0
San Luis Potosí
15.3
18.2
18.8
19.3
20.1
20.8
21.9
23.1
24.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
15.1
15.6
16.0
16.7
17.3
18.2
19.2
20.1
25.3
0.0
21.0
26.4
27.4
28.1
29.0
29.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
21.9
22.7
23.3
24.0
24.6
3.4
3.4
Sinaloa
25.4
24.5
24.7
24.5
24.9
25.2
26.1
27.1
28.0
28.5
29.0
29.4
29.7
30.5
30.8
1.4
Sonora
23.0
22.2
22.3
22.2
22.5
22.8
23.7
24.6
25.4
25.8
26.2
26.6
26.9
27.7
27.9
1.4
Tabasco
17.4
17.3
17.5
17.7
18.1
18.5
19.2
20.1
20.9
21.7
22.5
23.3
24.0
24.8
25.1
2.7
Tamaulipas
27.9
26.6
27.1
27.4
28.0
28.6
29.8
31.1
32.4
33.4
34.4
35.3
36.1
37.4
37.6
2.2
Tlaxcala
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Veracruz
48.4
48.0
48.6
49.1
50.4
51.4
53.4
55.8
58.0
60.2
62.4
64.6
66.6
68.9
Yucatán
27.7
27.4
27.8
28.1
28.8
29.4
30.5
31.9
33.2
34.4
35.7
37.0
38.1
39.4
39.9
2.7
Zacatecas
6.3
6.2
6.4
6.6
6.9
7.1
7.5
7.9
8.3
9.0
9.4
9.6
9.9
10.1
3.4
8.7
69.8
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
125
2.7
TABLA C. 5
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE DIESEL NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 20152029
(Miles de barriles diarios)
Caso
2015
2016
2017
2018
2019
Datos anuales
2021
2022
2023
2020
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
Escenario rendimientos fijos IMP
327.6
341.6
365.9
384.7
405.2
424.2
445.0
463.1
479.6
497.7
516.8
538.3
559.4
581.2
604.6
4.5
Escenario rendimientos base PROS15-29
327.0
340.5
363.9
381.8
401.0
418.6
437.7
453.9
468.5
484.1
500.7
519.0
536.8
554.9
574.0
4.1
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
TABLA C. 6
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE DIESEL POR ESTADO, SECTORES AUTOTRANSPORTE,
2015-2029
(Miles de barriles diarios)
Caso
Estado
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
2015
5.3
11.1
2.2
1.3
5.1
12.9
9.3
10.5
23.7
11.9
15.1
4.1
14.7
15.8
16.3
11.0
3.5
1.6
24.5
4.9
12.6
10.5
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15.0
15.3
5.9
20.5
0.0
22.5
8.0
3.9
2016
5.6
11.2
2.2
1.4
5.4
13.4
9.7
11.0
24.5
12.3
15.8
4.4
15.3
16.6
16.9
11.5
3.7
1.6
26.7
5.2
13.2
11.0
8.9
15.1
15.4
6.3
21.2
0.0
23.7
8.4
4.0
2017
6.0
12.1
2.4
1.5
5.8
14.4
10.4
11.9
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16.4
17.9
17.8
12.4
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28.0
5.6
14.1
11.9
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16.3
16.6
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0.0
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2018
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10.9
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18.5
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1.9
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14.7
12.5
10.1
17.8
18.1
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0.0
26.7
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2019
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1.6
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15.7
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14.5
18.8
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17.9
19.8
19.2
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2.0
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15.4
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20.0
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28.0
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2020
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16.0
3.1
1.7
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16.3
11.8
13.7
28.8
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19.6
5.3
18.6
20.6
19.9
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4.4
2.0
30.6
6.3
16.0
13.7
11.1
21.6
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25.8
0.0
29.0
10.3
5.0
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
scenario rendimientos base PROS15-2
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
5.3
11.1
2.2
1.3
5.1
12.9
9.3
10.5
23.7
11.9
15.0
4.1
14.6
15.8
16.3
11.0
3.5
1.6
24.5
4.9
12.6
10.5
8.5
15.0
15.3
5.9
20.4
22.4
8.0
3.8
5.6
11.2
2.2
1.4
5.4
13.4
9.6
11.0
24.5
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15.7
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15.2
16.5
16.8
11.5
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15.4
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23.6
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12.1
2.4
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10.3
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17.7
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14.0
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16.6
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25.3
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20.4
19.6
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6.3
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28.7
10.2
5.0
Escenario rendimientos fijos IMP
Datos anuales
2021
2022
2023
7.3
7.6
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18.2
19.0
3.4
3.6
3.7
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1.8
1.9
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7.4
17.0
17.7
18.4
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12.8
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19.4
20.1
20.8
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0.0
0.0
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20.8
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2024
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2026
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2027
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20.1
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2029
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20.9
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20.7
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13.2
7.0
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
126
tmca
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4.4
TABLA C. 7
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GAS LP NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 20152029
(Miles de barriles diarios)
Caso
2015
2016
2017
2018
2019
Datosa anuales
2021
2022
2023
2020
2024
2025
2026
2027
2028
tmca
2029
Escenario rendimientos fijos IMP
40.872
41.6
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46.9
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47.4
47.5
47.6
47.423 47.078
46.6
0.9
Escenario rendimientos base PROS15-29
40.801
41.5
42.8
43.7
44.4
45.0
45.5
45.8
45.9
45.9
45.7
45.5
45.154 44.597
43.9
0.5
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, Pemex, Sener y empresas
privadas.
TABLA C. 8
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GAS LP POR ESTADO, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 20152029
(Miles de barriles diarios)
Caso
Escenario rendimientos fijos IMP
Estado
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Escenario rendimientos base PROS15-29
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
2015
0.9
1.0
0.0
0.1
0.6
0.7
1.7
2.2
3.7
0.6
2.9
0.1
1.2
1.6
7.0
1.5
0.8
0.1
2.6
0.2
2.2
0.6
0.2
0.7
0.6
1.4
0.9
2.1
0.4
1.0
0.2
0.8
0.9
1.0
0.0
0.1
0.6
0.7
1.7
2.2
3.7
0.6
2.9
0.1
1.2
1.6
6.9
1.5
0.8
0.1
2.6
0.2
2.2
0.6
0.2
0.7
0.6
1.3
0.9
2.1
0.4
1.0
0.2
0.8
2016
0.9
1.1
0.0
0.1
0.7
0.7
1.8
2.2
3.8
0.6
3.0
0.1
1.2
1.6
7.1
1.5
0.8
0.1
2.6
0.2
2.2
0.6
0.3
0.7
0.6
1.4
0.9
2.2
0.4
1.0
0.2
0.8
2017
0.9
1.1
0.0
0.1
0.7
0.8
1.9
2.3
3.9
0.7
3.0
0.1
1.3
1.6
7.3
1.5
0.8
0.1
2.7
0.2
2.2
0.6
0.3
0.7
0.7
1.5
0.9
2.4
0.5
1.1
0.3
0.8
2018
0.9
1.2
0.0
0.1
0.7
0.8
2.0
2.2
4.0
0.7
3.0
0.1
1.3
1.6
7.5
1.5
0.9
0.1
2.8
0.2
2.3
0.6
0.3
0.7
0.7
1.6
1.0
2.5
0.5
1.1
0.3
0.8
2019
0.9
1.3
0.0
0.1
0.8
0.9
2.1
2.2
4.1
0.7
3.0
0.1
1.3
1.6
7.6
1.5
0.9
0.1
2.8
0.3
2.3
0.6
0.3
0.7
0.8
1.7
1.0
2.6
0.5
1.2
0.3
0.8
2020
0.9
1.4
0.0
0.1
0.8
0.9
2.1
2.2
4.1
0.7
3.0
0.1
1.3
1.6
7.7
1.5
0.9
0.1
2.8
0.3
2.4
0.6
0.3
0.7
0.8
1.8
1.1
2.6
0.5
1.2
0.3
0.8
0.9
1.1
0.0
0.1
0.7
0.7
1.8
2.2
3.8
0.6
3.0
0.1
1.2
1.6
7.1
1.5
0.8
0.1
2.6
0.2
2.2
0.6
0.3
0.7
0.6
1.4
0.9
2.2
0.4
1.0
0.2
0.8
0.9
1.1
0.0
0.1
0.7
0.8
1.9
2.2
3.9
0.6
3.0
0.1
1.3
1.6
7.3
1.5
0.8
0.1
2.7
0.2
2.2
0.6
0.3
0.7
0.7
1.5
0.9
2.3
0.5
1.1
0.3
0.8
0.9
1.2
0.0
0.1
0.7
0.8
2.0
2.2
3.9
0.7
3.0
0.1
1.3
1.6
7.4
1.5
0.9
0.1
2.7
0.2
2.3
0.6
0.3
0.7
0.7
1.6
1.0
2.4
0.5
1.1
0.3
0.8
0.9
1.3
0.0
0.1
0.8
0.8
2.0
2.2
4.0
0.7
3.0
0.1
1.3
1.6
7.5
1.5
0.9
0.1
2.8
0.3
2.3
0.6
0.3
0.7
0.7
1.7
1.0
2.5
0.5
1.2
0.3
0.8
0.9
1.4
0.0
0.1
0.8
0.9
2.1
2.2
4.0
0.7
2.9
0.1
1.3
1.6
7.5
1.5
0.9
0.1
2.8
0.3
2.3
0.6
0.3
0.7
0.8
1.8
1.0
2.6
0.5
1.2
0.3
0.8
Datos anuales
2021
2022
2023
0.9
0.9
0.9
1.4
1.5
1.6
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.1
0.8
0.9
0.9
0.9
0.9
0.9
2.2
2.2
2.3
2.2
2.2
2.2
4.1
4.1
4.1
0.7
0.8
0.8
2.9
2.9
2.9
0.1
0.1
0.1
1.4
1.4
1.4
1.6
1.6
1.6
7.7
7.7
7.7
1.5
1.5
1.4
0.9
0.9
0.9
0.1
0.1
0.1
2.9
2.9
2.9
0.3
0.3
0.3
2.4
2.5
2.5
0.6
0.6
0.6
0.3
0.3
0.3
0.7
0.7
0.7
0.8
0.9
0.9
1.9
2.0
2.0
1.1
1.1
1.1
2.7
2.8
2.8
0.5
0.5
0.5
1.3
1.3
1.3
0.3
0.3
0.3
0.8
0.8
0.8
0.9
1.4
0.0
0.1
0.8
0.9
2.1
2.2
4.0
0.7
2.9
0.1
1.3
1.6
7.5
1.4
0.9
0.1
2.8
0.3
2.4
0.6
0.3
0.7
0.8
1.9
1.1
2.6
0.5
1.2
0.3
0.8
0.9
1.5
0.0
0.1
0.8
0.9
2.2
2.2
4.0
0.7
2.9
0.1
1.3
1.6
7.5
1.4
0.9
0.1
2.8
0.3
2.4
0.6
0.3
0.7
0.9
1.9
1.1
2.7
0.5
1.3
0.3
0.8
0.9
1.5
0.0
0.1
0.8
0.9
2.2
2.1
4.0
0.7
2.9
0.1
1.4
1.6
7.4
1.4
0.9
0.1
2.8
0.3
2.4
0.6
0.3
0.7
0.9
2.0
1.1
2.7
0.5
1.3
0.3
0.8
2024
0.9
1.6
0.0
0.1
0.9
1.0
2.3
2.2
4.1
0.8
2.9
0.1
1.4
1.6
7.7
1.4
0.9
0.1
2.9
0.3
2.5
0.6
0.3
0.7
0.9
2.1
1.2
2.9
0.5
1.4
0.3
0.8
0.9
1.6
0.0
0.1
0.9
0.9
2.2
2.1
3.9
0.8
2.8
0.1
1.4
1.5
7.3
1.4
0.9
0.1
2.8
0.3
2.4
0.6
0.3
0.7
0.9
2.1
1.1
2.7
0.5
1.3
0.3
0.8
2025
0.9
1.7
0.1
0.1
0.9
1.0
2.3
2.2
4.0
0.8
2.9
0.1
1.4
1.6
7.6
1.4
0.9
0.1
2.9
0.3
2.5
0.6
0.3
0.7
1.0
2.2
1.2
2.9
0.5
1.4
0.3
0.8
2026
0.9
1.7
0.1
0.1
0.9
1.0
2.3
2.1
4.0
0.8
2.9
0.1
1.4
1.6
7.5
1.4
0.9
0.1
2.9
0.3
2.5
0.6
0.3
0.7
1.0
2.3
1.2
2.9
0.5
1.4
0.3
0.8
2027
0.9
1.8
0.1
0.1
0.9
1.0
2.3
2.1
4.0
0.8
2.8
0.1
1.4
1.6
7.4
1.4
0.9
0.1
2.9
0.3
2.5
0.6
0.3
0.7
1.0
2.3
1.2
2.9
0.5
1.4
0.3
0.8
2028
0.9
1.8
0.1
0.1
0.9
1.0
2.3
2.1
3.9
0.8
2.8
0.1
1.4
1.5
7.3
1.4
0.9
0.1
2.9
0.3
2.5
0.5
0.3
0.7
1.1
2.4
1.2
2.9
0.5
1.3
0.3
0.8
2029
0.9
1.9
0.1
0.1
0.8
1.0
2.3
2.1
3.8
0.8
2.8
0.1
1.4
1.5
7.1
1.4
0.9
0.1
2.9
0.3
2.4
0.5
0.3
0.7
1.1
2.4
1.1
2.9
0.5
1.3
0.3
0.8
0.9
1.6
0.0
0.1
0.9
0.9
2.2
2.1
3.9
0.8
2.8
0.1
1.4
1.5
7.2
1.4
0.9
0.1
2.8
0.3
2.4
0.5
0.3
0.7
0.9
2.1
1.1
2.7
0.5
1.3
0.3
0.8
0.9
1.7
0.1
0.1
0.9
0.9
2.2
2.1
3.8
0.8
2.8
0.1
1.3
1.5
7.1
1.4
0.9
0.1
2.8
0.3
2.4
0.5
0.3
0.7
1.0
2.2
1.1
2.7
0.5
1.3
0.3
0.8
0.9
1.7
0.1
0.1
0.9
0.9
2.2
2.1
3.7
0.8
2.7
0.1
1.3
1.5
7.0
1.4
0.9
0.1
2.8
0.3
2.4
0.5
0.3
0.7
1.0
2.2
1.1
2.7
0.5
1.3
0.3
0.8
0.9
1.8
0.1
0.1
0.8
0.9
2.2
2.0
3.6
0.7
2.7
0.1
1.3
1.5
6.8
1.3
0.9
0.1
2.7
0.3
2.3
0.5
0.3
0.7
1.0
2.3
1.1
2.7
0.5
1.3
0.3
0.8
0.8
1.8
0.1
0.1
0.8
0.9
2.2
2.0
3.5
0.7
2.7
0.1
1.3
1.5
6.6
1.3
0.9
0.1
2.7
0.3
2.3
0.5
0.3
0.6
1.0
2.3
1.1
2.7
0.5
1.2
0.3
0.7
tmca
-0.4
4.3
4.3
1.9
1.9
2.1
2.1
-0.4
0.2
2.1
-0.4
1.9
0.8
-0.4
0.2
-0.4
0.8
-0.4
0.8
1.9
0.8
-0.4
1.9
-0.4
4.3
4.3
1.9
2.1
0.8
1.9
1.9
-0.4
-0.7
4.0
4.0
1.6
1.6
1.7
1.7
-0.7
-0.3
1.7
-0.7
1.6
0.3
-0.7
-0.3
-0.7
0.3
-0.7
0.3
1.6
0.3
-0.7
1.6
-0.7
4.0
4.0
1.6
1.7
0.3
1.6
1.6
-0.7
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, Pemex, Sener y empresas
privadas.
127
TABLA C. 9
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE,
2015-2029
(Millones de pies cúbicos diarios)
Caso
2015
2016
2017
2018
2019
Datos anuales
2021
2022
2023
2020
2024
2025
2026
2027
2028
tmca
2029
Escenario rendimientos fijos IMP
2.6
2.7
2.8
2.9
2.9
3.0
3.1
3.2
3.2
3.3
3.3
3.4
3.5
3.5
3.6
2.4
Escenario rendimientos base PROS15-29
2.6
2.7
2.8
2.8
2.9
3.0
3.0
3.1
3.2
3.2
3.2
3.3
3.3
3.3
3.4
2.0
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
TABLA C. 10
COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL POR ESTADO, SECTOR
AUTOTRANSPORTE, 2015-2029
(Millones de pies cúbicos diarios)
Caso
Escenario rendimientos fijos IMP
Estado
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
Aguascalientes
Baja California
Baja California Sur
Campeche
Chiapas
Chihuahua
Coahuila
Colima
Distrito Federal
Durango
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
Michoacán
Escenario rendimientos base PROS15-29
Morelos
Nayarit
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
Querétaro
Quintana Roo
San Luis Potosí
Sinaloa
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
Tlaxcala
Veracruz
Yucatán
Zacatecas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Datos anuales
2022
2.2
2.3
0.6
0.6
0.0
0.0
0.2
0.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2015
2016
2017
2.0
2018
2.0
0.4
0.0
2.1
-
0.4
0.0
0.2
0.4
0.0
0.2
0.5
0.0
0.2
-
2.2
-
0.5
0.0
-
0.2
-
0.2
2.1
-
-
0.6
0.0
-
0.2
2.1
0.5
0.0
2.2
0.6
0.0
0.2
2.2
0.6
0.0
0.2
-
-
-
-
-
-
2.2
0.5
0.0
2.1
-
2021
-
-
0.2
0.4
0.0
0.2
2.1
0.5
0.0
2.0
2020
-
-
0.2
2.0
2019
-
0.6
0.0
0.2
-
2026
2027
tmca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.3
0.7
0.0
0.7
0.0
0.2
2.3
0.6
0.0
0.2
-
2.4
-
0.7
0.0
0.2
0.7
0.0
0.2
0.7
0.0
-
0.2
-
0.2
1.5
-
0.7
0.0
-
0.2
4.3
1.5
-
0.2
-
FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
128
2.0
2.4
0.7
0.0
-
4.6
1.9
-
-
0.2
-
0.7
0.0
2.4
-
1.9
-
0.2
2.4
0.7
0.0
2.6
0.7
0.0
0.2
-
-
-
-
-
2.5
0.7
0.0
2.3
-
-
-
0.2
0.7
0.0
0.2
2.5
0.7
0.0
2.3
-
-
0.2
2.3
0.2
2.4
-
2029
-
2.3
-
-
2028
-
0.6
0.0
-
2025
-
-
0.2
-
2024
-
2.2
-
-
2023
1.6
-
5.4.
Anexo D. Balances nacionales históricos y prospectivos.
Estadísticas complementarias de petróleo y petrolíferos, 20142029
TABLA D. 1
BALANCE NACIONAL DE PETROLÍFEROS, 2004-2014
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Datos anuales
2009
2010
tmca
2004-2014
2011
2012
2013
2014
1519.0
1553.0
1588.6
1540.2
1494.9
0.8
1044.2
1005.2
1031.1
1057.3
995.7
-1.8
186.7
155.0
144.9
161.2
162.5
154.3
-1.9
130.6
111.8
90.3
105.0
109.3
99.2
-2.9
237.1
262.2
237.2
245.2
242.6
216.2
219.5
-1.8
145.4
151.4
150.6
150.3
133.8
142.2
158.0
136.1
-2.0
149.9
147.9
143.3
148.5
141.4
137.0
149.6
146.9
141.1
-1.9
266.3
261.2
250.5
258.4
259.8
248.6
254.1
230.5
264.3
245.5
-0.9
197.1
278.5
329.3
379.4
434.9
393.6
474.7
547.8
557.5
483.0
499.2
9.7
1377.7
1426.3
1455.0
1512.2
1537.4
1549.1
1530.6
1538.4
1549.0
1545.4
1486.3
0.8
1,359.8
1,415.3
1,406.1
1,463.0
1,460.9
1,406.9
1,396.4
1,427.9
1,463.7
1,431.5
1,346.5
-0.1
Sector transporte
853.1
902.7
968.1
1,025.8
1,069.6
1,037.1
1,057.4
1,063.6
1,077.8
1,058.9
1,058.0
2.2
Sector eléctrico
308.7
320.0
253.0
245.7
218.4
215.1
197.9
219.5
247.0
224.0
151.5
-6.9
282.8
294.2
228.1
220.4
196.4
193.4
174.3
197.6
224.1
201.2
128.1
-7.6
25.8
25.8
24.9
25.3
21.9
21.8
23.6
21.9
22.9
22.8
23.3
-1.0
0.2
0.3
0.0
0.3
0.6
0.0
0.0
0.0
0.3
0.3
0.6
9.6
25.6
25.5
24.9
25.0
21.4
21.7
23.6
21.9
22.6
22.5
22.8
-1.2
Sector industrial
133.2
129.9
128.9
134.1
115.9
98.4
90.7
93.7
92.2
97.4
88.3
-4.0
Sector petrolero
64.8
62.7
56.0
57.5
57.1
56.3
50.4
51.1
46.7
51.2
48.7
-2.8
17.8
11.0
48.9
49.2
76.5
142.1
134.3
110.5
85.3
113.9
139.8
22.9
7.9
-4.2
5.7
-17.7
2.8
-17.0
-11.6
14.6
39.6
-5.2
8.5
0.8
2004
2005
2006
2007
2008
1385.5
1422.1
1460.7
1494.5
1540.2
1532.1
1188.5
1143.6
1131.4
1115.2
1105.3
1138.5
Cadereyta
187.2
167.8
180.5
184.6
183.2
Madero
133.7
129.3
141.7
131.3
131.9
Tula
262.4
260.5
240.6
255.4
Salamanca
165.8
158.7
157.5
Minatitlán
171.3
161.0
Salina Cruz
268.2
Importación
Origen
Producción
Destino
Demanda interna
Generación pública de electricidad
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
V ariación de inventarios
FUENTE: elaborado por IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, SCT, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 2
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Origen
2004
2005
184.7
2006
207.5
2007
214.0
2008
221.5
Datos anuales
2009
2010
208.5
202.8
2011
203.1
2012
219.0
2013
224.9
tmca
2004-2014
2014
205.3
193.0
0.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8.0
18.3
25.0
51.5
80.1
64.7
54.9
68.7
78.2
56.0
56.2
21.5
176.7
189.2
189.0
169.9
128.4
138.1
148.2
150.2
146.7
149.3
136.8
-2.5
184.8
208.3
213.3
223.0
208.8
203.6
204.5
218.6
221.7
205.8
192.4
0.4
184.7
208.3
213.3
223.0
208.8
203.6
204.5
218.6
221.7
205.8
192.4
0.4
110.4
119.6
128.2
135.7
142.4
133.6
135.5
139.3
141.9
138.7
136.5
2.1
60.0
75.6
71.3
73.2
55.6
61.2
61.9
70.9
70.1
56.0
46.3
-2.6
Generación pública de electricidad
59.2
75.1
70.8
72.7
55.2
60.9
61.5
70.6
69.9
55.7
45.7
-2.6
Generación por particulares de electricidad
0.7
0.5
0.5
0.5
0.4
0.3
0.4
0.2
0.3
0.3
0.6
-2.6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
-
Producción
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Productores independientes de electricida
0.7
0.5
0.5
0.5
0.4
0.3
0.4
0.2
0.3
0.3
0.6
-3.0
14.3
13.1
13.8
14.0
10.7
8.8
7.0
8.4
9.7
11.2
9.6
-4.0
Autogeneración de energía eléctrica
Sector industrial
Sector petrolero
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
0.0
0.0
0.0
-0.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-1.5
-0.3
-0.8
-1.4
0.7
n.a.: no aplica.
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
129
0.4
3.2
-0.5
n.a.
0.6
n.a.
TABLA D. 3
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
2004
Origen
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
372.1
370.6
410.2
422.2
432.3
419.9
400.7
377.7
390.5
409.2
373.3
0.0
320.8
297.1
322.2
316.0
315.1
317.3
266.7
235.2
266.2
271.8
253.5
-2.3
Cadereyta
187.2
167.8
180.5
184.6
183.2
186.7
155.0
144.9
161.2
162.5
154.3
-1.9
Madero
133.7
129.3
141.7
131.3
131.9
130.6
111.8
90.3
105.0
109.3
99.2
-2.9
-
-
Producción
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
42.2
55.8
77.9
96.8
112.3
89.6
125.7
133.4
119.7
131.6
117.5
10.8
9.0
17.6
10.2
9.4
5.0
13.0
8.2
9.1
4.7
5.8
2.4
-12.4
370.7
371.8
409.4
425.5
434.5
423.3
403.3
365.3
378.1
402.8
369.9
0.0
244.5
254.4
255.8
264.1
265.6
248.9
242.1
239.2
248.3
245.3
234.7
-0.4
164.7
176.3
193.6
210.2
220.3
209.0
208.6
206.6
207.7
203.7
206.6
2.3
45.7
48.0
30.7
24.9
19.1
19.9
16.4
14.8
20.4
19.1
8.9
-15.1
44.7
46.8
30.0
23.6
18.4
18.8
15.5
13.5
19.2
17.9
6.7
-17.3
1.0
1.1
0.7
1.3
0.7
1.1
0.9
1.3
1.2
1.2
2.2
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de electricidad
-
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.1
0.0
8.3
n.a.
1.0
1.1
0.7
1.3
0.7
1.1
0.9
1.3
1.2
1.1
2.2
8.1
Sector industrial
25.5
22.8
26.0
24.8
21.9
15.6
13.8
14.8
17.4
18.1
16.6
-4.2
Sector petrolero
8.6
7.3
5.5
4.2
4.3
4.4
3.3
3.0
2.9
4.4
2.5
-11.5
6.5
3.5
17.5
21.4
14.8
23.9
28.9
16.0
8.2
9.8
24.7
14.3
119.7
114.0
136.1
140.0
154.1
150.6
132.3
110.1
121.6
147.7
110.6
-0.8
1.4
-1.2
0.8
-3.3
-2.1
-3.5
-2.6
12.3
12.4
6.4
3.4
9.7
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 4
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
328.9
329.5
319.7
331.9
357.8
337.7
346.4
353.4
351.2
347.1
329.4
0.0
165.8
158.7
157.5
145.4
151.4
150.6
150.3
133.8
142.2
158.0
136.1
-2.0
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
165.8
Minatitlán
-
Salina Cruz
-
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
158.7
-
157.5
-
-
145.4
-
-
151.4
-
150.6
-
150.3
133.8
-
-
142.2
158.0
-
-
136.1
-2.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7.9
9.5
5.7
15.3
27.4
17.5
14.7
16.1
13.8
7.7
15.0
6.6
155.2
161.3
156.5
171.2
179.0
169.6
181.4
203.5
195.2
181.4
178.4
1.4
327.0
328.3
317.9
333.7
348.0
339.2
348.9
354.0
349.2
350.7
328.4
0.0
324.9
327.5
316.2
330.7
343.6
325.8
325.9
330.2
330.4
333.5
296.8
-0.9
201.2
213.6
227.3
236.1
243.3
241.7
249.0
249.0
250.8
246.5
241.0
1.8
80.2
74.3
51.9
56.8
65.8
52.4
44.1
51.4
56.5
60.2
32.6
-8.6
-14.3
Generación pública de electricidad
63.4
55.4
32.4
38.2
48.7
35.4
24.6
33.2
37.1
40.7
13.5
Generación por particulares de electricidad
16.8
18.8
19.4
18.6
17.0
16.9
19.6
18.2
19.4
19.4
19.1
1.3
0.1
0.1
-
0.2
0.2
-
-
-
-
-
-
n.a.
Productores independientes de electricidad
16.7
18.8
19.4
18.4
16.9
16.9
19.6
18.2
19.4
19.4
19.1
1.3
Sector industrial
36.1
34.2
31.8
32.7
29.7
27.4
29.1
26.1
19.7
23.0
20.4
-5.6
Sector petrolero
7.3
5.5
5.1
5.1
4.8
4.4
3.6
3.7
3.4
3.8
2.8
-9.3
1.5
0.0
0.8
0.0
2.5
12.5
19.4
23.3
14.5
9.8
26.6
33.5
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
0.6
0.8
1.0
3.0
1.9
0.9
3.7
0.5
4.3
7.4
5.1
23.7
1.9
1.2
1.8
-1.8
9.8
-1.5
-2.5
-0.7
2.0
-3.6
1.0
-6.0
n.a.: no aplica.
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
130
TABLA D. 5
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
tmca
2004-2014
Datos anuales
Concepto
2004
Origen
Producción
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
348.1
365.6
370.3
384.0
381.9
388.7
396.2
404.9
408.2
388.0
389.8
1.1
262.4
260.5
240.6
255.4
237.1
262.2
237.2
245.2
242.6
216.2
219.5
-1.8
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
262.4
260.5
240.6
255.4
237.1
262.2
237.2
245.2
242.6
216.2
219.5
-1.8
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
11.2
10.0
15.9
16.6
18.7
-
-
n.a.
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
5.9
5.4
9.0
85.7
99.2
124.2
119.6
133.6
116.5
143.0
143.1
146.8
171.8
170.2
7.1
346.6
366.9
369.6
388.6
384.8
392.7
395.4
403.8
400.3
387.0
389.3
1.2
324.2
341.6
343.6
359.0
357.8
345.3
349.7
362.7
366.0
347.6
342.4
0.5
238.5
246.8
259.5
270.7
277.0
273.1
280.3
282.3
283.2
277.6
278.8
1.6
28.3
35.3
27.7
31.3
29.8
28.4
29.0
36.1
40.2
35.6
29.5
0.4
27.5
34.5
27.0
30.6
29.1
27.6
28.3
35.7
39.8
35.4
29.3
0.6
0.8
0.8
0.6
0.7
0.7
0.8
0.7
0.5
0.4
0.2
0.3
-10.0
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de electricidad
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.8
0.8
0.6
0.7
0.7
0.8
0.7
0.5
0.4
0.2
0.3
-10.0
Sector industrial
44.0
46.5
44.0
44.0
38.8
32.9
30.3
32.9
34.3
26.5
25.1
-5.5
Sector petrolero
13.5
13.0
12.5
12.9
12.3
10.9
10.2
11.3
8.4
7.9
9.0
-3.9
Exportación
-
-
0.0
0.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
A otras regiones
22.4
25.3
26.0
29.3
27.0
47.4
45.7
41.0
1.5
-1.3
0.7
-4.6
-2.9
-4.0
0.7
1.1
Autogeneración de energía eléctrica
V ariación de inventarios
n.a.
-
-
34.4
39.4
46.9
7.7
7.9
0.9
0.4
-11.4
n.a.: no aplica.
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 6
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Origen
Producción
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
582.3
620.4
632.3
611.2
614.8
627.1
659.9
710.3
715.0
707.8
713.7
2.1
439.5
427.3
411.1
398.4
401.7
408.4
389.9
391.1
380.1
411.2
386.6
-1.3
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
171.3
161.0
149.9
147.9
143.3
148.5
141.4
137.0
149.6
146.9
141.1
-1.9
Salina Cruz
268.2
266.3
261.2
250.5
258.4
259.8
248.6
254.1
230.5
264.3
245.5
-0.9
Importación
138.9
189.0
215.3
206.7
203.9
211.9
263.5
312.9
327.0
287.6
310.5
8.4
3.9
4.1
5.9
6.1
9.1
6.8
6.4
6.4
7.8
8.9
16.5
15.5
579.1
622.4
630.5
617.7
616.4
634.4
665.8
708.9
700.8
709.6
710.3
2.1
281.5
283.5
277.1
286.3
285.1
283.4
274.3
277.2
297.2
292.6
279.9
-0.1
138.3
146.4
159.5
173.1
186.6
179.7
183.9
186.5
194.3
192.3
195.0
3.5
94.5
86.9
71.4
59.5
48.1
53.3
46.5
46.2
59.8
53.2
34.2
-9.7
88.0
82.4
67.8
55.3
45.0
50.6
44.5
44.6
58.1
51.4
33.0
-9.3
6.5
4.5
3.6
4.2
3.0
2.7
2.0
1.7
1.7
1.7
1.2
-15.5
Productores independientes de electricidad
0.1
0.1
0.0
0.1
0.4
0.0
0.0
0.0
0.3
0.3
0.5
15.3
Autogeneración de energía eléctrica
6.4
4.3
3.6
4.1
2.7
2.6
2.0
1.6
1.4
1.5
0.7
-19.7
Sector industrial
13.3
13.3
13.4
18.4
14.8
13.7
10.5
11.5
11.1
11.9
16.3
2.1
Sector petrolero
35.4
36.9
32.8
35.3
35.6
36.7
33.3
33.0
32.0
35.1
34.4
-0.3
24.5
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Generación por particulares de electricidad
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
9.9
7.6
30.6
27.4
59.3
105.7
86.0
71.1
62.6
94.3
88.6
287.8
331.4
322.8
304.0
272.1
245.2
305.5
360.6
341.0
322.6
341.8
1.7
3.1
-2.1
1.8
-6.5
-1.6
-7.3
-5.9
1.4
14.2
-1.8
3.4
0.8
n.a.: no aplica.
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
131
TABLA D. 7
BALANCE NACIONAL DE COMBUSTÓLEO, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Concepto
2004
Origen
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
385.8
377.2
339.5
318.5
321.6
355.4
333.3
332.5
318.1
300.1
272.2
-3.4
368.0
350.8
325.2
301.5
288.7
316.2
322.3
307.5
273.4
268.8
259.2
-3.4
Cadereyta
25.3
21.2
19.6
8.5
11.5
8.7
16.2
11.2
9.9
13.0
15.2
-4.9
Madero
33.3
19.5
24.6
20.8
12.1
16.8
17.4
7.0
14.1
11.5
19.0
-5.5
Tula
77.7
86.9
77.5
80.2
74.3
86.2
83.8
89.7
88.6
77.5
79.1
0.2
Salamanca
54.9
48.4
42.0
37.4
35.5
42.2
46.7
40.4
41.4
46.3
38.8
-3.4
Minatitlán*
75.4
75.5
66.6
63.7
62.9
67.2
64.6
65.4
33.4
19.5
14.9
-15.0
Salina Cruz
101.5
99.2
95.0
90.9
92.4
95.1
93.5
93.9
86.1
101.2
92.3
-1.0
Importación
17.7
26.4
14.3
17.0
32.9
39.2
11.0
25.0
44.6
31.3
13.0
-3.1
380.0
383.9
336.9
327.3
314.8
363.4
335.7
331.9
308.1
310.3
275.0
-3.2
377.3
383.1
301.3
293.8
255.8
242.2
213.4
231.0
238.4
215.2
146.2
-9.0
1.4
1.5
1.2
1.2
1.0
0.7
0.8
0.7
0.2
0.0
0.2
-16.1
268.5
278.4
213.7
210.0
183.1
178.5
160.0
179.1
199.9
178.4
115.2
-8.1
256.2
267.5
205.2
201.7
178.0
173.1
155.9
176.1
196.5
175.6
112.5
-7.9
12.2
10.9
8.5
8.4
5.1
5.4
4.1
3.0
3.4
2.8
2.7
-14.1
Sector industrial
62.6
60.7
48.8
45.6
35.5
29.8
24.1
20.8
14.3
10.9
6.5
-20.3
Sector petrolero
44.9
42.4
37.6
36.9
36.1
33.2
28.5
30.4
24.0
25.9
24.3
-5.9
2.6
0.8
35.6
33.6
59.0
121.2
122.3
100.9
69.7
95.2
128.8
47.5
5.8
-6.6
2.6
-8.9
6.8
-8.0
-2.4
0.6
9.9
-10.2
Producción
Destino
Demanda interna
Sector transporte marítimo
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
V ariación de inventarios
-2.8 n.a.
n.a. no aplica
* Incluye transferencias del despuntado de La Cangrejera a combustóleo.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.
TABLA D. 8
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
58.8
72.8
68.0
69.0
53.0
56.4
55.0
62.2
62.1
48.1
39.2
-4.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.2
7.0
3.7
3.5
11.4
14.7
5.0
11.1
14.7
10.0
6.8
2.8
53.6
65.7
64.3
65.5
41.6
41.8
50.0
51.0
47.4
38.1
32.4
-4.9
58.8
73.7
67.5
70.0
52.2
56.5
55.3
62.1
60.9
49.0
39.4
-3.9
58.8
73.7
67.5
70.0
52.2
56.5
55.3
62.1
60.9
49.0
39.4
-3.9
Sector transporte
0.2
0.2
0.0
Sector eléctrico
53.1
68.6
63.3
66.1
49.5
54.2
54.8
61.4
60.8
48.9
39.4
52.6
68.3
63.1
66.0
49.4
54.1
54.6
61.3
60.8
48.9
39.4
-2.9
0.5
0.3
0.2
0.2
0.1
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
-22.0
Sector industrial
5.5
4.9
4.1
3.9
2.8
2.3
0.6
0.7
0.1
0.1
0.0
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.1
1.2
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-0.1
-0.9
0.5
-
-1.0
-
0.8
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.
132
-
-0.1
-
-0.3
-
-
-
-0.9
-
-0.3
n.a.
-2.9
n.a.
n.a.
14.3
TABLA D. 9
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Datos anuales
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
tmca
2004-2014
2014
66.5
58.2
56.6
41.3
31.6
40.4
44.1
31.1
34.3
34.5
39.3
-5.1
58.6
40.8
44.1
29.2
23.6
25.5
33.7
18.2
24.1
24.5
34.2
-5.2
Cadereyta
25.3
21.2
19.6
8.5
11.5
8.7
16.2
11.2
9.9
13.0
15.2
-4.9
Madero
33.3
19.5
24.6
20.8
12.1
16.8
17.4
7.0
14.1
11.5
19.0
Producción
-5.5
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
1.1
3.1
3.4
3.4
2.8
2.8
4.5
5.9
4.6
2.9
n.a.
7.9
16.4
9.4
8.7
4.6
12.1
7.6
8.4
4.3
5.4
2.2
-12.1
65.2
58.8
56.6
42.3
31.1
41.2
44.5
30.7
33.4
34.8
39.6
-4.9
59.3
57.3
38.8
29.4
23.2
23.5
18.1
15.9
21.6
21.6
9.8
-16.5
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
0.1
0.2
0.2
0.2
0.1
0.0
0.0
0.2
41.4
43.5
28.0
22.6
17.3
17.8
14.6
12.9
17.6
15.9
40.5
42.7
27.5
21.6
17.0
17.4
14.3
12.4
17.0
0.9
0.9
0.5
1.0
0.3
0.4
0.3
0.5
0.6
Sector industrial
9.8
6.8
5.5
2.8
1.8
1.6
0.4
0.1
Sector petrolero
8.0
6.8
5.1
3.9
4.0
4.0
3.0
-
-
12.4
11.9
6.7
17.7
25.7
5.9
1.5
5.3
1.1
1.3
0.0
0.6
1.3
-0.6
0.1
-1.0
0.5
-0.8
-0.3
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
n.a.
6.8
-16.5
15.6
5.8
-17.6
0.3
1.0
1.6
1.3
1.7
0.6
-24.4
2.8
2.7
4.1
2.4
-11.5
14.8
7.6
9.1
22.8
n.a.
-
4.2
4.1
7.1
1.8
0.4
0.9
-0.3
-0.3
n.a.
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.
TABLA D. 10
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
20042014
90.2
80.9
55.8
57.1
70.0
60.8
61.2
65.0
55.5
58.9
47.8
-6.2
54.9
48.4
42.0
37.4
35.5
42.2
46.7
40.4
41.4
46.3
38.8
-3.4
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
Salamanca
Minatitlán
Salina Cruz
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
54.9
-
48.4
-
42.0
-
-
-
37.4
35.5
-
-
42.2
-
46.7
-
40.4
-
41.4
-
46.3
-
38.8
-3.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.8
7.3
2.0
6.0
14.6
7.3
0.4
4.0
0.6
2.4
2.5
-8.0
29.4
25.2
11.8
13.7
20.0
11.3
14.1
20.6
13.6
10.3
6.5
-14.0
89.3
82.1
55.4
58.5
67.9
61.8
61.4
65.8
56.3
62.4
48.0
-6.0
89.3
82.0
54.5
56.5
64.8
50.0
40.7
44.1
39.1
46.7
19.1
-14.3
-12.2
0.6
0.8
0.6
0.6
0.6
0.3
0.6
0.2
0.0
0.0
0.2
63.1
56.6
34.0
38.5
47.4
35.0
24.5
31.6
33.8
37.6
13.4
-14.3
58.8
51.3
29.8
35.3
45.1
32.7
22.7
30.6
32.2
36.3
12.5
-14.4
4.4
5.3
4.2
3.2
2.2
2.4
1.7
1.0
1.6
1.3
1.0
-13.9
Sector industrial
18.8
19.4
15.2
12.7
12.3
10.5
12.3
8.9
2.1
5.5
2.9
-17.0
Sector petrolero
Autogeneración de energía eléctrica
6.8
5.1
4.8
4.7
4.5
4.0
3.4
3.5
3.2
3.5
2.6
-9.3
Exportación
-
-
0.7
-
2.3
11.6
18.0
21.6
13.5
9.1
24.6
n.a.
A otras regiones
-
0.2
0.1
2.0
0.8
0.3
2.7
-
3.7
6.6
4.3
n.a.
0.9
-1.3
0.5
-1.4
2.2
-1.1
-0.2
-0.8
-0.8
-3.4
-0.2
n.a.
V ariación de inventarios
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.
133
TABLA D. 11
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios)
Datos anuales
Concepto
2004
Origen
Producción
2005
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
tmca
2004-2014
2014
77.7
86.9
77.5
80.2
74.3
86.2
83.8
89.7
88.6
77.5
79.1
77.7
86.9
77.5
80.2
74.3
86.2
83.8
89.7
88.6
77.5
79.1
Cadereyta
-
Madero
-
-
Tula
2006
77.7
86.9
-
-
-
-
-
77.5
-
-
80.2
-
-
74.3
-
-
86.2
-
-
83.8
-
-
89.7
-
88.6
77.5
0.2
0.2
-
-
-
0.2
79.1
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Destino
Demanda interna
76.3
88.0
76.7
82.1
73.1
87.5
83.8
89.4
85.0
78.5
79.5
0.4
59.4
66.7
54.2
56.7
50.6
45.2
43.6
52.5
54.1
42.8
36.7
-4.7
Sector transporte
-
Sector eléctrico
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
0.4
26.1
32.4
25.4
28.7
27.2
25.9
26.4
33.2
37.0
32.9
27.2
25.5
32.0
25.1
28.4
27.0
25.6
26.2
33.1
36.9
32.8
27.1
0.6
0.6
0.5
0.3
0.3
0.2
0.3
0.2
0.1
0.1
0.1
0.1
-21.4
Sector industrial
21.0
22.5
17.6
16.2
12.2
9.5
8.2
9.2
10.3
3.5
3.0
-17.8
Sector petrolero
12.3
11.8
11.2
11.8
11.2
9.8
9.0
10.1
6.8
6.4
6.6
-6.1
-
-
-
-
-
n.a.
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
-
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
0.3
-
-
16.8
21.3
22.5
25.0
22.5
42.4
40.2
36.9
30.9
35.7
42.7
9.8
1.4
-1.1
0.8
-1.8
1.2
-1.3
0.0
0.3
3.6
-1.0
-0.4
n.a.
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.
TABLA D. 12
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
tmca
2004-2014
2014
183.6
185.8
167.1
158.7
158.8
176.8
160.8
164.6
143.7
140.0
123.1
-3.9
176.9
174.8
161.6
154.5
155.2
162.3
158.1
159.2
119.4
120.6
107.2
-4.9
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-15.0
Minatitlán*
75.4
75.5
66.6
63.7
62.9
67.2
64.6
65.4
33.4
19.5
14.9
Salina Cruz
101.5
99.2
95.0
90.9
92.4
95.1
93.5
93.9
86.1
101.2
92.3
-1.0
Importación
6.7
11.0
5.5
4.2
3.6
14.4
2.7
5.4
23.5
14.3
0.7
-20.2
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
0.8
5.1
15.3
n.a.
181.3
188.5
166.3
162.3
156.7
181.6
162.4
163.9
138.7
144.6
124.7
-3.7
110.5
103.4
86.2
81.1
64.9
67.1
55.6
56.4
62.6
55.1
41.2
-9.4
0.5
0.3
0.4
0.4
0.2
0.3
0.2
0.3
0.1
0.0
0.1
-16.1
-10.4
-
-
-
-
-
0.1
-
-
84.7
77.2
63.0
54.1
41.8
45.5
39.7
40.1
50.7
43.0
28.3
78.9
73.3
59.7
50.4
39.5
43.2
38.0
38.8
49.6
42.0
27.7
-9.9
5.9
4.0
3.3
3.7
2.2
2.3
1.7
1.4
1.1
1.1
0.6
-20.6
Sector industrial
7.5
7.1
6.4
10.0
6.4
5.9
2.6
1.8
0.5
0.1
0.0
n.a.
Sector petrolero
17.8
18.8
16.4
16.5
16.5
15.4
13.1
14.1
11.4
11.9
12.8
-3.2
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
2.6
0.8
22.5
21.4
50.1
91.9
78.6
64.4
48.7
77.0
81.4
40.9
68.2
84.3
57.5
59.9
41.7
22.5
28.2
43.2
27.4
12.5
2.1
-29.4
2.3
-2.7
0.8
-3.6
2.1
-4.7
-1.6
0.7
5.0
-4.6
-1.6
n.a.
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.
134
TABLA D. 13
BALANCE NACIONAL DE COQUE DE PETRÓLEO, 2004-2014
(Miles de toneladas anuales)
Concepto
Datos anuales
2009
2011
2012
2013
2014
4,115.1
4,386.0
5,089.5
5,828.7
5,915.5
5,091.1
3.6
1,962.5
1,511.0
1,628.0
2,578.7
2,992.1
2,705.1
6.4
975.0
1,069.1
817.2
849.8
966.6
926.7
865.7
0.6
704.3
905.5
893.3
693.8
772.9
766.9
945.5
698.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.3
-
-
-
-
-
-
-
2005
2006
2007
2008
3,563.5
3,820.1
4,795.4
5,267.4
5,334.0
1,452.9
1,523.0
1,632.5
1,689.1
1,880.5
Cadereyta
813.3
754.1
811.8
984.8
Madero
639.5
768.9
820.7
Tula
-
-
Salamanca
-
Minatitlán
-
Salina Cruz
-
Origen
Producción
Importación*
Destino
Demanda interna
Cemento hidráulico
845.2
1,119.9
-
1,140.5
-
-
0.9
n.a.
-
2,110.6
2,297.1
3,162.9
3,578.2
3,453.5
2,152.6
2,875.0
3,461.5
3,250.1
2,923.3
2,386.1
1.2
3,551.0
3,770.1
4,740.6
5,227.4
4,653.9
4,062.1
4,038.4
4,214.2
5,060.2
5,727.8
4,891.9
3.3
3,551.0
3,623.2
4,623.1
5,183.9
4,603.9
3,968.6
3,989.8
4,212.2
4,358.5
5,026.0
4,827.7
3.1
831.8
894.6
1,024.2
1,018.1
982.2
976.8
1,204.7
1,167.4
1,209.0
1,232.7
1,228.0
-
-
-
-
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía
eléctrica
Sector industrial
tmca
2004-2014
2010
2004
-
-
-
-
-
-
-
4.0
-
831.8
894.6
1,024.2
1,018.1
982.2
976.8
1,204.7
1,167.4
1,209.0
1,232.7
1,228.0
4.0
2,719.1
2,728.7
3,598.9
4,165.8
3,621.7
2,991.8
2,785.1
3,044.8
3,149.6
3,793.3
3,599.7
2.8
2,405.7
2,285.0
2,998.5
3,472.3
2,963.4
2,807.1
2,624.5
2,850.4
2,854.0
3,446.9
3,444.2
3.7
168.3
116.4
189.5
191.3
189.1
109.6
60.8
67.0
77.8
77.3
28.0
-16.4
Industria de metales básicos
Química, hule y plásticos
46.9
195.2
310.8
401.9
372.0
32.7
52.4
46.1
55.5
64.9
18.1
-9.1
Maquinaria y aparatos eléctricos
19.2
62.5
67.0
50.2
54.9
7.5
40.0
53.0
56.3
47.2
7.3
-9.3
Vidrio
36.9
21.2
14.8
4.2
0.4
0.2
0.2
1.1
0.2
0.2
-
n.a.
Resto de la industria
42.1
48.3
18.3
45.8
42.1
34.6
7.1
27.3
105.7
156.9
102.2
9.3
-
146.9
117.5
43.5
50.0
93.5
48.6
2.0
701.7
701.7
64.2
n.a.
12.5
50.0
54.8
40.0
680.2
52.9
347.6
875.3
768.5
187.7
199.2
31.9
Exportación
V ariación de inventarios
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 14
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN NOROESTE
(Miles de toneladas anuales)
Concepto
Origen
Producción
Cadereyta
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
331.6
284.4
383.8
397.8
264.8
210.4
263.4
353.0
245.3
-3.0
215.5
165.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Importación*
-
-
1.0
1.2
0.9
1.0
1.1
1.4
1.5
101.5
1.3
n.a.
331.6
284.4
382.8
396.5
263.8
214.5
164.7
209.0
261.9
251.5
244.0
-3.0
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Sector industrial
Cemento hidráulico
331.6
284.4
383.8
397.8
264.8
215.5
165.9
210.4
263.4
353.0
245.3
-3.0
331.6
284.4
383.8
397.8
264.8
215.5
165.9
210.4
263.4
353.0
245.3
-3.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
n.a.
331.6
284.4
383.8
397.8
264.8
215.5
165.9
210.4
263.4
353.0
245.3
-3.0
-3.0
-
-
-
-
-
-
331.6
284.4
382.8
396.5
263.8
214.5
164.7
209.0
261.9
251.5
244.0
Industria de metales básicos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Química, hule y plásticos
-
-
-
-
-
-
0.1
1.2
1.4
1.3
1.3
n.a.
Maquinaria y aparatos eléctricos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Vidrio
-
-
-
-
-
-
0.1
0.1
0.1
0.1
-
n.a.
-
-
1.0
1.2
0.9
1.0
1.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Resto de la industria
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
100.0
-
-
n.a.
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
135
TABLA D. 15
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN NORESTE
(Miles de toneladas anuales)
Concepto
Origen
Producción
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
3450.8
3364.4
4319.2
4582.8
4555.7
3419.5
3279.0
3928.1
3678.2
4661.9
3948.8
1.4
1452.9
1523.0
1632.5
1689.1
1880.5
1962.5
1511.0
1622.7
1733.5
1872.2
1564.6
0.7
Cadereyta
813.3
754.1
811.8
984.8
975.0
1069.1
817.2
849.8
966.6
926.7
865.7
0.6
Madero
639.5
768.9
820.7
704.3
905.5
893.3
693.8
772.9
766.9
945.5
698.9
0.9
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
2893.7
2675.2
1457.1
-
-
-
1997.9
Importación*
De otras regiones
-
Destino
Demanda interna
1841.5
-
2686.7
-
1768.0
2305.4
-
1944.8
-
2789.7
-
2384.2
-
-
1.8
0.0
3490.2
3474.3
4333.1
4627.1
4559.5
3446.7
3280.2
3158.1
3153.7
4240.8
3849.2
1.0
554.8
578.8
935.9
1087.5
940.3
501.4
423.2
436.6
409.4
420.9
433.1
-2.4
Sector eléctrico
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
n.a.
Generación pública de electricidad
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Autogeneración de energía eléctrica
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
935.9
1087.5
501.4
423.2
436.6
409.4
420.9
433.1
-2.4
Sector industrial
554.8
578.8
940.3
381.4
304.5
411.8
456.0
287.0
320.8
268.7
265.9
198.5
229.5
380.1
n.a.
Industria de metales básicos
54.0
35.7
116.6
133.1
187.4
107.4
58.7
64.7
76.7
75.7
27.4
-6.5
Química, hule y plásticos
46.8
115.0
310.6
401.8
372.0
32.7
52.4
44.8
54.1
63.6
16.8
-9.8
Maquinaria y aparatos eléctricos
19.2
62.5
67.0
50.2
54.9
7.5
40.0
53.0
56.3
47.2
7.3
-9.3
1.5
-21.6
n.a.
Cemento hidráulico
Vidrio
36.8
21.1
14.8
4.2
Resto de la industria
16.6
39.9
15.3
42.3
Exportación
-
A otras regiones
V ariación de inventarios
0.0 -
-
39.1
0.9
32.9
3.3
-
-
7.3
n.a.
-
23.8
4.9
146.9
117.2
43.5
49.8
93.5
48.1
1.4
0.1
0.1
8.5
2935.4
2748.5
3280.0
3496.0
3569.3
2851.9
2808.9
2720.1
2744.3
3819.8
3407.6
1.5
-39.4
-109.8
-14.0
-44.2
-3.7
-27.2
-1.2
770.0
524.5
421.1
99.6
n.a.
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 16
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de toneladas anuales)
Concepto
Origen
Datos anuales
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1570.2
1613.4
1830.2
2069.3
2429.3
1839.3
1936.8
1908.6
1988.1
2010.9
2023.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Producción
tmca
2004-2014
2.6
n.a.
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
112.7
49.3
95.0
55.1
0.0
0.1
1.7
0.6
0.2
0.4
0.2
-47.6
1457.5
1564.1
1735.2
2014.1
2429.3
1839.2
1935.0
1908.0
1987.9
2010.6
2023.6
3.3
1518.2
1453.6
1761.5
1985.1
1745.4
1759.1
1936.8
1908.6
1988.1
2010.9
2023.8
2.9
1518.2
1453.6
1761.3
1985.1
1745.4
1759.1
1936.8
1908.6
1988.1
2010.9
2023.8
2.9
831.8
894.6
1024.2
1018.1
982.2
976.8
1204.7
1167.4
1209.0
1232.7
1228.0
Generación pública de electricidad
-
-
-
-
Autogeneración de energía eléctrica
831.8
894.6
1024.2
1018.1
982.2
976.8
1204.7
1167.4
1209.0
1232.7
1228.0
4.0
686.4
559.0
737.1
967.0
763.3
782.3
732.0
741.2
779.1
778.2
795.8
1.5
Cemento hidráulico
573.7
509.7
667.7
911.9
763.2
782.3
730.3
740.6
778.9
777.8
795.6
3.3
Industria de metales básicos
112.6
49.3
69.4
0.1
0.5
0.6
0.2
0.4
0.2
-47.6
Química, hule y plásticos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Maquinaria y aparatos eléctricos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Vidrio
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
0.1
-
n.a.
0.0
-
n.a.
Importación*
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector eléctrico
Sector industrial
Resto de la industria
0.0 -
Exportación
-
-
A otras regiones
-
-
V ariación de inventarios
-
51.9
159.8
-
55.1 -
0.0
0.0
0.1
0.0 -
-
84.2
-
0.0
1.2
683.9
0.0
-
80.2
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
136
-
0.0
-
0.0 -
0.0 -
68.7
0.0
-
0.0
-
0.0
0.0
n.a.
0.0
4.0
n.a.
-
0.0
-96.4
TABLA D. 17
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN CENTRO
(Miles de toneladas anuales)
Datos anuales
Concepto
2004
Origen
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
tmca
2004-2014
2014
1013.0
1131.0
1302.6
1414.0
1349.8
1223.6
1509.0
1359.9
1358.9
1396.5
1222.8
1.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Producción
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
De otras regiones
Destino
Demanda interna
n.a.
406.4
377.2
625.7
776.4
693.3
1103.2
1153.6
1013.0
724.7
925.4
788.3
573.5
530.3
405.7
206.3
55.8
1396.5
1222.8
1.9
1013.0
1131.0
1302.6
1414.0
1349.8
1223.6
1160.2
1259.9
1258.9
1256.2
1226.7
1.9
1013.0
1131.0
1302.6
1414.0
1349.7
1204.1
1159.7
1256.6
1252.0
1256.2
1226.7
1.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Importación*
Sector eléctrico
1303.2 -
-
Generación pública de electricidad
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Autogeneración de energía eléctrica
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Sector industrial
1013.0
1131.0
1302.6
1414.0
1349.7
1204.1
1159.7
1256.6
1252.0
1256.2
1226.7
1.9
985.8
1010.9
1299.6
1411.0
1346.6
1202.2
1157.4
1235.3
1169.4
1222.4
1225.8
2.2
0.7
0.2
-19.0
Cemento hidráulico
Industria de metales básicos
1.6
31.4
0.7
0.7
Química, hule y plásticos
0.1
80.2
0.2
0.1 -
Maquinaria y aparatos eléctricos
-
Vidrio
0.1
Resto de la industria
Exportación
-
-
-
-
-
-
8.4
A otras regiones
0.0
-
0.1 -
25.4
V ariación de inventarios
2.0
2.3
0.0
0.0
1.0
-
0.0
-
0.0
0.6
0.5
-
0.0
0.0 -
-
0.3
0.2
0.1
0.1
0.1
0.1
0.7
1.6
20.0
81.9
33.2
0.2
0.0
1.2
-
2.0
-
-
0.0
0.6
-
0.0
348.8
n.a.
0.7
n.a.
-30.0
0.5
0.4
-
-
n.a.
6.5
-
-
n.a.
100.0
100.0
-
0.0
n.a.
-
2.8
0.5
19.5
-
140.3
-4.0
n.a.
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 18
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de toneladas anuales)
Concepto
Origen
Producción
Cadereyta
Datos anuales
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
133.3
175.5
239.6
299.4
303.7
288.5
304.3
405.4
1,290.8
1,329.4
1,146.7
-
-
-
-
-
-
-
5.3
845.2
1,119.9
1,140.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
tmca
2004-2014
24.0
n.a.
n.a.
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
Importación*
-
-
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector eléctrico
-
5.3
-
-
845.2
-
n.a.
-
1,119.9
-
1,140.5
n.a.
n.a.
-
3.0
2.5
1.0
1.2
0.9
0.6
0.4
31.8
0.4
n.a.
133.3
175.5
236.6
296.9
302.7
287.3
303.4
399.5
445.2
177.7
5.8
-26.9
133.3
175.5
239.6
299.4
303.7
288.5
304.3
400.1
1,146.8
1,243.1
1,017.5
22.5
133.3
175.5
239.5
299.4
303.7
288.5
304.3
400.1
445.6
525.0
873.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
20.7
n.a.
Generación pública de electricidad
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Autogeneración de energía eléctrica
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Sector industrial
Cemento hidráulico
Industria de metales básicos
133.3
175.5
239.5
299.4
303.7
288.5
304.3
400.1
445.6
525.0
873.2
133.3
175.5
236.6
296.9
302.7
287.3
303.4
399.5
445.2
524.3
873.0
2.8
2.4
1.0
1.2
0.9
0.6
0.4
0.7
0.2
-
-
Química, hule y plásticos
-
-
Maquinaria y aparatos eléctricos
-
-
0.0
-
-
-
-
-
-
-
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Vidrio
-
-
-
-
Resto de la industria
-
-
-
-
Exportación
-
-
A otras regiones
-
-
V ariación de inventarios
0.0
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
0.0
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
0.0
0.0
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
137
0.0
-
n.a.
n.a.
-
-
20.7
n.a.
n.a.
0.0
701.2
701.6
55.7
n.a.
16.5
88.6
n.a.
129.2
n.a.
144.0
86.3
0.0
n.a.
0.0
-
5.3
0.1
20.7
TABLA D. 19
BALANCE NACIONAL DE DIESEL, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Concepto
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2012
2011
2013
tmca
2004-2014
2014
328.3
343.0
369.4
386.8
411.5
384.7
397.5
409.5
432.5
420.5
419.5
2.5
324.7
318.2
328.1
334.0
343.5
337.0
289.5
273.8
299.6
313.4
286.6
-1.2
Cadereyta
76.1
69.1
75.2
83.8
81.8
86.3
66.2
63.3
71.8
69.0
61.1
-2.2
Madero
37.7
42.9
45.9
43.1
48.1
43.4
34.6
29.1
31.1
33.5
30.7
-2.0
Tula
65.1
59.0
56.7
62.2
59.8
60.1
49.7
48.2
50.1
44.5
42.5
-4.2
Salamanca
41.4
42.1
44.5
42.4
51.0
45.0
41.7
37.7
39.2
44.4
38.7
-0.7
Minatitlán
40.2
39.2
42.2
44.4
39.7
37.9
37.7
34.1
52.1
63.0
57.2
3.6
64.1
65.9
63.7
58.2
63.1
64.4
59.6
61.2
55.3
59.0
56.4
-1.3
Origen
Producción
Salina Cruz
3.7
24.8
41.3
52.7
68.0
47.7
108.0
135.7
132.8
107.1
132.9
43.2
326.2
337.4
362.4
384.3
406.0
383.7
390.6
401.2
420.3
413.9
410.2
2.3
318.5
336.5
359.8
375.5
399.5
378.9
390.2
401.2
420.3
413.9
410.2
2.6
Sector industrial
26.6
25.1
24.4
24.8
25.5
23.1
24.5
27.4
31.4
30.9
29.4
1.0
Sector petrolero
15.9
16.4
15.0
17.1
17.6
19.9
19.1
17.6
19.8
22.2
20.8
2.7
Sector transporte
269.0
288.1
312.7
329.1
349.7
327.3
338.6
346.8
355.0
346.9
350.4
2.7
Autotransporte
243.9
261.6
285.2
301.9
320.1
303.3
312.5
317.2
326.7
320.5
323.6
2.9
Transporte ferroviario
11.5
11.8
12.7
12.6
11.9
11.2
12.6
13.5
12.7
12.7
12.8
1.0
Transporte marítimo
13.5
14.7
14.8
14.6
17.8
12.8
13.5
16.1
15.6
13.7
14.0
0.4
7.1
6.9
7.8
4.5
6.8
8.6
8.0
9.5
14.1
13.9
9.5
2.9
6.5
5.7
6.8
2.9
4.5
6.7
6.2
7.6
12.2
11.8
6.8
0.5
15.3
1
Importación
Destino
Demanda interna
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad (CFE y
LyFC)
Generación por particulares de electricidad
0.7
1.1
1.0
1.6
2.3
1.9
1.8
1.9
1.8
2.0
2.7
Productores independientes de electricidad
0.2
0.3
0.0
0.3
0.6
0.0
0.0
0.0
0.3
0.3
0.6
9.6
Autogeneración de energía eléctrica
0.4
0.9
0.9
1.3
1.7
1.8
1.8
1.8
1.5
1.7
2.2
17.5
7.7
0.8
2.5
8.8
6.4
4.8
0.4
2.1
5.6
7.0
2.5
5.6
1.0
6.9
8.3
12.1
9.3
16.2
Exportación
V ariación de inventarios
-
n.a.
-
-
-
6.6
n.a. no aplica.
1 Incluye maquila.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.
TABLA D. 20
BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
44.3
47.2
51.9
53.3
56.9
51.0
53.3
59.1
62.3
60.0
61.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Origen
Producción
0.5
1.9
6.3
19.5
23.3
17.1
20.5
23.8
28.0
22.6
27.7
48.5
43.8
45.2
45.7
33.7
33.6
33.9
32.8
35.3
34.3
37.5
33.5
-2.6
44.2
46.7
51.4
53.0
56.5
50.9
52.6
58.3
61.0
59.2
60.3
3.1
44.2
46.7
51.4
53.0
56.5
50.9
52.6
58.3
61.0
59.2
60.3
3.1
3.7
3.7
3.8
4.1
3.9
3.2
4.0
4.6
5.8
6.0
6.0
Importación1
De otras regiones
Destino
Demanda interna
3.3
Sector industrial
5.0
n.a.
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector transporte
37.9
41.3
44.6
46.9
50.3
44.9
45.8
48.9
50.6
50.0
50.5
2.9
Autotransporte
29.7
33.0
36.7
39.0
41.2
37.7
38.2
40.7
43.2
42.8
43.1
3.8
Transporte ferroviario
1.2
1.2
1.2
1.2
1.4
1.1
1.3
1.5
1.4
1.6
1.6
2.8
Transporte marítimo
7.0
7.1
6.7
6.8
7.7
6.2
6.3
6.7
6.0
5.6
5.9
-1.7
3.4
Sector eléctrico
2.7
1.7
3.0
1.9
2.3
2.8
2.8
4.7
4.6
3.2
3.7
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC)
2.5
1.5
2.8
1.6
1.9
2.5
2.6
4.5
4.3
3.0
3.2
2.6
Generación por particulares de electricidad
0.2
0.2
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.2
0.2
0.2
0.5
10.5
n.a.
Productores independientes de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
0.2
0.2
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.2
0.2
0.2
0.5
-
-
-
0.0
0.0
0.1
0.4
-
-
-
0.5
-
0.3
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.
138
-
0.5
-
0.1
-
0.6
-
0.9
1.3
n.a.
0.8
10.1
n.a.
0.9
22.8
TABLA D. 21
BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
2004
2005
2007
2006
2008
Datos anuales
2009
2010
tmca
2004-2014
2014
2013
2012
2011
114.2
113.6
126.5
140.0
151.5
140.7
131.7
127.6
131.8
135.6
119.4
0.4
113.8
112.0
121.1
126.9
129.9
129.7
100.8
92.4
102.9
102.5
91.8
-2.1
Cadereyta
76.1
69.1
75.2
83.8
81.8
86.3
66.2
63.3
71.8
69.0
61.1
-2.2
Madero
37.7
42.9
45.9
43.1
48.1
43.4
34.6
29.1
31.1
33.5
30.7
Origen
Producción
-2.0
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
1.6
5.4
Importación1
-
13.1
21.7
-
-
11.0
-
30.9
-
35.2
-
28.8
-
33.0
-
27.6
-
n.a.
158.7
n.a.
0.3
0.0
113.6
112.0
124.6
139.3
150.0
140.5
129.8
125.4
128.6
133.8
117.0
0.3
67.4
73.3
80.5
85.6
93.3
85.9
89.5
92.9
95.8
93.9
94.5
3.4
Sector industrial
7.0
7.1
6.5
6.2
6.4
6.7
7.2
8.4
10.0
10.2
9.7
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
Destino
Demanda interna
-
-
-
3.4
n.a.
Sector transporte
59.4
65.1
73.5
78.9
86.5
78.6
81.7
83.6
84.4
81.6
83.2
3.4
Autotransporte
55.3
60.9
68.6
73.6
80.4
73.7
76.2
76.9
78.5
76.7
78.2
3.5
Transporte ferroviario
2.9
2.8
3.3
3.7
3.5
3.3
3.9
4.1
3.9
3.5
3.8
2.9
Transporte marítimo
1.2
1.5
1.5
1.5
2.6
1.5
1.7
2.6
1.9
1.4
1.2
0.2
1.1
1.0
0.5
0.5
0.5
0.7
0.6
0.9
1.4
2.0
1.5
3.3
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC)
1.0
0.8
0.4
0.3
0.1
-
0.1
0.1
0.9
1.1
0.4
-9.5
Generación por particulares de electricidad
0.1
0.2
0.2
0.2
0.4
0.7
0.6
0.8
0.5
-
-
-
-
-
-
-
Sector eléctrico
Productores independientes de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
A otras regiones
Variación de inventarios
-
0.1
0.9
0.1
1.1
0.0
31.5
n.a.
0.1
0.2
0.2
0.2
0.4
0.7
0.6
0.8
0.5
0.9
1.1
31.0
5.8
0.2
2.1
7.6
6.3
2.4
0.4
-
-
-
-
n.a.
40.4
38.6
42.1
46.1
50.3
52.2
39.9
32.5
32.8
40.0
22.5
-5.7
0.5
1.5
1.9
0.7
1.6
0.1
1.9
2.2
3.1
1.7
2.4
16.3
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.
139
TABLA D. 22
BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
75.9
78.7
83.2
85.6
89.4
86.1
92.1
94.8
98.4
94.4
93.0
2.1
41.4
42.1
44.5
42.4
51.0
45.0
41.7
37.7
39.2
44.4
38.7
-0.7
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
41.4
42.1
44.5
42.4
51.0
45.0
41.7
37.7
39.2
44.4
38.7
-0.7
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
Producción
Salina Cruz
-
Importación1
-
De otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
n.a.
0.3
0.3
1.5
1.8
1.0
2.5
3.7
7.1
3.2
5.7
34.5
36.3
38.3
41.6
36.7
40.1
48.0
53.3
52.1
46.9
48.5
3.5
75.5
77.7
82.0
85.2
88.6
85.8
91.0
93.4
96.4
93.4
91.6
1.9
74.0
77.7
82.0
85.2
88.6
85.8
91.0
93.4
96.4
93.4
91.6
2.2
5.9
5.2
4.8
5.1
5.5
4.7
5.2
5.8
6.2
5.8
5.7
-0.3
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector transporte
67.9
72.3
76.7
79.5
82.6
80.6
85.4
87.1
87.5
85.8
85.5
Autotransporte
62.5
66.1
69.9
73.2
76.0
75.0
79.1
80.3
81.5
80.8
81.1
2.6
Transporte ferroviario
4.5
4.9
5.6
5.0
4.8
4.3
4.8
4.9
4.3
4.3
3.6
-2.4
Transporte marítimo
0.9
1.2
1.2
1.3
1.8
1.3
1.5
2.0
1.6
0.8
0.8
-1.5
0.2
0.3
0.5
0.6
0.6
0.5
0.4
0.5
2.6
1.8
0.4
7.8
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC)
0.1
0.1
0.3
0.1
0.1
0.2
0.1
0.2
2.3
1.6
0.1
6.1
Generación por particulares de electricidad
0.2
0.5
0.5
0.2
0.2
Destino
Demanda interna
Sector industrial
Sector eléctrico
0.1
0.2
Productores independientes de electricidad
0.1
0.1
Autogeneración de energía eléctrica
0.0
0.1
Exportación
1.5
A otras regiones
0.0
0.0
0.4
0.9
V ariación de inventarios
-
-
0.2
-
0.3
-
-
0.3
-
1.2
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.
140
0.3
0.3
0.3
0.3
0.2
0.3
8.4
27.3
n.a.
n.a.
1.0
2.3
n.a.
-
2.0
0.3
-
-
1.3
0.2
-
-
1.1
0.3
-
-
0.2
0.3
-
-
0.8
0.3
-
-
0.4
0.3
-
n.a.
1.4
13.7
TABLA D. 23
BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
67.3
67.7
71.7
74.1
76.8
72.9
75.4
75.7
77.3
74.3
78.1
1.5
65.1
59.0
56.7
62.2
59.8
60.1
49.7
48.2
50.1
44.5
42.5
-4.2
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
65.1
59.0
56.7
62.2
59.8
60.1
49.7
48.2
50.1
44.5
42.5
-4.2
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Importación1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
2.2
8.7
15.0
11.9
17.0
12.8
25.7
27.5
27.3
29.8
35.6
32.1
66.8
66.7
70.4
73.6
75.8
72.8
74.4
74.5
75.6
73.4
76.8
1.4
64.0
66.3
70.4
73.6
75.8
72.8
74.4
74.5
75.6
73.4
76.8
1.8
De otras regiones
Destino
Demanda interna
-
Sector industrial
6.8
6.0
6.2
6.2
6.2
5.3
4.7
4.9
5.2
4.6
4.2
-4.6
Sector petrolero
0.2
0.3
0.4
0.2
0.2
0.3
0.5
0.3
0.5
0.4
0.7
12.6
Sector transporte
57.0
59.7
63.4
66.9
69.0
66.7
68.7
69.0
69.7
68.3
71.7
2.3
Autotransporte
56.1
58.8
62.6
65.9
68.2
65.9
67.8
67.9
68.5
67.0
70.0
2.2
0.9
0.9
0.9
0.9
0.8
0.8
0.9
1.1
1.2
1.3
1.7
Transporte ferroviario
Transporte marítimo
-
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC)
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de electricidad
-
-
-
-
-
-
6.1
n.a.
-
0.3
0.3
0.4
0.5
0.4
0.5
0.4
0.3
0.1
0.2
8.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-6.7
0.3
-
0.1
-
A otras regiones
-
0.0
0.1
V ariación de inventarios
-
0.1
-
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
-
0.3
-
0.3
-
0.3
-
2.8
0.4
0.4
1.0
0.4
0.4
-
-
0.4
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.
141
0.4
0.5
0.4
0.3
0.1
0.9
8.3
n.a.
0.2
-
1.7
0.2
-
-
1.2
0.1
-
-
1.1
0.3
-
-
0.1
0.4
-
-
0.9
0.5
-
-
0.5
0.4
-
-
1.3
0.4
-
8.3
n.a.
n.a.
n.a.
TABLA D. 24
BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios)
Datos anuales
Concepto
2004
Origen
Producción
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
107.5
126.1
135.1
121.1
124.1
120.8
151.5
168.4
176.3
170.4
185.4
104.4
105.1
105.8
102.6
102.8
102.2
97.3
95.4
107.4
122.1
113.6
tmca
2004-2014
5.6
0.8
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
40.2
39.2
42.2
44.4
39.7
37.9
37.7
34.1
52.1
63.0
57.2
3.6
Salina Cruz
64.1
65.9
63.7
58.2
63.1
64.4
59.6
61.2
55.3
59.0
56.4
-1.3
3.1
21.0
29.3
18.5
21.2
18.6
54.2
73.0
68.9
48.3
71.9
36.8
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Importación1
De otras regiones
-
Destino
106.9
124.4
133.0
120.5
122.3
120.4
149.3
165.7
172.4
168.2
182.2
5.5
68.8
72.6
75.6
78.2
85.3
83.5
82.7
82.1
91.5
94.1
87.1
2.4
Sector industrial
3.3
3.1
3.1
3.3
3.5
3.2
3.3
3.7
4.2
4.2
3.7
1.3
Sector petrolero
15.7
16.1
14.6
17.0
17.3
19.6
18.7
17.3
19.3
21.8
20.1
2.5
Sector transporte
46.8
49.7
54.5
56.9
61.4
56.5
57.0
58.1
62.9
61.2
59.5
2.4
Autotransporte
40.3
42.8
47.4
50.1
54.3
51.0
51.2
51.4
54.9
53.2
51.2
2.4
Transporte ferroviario
2.0
1.9
1.7
1.7
1.4
1.7
1.7
1.8
1.9
2.0
2.2
0.7
Transporte marítimo
4.5
5.0
5.4
5.0
5.7
3.8
4.2
4.9
6.1
6.0
6.2
3.3
3.1
3.6
3.4
1.1
3.0
4.2
3.7
2.9
5.2
6.8
3.7
1.8
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC)
2.9
3.4
3.3
0.9
2.4
4.0
3.5
2.8
4.7
6.2
3.1
0.7
Generación por particulares de electricidad
0.2
0.2
0.1
0.2
0.6
0.2
0.2
0.2
0.5
0.6
0.6
13.1
Productores independientes de electricidad
0.1
0.1
0.0
0.1
0.4
0.0
0.0
0.0
0.3
0.3
0.5
15.3
Autogeneración de energía eléctrica
0.1
0.1
0.0
0.1
0.2
0.2
0.1
0.1
0.2
0.3
0.1
0.4
0.7
0.5
1.2
0.1
2.4
37.6
51.1
56.9
41.1
37.0
34.5
66.6
83.7
80.8
74.2
95.1
9.7
0.6
1.7
2.2
0.6
1.7
0.4
2.2
2.7
3.9
2.2
3.2
17.8
Demanda interna
Sector eléctrico
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
-
-
5.5
n.a.
-
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.
TABLA D. 25
BALANCE NACIONAL DE GASOLINAS, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
639.7
671.2
716.2
753.7
776.7
784.4
783.1
793.4
810.9
783.3
779.3
2.0
466.0
439.5
442.4
443.8
436.7
455.3
404.8
388.8
416.4
425.1
409.2
-1.3
Cadereyta
81.1
73.2
81.9
82.2
82.6
85.2
68.6
65.0
72.8
75.7
73.4
-1.0
Madero
53.7
57.3
60.9
61.5
61.8
61.0
51.9
44.3
50.6
51.4
40.1
-2.9
111.8
103.8
94.4
100.5
90.8
105.9
91.4
94.1
89.2
80.3
86.5
-2.5
65.5
63.6
66.3
63.4
62.8
62.4
61.0
54.6
60.8
64.6
56.3
-1.5
Tula
Salamanca
Minatitlán
57.2
45.5
42.0
41.7
43.1
46.1
41.0
39.0
57.1
56.4
62.1
0.8
Salina Cruz
96.8
96.0
96.9
94.5
95.5
94.8
90.9
91.9
85.8
96.6
90.7
-0.7
Importación1
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
Exportación
V ariación de inventarios
173.7
231.8
273.8
309.8
340.0
329.1
378.3
404.7
394.5
358.3
370.0
7.9
637.7
672.7
719.1
761.3
792.8
794.0
802.3
800.0
804.4
788.2
778.4
2.0
2.0
636.8
672.1
718.9
761.0
792.6
792.6
802.3
800.0
804.4
788.2
778.4
636.1
671.5
718.3
760.3
792.0
791.9
801.6
799.1
803.2
786.9
776.3
2.0
0.7
0.7
0.7
0.7
0.6
0.7
0.7
0.9
1.2
1.3
2.1
11.2
0.9
0.6
0.2
0.4
0.2
1.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
2.0
-1.4
-3.0
-7.7
-16.2
-9.6
-19.2
-6.6
6.5
-4.8
0.9
-8.4
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.
142
TABLA D. 26
BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
79.0
85.4
91.9
97.8
99.2
99.1
98.4
95.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Producción
Cadereyta
102.3
101.0
103.3
1.9
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
2.3
Importación1
De otras regiones
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
10.6
17.8
34.1
53.7
38.4
34.9
39.8
41.5
25.7
25.5
27.4
-0.9
76.7
74.8
74.1
63.7
48.7
60.9
64.2
61.2
61.8
72.7
69.9
78.9
85.6
92.2
98.3
103.9
100.0
100.7
101.6
102.6
98.8
95.3
1.9
78.9
85.6
92.2
98.3
103.9
100.0
100.7
101.6
102.6
98.8
95.3
1.9
Sector transporte
78.9
85.6
92.2
98.3
103.9
100.0
100.7
101.6
102.6
98.8
95.3
1.9
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
n.a.
Destino
Demanda interna
-
-
-
-
-
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-0.2
-0.3
-0.5
-1.6
-0.8
-1.6
-0.6
V ariación de inventarios
0.1
0.7
-0.5
0.1
-3.6
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.
TABLA D. 27
BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
151.0
162.5
179.5
189.9
202.9
211.9
200.5
181.8
191.4
191.2
176.2
1.6
134.8
130.5
142.8
143.7
144.4
146.2
120.5
109.3
123.3
127.1
113.5
-1.7
Cadereyta
81.1
73.2
81.9
82.2
82.6
85.2
68.6
65.0
72.8
75.7
73.4
-1.0
Madero
53.7
57.3
60.9
61.5
61.8
61.0
51.9
44.3
50.6
51.4
40.1
-2.9
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
16.3
32.0
36.7
46.2
58.5
65.7
80.0
72.6
68.1
64.1
62.7
Producción
Importación1
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
14.4
0.0
150.6
162.9
180.3
191.7
206.8
214.3
204.9
183.3
190.5
192.6
176.1
1.6
121.8
129.0
139.4
147.3
153.6
151.4
148.1
142.2
141.7
141.3
142.1
1.6
121.8
129.0
139.4
147.3
153.6
151.4
148.1
142.2
141.7
141.3
142.1
Sector petrolero
0.0
-
-
-
-
-
1.6
-
-
-
-
-
n.a.
n.a.
Exportación
-
-
-
-
-
1.1
-
-
-
-
-
A otras regiones
28.9
33.9
40.9
44.4
53.2
61.8
56.8
41.0
48.8
51.3
34.0
1.6
0.4
-0.3
-0.8
-1.8
-3.9
-2.4
-4.4
-1.4
0.9
-1.4
0.1
-11.2
V ariación de inventarios
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.
143
TABLA D. 28
BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
2004
Origen
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
147.4
155.0
165.2
174.5
178.3
182.3
184.1
185.4
188.4
180.4
176.8
1.83
65.5
63.6
66.3
63.4
62.8
62.4
61.0
54.6
60.8
64.6
56.3
-1.50
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
65.5
63.6
66.3
63.4
62.8
62.4
61.0
54.6
60.8
64.6
56.3
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación1
-
Producción
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
0.7
n.a.
-1.50
n.a.
n.a.
2.1
7.8
12.0
10.4
14.1
9.9
7.4
2.3
7.8
n.a.
3.24
81.9
90.7
96.8
103.3
103.5
109.5
109.0
121.0
120.2
113.4
112.6
147.1
155.3
165.8
175.8
181.0
183.9
187.3
186.6
187.5
181.5
176.7
1.85
147.1
155.3
165.8
175.8
181.0
183.9
187.3
186.6
187.5
181.5
176.7
1.85
147.1
155.3
165.8
175.8
181.0
183.9
187.3
186.6
187.5
181.5
176.7
1.85
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector petrolero
V ariación de inventarios
0.3
-0.3
-0.6
-1.3
-2.7
-1.6
-3.1
-1.1
0.9
-1.1
n.a.
0.1
-14.95
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.
TABLA D. 29
BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
194.8
200.1
209.6
216.8
221.4
221.7
225.4
229.4
231.6
226.2
226.8
1.5
111.8
103.8
94.4
100.5
90.8
105.9
91.4
94.1
89.2
80.3
86.5
-2.5
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-2.5
Tula
111.8
103.8
94.4
100.5
90.8
105.9
91.4
94.1
89.2
80.3
86.5
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Importación1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
De otras regiones
83.0
96.3
115.2
116.3
130.5
115.8
134.0
135.3
142.4
145.9
140.3
5.4
194.3
200.6
210.4
218.6
224.8
223.9
229.3
230.9
230.9
227.4
226.7
1.6
1.6
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
194.3
200.6
210.4
218.6
224.8
223.9
229.3
230.9
230.9
227.4
226.7
194.3
200.6
210.4
218.6
224.8
223.9
229.3
230.6
230.2
226.7
225.2
1.5
0.3
0.7
0.7
1.5
n.a.
-
-
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
V ariación de inventarios
0.4
-
-0.5
-
-0.8
-
-1.8
-
-3.5
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.
144
-
-2.2
-3.9
-1.5
0.8
-1.3
0.1
-12.4
TABLA D. 30
BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
2004
2005
2006
2007
2008
Datos anuales
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
309.1
329.9
356.0
357.9
354.5
355.4
381.1
413.3
420.5
419.2
426.9
3.3
154.0
141.5
138.9
136.2
138.6
140.8
132.0
130.8
143.0
153.0
152.9
-0.1
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
57.2
45.5
42.0
41.7
43.1
46.1
41.0
39.0
57.1
56.4
62.1
0.8
Salina Cruz
96.8
96.0
96.9
94.5
95.5
94.8
90.9
91.9
85.8
96.6
90.7
-0.7
Importación1
155.1
188.4
217.1
221.6
215.9
214.6
249.1
282.5
277.6
266.2
274.0
De otras regiones
Destino
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.9
n.a.
-
308.3
330.1
356.5
360.1
358.9
357.9
387.2
415.2
417.3
419.8
426.4
3.3
94.7
101.7
111.1
120.9
129.3
133.3
136.8
138.8
141.7
139.0
137.6
3.8
94.0
101.0
110.5
120.3
128.6
132.6
136.2
138.1
141.2
138.5
137.0
3.8
0.7
0.7
0.7
0.7
0.6
0.7
0.7
0.6
0.6
0.6
0.6
-2.0
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
Exportación
A otras regiones
-
0.6
0.2
0.4
0.2
0.3
227.8
245.2
238.8
229.5
224.3
250.4
276.5
275.6
280.8
288.8
3.1
0.9
-0.2
-0.5
-2.3
-4.5
-2.6
-6.1
-1.9
3.2
-0.6
0.5
-5.3
V ariación de inventarios
-
-
-
-
n.a.
0.9
212.7
-
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.
TABLA D. 31
BALANCE NACIONAL DE TURBOSINA1, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
2009
2010
2004
2005
2006
2007
2008
62.1
63.3
64.9
66.3
64.0
57.1
62.1
63.3
64.8
66.3
64.0
57.1
Cadereyta
5.1
4.5
4.8
9.8
6.8
Madero
6.7
7.0
7.2
4.9
6.8
Tula
21.8
22.5
22.9
24.2
Salamanca
11.2
12.2
13.3
Minatitlán
2.5
2.8
Salina Cruz
14.9
Importación1
Origen
Producción
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
Exportación
V ariación de inventarios
tmca
2004-2014
2011
2012
2013
2014
51.9
56.3
59.7
64.0
65.1
0.5
51.9
56.3
56.6
60.8
53.4
-1.5
5.2
2.9
3.6
4.7
3.5
3.6
-3.3
6.0
5.5
6.0
5.9
7.5
4.9
-3.1
22.7
22.2
22.1
23.0
23.9
22.4
20.7
-0.5
10.5
10.5
8.7
8.1
7.5
8.3
10.6
9.2
-2.0
1.2
0.3
0.2
0.1
0.0
0.0
2.1
0.1
0.0
n.a.
14.4
15.3
16.6
17.1
14.9
13.3
16.1
11.8
16.7
15.0
0.1
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
3.1
3.2
11.7
n.a.
64.6
65.6
67.5
71.3
70.7
59.2
57.1
57.9
59.3
63.4
66.5
0.3
57.8
58.7
61.2
67.9
65.0
55.0
55.8
56.1
59.3
62.2
66.5
1.4
57.8
58.7
61.2
67.9
65.0
55.0
55.8
56.1
59.3
62.2
66.5
1.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
6.8
6.9
6.3
3.4
5.7
4.2
1.3
1.8
0.0
-2.4
-2.3
-2.5
-5.0
-6.7
-2.1
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.
145
-5.2
-1.6
1.2
0.4
0.0
0.6
-1.4
n.a.
-5.3
TABLA D. 32
BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
tmca
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2004-2014
Origen
7.1
7.3
7.3
7.3
6.0
5.9
6.2
6.4
6.5
7.1
7.3
0.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Producción
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Importación1
-
-
-
-
-
-
0.1
-
-
-
-
n.a.
De otras regiones
Destino
Demanda interna
7.1
7.3
7.3
7.3
6.0
5.9
6.2
6.4
6.5
7.1
7.3
0.2
7.2
7.4
7.5
7.6
6.3
6.1
6.6
6.4
6.5
7.1
7.3
0.2
7.2
7.4
7.5
7.6
6.3
6.1
6.6
6.4
6.5
7.1
7.3
0.2
Sector transporte
7.2
7.4
7.5
7.6
6.3
6.1
6.6
6.4
6.5
7.1
7.3
0.2
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Exportación
A otras regiones
0.0
V ariación de inventarios
-0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-0.1
-0.1
-0.3
-0.3
-0.1
-0.3
-0.1
0.0
0.0
-0.1
-5.6
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.
TABLA D. 33
BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2008
2009 2010 2011
13.6
11.2
8.3
9.6
2004
11.9
2005
11.5
2006
12.1
2007
14.7
11.8
11.5
12.1
14.7
13.6
11.2
8.3
5.1
4.5
4.8
9.8
6.8
5.2
2.9
Cadereyta
Madero
6.7
7.0
7.2
4.9
6.8
6.0
tmca
2004-2014
2014
9.0
-2.8
2012
10.7
2013
11.3
9.6
10.6
11.0
8.5
-3.2
3.6
4.7
3.5
3.6
-3.3
4.9
-3.1
5.5
6.0
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.9
-
7.5
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Importación1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
Destino
0.1
A otras regiones
V ariación de inventarios
0.4
n.a.
0.0
-8.6
-2.9
11.7
12.4
15.6
14.6
11.5
8.8
9.8
10.7
11.2
9.1
4.5
4.3
4.7
9.5
6.7
5.2
4.4
5.2
6.2
5.2
5.9
2.7
4.5
4.3
4.7
9.5
6.7
5.2
4.4
5.2
6.2
5.2
5.9
2.7
-
-
-
-
-
0.0
0.2
-
-
-
-
-
n.a.
Sector transporte
Sector petrolero
0.3
-
12.2
Demanda interna
Exportación
0.1
-
0.7
1.2
0.4
0.4
0.6
7.0
6.2
7.4
5.7
7.3
6.1
4.4
4.5
4.5
6.0
3.2
-7.6
-0.3
-0.2
-0.3
-0.9
-1.0
-0.3
-0.5
-0.2
0.1
0.1
-0.1
-9.8
n.a. no aplica.
1 Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.
146
TABLA D. 34
BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
2004
2005
2006
Datos anuales
2008
2009
2010
2007
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
11.4
12.4
13.5
10.7
10.5
8.9
8.1
7.7
8.6
11.1
9.6
-1.7
11.2
12.2
13.3
10.5
10.5
8.7
8.1
7.5
8.3
10.6
9.2
-2.0
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
11.2
12.2
13.3
10.5
10.5
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Producción
Importación
8.1
7.5
8.3
10.6
n.a.
9.2
-2.0
n.a.
0.2
0.2
0.3
0.2
0.0
0.2
0.0
0.2
0.4
0.5
0.4
8.2
11.9
12.9
13.9
11.5
11.6
9.2
8.9
7.9
8.6
11.0
9.8
-1.9
De otras regiones
Destino
8.7
11.2
12.3
13.1
10.6
10.4
8.6
8.2
7.4
8.2
10.7
9.4
-1.8
Sector transporte
11.2
12.3
13.1
10.6
10.4
8.6
8.2
7.4
8.2
10.7
9.4
-1.8
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Demanda interna
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
n.a.
n.a.
0.6
0.6
0.9
0.8
1.2
0.6
0.8
0.5
0.4
0.3
0.5
-2.9
-0.4
-0.5
-0.4
-0.8
-1.1
-0.3
-0.8
-0.2
0.0
0.0
-0.2
-5.9
2013
2014
tmca
2004-2014
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.
TABLA D. 35
BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
21.9
22.8
23.4
24.2
22.9
22.2
22.6
23.6
24.7
23.4
21.5
-0.2
21.8
22.5
22.9
24.2
22.7
22.2
22.1
23.0
23.9
22.4
20.7
-0.5
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
21.8
22.5
22.9
24.2
22.7
22.2
22.1
23.0
23.9
22.4
20.7
-0.5
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Importación1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Producción
0.1
0.3
0.5
0.3
0.0
0.4
0.6
0.8
1.0
0.8
21.3
22.7
23.6
24.2
25.9
25.2
23.1
24.8
24.2
24.5
23.2
22.1
-0.3
21.2
21.6
22.5
23.5
22.5
21.6
22.3
23.0
23.5
22.2
21.3
0.0
Sector transporte
21.2
21.6
22.5
23.5
22.5
21.6
22.3
23.0
23.5
22.2
21.3
0.0
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
1.5
1.9
1.8
2.4
2.8
1.5
2.4
1.3
1.0
1.0
0.8
-5.8
-0.8
-0.8
-0.8
-1.7
-2.3
-0.8
-2.2
-0.6
0.2
0.2
-0.6
-3.6
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.
147
TABLA D. 36
BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE1
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
19.4
18.8
19.3
18.8
22.2
17.6
15.4
16.7
17.3
20.6
26.3
3.08
17.3
17.1
16.5
16.9
17.2
15.0
13.3
16.1
13.9
16.8
15.0
-1.45
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Producción
Minatitlán
Salina Cruz
Importación1
2.5
2.8
1.2
0.3
0.2
0.1
14.9
14.4
15.3
16.6
17.1
14.9
-
-
-
-
-
Destino
n.a.
0.0
2.1
0.1
-
13.3
16.1
11.8
16.7
15.0
0.09
-
-
n.a.
2.9
3.0
11.3
2.1
1.6
2.6
1.9
5.0
2.6
2.1
0.6
0.5
0.9
-
20.1
19.5
20.1
20.1
24.2
18.1
16.8
17.2
17.2
20.4
26.7
2.85
De otras regiones
0.1
-
n.a.
13.6
13.1
13.5
16.7
19.1
13.5
14.4
14.1
14.9
17.0
22.6
5.21
Sector transporte
13.6
13.1
13.5
16.7
19.1
13.5
14.4
14.1
14.9
17.0
22.6
5.21
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.00
Demanda interna
Exportación
6.1
5.7
5.9
3.0
A otras regiones
0.4
0.7
0.7
0.5
-0.7
-0.7
-0.8
-1.4
V ariación de inventarios
5.2
-2.0
4.0
1.3
1.8
0.6
1.1
1.3
-0.5
-1.4
-0.5
n.a. no aplica.
1
Incluye maquila para el período histórico.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.
148
-
n.a.
1.2
-
2.4
2.2
4.0
26.68
0.1
0.2
-0.4
-5.49
TABLA D. 37
DEMANDA ESTATAL DE COMBUSTÓLEO 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Estado
Aguascalientes
2004
-
2005
2006
-
-
2007
-
Datos anuales
2008
2009
2010
-
-
-
2011
-
2012
-
2013
-
2014
tmca
2004-2014
n.a.
-
n.a.
Baja California
1.4
2.1
2.0
1.1
0.7
0.6
0.5
0.3
0.1
0.1
Baja California Sur
5.2
6.0
12.8
18.3
15.6
19.8
16.5
10.0
10.6
15.9
7.1
3.1
Campeche
5.6
7.8
6.3
5.8
6.3
5.1
5.1
5.4
5.0
4.7
5.2
-0.7
Coahuila
Colima
0.7
0.4
0.3
0.8
0.2
0.3
0.4
0.5
0.1
36.9
31.6
12.0
17.5
28.9
20.3
9.5
16.6
14.9
23.3
5.9
0.9
2.8
-16.8
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
11.6
13.3
10.7
9.7
8.2
8.6
6.7
6.1
6.5
6.8
3.7
-10.8
1.6
-16.6
6.6
-14.5
Chiapas
Chihuahua
0.1
-
-
0.0
0.0
Durango
10.0
10.1
7.9
7.4
5.9
6.2
5.3
4.2
Guanajuato
32.0
29.6
27.7
21.6
19.7
13.0
14.6
11.0
8.6
1.0
-
-
3.7
4.5
-
-
-
-
-
58.8
66.2
53.9
56.4
50.4
44.9
43.4
52.4
54.0
42.8
36.7
-4.6
1.1
2.1
1.2
0.3
0.2
0.3
0.2
0.1
0.3
0.5
0.1
-20.9
0.0
0.0
n.a.
1.8
0.8
-12.8
0.1
-20.5
-12.6
Guerrero
Hidalgo
Jalisco
México
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
n.a.
Distrito Federal
0.9
-
3.3
7.3
9.7
0.0
0.1
0.0
0.1
0.0
0.0
Michoacán
3.3
2.7
2.0
2.3
2.2
2.2
1.6
1.8
Morelos
0.6
0.5
0.3
0.3
0.2
0.2
Nayarit
0.1
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
Nuevo León
9.5
6.8
7.9
4.5
4.4
4.4
2.7
2.3
3.5
4.9
2.5
0.2
-
-
n.a.
1.3
0.1
-
0.1
-
0.1
n.a.
-
-
14.7
15.6
16.5
16.1
14.5
12.7
11.7
11.7
10.2
11.2
12.2
-1.9
Puebla
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-42.8
Querétaro
0.1
0.3
0.6
0.5
0.3
0.3
0.3
0.2
0.2
0.2
0.2
Quintana Roo
0.3
0.3
0.1
0.1
0.1
0.2
0.0
0.1
0.1
0.1
0.0
n.a.
San Luis Potosí
15.1
14.6
10.3
13.7
12.9
13.2
14.3
14.4
15.1
11.1
5.4
-9.8
Sinaloa
26.0
38.8
25.2
26.9
21.5
21.3
22.2
28.8
27.2
21.4
18.3
-3.5
Sonora
26.1
26.8
27.5
23.7
14.4
14.9
16.1
23.1
23.0
11.7
14.0
-6.0
1.6
0.2
0.1
0.1
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
-39.4
Tamaulipas
27.5
26.6
12.1
3.0
10.3
1.1
-27.5
Tlaxcala
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Veracruz
71.7
71.7
58.8
56.5
39.7
43.3
37.8
36.6
45.5
37.5
21.7
-11.3
Yucatán
8.0
6.7
4.4
2.5
0.6
1.2
0.8
2.4
1.9
1.6
2.1
-12.5
Zacatecas
0.8
1.0
0.5
0.6
0.4
0.6
0.2
0.1
0.0
0.1
0.0
-29.4
377.3
383.1
301.3
293.8
255.8
242.2
213.4
231.0
238.4
215.2
146.2
-9.0
Oaxaca
Tabasco
Total
7.0
4.6
4.0
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.
149
3.3
6.5
9.3
n.a.
TABLA D. 38
DEMANDA ESTATAL DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Estado
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
Aguascalientes
0.0
0.0
25.5
0.0
0.0
108.3
93.4
115.4
143.3
184.1
194.2
n.a.
Baja California
71.6
53.9
66.3
63.3
58.8
54.1
45.6
48.3
37.5
39.7
33.6
-7.3
Baja California Sur
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Campeche
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Coahuila
Colima
166.7
138.8
197.9
169.8
109.2
155.5
138.7
128.8
106.7
124.6
119.1
-3.3
29.2
79.5
113.0
147.4
133.2
125.5
118.7
83.9
111.6
131.2
124.1
15.6
Chiapas
-
-
-
-
-
Chihuahua
-
-
-
-
-
Distrito Federal
-
-
-
-
-
Durango
Guanajuato
-
-
112.7
Guerrero
-
-
-
0.00
-
-
55.1
0.3
0.02
-
-
-
-
n.a.
-
0.3
0.3
0.3
0.1
n.a.
18.0
75.5
30.5
0.2
n.a.
-
0.3
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
-
n.a.
-
n.a.
8.6
8.6
23.3
33.1
17.0
15.4
25.8
13.4
9.5
16.9
22.9
19.5
Hidalgo
480.0
351.6
502.4
626.0
581.0
553.0
512.3
544.0
484.1
672.3
901.7
6.5
Jalisco
241.3
179.3
273.9
292.8
218.2
224.1
187.1
194.2
181.2
199.2
179.4
-2.9
México
185.7
273.5
202.2
241.3
184.3
181.4
153.4
125.5
166.9
210.5
183.6
-0.1
Michoacán
-
49.3
69.4
0.0
0.0
0.1
0.0
0.1
0.1
0.0
0.2
n.a.
Morelos
-
266.8
306.6
197.1
215.2
154.9
181.2
178.8
163.4
200.4
220.6
Nayarit
-
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
-
388.1
-
-
440.0
-
347.3
-
738.0
-
239.1
291.4
-
-
-
-
-
-
n.a.
n.a.
-
-9.1
917.7
831.1
261.5
236.4
266.1
264.8
253.5
150.1
28.2
58.9
54.8
54.4
96.1
128.0
129.7
144.4
n.a.
349.7
369.1
314.8
312.7
390.3
362.3
443.7
292.8
-1.7
n.a.
Querétaro
-
-
-
-
-
0.0
1.2
0.0
-
-
Quintana Roo
-
-
-
-
-
0.0
0.0
-
-
-
San Luis Potosí
1135.1
1145.5
1279.5
1489.7
1394.0
1301.1
1536.3
1515.1
1551.9
1640.4
1645.4
3.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Sinaloa
Sonora
Tabasco
260.0
-
Tamaulipas
230.4
-
317.5
-
0.0
n.a.
-0.1
334.4
205.9
161.3
120.3
162.1
225.9
353.1
257.2
61.5
55.6
36.0
52.3
41.6
40.0
42.1
46.8
n.a.
47.8
41.4
37.6
49.7
9.2
n.a.
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
84.2
Tlaxcala
-
-
-
-
Veracruz
30.5
83.1
120.9
100.0
89.1
92.4
102.2
167.4
197.9
224.5
241.1
23.0
Yucatán
94.2
69.1
85.4
92.7
84.8
79.5
82.0
85.5
62.7
73.6
64.4
-3.7
Zacatecas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
3,551.0
3,623.2
4,623.1
5,183.9
4,603.9
3,968.6
3,989.8
4,212.2
4,358.5
5,026.0
4,827.7
3.1
Total
-
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
150
-
-
-
n.a.
TABLA D. 39
DEMANDA ESTATAL DE DIESEL 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Estado
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2009
2010
2008
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
Aguascalientes
4.3
4.5
4.8
4.9
4.8
4.7
5.0
5.2
5.3
5.0
5.6
2.5
Baja California
10.9
12.8
14.6
15.3
16.3
13.0
13.5
14.3
14.9
14.3
13.5
2.2
5.3
4.2
5.3
5.0
5.5
5.3
5.3
7.5
7.9
5.8
6.8
2.5
16.2
16.9
15.0
17.9
18.3
21.1
19.3
17.8
20.7
23.5
20.6
2.4
Baja California Sur
Campeche
Coahuila
8.8
8.8
9.5
10.7
11.6
11.3
12.1
12.9
13.1
12.9
11.6
2.8
Colima
4.2
4.7
5.1
6.7
7.4
7.8
13.2
14.1
13.6
10.2
12.0
11.1
4.1
4.6
5.6
5.6
5.9
5.4
5.7
6.5
6.8
5.7
5.5
2.9
11.3
12.3
13.5
14.9
16.3
15.3
15.3
16.4
17.2
17.6
17.1
4.3
Chiapas
Chihuahua
Distrito Federal
24.2
25.0
26.8
27.3
27.1
26.4
25.2
25.2
26.8
26.0
26.8
1.1
Durango
10.6
11.2
12.5
13.3
13.5
13.3
14.9
14.2
14.5
14.4
14.5
3.2
Guanajuato
15.0
15.7
16.0
15.5
16.1
15.1
15.7
15.8
16.3
16.8
16.7
1.1
3.2
3.3
3.7
3.9
4.3
4.3
4.2
4.1
4.2
4.1
4.3
3.0
Guerrero
9.9
10.4
11.3
12.2
13.4
12.8
14.3
15.0
14.8
14.1
16.0
4.9
Jalisco
19.9
20.8
22.1
21.2
22.3
20.9
18.0
18.2
17.8
18.7
17.9
-1.1
México
15.0
15.2
16.0
16.7
17.6
16.6
16.9
17.4
17.0
16.5
17.0
1.3
8.5
8.8
9.4
10.5
11.2
10.9
11.3
11.8
11.9
12.5
11.9
3.4
Hidalgo
Michoacán
Morelos
3.1
3.6
3.5
3.6
3.8
3.8
3.7
3.7
3.8
3.5
3.5
1.1
Nayarit
1.1
1.0
1.1
1.1
1.2
1.2
1.3
1.3
1.4
1.4
1.6
3.4
18.0
20.6
23.7
23.7
26.9
25.1
25.7
25.1
27.5
26.7
28.8
4.8
5.0
5.4
5.5
5.6
7.6
5.6
5.4
5.4
5.9
5.5
5.4
0.7
Nuevo León
Oaxaca
Puebla
11.9
12.0
12.9
13.7
13.8
13.3
14.1
13.3
13.3
13.4
13.4
1.3
Querétaro
10.2
10.9
11.5
11.7
11.4
11.5
12.5
12.7
15.0
14.0
11.0
0.8
-5.8
Quintana Roo
0.7
1.4
0.3
0.2
0.5
1.1
0.2
0.2
0.7
1.1
0.4
San Luis Potosí
7.4
7.7
8.6
9.8
10.6
9.9
10.5
10.9
11.4
11.2
10.9
3.9
Sinaloa
16.1
16.6
17.3
17.8
19.2
18.2
18.1
18.5
18.7
19.0
19.4
1.9
Sonora
12.0
13.1
14.1
14.8
15.4
14.3
15.7
18.0
19.6
20.1
20.5
5.5
7.5
7.5
8.3
8.4
9.3
9.0
8.0
7.5
8.4
8.1
6.4
-1.5
20.3
Tabasco
21.3
23.1
25.0
20.8
21.6
24.3
23.5
22.3
22.6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.8
Tamaulipas
18.8
Tlaxcala
-
Veracruz
22.4
23.2
24.8
26.0
26.6
25.9
27.8
28.7
31.7
32.2
32.3
3.8
Yucatán
9.8
10.2
12.4
10.7
12.8
11.2
12.2
11.8
13.1
13.8
12.2
2.2
Zacatecas
Total
0.0
n.a.
3.3
3.5
3.3
3.7
3.5
3.8
3.6
3.4
3.8
3.6
4.1
2.3
318.5
336.5
359.8
375.5
399.5
378.9
390.2
401.2
420.3
413.9
410.2
2.6
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX, SCT, SENER y empresas privadas.
151
TABLA D. 40
DEMANDA ESTATAL DE GASOLINAS 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Estado
2004
2005
2006
2007
Datos anuales
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
tmca
2004-2014
Aguascalientes
9.9
10.4
11.1
11.9
11.6
12.3
12.1
12.1
12.5
12.1
12.0
Baja California
32.7
35.5
37.5
39.6
41.7
38.5
39.2
40.6
41.2
39.3
37.0
1.2
7.0
7.6
8.4
9.1
9.5
9.0
9.0
8.9
8.9
8.7
8.6
2.1
2.9
Baja California Sur
Campeche
2.0
3.6
3.9
4.0
4.5
4.6
5.0
5.0
4.9
5.1
5.1
4.8
12.2
13.2
14.5
15.5
16.4
16.3
17.3
16.4
16.2
16.3
15.9
2.7
Colima
6.1
6.5
7.0
12.3
14.7
14.5
21.5
21.0
21.3
17.9
17.6
11.3
Chiapas
11.1
11.9
13.5
15.1
16.5
16.9
18.6
19.7
20.1
18.9
18.5
5.2
Chihuahua
28.7
30.2
31.6
33.3
34.5
32.9
32.3
31.6
31.6
31.4
31.3
0.9
Coahuila
Distrito Federal
98.1
98.8
101.1
104.2
104.7
102.5
104.0
103.5
103.8
102.1
101.7
0.4
Durango
15.3
16.5
18.2
19.5
19.8
20.3
19.9
19.2
19.1
19.5
20.1
2.8
Guanajuato
26.2
27.5
28.9
31.4
32.7
33.2
34.4
34.0
34.1
34.1
33.4
2.5
Guerrero
10.7
11.4
11.9
12.8
13.7
14.0
14.0
13.5
13.5
13.0
13.2
2.1
Hidalgo
17.1
18.4
19.4
20.8
22.9
23.7
24.7
25.2
24.7
24.2
26.6
4.5
-0.8
Jalisco
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45.4
48.3
46.1
46.6
46.4
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40.5
41.1
39.9
México
41.2
44.0
47.4
49.0
51.4
51.8
52.5
54.1
54.2
54.0
52.9
2.5
Michoacán
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24.5
26.5
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29.8
29.8
29.5
29.0
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27.9
1.9
Morelos
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15.1
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14.7
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3.6
3.6
3.8
4.1
4.2
4.6
4.6
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4.6
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3.0
Nayarit
Nuevo León
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9.8
10.6
11.1
12.2
12.9
13.5
13.9
13.9
14.3
14.3
14.1
3.8
Puebla
26.0
26.8
28.9
31.1
31.8
31.2
33.1
33.0
33.0
32.1
30.9
1.7
Querétaro
14.7
15.7
17.1
18.3
18.2
18.6
19.1
19.4
21.0
20.9
18.8
2.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
San Luis Potosí
13.0
13.8
15.2
15.9
16.4
16.6
16.6
16.2
16.3
15.9
15.7
1.9
Sinaloa
21.3
22.8
24.7
26.4
28.5
28.6
28.4
27.6
27.6
26.7
26.1
2.1
Sonora
18.0
19.7
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24.3
24.0
24.1
24.4
24.8
24.1
23.7
2.8
Oaxaca
Quintana Roo
Tabasco
13.6
13.8
15.0
15.5
16.9
17.3
17.3
18.0
18.4
18.2
16.2
1.8
Tamaulipas
29.9
29.8
31.4
33.0
35.1
35.1
32.3
30.3
30.0
29.2
29.1
-0.3
n.a.
Tlaxcala
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Veracruz
29.6
31.6
34.8
38.1
40.3
42.5
43.5
43.5
44.7
44.4
45.1
4.3
Yucatán
16.4
18.5
20.7
22.7
24.3
23.9
24.6
25.2
25.6
25.1
25.7
4.6
Zacatecas
Total
7.4
7.9
7.8
8.4
7.7
8.0
8.4
8.3
8.3
7.0
6.5
-1.2
636.8
672.1
718.9
761.0
792.6
792.6
802.3
800.0
804.4
788.2
778.4
2.0
n.a. no aplica.
Nota. La información está desagregada por punto de venta, no por lugar de consumo.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de PEMEX.
152
TABLA D. 41
DEMANDA ESTATAL DE TURBOSINA, 2004-2014
(Miles de barriles diarios)
Estado
Aguascalientes
2004
-
Baja California
2005
-
3.5
Baja California Sur
2006
-
3.5
1.8
2007
-
3.3
2.0
Datos anuales
2008
2009
2010
-
0.0
2.0
0.3
2.3
2.8
1.9
2011
-
2.9
1.8
2012
-
2.6
2.0
2013
-
2.8
2.0
2014
-
3.0
2.1
n.a.
3.2
2.1
tmca
2004-2014
2.2
-0.7
2.1
Campeche
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Coahuila
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Colima
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Chiapas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Chihuahua
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Distrito Federal
19.1
19.5
20.2
19.6
18.2
19.8
19.6
20.8
22.1
20.7
19.6
0.2
Durango
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Guanajuato
10.1
12.3
13.1
10.6
10.4
Guerrero
-
-
-
-
-
Hidalgo
2.1
Jalisco
1.1
2.1
2.3
3.9
8.6
-
4.3
8.2
-
1.9
7.4
-
2.7
8.2
-
2.2
10.7
0.02
1.5
0.0
9.4
-0.8
1.7
-2.1
-
1.6
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
México
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Michoacán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Morelos
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Nayarit
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Nuevo León
4.3
Oaxaca
4.0
1.7
4.4
1.9
9.5
2.3
6.3
5.8
5.0
5.6
3.0
5.0
3.4
5.4
4.9
8.0
3.4
5.3
8.1
n.a.
3.8
-1.2
7.8
16.2
Puebla
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Querétaro
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Quintana Roo
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
San Luis Potosí
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Sinaloa
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sonora
Tabasco
2.0
-
Tamaulipas
Tlaxcala
1.9
-
0.3
-
2.1
-
0.3
-
5.3
-
0.3
-
4.1
-
0.0
-
1.5
-
0.4
-
1.7
-
0.2
-
1.9
-
1.4
-
1.7
-
1.8
-
2.0
-
1.3
-
n.a.
2.0
n.a.
2.1
23.8
1.8
-
n.a.
-
n.a.
Veracruz
3.7
3.0
2.4
2.9
4.2
1.8
2.9
1.4
3.6
1.8
5.9
Yucatán
8.2
8.2
8.8
8.1
9.2
6.7
6.1
4.8
6.0
7.0
8.9
4.8
0.9
Zacatecas
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Total
57.8
58.7
61.2
67.9
65.0
55.0
55.8
56.1
59.3
62.2
66.5
1.4
n.a. no aplica.
Nota. La información está desagregada por punto de venta, no por lugar de consumo.
Nota: No incluye gasavión.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de PEMEX.
153
TABLA D. 42
BALANCE NACIONAL DE PETROLÍFEROS, 2014-2029
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2026
2025
2024
tmca
2029
2028
2027
1,494.9
1,442.7
1,453.1
1,512.4
1,555.6
1,484.8
1,521.1
1,502.2
1,557.2
1,611.2
1,661.7
1,713.8
1,768.5
1,814.2
1,863.8
1,907.7
1.6
995.7
951.7
959.5
1,169.7
1,180.6
1,228.0
1,223.7
1,227.2
1,231.3
1,231.2
1,235.7
1,238.0
1,238.1
1,239.4
1,235.6
1,235.3
1.4
154.3
146.1
145.9
191.4
190.0
190.4
190.4
192.0
192.1
192.3
192.3
192.9
193.3
193.9
193.9
195.0
1.6
99.2
97.0
98.6
136.5
135.3
137.0
137.2
137.3
137.4
137.4
137.7
137.7
137.7
137.8
137.7
137.7
2.2
Tula
219.5
213.1
214.7
250.2
250.1
277.4
276.3
278.0
278.8
278.8
278.0
278.7
278.3
279.3
279.3
278.4
1.6
Salamanca
136.1
120.3
127.2
153.2
156.0
168.6
167.8
167.9
167.3
167.9
167.8
168.8
168.0
168.4
168.3
168.2
1.4
Minatitlán
141.1
146.1
141.4
178.4
185.5
191.6
189.1
179.9
183.0
182.4
187.1
187.1
188.0
187.8
184.8
185.4
1.8
Salina Cruz
245.5
229.1
231.7
260.1
263.7
263.0
263.0
272.1
272.6
272.4
272.7
272.7
272.7
272.2
271.6
270.6
0.7
Importación
499.2
491.0
493.7
342.6
375.0
256.8
297.4
275.0
325.9
379.9
426.0
475.8
530.4
574.8
628.2
672.4
2.0
1,486.3
1,442.7
1,453.1
1,512.4
1,555.6
1,484.8
1,521.1
1,502.2
1,557.2
1,611.2
1,661.7
1,713.8
1,768.5
1,814.2
1,863.8
1,907.7
1.7
1,346.5
1,306.9
1,241.7
1,269.1
1,308.6
1,335.8
1,376.9
1,432.5
1,492.0
1,545.6
1,596.4
1,649.8
1,701.9
1,738.9
1,788.5
1,830.5
1,058.0
1,072.7
1,077.1
1,113.9
1,146.0
1,188.2
1,229.0
1,284.6
1,341.5
1,393.9
1,445.2
1,496.0
1,547.0
1,592.9
1,643.8
1,684.7
3.2
151.5
98.6
33.9
36.4
43.2
32.3
32.0
31.9
32.9
32.8
31.5
32.5
32.2
21.9
19.5
19.1
-12.9
128.1
76.2
13.2
15.8
22.4
13.0
12.9
12.5
12.8
12.4
12.6
12.8
12.3
3.3
0.7
0.3
-33.0
23.3
22.4
20.7
20.6
20.8
19.3
19.1
19.4
20.1
20.4
18.9
19.6
19.9
18.7
18.8
Origen
Producción
Cadereyta
Madero
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
2.1
18.8
-1.4
0.6
1.7
1.0
0.9
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
2.0
0.4
0.9
1.4
0.1
0.1
0.2
-5.6
22.8
20.7
19.6
19.6
19.6
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.7
18.5
18.6
18.7
18.6
-1.4
Sector industrial
88.3
91.2
90.3
89.5
90.1
89.3
89.8
91.5
93.2
94.5
95.3
96.9
98.2
99.6
100.7
102.2
1.0
Sector petrolero
48.7
44.4
40.4
29.3
29.3
26.0
26.0
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
24.4
-4.5
139.8
135.9
211.4
243.2
247.0
149.0
144.3
69.7
65.2
65.6
65.3
64.0
66.7
75.3
75.3
77.2
-3.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de
electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
V ariación de inventarios
8.55
-
-
-
-
-
-
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 43
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Origen
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
193.7
178.4
160.2
161.0
166.4
162.1
170.1
178.3
185.2
190.8
196.4
202.1
207.1
212.8
220.7
225.4
tmca
1.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Producción
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de
electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Sector industrial
4.5
5.3
5.5
6.2
6.3
7.1
7.3
7.4
7.6
7.6
7.8
7.9
8.1
8.2
8.4
-11.9
137.5
173.9
154.9
155.6
160.2
155.8
163.0
171.0
177.8
183.2
188.8
194.3
199.1
204.7
212.5
217.0
3.1
193.0
178.4
160.2
161.0
166.4
162.1
170.1
178.3
185.2
190.8
196.4
202.1
207.1
212.8
220.7
225.4
1.0
193.0
178.4
160.2
161.0
166.4
162.1
170.1
178.3
185.2
190.8
196.4
202.1
207.1
212.8
220.7
225.4
1.0
136.5
136.1
134.2
138.7
142.9
149.4
156.4
164.8
171.0
176.8
181.8
186.7
192.1
197.2
204.4
209.2
2.9
46.3
30.9
14.1
10.9
11.5
0.9
1.0
0.4
0.8
0.3
0.6
1.0
0.2
0.5
1.0
0.4
-27.2
45.7
29.6
13.0
9.7
10.3
0.9
0.9
0.4
0.7
0.2
0.5
0.7
0.2
0.4
0.7
0.3
-28.7
0.6
1.3
1.2
1.2
1.2
0.0
0.1
0.0
0.1
0.0
0.1
0.3
0.1
0.1
0.2
0.1
-10.3
-10.1
0.02
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.6
1.3
1.2
1.2
1.2
0.0
0.1
0.0
0.1
0.0
0.1
0.3
0.1
0.1
0.2
0.1
10.2
11.5
11.8
11.5
12.0
11.8
12.7
13.0
13.4
13.8
14.0
14.4
14.7
15.1
15.4
15.7
2.9
-
Sector petrolero
Exportación
-
-
-
-
A otras regiones
-
-
-
-
0.64
-
-
-
V ariación de inventarios
-
56.2
0.0
-
-
-
-
0.0
-
0.0
-
-
-
-
-
-
-
0.00
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
154
0.00
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
TABLA D. 44
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGION NORESTE
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Datos anuales
Concepto
2014
Origen
Producción
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
373.3
287.5
293.9
341.3
345.6
327.4
327.6
331.6
339.0
345.8
351.9
358.0
364.2
373.4
383.2
391.1
0.3
253.5
243.1
244.5
327.8
325.3
327.4
327.6
329.3
329.5
329.8
330.0
330.6
331.0
331.7
331.6
332.7
1.8
154.3
146.1
145.9
191.4
190.0
190.4
190.4
192.0
192.1
192.3
192.3
192.9
193.3
193.9
193.9
195.0
1.6
Madero
99.2
97.0
98.6
136.5
135.3
137.0
137.2
137.3
137.4
137.4
137.7
137.7
137.7
137.8
137.7
137.7
2.2
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
27.0
30.3
13.5
20.3
-
-
-
-
-
-
23.7
Cadereyta
Importación
117.5
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
19.06
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
2.4
17.4
0.0
0.0
0.0
0.0
2.3
9.5
16.1
21.9
27.4
33.2
41.7
51.7
58.4
369.9
287.5
293.9
341.3
345.6
327.4
327.6
331.6
339.0
345.8
351.9
358.0
364.2
373.4
383.2
391.1
0.4
232.4
231.6
223.8
236.2
248.2
255.8
263.2
274.5
286.3
297.0
306.9
317.6
328.2
328.7
336.6
344.7
2.7
206.6
304.3
314.6
322.2
3.0
203.9
205.3
212.7
218.4
226.1
233.1
243.8
255.1
265.4
274.9
285.0
295.1
8.9
9.7
0.4
6.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.2
2.9
0.1
0.1
-25.9
Generación pública de electricidad
6.7
8.8
0.2
6.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
12.1
2.9
0.0
0.0
-30.2
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de
electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
2.2
0.9
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.1
-20.6
0.0
0.3
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.1
3.6
2.2
0.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-40.0
14.4
15.6
15.3
15.7
16.1
16.0
16.4
16.9
17.4
17.9
18.3
18.8
19.3
19.8
20.3
20.8
2.5
1.6
-3.0
Sector eléctrico
Sector industrial
Sector petrolero
2.5
Exportación
2.5
24.66
A otras regiones
V ariación de inventarios
2.7
-
-
112.8
55.9
70.1
3.43
-
-
1.6
1.6
105.1
-
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
1.6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
97.4
71.6
64.4
57.1
52.8
48.8
45.0
40.5
36.0
44.8
46.6
46.3
-5.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2028
2029
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 45
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
331.2
318.9
324.2
334.8
347.3
320.0
330.3
344.8
360.1
374.2
387.8
401.9
415.9
428.1
441.4
454.0
136.1
120.3
127.2
153.2
156.0
168.6
167.8
167.9
167.3
167.9
167.8
168.8
168.0
168.4
168.3
168.2
tmca
2.1
1.4
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
136.1
120.3
127.2
153.2
156.0
168.6
167.8
167.9
167.3
167.9
167.8
168.8
168.0
168.4
168.3
1.4
168.2
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
14.98
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
180.1
198.6
197.0
181.6
191.3
151.5
162.5
176.9
192.8
206.3
220.0
233.1
247.8
259.8
273.1
285.8
330.2
318.9
324.2
334.8
347.3
320.0
330.3
344.8
360.1
374.2
387.8
401.9
415.9
428.1
441.4
454.0
3.1
2.1
298.5
293.6
290.9
301.6
310.9
320.0
330.3
344.8
360.1
374.2
387.8
401.9
415.9
428.1
441.4
454.0
2.8
241.0
242.6
245.6
258.4
268.8
280.1
290.5
304.7
319.8
333.7
347.2
361.1
375.0
387.0
400.2
412.5
3.6
-3.7
32.6
23.8
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
Generación pública de electricidad
13.5
5.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
Generación por particulares de electricidad
19.1
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
-0.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-0.2
Productores independientes de electricidad
19.1
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
18.5
Sector industrial
Autogeneración de energía eléctrica
22.1
24.2
23.7
23.1
22.0
21.5
21.3
21.6
21.9
22.1
22.1
22.3
22.5
22.7
22.8
23.0
0.3
Sector petrolero
2.8
3.0
3.1
1.6
1.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
26.55
5.1
1.02
-
-
-
-
25.3
33.3
33.2
36.4
-
-
-
-
-
0.0
-
0.0
-
n.a. no aplica.
0.0
-
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
155
-
-
TABLA D. 46
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Datos anuales
Concepto
Origen
Producción
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
394.7
397.1
397.4
410.2
418.3
343.4
351.8
365.7
380.8
394.6
409.1
422.1
434.8
446.2
457.5
468.7
219.5
213.1
214.7
250.2
250.1
277.4
276.3
278.0
278.8
278.8
278.0
278.7
278.3
279.3
279.3
278.4
-
Madero
Tula
-
219.5
-
-
-
-
Cadereyta
214.7
-
250.2
-
250.1
277.4
278.8
278.8
278.0
278.7
-
-
-
-
-
-
-
278.0
276.3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
213.1
-
278.3
279.3
279.3
tmca
1.2
1.6
-
-
-
1.6
278.4
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
175.2
183.9
182.7
160.0
168.1
66.0
75.5
87.7
102.0
115.8
131.1
143.5
156.5
166.9
178.2
190.3
0.6
394.7
397.1
397.4
410.2
418.3
343.4
351.8
365.7
380.8
394.6
409.1
422.1
434.8
446.2
457.5
468.7
1.2
347.8
334.3
323.7
325.4
333.2
341.4
351.8
365.7
380.8
394.6
409.1
422.1
434.8
446.2
457.5
468.7
2.0
278.8
290.4
289.7
295.9
302.7
312.5
323.3
337.0
351.8
365.5
380.0
392.8
405.4
416.7
428.0
439.0
3.1
29.5
9.9
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
9.89
29.3
-
0.0
0.0
0.3
Generación por particulares de electricidad
0.0
-
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
0.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
30.5
27.5
27.5
27.5
28.5
28.6
28.1
28.4
28.7
28.8
28.8
29.0
29.1
29.1
29.1
29.3
-0.3
0.4
-19.4
Autogeneración de energía eléctrica
Sector industrial
Sector petrolero
6.5
9.0
2.0
6.5
2.0
-
-
-
-
-
A otras regiones
46.9
62.8
73.6
84.8
85.1
0.1
-
-
-
-
0.4
0.4
0.4
2.0
0.0
-
-
-
0.4
0.0
0.0
-
-
-
0.4
-
-
0.0
0.0
0.4
0.4
-
-
-
Exportación
V ariación de inventarios
n.a.
-
Productores independientes de electricidad
-
-
-
-
-
0.4
0.4
0.4
-
0.0
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 47
BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
tmca
2014
2015
2016
2017
2018
2027
2028
2029
713.6
898.2
941.5
879.1
915.1
709.5
747.1
725.1
779.1
832.7
884.0
932.7
989.0
1,039.6
1,091.4
1,135.2
3.1
386.6
375.2
373.1
438.5
449.1
454.7
452.1
451.9
455.7
454.8
459.9
459.9
460.7
460.0
456.4
456.0
1.1
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
141.1
146.1
141.4
178.4
185.5
191.6
189.1
179.9
183.0
182.4
187.1
187.1
188.0
187.8
184.8
185.4
1.8
Salina Cruz
245.5
229.1
231.7
260.1
263.7
263.0
263.0
272.1
272.6
272.4
272.7
272.7
272.7
272.2
271.6
270.6
0.7
Importación
310.5
459.5
458.0
323.7
348.5
250.5
290.3
267.7
318.4
372.3
418.4
468.0
522.5
566.6
619.9
664.0
5.2
16.5
63.5
110.4
116.9
117.5
4.3
4.7
5.5
5.1
5.6
5.7
4.9
5.8
13.0
15.0
15.1
-0.6
989.0
1,039.6
1,091.4
1,135.2
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Generación por particulares de electricidad
710.2
898.2
941.5
879.1
915.1
709.5
747.1
725.1
779.1
832.7
884.0
932.7
3.2
274.8
269.0
243.1
245.0
250.0
256.4
261.5
269.1
279.5
288.9
296.2
306.1
315.9
323.1
332.2
337.8
1.4
195.0
199.8
202.2
208.3
213.2
220.1
225.7
234.3
243.8
252.5
261.3
270.4
279.5
287.7
296.6
301.8
3.0
-29.9
34.2
24.3
0.9
1.0
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
2.0
0.4
0.8
1.3
0.0
0.0
0.2
33.0
22.6
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-46.6
1.2
1.7
0.9
0.9
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
1.9
0.3
0.8
1.3
0.0
0.0
0.2
-12.5
Productores independientes de electricidad
0.5
1.4
0.9
0.9
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
1.9
0.3
0.8
1.3
0.0
0.0
0.2
-7.1
Autogeneración de energía eléctrica
0.7
0.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
n.a.
Sector industrial
11.2
12.4
12.0
11.7
11.6
11.4
11.3
11.5
11.8
12.0
12.1
12.4
12.6
12.9
13.1
13.4
1.2
Sector petrolero
34.4
32.5
28.1
24.1
24.1
24.1
24.1
22.5
22.5
22.5
22.5
22.5
22.5
22.5
22.5
22.5
-2.8
-0.9
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
88.6
135.9
211.4
243.2
247.0
149.0
144.3
69.7
65.2
65.6
65.3
64.0
66.7
75.3
75.3
77.2
346.8
493.3
487.0
390.9
418.2
304.1
341.3
386.3
434.4
478.3
522.5
562.7
606.4
641.3
683.9
720.2
3.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
156
-
-
-
-
-
5.0
-
TABLA D. 48
BALANCE NACIONAL DE GASOLINAS, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
tmca
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2025
2026
2027
2028
2029
779.3
786.8
771.8
783.0
794.7
818.3
840.6
878.6
921.2
960.4
996.6
1,032.4
1,065.9
1,093.8
1,127.3
1,147.4
2.6
409.2
401.9
405.5
488.2
499.8
594.2
596.5
628.3
632.0
633.7
640.9
640.6
639.4
637.1
636.7
632.7
2.9
Cadereyta
73.4
66.9
67.4
82.6
87.2
87.8
87.7
89.1
89.4
89.6
89.4
89.7
90.5
91.8
91.8
90.1
1.4
Madero
40.1
49.0
49.5
63.0
60.2
61.3
61.6
62.3
61.9
61.9
61.8
61.9
61.8
61.5
61.9
61.9
2.9
Tula
86.5
81.5
81.6
103.7
103.8
172.5
172.0
172.5
170.2
171.6
171.4
170.3
170.2
170.5
170.9
170.0
4.6
Salamanca
56.3
48.2
51.8
62.4
63.1
87.3
86.6
86.9
87.1
87.0
87.1
87.5
87.0
87.0
87.1
87.0
2.9
Minatitlán
62.1
72.1
70.2
79.9
85.1
86.0
88.7
79.1
87.0
86.1
91.9
91.9
90.6
90.4
89.0
87.5
2.3
Salina Cruz
90.7
84.3
85.0
96.7
100.5
99.3
99.9
138.3
136.5
137.6
139.3
139.3
139.2
136.0
136.0
136.2
2.7
370.0
385.0
366.3
294.8
295.0
224.1
244.1
250.4
289.2
326.8
355.7
391.8
426.5
456.7
490.6
514.7
2.2
778.4
786.8
771.8
783.0
794.7
818.3
840.6
878.6
921.2
960.4
996.6
1,032.4
1,065.9
1,093.8
1,127.3
1,147.4
2.6
778.4
786.8
771.8
783.0
794.7
818.3
840.6
878.6
921.2
960.4
996.6
1,032.4
1,065.9
1,093.8
1,127.3
1,147.4
2.6
776.3
785.5
770.8
781.9
793.6
817.2
839.5
877.5
920.1
959.4
995.5
1,031.3
1,064.8
1,092.8
1,126.2
1,146.3
2.6
2.1
1.3
1.0
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
-4.3
Origen
Producción
Importación1
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
Exportación
V ariación de inventarios
2023
2022
2024
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
TABLA D. 49
BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2014 2015 2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
95.4
92.8
89.6
90.1
89.5
90.9
92.0
95.4
99.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
102.2
104.1
105.8
107.3
108.5
111.5
112.4
-
-
-
-
-
-
-
tmca
1.1
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación1
25.5
-
-
-
-
-
-
-
-
69.9
92.8
89.6
90.1
89.5
90.9
92.0
95.4
99.1
102.2
104.1
105.8
107.3
108.5
111.5
112.4
3.2
95.3
92.8
89.6
90.1
89.5
90.9
92.0
95.4
99.1
102.2
104.1
105.8
107.3
108.5
111.5
112.4
1.1
95.3
92.8
89.6
90.1
89.5
90.9
92.0
95.4
99.1
102.2
104.1
105.8
107.3
108.5
111.5
112.4
1.1
Sector transporte
95.3
92.8
89.6
90.1
89.5
90.9
92.0
95.4
99.1
102.2
104.1
105.8
107.3
108.5
111.5
112.4
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
Destino
Demanda interna
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.1
-
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
V ariación de inventarios
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
157
TABLA D. 50
BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
176.2
136.9
133.4
145.5
147.4
149.1
149.4
154.1
162.8
170.8
177.7
184.7
191.1
196.5
203.7
206.7
1.1
113.5
115.8
116.9
145.5
147.4
149.1
149.4
151.4
151.3
151.4
151.2
151.6
152.4
153.3
153.7
152.0
2.0
Cadereyta
73.4
66.9
67.4
82.6
87.2
87.8
87.7
89.1
89.4
89.6
89.4
89.7
90.5
91.8
91.8
90.1
1.4
Madero
40.1
49.0
49.5
63.0
60.2
61.3
61.6
62.3
61.9
61.9
61.8
61.9
61.8
61.5
61.9
61.9
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Producción
2.9
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
Importación1
62.7
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.7
11.5
19.4
26.5
33.1
38.7
43.2
50.0
54.7
n.a.
176.1
136.9
133.4
145.5
147.4
149.1
149.4
154.1
162.8
170.8
177.7
184.7
191.1
196.5
203.7
206.7
1.1
142.1
136.9
133.4
135.4
137.5
141.9
146.3
154.1
162.8
170.8
177.7
184.7
191.1
196.5
203.7
206.7
2.5
142.1
136.9
133.4
135.4
137.5
141.9
146.3
154.1
162.8
170.8
177.7
184.7
191.1
196.5
203.7
206.7
De otras regiones
Destino
21.0
-
-
16.5
-
-
-
-
-
-
34.0
-
-
10.2
0.1
-
-
-
-
-
9.9
-
-
7.2
3.1
-
-
-
-
-
-
-
-
2.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
TABLA D. 51
BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
tmca
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
176.8
173.2
170.8
176.5
181.5
188.5
195.1
205.5
217.0
227.7
237.5
247.4
256.7
263.9
272.0
278.0
56.3
48.2
51.8
62.4
63.1
87.3
86.6
86.9
87.1
87.0
87.1
87.5
87.0
87.0
87.1
87.0
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
56.3
48.2
51.8
62.4
63.1
87.3
86.6
86.9
87.1
87.0
87.1
87.5
87.0
87.0
87.1
87.0
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
7.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Origen
Producción
Importación1
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
3.1
2.9
2.9
-
112.6
125.1
119.0
114.0
118.5
101.2
108.5
118.6
130.0
140.7
150.5
160.0
169.7
177.0
184.9
191.1
3.6
176.7
173.2
170.8
176.5
181.5
188.5
195.1
205.5
217.0
227.7
237.5
247.4
256.7
263.9
272.0
278.0
3.1
176.7
173.2
170.8
176.5
181.5
188.5
195.1
205.5
217.0
227.7
237.5
247.4
256.7
263.9
272.0
278.0
3.1
176.7
173.2
170.8
176.5
181.5
188.5
195.1
205.5
217.0
227.7
237.5
247.4
256.7
263.9
272.0
278.0
3.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
V ariación de inventarios
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
158
TABLA D. 52
BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Cadereyta
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
226.8
236.0
231.0
232.3
235.8
242.8
250.0
260.2
271.7
282.3
293.2
303.5
313.2
321.5
329.4
336.8
86.5
81.5
81.6
103.7
103.8
172.5
172.0
172.5
170.2
171.6
171.4
170.3
170.2
170.5
170.9
170.0
-
-
-
-
Madero
-
-
-
Tula
86.5
81.5
81.6
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
103.7
-
-
-
103.8
-
-
-
172.5
-
-
-
172.0
-
-
-
172.5
-
-
-
170.2
-
-
-
171.6
-
-
-
171.4
-
-
-
170.3
-
-
-
170.2
-
170.5
-
-
170.9
-
tmca
2.7
4.6
-
-
-
-
170.0
-
4.6
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación1
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
-
-
-
140.3
-
154.5
-
149.4
128.6
132.0
70.3
78.0
87.7
101.5
110.8
121.7
133.2
143.0
151.0
158.5
166.8
1.2
226.7
236.0
231.0
232.3
235.8
242.8
250.0
260.2
271.7
282.3
293.2
303.5
313.2
321.5
329.4
336.8
2.7
226.7
236.0
231.0
232.3
235.8
242.8
250.0
260.2
271.7
282.3
293.2
303.5
313.2
321.5
329.4
336.8
2.7
225.2
235.4
230.8
232.0
235.5
242.5
249.7
259.9
271.5
282.1
292.9
303.2
313.0
321.2
329.2
336.5
1.5
0.6
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.3 -
2.7
11.1
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
V ariación de inventarios
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
TABLA D. 53
BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Cadereyta
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
426.9
541.4
521.5
471.3
480.5
409.5
432.7
467.8
512.7
550.5
586.9
622.9
656.3
683.1
715.6
738.4
152.9
156.4
155.1
176.5
185.5
185.3
188.6
217.4
223.5
223.7
231.1
231.1
229.8
226.4
225.0
223.7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
tmca
3.7
2.6
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
62.1
72.1
70.2
79.9
85.1
86.0
88.7
79.1
87.0
86.1
91.9
91.9
90.6
90.4
89.0
87.5
2.3
Salina Cruz
90.7
84.3
85.0
96.7
100.5
99.3
99.9
138.3
136.5
137.6
139.3
139.3
139.2
136.0
136.0
136.2
2.7
274.0
385.0
366.3
294.8
295.0
224.1
244.1
250.4
289.2
326.8
355.7
391.8
426.5
456.7
490.6
514.7
Importación1
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
-
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.3
-
426.4
541.4
521.5
471.3
480.5
409.5
432.7
467.8
512.7
550.5
586.9
622.9
656.3
683.1
715.6
738.4
3.7
137.6
148.0
147.0
148.8
150.4
154.2
157.2
163.4
170.6
177.4
184.1
191.0
197.6
203.5
210.7
213.5
3.0
137.0
147.3
146.1
148.0
149.5
153.4
156.4
162.6
169.8
176.6
183.3
190.2
196.8
202.7
209.9
212.6
3.0
0.6
0.7
0.9
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
0.8
Sector petrolero
Exportación
-
288.8
0.5
393.4
-
374.5
-
322.6
-
330.1
-
255.3
-
275.5
-
304.4
-
342.0
-
373.1
-
402.8
-
431.9
-
458.7
-
479.6
-
504.9
-
-
2.5
4.1
524.9
-
-
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
159
TABLA D. 54
BALANCE NACIONAL DE DIESEL, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
419.5
408.5
422.2
445.9
465.5
482.2
501.0
522.0
540.6
557.2
573.0
592.1
612.6
631.2
651.5
672.5
3.2
286.6
284.7
282.5
373.8
374.4
432.8
432.0
478.2
485.6
481.5
479.8
483.0
483.3
486.8
485.9
486.9
3.6
Cadereyta
61.1
63.5
61.1
92.6
86.8
86.5
86.3
86.3
86.0
85.9
86.0
86.7
85.9
85.8
85.8
88.1
2.5
Madero
30.7
33.9
32.3
48.7
56.3
53.2
53.0
52.7
53.1
53.2
53.2
53.3
53.3
53.3
53.5
53.5
3.8
Tula
42.5
46.8
45.6
52.1
51.2
91.5
91.2
91.9
97.1
93.5
93.4
95.0
96.6
97.3
97.0
96.8
5.6
Salamanca
38.7
32.7
35.6
50.8
50.3
69.8
69.7
69.9
69.3
69.8
69.8
70.5
70.1
70.4
70.3
70.3
4.1
Minatitlán
57.2
56.8
55.1
61.8
62.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
0.7
Salina Cruz
56.4
51.0
52.8
67.8
67.8
67.8
67.8
113.5
116.1
115.2
113.5
113.5
113.5
116.1
115.5
114.2
4.8
Importación
132.9
123.7
139.8
72.1
91.0
49.4
69.0
43.8
55.0
75.6
93.2
109.1
129.3
144.4
165.5
185.6
2.3
410.2
408.5
422.2
445.9
465.5
482.2
501.0
522.0
540.6
557.2
573.0
592.1
612.6
631.2
651.5
672.5
3.4
410.2
408.5
422.2
445.9
465.5
482.2
501.0
522.0
540.6
557.2
573.0
592.1
612.6
631.2
651.5
672.5
3.4
Sector industrial
29.4
30.2
29.2
28.5
28.7
28.6
29.3
30.0
30.8
31.5
32.2
33.0
33.8
34.7
35.5
36.4
1.4
Sector petrolero
20.8
19.5
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
20.7
0.0
350.4
354.9
368.9
393.2
411.9
431.9
450.4
470.3
487.5
502.9
519.6
537.1
556.6
575.6
594.8
615.1
3.8
9.5
3.9
3.4
3.4
4.1
0.9
0.6
0.9
1.6
2.0
0.5
1.2
1.5
0.2
0.4
0.4
-19.6
Generación pública (CFE y ex-LyFC)
6.8
2.3
2.4
2.5
2.9
0.1
0.1
0.0
0.1
0.0
0.1
0.3
0.1
0.2
0.4
0.1
-23.2
Generación por particulares
2.7
1.7
1.0
0.9
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
2.0
0.4
0.9
1.4
0.1
0.1
0.2
-15.2
Productores independientes
0.6
1.7
1.0
0.9
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
2.0
0.4
0.9
1.4
0.1
0.1
0.2
-5.6
Autogeneración
2.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-42.6
Producción
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9.35
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Exportación
V ariación de inventarios
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE,
INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 55
BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
61.2
58.8
59.0
62.5
67.2
69.3
75.2
80.5
83.4
86.3
89.5
93.0
96.5 100.4 105.0 108.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
tmca
3.9
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
27.7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
33.5
58.8
59.0
62.5
67.2
69.3
75.2
80.5
83.4
86.3
89.5
93.0
96.5 100.4 105.0 108.5
8.1
60.3
58.8
59.0
62.5
67.2
69.3
75.2
80.5
83.4
86.3
89.5
93.0
96.5 100.4 105.0 108.5
4.0
60.3
58.8
59.0
62.5
67.2
69.3
75.2
80.5
83.4
86.3
89.5
93.0
96.5 100.4 105.0 108.5
6.0
5.9
5.7
5.4
5.5
5.4
5.6
5.8
6.0
6.2
6.4
6.6
6.8
7.0
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector transporte
50.5
51.0
51.3
54.8
58.9
63.8
69.6
74.7
77.4
80.1
83.1
86.1
89.7
93.3
97.5 101.0
3.7
1.9
2.1
2.3
2.9
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.1
0.3
0.0
0.1
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector industrial
Sector eléctrico
7.2
0.3
-21.6
-20.8
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC
3.2
1.9
2.1
2.3
2.9
0.1
0.1
0.0
0.0
0.0
0.1
0.3
0.0
0.1
0.3
0.1
0.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
0.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
4.7
0.1
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de electricidad
4.0
1.4
7.4
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE,
INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.
160
TABLA D. 56
BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios)
Datos anuales
Concepto
2014 2015
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
97.4
98.8
141.3
143.2
139.7
139.3
138.9
139.2
139.1
139.2
140.1
140.2
145.0
149.4
154.7
1.7
91.8
97.4
93.4
141.3
143.2
139.7
139.3
138.9
139.2
139.1
139.2
140.1
139.2
139.1
139.2
141.6
2.9
Cadereyta
61.1
63.5
61.1
92.6
86.8
86.5
86.3
86.3
86.0
85.9
86.0
86.7
85.9
85.8
85.8
88.1
2.5
Madero
30.7
33.9
32.3
48.7
56.3
53.2
53.0
52.7
53.1
53.2
53.2
53.3
53.3
53.3
53.5
53.5
Producción
Tula
-
-
2017
2018
2019
2020
2021
tmca
2022
119.4
Origen
2016
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.8
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
Importación
27.6
De otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
5.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.1
5.9
10.2
13.1
117.0
97.4
98.8
141.3
143.2
139.7
139.3
138.9
139.2
139.1
139.2
140.1
140.2
145.0
149.4
154.7
1.9
94.5
95.3
98.8
103.8
107.5
111.3
114.8
119.2
123.4
127.0
130.9
135.3
140.2
145.0
149.4
154.7
3.3
Sector industrial
9.7
10.1
9.6
9.4
9.4
9.4
9.7
10.0
10.4
10.7
11.0
11.3
11.7
12.0
12.4
12.8
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
Destino
Demanda interna
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.8
-
83.2
84.6
88.8
94.3
98.0
101.9
105.0
109.1
112.9
116.3
119.9
123.9
128.5
132.9
137.0
141.8
3.6
1.5
0.6
0.4
0.1
0.0
0.0
0.0
0.1
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-16.6
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC
0.4
0.3
0.2
0.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-15.5
Generación por particulares de electricidad
1.1
0.3
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.1
-17.0
Productores independientes de electricidad
0.0
0.3
0.2
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.1
0.1
0.0
0.1
3.6
Autogeneración de energía eléctrica
1.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-39.9
37.5
35.7
28.4
24.5
19.8
15.8
12.1
Sector transporte
Sector eléctrico
Exportación
-
A otras regiones
22.5
V ariación de inventarios
2.4
-
-
-
2.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8.3
4.7
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE,
INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 57
BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
tmca
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
93.0
93.3
97.4
104.4
109.5
114.6
119.2
124.3
129.5
134.1
139.1
144.3
150.0
155.6
161.6
168.3
4.0
38.7
32.7
35.6
50.8
50.3
69.8
69.7
69.9
69.3
69.8
69.8
70.5
70.1
70.4
70.3
70.3
4.1
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
Salamanca
38.7
32.7
-
69.8
69.8
70.5
70.1
70.4
70.3
70.3
4.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector petrolero
Sector eléctrico
-
69.3
-
Sector transporte
-
69.9
5.7
Sector industrial
-
69.7
-
Demanda interna
-
69.8
Salina Cruz
De otras regiones
-
50.3
-
Destino
-
50.8
Minatitlán
Importación
-
35.6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
48.5
60.6
61.8
53.6
59.2
44.8
49.4
54.5
60.2
64.3
69.3
73.9
80.0
85.2
91.3
98.1
4.8
91.6
93.3
97.4
104.4
109.5
114.6
119.2
124.3
129.5
134.1
139.1
144.3
150.0
155.6
161.6
168.3
4.1
91.6
93.3
97.4
104.4
109.5
114.6
119.2
124.3
129.5
134.1
139.1
144.3
150.0
155.6
161.6
168.3
4.1
5.7
6.2
6.4
6.6
6.8
7.1
7.3
7.6
7.8
8.1
8.3
8.6
8.9
9.2
9.4
9.7
3.6
-
85.5
0.4
87.0
-
91.1
-
97.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
102.7
107.5
111.9
116.8
121.7
126.1
130.8
135.7
141.2
146.4
152.2
158.6
4.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Generación por particulares de electricidad
0.3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
Productores independientes de electricidad
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Autogeneración de energía eléctrica
0.3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE,
INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.
161
TABLA D. 58
BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios)
Datos anuales
Concepto
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Origen
78.1
Producción
42.5
76.7
46.8
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
79.2
83.4
86.4
91.5
92.2
95.1
97.9
100.4
103.2
106.0
109.0
112.1
115.2
118.6
2.8
45.6
52.1
51.2
91.5
91.2
91.9
97.1
93.5
93.4
95.0
96.6
97.3
97.0
96.8
5.6
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
45.6
52.1
51.2
91.5
91.2
91.9
97.1
93.5
93.4
95.0
96.6
97.3
97.0
96.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
42.5
Salamanca
46.8
-
-
5.6
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
-
-
-
-
De otras regiones
35.6
29.9
33.6
31.3
35.2
76.8
76.7
79.2
83.4
86.4
76.8
76.7
79.2
83.4
86.4
Destino
Demanda interna
-
-
-
-
-
-
1.0
3.1
0.8
6.9
9.8
11.0
12.4
14.8
18.2
21.7
-3.2
91.5
92.2
95.1
97.9
100.4
103.2
106.0
109.0
112.1
115.2
118.6
2.9
89.5
92.2
95.1
97.9
100.4
103.2
106.0
109.0
112.1
115.2
118.6
2.9
Sector industrial
4.2
4.2
4.1
3.9
3.8
3.6
3.5
3.3
3.2
3.1
3.0
2.9
2.7
2.6
2.5
2.4
-3.6
Sector petrolero
0.7
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-9.8
71.7
72.4
75.0
79.4
82.5
85.7
88.6
91.6
94.6
97.1
100.1
103.0
106.2
109.3
112.5
116.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector transporte
Sector eléctrico
0.2
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC)
0.0
Generación por particulares de electricidad
0.2
Productores independientes de electricidad
-
Autogeneración de energía eléctrica
0.2
Exportación
-
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
-
-
-
3.3
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE,
INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 59
BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Cadereyta
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
185.4
231.6
247.6
201.6
220.8
181.1
200.7
221.3
2022
235.1
2023
254.8
2024
270.6
2025
286.6
2026
306.8
2027
324.4
2028
345.0
2029
363.8
113.6
107.8
107.9
129.6
129.8
131.8
131.8
177.4
180.1
179.1
177.4
177.4
177.4
180.1
179.5
178.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
tmca
4.6
3.0
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.7
Minatitlán
57.2
56.8
55.1
61.8
62.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
64.0
Salina Cruz
56.4
51.0
52.8
67.8
67.8
67.8
67.8
113.5
116.1
115.2
113.5
113.5
113.5
116.1
115.5
114.2
4.8
Importación
71.9
123.7
139.8
72.1
91.0
49.4
69.0
43.8
55.0
75.6
93.2
109.1
129.3
144.4
165.5
185.6
6.5
De otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
182.2
231.6
247.6
201.6
220.8
181.1
200.7
221.3
235.1
254.8
270.6
286.6
306.8
324.4
345.0
363.8
87.1
84.4
87.8
91.7
94.8
97.5
99.7
102.9
106.4
109.3
110.3
113.5
116.8
118.1
120.2
122.4
2.3
Sector industrial
3.7
3.7
3.5
3.3
3.2
3.2
3.2
3.3
3.4
3.5
3.6
3.7
3.8
3.8
3.9
4.0
0.5
Sector petrolero
20.1
19.3
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
20.6
0.2
Sector transporte
59.5
59.9
62.8
66.9
69.8
72.9
75.3
78.2
80.9
83.3
85.7
88.4
91.1
93.6
95.6
97.6
3.4
3.7
1.4
0.9
1.0
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
2.0
0.4
0.8
1.3
0.0
0.0
0.2
-18.7
-37.5
Destino
Demanda interna
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad (CFE y LyFC)
3.1
Generación por particulares de electricidad
Productores independientes de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
4.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.6
1.4
0.9
0.9
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
1.9
0.3
0.8
1.3
0.0
0.0
0.2
-8.1
0.5
1.4
0.9
0.9
1.2
0.8
0.5
0.9
1.5
1.9
0.3
0.8
1.3
0.0
0.0
0.2
-7.1
0.1
-
-
-
-
-
-
-
95.1
147.2
159.9
109.9
126.0
3.2
-
-
-
-
-
0.00
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
101.1
118.4
128.6
145.4
160.4
173.1
190.0
206.3
224.8
241.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
83.6
-
n.a. no aplica.
6.4
-
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE,
INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.
162
TABLA D. 60
BALANCE NACIONAL DE TURBOSINA, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
65.1
69.4
72.0
75.5
79.3
82.0
86.1
90.4
95.0
99.5
104.4
108.2
112.1
116.0
120.1
124.3
4.4
53.4
51.9
56.8
67.8
65.7
66.1
66.3
73.3
70.3
72.7
72.8
72.7
70.9
70.6
70.4
70.5
1.9
Cadereyta
3.6
3.9
4.4
6.1
6.3
6.5
6.7
6.9
7.0
7.2
7.2
7.2
7.2
7.2
7.2
7.2
4.7
Madero
4.9
4.0
7.2
8.3
4.6
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
3.6
20.7
18.7
20.5
25.5
26.3
22.6
22.5
22.6
20.0
22.6
22.0
21.9
20.0
20.0
20.0
20.0
-0.2
Salamanca
9.2
9.9
9.0
13.8
14.3
14.6
14.7
14.5
14.3
14.4
14.3
14.3
14.3
14.5
14.3
14.3
3.0
Minatitlán
0.0
0.0
0.0
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
n.a.
Salina Cruz
15.0
15.5
15.6
12.0
12.0
12.0
12.0
19.0
18.5
18.0
18.9
18.9
18.9
18.5
18.5
18.5
1.4
Importación2
11.7
17.4
15.3
7.7
13.6
15.9
19.8
17.0
24.7
26.9
31.6
35.5
41.2
45.4
49.6
53.8
10.7
66.5
69.4
72.0
75.5
79.3
82.0
86.1
90.4
95.0
99.5
104.4
108.2
112.1
116.0
120.1
124.3
4.3
66.5
69.4
72.0
75.5
79.3
82.0
86.1
90.4
95.0
99.5
104.4
108.2
112.1
116.0
120.1
124.3
4.3
Sector transporte
66.5
69.4
72.0
75.5
79.3
82.0
86.1
90.4
95.0
99.5
104.4
108.2
112.1
116.0
120.1
124.3
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Origen
Producción
Tula
Destino
Demanda interna
Exportación
-
V ariación de inventarios - 1.4
-
-
-
-
-
4.3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.
TABLA D. 61
BALANCE DE TURBOSINA 2014-2029, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
tmca
10.3
10.7
11.1
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.1
15.7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Origen
Producción
7.3
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
8.5
9.1
9.6
5.3
7.3
8.5
9.1
9.6
10.3
10.7
11.1
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.1
15.7
5.3
7.3
8.5
9.1
9.6
10.3
10.7
11.1
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.1
15.7
5.2
7.3
8.5
9.1
9.6
10.3
10.7
11.1
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.1
15.7
5.2
7.3
8.5
9.1
9.6
10.3
10.7
11.1
11.5
12.0
12.5
13.0
13.5
14.0
14.5
15.1
15.7
5.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector petrolero
V ariación de inventarios - 0.1
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.
163
TABLA D. 62
BALANCE DE TURBOSINA 2014-2029, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Origen
tmca
9.0
7.9 11.6
14.4 10.9 14.8
15.0 15.2 15.3 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5
3.7
8.5
7.9 11.6
14.4 10.9 14.8
15.0 15.2 15.3 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5
4.1
Cadereyta
3.6
3.9
4.4
6.1
6.3
6.5
6.7
6.9
7.0
7.2
7.2
7.2
7.2
7.2
7.2
7.2
Madero
4.9
4.0
7.2
8.3
4.6
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
8.3
Producción
4.7
3.6
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
0.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
9.1
7.9 11.6
5.9
6.1
6.3
6.5
6.7
6.9
7.1
7.4
7.6
7.9
8.1
8.4
8.7
9.0
9.3
9.6
5.9
6.1
6.3
6.5
6.7
6.9
7.1
7.4
7.6
7.9
8.1
8.4
8.7
9.0
9.3
9.6
-
Exportación
-
-
A otras regiones
-
3.2
-
1.7
V ariación de inventarios - 0.1
14.4 10.9 14.8
5.3
-
-
-
-
7.9
-
4.2
-
15.0 15.2 15.3 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5
7.8
-
7.8
-
7.8
-
7.7
-
7.6
-
-
-
7.4
-
7.1
-
-
-
-
-
-
-
6.8
6.5
-
-
-
-
3.3
3.3
-
6.2
3.6
4.2
5.9
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.
TABLA D. 63
BALANCE DE TURBOSINA 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Datos anuales
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
tmca
9.6
12.4
13.5
14.8
16.3
16.9
17.5
18.2
18.9
19.6
20.3
21.1
21.9
22.7
23.5
24.4
6.4
9.2
9.9
9.0
13.8
14.3
14.6
14.7
14.5
14.3
14.4
14.3
14.3
14.3
14.5
14.3
14.3
3.0
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
9.2
9.9
9.0
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Producción
13.8
14.3
14.6
14.7
14.5
14.3
14.4
14.3
14.3
14.3
14.5
14.3
14.3
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
0.4
2.4
4.4
1.1
2.0
2.3
2.8
3.7
4.6
5.2
6.0
6.8
7.6
8.2
9.2
Destino
10.1
3.0
23.8
9.8
12.4
13.5
14.8
16.3
16.9
17.5
18.2
18.9
19.6
20.3
21.1
21.9
22.7
23.5
24.4
6.2
9.4
12.4
13.5
14.8
16.3
16.9
17.5
18.2
18.9
19.6
20.3
21.1
21.9
22.7
23.5
24.4
6.6
Sector transporte
9.4
12.4
13.5
14.8
16.3
16.9
17.5
18.2
18.9
19.6
20.3
21.1
21.9
22.7
23.5
24.4
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
A otras regiones
0.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
V ariación de inventarios - 0.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Demanda interna
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.
164
6.6
TABLA D. 64
BALANCE DE TURBOSINA, 2014-2029, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
tmca
21.5
23.8
24.3
25.5
26.3
26.8
28.9
31.1
33.5
35.9
38.6
39.9
41.3
42.7
44.2
45.8
5.2
20.7
18.7
20.5
25.5
26.3
22.6
22.5
22.6
20.0
22.6
22.0
21.9
20.0
20.0
20.0
20.0
-0.2
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
20.7
18.7
20.5
25.5
26.3
22.6
22.5
22.6
20.0
22.6
22.0
21.9
20.0
20.0
20.0
20.0
-0.2
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Origen
Producción
4.2
6.3
8.5
13.4
13.4
16.6
18.0
21.3
22.7
24.2
25.8
26.0
26.3
26.8
28.9
31.1
33.5
35.9
38.6
39.9
41.3
42.7
44.2
45.8
5.0
25.9
26.8
28.9
31.1
33.5
35.9
38.6
39.9
41.3
42.7
44.2
45.8
5.2
25.1
25.9
26.8
28.9
31.1
33.5
35.9
38.6
39.9
41.3
42.7
44.2
45.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.4
0.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.8
5.2
3.8
22.1
23.8
24.3
25.5
21.3
23.8
24.3
25.1
Sector transporte
21.3
23.8
24.3
Sector petrolero
-
-
Exportación
-
A otras regiones
0.8
V ariación de inventarios - 0.6
De otras regiones
Destino
Demanda interna
5.2
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.
TABLA D. 65
BALANCE DE TURBOSINA, 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
26.3
32.9
30.9
21.8
27.7
30.1
33.9
38.2
45.3
47.0
52.6
56.5
62.3
66.1
70.3
74.5
15.0
15.5
15.6
14.1
14.1
14.1
14.1
21.2
20.6
20.2
21.1
21.1
21.1
20.6
20.6
20.7
tmca
7.2
2.2
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
0.0
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
2.1
n.a.
Salina Cruz
15.0
15.5
15.6
12.0
12.0
12.0
12.0
19.0
18.5
18.0
18.9
18.9
18.9
18.5
18.5
18.5
1.4
Importación
11.3
17.4
15.3
7.7
13.6
15.9
19.8
17.0
24.7
26.9
31.6
35.5
41.2
45.4
49.6
53.8
11.0
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector petrolero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
26.7
32.9
30.9
21.8
27.7
30.1
33.9
38.2
45.3
47.0
52.6
56.5
62.3
66.1
70.3
74.5
7.1
22.6
18.5
18.9
19.4
20.1
20.8
21.4
22.2
22.9
23.7
24.5
25.3
26.2
27.1
28.0
28.9
1.6
22.6
18.5
18.9
19.4
20.1
20.8
21.4
22.2
22.9
23.7
24.5
25.3
26.2
27.1
28.0
28.9
-
Exportación
-
A otras regiones
4.0
V ariación de inventarios - 0.4
14.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.4
7.6
9.3
-
-
-
12.0
-
12.4
-
16.1
-
22.3
-
23.4
-
28.2
-
31.2
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.
165
36.1
-
39.0
-
42.3
-
45.6
-
1.6
17.5
-
TABLA D. 66
BALANCE NACIONAL DE COMBUSTÓLEO 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Datos anuales
Concepto
2014
2027
2028
2029
227.6
231.7
245.9
247.6
130.5
125.6
31.1
27.9
28.2
28.3
27.8
30.1
30.7
27.7
30.0
-13.7
259.2
227.6
231.7
245.9
247.6
130.5
125.6
31.1
27.9
28.2
28.3
27.8
30.1
30.7
27.7
30.0
-13.4
Cadereyta
15.2
10.1
12.3
1.6
1.9
2.0
2.0
2.3
2.2
2.3
2.3
2.0
2.1
2.2
1.9
2.3
-11.8
Madero
19.0
6.3
6.0
8.2
4.7
4.8
4.7
4.7
4.7
4.7
5.0
4.7
5.0
5.5
4.8
4.7
-8.8
Tula
79.1
74.9
75.8
81.1
81.1
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Salamanca
38.8
35.3
37.0
34.7
36.8
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Minatitlán*
14.9
14.5
14.0
27.0
29.4
29.7
25.3
24.1
20.9
21.2
21.0
21.0
23.0
23.0
21.0
23.0
2.9
Salina Cruz
92.3
86.5
86.7
93.3
93.7
94.0
93.5
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-
-
-
-
n.a.
Producción
Importación
13.01
2016
2023
2024
2025
-
n.a.
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
130.5
125.6
31.1
27.9
28.2
28.3
27.8
30.1
30.7
27.7
30.0
-13.7
146.2
101.6
35.7
20.4
18.6
6.8
5.1
3.1
3.4
3.0
3.2
3.4
2.9
3.1
3.3
3.0
-22.8
0.2
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-3.8
115.2
70.6
11.2
7.9
7.9
0.8
0.8
0.4
0.7
0.2
0.5
0.7
0.2
0.4
0.6
0.3
-33.1
112.5
68.5
10.1
6.8
6.8
0.8
0.2
-35.0
2.7
2.1
1.1
1.1
1.1
0.0
Sector industrial
6.5
8.8
6.9
5.2
3.5
1.7
Sector petrolero
24.3
22.1
17.5
7.1
7.1
4.1
4.1
2.6
2.6
2.6
2.6
2.6
2.6
2.6
2.6
2.6
-13.8
128.8
126.0
196.0
225.5
229.0
123.7
120.5
28.0
24.5
25.2
25.1
24.4
27.2
27.6
24.4
27.0
-9.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Autogeneración de energía eléctrica
Exportación
V ariación de inventarios
- 2.80
-
-
-
-
-
2022
247.6
Generación pública de electricidad
-
2021
245.9
Sector eléctrico
-
2020
231.7
Sector transporte
-
2019
227.6
Demanda interna
-
2018
275.0
Destino
-
2017
tmca
2026
272.2
Origen
2015
0.8
0.4
0.08
0.01
-
-
-
-
0.6
0.06
0.2
0.4
0.03
-
0.4
0.09
-
0.1
0.27
-
0.2
0.06
-
0.3
0.14
-
0.23
-
-
0.10
-
-19.4
n.a.
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI,
PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 67
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2014-2029, REGIÓN NOROESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Datos anuales
tmca
2015
2016
39.2
27.8
11.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
6.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
32.4
27.8
11.9
8.5
8.3
0.9
0.8
0.4
0.7
0.2
0.5
0.7
0.2
0.4
0.6
0.3
-27.2
39.4
27.8
11.9
8.5
8.3
0.9
0.8
0.4
0.7
0.2
0.5
0.7
0.2
0.4
0.6
0.3
-28.1
39.4
27.8
11.9
8.5
8.3
0.9
0.8
0.4
0.7
0.2
0.5
0.7
0.2
0.4
0.6
0.3
-28.1
Sector transporte
-
-
-
Sector eléctrico
39.4
26.8
11.2
0.3
-28.1
39.4
25.6
10.1
6.8
6.8
0.8
0.2
-30.3
0.0
1.2
1.1
1.1
1.1
0.0
0.1
0.0
0.1
0.0
0.1
0.3
0.1
0.1
0.2
0.1
6.1
0.0
1.0
0.7
0.5
0.3
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Origen
Producción
Destino
Demanda interna
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
Sector industrial
2017
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
2014
8.5
8.3
-
7.9
0.9
-
0.8
0.8
7.9
0.4
-
0.8
0.4
0.8
0.2
0.7
0.4
-
0.7
0.5
0.2
0.6
0.5
0.2
0.2
0.7
0.7
0.4
0.4
0.1
0.3
0.6
0.2
-28.1
-
-
0.4
0.2
0.4
0.6
0.3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Exportación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 0.3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector petrolero
V ariación de inventarios
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI,
PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
166
TABLA D. 68
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2014-2029, REGIÓN NORESTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
tmca
39.3
16.4
18.3
9.8
6.6
6.8
6.8
7.0
7.0
7.0
7.3
6.7
7.1
7.7
6.7
7.0
-10.8
34.2
16.4
18.3
9.8
6.6
6.8
6.8
7.0
7.0
7.0
7.3
6.7
7.1
7.7
6.7
7.0
-10.0
-11.8
Cadereyta
15.2
10.1
12.3
1.6
1.9
2.0
2.0
2.3
2.2
2.3
2.3
2.0
2.1
2.2
1.9
2.3
Madero
19.0
6.3
6.0
8.2
4.7
4.8
4.7
4.7
4.7
4.7
5.0
4.7
5.0
5.5
4.8
4.7
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-8.8
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
De otras regiones
Destino
2.2
-
-
39.6
16.4
18.3
9.8
11.5
Demanda interna
Sector transporte
-
Sector eléctrico
-
9.8
3.1
1.9
-
6.6
1.8
-
6.8
1.6
-
-
8.4
0.0
0.0
0.0
0.0
Generación pública de electricidad
5.8
7.9
0.0
0.0
0.0
0.0
Autogeneración de energía eléctrica
1.0
0.6
0.0
0.0
0.0
0.0
Sector industrial
0.6
0.7
0.6
0.4
0.3
0.1
Sector petrolero
2.4
2.3
2.5
1.5
1.5
1.5
Exportación
22.8
V ariación de inventarios
- 0.3
0.0
0.0
-
6.7
1.5
-
0.0
0.0
-
7.3
1.5
-
0.0
0.0
-
7.0
1.5
-
0.0
0.0
-
7.0
1.5
-
7.1
1.5
7.7
1.5
6.7
1.5
1.5
7.0
-10.9
1.5
-11.7
-
-
-
-
-
0.0
-
-
-
-
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
-
-47.2
n.a.
-40.0
n.a.
1.5
-
-
-
-
-
-
5.0
15.2
7.9
4.9
5.2
5.3
-
-
-
-
-
-
7.1
7.0
1.5
-
6.8
A otras regiones
6.8
1.5
-
1.5
-
5.5
-
1.5
-
5.5
-
1.5
-
5.5
-
1.5
-
5.8
-
1.5
-
5.2
-
1.5
-
5.6
-
1.5
-
6.2
-
1.5
-3.0
5.5
-1.6
5.2
-
-
-
-
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI,
PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 69
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de barriles diarios)
Concepto
Origen
Producción
Cadereyta
Datos anuales
2019
2020
2016
2017
2018
47.8
35.3
37.0
34.7
36.8
38.8
35.3
37.0
34.7
36.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.7
2021
0.1
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
tmca
2015
2014
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-35.3
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
38.8
35.3
37.0
34.7
36.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.7
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector transporte
Sector eléctrico
Generación pública de electricidad
Autogeneración de energía eléctrica
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-26.0
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-35.3
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-31.2
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-5.1
6.5
-
-
-
-
48.0
35.3
37.0
34.7
36.8
19.1
11.9
6.1
3.9
0.2
0.1
0.1
0.1
13.4
5.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
12.5
5.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
1.0
-
-
-
0.1
0.1
0.1
0.7
0.1
0.1
0.1
3.0
0.7
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-
-
n.a.
Sector industrial
2.9
4.0
3.2
2.3
1.4
Sector petrolero
2.6
2.8
2.9
1.5
1.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
23.5
30.9
30.8
33.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
24.6
4.3
- 0.2
0.6
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI,
PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
167
TABLA D. 70
BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2014-2029, REGIÓN CENTRO
(Miles de barriles diarios)
Datos anuales
Concepto
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
Origen
Producción
79.1
74.9
75.8
81.1
81.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
79.1
74.9
75.8
81.1
81.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cadereyta
0.8
tmca
n.a.
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
79.1
74.9
75.8
81.1
81.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.8
De otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
79.5
74.9
75.8
81.1
81.1
0.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
36.7
16.7
7.5
2.9
2.6
0.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Sector transporte
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector eléctrico
27.2
n.a.
Destino
Demanda interna
Generación pública de electricidad
9.2
27.1
Autogeneración de energía eléctrica
-
0.1
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
9.2
-
-
-
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
n.a.
Sector industrial
3.0
2.1
1.7
1.4
1.1
Sector petrolero
6.6
5.4
5.7
1.5
1.5
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
42.7
58.2
68.3
78.2
78.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
- 0.4
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI,
PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 71
BALANCE DE COMBUSTÓLEO, 2014-2029 REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de barriles diarios)
Datos anuales
Concepto
Origen
Producción
2021
2022
2023
2024
2025
2026 2027 2028 2029
tmca
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
123.1
159.8
203.1
228.7
232.0
126.5
123.2
29.2
25.6
26.4
26.3
25.5
28.4
28.8
25.6
28.2
-9.4
107.2
100.9
100.7
120.3
123.1
123.7
118.8
24.1
20.9
21.2
21.0
21.0
23.0
23.0
21.0
23.0
-9.8
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
14.9
14.5
14.0
27.0
29.4
29.7
25.3
24.1
20.9
21.2
21.0
21.0
23.0
23.0
21.0
23.0
2.9
Salina Cruz
92.3
86.5
86.7
93.3
93.7
94.0
93.5
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.7
-
De otras regiones
15.3
58.9
102.4
108.4
108.9
2.8
4.4
5.1
4.7
5.2
5.3
4.5
5.4
5.8
4.5
5.2
124.7
159.8
203.1
228.7
232.0
126.5
123.2
29.2
25.6
26.4
26.3
25.5
28.4
28.8
25.6
28.2
-9.4
41.2
33.8
7.1
3.2
3.0
2.8
2.7
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
1.2
-21.2
0.1
-1.9
Destino
Demanda interna
-
-
Importación
0.1
0.1
0.1
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
27.7
20.9
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
0.6
0.3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
Sector industrial
0.0
0.9
0.7
0.5
0.4
0.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sector petrolero
12.8
11.6
6.3
2.6
2.6
2.6
2.6
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
-15.1
Exportación
81.4
126.0
196.0
225.5
229.0
123.7
120.5
28.0
24.5
25.2
25.1
24.4
27.2
27.6
24.4
27.0
-7.1
A otras regiones
2.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
V ariación de inventarios
-
0.1
0.1
-
Autogeneración de energía eléctrica
0.1
0.1
-
Generación pública de electricidad
0.1
0.1
0.1
21.2
Sector eléctrico
0.1
0.1
0.1
28.3
Sector transporte
0.1
-6.9
n.a.
n.a. no aplica.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI,
PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
168
TABLA D. 72
BALANCE NACIONAL DE COQUE DE PETRÓLEO, 2014-2029
(Miles de toneladas anuales)
Datos anuales
Concepto
Origen
Producción
2014
2015
2016
2017
2018
5,091.1
4,854.1
5,011.6
5,531.2
2,705.1
2,670.6
2,531.4
4,219.9
tmca
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
6,115.3
7,276.2
7,320.8
9,118.4
9,132.2
9,143.6
9,164.8
9,156.2
9,168.1
9,136.0
9,223.3
9,174.7
4.0
4,279.2
6,837.5
6,826.4
8,614.8
8,616.3
8,616.3
8,636.2
8,617.3
8,617.4
8,571.4
8,650.3
8,595.9
8.0
Cadereyta
865.7
873.4
798.0
1,583.7
1,582.9
1,583.3
1,587.5
1,583.4
1,583.3
1,583.8
1,587.3
1,583.7
1,608.4
1,583.7
1,599.8
1,579.5
4.1
Madero
698.9
826.1
821.2
1,297.2
1,357.2
1,378.3
1,392.7
1,385.1
1,381.8
1,379.3
1,382.8
1,383.3
1,375.4
1,356.1
1,382.6
1,377.9
4.6
1,473.85
1,452.04
1,483.31
1,482.96
1,484.63
Tula
-
Salamanca
-
-
Minatitlán
1,140.5
Salina Cruz
912.2
2,386.1
Importación*
Destino
4,891.9
Demanda interna
Sector eléctrico
2,183.5
4,854.1
5,011.6
1,311.3
5,531.2
6,115.3
1,483.2
1,483.3
1,484.9
1,489.1
n.a.
1,482.8
840.48
834.99
838.16
835.9
840.5
837.6
838.0
834.7
840.2
837.9
n.a.
1,553.7
1,549.5
1,552.2
1,542.9
1,554.8
1,550.6
1,533.4
1,534.1
1,554.9
1,534.0
2.0
1,778.62
1,777.88
1,789.83
1,783.73
1,778.86
1,778.9
1,777.9
1,783.7
1,783.8
n.a.
503.6
515.9
527.2
528.6
538.9
550.7
564.5
573.0
578.9
-9.0
1,836.1
1,487.1
852.57
1,549.5
-
-
438.7
494.4
7,276.2
7,320.8
9,118.4
9,132.2
9,143.6
9,164.8
9,156.2
9,168.1
9,136.0
9,223.3
9,174.7
4.3
4,854.1
5,011.6
5,531.2
6,115.3
6,194.2
6,326.9
6,380.9
6,443.0
6,484.2
6,508.9
6,542.5
6,582.0
5,984.0
5,819.5
5,844.2
1.3
1,279.0
1,282.5
1,694.4
2,116.2
2,116.2
2,122.0
2,116.2
2,116.2
2,116.2
2,122.0
2,116.2
2,116.2
1,478.1
1,282.5
1,279.0
0.3
-
Cemento hidráulico
2,480.2
1,339.1
4,827.7
1,228.0
Sector industrial
1,339.1
1,228.0
Generación pública
Autogeneración
-
971.1
0.0
415.3
837.2
837.2
839.5
837.2
837.2
837.2
839.5
837.2
837.2
199.1
0.0
0.0
n.a.
1,282.5
1,279.0
1,279.0
1,279.0
1,282.5
1,279.0
1,279.0
1,279.0
1,282.5
1,279.0
1,279.0
1,279.0
1,282.5
1,279.0
0.3
1,279.0
3,599.7
3,575.1
3,729.1
3,836.8
3,999.1
4,078.0
4,204.9
4,264.7
4,326.8
4,367.9
4,386.9
4,426.3
4,465.8
4,505.9
4,536.9
4,565.1
1.6
3,444.2
3,519.0
3,672.3
3,778.5
3,938.6
4,015.8
4,140.9
4,198.7
4,259.0
4,298.4
4,315.7
4,353.5
4,391.3
4,429.5
4,459.1
4,485.5
1.8
28.0
28.2
28.3
28.9
29.8
30.3
30.9
18.1
17.9
18.2
18.7
19.3
19.9
20.6
21.3
22.0
22.7
23.4
23.9
24.6
25.4
26.0
26.7
2.6
7.3
7.7
7.9
8.3
8.9
9.3
9.8
10.4
10.9
11.3
11.6
12.1
12.6
13.2
13.8
14.2
4.6
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2.3
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
3.1
3.3
3.4
3.5
3.6
3.8
-19.7
1,082.01
993.89
2,737.44
2,689.18
2,659.40
2,655.9
2,613.7
2,586.1
3,152.0
3,403.8
3,330.6
30.1
-
-
-
-
-
-
Vidrio
Resto de la industria
102.2
Exportación
V ariación de inventarios
64.2
-
-
-
-
199.17
-
-
-
-
-
31.5
-
32.0
-
32.6
-
33.1
-
33.5
34.0
34.3
34.4
1.5
Industria de metales básicos
Química, hule y plásticos
Maquinaria y aparatos eléctricos
35.0
n.a.
-
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 73
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN NOROESTE
(Miles de toneladas anuales)
Concepto
Origen
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
290.8
313.4
371.7
378.4
428.3
438.7
494.4
503.6
515.9
527.2
528.6
538.9
550.7
564.5
573.0
578.9
tmca
4.7
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Producción
1.3
Importación*
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector eléctrico
Sector industrial
289.6
313.4
-
371.7
-
378.4
-
438.7
-
-
494.4
503.6
-
-
515.9
0.0
527.2
-
528.6
-
538.9
-
550.7
0.0
564.5
-
573.0
0.0
578.9
-
290.8
313.4
371.7
378.4
428.3
438.7
494.4
503.6
515.9
527.2
528.6
538.9
550.7
564.5
573.0
578.9
290.8
313.4
371.7
378.4
428.3
438.7
494.4
503.6
515.9
527.2
528.6
538.9
550.7
564.5
573.0
578.9
290.8
313.4
371.7
378.4
Exportación
-
-
-
-
A otras regiones
-
-
-
-
0.0
-
-
-
V ariación de inventarios -
428.3
-
428.3
-
0.0
-
438.7
494.4
0.0
-
-
-
-
503.6
515.9
527.2
528.6
0.0
-
-
-
-
-
-
-
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
169
564.5
-
0.0
-
-
550.7
-
-
-
538.9
-
-
-
-
-
-
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
-
-
n.a.
4.7
4.7
-
573.0
50.3
4.7
578.9
-
-
-
n.a.
-
-
TABLA D. 74
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN NORESTE
(Miles de toneladas anuales)
Datos anuales
Concepto
tmca
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
3,948.8
3,569.6
3,727.7
3,813.7
4,347.9
2,961.6
2,980.2
2,968.4
2,965.1
2,963.1
2,970.1
2,967.1
2,983.8
2,939.8
2,982.4
2,957.4
-1.9
1,564.6
1,699.5
1,619.2
2,880.9
2,940.2
2,961.6
2,980.2
2,968.4
2,965.1
2,963.1
2,970.1
2,967.1
2,983.8
2,939.8
2,982.4
2,957.4
4.3
Cadereyta
865.7
873.4
798.0
1,583.7
1,582.9
1,583.3
1,587.5
1,583.4
1,583.3
1,583.8
1,587.3
1,583.7
1,608.4
1,583.7
1,599.8
1,579.5
4.1
Madero
698.9
826.1
821.2
1,297.2
1,357.2
1,378.3
1,392.7
1,385.1
1,381.8
1,379.3
1,382.8
1,383.3
1,375.4
1,356.1
1,382.6
1,377.9
Origen
Producción
4.6
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,384.2
1,870.0
2,108.5
1,407.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3,848.3
3,569.6
3,727.7
3,813.7
4,347.9
2,961.6
2,980.2
2,968.4
2,965.1
2,963.1
2,970.1
2,967.1
2,983.8
2,939.8
2,982.4
2,957.4
278.4
328.2
353.1
824.2
1,277.8
1,290.1
1,305.1
1,315.7
1,326.8
1,338.7
1,349.6
1,356.6
1,367.8
739.4
549.8
558.4
4.7
0.0
415.3
837.2
837.2
839.5
837.2
837.2
837.2
839.5
837.2
837.2
199.1
0.0
0.0
n.a.
353.1
408.9
440.6
452.9
465.7
478.5
489.6
501.5
510.1
519.5
530.6
540.3
549.8
558.4
Salina Cruz
*
Importación
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector eléctrico
-
Sector industrial
278.4
Exportación
8.5
A otras regiones
V ariación de inventarios
328.2
932.8
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3,561.4
3,241.4
3,374.6
2,989.5
3,070.2
1,671.6
1,675.0
1,652.7
1,638.3
1,624.3
1,620.5
1,610.4
1,616.0
2,200.5
2,432.6
2,399.0
100.4
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-1.7
4.7
-2.6
-
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 75
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE
(Miles de toneladas anuales)
Concepto
Datos anuales
tmca
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2,143.2
2,223.9
2,249.9
2,254.2
2,221.1
2,237.3
2,257.7
2,255.0
2,255.9
2,249.3
2,242.1
2,231.8
2,221.0
2,216.0
2,209.8
2,199.6
0.2
-
-
-
-
-
852.6
840.5
835.0
838.2
835.9
840.5
837.6
838.0
834.7
840.2
837.9
n.a.
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
852.6
840.5
835.0
838.2
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2,143.1
2,223.9
2,249.9
2,254.2
2,221.1
1,384.8
1,417.3
1,420.0
1,417.7
1,413.5
1,401.6
1,394.2
1,383.0
1,381.3
1,369.6
1,361.8
-3.0
2,143.2
2,223.9
2,249.9
2,254.2
2,221.1
2,237.3
2,257.7
2,255.0
2,255.9
2,249.3
2,242.1
2,231.8
2,221.0
2,216.0
2,209.8
2,199.6
0.2
2,143.2
2,223.9
2,249.9
2,254.2
2,221.1
2,237.3
2,257.7
2,255.0
2,255.9
2,249.3
2,242.1
2,231.8
2,221.0
2,216.0
2,209.8
2,199.6
0.2
Sector eléctrico
1,228.0
1,279.0
1,282.5
1,279.0
1,279.0
1,279.0
1,282.5
1,279.0
1,279.0
1,279.0
1,282.5
1,279.0
1,279.0
1,279.0
1,282.5
1,279.0
0.3
Sector industrial
915.3
944.9
967.4
975.1
942.1
958.3
975.2
976.0
976.8
970.3
959.5
952.7
942.0
937.0
927.2
920.6
Origen
Producción
Importación*
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Exportación
-
A otras regiones
-
V ariación de inventarios
-
-
0.0
-
0.0
-
0.0
-
0.0
-
0.0
-
0.0
-
-
0.0
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
170
n.a.
-
0.0
-
0.0
837.9
-
-
0.0
840.2
-
-
0.0
834.7
-
-
0.0
838.0
-
-
0.0
837.6
-
-
0.0
840.5
-
-
0.0
835.9
0.0
0.0
TABLA D. 76
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN CENTRO
(Miles de toneladas anuales)
Datos anuales
Concepto
Origen
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
tmca
1,568.5 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 1,672.1 1,709.6 1,737.8 1,764.0 1,779.5 1,793.9 1,811.8 1,828.1 1,835.6 1,847.2 1,860.2
1.1
-
-
-
-
1,474
1,452
1,483
1,483
1,485
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
1,474
1,452
1,483
1,483
1,485
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Importación*
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
De otras regiones
Destino
Demanda interna
1,568.5 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0
257.5
254.5
281.0
294.9
1,487.1 1,483.2 1,483.3 1,484.9 1,489.1 1,482.8
306.8
328.6
344.7
350.7
358.2
n.a.
377.5
-9.1
1,598.9 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 1,672.1 1,709.6 1,737.8 1,764.0 1,779.5 1,793.9 1,811.8 1,828.1 1,835.6 1,847.2 1,860.2
1.0
1,598.9 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 1,672.1 1,709.6 1,737.8 1,764.0 1,779.5 1,793.9 1,811.8 1,828.1 1,835.6 1,847.2 1,860.2
Sector eléctrico
Sector industrial
198.2
1,487.1 1,483.2 1,483.3 1,484.9 1,489.1 1,482.8
n.a.
-
Producción
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.0
-
1,598.9 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 1,672.1 1,709.6 1,737.8 1,764.0 1,779.5 1,793.9 1,811.8 1,828.1 1,835.6 1,847.2 1,860.2
-
A otras regiones
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
30
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
V ariación de inventarios -
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
1.0
Exportación
-
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 77
BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE
(Miles de toneladas anuales)
Concepto
Origen
Producción
Datos anuales
2014
2015
1,140.9
971.1
1,140
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
912.2
1,339.1
1,339.1
1,638.0
1,554.0
3,328.1
3,330.1
3,332.8
3,338.6
3,329.5
3,312.2
3,780.5
4,043.5
3,977.6
971
912
1,339
1,339
1,549
1,554
3,328
3,330
3,333
3,338.6
3,329.5
3,312.2
3,312.0
3,338.6
3,317.8
tmca
8.7
7.4
Cadereyta
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Madero
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tula
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Salamanca
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Minatitlán
1,140
971
912
1,339
1,339
1,549
1,554
1,549
1,552
1,543
1,555
1,551
1,533
1,534
1,555
1,534
2.0
Salina Cruz
-
-
-
-
-
-
-
1,779
1,778
1,790
1,784
1,779
1,779
1,778
1,784
1,784
n.a.
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
88.6
0.2
0
Importación*
De otras regiones
Destino
Demanda interna
Sector eléctrico
Sector industrial
Exportación
A otras regiones
V ariación de inventarios
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
704.9
659.8
n.a.
9.6
971.1
912.2
1,339.1
1,339.1
1,638.0
1,554.0
3,328.1
3,330.1
3,332.8
3,338.6
3,329.5
3,312.2
3,780.5
4,043.5
3,977.6
516.3
530.0
536.2
541.8
552.1
556.0
560.1
568.9
580.5
589.4
594.8
603.4
614.4
628.5
639.7
647.0
516.3
56
530.0
536.2
541.8
552.1
556.0
1,082
560.1
-
-
-
-
994
440
441
376
797
787
-
-
129
-
-
-
-
-
-
568.9
2,737
22
-
580.5
2,689
60
-
589.4
2,659
84
-
594.8
603.4
614.4
628.5
639.7
3,404
-
1.5
-
647.0
2,586
88
112
112
-
-
-
-
-
-
-
-
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
3,152
-
2,614
n.a. no aplica.
* Incluye PEMEX y particulares.
171
-
2,656
-
-
468.5
1,011.7
-
n.a.
-
3,331
1.5
31.4
n.a.
-
TABLA D. 78
DEMANDA INTERNA DE GASOLINAS POR ESTADO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Estado
Total
Datos anuales
2014
2015
778.4
786.8
Aguascalientes
12.0
11.8
Baja California
37.0
36.0
Baja California Sur
8.6
8.4
Campeche
4.8
5.2
Chiapas
15.9
15.3
Chihuahua
17.6
Coahuila
18.5
Colima
2016
771.8
2017
2018
783.0
794.7
11.6
12.0
34.8
34.9
8.1
8.1
5.3
5.4
14.6
17.3
19.8
31.3
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
996.6
1,032.4
1,065.9
1,093.8
1,127.3
1,147.4
15.5
16.2
16.8
17.5
17.9
18.5
18.9
39.6
40.4
41.0
41.6
42.1
43.2
43.6
9.7
9.8
10.1
10.1
6.9
7.1
7.3
7.4
19.4
19.8
20.5
20.6
24.7
25.7
26.4
27.2
27.8
25.6
26.4
27.2
28.2
28.6
36.0
37.1
38.1
38.9
40.3
40.5
142.1
818.3
840.6
878.6
921.2
960.4
12.3
12.8
13.3
14.0
14.8
34.7
35.3
35.7
37.0
38.4
8.1
8.2
8.3
8.6
8.9
9.2
9.4
9.5
5.4
5.5
5.6
5.8
6.1
6.3
6.5
6.7
14.9
15.0
15.4
15.7
16.3
17.1
17.8
18.3
18.9
17.1
17.6
18.1
18.8
19.5
20.5
21.7
22.8
23.7
19.6
19.9
20.1
20.6
21.0
21.8
22.8
23.7
24.6
30.0
28.7
29.2
29.5
30.2
30.8
32.1
33.6
34.9
101.7
104.9
102.3
102.6
103.7
106.4
109.2
113.0
117.2
121.1
125.2
129.1
132.8
136.1
139.0
Durango
20.1
19.3
18.5
18.8
19.0
19.4
19.8
20.6
21.6
22.4
23.1
23.8
24.5
25.0
25.9
26.1
Guanajuato
33.4
32.8
32.3
33.4
34.3
35.7
36.9
38.9
41.1
43.1
44.9
46.8
48.6
49.9
51.4
52.6
Distrito Federal
Guerrero
13.2
14.2
14.1
14.3
14.4
14.8
15.1
15.7
16.4
17.1
17.7
18.4
19.0
19.6
20.3
20.5
Hidalgo
26.6
27.9
27.5
27.8
28.5
29.5
30.6
32.3
34.1
35.8
37.5
39.1
40.6
41.8
43.1
44.1
Jalisco
39.9
39.1
38.5
39.8
41.0
42.5
44.0
46.4
49.0
51.4
53.6
55.8
57.9
59.6
61.4
62.7
México
52.9
55.1
53.9
54.0
54.6
56.0
57.5
59.5
61.7
63.8
66.0
68.0
70.0
71.7
73.2
74.9
Michoacán
27.9
27.3
27.0
27.9
28.7
29.8
30.8
32.4
34.3
35.9
37.5
39.1
40.5
41.7
42.9
43.9
Morelos
14.7
15.5
15.3
15.5
15.8
16.4
17.0
17.9
19.0
19.9
20.8
21.7
22.6
23.2
24.0
24.5
Nayarit
Nuevo León
4.9
4.8
4.8
4.9
5.1
5.3
5.4
5.7
6.1
6.3
6.6
6.9
7.2
7.4
7.6
7.8
45.6
44.4
45.0
45.5
46.7
48.9
51.4
55.2
59.4
63.3
66.8
70.5
73.8
76.7
79.6
81.8
Oaxaca
14.1
15.2
15.0
15.2
15.4
15.8
16.1
16.7
17.5
18.2
18.9
19.6
20.3
20.9
21.6
21.9
Puebla
30.9
32.5
32.0
32.4
33.1
34.4
35.6
37.5
39.7
41.7
43.6
45.5
47.3
48.6
50.2
51.3
Querétaro
18.8
18.5
18.2
18.8
19.3
20.1
20.8
21.9
23.1
24.3
25.3
26.4
27.4
28.1
29.0
29.6
San Luis Potosí
15.7
15.3
15.1
15.6
16.0
16.7
17.3
18.2
19.2
20.1
21.0
21.9
22.7
23.3
24.0
24.6
Sinaloa
26.1
25.4
24.5
24.7
24.5
24.9
25.2
26.1
27.1
28.0
28.5
29.0
29.4
29.7
30.5
30.8
Sonora
23.7
23.0
22.2
22.3
22.2
22.5
22.8
23.7
24.6
25.4
25.8
26.2
26.6
26.9
27.7
27.9
Tabasco
16.2
17.4
17.3
17.5
17.7
18.1
18.5
19.2
20.1
20.9
21.7
22.5
23.3
24.0
24.8
25.1
Tamaulipas
29.1
27.9
26.6
27.1
27.4
28.0
28.6
29.8
31.1
32.4
33.4
34.4
35.3
36.1
37.4
37.6
Veracruz
45.1
48.5
48.1
48.7
49.2
50.5
51.5
53.5
55.9
58.1
60.3
62.6
64.8
66.7
69.1
70.0
Yucatán
25.7
27.7
27.4
27.8
28.1
28.8
29.4
30.5
31.9
33.2
34.4
35.7
37.0
38.1
39.4
39.9
6.5
6.3
6.2
6.4
6.6
6.9
7.1
7.5
7.9
8.3
8.7
9.0
9.4
9.6
9.9
10.1
Zacatecas
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas
privadas.
172
TABLA D. 79
DEMANDA INTERNA DE DIESEL POR ESTADO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Estado
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
410.2
408.5
422.2
445.9
465.5
482.2
501.0
522.0
540.6
557.2
573.0
592.1
612.6
631.2
651.5
672.5
Aguascalientes
5.6
5.6
5.9
6.3
6.7
7.0
7.3
7.6
7.9
8.2
8.5
8.8
9.1
9.5
9.9
10.3
Baja California
13.5
13.4
13.4
14.2
15.3
16.5
18.0
19.4
20.1
20.8
21.6
22.5
23.4
24.4
25.5
26.4
6.8
5.9
6.0
6.4
7.2
4.6
4.9
5.1
5.2
5.3
5.5
5.9
5.8
6.1
6.5
6.4
20.6
20.6
21.9
22.0
22.1
22.1
22.2
22.3
22.3
22.4
22.4
22.5
22.5
22.6
22.7
22.7
Total
Baja California Sur
Campeche
5.5
5.5
5.8
6.2
6.4
6.7
7.0
7.2
7.5
7.7
7.9
8.2
8.4
8.6
8.8
9.0
Chihuahua
17.1
16.5
16.8
17.7
18.4
19.1
19.7
20.5
21.3
22.0
22.7
23.5
24.4
25.3
26.0
26.9
Coahuila
11.6
11.5
11.7
12.3
12.6
13.1
13.5
14.1
14.6
15.1
15.6
16.2
16.8
17.4
17.9
18.6
Colima
12.0
12.5
13.0
13.9
14.6
15.2
15.8
16.5
17.2
17.8
18.4
19.1
19.9
20.6
21.4
22.3
Distrito Federal
26.8
26.5
27.2
28.4
29.3
30.2
31.0
31.8
32.6
33.3
34.1
34.9
35.7
36.6
37.5
38.3
Durango
14.5
14.7
15.1
16.0
16.7
17.3
17.9
18.6
19.4
20.0
20.7
21.4
22.2
23.0
23.7
24.6
Guanajuato
16.7
16.8
17.6
18.9
19.8
20.7
21.6
22.5
23.5
24.4
25.3
26.3
27.3
28.4
29.5
30.7
4.3
4.2
4.4
4.7
4.9
5.1
5.3
5.5
5.7
5.9
6.1
6.3
6.5
6.6
6.8
6.9
Hidalgo
16.0
16.1
16.7
17.7
18.3
19.0
19.6
20.3
21.0
21.6
22.2
22.9
23.7
24.4
25.1
26.0
Jalisco
17.9
18.3
19.1
20.4
21.4
22.4
23.3
24.3
25.3
26.3
27.2
28.3
29.4
30.5
31.7
33.0
México
17.0
17.1
17.6
18.5
19.1
19.8
20.3
20.9
21.5
22.0
22.6
23.2
23.8
24.4
25.1
25.7
Michoacán
11.9
12.2
12.7
13.6
14.3
15.0
15.6
16.3
16.9
17.5
18.2
18.9
19.6
20.3
21.1
22.0
Morelos
3.5
3.5
3.7
3.9
4.1
4.3
4.4
4.6
4.7
4.9
5.1
5.2
5.4
5.6
5.8
6.0
Nayarit
1.6
1.6
1.7
1.8
1.9
2.0
2.0
2.1
2.2
2.3
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
28.8
29.0
31.0
32.2
33.2
34.1
35.0
36.1
37.1
37.9
38.9
40.0
41.3
42.5
43.9
45.3
Chiapas
Guerrero
Nuevo León
5.4
5.4
5.7
6.0
6.3
6.6
6.8
7.1
7.3
7.5
7.8
8.0
8.2
8.5
8.6
8.8
Puebla
13.4
13.6
14.1
15.0
15.6
16.2
16.8
17.4
18.0
18.6
19.2
19.8
20.5
21.1
21.8
22.6
Querétaro
11.0
11.1
11.6
12.5
13.1
13.7
14.3
14.9
15.5
16.1
16.7
17.3
18.0
18.6
19.4
20.2
0.4
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
San Luis Potosí
10.9
11.0
11.5
12.3
12.8
13.4
13.9
14.5
15.1
15.6
16.2
16.8
17.4
18.1
18.7
19.5
Sinaloa
19.4
19.3
19.4
20.5
21.9
23.6
25.6
27.4
28.3
29.3
30.3
31.4
32.7
33.9
35.4
36.6
Sonora
20.5
20.3
20.3
21.4
22.8
24.5
26.7
28.6
29.7
30.8
32.0
33.2
34.6
36.0
37.6
39.0
6.4
6.5
6.8
7.2
7.5
7.8
8.1
8.4
8.7
8.9
9.2
9.5
9.8
10.1
10.3
10.5
Tamaulipas
22.6
23.5
24.1
25.6
26.6
27.7
28.7
29.9
31.0
32.0
33.0
34.2
35.6
36.8
37.9
39.3
Tlaxcala
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Veracruz
32.3
32.5
33.6
35.3
36.6
38.0
38.9
40.5
41.9
42.9
43.5
44.9
46.1
47.4
48.5
49.5
Yucatán
12.2
9.8
9.7
10.3
11.0
11.1
11.5
11.9
13.0
14.0
13.4
14.2
15.2
14.3
14.6
15.0
4.1
4.2
4.4
4.7
4.9
5.1
5.3
5.6
5.8
6.0
6.2
6.5
6.7
7.0
7.2
7.6
Oaxaca
Quintana Roo
Tabasco
Zacatecas
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE,
INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.
173
TABLA D. 80
DEMANDA INTERNA DE COMBUSTÓLEO POR ESTADO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Estado
Total
Aguascalientes
2015
146.2
101.6
35.7
20.4
18.6
6.8
5.1
3.1
3.4
3.0
3.2
3.4
2.9
3.1
3.3
3.0
0.2
0.2
0.1
0.1
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
2016
2017
2018
2019
2020
Datos anuales
2021
2022
2014
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
Baja California
7.1
7.9
7.9
7.9
7.9
0.8
0.8
0.4
0.7
0.2
0.5
0.7
0.2
0.4
0.6
0.3
Baja California Sur
5.2
3.3
0.1
0.1
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Campeche
0.9
0.5
0.2
0.2
0.1
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0.0
Chiapas
5.9
0.3
0.3
0.2
0.1
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Chihuahua
-
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Coahuila
3.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Colima
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Distrito Federal
1.6
0.2
0.1
0.1
0.1
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Durango
6.6
3.5
3.5
1.9
1.7
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Guanajuato
Guerrero
36.7
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
15.2
6.3
2.0
1.9
0.3
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Hidalgo
0.1
0.6
0.5
0.4
0.3
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Jalisco
-
0.4
0.4
0.3
0.2
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
México
0.8
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
Michoacán
0.1
0.4
0.4
0.3
0.3
0.2
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Morelos
-
0.3
0.2
0.2
0.1
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Nayarit
2.5
2.0
2.2
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
12.2
11.3
5.9
1.7
1.7
1.6
1.6
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
Nuevo León
Oaxaca
0.0
0.4
0.3
0.3
0.2
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Puebla
0.2
0.2
0.2
0.1
0.1
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Querétaro
-
0.4
0.0
0.0
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Quintana Roo
5.4
5.3
0.2
0.2
0.1
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
San Luis Potosí
18.3
12.1
3.4
0.1
0.1
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sinaloa
14.0
7.5
0.4
0.3
0.2
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Sonora
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tabasco
1.1
8.8
0.5
0.6
0.6
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
0.5
Tamaulipas
-
0.2
0.1
0.1
0.1
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Tlaxcala
21.7
16.1
1.0
1.4
1.3
1.2
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
1.1
Veracruz
2.1
2.6
0.0
0.0
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Yucatán
0.0
0.5
0.4
0.3
0.2
0.1
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Zacatecas
-
0.1
0.1
0.1
0.0
0.0
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
FUENTE: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE,
SEMARNAT, SENER y empresas privadas.
174
TABLA D. 81
DEMANDA INTERNA DE COQUE DE PETRÓLEO POR ESTADO, 2014-2029
(Miles de toneladas anuales)
Estado
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
4,827.7
4,854.1
5,011.6
5,531.2
6,115.3
6,194.2
6,326.9
6,380.9
6,443.0
6,484.2
6,508.9
6,542.5
6,582.0
5,984.0
5,819.5
5,844.2
Aguascalientes
194.2
194.2
194.2
194.2
194.2
194.2
194.2
191.4
189.3
186.3
180.9
176.4
172.6
168.3
165.5
163.0
Baja California
33.6
37.5
38.2
38.5
51.9
54.0
56.2
58.6
61.0
64.0
66.3
68.6
71.4
74.6
77.8
81.5
Chihuahua
119.1
142.2
152.5
161.1
172.7
176.2
179.9
182.9
185.5
188.0
188.7
189.4
190.2
191.1
191.1
191.9
Coahuila
108.5
Total
124.1
107.7
123.2
128.3
128.3
128.3
128.3
127.1
125.7
124.0
120.2
118.3
115.3
112.3
110.4
Colima
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
Distrito Federal
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
19.5
24.9
24.9
24.9
24.9
24.9
24.9
26.7
28.2
29.8
31.3
33.2
35.2
37.4
39.8
41.7
Guanajuato
Guerrero
Hidalgo
901.7
714.3
714.4
709.8
746.2
762.6
779.8
791.7
806.1
820.0
829.2
837.5
841.7
844.3
856.4
865.9
Jalisco
179.4
199.0
200.6
200.1
190.5
198.2
206.1
202.8
198.5
192.1
186.3
181.2
176.6
170.3
165.5
160.5
México
183.6
208.8
215.0
219.1
201.9
205.6
209.3
206.7
203.2
201.0
196.3
193.4
189.3
184.3
178.9
173.8
0.2
0.2
0.2
0.2
0.2
0.3
0.3
0.3
0.3
0.4
0.4
0.4
0.5
0.5
0.6
0.6
220.6
184.5
184.5
184.5
184.5
184.5
184.5
188.6
190.9
190.7
191.9
192.2
194.3
194.9
196.7
197.3
Michoacán
Morelos
Nuevo León
150.1
176.7
191.1
237.7
257.4
265.7
274.2
283.5
291.5
300.3
307.6
315.7
325.5
333.6
342.5
349.7
Oaxaca
144.4
144.4
144.4
144.4
144.4
144.4
144.4
149.5
154.5
159.8
164.7
171.5
178.8
185.7
193.1
197.6
Puebla
292.8
350.8
386.5
419.0
503.3
519.2
535.8
550.6
563.6
567.6
576.3
588.4
602.5
611.7
615.0
623.1
Querétaro
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Quintana Roo
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1,645.4
1,722.8
1,731.8
1,731.3
1,707.8
1,716.4
1,728.8
1,733.4
1,742.0
1,746.6
1,754.3
1,755.4
1,756.1
1,764.6
1,767.9
1,767.0
257.2
275.9
333.5
339.9
376.4
384.7
438.2
445.0
454.9
463.3
462.3
470.3
479.3
489.9
495.1
497.4
46.8
56.0
56.0
56.0
56.0
56.0
56.0
58.8
62.0
64.2
66.7
69.0
72.5
76.2
80.0
83.7
9.2
9.2
9.5
425.3
847.6
848.1
850.9
849.2
849.7
850.3
853.2
851.4
852.0
214.5
16.0
16.6
Veracruz
241.1
227.3
227.8
228.5
229.4
229.4
229.4
231.1
234.9
236.5
235.3
235.7
235.7
238.4
239.1
239.5
Yucatán
64.4
77.2
83.0
87.9
97.4
101.3
105.3
102.9
100.9
99.0
96.7
94.0
92.2
90.7
87.7
84.6
San Luis Potosí
Sonora
Tabasco
Tamaulipas
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.
TABLA D. 82
DEMANDA INTERNA DE TURBOSINA NACIONAL POR ESTADO, 2014-2029
(Miles de barriles diarios)
Estado
Total
Datos anuales
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
66.5
69.4
72.0
75.5
79.3
82.0
86.1
90.4
95.0
99.5
104.4
108.2
112.1
116.0
120.1
124.3
Baja California
3.2
3.8
4.0
4.2
4.5
4.7
4.9
5.1
5.3
5.5
5.7
5.9
6.2
6.4
6.6
6.9
Baja California Sur
2.2
2.6
2.8
2.9
3.1
3.3
3.4
3.5
3.7
3.8
4.0
4.1
4.3
4.4
4.6
4.8
Distrito Federal
19.6
22.3
22.8
23.5
24.3
25.0
27.0
29.1
31.3
33.6
36.1
37.3
38.6
40.0
41.4
42.8
Guanajuato
9.4
12.4
13.5
14.8
16.3
16.9
17.5
18.2
18.9
19.6
20.3
21.1
21.9
22.7
23.5
24.4
Guerrero
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
Hidalgo
1.7
1.5
1.6
1.6
1.7
1.7
1.9
2.0
2.2
2.3
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
Jalisco
Nuevo León
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
3.8
4.0
4.1
4.3
4.4
4.6
4.7
4.9
5.0
5.2
5.4
5.5
5.7
5.9
6.1
6.3
10.0
Oaxaca
7.8
6.4
6.5
6.7
6.9
7.2
7.4
7.7
7.9
8.2
8.5
8.8
9.1
9.4
9.7
Sonora
2.0
2.2
2.3
2.5
2.6
2.7
2.8
3.0
3.1
3.2
3.3
3.5
3.6
3.7
3.9
4.0
Tamaulipas
2.1
2.1
2.1
2.2
2.3
2.4
2.4
2.5
2.6
2.7
2.8
2.9
3.0
3.1
3.2
3.3
Veracruz
5.9
4.6
4.6
4.8
4.9
5.1
5.3
5.5
5.6
5.8
6.0
6.2
6.4
6.7
6.9
7.1
Yucatán
8.9
7.5
7.7
7.9
8.2
8.5
8.7
9.0
9.3
9.7
10.0
10.3
10.7
11.0
11.4
11.8
FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.
175
5.5.
Anexo E. Glosario
Aceite
Líquido graso, insoluble en agua. Su origen puede ser vegetal,
animal o mineral. Dentro del grupo de aceites minerales se
encuentra el petróleo crudo, el cual es una mezcla compleja de
diversos compuestos químicos.
Adiciones
Es el incremento en la reserva resultante de la actividad
exploratoria. Comprende los descubrimientos y delimitaciones de
un campo durante el periodo de estudio.
Alquilación
Los procesos de alquilación comprenden la combinación de una
olefina con un hidrocarburo parafínico o aromático en presencia de
un catalizador. En refinación el proceso involucra la unión de
propileno o butilenos, principalmente de las plantas de
desintegración catalítica, así como de hidrodesintegración,
reductoras de viscosidad y coquizadoras; con isobutano en
presencia de ácido fluorhídrico o sulfúrico como catalizador, para
formar una isoparafina denominada alquilado ligero, compuesta
básicamente de isoheptano o isoctano, según la carga empleada,
productos que son excelentes para la elaboración de gasolinas de
alto octano por su baja presión de vapor y elevado octanaje. Este
proceso se considera opuesto al de desintegración, ya que a partir
de moléculas pequeñas, produce moléculas más grandes.
Alquilado
Producto de la reacción de alquilación, generalmente de isobutano
con
butileno,
para
formar
hidrocarburos
ramificados,
principalmente isoctano y otros isómeros del octano, con un índice
de octano de alrededor de 94, por lo cual es muy apreciado para
preparar gasolina de alto octano
Aromático
Familia de hidrocarburos que contienen en su molécula uno o varios
núcleos de seis carbonos de cadena cerrada y forma hexagonal, los
cuales poseen en su estructura tres dobles ligaduras (anillos
bencénicos).
Barril de petróleo
Unidad de volumen basada en la medida del barril utilizado en la
industria del petróleo. Equivale a 158.9873 litros (42 galones de
Estados Unidos de América).
Buquetanque
Nombre generalizado para designar embarcaciones que
transportan petróleo o sus derivados, aunque en la actualidad
también se designa como buquetanque al que transporta líquidos a
granel. En cuanto a su plural, la Real Academia Española de la
Lengua recomienda que cuando la palabra se escriba separada se
pluralice como buques tanque, y cuando se escriba junta se
pluralice buquetanques.
Campos en producción
Campos con pozos en explotación, es decir, que no están
taponados. Incluyen pozos que están operando como productores
o inyectores, así como pozos cerrados con posibilidades de
176
explotación.
Capacidad de refinación
Se refiere a la capacidad por día de operación, no a la capacidad por
día de calendario. La capacidad por día de operación de una planta
es el volumen máximo que puede procesar trabajando sin
interrupción, en tanto que la capacidad por día de calendario
considera los paros normalmente exigidos por el mantenimiento y
otras causas.
Carrotanque
Recipiente diseñado para trabajar a presión o en condiciones
atmosféricas, montado sobre una plataforma o directamente sobre
ruedas para transportarlo sobre rieles (Su plural es similar al de
buquetanque).
Centro embarcador
(I)Planta de almacenamiento que se surte por vía marítima. Este
tipo de planta debe disponer de las instalaciones necesarias para
recibir la carga total de los buques.
(II) Instalación que realiza operaciones de venta y distribución
de productos a clientes.
Combustible
Material que, al combinarse con el oxígeno, se inflama con
desprendimiento del calor. Sustancia capaz de producir energía por
procesos distintos al de oxidación (tales como una reacción
química), incluyéndose también los materiales fisionables y
fusionables.
Combustión
Fenómeno o cambio químico en el que los materiales se combinan
rápidamente con el oxígeno y producen luz y calor. También se le
conoce como oxidación rápida.
Combustóleo de bajo azufre
Líquido de composición compleja de hidrocarburos pesados,
obtenido de la mezcla de las corrientes de residuo de vacío, aceite
pesado y aceite ligero de la desintegración catalítica. Es una
sustancia oscura, viscosa, con olor a chapopote e insoluble en agua.
Otras características importantes son:
- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 315–545
ºC
- Densidad del vapor (Aire = 1): 20
- Porcentaje de volatilidad: Baja
- Gravedad específica (20/4 ºC): 1.02 máximo
- Temperatura de inflamación: 60 ºC mínimo
- Temperatura de escurrimiento: + 15 ºC máximo
- Azufre porcentaje en peso: 2.0 máximo
Combustóleo intermedio 15
Producto líquido de composición compleja de hidrocarburos
pesados, obtenido de la mezcla de las corrientes de residuo de
vacío, aceite pesado y aceite ligero de la desintegración catalítica.
Su color es oscuro viscoso, tiene olor a chapopote. Insoluble en
agua. Otras características importantes son:
177
- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 315 – 545
ºC
- Densidad del vapor (Aire = 1): 20
- Porcentaje de volatilidad: Baja
- Gravedad específica (20/4 ºC): 0.9877 máximo
- Temperatura de inflamación: 66 ºC mínimo
- Temperatura de escurrimiento: 30 ºC máximo
- Azufre, porcentaje en peso: 4.0 máximo
Combustóleo pesado
Líquido oscuro viscoso con olor característico a chapopote, de
composición compleja de hidrocarburos pesados, obtenido de la
mezcla de las corrientes de residuo de vacío, aceite pesado y aceite
ligero de la desintegración catalítica. Como todo este tipo de
compuestos, es insoluble en agua. Este producto es uno de los
principales combustibles utilizados en la industria para la
generación de vapor y electricidad, aplicándose en las industrias
que tienen un uso intensivo de energía (CFE, industria azucarera,
industria cementera, etcétera.) Otras características importantes
son:
ºC
- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 315 – 545
- Densidad del vapor (Aire = 1): 20
- Porcentaje de volatilidad: Baja
- Temperatura de inflamación: 66 ºC mínimo
- Temperatura de escurrimiento: 15 ºC máximo
- Azufre, porcentaje en peso: 4.0 máximo
- Límites de inflamabilidad en aire, % volumen: inferior 1%,
superior 5%.
Combustibles fósiles
Mezclas de compuestos orgánicos que se extraen del subsuelo con
el objeto de producir energía por combustión. Se consideran
combustibles fósiles al carbón, al petróleo y el gas natural
procedentes de otros organismos vivientes fosilizados por
fenómenos geológicos durante largos periodos.
Condensados
Hidrocarburos líquidos del gas natural que se recuperan en
instalaciones de separación en campos productores de gas
asociado y no asociado, generalmente pentanos y más pesados.
Incluyen hidrocarburos líquidos recuperados de gasoductos, los
cuales se forman por condensación durante el transporte del gas
natural.
Coque de petróleo
Producto sólido, poroso, de color negruzco, cuya densidad
aproximada es 1.2 g/cm2. Se obtiene de la descomposición
térmica de los hidrocarburos de alto peso molecular que se
encuentran en las fracciones más pesadas o residuo, del proceso de
refinación del petróleo. Sus propiedades más importantes son su
poder calorífico, contenido de azufre, cenizas y materiales volátiles.
178
Se usa como combustible industrial; purificado se puede utilizar
como agente reductor o en ánodos en procesos metalúrgicos e
industriales, así como abrasivos, grafito artificial, pigmentos,
combustible y otros usos.
Coquización
Proceso de la refinación mediante el cual se incrementa la
producción de destilados ligeros e intermedios por el craqueo
térmico de moléculas de mayor peso molecular, como subproducto
se obtiene de este proceso se obtiene coque de petróleo.
Crudo Istmo
Petróleo ligero mexicano con gravedad API de 33 a 34ºAPI. Sus
principales características son:
- Peso específico (20/4 ºC): 0.858
- Viscosidad, SSU a 15.6 ºC: 60
- Contenido de azufre (%): 1.3
- Metales, vanadio: 39.5
- Contenido de (%Vol.):
- Gasolina: 26.0
- Destilados intermedios: 32.0
- Gasóleos: 18.0
- Residuo: 23.0
Crudo Maya
Petróleo pesado mexicano que se produce principalmente en el
mar. Su gravedad API es de 21.4 a 22.3ºAPI. Sus principales
características son:
- Peso específico (20/4 ºC): 0.920
- Viscosidad, SSU a 15.6 ºC: 1288
- Contenido de azufre (%): 3.3
- Metales, vanadio: 343.0
- Contenido de (%Vol.):
- Gasolina: 17.0
- Destilados intermedios: 28.0
- Gasóleos: 16.0
- Residuo: 38.0
Crudo Olmeca
Mezcla de crudos súper-ligeros que se producen en la Región
mesozoica de Chiapas y Tabasco, con gravedad API de 39.3 ºAPI o
mayores. Sus principales características son:
- Peso específico (20/4 ºC): 0.825
- Viscosidad, SSU a 15.6 ºC: 43.6
- Contenido de azufre (%): 0.77
- Metales, vanadio: 2.5
- Contenido de (%Vol.):
179
- Gasolina: 38.0
- Destilados intermedios: 33.7
- Gasóleos: 20.5
- Residuo: 5.4
Densidad
Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una
sustancia y su volumen a través del cociente entre estas dos
cantidades. Se expresa en kilogramo por metro cúbico (sistema
internacional), en gramos por centímetro cúbico (sistema métrico
decimal), o en libras por galón (sistema inglés).
Densidad relativa
En caso de líquidos y sólidos, es la relación entre la densidad de un
líquido y la densidad del agua, a la misma temperatura, y en el caso
de gases, la relación entre la densidad del gas y la del aire, a las
mismas condiciones de temperatura y presión.
Densidad API
Es una medida indirecta de la densidad de los productos líquidos
utilizada en la industria del petróleo; se deriva de la densidad
relativa, de acuerdo con la siguiente ecuación:
Densidad API = (141.5 / densidad relativa) – 131.5.
La ecuación anterior aplica para líquidos menos densos que el agua.
La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es
equivalente a 10 grados API.
Desarrollo
Actividad que incrementa o decrementa reservas por medio de la
perforación de pozos de explotación.
Descubrimiento
Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos
exploratorios que prueban formaciones productoras de
hidrocarburos.
Desintegración
(cracking)
Proceso que consiste en descomponer las moléculas de
hidrocarburos más grandes, pesadas o complejas en moléculas más
ligeras y simples. La desintegración se lleva a cabo mediante la
aplicación de calor y presión y, en técnicas más avanzadas,
mediante el uso de catalizadores. La utilización de este proceso
permite incrementar el rendimiento de gasolina y de otros
productos importantes (gas seco, propano, propileno, butanobutileno, gasolinas, aceites cíclicos y decantados, etc.) que tienen
aplicaciones diversas en la industria del petróleo. Los tipos más
comunes de unidades de desintegración son las de desintegración
catalítica, hidrodesintegración, desintegración de residuales,
desintegración térmica, reducción de viscosidad y de
desintegración con vapor.
Despunte del crudo
Destilación para separar del crudo los componentes más ligeros,
tales como la nafta y la querosina. Se extrae la nafta para
someterla a otros procesos como pueden ser la fabricación de
productos petroquímicos o para tratarla y obtener gasolina. La
querosina se separa para producir parafinas lineales, que son la
180
materia prima para la fabricación de detergentes biodegradables.
Al residuo que queda después del proceso se le denomina crudo
despuntado.
Destilación atmosférica
Primera etapa de la destilación de crudos; consiste en la separación
por destilación a presión ambiente de las diversas fracciones o
constituyentes, apoyándose para tal fin en su diferencia de
temperatura de ebullición (o volatilidad). Durante este proceso las
fracciones o productos más ligeros (gases y nafta ligera) se
destilan primero y posteriormente se sacan por el domo o parte
superior de la torre. Los destilados intermedios (nafta pesada,
turbosina, querosina, gasóleo o diésel) se extraen separadamente
por la parte intermedia y el residuo por el fondo de la torre.
Destilación al vacío
Proceso de destilación de crudos a una presión de vacío, funciona
como paso intermedio para extraer, del residuo atmosférico, el
gasóleo usado como carga a las plantas de desintegración
catalítica FCC, así como las fracciones para la elaboración de los
aceites lubricantes.
Destilado
Producto de la destilación que proviene de la vaporización y
posterior condensación de una mezcla de sustancias miscibles, en
componentes individuales o en grupos o fracciones de
componentes, siendo más rico en componentes más ligeros que la
mezcla original.
Destilado(s) intermedio(s)
Fracción de crudo o hidrocarburos proveniente de su destilación,
que destilan entre 175 ºC y 330 ºC, que corresponden a una
fracción de nafta, querosina y combustible diésel, utilizándose
estos dos últimos productos, en algunos países como combustible
para calefacción.
Diésel desulfurado
Combustible líquido con olor a petróleo, de color amarillo claro (2.5
máximo, ASTM D 1500), producido a partir de una mezcla de
hidrocarburos parafínicos, olefínicos, nafténicos y aromáticos, por
procesamiento del petróleo crudo. Es insoluble en agua y se usa
fundamentalmente como combustible para los motores (tipo
diésel) de autotransportes, locomotoras ferroviarias, turbinas y
equipos mecánicos. Como propiedades adicionales de importancia,
se tienen las siguientes:
- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mmHg: 216-371º C
- Presión de vapor: 30 mm Hg @ 20 ºC
- Densidad del vapor (Aire = 1): 4
- Gravedad específica (20/40 ºC): 0.850
- Temperatura de inflamación: 41 ºC
- Índice de cetano: 45 mínimo
- Viscosidad cinemática a 40 ºC: 1.9 a 4.1 centistokes
- Azufre total, porcentaje en peso: 0.5 máxima.
- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior.
0.7%, sup. 5.0%.
181
Diésel industrial
de bajo azufre
Combustible exclusivo para quemadores de flama abierta, de color
amarillo claro, con olor a petróleo, insoluble en agua. Se obtiene del
fraccionamiento de los crudos en el corte correspondiente al
gasóleo ligero, el cual se ha tratado para reducir su contenido de
azufre total a 0.05 % en peso. Se utiliza principalmente, en
calderas, generadores de electricidad, generadores de vapor, en
hornos y calentadores industriales. Líquido insoluble en agua, cuyas
propiedades principales son:
- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 216 – 371
ºC
- Presión de vapor: 30 mm Hg @ 20 ºC
- Densidad del vapor (Aire = 1): 4
- Gravedad específica (20/40 ºC): 0.850
- Temperatura de inflamación: 52 ºC
- Viscosidad cinemática a 40 ºC: 1.9 a 5.8 centistokes
- Azufre total, porcentaje en peso: 0.05 máxima.
- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior 0.7
%, superior 5.0%
Diésel marino especial
Líquido combustible, teñido con color verde, de olor a petróleo e
insoluble en agua. Se obtiene de una mezcla de hidrocarburos
parafínicos, olefínicos, nafténicos, derivados del procesamiento del
petróleo. Su principales propiedades son:
- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 216 – 371
ºC
- Presión de vapor: 30 mm Hg @ 20 ºC
- Densidad del vapor (Aire = 1): 4
- Gravedad específica (20/40 ºC): 0.850
- Temperatura de inflamación: 60 ºC mínimo
- Índice de cetano: 40 mínimo
- Viscosidad cinemática a 40 ºC: 1.9 a 4.1 centistokes
- Azufre total, porcentaje en peso: 0.50 máximo.
- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior 0.7%,
sup 5.0 %.
Diésel (PEMEX Diésel)
Combustible derivado de la destilación atmosférica del petróleo
crudo. Se obtiene de una mezcla compleja de hidrocarburos
parafínicos, olefínicos, nafténicos y aromáticos, mediante el
procesamiento del petróleo. Es un líquido insoluble en agua, de olor
a petróleo. Se expende con un color amarillo claro (2.5 máximo
ASTM D 1500). Se consume principalmente en máquinas de
combustión interna de alto aprovechamiento de energía, con
elevado rendimiento y eficiencia mecánica. Su uso se orienta,
fundamentalmente, como energético en el parque vehicular
equipado con motores diseñados para combustible diésel, tales
como camiones de carga de servicio ligero y pesado, autobuses de
182
servicio urbano y de transporte foráneo, locomotoras,
embarcaciones, maquinaria agrícola, industrial y de la construcción.
Propiedades importantes:
- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 216 – 371
ºC
- Presión de vapor: 30 mm Hg @ 20 ºC
- Densidad del vapor (Aire = 1): 4
- Gravedad específica (20/40 ºC): 0.850
- Temperatura de inflamación: 45 ºC
- Índice de cetano: 48 mínimo
- Viscosidad cinemática a 40 ºC: 1.9 a 4.1 centistokes
- Azufre total, porcentaje en peso: 0.05 máxima.
- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior 0.7%,
sup 5.0%
Ducto
Tuberías destinadas para transportar aceites, gas, gasolinas y
otros productos petrolíferos a las terminales de almacenamiento,
embarque y distribución, o bien de una planta o refinería a otra. Su
espesor varía entre 2 y 48 pulgadas, según los usos, las condiciones
geográficas y el clima del lugar. Existen diferentes tipos de ductos,
según el producto que transporta:
- gasoducto.
- gasolinoducto.
- oleoducto.
- poliducto.
- turbosinoducto.
Energético
Sustancia o producto combustible con capacidad para producir
calor o energía.
Energía
Capacidad de producir trabajo.
Equipos en operación
Promedio, en un determinado periodo de tiempo (mes o año), del
número diario de equipos ocupados en la perforación de pozos o en
actividades
conducentes
a
la
misma,
tales
como
desmantelamiento, transporte y mantenimiento.
Estimulación
Proceso de acidificación o fracturamiento llevado a cabo para
agrandar los conductos existentes o crear conductos nuevos en la
formación productora de un pozo.
Estación de servicio
Espacio físico donde se expenden los productos elaborados por la
industria de la refinación. Sus características pueden llegar a variar
en función de la imagen que manejan los directivos de la
gasolinería.
183
Factor de recuperación (fr)
Es las relaciones existentes entre el volumen original de aceite o de
gas y la reserva original de un yacimiento, medidas bajo las mismas
condiciones de temperatura y presión.
Factor de recuperación de
condensados (frc)
Es el factor utilizado para obtener las fracciones líquidas que se
recuperan del gas natural en las instalaciones superficiales de
distribución y transporte. Se obtiene de la estadística de operación
del manejo de gas y condensado del último periodo anual en el área
correspondiente al campo en estudio.
Fase
Es la parte de un sistema que difiere, en sus propiedades intensivas,
de la otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburos
generalmente se presentan en dos fases: gaseosa y líquida. Cuando
el petróleo viene mezclado con agua, se separa en dos fases
líquidas o bien, en dos fases líquidas y una gaseosa.
Fraccionamiento
Proceso en el que mediante destilación se separan fracciones
pequeñas de una mezcla de hidrocarburos.
Franquicia PEMEX
Sistema de comercialización mediante el cual PEMEX delega el uso
de marca propia de la empresa a personas físicas o morales
mediando entre ellos todo lo relativo a asistencia técnica así como
la asesoría necesaria con respecto a los métodos operativos y de
destacarse que la asistencia es proporcionada por el
“franquiciante” (en este caso Petróleos Mexicanos) con respecto al
franquiciatario por estar así estipulado dentro del marco legal que
rige el concepto de franquicia. Concesión del derecho de utilizar la
propia razón social o el propio logotipo a otra empresa a cambio de
una regalía.
Gas natural
Mezcla de hidrocarburos parafínicos ligeros, con metano como su
principal constituyente. Usualmente contiene además etano,
propano y otros hidrocarburos parafínicos más pesados, en
proporciones decrecientes, así como proporciones variables de
nitrógeno, dióxido de carbono, ácido sulfhídrico y vapor de agua. El
gas natural puede encontrarse asociado con el petróleo crudo o en
forma independiente en pozos de gas no asociado.
Gas natural asociado
Se denomina gas natural asociado tanto al gas natural que está en
contacto con el petróleo crudo en un yacimiento, en equilibrio con
él, como al que se encuentra disuelto en el petróleo bajo las
condiciones de temperatura y presión del yacimiento. El gas libre
que se encuentra en el yacimiento en contacto con el petróleo
conforma lo que se denomina casquete de gas.
Gas natural húmedo
Mezcla de hidrocarburos en forma gaseosa que contiene
cantidades significativas de hidrocarburos más pesados que el
metano, que pueden ser recuperados comercialmente, pero que
está libre de otros componentes
Gas natural no asociado
Se denomina así al gas natural que se localiza en yacimientos que
no contienen petróleo.
184
Gas natural seco
Gas natural que no contiene cantidades significativas de
hidrocarburos más pesados que el metano. El gas que se obtiene de
los centros procesadores de gas natural.
Gas LP
En la industria petrolera se denomina así a la mezcla de propano y
butano comprimido y licuado. Proviene ya sea de líquidos del gas
natural y gasolina natural o de los procesos de refinación de crudo.
Gasóleo
Producto refinado del petróleo cuya densidad es mayor que las de
las gasolinas y querosinas, pero menor que la de los residuos;
generalmente comprende los hidrocarburos destilados entre 190 y
370 ºC, cuyo rango de pesos específicos (20/4 ºC) es de 0.820 a
0.890. Esta mezcla de hidrocarburos tiene dos usos principales:
- Combustible para pequeñas máquinas diésel
- Combustible para hornos o calentadores, de donde toma sus
nombres populares, diésel y aceite para hornos.
Gasóleo de vacío
Destilado de punto de ebullición relativamente alto, se obtiene
generalmente por destilación al vacío de residuo primario, del cual
se producen comúnmente el gasóleo ligero y el gasóleo pesado de
vacío, que junto con el gasóleo pesado extraído en la destilación
atmosférica del crudo, se utiliza como carga a las plantas de
destilación catalítica.
Gasolina
Nombre comercial que se aplica de una manera amplia a los
productos más ligeros de la destilación del petróleo. En la
destilación del petróleo crudo la gasolina es el primer corte o
fracción que se obtiene. En su forma comercial es una mezcla
volátil de hidrocarburos líquidos con pequeñas cantidades de
aditivos, apropiada para usarse como combustible en motores de
combustión interna con ignición por chispa eléctrica, con un rango
de destilación de aproximadamente 27 a 225 ºC. Indudablemente
es el producto derivado del petróleo más importante por su
volumen y valor en el mercado. Los diferentes grados de gasolina
se refieren principalmente a su número de octano y a su presión de
vapor, que se fijan de acuerdo a la relación de compresión de los
motores y a la zona geográfica donde se venden.
Gasolina natural
Gasolina que se encuentra en forma de rocío en el gas natural y
que al igual que los condensados se recuperan del gas natural por
enfriamiento o compresión. Es un líquido similar a la gasolina pero
más ligero, volátil e inestable, debido a su menor peso molecular y
a que contiene disueltos vapores de pentanos, butanos y propano;
es además de bajo octano, por lo cual generalmente se somete a
los procesos de fraccionamiento, reformación o isomerización,
antes de mezclarse como componente de las gasolinas.
Gasolina PEMEX Magna
Gasolina sin plomo que elabora PEMEX Refinación con un índice de
octano mínimo de 87, a la que se le ha modificado su formulación
para reducir su volatilidad y contenido de sustancias que pueden
ser precursoras de la formación de ozono o tóxicas como son el
185
azufre, las olefinas, los aromáticos y el benceno.
Gasolina PEMEX Premium
Gasolina sin plomo que elabora PEMEX Refinación para motores de
alta relación de compresión, que exigen un índice de octano
superior al de la gasolina Magna de uso general y mayores
restricciones en el contenido de precursores de ozono y
compuestos tóxicos, como son las olefinas, los aromáticos y el
benceno. Su índice de octano es de 93.
Hidrocarburo(s)
Familia de compuestos químicos formada, principalmente, por
carbono e hidrógeno. Pueden contener otros elementos en menor
proporción, como son oxígeno, nitrógeno, azufre, halógenos (cloro,
bromo, iodo y flúor), fósforo, entre otros. Su estado físico, en
condiciones ambientales, puede ser en forma de gas, líquido o
sólido, de acuerdo al número de átomos de carbono y otros
elementos que posean.
Hidrodesulfuración
Proceso por medio del cual se elimina el azufre de los hidrocarburos
tales como gasolina, turbosina, diésel, lubricantes y residuales. La
hidrodesulfuración se lleva a cabo en un reactor bajo condiciones
de presión y temperatura, la presencia de hidrógeno y de un
catalizador que acelera la reacción para eliminar el azufre de los
hidrocarburos que entran al reactor. Los catalizadores son de base
níquel-molibdeno y molibdeno-cobalto.
Hidrotratamiento
Proceso cuyo objetivo es estabilizar catalíticamente los
petrolíferos, además de eliminar los componentes contaminantes
que contienen, haciéndolos reaccionar con hidrógeno a
temperaturas comprendidas entre 315 y 430 ºC a presiones que
varían de 7 a 210 kg/cm2, en presencia de catalizadores diversos,
tales como óxidos de cobalto y molibdeno sobre alúmina (los más
usados), así como el óxido o el tiomolibdato de níquel, sulfuros de
tungsteno y níquel y óxido de vanadio. Entre las reacciones
efectuadas, las de estabilización comprenden la conversión de
hidrocarburos insaturados como olefinas, diolefinas de baja
estabilidad precursoras de la formación de gomas, en compuestos
saturados, por hidrogeneración o desintegración.
Isomerización
Proceso mediante el cual se altera el arreglo fundamental de los
átomos de una molécula sin adherir o sustraer nada de la molécula
original. Por ejemplo, el butano es isomerizado a isobutano para ser
utilizado en la alquilación de isobutileno y otras olefinas para la
producción de hidrocarburos de alto octano.
Líquidos de planta
Líquidos del gas natural recuperados en plantas de procesamiento
de gas, consistiendo de etano, propano, butano y gasolinas
naturales, principalmente.
Petróleo crudo
Excluye la producción de condensados y la de líquidos del gas
natural obtenidos en plantas de extracción de licuables. En México
se preparan tres variedades de petróleo crudo para el mercado de
exportación, con las siguientes calidades típicas:
MAYA. Petróleo crudo pesado con densidad de 22°API y un
186
máximo de 3.3% de azufre en peso.
ISTMO. Petróleo crudo ligero con densidad 33.6°API y un
máximo de 1.3% de azufre en peso.
OLMECA. Petróleo crudo muy ligero con densidad de 39.3°API y un
máximo de 0.8% de azufre en peso.
Petróleo crudo extrapesado
Aceite crudo con fracciones relativamente altas de componentes
pesados, alta densidad específica (baja densidad API) y alta
viscosidad. La producción de este tipo de crudo generalmente
presenta dificultades de extracción y costos altos.
Petróleo crudo despuntado
Petróleo crudo al que se le han eliminado, generalmente por
destilación, las fracciones más ligeras tales como gas seco, gas
licuado y la nafta.
Petróleo crudo ligero
La densidad de este aceite es mayor a 27 grados API, pero menor o
igual a 38 grados.
Petróleo crudo pesado
Es aquél cuya densidad es menor o igual a 27 grados API.
Petróleo crudo súper-ligero
Su densidad es mayor a los 38 grados API.
Petróleo equivalente
El total de petróleo crudo, condensados, líquido de plantas y gas
natural seco expresado en unidades equivalentes de petróleo.
Petrolífero(s)
Productos que se obtienen mediante la refinación del petróleo.
Pueden ser productos terminados (gasolina, diésel, gas licuado,
etc.), semiterminados o subproductos (naftas).
Planta catalítica FCC
Planta que se emplea para producir principalmente gasolina
estabilizada de alto octano (59 % en volumen), gas residual que se
adiciona al gas combustible de la refinería, propano-propileno,
butano-butileno, aceite cíclico ligero y aceite cíclico pesado,
teniendo como carga gasóleo pesado primario y gasóleos de la
planta de vacío.
Planta H-Oil
(hidrodesulfuradora de
residuales)
Planta empleada en la refinación del petróleo para el proceso de
hidrocarburos de alto peso molecular (residuos de vacío, etc.). La
unidad H-Oil tiene como objetivo principal elaborar productos de
peso molecular y puntos de ebullición bajos, con niveles de azufre
reducidos y ganancia económica al obtenerse precios mayores en
su comercialización.
Planta reductora de
viscosidad
Proceso empleado en la refinación del petróleo para obtener
hidrocarburos de bajo peso molecular tales como gases, gasolina,
gasóleos y residuo de baja viscosidad a partir de residuos de vacío
de alta viscosidad.
Play
Conjunto de campos y/o prospectos en determinada región, que
están controlados por las mismas características geológicas
187
generales (roca almacén, sello, roca generadora y tipo de trampa).
Pozos
Según su objetivo o función, los pozos se clasifican en exploratorios
y de desarrollo Según su grado de terminación, los pozos se
clasifican como perforados o terminados.
PERFORADOS. Pozos cuya perforación con la barrena ha sido
concluida y cuentan con tubería de ademe o revestimiento ya
cementada, pero que todavía no han sido sometidos a las
operaciones subsecuentes que permitan la producción de
hidrocarburos.
TERMINADOS. Pozos perforados en los que ya se han efectuado
las operaciones de terminación, tales como: instalación de tubería
de producción; disparos a la tubería de revestimiento para
horadarla y permitir la comunicación entre el interior del pozo y la
roca almacenadora; y limpieza y estimulación de la propia roca para
propiciar el flujo de hidrocarburos.
Pozos de desarrollo
Pozos perforados en un campo productor para producir
hidrocarburos. Esta definición incluye a los pozos de inyección para
recuperación secundaria.
Pozos exploratorios
Pozos perforados con el propósito de obtener información
detallada de las características de un yacimiento para determinar si
contiene hidrocarburos económicamente recuperables. Incluye a
los pozos de sondeo estratigráfico.
Recuperación mejorada
Es la recuperación de aceite por medio de la inyección de
materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento y
que modifican el comportamiento dinámico de los fluidos
residentes. La recuperación mejorada no se restringe a alguna
etapa en particular de la vida del yacimiento (primaria, secundaria o
terciaria).
Recuperación primaria
Extracción del petróleo utilizando únicamente la energía natural
disponible en los yacimientos para desplazar los fluidos a través de
la roca del yacimiento hacia los pozos.
Recuperación secundaria
Técnicas de extracción adicional de petróleo después de la
recuperación primaria. Esta incluye inyección de agua o gas, con el
propósito de mantener la presión del yacimiento y de facilitar el
flujo del petróleo desde la roca en que se encuentra embebido
hacia el pozo productor.
Recurso
Volumen total de hidrocarburos existente en las rocas del subsuelo.
También conocido como volumen original in situ.
Recurso descubierto
Volumen de hidrocarburos del cual se tiene evidencia a través de
pozos perforados.
Recurso no descubierto
Volumen de hidrocarburos con incertidumbre, pero cuya existencia
se infiere en cuencas geológicas a través de factores favorables
resultantes de la interpretación geológica, geofísica y geoquímica.
188
Si comercialmente se considera recuperable se le llama recurso
prospectivo.
Recurso prospectivo
Es la cantidad de hidrocarburos evaluada, a una fecha dada, de
acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido
inferidas de la información geológica, geofísica y geoquímica
disponible de la zona, y que se estima pueden ser recuperables.
Refinación
La constituye el conjunto de procesos físicos y químicos a los
cuales se someten los crudos obtenidos en las labores de
perforación, a fin de convertirlos en productos de características
comerciales deseables. Para ello se emplean distintos métodos
entre los cuales se cuentan la destilación (en sus variantes
atmosférica y al vacío), hidrotratamiento, hidrodesulfuración,
reformación catalítica, isomerización, alquilación, producción de
oxigenantes (MTBE y TAME), entre muchos otros que permiten el
mejor aprovechamiento de los hidrocarburos que conforman al
petróleo.
Refinería
Instalación industrial en la que se lleva a cabo la refinación del
petróleo crudo mediante diferentes procesos.
Reformación
Proceso que mejora la calidad antidetonante de fracciones de la
gasolina modificando la estructura molecular. Cuando se lleva a
efecto mediante calor se le conoce como reformación térmica y
como reformación catalítica cuando se le asiste mediante un
catalizador.
Región
Ámbito geográfico correspondiente a la división administrativa de
PEMEX Exploración y Producción. Las cabeceras regionales se
ubican a lo largo de la costa del Golfo de México: Poza Rica, Ver.
(Región Norte), Villahermosa, Tab. (Región Sur) y Ciudad del
Carmen, Cam. (Región Marina Noreste y Región Marina Suroeste).
ACTIVO INTEGRAL: Subdivisión administrativa de cada región.
Como resultado de la reestructuración de las regiones en torno a
sus principales activos integrales, quedan distribuidos de la
siguiente manera:
REGIÓN MARINA NORESTE: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.
REGIÓN MARINA SUROESTE: Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de
Tabasco.
REGIÓN SUR: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac
y Samaria-Luna.
REGIÓN NORTE: Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz.
Registro de pozos
Representa la información sobre las formaciones del subsuelo
obtenidas por medio de herramientas que se introducen en los
pozos, y son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El registro
también incluye información de perforación y análisis de lodo y
recortes, de núcleos y pruebas de formación.
189
Refinería
Instalación industrial en la que se lleva a cabo la refinación del
petróleo crudo mediante diferentes procesos.
Reservas económicas
Volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, que se
espera recuperar económicamente a partir de la fecha específica
en que se determina la reserva hasta el final de la explotación del
yacimiento, utilizando los métodos y sistemas de explotación
económicamente aplicables en esa fecha.
Reservas de hidrocarburos
Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que
será producido económicamente con cualquiera de los métodos y
sistemas de explotación aplicables a la fecha de la evaluación.
Reservas no probadas
Volúmenes de hidrocarburos y substancias asociadas, evaluadas a
condiciones atmosféricas que resultan de la extrapolación de las
características y parámetros del yacimiento más allá de los límites
de certeza razonable, o suponiendo escenarios futuros de
producción que implican condiciones técnicas o económicas que no
son las que prevalecen en el momento de la evaluación.
Reserva original
Volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, inicialmente
disponible en un yacimiento antes de iniciar su explotación
comercial, que se espera recuperar económicamente con los
métodos y sistemas de explotación económicamente aplicables a
una fecha específica. Es la fracción del recurso descubierto y
económico que podrá obtenerse desde el inicio de la explotación
comercial de un yacimiento hasta el final de la explotación del
mismo.
Reservas probables
Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica, en
trampas perforadas y no perforadas, definidas por métodos
geológicos y geofísicos, localizadas en áreas adyacentes a
yacimientos productores en donde se considera que existen
probabilidades de obtener técnica y económicamente producción
de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico donde existan
reservas probadas.
Reservas probadas
Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas que
se puede producir económicamente con los métodos y sistemas de
explotación aplicables en el momento de la evaluación, tanto
primarios como secundarios.
Reservas posibles
Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica en
trampas no perforadas, definida por métodos geológicos y
geofísicos, localizadas en áreas alejadas de las productoras, pero
dentro de la misma provincia geológica productora, con
posibilidades de obtener técnica y económicamente producción de
hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico en donde existan
reservas probadas.
Reserva remanente
Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que
queda por producirse económicamente de un yacimiento a
determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. Es la
190
diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de
hidrocarburos a una fecha específica.
Residuo atmosférico
Producto que se obtiene del fondo de las torres de fraccionamiento
de la destilación primaria, después de la extracción de gasolinas,
querosinas y gasóleos primarios.
Residuo de vacío
Residuo que se obtiene de la planta de destilación al vacío. Es el
resultado de extraer de una torre de destilación al vacío los
gasóleos contenidos en el residuo atmosférico. Está compuesto por
hidrocarburos complejos de alto peso molecular e impurezas
concentradas como el azufre, níquel y vanadio. Posteriormente el
residuo de vacío se convierte en asfalto, betún o en coque de
petróleo mediante otros procesos de refinación.
Tasa de restitución de
reservas
Indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan
por nuevos descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un
periodo dado. Es el cociente que resulta de dividir los nuevos
descubrimientos por la producción durante un periodo de análisis.
Generalmente es referida en forma anual y expresada en términos
porcentuales.
Turbosina
Combustible para avión. Destilado del petróleo similar a la
querosina. Líquido claro, olor a aceite combustible, insoluble en
agua. Conocido también con los nombres de jet fuel y combustible
de reactor. Se utiliza como combustible en las turbinas de los
aviones de propulsión a chorro. Propiedades importantes:
- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 149 – 300
ºC
- Presión de vapor: 0.1 mm Hg a 20 ºC
- Gravedad específica (20/4 ºC): 0.810
- Temperatura de inflamación: 38 ºC mínimo
- Temperatura de congelación: -47 ºC máximo
- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior 0.6
%, superior 3.7%.
Viscosidad
Resistencia a fluir de un líquido. Un hidrocarburo de alta viscosidad,
por ejemplo, fluye con dificultad, mientras que los menos espesos
son más móviles. La viscosidad disminuye con la temperatura.
Volatilidad
Tendencia de un líquido a pasar a su fase de vapor. Las sustancias
volátiles despiden vapores a las temperaturas ambientales. En la
industria de refinación del petróleo, esta propiedad es muy
importante tanto en los crudos como en los productos. Las mezclas
de hidrocarburos, como la gasolina, pueden clasificarse como
volátiles debido a que contienen componentes que se evaporan con
facilidad. Para ello se controla su presión de vapor, determinación
que refleja la volatilidad tanto del crudo como de sus productos.
Volumen original de petróleo
o aceite
Cantidad de petróleo que se estima existe originalmente en el
yacimiento, y está confinado por límites geológicos y de fluidos,
191
pudiéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento como a
condiciones de superficie.
Yacimiento
Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos, que se
comporta como un sistema hidráulicamente interconectado, y
donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión
elevadas ocupando los espacios porosos.
Yacimiento petrolífero
Cualquier estructura geológica o estrato poroso que contenga o
pueda contener cualquiera de los hidrocarburos del grupo del
petróleo. Los yacimientos se pueden clasificar de acuerdo al tipo y
cantidad de fluido que contengan (gas, aceite o mezclas).
192
5.6.
Anexo F. Abreviaturas y siglas
AMDA
Asociación Mexicana de Distribuidores Automotor
AMIA
Asociación Mexicana de la Industria Automotriz
ANPACT
Asociación Nacional de Productores de Autobuses, Camiones y Tractocamiones
ASA
Aeropuertos y Servicios Auxiliares
ATG
Aceite Terciario del Golfo
bbl
Barril
bd
Barriles diarios
BP
British Petroleum
BTU
British Thermal Unit (Unidades Térmicas Británicas)
CC
Ciclo Combinado
CIEP
Contratos Integrales de Exploración y Producción
CFE
Comisión Federal de Electricidad
CNGM
Costa Norteamericana del Golfo de México
CONAPO
Consejo Nacional de Población
CONUEE
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía
CRE
Comisión Reguladora de Energía
DGAC
Dirección General de Aeronáutica Civil
DOE
Departamento de Energía de EUA (Department of Energy)
DOF
Diario Oficial de la Federación
EAU
Emiratos Árabes Unidos
EIA
Energy Information Administration (EUA)
EPA
Environmental Protection Agency
EPS
Empresa productiva Subsidiaria
GLP
Gas licuado de petróleo
GN
Gas natural
GNC
Gas natural comprimido
GWh
Gigawatts hora
HDS
Hidrodesulfuración
IEA
Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency)
IEPS
Impuesto Especial sobre Productos y Servicios
IMP
Instituto Mexicano del Petróleo
INEGI
Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática
IVA
Impuesto al Valor Agregado
Km
Kilómetros
193
Km/l
Kilómetros por litro
mb
Miles de barriles
mbd
Miles de barriles diarios
mbdpce
Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente
mbpce
Miles de barriles de petróleo crudo equivalente
mmb
Millones de barriles
mmbd
Millones de barriles diarios
mmbdpce
Millones de barriles diarios de petróleo crudo equivalente
mmbpce
Millones de barriles de petróleo crudo equivalente
mmmbpce
Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente
mmpcd
Millones de piés cúbicos diarios
mmton
Millones de toneladas
mt
Millones de toneladas
mta
Miles de toneladas anuales
MW
Megawatts
n.a.
no aplica
n.d.
No disponible
NOM
Norma Oficial Mexicana
OCDE
Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico
OPEP
Organización de Países Exportadores de Petróleo
PEMEX
Petróleos Mexicanos
PEP
PEMEX Exploración y Producción
PGPB
PEMEX Gas y Petroquímica Básica
PIB
Producto Interno Bruto
PIE
Productores Independientes de Energía
POT
Programa Operativo Trimestral
PR
PEMEX Refinación
RP
Resto del país
SCT
Secretaría de Comunicaciones y Transportes
SE
Secretaría de Economía
SENER
Secretaría de Energía
SFM
Sistema Ferroviario Mexicano
SNR
Sistema Nacional de Refinación
tmca
Tasa media de crecimiento anual
UBA
Ultra Bajo Azufre
USD
Dólares americanos
WTI
West Texas Intermediate
194
ZF
Zona Fronteriza
ZM
Zona Metropolitana
ZMVM
Zona Metropolitana del Valle de México
195
5.7.
Anexo G. Factores de conversión
Volumen
Cantidad
Unidad base
Factor de
conversión
Nueva unidad
1
metro cúbico
6.2898104
barriles
1
metro cúbico
35.31467
pies cúbicos
1
metro cúbico
1,000
litros
1
millón de metros cúbicos
6,289.80
miles de barriles
1
millón de pies cúbicos
178.107
miles de barriles
1
pie cúbico
0.0283168
metro cúbico
1
Galón
0.0238
barriles
1
barril
42
Galones
1
barril
158.987304
litros
Energía
Cantidad
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Unidad base
millón de toneladas de
petróleo
tonelada de petróleo
crudo equivalente
millón de toneladas de
Petróleo crudo
equivalente
tonelada métrica de
petróleo crudo
barril de petróleo
millón de metros cúbicos
de gas natural
millón de pies cúbicos de
gas natural
metro cúbico de gas
natural
metro cúbico de gas
natural
metro cúbico de
querosina
metro cúbico de gas de
alto horno
metro cúbico de gas de
coque
barril de combustóleo
pesado
tonelada de coque de
petróleo
kilogramo de gas LP
(mezcla nacional)
kilogramo de gas LP
(mezcla de importación)
Factor de
conversión
Nueva unidad
40.4
MBTU(1012 BTU)
41.868 x 109
GJ (109 Joules)
41.868
PJ (1015 Joules)
7.3
barriles de petróleo
5,000
pies cúbicos de gas natural
0.9
miles de toneladas de petróleo crudo
0.026
miles de toneladas de petróleo crudo
8,460,000
calorías (para efectos de facturación de
gas seco)
8,967,600
calorías (con un factor de corrección
calorífica de 1.06)
8,841,586
Kilocalorías
8,825
Kilocalorías
4,400
Kilocalorías
1,593,000
Kilocalorías
7,465,500
Kilocalorías
11,823.86
Kilocalorías
11,917.30
Kilocalorías
196
5.8.
1
tonelada de bagazo
1,684,990
Kilocalorías
1
tonelada de carbón
4,662,000
Kilocalorías
1
tonelada de coque de
carbón
6,933,000
Kilocalorías
1
BTU
1,055.06
Joules
1
BTU
252
Calorías
1
Caloría
4.1868
Joules
1
Kilocaloría
3.968254
BTU
1
Gigajoule (1 x109 joules) 0.94708
Millones de BTU
1
Gigajoule
239,000,000
calorías
1
Petacaloría
132.76
megawatts
1
watt-hora
3,600
Jo
Referencias
Bibliografía
•
•
•
•
•
•
•
•
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BP Statistical Review of World Energy June 2015. Formato digital.
Monthly Oil Market Report, December (Varios años), OPEP
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Annual Statistical Bulletin 2015
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Reporte de reservas de hidrocarburos al 1° de enero de 2015. PEMEX Exploración y Producción
(Varios años), PEMEX.
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Aeropuertos y Servicios Auxiliares. Boletín Informativo. Varios años.
Asociación Mexicana de la Industria Automotriz. Órgano Informativo Mensual, varios números.
Estadísticas de la Caña de Azúcar. Varios años. Unión Nacional de Cañeros, A. C.
Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática. Anuario Estadístico por Entidad
Federativa, varios años, México.
197
Referencias de internet
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Department of Energy, www.energy.gov
Energy Information Administration, www.eia.doe.gov
Petróleos Mexicanos, www.pemex.com
Organización de Países Exportadores de Petróleo, www.opec.org
Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía: ssie_se.energia.gob.mx/
Country Analysis Briefs (EIA):
Ethanol, British Petroleum:
Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, www.semarnat.gob.mx
National Highway Traffic Security Administration, EUA. http://www.nhtsa.gov/
Weekly
inputs,
utilization
and
production
EIA,
http://tonto.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_pnp_wiup_dcu_nus_w.htm
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Subsecretaría de Planeación y Transición Energética
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e-mail: [email protected]
198
EUA.