SECRETARÍA DE ENERGÍA - UNAMrbb/Balance_Nacional_2009.pdf · Balance de energía de la región...

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SECRETARÍA DE ENERGÍA

2

BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009

Balance Nacional de Energía

2009

Subsecretaría de Planeación Energética

y Desarrollo Tecnológico

Dirección General de Planeación Energética

México, 2010

3


S e c r e t a r í a d e E n e r g í a Georgina Kessel Martínez

Secretaria de Energía

Carlos Petersen y vom Bauer Subsecretario de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico

Mario Gabriel Budebo

Subsecretario de Hidrocarburos

Benjamín Contreras Astiazarán Subsecretario de Electricidad

María de la Luz Ruiz Mariscal Oficial Mayor

Héctor Escalante Lona

Director General de Comunicación Social

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Responsables:

Alejandro Díaz Bautista Director General de Planeación Energética

Ximena Fernández Martínez

Directora de Formulación de Balances y Anuarios

Colaboradores:

Carla Bourges Díaz Marta

Fabiola Elizabeth Gómez Brechtel

Rodrigo Rodríguez Tenorio

Daniel Omar Solís Espinosa

© Secretaría de Energía Primera edición, 2010

Derechos Reservados. Secretaría de Energía Insurgentes Sur 890 Col. Del Valle

CP 03100 México, DF Editado en México www.energia.gob.mx

Edición:

María Inés de Valle Castilla

Directora de Difusión

Rosa María Noriega Morales

Jefa del Departamento de Diseño Gráfico

5


Agradecemos la participación de las siguientes entidades,

instituciones y organismos que hicieron posible integrar este

documento:

Aeropuertos y Servicios Auxiliares Asociación Mexicana de la Industria Automotriz Asociación Nacional de Energía Solar

Asociación Nacional de la Industria Química Asociación Nacional de Productores de Autobuses, Camiones y

Tractocamiones Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción Cámara Minera de México

Cámara Nacional de la Industria de la Celulosa y el Papel Cámara Nacional de la Industria del Hierro y del Acero

Cámara Nacional de la Industria Hulera Cámara Nacional de las Industrias Azucarera y Alcoholera Cámara Nacional del Cemento

Comisión Federal de Electricidad Comisión Reguladora de Energía

Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía Consejo Nacional de Población Empresas de transporte ferroviario

Empresas productoras de fertilizantes Empresas productoras de vidrios

Instituto Mexicano del Aluminio Instituto Mexicano del Petróleo Instituto Nacional de Ecología

Instituto Nacional de Estadística y Geografía Petróleos Mexicanos

Productores Independientes de Energía Eléctrica Secretaría de Comunicaciones y Transportes Secretaría de Economía

Servicio de Transportes Eléctricos del DF Sistema de Transporte Colectivo Metro

Sistema de Transporte Colectivo Metrorrey Sistema de Tren Eléctrico Urbano de Guadalajara

6


Índice

Índice de cuadros ..............................................................................................7

Índice de figuras ................................................................................................8

Presentación................................................................................................... 10

Objetivos . ...................................................................................................... 11

Introducción ................................................................................................... 12

Resumen Ejecutivo ....................................................................................... 13

1. Contexto energético mundial ................................................................ 16

2. Indicadores nacionales ............................................................................ 21

1.1 Intensidad energética ................................................................. 21

1.2 Consumo de energía per cápita ................................................. 22

1.3 Ingresos del sector público ......................................................... 22

3. Oferta y demanda de energía ................................................................. 22

3.1 Producción de energía primaria ................................................. 22

3.2 Comercio exterior de energía primaria ..................................... 25

3.3 Energía primaria a transformación ............................................ 26

3.4 Producción bruta de energía secundaria .................................. 27

3.5 Comercio exterior de energía secundaria ................................. 30

3.6 Oferta interna bruta de energía ................................................. 33

3.7 Consumo nacional de energía.................................................... 35

3.7.1 Consumo final de energía ...................................................... 36

- Sector agropecuario ................................................................ 38

- Sector residencial, comercial y público................................. 39

- Sector transporte .................................................................... 40

- Sector industrial ...................................................................... 43

3.8 Autogeneración de energía eléctrica ......................................... 52

4. Emisiones de gases de efecto invernadero del sector ......................... 53

5. Precios y tarifas ........................................................................................ 56

6. Balance Nacional de Energía: matriz y diagramas ............................... 62

7. Balances regionales.................................................................................. 92

Anexo estadístico .......................................................................................... 98

Anexo metodológico .................................................................................. 127

Referencias .................................................................................................. 144

Referencias para la recepción de comentarios ........................................ 145

7


Índice de cuadros

Cuadro 1. Producción de energía primaria ................................................... 24

Cuadro 2. Comercio exterior de energía primaria ....................................... 26

Cuadro 3. Insumos de energía primaria en centros de transformación .... 26

Cuadro 4. Entrada de energía primaria a centros de transformación por

fuente ................................................................................................................ 27

Cuadro 5. Producción bruta de energía secundaria en los centros de

transformación ................................................................................................. 28

Cuadro 6. Comercio exterior de energía secundaria ................................... 31

Cuadro 7. Oferta interna bruta de energía ................................................... 33

Cuadro 8. Oferta interna bruta por tipo de energético ............................... 34

Cuadro 9. Consumo nacional de energía ..................................................... 35

Cuadro 10. Consumo final total de energía ................................................. 36

Cuadro 11. Consumo de energía en el sector agropecuario ...................... 39

Cuadro 12. Consumo de energía en los sectores residencial, comercial y

público .............................................................................................................. 40

Cuadro 13. Consumo de energía en el sector transporte ........................... 42

Cuadro 14. Consumo de energía en el sector industrial ............................. 44

Cuadro 15. Consumo de energía en la industria del cemento incluyendo

fuentes alternativas ......................................................................................... 45

Cuadro 16. Indicadores de intensidad energética en el sector industrial .. 50

Cuadro 17. Autogeneración de energía eléctrica ......................................... 52

Cuadro 18. Precio medio del crudo exportado ............................................ 56

Cuadro 19. Precio al público de productos refinados ................................. 57

Cuadro 20. Precio promedio del gas licuado de petróleo a usuario final .. 58

Cuadro 21. Promedio ponderado anual de los precios finales de gas

natural a nivel nacional por sector ................................................................. 59

Cuadro 22. Precio medio facturado por tarifa del Sistema Eléctrico

Nacional ............................................................................................................ 60

Cuadro 23. Matriz del Balance Nacional de Energía 2009 (petajoules) .. 68

Cuadro 24. Matriz del Balance Nacional de Energía 2009 (MMbpce) ... 70

Cuadro 25. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (petajoules) .. 72

Cuadro 26. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (MMbpce) ... 74

Cuadro 27. Importación de energía por país de origen 2009 ................... 76

Cuadro 28. Exportaciones de energía por país de destino 2009 .............. 77

Cuadro 29. Balance de energía de la región Noroeste 2009 .................... 93

Cuadro 30. Balance de energía de la región Noreste 2009 ....................... 94

Cuadro 31. Balance de energía de la región Centro-Occidente 2009 ..... 95

Cuadro 32. Balance de energía de la región Centro 2009 ......................... 96

Cuadro 33. Balance de energía de la región Sur-Sureste 2009 ................ 97

Cuadro 34. Poderes caloríficos netos y equivalencias energéticas ............ 99

8


Cuadro 35. Producción de energía primaria 1999-2009 ....................... 100

Cuadro 36. Importación de energía 1999-2009 .................................... 101

Cuadro 37. Exportación de energía 1999-2009 .................................... 102

Cuadro 38. Exportación neta de energía 1999-2009 ........................... 103

Cuadro 39. Oferta interna bruta de energía primaria 1999-2009 ........ 104

Cuadro 40. Energía primaria a transformación por centro 1999-2009 105

Cuadro 41. Producción bruta de energía secundaria 1999-2009 ........ 106

Cuadro 42. Consumo nacional de energía 1999-2009 ......................... 107

Cuadro 43. Consumo final total de energía 1999-2009 ....................... 108

Cuadro 44. Consumo final energético total por combustible 1999 -2009

......................................................................................................................... 109

Cuadro 45. Consumo de energía en el sector transporte 1999-2009 . 110

Cuadro 46. Consumo de energía en el sector industrial 1999-2009 ... 111

Cuadro 47. Consumo de energía en los sectores residencial, comercial y

público 1999-2009 .................................................................................... 117

Cuadro 48. Consumo de energía en el sector agropecuario 1999 - 2009

......................................................................................................................... 118

Cuadro 49. Consumo de combustibles para generación eléctrica 1999-

2009 .............................................................................................................. 119

Cuadro 50. Indicadores económicos y energéticos .................................. 120

Cuadro 51. Fuentes renovables de energía ............................................... 121

Cuadro 52. Capacidad de refinación .......................................................... 123

Cuadro 53. Capacidad instalada de proceso de gas natural .................... 124

Cuadro 54. Capacidad efectiva de generación eléctrica .......................... 125

Cuadro 55. Exportación de petróleo crudo por región de destino 1999-

2009 .............................................................................................................. 126

Índice de figuras

Figura 1. Producción mundial de energía primaria 2008 .......................... 16

Figura 2. Oferta total mundial de energía 2008 ....................................... 17

Figura 3. Consumo mundial de energía por energético 2008 ................. 18

Figura 4. Consumo total mundial de energía por sector 2008 ................ 19

Figura 5. Indicadores energéticos a nivel mundial 2008 .......................... 20

Figura 6. Intensidad energética ................................................................... 21

Figura 7. Producto interno bruto vs. Consumo nacional de energía ........ 21

Figura 8. Consumo de energía per cápita .................................................... 22

Figura 9. Ingresos del sector público ........................................................... 22

Figura 10. Estructura de la producción de energía primaria 2009 ......... 25

Figura 11. Eficiencia en refinerías y despuntadoras y plantas de gas y

fraccionadoras ................................................................................................. 29

Figura 12. Eficiencia de las centrales eléctricas .......................................... 29

9


Figura 13. Saldo neto de la balanza comercial de energía por fuente ..... 32

Figura 14. Oferta interna bruta por tipo de energético 2009 ................. 34

Figura 15. Consumo nacional de energía 2009 ........................................ 35

Figura 16. Estructura del consumo final total por tipo de energético

2009 ................................................................................................................ 37

Figura 17. Consumo final energético por sector y energético 2009 ...... 38

Figura 18. Consumo de energía del sector transporte 2009 ................... 41

Figura 19. Consumo de los principales energéticos por rama 2009 ....... 43

Figura 20. Evolución de los indicadores de intensidad energética por rama

industrial .......................................................................................................... 50

Figura 21. Consumo de energía por rama industrial y estructura

porcentual por tipo de energético 2009 .................................................... 51

Figura 22. Evolución del consumo nacional de energía y las emisiones de

CO2 equivalentes del sector energético ....................................................... 53

Figura 23. Estructura de las emisiones de CO2 del sector energético por

categoría 2009 ............................................................................................... 54

Figura 24. Estructura de las emisiones de CO2 del sector energético por

tipo de energético 2009 ............................................................................... 55

Figura 25. Precio medio ponderado del crudo de exportación por tipo .. 56

Figura 26. Precios al público de productos refinados ................................ 57

Figura 27. Precio promedio del gas licuado de petróleo a usuario final .. 58

Figura 28. Precios finales de gas natural a nivel nacional por sector ....... 59

Figura 29. Principales cuentas del Balance Nacional de Energía 2009 .. 62

Figura 30. Balance Nacional de Energía 2009 .......................................... 66

Figura 31. Balance Nacional de Energía 2008 .......................................... 67

Figura 32. Regiones económicas de México .............................................. 92

10


Presentación

El sector energético es y seguirá siendo una fuente de riqueza para

nuestro país y, por lo tanto, es necesario que contemos con datos sólidos

que nos permitan tomar decisiones fundamentadas.

Como cada año, el Balance Nacional de Energía nos ofrece un panorama

con estadísticas detalladas que sirven para realizar una evaluación del

desempeño del sector energético que, a su vez, es una herramienta para

continuar garantizando un suministro confiable de energía, de calidad y a

precios competitivos.

En la versión de este documento para el año 2009, hemos incorporado

nuevos datos que nos ofrecen la posibilidad de considerar algunos otros

aspectos del sector que, anteriormente, no se encontraban contabilizados

o no se incluían a detalle y que, de ahora en adelante, nos permitirán

tener una visión mucho más clara del mismo.

Por primera vez, se incorporó a la matriz del Balance Nacional de Energía

información sobre la energía solar con la que contamos en nuestro país.

Ahora, los balances regionales incluyen información sobre gas natural,

coque de petróleo y gas seco.

Además, se actualizó el método para estimar la producción y el consumo

leña y carbón vegetal en México 1990-

Por primera vez, se estimaron las emisiones de Gases de Efecto

Invernadero (GEI) derivadas de la generación de energía y el uso de

combustibles fósiles en la industria, el transporte y otros sectores, con el

apoyo del Instituto de Investigaciones Eléctricas, entre otros.

Algunos resultados interesantes sobre la oferta y demanda de energía en

México son los siguientes:

La producción de energía en México es mayor a la demanda; no

obstante que la relación entre producción y oferta interna bruta

disminuyó con respecto a 2008;

Se logró un aumento de 4.1% en la producción de gas natural

respecto a 2008, lo que se suma a la tendencia de tasas de

crecimiento positivas que se han observado desde 2004;

La producción de energía solar, a través de calentadores solares

planos y módulos fotovoltaicos, ha aumentado a una tasa

promedio anual de 15.7% durante el periodo 2000-2009;

Hemos tenido avances en eficiencia energética, como las

centrales eléctricas que operan con gas natural, las cuales

mejoraron su nivel de eficiencia en 0.6 puntos porcentuales con

respecto a 2008;

Asimismo, se logró disminuir la intensidad energética en las

industrias azucarera, minera, petroquímica de Pemex, cementera,

cervecera y de aguas envasadas. A pesar de ello, la caída en la

demanda final de diversos sectores fue de tal magnitud que la

intensidad energética de la economía en su conjunto aumentó, y

11


Las emisiones del sector energético se redujeron a una tasa

mayor a la del consumo nacional, obteniendo una reducción de

4.7% en las emisiones del sector per cápita.

Con estos resultados estamos cambiando la fisonomía del sector y

avanzando en la transición energética. Estamos aprovechando más

racionalmente nuestros recursos energéticos tradicionales, a la vez que

mejoramos la eficiencia energética y utilizamos energías de baja emisión

de carbono.

Ponemos a disposición del público en general las estadísticas contenidas

en este documento, en el Sitio de Internet del Sistema de información

Energética (SIE): http://sie.energia.gob.mx. En este sitio encontrarán

información útil relacionada con el sector.

Por último, reconozco la labor y el empeño de Petróleos Mexicanos, la

Comisión Federal de Electricidad, el Instituto Mexicano del Petróleo, el

Instituto Nacional de Geografía y Estadística, el Instituto de

Investigaciones Eléctricas, así como a las cámaras y asociaciones

industriales por su contribución para la materialización de este

documento.

Georgina Kessel Martínez

Secretaria de Energía

Objetivos

Proporcionar información básica, comparable a nivel nacional e

internacional, para el análisis del desempeño del sector energético,

para la elaboración de estudios sectoriales, como las prospectivas, y

para los estudios sobre intensidad energética.

Crear las bases que apoyen la pertinencia, veracidad, confiabilidad y

sistematización de la información del sector.

Conocer detalladamente la estructura del sector energético por sus

fuentes y usos.

Evaluar las dinámicas de la oferta y la demanda de energía en el

contexto de la economía del país.

Evaluar, dentro de la estructura de la demanda de energía, el

potencial de los procesos de sustitución de fuentes energéticas.

Proporcionar elementos que apoyen el análisis de las políticas

implantadas en el sector, en especial sobre eficiencia y

diversificación de fuentes de energía.

Servir de instrumento para la planeación del desarrollo sustentable

del sector energético.

http://sie.energia.gob.mx/

12


Introducción

El presente documento muestra las estadísticas energéticas a nivel

nacional sobre el origen y destino de las fuentes primarias y secundarias

de energía durante 2009 y con revisión de las cifras de años anteriores,

especialmente las de 2008. De igual forma, incorpora información útil

para el análisis del desempeño del sector energético y para el diseño,

formulación e implantación de políticas públicas en la materia.

El Balance Nacional de Energía consta de siete secciones. En la primera

se presenta una breve descripción de los principales flujos de oferta y

demanda de energía a nivel mundial. Además de los totales mundiales, se

exponen las cifras de los principales países productores, proveedores y

consumidores y el lugar respectivo que ocupa México. En el caso del

comercio exterior, se indican los países que más exportan e importan

energía. También se muestra un comparativo de la intensidad energética

de México en relación con la de otros países, así como su relación

producción entre oferta interna bruta. Cabe mencionar que la fuente de

dicha información es la Agencia Internacional de Energía (AIE) y ésta

corresponde a 2008. No se puede tener información más reciente dada la

complejidad que existe en la integración de las estadísticas energéticas

mundiales. La información se presenta en toneladas equivalentes de

petróleo, a diferencia del balance, que presenta cifras en petajoules.

La segunda sección muestra los principales indicadores energéticos en

nuestro país, como intensidad energética, consumo de energía per cápita

y la participación que tienen las actividades petroleras en los ingresos del

sector público. El objetivo de esta sección es proporcionar herramientas

de análisis que permitan evaluar la situación del sector energético dentro

del contexto nacional.

El desempeño de los rubros más importantes del sector energético para el

periodo 2008-2009 se presenta en la tercera sección. En concreto se

examinan la producción, comercio exterior, oferta interna bruta y

consumo nacional de energía, y se desglosa este último en consumo por

transformación, consumo no energético y consumo final por sectores.

Cabe mencionar que en esta edición del Balance se incorpora información

sobre la oferta y demanda de energía solar. También se presentan las

estadísticas de autogeneración de energía eléctrica por rama.

Por primera vez, el Balance Nacional de Energía incorpora las emisiones

de Gases de Efecto Invernadero (GEI) que se derivan de la generación de

energía y el uso de combustibles fósiles en la industria, el transporte y

otros sectores. Lo anterior permite medir el impacto de las políticas

públicas del sector encaminadas a la reducción de las emisiones de GEI.

Dicha información es presentada en la cuarta sección del presente

documento.

La sección número cinco muestra los precios medios del crudo de

exportación por tipo, el promedio ponderado anual de los precios del gas

natural por sector, los precios al público de los principales productos

refinados y los precios medios facturados por tarifa del Sistema Eléctrico

Nacional (SEN) correspondientes al periodo 2000-2009.

El sexto apartado presenta, en forma matricial, los flujos de energía por

energético. Adicionalmente, muestra un desglose del origen de las

importaciones y del destino de las exportaciones por país y fuente. Este

apartado también incluye diagramas de flujo por fuente de energía,

13


además de figuras con la estructura general de las cuentas más

sobresalientes del Balance.

Los balances regionales de energía por energético primario y secundario

se pueden encontrar en la séptima sección. Los energéticos primarios que

consideran son petróleo crudo, condensados, gas natural, nucleoenergía,

hidroenergía, geoenergía, energía eólica, bagazo de caña y leña. En los

energéticos secundarios se incluye coque de petróleo, gas licuado de

petróleo, gasolinas y naftas, querosenos, diesel, combustóleo, productos

no energéticos, gas seco y electricidad.

En el anexo estadístico se presentan los poderes caloríficos de los

energéticos considerados en el Balance y la evolución de las principales

variables del sector energético (1999 2009) relacionadas con la

producción de energía primaria, la importación, la exportación, la oferta

interna, los centros de transformación, la producción de energía

secundaria y el consumo final de energía total y por sectores. Asimismo,

se presentan algunos indicadores sobre el consumo de energía,

relacionados con el crecimiento económico y con la población. Este

apartado también incluye cuadros con información de las fuentes

renovables de energía, la capacidad instalada de transformación en

refinación y procesamiento de gas, y la capacidad instalada de generación

de energía eléctrica, entre otros.

La metodología utilizada para la elaboración del Balance Nacional de

Energía se presenta en la última sección. En ella se incorporan las

unidades de medida y factores de conversión, así como la descripción

general de la estructura del Balance y de sus cuentas. Se incluye también

una descripción de la metodología de cálculo, procedimientos específicos,

las principales fuentes de información, el marco metodológico para la

elaboración de los balances regionales de energía y algunos elementos a

mejorar. Para mantener la mayor consistencia posible respecto de las

ediciones anteriores del Balance, se aplicaron los criterios metodológicos

y los supuestos considerados en las ediciones previas.

La fecha de cierre para la recepción de la información considerada en el

documento fue el 30 de junio de 2010.

Resumen Ejecutivo

En 2009 la producción de energía primaria totalizó 9,852.9 petajoules

(PJ). Los hidrocarburos continuaron siendo la principal fuente de energía

primaria producida en el país, con una aportación de 90.5%. La energía

producida a partir de fuentes renovables representó 6.2%, la energía

nuclear aportó 1.1% y el carbón mineral 2.2%.

México continuó siendo un exportador neto de energía primaria, al

exportar 2,868.7 PJ en 2009. Prácticamente el total (99.9%)

correspondió a las exportaciones de petróleo crudo, que disminuyeron en

el año en cuestión, lo cual se reflejó en el retroceso de 12.7% en las

exportaciones de energía primaria con respecto a 2008.

En lo que respecta a la energía secundaria, las exportaciones sumaron

578.4 PJ y reflejaron un aumento de 22.9% entre 2008 y 2009, siendo

las gasolinas y naftas y el combustóleo los principales productos en el

rubro. Destacan las exportaciones de este último, que en 2009 fueron

1.5 veces superiores a las de 2008.

14


En cuanto a las importaciones de energía secundaria, éstas sumaron

1,506.2 PJ, cifra 10.8% inferior a la de 2008. Las importaciones de

gasolinas y naftas representaron 42.1% del total y con ellas se cubrió

41.9% de la demanda nacional de estos combustibles.

El saldo neto de la balanza comercial de energía secundaria registró un

déficit de 927.8 PJ, como resultado de importaciones 2.6 veces

superiores a las exportaciones. No obstante, se observó una disminución

de 23.8% en dicho déficit.

La oferta interna bruta de energía fue equivalente a 8,246.96 PJ, 0.5%

inferior a 2008, resultado de la caída tanto en la producción como en las

importaciones. En 2009 la relación producción entre oferta interna bruta

de energía fue equivalente a 1.19, lo que implicó que la mayor parte de la

oferta fue cubierta a través de la producción nacional. En tanto, las

importaciones totales representaron 20.1% de la oferta. Por su parte,

35.0% de la producción nacional fue enviada al exterior.

La intensidad energética de la economía en su conjunto (cantidad de

energía necesaria para producir un peso de PIB) fue 988.2 KJ por peso de

PIB producido, 6.4% mayor a la de 2008, resultado de la caída más

pronunciada del PIB respecto a la del consumo nacional de energía. Este

fenómeno se observó en diversos países como resultado de la caída en su

actividad económica. El consumo per cápita anual fue 76.7 GJ por

habitante, lo que implicó una caída de 1.3%.

La producción bruta de energía secundaria en los centros de

transformación totalizó 5,529.0 PJ, 1.0% por debajo de lo producido en

2008. En las refinerías y despuntadoras se produjo 51.4% de la energía

secundaria, en plantas de gas y fraccionadoras 32.4%, en las centrales

eléctricas 15.3% y en las coquizadoras 0.8%. Las pérdidas por

transformación en las refinerías y despuntadoras ascendieron a 333.6 PJ,

cifra 1.2 veces superior a la de 2008. Las pérdidas en plantas de gas y

fraccionadoras fueron equivalentes a 259.1 PJ, 2.8 veces mayores a las

del año previo. En las coquizadoras las pérdidas sumaron 10.6 PJ. Las

centrales eléctricas públicas tuvieron en conjunto una eficiencia promedio

de 36.6%, mientras que la de los PIE se ubicó en 48.5%.

En 2009 el consumo nacional de energía, equivalente a la oferta interna

bruta total, cayó a una tasa de 0.5% con respecto a 2008. El consumo

del sector energético representó 34.3%; al consumo final correspondió el

58.1%, proporción 3.8 puntos porcentuales inferior a la de 2008.

El consumo final de energía presentó disminuciones en los sectores

intensivos en el uso de energía. El transporte consumió 46.4% del total y

observó una disminución de 8.6% con respecto a 2008. Al sector

industrial correspondió el 26.8%, con una disminución de 8.5% respecto

al año anterior. El consumo del sector residencial, comercial y público

representó 19.0% y mostró una disminución de 1.0%. El consumo del

sector agropecuario aportó 3.1% y se redujo de 1.8% en relación a

2008.

En lo que se refiere a la distribución del consumo dentro del sector

industrial de las ramas más intensivas en uso de energía, la siderurgia

representó 11.8%, la industria cementera 9.6%, la azucarera 7.1%, a la

industria Petroquímica de Pemex correspondió el 6.7%, la química 6.4%,

la minera 5.1%, la industria de la celulosa y el papel aportó 4.0%, 3.9%

vidrio, 1.4% de la cerveza y malta y el 3.8% restante las industrias de la

construcción, aguas envasadas, automotriz, hulera, aluminio, fertilizantes

y tabacalera.

15


En lo que respecta a la intensidad energética de algunas ramas

industriales, destacó la disminución de la energía requerida para producir

una determinada unidad de las siguientes industrias: aguas envasadas,

cerveza y malta, Petroquímica de Pemex, tabaco, minera, azucarera y

cementera. En otras palabras, para elaborar la misma unidad de producto

final, estas ramas emplearon menos cantidad de energía que el año

anterior. En contraste, el indicador de intensidad energética de las

industrias automotriz, fertilizantes, celulosa y papel y siderurgia aumentó.

En 2009 la autogeneración de energía eléctrica totalizó 93.2 PJ, 0.3%

menos que en 2008. La mayor parte de dicha energía fue generada por

las sociedades de autoabastecimiento y cogeneración (46.6%), Pemex

(16.5%) y la industria en su conjunto (16.5%).

Las emisiones de CO2 equivalente del sector energético totalizaron 403.5

millones de toneladas de CO2 equivalentes, cifra 3.9% inferior a la de

2008. Esta disminución fue resultado principalmente de la caída en el

consumo nacional de energía. El consumo de combustibles en el sector

transporte generó la mayor cantidad de emisiones del sector energético

(38.4%), seguido por el consumo de combustibles para generación de

electricidad (28.1%).

En 2009 el precio medio de la canasta del crudo de exportación fue de

57.44 dólares por barril, 26.94 dólares inferior al precio de 2008. El

precio de la gasolina Magna en la frontera norte aumentó (7.80 pesos

por litro), mientras que el precio de la gasolina Magna en el resto del país

(7.77 pesos por litro) y el precio de la tipo Premium (9.18 pesos por litro

en la frontera norte y 9.57 pesos por litro en el resto del país)

disminuyeron en términos reales (es decir, tomando en cuenta la

inflación), en relación con los precios de 2008. El precio de Pemex Diesel

se ubicó en 8.16 pesos por litro, 5.7% por arriba del año anterior. Los

precios de la turbosina y combustóleo alcanzaron los 7.88 pesos por litro

y 5.88 pesos por litro, respectivamente. Ambos precios fueron mayores a

los de 2008; el precio de la turbosina fue 1.4 veces superior y el del

combustóleo 1.9 veces superior. En cuanto al precio medio del gas

licuado de petróleo, éste se ubicó en 9.30 pesos por kilogramo, 10.3%

por debajo del precio de 2008. El precio del gas natural en el sector

residencial fue equivalente a 214.04 pesos por GJ, es decir 8.0% mayor

al del año previo. Para el sector industrial, el precio del gas natural

promedió 129.78 pesos por GJ, 4.6% por arriba de 2008. En lo que

respecta a los precios medios facturados de la electricidad, destacó la

disminución generalizada de todas las tarifas (en términos reales) del

sector residencial, con excepción de la 1D y DAC1. Los sectores

comercial y servicios mostraron aumentos en los precios de sus tarifas,

con excepción de la 6, que corresponde a bombeo de agua. Los precios

medios de todas las tarifas en los sectores industrial y agrícola también

mostraron crecimientos importantes.

En 2009 la producción de energía primaria captada en los balances

regionales totalizó 9,634.2 PJ, es decir 97.8% de la energía primaria

producida en todo el país2. Por región, la Sur-Sureste aportó 84.4% de la

producción primaria, 12.2% la región Noreste, 1.4% la región Noroeste,

1.2% la Centro-Occidente, y 0.8% la Centro. En cuanto a la producción

bruta de energía secundaria en centros de transformación, se logró

recabar información sobre el 99.2% de la producción secundaria

1 1D: Doméstico con temperatura media mínima en verano de 31°C;

DAC: Servicio doméstico de alto consumo. 2 No se logró abarcar el 100% debido a la falta de información de carbón mineral y

energía solar a nivel regional.

16


nacional3, es decir 5,482.4 PJ. De dicha producción, 49.8% correspondió

a la región Sur-Sureste, 26.2% a la Noreste, 12.6% a la Centro, 9.4% a

la Centro-Occidente y 2.0% a la Noroeste. El consumo final de energía

por regiones representó 98.9% del nacional y ascendió a 4,743.9 PJ. En

lo que se refiere a la distribución porcentual del consumo por región,

26.1% se consumió en el Centro del país, 22.2% en la región Centro-

Occidente, 21.4% en la Sur-Sureste, 20.4% en la Noreste y 10.0% en la

Noroeste.

1. Contexto energético

mundial

De acuerdo con información de la Agencia Internacional de Energía4, en

2008 la producción mundial de energía primaria totalizó 12,369.0

millones de toneladas equivalentes de petróleo (Mtep), 3.2% mayor a lo

producido en 2007. La producción mundial de carbón y sus derivados,

gas natural y renovables aumentó 5.8%, 4.0% y 3.4%, respectivamente.

También hubo crecimientos, aunque menores, en la producción mundial

de crudo (1.1%) y nucleoenergía (0.4%). Como se puede observar en la

Figura 1, 32.7% de la producción mundial correspondió a crudo, 27.6%

a carbón y sus derivados, 21.2% a gas natural, 12.9% a energías

renovables y 5.8% a nucleoenergía. Destacó la pérdida de 0.7 puntos

3 No se contó con información de coque de carbón a nivel regional. 4 Energy Balances of OECD Countries y Energy Balance of Non-OECD Countries,

edición 2010.

porcentuales en la participación de crudo, mientras que el carbón y sus

derivados ganaron 0.7 puntos porcentuales.

Al igual que en 2007, los países con mayor producción primaria fueron

China, Estado Unidos, Rusia, Arabia Saudita e India, con participaciones

de 16.1%, 13.8%, 10.1%, 4.7% y 3.8%, respectivamente. México se

situó en el décimo lugar en ambos años. En 2008 aportó 1.9% de la

energía total producida en el mundo, mientras que en 2007 su

participación fue de 2.0%.

Figura 1. Producción mundial de energía primaria 2008 12,369.0 Mtep

Fuente: Energy Balances of OCDE countries y Energy Balances of Non-OCDE

countries, AIE, edición 2010.

Nota: Renovables engloba energía hidráulica, eólica, solar, geoenergía,

biomasa y desechos.

Carbón y sus derivados

27.6%

Crudo32.7%

Gas natural21.1%

Nucleoenergía5.8%

Renovables12.9%

17


En 2008 se exportó un volumen cercano a 4,746.1 Mtep5, 1.8% mayor

a 2007. Esto fue motivado principalmente por el incremento en el

volumen de exportaciones de gas natural (4.7%), carbón (1.9%) y

biomasa y desechos (52.6%). Las exportaciones de biomasa y desechos

crecieron de forma considerable; no obstante, su participación en las

exportaciones totales fue marginal (0.2%).

México se mantuvo en el lugar número quince durante 2006 y 2007

dentro de los principales países exportadores de energía. No obstante,

pasó al vigésimo puesto en 2008, al ser desplazado por Qatar, Angola,

Iraq, Reino Unido y Kazajstán. En dicho año los países con mayores

volúmenes de exportación de energía fueron Rusia, Arabia Saudita,

Canadá, Australia y Noruega.

El descenso anual de la posición ocupada por México en el ranking

internacional de exportaciones de petróleo crudo es relevante, ya que

refleja la disminución en la producción de petróleo crudo registrada por

Pemex desde 20046. En 2006 nuestro país ocupó el sexto lugar,

mientras que en 2007 se ubicó en el séptimo. Finalmente, en 2008

México fue desplazado por Angola, Kuwait e Iraq y se posicionó como el

décimo país exportador de crudo. Los mayores exportadores en dicho año

fueron Arabia Saudita, Rusia, Irán, Emiratos Árabes Unidos y Nigeria.

En 2008 las importaciones totales de energía crecieron 1.0%, como

resultado principalmente del crecimiento de 3.4% en las importaciones

de gas natural. Los países con mayores niveles de importación fueron

5 Incluye energía primaria y secundaria. 6 Informe Anual 07, Pemex, p. 4

Estados Unidos, Japón, Alemania, China y Corea del Sur. Por su parte,

México se situó en el puesto vigésimo segundo.

La oferta total de energía a nivel mundial sumó 12,267.4 Mtep en 2008,

1.9% por arriba de lo ofertado en 2007. Estados Unidos, China, Rusia,

India y Japón fueron los países con mayor oferta. México ocupó la

décimo cuarta posición, superando el puesto número quince que había

ocupado durante 2006 y 2007. La oferta total de energía per cápita a

nivel mundial fue de 1.8 tep por habitante, 0.5% mayor a 2007. En

2008 Qatar fue el país con la mayor oferta de energía per cápita (18.8

tep por habitante), y ésta fue aproximadamente 11.1 veces mayor a la

de México.

Figura 2. Oferta total mundial de energía 2008 12,267.4 Mtep




residuos y biomasa. Se incluye el comercio exterior de electricidad.

Carbón y productos

derivados

27%

Crudo y petrolíferos

33.1%

Gas natural21.1%

Nucleoenergía5.8%

Renovables13.0%

18


Como se muestra en la Figura 2, la oferta total de energía mundial en

2008 se compuso por crudo y petrolíferos (33.1%), carbón y sus

productos derivados (27.0%), gas natural (21.1%), renovables

(13.0%) y nucleoenergía (5.8%). Destacaron los aumentos anuales de

3.9% en la oferta de carbón y sus productos derivados, 3.5% renovables

y 2.5% gas natural. La oferta de crudo y petrolíferos disminuyó 0.5% de

2007 a 2008.

Figura 3. Consumo mundial de energía por energético 2008 8,428.4 Mtep




residuos y biomasa.

El consumo de energía a nivel mundial aumentó 1.7% durante 2008 con

respecto a los niveles de consumo registrados en 2007, al totalizar

8,428.4 Mtep. En cuanto al comportamiento por energético, los mayores

crecimientos en el consumo fueron los de energía solar y eólica y carbón,

con 19.8% y 12.6%, respectivamente.

Estados Unidos fue el mayor consumidor de energía en 2008, con una

participación de 18.3%, pese a que su población representó menos de

5.0% del total mundial. China, Rusia, India y Japón ocuparon la segunda,

tercera, cuarta y quinta posición, respectivamente. Estos cinco países

produjeron en conjunto 50.3% del PIB mundial en 2008 y consumieron

48.3% de la energía a nivel mundial. Por su parte, México ocupó el

décimo quinto lugar en el consumo de energía, lo cual representó 1.4%

del total de consumo mundial en 2008.

Como se observa en la Figura 3, los petrolíferos fueron los que dominaron

el consumo en 2008, motivado en gran medida por la demanda del

sector transporte y el industrial. No obstante, el consumo de petrolíferos

cayó 0.8%.

Por otro lado, destacó que el uso final de electricidad representó 20.2%

del consumo total e incrementó su contribución 1.3 puntos porcentuales.

El consumo de gas natural representó 15.6% y aumentó 2.3% en 2008

respecto a los niveles de consumo registrados un año antes.

El sector industrial consumió la mayor parte de la energía a nivel mundial

en 2008, con una participación de 28.0% del total. Este sector mostró

una variación de 2.8% respecto a 2007, impulsada por el crecimiento en

la demanda de carbón, el cual representó 27.5% de la energía utilizada en

el sector, y de electricidad, cuya participación fue de 25.7%.

Carbón y sus derivados 9.8%

Petrolíferos 41.6%

Gas natural 15.6%

Renovables 12.9%

Electricidad 20.2%

19


El transporte, segundo sector en importancia, aumentó su consumo

0.4% anual. Este crecimiento marginal se vio motivado por la caída de

0.3% en la demanda de petrolíferos, los cuales representaron 93.5% del

consumo. Cabe destacar que el uso de biomasa en este sector mostró un

crecimiento de 34.9%.

El consumo en el sector residencial creció 2.5% anual. 39.8% del cual

correspondió a biomasa, 20.7% a gas natural y 19.6% a electricidad.

Estos tres energéticos mostraron crecimientos de 1.6%, 2.2% y 3.2%,

respectivamente.

Figura 4. Consumo total mundial de energía por sector 2008 8,428.4 Mtep



Nota: Otros incluye los sectores comercial y público, agropecuario y pesca y

otros no especificados.

Los sectores comercial y públicos, englobados en otros en la Figura 4,

mostraron el mayor dinamismo a nivel mundial, con una variación de

3.6% de 2007 a 2008. Los aumentos observados en el consumo de

electricidad, gas y carbón, impulsaron en gran medida el incremento en la

demanda de estos sectores. El sector agropecuario y pesca disminuyó su

demanda 6.7% anual, originado principalmente por el menor uso de

petrolíferos y gas natural.

El Producto Interno Bruto mundial (medido en dólares de 2000

utilizando la paridad de poder adquisitivo) creció 3.4% de 2007 a 2008.

Este crecimiento fue casi el doble del crecimiento de la oferta total de

energía y el consumo de energía. Lo anterior derivó en una disminución

de 5.0% en la intensidad energética mundial, la cual fue 0.19 toe por

miles de USD de 2000. En 2008 el país con el mayor requerimiento de

energía para producir una unidad de PIB fue Iraq, seguido de Trinidad y

Tobago. En dicho año, la intensidad energética de México fue 0.15 tep

por miles de USD de 2000, es decir, 1.3 veces inferior a la intensidad

mundial. Francia, Noruega y Brasil fueron los países con una intensidad

energética similar a la de México.

La Figura 5 muestra tres indicadores para algunos de los países y para las

distintas regiones mundiales7. En el eje horizontal se presenta la relación

7 Asia Meridional (Bangladesh, Kazajstán, Kirguistán, Nepal, Pakistán, Sri Lanka,

Tayikistán, Turkmenistán, Uzbekistán); Asia Oriental (Japón, Corea del Norte, Corea del

Sur, Hong Kong, Mongolia, Taipéi); África del Norte (Argelia, Egipto, Libia, Marruecos,

Túnez); África Subsahariana (Angola, Benín, Botsuana, Camerún, Congo, Costa de

Marfil, Eritrea, Etiopía, Gabón, Ghana, Kenia, Mozambique, Namibia, Nigeria, República

Democrática del Congo, Senegal, Sudáfrica, Sudán, Tanzania, Togo, Zambia, Zimbabue,

otros); Centroamérica/Caribe (Antillas Holandesas, Costa Rica, Cuba, El Salvador,

Guatemala, Haití, Honduras, Jamaica, Nicaragua, Panamá, República Dominicana,

Trinidad y Tobago); Europa Occidental (Alemania, Austria, Bélgica, España, Finlandia,

Industria 28.0%

Transporte 27.3%

Residencial 24.0%

Otros 12.0%

Uso no energético 8.9%

20


producción entre oferta interna bruta y en el eje vertical se indica el PIB

per cápita, mientras que el tamaño de las burbujas muestra la intensidad

energética. La relación producción entre oferta interna bruta mide el

grado en que la oferta interna bruta de un país es cubierta con producción

nacional. Todos aquellos países o regiones que tienen una tasa mayor a

uno satisfacen la mayor parte de sus necesidades energéticas con la

producción, por ejemplo, México, Rusia, Canadá y los países de Medio

Oriente, entre otros. En cambio, países como Estados Unidos, China,

India y Brasil, además de Europa Occidental y Oriental, presentaron un

índice menor a uno, lo que implicó que éstos países requieren de un

volumen de importaciones superior a su producción para cubrir la oferta

interna bruta. En 2008, los países con mayor índice fueron Congo,

Angola y Noruega. Los índices de Dinamarca y Malasia fueron los más

cercanos al de México. Respecto al PIB per cápita, a nivel mundial sumó

9.5 miles de USD de 2000 en 2008, siendo el PIB per cápita de México

1.2 veces mayor al mundial. En dicho año, Luxemburgo, Noruega y

Estados Unidos tuvieron el mayor PIB per cápita. En cuanto a la

intensidad energética, los países que mostraron los mayores valores

fueron Rusia, el conjunto de países de África Subsahariana y Medio

Oriente, Canadá y la región de Asia Meridional y Central. Rusia requirió

gran cantidad de energía para producir un USD de PIB, mientras que

Francia, Gibraltar, Grecia, Irlanda, Islandia, Italia, Luxemburgo, Malta, Países Bajos,

Portugal, Reino Unido, Suiza) Europa Oriental (Albania, Armenia, Azerbaiyán,

Bielorrusia, Bosnia Herzegovina, Bulgaria, Croacia, Eslovenia, Estonia, Georgia, Hungría,

Letonia, Lituania, Macedonia, Moldavia, Polonia, República Checa, República Eslovaca,

Rumanía, Serbia, Ucrania); Medio Oriente (Arabia Saudita, Bahréin, Chipre, Emiratos

árabes Unidos, Irán, Iraq, Israel, Jordania, Kuwait, Líbano, Omán, Siria, Turquía, Yemen);

Oceanía (Australia y Nueva Zelanda); Sudamérica (Argentina, Bolivia, Chile, Colombia,

Ecuador, Paraguay, Perú, Uruguay, Venezuela, otros); Sureste asiático (Brunei,

Camboya, Filipinas, Indonesia, Malasia, Myanmar, Singapur, Tailandia, Vietnam, otros,)

China e India, que no son energéticamente autosuficientes, presentaron

menor intensidad energética. Oceanía destacó del resto de regiones y

países al presentar un alto PIB per cápita y una intensidad energética por

debajo de la media. Por su parte, México fue energéticamente

autosuficiente y su PIB per cápita e intensidad energética estuvieron por

debajo de la media.

Figura 5. Indicadores energéticos a nivel mundial 2008

Fuente: Energy Balances of OCDE countries y Energy Balances of Non-

OCDE countries, AIE, edición 2010, con cálculos propios.

EUA

Canadá

México

Centroamérica/Caribe SudaméricaBrasil

Europa Oriental

Europa Occidental

Rusia

India

China

Oceanía

Asia Oriental

Asia Meridional/Central

Sureste asiático

Medio Oriente

África Subsahariana África del Norte

Dinamarca

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

0.0 0.3 0.6 0.9 1.2 1.5 1.8 2.1 2.4 2.7P

IB p

er c

ápit

a (m

iles

de U

SD d

e 2

00

0 P

PA

por

hab

itan

te)

producción/oferta interna bruta

El tamaño de la burbuja representa la

intensidad energética (cantidad de energía necesaria para producir un

USD de PIB)

Suecia

21


2. Indicadores nacionales

1.1 Intensidad energética

En 2009 la intensidad energética (Figura 6), es decir, la cantidad de

energía requerida para producir un peso de Producto Interno Bruto (PIB)

a precios de 2003, fue 988.2 KJ por peso de PIB producido, 6.4% por

arriba de lo registrado en 2008.

Figura 6. Intensidad energética (KJ/$ de PIB producido)

Fuente: Cálculos propios, con información de INEGI.

El aumento en la intensidad energética en 2009 resultó por la caída más

pronunciada del PIB (-6.5%), respecto a la del consumo nacional

(-0.5%). Es importante mencionar que parte del consumo energético es

inelástico al nivel de producción, por lo que la intensidad energética

tiende a aumentar en época de crisis, al estar muy ligada con los ciclos

económicos. En otras palabras, una proporción del consumo se mantiene

fija para asegurar el funcionamiento de la maquinaria industrial y otro tipo

de equipos, por lo que la cantidad de energía consumida por unidad de

producción tiende a aumentar.

En 2007 la intensidad energética fue de 913 KJ por peso de PIB

producido, resultado en parte de mejoras importantes en la eficiencia en

la generación de electricidad. En 2008 ésta aumentó 1.7% derivado, en

buena medida, del aumento en el consumo en el transporte y la crisis

económica mundial que comenzó a afectar el nivel de actividad

productiva en México.

Durante el periodo de análisis (2000 a 2009), el coeficiente de

correlación lineal8 entre el PIB y el consumo nacional de energía fue 0.95,

mostrando la relación que existe entre el uso de energía y el desarrollo

económico del país.

Figura 7. Producto interno bruto vs. Consumo nacional de energía

Fuente: INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales de México y cálculos propios.

8 El coeficiente de correlación de Pearson mide la relación lineal que existe entre dos

variables y puede fluctuar entre el -1 y el 1. Un coeficiente cercano a 1, indica una

fuerte relación positiva entre las variables analizadas.

750

800

850

900

950

1,000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

9,000

9,500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Consumo nacional de energía (PJ)

PIB (miles de millones de pesos de 2003)

22


1.2 Consumo de energía per cápita

El consumo de energía total per cápita en 2009 fue 76.7 GJ por

habitante, 1.3% inferior a 2008. Esta caída derivó del menor consumo

de energía. No obstante, la tasa de crecimiento promedio anual durante el

periodo 2000 a 2009 fue 1.2% (Figura 8).

Figura 8. Consumo de energía per cápita (GJ por habitante)

Fuente: Cálculos propios, con información de CONAPO e INEGI.

En 2009 el consumo de electricidad per cápita disminuyó 1.6% respecto

al año anterior, al ubicarse en 1,697 kWh por habitante, resultado del

menor consumo de energía eléctrica en los sectores industrial y

comercial.

1.3 Ingresos del sector público

En 2009 los ingresos del sector público provenientes de las actividades

petroleras totalizaron 874.2 miles de millones de pesos, cifra 21.3%

inferior a la registrada en 2008 (Figura 9). Con ello, la participación en

los ingresos presupuestarios fue 31.0%, lo que implicó una disminución

de 5.8 puntos porcentuales respecto a 2008. Lo anterior se debió, en

gran parte, a la caída de 31.9% anual del precio de la mezcla mexicana y

a la disminución en el volumen de exportación del crudo.

Figura 9. Ingresos del sector público (miles de millones de pesos de 2009)

Fuente: Unidad de Planeación Económica de la Secretaría de Hacienda y Crédito

Público, SHCP.

3. Oferta y demanda de

energía

3.1 Producción de energía primaria

En 2009 la producción nacional de energía primaria totalizó 9,852.9 PJ,

4.2% menor a la registrada en 2008 (Cuadro 1).

60

64

68

72

76

80

84

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Petroleros No petroleros

23


En buena medida, la caída de 7.1% en la producción de crudo, principal

energético primario, motivó la menor producción de energía primaria.

Este comportamiento se debió en parte a la declinación en la producción

del Activo Integral Cantarell, segundo en importancia, al aportar 26.3%

de la producción nacional observada desde 2005. De dicho año a 2009,

la tasa de decrecimiento promedio de Cantarell fue 23.4% anual, misma

que se agudizó en 2009, al caer 34.3% respecto a 2008. La producción

del Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, que aportó 31.1% al total nacional,

aumentó 14.1% y se ubicó en 1,884.2 PJ. No obstante, el aumento en

la producción de este activo y de otros como Litoral Tabasco (10.1%),

Samaria-Luna (7.9%), Poza Rica-Altamira (5.8%), Cinco Presidentes

(19.2%) y Aceite Terciario del Golfo (en etapa de inicio de producción y

cuya participación en la producción total nacional fue 1.1%), no logró

compensar la caída de Cantarell. En lo que respecta a la producción por

tipo, la de crudo pesado, que aportó 58.4%, disminuyó 14.2%. La

producción de crudo tipo ligero observó una disminución de 0.7%; no

obstante, aumentó su participación 2.0 puntos porcentuales, al pasar de

29.2% en 2008 a 31.2% en 2009. La producción de crudo súper ligero

aumentó 27.8% en relación con 2008, aportando 10.4% de la

producción total.

En cuanto a la producción bruta gas natural, se observó un aumento de

4.1%. Cabe destacar que en 2009 el gas enviado a la atmósfera9

disminuyó 20.7%. El aprovechamiento del gas natural pasó de 80.7% en

2008 a 85.3% en 2009. La producción bruta de gas natural se

concentró en la región Norte (36.1%), dentro de la cual se encuentran

los Activos Integrales de Burgos, Veracruz y Poza Rica-Altamira. La

9 Incluye gas hidrocarburo y nitrógeno.

producción de Burgos, cuya aportación al total nacional fue 21.6% (1.6

puntos porcentuales mayor a 2008), sumó 627.6 PJ en 2009,

mostrando un incremento de 12.3% respecto al año previo. Por su parte,

los otros dos activos mostraron caídas de 13.3% y 10.3%,

respectivamente. El Activo Integral Cantarell, segundo activo en

importancia y comprendido dentro de la región Marina Noreste, también

registró una disminución de 8.5% en su producción y una caída de 2.8

puntos porcentuales en su participación, al pasar de 23.5% en 2008 a

20.7% en 2009.

La producción de condensados en fase líquida cayó 5.9% debido, en gran

medida, a la disminución de 17.4% en la producción de condensados

amargos. Este tipo de condensados aportó 75.7% de la producción en

2009, siendo que en 2008 su participación fue 86.2%, es decir, 10.5

puntos porcentuales menos. Contrario a este comportamiento, la

producción de condensados dulces registró un incremento de 65.9% y

aportó 24.3% a la producción total de condensados en fase líquida.

En 2009 la producción de carbón mineral lavado fue de 212.0 PJ y sufrió

una contracción de 7.5% debido a la menor extracción del mineral. El

carbón térmico, utilizado para generación de electricidad en plantas

carboeléctricas, aportó 80.1% de dicha producción y disminuyó 8.7%

respecto a 2008. La producción de carbón siderúrgico totalizó 42.1 PJ,

es decir 19.9% del total, y mostró una caída de 2.6% respecto a 2008.

La producción de energía primaria nuclear para generación de electricidad

aumentó 5.7% en 2009. Este repunte se debió a que en octubre de

2008 la unidad 1 de Laguna Verde se mantuvo fuera de operación por

mantenimiento y recarga de combustible.

24


La producción de energía a partir de fuentes renovables reflejó las

diversas políticas ambientales implementadas, así como las condiciones

climatológicas que en 2009 fueron de sequía.

A partir de 2008, la Comisión Nacional Forestal (CONAFOR) otorga

apoyos para la construcción e instalación de estufas rurales ahorradoras

de leña. Uno de sus objetivos es disminuir el consumo de leña para

mitigar el impacto ambiental a los ecosistemas, ocasionado por la

recolección o aprovechamiento inadecuado de leña para combustible. La

caída en la producción de leña responde, en parte, a las acciones de dicho

programa y a la tendencia descendente que se ha venido observando en

el consumo de este combustible.

El descenso de 32.0% en la producción de las hidroeléctricas, que utilizan

la energía potencial del agua como fuente primaria para generar

electricidad, fue resultado de la disminución en el volumen anual de

precipitación a nivel nacional.

La menor producción de bagazo de caña tuvo su origen en diversas

causas como la disminución de 2.9% en la superficie industrializada a

nivel nacional, la sequía al inicio de la zafra 2008/09 que influyó en la

producción de caña de azúcar, y los problemas laborales que surgieron

durante 2009.

La producción de energía solar aumentó 20.2% respecto a 2008,

resultado del incremento de 40.9% en el área total instalada de

calentadores solares en 2009. Este aumento se atribuyó, en parte, a los

resultados del Programa Hipoteca Verde de INFONAVIT, que busca

impulsar el aprovechamiento de la energía solar para el calentamiento de

agua en el sector residencial.

En lo que respecta a la geoenergía y energía eólica, éstas mostraron un

retroceso en su producción de 4.5% y 2.2%, respectivamente.

Cuadro 1. Producción de energía primaria (petajoules)

Como se puede apreciar en la Figura 10, la producción de hidrocarburos

continuó predominando la canasta de energía primaria en México en

2009, con una participación de 90.5%, al sumar 8,920.4 PJ. De dicha

cantidad de energía, 67.9% correspondió a crudo, 31.1% a gas natural y

el 1.0% restante a condensados; destacando la pérdida de 2.4 puntos

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Total 10,284.55 9,852.92 -4.2 100 100

Carbón 229.30 212.00 -7.5 2.2 2.2

Hidrocarburos 9,278.03 8,920.38 -3.9 90.2 90.5

Petróleo crudo 6,520.85 6,058.73 -7.1 63.4 61.5

Condensados 91.45 86.08 -5.9 0.9 0.9

Gas natural 2,665.74 2,775.57 4.1 25.9 28.2

Nucleoenergía 106.64 112.75 5.7 1.0 1.1

Renovables 670.58 607.80 -9.4 6.5 6.2

Hidroenergía 140.01 95.20 -32.0 1.4 1.0

Geoenergía 162.83 155.53 -4.5 1.6 1.6

Energía solar 5.62 6.75 20.2 0.1 0.1

Energía eólica 0.94 0.91 -2.2 0.0 0.0

Biomasa 361.18 349.40 -3.3 3.5 3.5

Bagazo de caña 99.13 88.73 -10.5 1.0 0.9

Leña 262.05 260.68 -0.5 2.5 2.6

Estructura porcentual

Fu ente: Sistema de Información Energética, Sener.

Nota: no se incluye al gas residual de plantas de gas ni el gas de formación empleado por PEP,

ambos agrupados en el concepto: "De otras fuen tes" (ver capítulo de Aspecto s Metodológicos

en la sección de procesos de energía).

La suma de los parciales puede no coin cidir con los totales, debido al redondeo de cifras.

25


porcentuales en la participación del petróleo crudo de 2008 a 2009,

mismos que fueron absorbidos por el gas natural.

Figura 10. Estructura de la producción de energía primaria 2009

9,852.9 PJ

Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.

A los hidrocarburos les siguió en importancia la producción de energías

renovables, contribuyendo con 6.2% de la energía primaria. De estas

fuentes de energía, 42.9% correspondió a leña, con un aumento en su

participación de 3.8 puntos porcentuales respecto a 2008. La

geoenergía, con una aportación a la producción total de renovables de

25.6%, mostró un aumento de 1.3 puntos porcentuales en dicha

participación. La hidroenergía aportó 15.7% de la producción de

renovables, 5.2 puntos porcentuales menor a la participación de 2008.

La producción de bagazo de caña contribuyó con 14.6%, manteniendo

una participación muy similar a 2008. Las energías solar y eólica

aportaron 1.3% de la producción de renovables, aumentando su

participación 0.3 puntos porcentuales respecto al año anterior.

La producción de carbón fue equivalente a 2.2% de la producción total

de energía primaria a nivel nacional, participación prácticamente similar a

la registrada en 2008. Por su parte, la generación primaria de energía

nuclear aportó 1.1% a la producción total, lo que implicó una ganancia de

0.1 puntos porcentuales.

3.2 Comercio exterior de energía primaria

En 2009 el saldo neto de la balanza comercial de energía primaria

totalizó 2,714.5 PJ (Cuadro 2). Lo anterior implicó un retroceso de

14.2% respecto a 2008, resultado de la caída en las exportaciones de

crudo.

En 2009 México exportó 2,868.6 PJ de petróleo crudo, 12.7% menos

que en 2008. Dichas exportaciones representaron 47.3% de la

producción de crudo. Por tipo de crudo, 87.1% correspondió a crudo

Maya10, 11.7% a Olmeca y 1.2% a crudo tipo Istmo; destacando el

aumento de 2.5 puntos porcentuales en la participación de las

exportaciones de crudo Olmeca. En cuanto al destino de las

exportaciones totales de petróleo, 85.9% se envió a Estados Unidos,

7.6% a España, 2.8% a la India, 1.8% a Canadá y el 1.9% restante a

otros países. De acuerdo con información del Departamento de Energía

de Estados Unidos, en 2009 México se ubicó como el segundo

abastecedor de crudo a Estados Unidos, en cuanto a volumen, después

de Canadá y desplazando a Arabia Saudita al tercer lugar.

10 Incluye pesado Altamira.

Carbón2.1%

Petróleo61.5%

Condensados0.9%

Gas natural28.2%

Nuclear1.1%

Geoenergía, solar y eólica 1.7%

Hidroenergía 1.0%

Biomasa3.5%

Renovables6.2%

26


En tanto, las importaciones de carbón mineral sumaron 154.1 PJ, cifra

25.2% superior al año previo. En 2009 la cantidad de energía comprada

al exterior de carbón térmico fue el doble a la registrada en 2008, debido

a que en dicho año no se realizaron compras mediante procedimientos de

licitación de manera fija resultado de la volatilidad en los precios

internacionales de los combustibles. No obstante, en 2009 el mercado

mundial de energéticos se regularizó, lo que permitió la realización de

licitaciones, y por ende el aumento en las importaciones totales de carbón

mineral. Del total de carbón importado en 2009, 62.4% provino de

Australia, 21.0% de Estados Unidos, 9.2% de Sudáfrica, 3.2% de

Colombia, 3.2% de Canadá y el 1.1% restante de otros países de Asia-

Pacífico.

Cuadro 2. Comercio exterior de energía primaria (petajoules)

3.3 Energía primaria a transformación

En 2009 la energía primaria enviada a centros de transformación sumó

5,945.2 PJ, 197.7 PJ más que 2008 (Cuadro 3). 53.4% de la energía

primaria para transformación tuvo como destino las refinerías y

despuntadoras, 34.5% plantas de gas y fraccionadoras, 11.1% centrales

eléctricas y 1.0% coquizadoras.

Cuadro 3. Insumos de energía primaria en centros de transformación

(petajoules)

En las refinerías y despuntadoras se procesaron 3,176.2 PJ de energía

primaria, 0.7% por arriba de lo registrado en 2008. El petróleo crudo

enviado a refinerías mostró un crecimiento de 0.8%, mientras que el

envío de condensados descendió 6.6%, como resultado del incremento

en la capacidad de proceso de líquidos en PGPB por la entrada en

operación de la planta no. 6 de Burgos. Las plantas de gas y

fraccionadoras mostraron un aumento de 7.6% en la recepción de

energía primaria, producto del mayor envío de gas natural a

transformación. El incremento de 5.1% en la energía primaria enviada a

las centrales eléctricas, resultó, en buena medida, por el aumento de

Variación

2008 2009 porcentual (%)

2009/2008

Exportaciones totales 3,286.46 2,868.66 -12.7

Carbón 0.17 0.11 -35.1

Petróleo crudo 3,286.29 2,868.55 -12.7

Importaciones totales 123.07 154.14 25.2

Carbón 123.07 154.14 25.2

Petróleo crudo 0.00 0.00 -

Saldo neto total 3,163.39 2,714.53 -14.2

Carbón -122.90 -154.03 25.3

Petróleo crudo 3,286.29 2,868.55 -12.7

La suma de los parciales puede no coin cidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.


Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Total 5,747.51 5,945.22 3.4 100 100

Coquizadoras 59.46 57.40 -3.5 1.0 1.0

Refinerías y despuntadoras 3,153.17 3,176.23 0.7 54.9 53.4

Plantas de gas y fraccionadoras 1,907.87 2,052.37 7.6 33.2 34.5

Centrales eléctricas 627.01 659.22 5.1 10.9 11.1Fu ente: Sistema de Información Energética, Sener.

La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.


27


36.1% en el envío de carbón. El envío de carbón siderúrgico a

coquizadoras mostró una disminución de 3.5%, derivado de la

contracción en la demanda de este combustible.

Cuadro 4. Entrada de energía primaria a centros de transformación

por fuente (petajoules)

Al analizar la entrada de energía primaria a centros de transformación por

energético (Cuadro 4), se observa que la mayor parte correspondió a

petróleo crudo (53.3%) y gas natural (33.2%). El petróleo crudo

enviado a refinación incrementó 0.8% derivado principalmente del mayor

envío de crudo ligero, que representó 61.2% del crudo total a estos

centros de transformación. El gas natural entregado a plantas de gas y

fraccionadoras aumentó 8.2% como consecuencia principalmente del

mayor proceso de gas húmedo amargo en los complejos Cactus y Nuevo

Pemex. El aumento de 27.6% en el carbón para transformación resultó

por la mayor generación de electricidad a partir de este combustible. El

uranio entregado para generación de electricidad mostró un aumento de

5.7%. En 2009 el comportamiento de las lluvias en el país afectó de

forma directa la generación de hidroenergía, la cual disminuyó 32.0%

respecto a 2008. En los centros de transformación se utilizó 6.6%

menos condensados que en 2008, principalmente por el menor envío de

condensados amargos a plantas, tanto en la región Marina como en la

Región Sur. De igual forma, la geoenergía y la energía solar para

transformación disminuyeron 4.5% y 2.2%, respectivamente.

3.4 Producción bruta de energía secundaria

La producción bruta de energía secundaria en centros de transformación

totalizó 5,529.0 PJ, cifra 1.0% inferior a la de 2008 (Cuadro 5).

En las refinerías y despuntadoras se produjo la mayor parte de los

energéticos secundarios (51.4%), al sumar 2,842.7 PJ, 0.8% por debajo

de la producción de 2008. Por tipo de combustible producido, 30.4%

correspondió a combustóleo, 30.3% a gasolinas y naftas, 24.6% a diesel

y el 14.7% restante a querosenos, productos no energéticos, gas seco,

coque de petróleo y gas licuado.

La producción en las plantas de gas y fraccionadoras, equivalente a

32.4% de la producción secundaria, totalizó 1,793.2 PJ, 1.2% menos

que en 2008. 71.3% de esta producción correspondió a gas seco, 8.0%

a gas licuado de petróleo, 8.0% a gasolinas y naftas y 5.0% a productos

no energéticos. La caída de 28.7% en la producción de gasolinas y naftas

en estos centros de transformación se debió al menor contenido de

líquidos en el crudo. La menor producción de querosenos y combustóleo

fue producto de la salida en operación de la planta de absorción Reynosa

en abril de 2009.

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Total 5,747.51 5,945.22 3.4 100 100

Carbón 276.06 352.23 27.6 4.8 5.9

Petróleo crudo 3,147.24 3,171.63 0.8 54.8 53.3

Condensados 91.45 85.43 -6.6 1.6 1.4

Gas natural 1,822.36 1,971.54 8.2 31.7 33.2

Nucleoenergía 106.64 112.75 5.7 1.9 1.9

Hidroenergía 140.01 95.20 -32.0 2.4 1.6

Geoenergía 162.83 155.53 -4.5 2.8 2.6

Energía eólica 0.94 0.91 -2.2 0.0 0.0




28


Cuadro 5. Producción bruta de energía secundaria en los centros de

transformación (petajoules)

En las coquizadoras se produjo 46.8 PJ, 8.2 PJ menos que en 2008. En

las centrales eléctricas se observó una disminución de 0.3% en la

generación, al pasar de 849.1 PJ en 2008 a 846.4 PJ en 2009. Lo

anterior se debió principalmente al descenso de 9.0% en la generación

con combustóleo y a la caída de 27.6% en la generación de electricidad a

partir de renovables (hidroenergía, geoenergía y energía eólica).

La canasta de generación en las centrales eléctricas, por energético, se

compuso de la siguiente manera, 51.8% gas seco, 16.7% combustóleo,

12.4% carbón, 11.2% hidroenergía, 4.5% nucleoenergía, 2.9%

geotermia, 0.5% diesel y 0.1% eólica.

Las pérdidas por transformación, que se refieren a la diferencia entre la

producción de energía secundaria y la energía primaria enviada a los

centros de transformación, sumaron 416.2 PJ, 2.5 veces mayor a 2008.

Este aumento resultó principalmente por el incremento en las pérdidas de

energía en refinerías y despuntadoras, que totalizaron 333.6 PJ, cifra 1.2

veces superior a la de 2008. En las plantas de gas y fraccionadoras las

pérdidas fueron equivalentes a 259.1 PJ, 2.8 veces más energía que en

2008. En las coquizadoras se registraron pérdidas por 10.6 PJ.

El coeficiente de conversión o eficiencia en centros de transformación,

que se define como la relación entre producción e insumos, fue de 89.5%

para refinerías y despuntadoras (Figura 11), 1.3 puntos porcentuales por

debajo de la eficiencia de 2008. De 2005 a 2008 la eficiencia en estos

centros de transformación incrementó 4.8 puntos porcentuales. La

eficiencia de las plantas de gas y fraccionadoras fue 87.4%, 7.7 puntos

porcentuales menor a la registrada en 2008. Esto se debió a la menor

producción bruta en estos centros de transformación, que a su vez se

originó por la caída de 28.7% en la producción de gasolinas y naftas por

el menor contenido de líquidos en el gas, aunado a la caída de 84.4% en

la producción de querosenos y de 77.6% en la producción de

combustóleo por la salida de operación de la planta de absorción

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Producción bruta 5,583.16 5,529.03 -1.0 100 100

Coquizadoras 55.01 46.77 -15.0 1.0 0.8

Coque de carbón 55.01 46.77 -15.0 1.0 0.8

Refinerías y despuntadoras 2,864.34 2,842.66 -0.8 51.3 51.4

Coque de petróleo 59.09 64.01 8.3 1.1 1.2

Gas licuado 40.28 42.01 4.3 0.7 0.8

Gasolinas y naftas 884.02 859.96 -2.7 15.8 15.6

Querosenos 127.70 114.07 -10.7 2.3 2.1

Diesel 748.31 700.14 -6.4 13.4 12.7

Combustóleo 803.67 862.82 7.4 14.4 15.6

Productos no energéticos 106.35 105.23 -1.1 1.9 1.9

Gas seco 94.92 94.43 -0.5 1.7 1.7

Plantas de gas y fraccionadoras1,814.68 1,793.22 -1.2 32.5 32.4

Gas licuado 284.58 281.55 -1.1 5.1 5.1

Gasolinas y naftas 200.87 143.26 -28.7 3.6 2.6

Querosenos 0.37 0.06 -84.4 0.0 0.0

Combustóleo 0.14 0.03 -77.6 0.0 0.0

Productos no energéticos 85.33 90.44 6.0 1.5 1.6

Gas seco 1,243.38 1,277.89 2.8 22.3 23.1

Electricidad 849.14 846.38 -0.3 15.2 15.3




29


Reynosa. No obstante, de 2000 a 2008 se observó una mejora de 4.7

puntos porcentuales en la eficiencia de estos centros de transformación.

Figura 11. Eficiencia en refinerías y despuntadoras y plantas de gas y fraccionadoras


La eficiencia en centrales eléctricas públicas fue de 38.5%, 1.6 puntos

porcentuales por debajo de la eficiencia en 2008. La eficiencia por tipo

de combustible fue 40.1% para gas natural, 0.6 puntos porcentuales más

que en 2008; 35.1% para combustóleo, con una pérdida en eficiencia de

0.1 puntos porcentuales; 28.1% para diesel, 1.4 puntos porcentuales

menos que en el año previo; 35.5% para carbón, con una ganancia de

0.7 puntos porcentuales en la eficiencia; y 33.5% para uranio, 0.4

puntos porcentuales mayor respecto de 2008.

En la Figura 12 se observa una mejora en la eficiencia de las centrales

públicas a lo largo de los últimos quince años, especialmente a partir de

2003, derivado en parte de la implementación de proyectos de

rehabilitación y eficientización que ha llevado a cabo CFE, por ejemplo la

repotenciación de unidades de vapor convencional y la modernización de

centrales hidroeléctricas. Por su parte, las centrales de los Productores

Independientes de Energía (PIE) registraron una eficiencia promedio de

48.5% en 2009, 0.3 puntos porcentuales menos que en el año previo.

La diferencia en eficiencia en las centrales eléctricas públicas y las PIE se

debe a varios factores, entre los que destacan que las centrales PIE

utilizan gas natural en tecnología de ciclo combinado, que es más

eficiente. Por otro lado, las centrales públicas tienen una mayor

antigüedad. No obstante, a través del programa de retiros de capacidad,

CFE ha retirado capacidad ineficiente.

Figura 12. Eficiencia de las centrales eléctricas


75%

80%

85%

90%

95%

100%

105%

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09

Refinerías y despuntadoras Plantas de gas y fraccionadoras

35%

40%

45%

50%

55%

95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09

Centrales eléctricas públicas Centrales eléctricas PIE

30


En tanto, las coquizadoras mostraron una caída de 11 puntos

porcentuales en su eficiencia, al pasar de 92.5% en 2008 a 81.5% en

2009, como resultado de una disminución de 3.5% en los insumos y

15.0% en la producción nacional. De acuerdo con información de la

Cámara Minera de México, la caída en la producción fue originada por la

menor producción de las principales productoras: GAN y ArcelorMittal. Es

común que en periodos de recesión, las plantas continúen operando con

niveles menores de producción, lo que se traduce en un aumento en la

intensidad energética11.

3.5 Comercio exterior de energía secundaria

Como se observa en el Cuadro 6, el comercio exterior de energía

secundaria tuvo un saldo neto negativo de 927.8 PJ en 2009. No

obstante, en relación con 2008, el déficit fue 23.8% menor, resultado

del aumento en las exportaciones y la disminución en las importaciones.

Las exportaciones de energía secundaria totalizaron 578.4 PJ, 22.9%

más de lo exportado en 2008. En términos de energía, 67.0%

correspondió a combustóleo, 23.4% a gasolinas y naftas, 4.0% a gas

seco, 1.7% a diesel, 1.5% a querosenos y el 2.4% restante a productos

no energéticos, electricidad, coque de petróleo, gas licuado y coque de

carbón.

Las importaciones sumaron 1,506.2 PJ, cifra 10.8% inferior a la de

2008. Las importaciones de gasolinas y naftas representaron 42.1% del

total, seguidas por las de gas seco (29.9%), gas licuado de petróleo

11

Energy Intensity Improvements in Steel Minimills; Gale Boyd, Stephen H. Karlson,

Mark Neifer y Marc Ross.

(8.2%), combustóleo (7.9%), diesel (6.6%) y el resto de los

energéticos secundarios (5.3%).

El saldo neto del comercio exterior de combustóleo fue positivo (268.8

PJ) y mostró un incremento de 63.1%. Lo anterior se debió a que en

2009 las exportaciones de combustóleo fueron 1.5 veces superiores a las

de 2008, ya que CFE, principal consumidor de este energético, utilizó un

menor volumen y en consecuencia, PEMEX tuvo que colocarlo fuera del

país, principalmente en Estados Unidos (84.5%) y Antillas Holandesas

(7.0%). Por su parte, las importaciones, cuyo volumen fue 3.3 veces

menor al de las exportaciones, crecieron 27.9%. Estados Unidos fue el

principal país importador de combustóleo, aportando 83.1% del total,

seguido por Panamá (6.8%), Bélgica (2.7%), Estonia (2.5%), Bahamas

(1.8%), Perú (1.6%) y Lituania (1.5%).

La balanza comercial de los querosenos también fue superavitaria, con un

saldo 3.7 superior al de 2008. En 2009 las exportaciones (enviadas en

su totalidad a Estado Unidos) fueron 3.9 veces mayores a las

importaciones y cayeron 26.0% respecto a 2008. La baja demanda de

querosenos del mercado nacional se tradujo en una disminución de

77.6% en las importaciones del energético, cuyo origen fue Estados

Unidos (69.7%) y Venezuela (30.3%).

Las exportaciones y el saldo de la balanza comercial de productos no

energéticos totalizaron 4.8 PJ, cifra 40.7% superior a la de 2008. En

2009 se exportó un mayor volumen de azufre con el objeto de disminuir

los altos inventarios que se acumularon en 2008 y aprovechar el

incremento en los precios internacionales, afectando directamente el

volumen de exportaciones de productos no energéticos.

31


Las exportaciones de electricidad cayeron 14.0% en 2009 en relación

con 2008. Una de las razones principales para ello fue que los precios del

gas natural en la frontera norte fueron muy similares entre Estados

Unidos y México, lo que ocasionó que el precio de la electricidad fuera

muy parecido entre ambos países, reduciendo así la cantidad de energía

eléctrica que se envió a Estados Unidos, principal destino de las

exportaciones de electricidad (80.9%). Por otro lado, hubo problemas en

el suministro de gas natural a la Península de Yucatán, lo que afectó las

exportaciones a Belice, país al cual se envió 17.3% del total de dichas

exportaciones. Por su parte, las importaciones de electricidad, 3.6 veces

menores a las exportaciones, disminuyeron 1.4% respecto a 2008.

Las gasolinas y naftas registraron el mayor déficit en la balanza comercial

de energéticos; no obstante, se observó una disminución de 11.2% en su

saldo, resultado de la caída en las importaciones (-9.6%) como

consecuencia de la menor demanda del mercado nacional. En 2009 las

importaciones cubrieron 41.9% de dicha demanda, siendo que en 2008

este mismo porcentaje fue 42.4%. En cuanto a la participación de las

importaciones por país de origen, destacaron las provenientes de Estados

Unidos (62.5%), Holanda (18.1%), España (4.6%) y Arabia Saudita

(4.2%). Del volumen total de gasolinas y naftas enviado al exterior,

98.8% correspondió a Estados Unidos, 0.7% a Holanda y 0.5% a

Guatemala.

El déficit de la balanza comercial de gas seco mostró una caída de 3.3%

respecto a 2008. Este decremento fue consecuencia de la disminución

de 6.0% en las importaciones, cuyo volumen fue 19.3 veces superior al

de las exportaciones y representó 20% de la demanda interna. El gas

seco comprado a Estados Unidos representó 72.9%, mientras que el

27.1% restante provino de Nigeria, Egipto, Qatar, Noruega, Trinidad y

Tobago, Yemen y Singapur, y correspondió a gas natural licuado. El total

de las exportaciones de gas seco, 23.3 PJ, tuvo como destino Estados

Unidos.

Cuadro 6. Comercio exterior de energía secundaria (petajoules)

El saldo de la balanza comercial de gas licuado de petróleo registró un

déficit de 122.4 PJ, 11.1% inferior al de 2008. Las importaciones, que

Variación


2009/2008Exportaciones totales 470.84 578.43 22.9

Coque de carbón 0.09 0.01 -91.1

Coque de petróleo 1.57 3.05 94.2

Gas licuado 0.18 1.68 859.7

Gasolinas y naftas 139.54 135.13 -3.2

Querosenos 11.41 8.44 -26.0

Diesel 14.04 9.95 -29.2

Combustóleo 257.65 387.56 50.4

Productos no energéticos 3.40 4.79 40.7

Gas seco 37.74 23.32 -38.2

Electricidad 5.23 4.50 -14.0

Importaciones totales 1,689.07 1,506.22 -10.8

Coque de carbón 9.24 5.52 -40.3

Coque de petróleo 108.52 70.21 -35.3

Gas licuado 137.96 124.12 -10.0

Gasolinas y naftas 701.99 634.67 -9.6

Querosenos 9.70 2.17 -77.6

Diesel 148.21 99.08 -33.2

Combustóleo 92.87 118.80 27.9

Productos no energéticos 0.00 0.00 -

Gas seco1

479.31 450.40 -6.0


32


en términos de energía fueron 73.7 veces superiores a las exportaciones,

cayeron 10.0% como resultado de la caída generalizada en la demanda

de todos los sectores consumidores de dicho combustible. De los 124.1

PJ importados, 86.4% provino de Estados Unidos, 6.4% de países de

América Latina, 4.9% de países de África y el 2.3% restante de Noruega.

Las exportaciones de gas licuado de petróleo fueron 9.3 veces superiores

en 2009 respecto a 2008, derivado, en parte, del menor consumo en las

plantas isomerizadoras de Pemex Refinación por mantenimiento,

resultando en un mayor volumen de este combustible enviado a Estados

Unidos (88.3%) y Belice (11.7%).

Cuadro 6. Comercio exterior de energía secundaria (petajoules) (continuación)

Figura 13. Saldo neto de la balanza comercial de energía por fuente (petajoules)


En 2009 las importaciones de diesel, que fueron diez veces mayores a las

exportaciones, cayeron a una tasa de 33.2%, originando una disminución

de 33.6% en el déficit del combustible. Por su parte, las exportaciones

disminuyeron 29.2% respecto a 2008. Estos decrementos se

Variación


2009/2008Saldo neto total -1,218.22 -927.78 -23.8

Coque carbón -9.15 -5.51 -39.8

Coque de petróleo -106.95 -67.16 -37.2

Gas licuado -137.79 -122.43 -11.1

Gasolinas y naftas -562.45 -499.54 -11.2

Querosenos 1.71 6.28 267.2

Diesel -134.17 -89.13 -33.6

Combustóleo 164.78 268.76 63.1

Prod. no ener. 3.40 4.79 40.7

Gas seco1

-441.58 -427.08 -3.3


Las importaciones de gas seco incluyen importaciones de gas natural licuado.Fu ente: Sistema de Información Energética, Sener.

La suma de los parciales puede no coin cidir con los totales debido al redondeo de las cifras.

Carbón y productos

-159.5

GLP-122.4

Gasolinas y naftas

-499.5

Diesel-89.1

Coque pet.-67.2

Gas seco-427.1

Petróleo crudo2,868.6

Combustóleo268.8 Querosenos

6.3Prod. no ener.

4.8Electricidad

3.3

Productos superavitarios

Carbón y productos

-159.5

GLP-122.4

Gasolinas y naftas

-499.5

Diesel-89.1

Coque pet.-67.2

Gas seco-427.1

Productos deficitarios

33


atribuyeron a la situación económica desfavorable que se vivió en 2009,

lo que ocasionó una disminución en las ventas, tanto nacionales como

internacionales. Estados Unidos fue el principal país de origen del diesel

importado (90.5%), seguido por Japón (3.7%), Canadá (3.0%),

Antillas Holandesas (1.5%) y Venezuela (1.4%). En cuanto a las

exportaciones, 62.0% fue destinado a Estados Unidos, 36.0% a

Guatemala y 2.0% a Belice.

El decremento en el déficit de la balanza comercial tanto del coque de

petróleo como de coque de carbón, resultó por la caída en las

importaciones de ambos combustibles, 35.3% y 40.3%,

respectivamente. En 2009 la caída de 10.5% en el consumo de coque

de petróleo en el sector industrial ocasionó la disminución en las

importaciones, ya que éstas aportaron 54.2% a la demanda del

combustible.

3.6 Oferta interna bruta de energía

En 2009 la disponibilidad interna de energía total disminuyó a una tasa

de 0.5% anual, resultado de la menor producción y la disminución en las

importaciones de energía (Cuadro 7).

La relación producción entre oferta interna bruta, que mide el grado en

que la producción nacional satisface los requerimientos de energía del

país, fue superior a uno, indicando que la mayor parte de la oferta fue

cubierta con la producción nacional. No obstante, la relación observó una

contracción de 3.7% respecto a 2008, al ubicarse en 1.19, derivado de la

disminución en la producción primaria.

De otras fuentes, que se refiere a gas residual que Pemex Gas y

Petroquímica Básica (PGPB) entrega a Pemex Exploración y Producción

(PEP) para ser utilizado en bombeo neumático y sellos en los campos

productores de petróleo crudo y gas natural e incluye al gas de formación

empleado por PEP, aumentó 14.2% respecto a 2008 y representó 8.7%

de la oferta total de energía.

Cuadro 7. Oferta interna bruta de energía (petajoules)

En 2009 fue necesario importar 1,660.4 PJ, es decir 20.1% de la oferta

interna bruta de energía total. Esta relación entre las importaciones y la

oferta interna bruta mostró una disminución de 1.7 puntos porcentuales

respecto a 2008.

Las exportaciones de energía representaron 35.0% de la producción

nacional en 2009, 1.5 puntos porcentuales por debajo de 2008. Lo

anterior fue resultado de la menor demanda de los mercados

internacionales. No obstante, México continuó siendo exportador neto de

energía.

Variación porcentual

(%) 2009/2008

Total 8,291.08 8,246.96 -0.5Producción 10,284.55 9,852.92 -4.2

De otras fuentes 627.75 717.09 14.2Importación 1,812.14 1,660.35 -8.4

Variación de inventarios -135.68 -107.95 -20.4No aprovechada -540.37 -428.37 -20.7

Exportaciones -3,757.30 -3,447.10 -8.3

Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.


2008 2009

34


Cuadro 8. Oferta interna bruta por tipo de energético (petajoules)

En 2009 hubo una acumulación de inventarios por 108.0 PJ, lo que

contribuyó a la disminución en la oferta interna bruta de energía. El

monto de la acumulación representó 1.3% de la oferta.

Como se muestra en el Cuadro 8 y la Figura 14 , la oferta interna bruta

de crudo y petrolíferos representó 44.7% de la oferta interna bruta de

energía total y mostró un retroceso de 6.6% respecto a 2008. Lo

anterior fue principalmente consecuencia de la disminución en la

producción de crudo en 7.1% y de la caída de 12.5% en las

importaciones de petrolíferos, que totalizaron 1,049.1 PJ.

El aumento de 5.7% en la producción de gas natural y condensados (que

, la disminución de 20.7% en el envío

de gas a la atmósfera y la caída de 38.2% en las exportaciones de gas

seco, compensaron la declinación de 6.0% en las importaciones de gas

seco y la acumulación de inventarios por 91.4 PJ, resultando en un

crecimiento de 6.2% en la oferta interna bruta de estos combustibles. Al

comparar la participación en la oferta interna bruta total de 2009

(42.3%) en relación con 2008 (39.6%), se observó un aumento de 2.7

puntos porcentuales.

Figura 14. Oferta interna bruta por tipo de energético 2009 8,247.0 PJ


En 2009 la oferta interna bruta de energías renovables totalizó 603.6 PJ,

cifra 9.3% menor a la de 2008. La caída en la producción de leña,

geoenergía, hidroenergía, bagazo de caña y energía eólica afectó de forma

directa en la oferta de estos combustibles. Su aportación a la oferta total

pasó de 8.0% en 2008 a 7.3% en 2009.

El carbón mineral y el coque de carbón aumentaron 0.8 puntos

porcentuales su participación en la oferta interna bruta de energía, al

pasar de 3.5% en 2008 a 4.3% en 2009. De igual forma, la cantidad de

Variación porcentual

(%) 2009/2008

Total 8,291.08 8,246.96 -0.5

Carbón y coque de carbón 290.01 358.32 23.6

Gas natural y condensados 3,283.89 3,486.68 6.2

Crudo y petrolíferos 3,945.02 3,685.63 -6.6

Nucleoenergía 106.64 112.75 5.7

Renovables 665.53 603.58 -9.3

*Incluye comercio exterior de electr icidad.

La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras.


2008 2009

Carbón y coque de carbón

4.3%Gas natural y condensados

42.3%


44.7%

Nucleoenergía1.4%

Renovables7.3%

35


energía ofertada de estos combustibles aumentó 23.6%, al totalizar

358.3 PJ en 2009. Este aumento se debió principalmente al incremento

de 20.7% en las importaciones de carbón y sus productos y a la menor

acumulación de inventarios, 71.3 PJ en 2008 contra 13.2 PJ en 2009.

Finalmente, en 2009 la oferta interna bruta de nucleoenergía aumentó

5.7% respecto a 2008, resultado directo del aumento, de igual

magnitud, en la producción. Su participación en la oferta total registró un

aumento de 0.1 puntos porcentuales, ubicándose en 1.4% en 2009.

3.7 Consumo nacional de energía

Cuadro 9. Consumo nacional de energía (petajoules)

El consumo nacional de energía, el cual es equivalente a la oferta interna

bruta total, cayó a una tasa de 0.5% de 2008 a 2009, derivado en

mayor medida por la menor demanda de combustibles para consumo

final (Cuadro 9).

El consumo del sector energético (producción, transformación y

distribución de los energéticos), que representó 34.3% del consumo

nacional, creció 10.2%, derivado del incremento de 17.8% en el

consumo para transformación.

Figura 15. Consumo nacional de energía 2009 (petajoules)


El consumo propio, que se refiere a la energía que el sector energético

utiliza para el funcionamiento de sus instalaciones, disminuyó 2.0%

respecto a 2008, resultado, en parte, de la caída en el consumo propio de

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Consumo nacional 8,291.08 8,246.96 -0.5 100 100

Consumo sector energético 2,565.06 2,826.55 10.2 30.9 34.3

Consumo transformación 1,532.26 1,805.05 17.8 18.5 21.9

Consumo propio 853.86 837.04 -2.0 10.3 10.1

Pérdidas por distribución 178.93 184.45 3.1 2.2 2.2

Recirculaciones 556.42 627.88 12.8 6.7 7.6

Diferencia estadística 40.18 -2.71 - 0.5 0.0

Consumo final total 5,129.43 4,795.24 -6.5 61.9 58.1

Consumo no energético 221.33 227.17 2.6 2.7 2.8

Consumo energético 4,908.10 4,568.07 -6.9 59.2 55.4




Transformación1,805.1

Consumo propio837.0

Pérdidas184.5

8,247.0 2,826.6

625.24,795.2

Consumo Nacional Consumo del sector energético

Recirculaciones y diferencia

Consumo Final Total

36


gasolinas y naftas por la salida de operación de las plantas despuntadoras

de la Cangrejera y la planta de absorción de Reynosa.

Las pérdidas por transporte, distribución y almacenamiento, que

representaron 6.5% del consumo del sector energético, crecieron 3.1%

como resultado del incremento de 2.5% en las pérdidas de electricidad.

En 2008, las pérdidas del sector eléctrico representaron 17.4% de la

electricidad disponible, siendo que en 2009 éste mismo porcentaje fue

17.9%.

El consumo de gas natural utilizado para bombeo neumático, es decir las

recirculaciones, aumentó 12.8% en 2009 respecto a 2008. Las

recirculaciones de PEP representaron 50.6%, mientras que las de PGPB

49.4%.

En 2009 el consumo final total de energía, que representó 58.1% del

consumo nacional, disminuyó 6.5%, derivado a la menor demanda de

combustibles del mercado nacional. El consumo no energético, es decir la

energía primaria y secundaria que se utiliza como materia prima, creció

2.6% y representó 2.8% del consumo nacional. El consumo energético,

el cual se refiere a los combustibles primarios y secundarios utilizados

para satisfacer las necesidades de energía de los sectores transporte,

industrial, residencial, comercial, público y agropecuario, abarcó 55.4%

del consumo nacional de energía.

3.7.1 Consumo final de energía

Como se muestra en el Cuadro 10, en 2009 el consumo final total de

energía, que es la suma del consumo no energético y el consumo

energético, mostró una disminución de 6.5% respecto a 2008, al

totalizar 4,795.2 PJ.

Cuadro 10. Consumo final total de energía (petajoules)

El consumo no energético, que representó 4.7% del consumo final,

aumentó 2.6%, como resultado del crecimiento de 3.1% anual en el uso

de productos no energéticos, que aportaron más del 80% de este

consumo (Figura 16). El consumo no energético de gas seco, cuya

participación fue 11.7%, se incrementó 1.2% respecto a 2008 por el

mayor consumo de la industria Petroquímica de Pemex. Las gasolinas y

naftas para consumo no energético disminuyeron 3.8% por el menor

consumo de gasolventes y gasnafta en otras ramas económicas. El

volumen de propanos y butanos que se consume como materia prima

aumentó de forma importante en 2009, razón por la cual el consumo no

energético de gas licuado de petróleo fue 1.9 veces mayor al de 2008. El

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Consumo final total 5,129.43 4,795.24 -6.5 100 100

Consumo no energético total 221.33 227.17 2.6 4.3 4.7

Petroquímica de Pemex 110.05 115.78 5.2 2.1 2.4

Otras ramas 111.28 111.39 0.1 2.2 2.3

Consumo energético total 4,908.10 4,568.07 -6.9 95.7 95.3

Transporte 2,433.35 2,224.50 -8.6 47.4 46.4

Industrial 1,402.93 1,283.62 -8.5 27.4 26.8

Residencial, comercial y

público922.68 913.42 -1.0 18.0 19.0

Agropecuario 149.15 146.53 -1.8 2.9 3.1




37


bagazo de caña utilizado como no energético cayó 23.3% respecto al

año previo.

El consumo de los sectores transporte, industrial, residencial, comercial,

público y agropecuario conformó el consumo energético total y totalizó

4,568.1 PJ en 2009, lo que implicó un aporte de 95.3% del consumo

final total.

Al desglosar por combustible, se puede concluir que la demanda de

gasolinas y naftas influyó de forma importante en el comportamiento del

consumo final energético, ya que además de aportar 32.8% de la energía,

existió una fuerte relación entre ambas variables (coeficiente de

correlación de 0.98). De 2008 a 2009, su consumo cayó 6.8% anual,

derivado en parte de la disminución de 6.5% en el poder calorífico neto

(PCN)12 de estos combustibles, mismo que en 2008 aumentó de forma

importante. El consumo de diesel, que representó 16.0% del consumo

energético, mostró una caída de 11.1%, resultado del menor consumo en

los sectores transporte, industrial, agropecuario y comercial. El consumo

de electricidad representó 14.4% del total y disminuyó a una tasa anual

de 0.8%, motivado por las disminuciones en los sectores industrial y

comercial. Por su parte, el consumo de gas seco mostró una disminución

de 8.6%, vinculado casi directamente con el comportamiento del

consumo del sector industrial, ya que 92.6% de este combustible se

destinó a este sector. En 2009 el consumo final energético de gas

licuado de petróleo disminuyó 9.5% respecto a 2008, resultado de la

caída generalizada en la demanda de este combustible en todos los

sectores que lo consumen.

12 Información proporcionada por Pemex.

Figura 16. Estructura del consumo final total por tipo de energético 2009

*Incluye carbón, coque de carbón, combustóleo y energía solar.


El consumo de biomasa, que representó 7.6% del consumo final

energético, fue 3.2% inferior al de 2008, debido al menor consumo de

leña en el sector residencial (-0.5%) y a la caída en el consumo de

bagazo de caña en el sector industrial (-10.4%). El consumo de coque

de petróleo en la industria disminuyó 10.5%, lo que ocasionó la caída, de

igual magnitud, en el consumo final energético de este combustible. La

demanda de querosenos cayó 15.1% como consecuencia del menor

Consumo

final no energético227.2 PJ

4.7%

Consumo

final energético4,568.1 PJ

95.3%

Bagazo 0.2%

GLP 1.2%

Gasolinas 5.8%

Gas seco 11.7%

Prod. no ener.

81.1%

Otros* 3.1%

Querosenos 2.4%

Coque pet. 2.8%

Biomasa 7.6%

Gas licuado 9.5%

Gas seco 11.3%

Electricidad 14.4%

Diesel 16.0%

Gasolinas 32.8%

38


consumo en el transporte aéreo. El carbón, coque de carbón y

combustóleo disminuyeron su consumo 19.7%, 13.1% y 12.4%,

respectivamente. En contraste, el consumo final de energía solar aumentó

20.2%, resultado del mayor consumo en los sectores residencial,

comercial e industrial. Aunque el consumo de energía solar ha sido

pequeño en contraste con el de otros energéticos (en 2009 su

participación fue 0.1%), éste ha aumentado de forma importante en los

últimos años. Durante el periodo 1999-2009 el consumo aumentó a una

tasa promedio de 15.4% anual.

3.7.1.1 Consumo final energético por sectores

En 2009 el consumo final energético disminuyó 6.9%, caída ligeramente

superior a la de la actividad económica (medida en función del PIB), cuya

disminución fue 6.5%13. Lo anterior fue impulsado en gran medida por la

menor demanda de combustibles en los sectores transporte e industrial,

resultado de la crisis financiera. Como se muestra en la Figura 17, el

sector transporte consumió 48.7% de dicha energía, por lo que se

mantuvo como el principal consumidor de energía en México. El sector

industrial le siguió en importancia, con una participación en el consumo

de 28.1%. Los sectores residencial, comercial y público emplearon

16.7%, 2.7% y 0.6%, respectivamente, de la energía para consumo

final. Por su parte, el sector agropecuario consumió 3.2% de la energía

final.

13 Producto Interno Bruto trimestral, base 2003, INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales

de México.

Figura 17. Consumo final energético por sector y energético 2009


- Sector agropecuario

Como se observa en el Cuadro 11, el consumo de energía en el sector

agropecuario disminuyó a una tasa de 1.8% anual de 2008 a 2009,

derivado de la caída de 6.0% en el consumo de diesel, principal

Querosenos 0.1%

Diesel 0.4%

Solar 0.7%

Gas seco 4.1%

Electricidad 27.8%

Leña 28.5%

Gas licuado 38.4%

Residencial, comercial y público

913 PJ (20%)

Gas seco 0.0%

Electricidad 0.2%

Combustóleo 0.2%

Gas licuado 1.8%

Querosenos 4.9%

Diesel 25.5%

Gasolinas 67.4%

Transporte

2,225 PJ (49%)

Solar 0.0%

Carbón 0.5%

Gas licuado 3.1%

Coque carb. 3.2%

Diesel 4.0%

Combustóleo 6.5%

Bagazo 6.8%

Coque pet. 10.1%

Electricidad 28.5%

Gas seco, 37.3%

Industrial

1,284 PJ (28%)

4,568 PJ

Diesel 73.6%

Electricidad 22.8%

Gas licuado 3.6%

Querosenos 0.0%

Agropecuario

147 PJ (3%)

39


energético en este sector. El aumento de 14.7% en el consumo de

electricidad se debió a la mayor utilización de energía para bombeo de

agua para riego, puesto que 2009 fue un año tipo seco.

La intensidad energética de este sector fue 0.46 KJ por peso de PIB

agropecuario14 producido, 3.5% inferior a la intensidad de 2008. Este

decremento fue resultado de la disminución en el consumo de energía y

el aumento de 1.8% en el PIB agropecuario entre 2008 y 2009.

Cuadro 11. Consumo de energía en el sector agropecuario

(petajoules)

- Sector residencial, comercial y público

El consumo de energía en el sector residencial disminuyó 1.2% en 2009

en relación con 2008, al totalizar 761.8 PJ (Cuadro 12). El consumo de

gas licuado de petróleo, principal energético utilizado en los hogares

14 Producto Interno Bruto trimestral, base 2003, Agricultura, ganadería,

aprovechamiento forestal, pesca y caza, INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales de

México.

mexicanos, cayó 4.3%, derivado de las medidas de ahorro adoptadas por

la población por la crisis financiera en 2009. Otro factor importante que

contribuyó a este comportamiento fue la adopción de nuevas tecnologías

en algunos hogares, como por ejemplo, los calentadores solares. El uso de

leña, que suministró 34.2% de la energía empleada en los hogares,

decreció 0.5%, resultado de la sustitución gradual de este combustible.

consumo de leña y carbón vegetal en México 1990-

número importante de viviendas que utilizan exclusivamente leña para

cocinar y otras que lo hacen en combinación con gas licuado de petróleo

(usuarios mixtos), y cuya proporción ha ido en aumento. El apoyo que se

ha dado a la población rural para la construcción e instalación de estufas

ahorradoras de leña, también ha propiciado esta disminución. Por su

parte, la electricidad registró un crecimiento anual de 3.7% y aportó

23.3% de la energía utilizada en este sector. Este aumento en el

consumo de electricidad se vio motivado en parte por la reducción en los

precios medios facturados en todas las tarifas del sector doméstico,

excepto en la 1D15 y la tarifa de alto consumo (DAC). El consumo de gas

seco disminuyó 5.3% en 2009. En buena medida, el aumento de 8.0%

en el precio final al público del gas natural para el sector residencial

influyó en dicha disminución. El empleo de calentadores solares y

módulos fotovoltaicos en el sector residencial aumentó 20.2% como

resultado, entre otros factores, del incremento en la capacidad instalada

de módulos fotovoltaicos. Este aumento se debió principalmente a varios

factores. Por un lado aumentó el número de contratos de interconexión a

baja tensión entre CFE y particulares que generan energía eléctrica con

renovables y por otra parte se establecieron nuevas empresas fabricantes

15 Doméstico con temperatura media mínima en verano de 31°C.

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Agropecuario 149.15 146.53 -1.75 100 100

Total de petroliferos 119.96 113.06 -5.8 80.4 77.2

Gas licuado 5.29 5.22 -1.3 3.5 3.6

Querosenos 0.04 0.05 19.3 0.0 0.0

Diesel 114.63 107.79 -6.0 76.9 73.6

Electricidad 29.19 33.48 14.7 19.6 22.8




40


de módulos fotovoltaicos en el país. La difusión de calentadores solares a

través del Programa para la Promoción de Calentadores Solares de Agua

en México (PROCALSOL) y el programa de INFONAVIT de Hipoteca

Verde también impulsó este crecimiento.

Cuadro 12. Consumo de energía en los sectores residencial, comercial y público (petajoules)

De 2008 a 2009, el sector comercial registró una disminución en la

demanda de combustibles de 2.2%, resultado principalmente del menor

consumo de gas licuado de petróleo (-3.6%), electricidad (-1.1%), gas

seco (-2.7%) y diesel (-6.0%). La situación económica de 2009 afecto

de forma importante en la demanda de los combustibles. La energía solar,

que aportó 2.1% de los requerimientos energéticos de este sector, creció

20.2%.

La intensidad energética del sector comercial fue 0.02 KJ por peso de PIB

de actividades terciarias16 producido, cifra 4.7% por arriba a la registrada

en 2008, derivado del mayor decremento del PIB (-6.6%), respecto al

del consumo de energía del sector comercial (-2.2%). El aumento de

10.3% en el consumo de electricidad del sector público para bombeo de

agua potable, aguas negras y alumbrado público se debió a que algunos

municipios que habían cambiado a la tarifa de alta tensión, regresaron a la

de servicios públicos por razones de costos.

- Sector transporte

En 2009 el consumo de energía en el sector transporte totalizó 2,224.5

PJ, lo que implicó una disminución de 8.6% respecto a 2008 (Cuadro

13). Esta disminución fue impulsada en su mayoría por la caída de 6.8%

en el consumo de gasolinas y naftas, que aportaron 67.4% de los

requerimientos de energía de este sector. La demanda de diesel, segundo

combustible en importancia en este sector y con una participación de

25.5%, disminuyó 11.9% respecto a 2008. Los querosenos, que

tuvieron una participación de 4.9%, mostraron una caída de 15.2% en su

consumo. El gas licuado de petróleo, utilizado en el autotransporte,

mostró un consumo 6.6% menor al de 2008 y aportó 1.8% del

consumo del sector. La demanda de electricidad en este sector tuvo una

16 Producto Interno Bruto trimestral, base 2003, Actividades terciarias, INEGI. Sistema

de Cuentas Nacionales de México.

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Residencial 770.86 761.79 -1.2 100 100

Solar 3.20 3.85 20.2 0.4 0.5

Leña 262.05 260.68 -0.5 34.0 34.2


Gas licuado 303.24 290.18 -4.3 39.3 38.1

Querosenos 0.83 0.84 0.9 0.1 0.1

Gas seco 30.71 29.08 -5.3 4.0 3.8

Electricidad 170.82 177.17 3.7 22.2 23.3

Comercial 126.35 123.55 -2.2 100 100

Solar 2.16 2.59 20.2 1.7 2.1


Gas licuado 62.69 60.42 -3.6 49.6 48.9

Diesel 3.55 3.33 -6.0 2.8 2.7

Gas seco 8.90 8.66 -2.7 7.0 7.0

Electricidad 49.06 48.54 -1.1 38.8 39.3

Público 25.47 28.09 10.3 100 100

Electricidad 25.47 28.09 10.3 100.0 100.0




41


participación de 0.2% y mostró un aumento de 0.5% respecto al año

previo. Finalmente, el consumo de gas seco, cuya aportación al consumo

del sector fue marginal, disminuyó 8.2%.

Figura 18. Consumo de energía del sector transporte 2009 (estructura porcentual por subsector y energético)


Por modalidad, en 2009 el autotransporte consumió 92.4% de la energía

del sector, 0.8 puntos porcentuales más que en 2008. Sin embargo, su

consumo disminuyó 7.8%, derivado en parte del aumento en los precios

y la caída en la actividad económica. Con base en las estadísticas de

vehículos de motor registrados en circulación del INEGI17 e información

de la población de CONAPO, en 2009 el número de automóviles por

habitante fue de 2.2, mientras que en 2008 fue de 2.1. No obstante, la

cantidad de energía consumida en el autotransporte por vehículo fue 6.0

GJ por vehículo, 0.9 GJ menos que en el año previo. Como se puede

apreciar en la Figura 18, las gasolinas y naftas aportaron la mayor parte

de la energía requerida por el autotransporte (72.8%), seguidas por el

diesel (25.2%) y el gas licuado de petróleo (1.9%). El consumo de gas

seco fue 0.54 PJ, no obstante su aportación al consumo del

autotransporte fue marginal.

En 2009 el transporte aéreo consumió 110.8 PJ, 15.2% menos que en

2008, resultado de la disminución en el consumo de querosenos,

principalmente por la caída de 12.9% en el número de operaciones de la

aviación comercial18. En 2009 el consumo por vuelo fue 176.9 GJ, 4.7

GJ menos que en 2008.

El consumo del transporte marítimo disminuyó 29.5% como

consecuencia de la caída en la demanda de diesel y combustóleo. La

disminución de 9.5% en el movimiento portuario de carga (toneladas

transportadas) y la caída de 12.7% en el número de pasajeros

transportados por barco19 derivó en la menor demanda de combustibles

17 Estimación del INEGI con base en las ventas reportadas por AMIA y ANPACT. 18 SCT. Aeropuertos y Servicios Auxiliares (ASA). 19 SCT. Coordinación General de Puertos y Marina Mercante (CGPyMM).

92.4%

5.0%

1.4%

1.0%

0.2%

Autotransporte

Aéreo

Marítimo

Ferroviario

Eléctrico

1%

99%

85%

15%

2%

73%

25%

Gas licuado

Gasolinas y naftas

Diesel

Gas seco

Querosenos

Combustóleo

Electricidad

99%

1%

42


en el transporte marítimo. En 2009 el consumo de energía por carga

transportada en el transporte marítimo fue 0.13 GJ por tonelada,

mientras que en 2008 fue 0.17 GJ por tonelada. En lo que respecta al

transporte de pasajeros, en 2009 se requirieron 2.8 GJ para mover un

pasajero, 0.7 GJ menos que en 2008. Cabe mencionar que para obtener

estos dos indicadores se utilizó el consumo marítimo total, dado que no

se dispone de información desagregada sobre el consumo de carga y

pasajeros.

El consumo de energía en el transporte ferroviario disminuyó 8.7%,

derivado principalmente de la caída de 13.1% en el consumo de diesel

del transporte ferroviario de carga, que demandó 98.2% de dicho

combustible en este subsector. El menor consumo se debió en parte a la

disminución de 9.4% en el volumen de carga transportado20.

En 2009 la cantidad de energía requerida para mover una tonelada vía

transporte ferroviario fue 0.26 GJ por tonelada, 4.0% inferior a 2008.

Por su parte, la cantidad de energía requerida en el transporte de

pasajeros fue 1.7 veces superior a la de 2008, derivado del mayor

consumo de los ferrocarriles suburbanos, que iniciaron operaciones en

junio de 2008 en el área metropolitana de la Ciudad de México. En 2009

se utilizaron 0.02 GJ por pasajero, mientras que en 2008 éste indicador

fue 0.03 GJ por pasajero.

El consumo del transporte eléctrico, que considera los consumos del

Sistema de Transporte Eléctrico del D.F., el Tren Eléctrico Urbano de

Guadalajara, el Sistema de Transporte Colectivo Metrorrey y el Sistema

de Transporte Colectivo Metro, totalizó 3.88 PJ en 2008, cifra 0.4%

20 Con información de SCT, Dirección General de Transporte Ferroviario y Multimodal.

superior a 2008. A excepción del consumo del Metrorrey, que aumentó

20.9% derivado del aumento en los kilómetros recorridos, todos los

sistemas de transporte eléctrico del país mostraron disminuciones en sus

consumos de electricidad. No obstante, tanto el tren eléctrico de

Guadalajara como los trenes eléctricos y metro del D.F. incrementaron los

kilómetros recorridos. La cantidad de energía consumida por pasajero fue

2.54 MJ para los trenes eléctricos y metro del D.F., 1.31 MJ para el tren

eléctrico de Guadalajara y 1.11 MJ para el Metrorrey. Las ganancias o

pérdidas de este indicador para cada uno de estos sistemas de transporte

fueron 0.1 MJ, -0.1 MJ y -0.3 MJ, respectivamente.

Cuadro 13. Consumo de energía en el sector transporte (petajoules)

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Transporte 2,433.35 2,224.50 -8.6 100 100

Autotransporte 2,230.00 2,056.17 -7.8 91.6 92.4

Gas licuado 41.68 38.94 -6.6 1.7 1.8

Gasolinas 1,606.47 1,497.82 -6.8 66.0 67.3

Diesel 581.27 518.87 -10.7 23.9 23.3

Gas seco 0.58 0.54 -8.2 0.0 0.0

Aéreo 130.61 110.81 -15.2 5.4 5.0

Gasolinas 1.04 0.94 -9.6 0.0 0.0

Querosenos 129.57 109.87 -15.2 5.3 4.9

Marítimo 44.44 31.33 -29.5 1.8 1.4

Diesel 38.67 26.56 -31.3 1.6 1.2

Combustóleo 5.77 4.77 -17.5 0.2 0.2

Ferroviario 24.43 22.31 -8.7 1.0 1.0

Diesel 24.30 22.17 -8.7 1.0 1.0

Electricidad 0.14 0.14 1.6 0.0 0.0

Eléctrico 3.86 3.88 0.4 0.2 0.2

Electricidad 3.86 3.88 0.4 0.2 0.2




43


- Sector industrial

De 2008 a 2009, el consumo de combustibles del sector industrial

disminuyó 8.5%, caída inferior a la del PIB manufacturero, que fue de

10.2%21. Esta disminución fue producto de la caída generalizada en la

demanda de energéticos de todas las ramas industriales, a excepción de la

industria de la celulosa y el papel. La intensidad energética global de la

industria, medida en función del PIB manufacturero, fue 922.0 KJ por

peso de PIB producido, 1.9% por arriba de la intensidad de 2008.

El consumo de gas seco, combustible más utilizado en la industria al

aportar 37.3% del consumo del sector, totalizó 478.7 PJ en 2009, lo

que implicó una disminución de 8.9%, resultado principalmente de la

caída en la demanda de este energético en las industrias Petroquímica de

Pemex, siderurgia, química y vidrio. En la Figura 19 se muestra la

participación del consumo de las industrias más intensivas en uso de gas

seco y otros combustibles. El consumo de electricidad fue equivalente a

365.8 PJ y representó 28.5% del consumo industrial. Éste disminuyó

4.6%, derivado de la caída generalizada en la demanda de electricidad de

todas las ramas industriales, a excepción de la industria azucarera.

El consumo de petrolíferos (combustóleo, diesel y gas licuado de

petróleo), que en conjunto contribuyeron con 13.7% de la demanda al

sumar 175.3 PJ, descendió 11.0%, resultado del menor consumo de

estos combustibles en todas las ramas, con excepción de la industria

Petroquímica de Pemex, que aumentó su consumo de petrolíferos 8.6%

derivado del mayor consumo de diesel.

21 Producto Interno Bruto trimestral, base 2003, industrias manufactureras, INEGI.

Sistema de Cuentas Nacionales de México.

Figura 19. Consumo de los principales energéticos por rama 2009


Cemento

64%

Las demás

32%

Siderurgia 4%

Coque de petróleo, 129 PJ

Las demás

81%

Siderurgia 7%

Minería 5%Cemento 4%

Papel 3%

Electricidad, 366 PJ

Siderurgia

18%

Las demás

45%

Química 10%Vidrio 9%

PQ 18%

Gas seco, 479 PJ

Las demás

56%

Construcción

18%

Minería 10%

Química 9%

Aguas

envasadas 7%

Diesel, 52 PJ

Papel 12%

Química 10%

Siderurgia 8%

Cemento 7%Las demás

63%

Combustóleo, 84 PJ

Las demás

86%

Minería 9%

Aguas

envasadas 3%

Química 2%

Gas licuado, 39 PJ

44


Los requerimientos de coque de petróleo en la industria, con una

aportación de 10.1% al consumo de este sector, fueron equivalentes a

129.4 PJ, 10.5% inferior a lo consumido en 2008. Lo anterior fue

resultado del menor consumo de coque de petróleo en la industria

cementera, siderúrgica y química.

Cuadro 14. Consumo de energía en el sector industrial (petajoules)

El consumo del bagazo de caña totalizó 87.3 PJ, cifra 10.4% inferior a la

de 2008, y aportó 6.8% de la energía utilizada en el sector industrial. El

consumo de carbón y coque de carbón sumó 46.7 PJ, 14.0% menos que

en 2008. Esta disminución resultó principalmente por la caída en el

consumo de coque de carbón en las industrias siderúrgica y minera, y la

menor demanda de carbón en la industria cementera. En conjunto, ambos

combustible aportaron 3.6% de los energéticos requeridos por la

industria. El empleo de energía solar para satisfacer necesidades

energéticas en este sector totalizó 0.3 PJ. Aunque su aportación a la

canasta de combustibles de la industria fue marginal, ha mostrado un

crecimiento constante en los últimos años.

A continuación se detalla el consumo de combustibles para las ramas más

intensivas en uso de energía (Cuadro 14 y la Figura 21). No se toma en

todas aquellas

industrias para las cuales no ha sido posible identificar su consumo de

forma específica. En el Cuadro 16 se presentan los indicadores de

intensidad energética de las ramas industriales correspondientes a 2008 y

2009. En la Figura 20 se muestra la evolución de dichos indicadores a lo

largo del periodo 2000 a 2009.

- Siderurgia

La industria siderúrgica consumió la mayor parte de la energía del sector,

es decir 151.3 PJ. Este consumo mostró una disminución de 17.2%,

resultado principalmente de la caída de 22.3% en el consumo de gas

seco, que aportó 48.7% de los requerimientos de esta industria, la

disminución de 13.1% en la demanda de coque de carbón, que tuvo una

participación de 26.2% y el descenso de 4.6% en el consumo de

electricidad, que aportó 17.3%. Estas disminuciones obedecieron a

Variación

2008 2009 porcentual (%) 2008 2009

2009/2008 % %

Total 1,402.93 1,283.62 -8.5 100 100

Otras ramas 543.81 515.56 -5.2 38.8 40.2

Siderurgia 182.82 151.30 -17.2 13.0 11.8

Cemento 128.78 123.35 -4.2 9.2 9.6

Azúcar 103.35 90.97 -12.0 7.4 7.1

Pemex Petroquímica 94.44 85.46 -9.5 6.7 6.7

Química 100.13 81.95 -18.2 7.1 6.4

Minería 72.04 65.46 -9.1 5.1 5.1

Celulosa y papel 51.28 51.87 1.2 3.7 4.0

Vidrio 54.74 50.36 -8.0 3.9 3.9

Cerveza y malta 19.59 18.16 -7.3 1.4 1.4

Construcción 12.18 12.00 -1.5 0.9 0.9

Aguas envasadas 12.95 11.99 -7.4 0.9 0.9

AutomotrIz 10.29 9.70 -5.8 0.7 0.8

Hule 7.69 7.28 -5.4 0.5 0.6

Aluminio 4.34 4.08 -6.1 0.3 0.3

Fertilizantes 4.05 3.73 -7.9 0.3 0.3

Tabaco 0.43 0.39 -8.8 0.0 0.0




45


diversos factores, entre los que destacaron el incremento en los precios

de los energéticos como el gas seco y el combustóleo, el

aprovechamiento de otros combustibles como el gas de coque para

cogeneración, la sustitución de motores eléctricos, mejoras en los

procesos de combustión y al resultado de programas de eficiencia

energética que ha llevado a cabo la industria. En 2009 el indicador de

intensidad energética, que representa la cantidad de energía utilizada para

producir una tonelada de acero líquido, fue 10.84 GJ por tonelada, 0.22

GJ por arriba de 2008. Este aumento se debió a la caída menos

pronunciada en el consumo de combustibles respecto a la de la

producción de acero líquido, que fue de 18.9%22. Por otro lado, la

autogeneración de esta rama, que representó 7.8% de los requerimientos

de electricidad, totalizó 2.2 PJ (Cuadro 17), cifra 5.6% inferior a 2008.

- Cemento

En 2009 el consumo de energía en la industria del cemento,

considerando fuentes alternativas, totalizó 130.2 PJ, lo que implicó una

disminución de 2.8% respecto a 2008 (Cuadro 15). El coque de

petróleo aportó 70.3% de los requerimientos energéticos de esta rama,

0.8 puntos porcentuales por arriba de la participación de 2008; no

obstante, su consumo cayó 1.7%.

El consumo de electricidad, que tuvo una participación de 8.5% (2.5

puntos porcentuales menos que en 2008), disminuyó 25.2%. El

combustóleo, con una aportación de 5.0% e igual a la de 2008,

disminuyó 4.8% su consumo. El consumo de carbón mineral tuvo una

disminución de 13.5%. En 2009 su participación en el consumo de las

22 World Steel Association.

cementeras fue 4.2%, mientras que en 2008 ésta fue 4.7%. Tal como se

pude apreciar en el Cuadro 15, el consumo de llantas usadas como fuente

alternativa de energía tuvo una participación de 1.1% en el consumo

final total, 0.3 puntos porcentuales por debajo de 2008. En 2009 los

residuos líquidos aportaron 0.5% de los requerimientos de energía de la

rama, 0.1 puntos porcentuales menos que en el año previo.

Cuadro 15. Consumo de energía en la industria del cemento incluyendo fuentes alternativas (petajoules)

Contrario a estos comportamientos, el consumo de gas seco mostró un

aumento de 13.0%, razón por la cual su participación pasó de 5.7% en

2008 a 6.6% en 2009. El empleo de residuos sólidos como fuente de

energía totalizó 4.7 PJ, lo que se tradujo en una participación de 3.6%,

1.8 puntos porcentuales por arriba de 2008. En 2009 la demanda de

diesel, que aportó el 0.1% restante, fue 1.3 veces mayor a la de 2008.

2008 2009

Consumo final total1 133.95 130.22 -2.8 100 100

Carbón 6.26 5.42 -13.5 4.7 4.2

Hidrocarburos 107.75 106.88 -0.8 80.4 82.1

Electricidad 14.77 11.05 -25.2 11.0 8.5

Fuentes alternativas 5.17 6.87 32.9 3.9 5.3

Residuos sólidos 2.34 4.67 99.8 1.7 3.6

Residuos líquidos 0.91 0.70 -23.4 0.7 0.5

Llantas 1.92 1.50 -21.9 1.4 1.1

Se utilizó un PCN de 30.4 GJ/ton. para llantas, 15.2 GJ/ton. para residuos sólidos y

13.4 GJ/ton. para residuos líquidos

2008 2009

Variación

porcentual (%)

2009/2008

1 Incluye fuente alternativas de energía.


Estructura

porcentual (%)

46


Las caídas en los consumos de algunos combustibles convencionales se

debieron principalmente a la sustitución de éstos, como el carbón mineral,

por fuentes alternativas, las cuales mostraron en conjunto un aumento de

32.9% en conjunto. La industria cementera también llevó a cabo

acciones para mejorar los procesos de combustión y para reducir el

consumo de electricidad, a través del cambio de luminarias. Lo anterior,

aunado a la disminución de 6.1% en la producción de clinker, derivó en

una disminución de 1.0% en la cantidad de energía necesaria para

producir una tonelada de clinker, la cual fue equivalente a 3.0 GJ por

tonelada.

- Azúcar

El consumo de la industria azucarera sumó 91.0 PJ, 12.0% inferior a lo

registrado en 2008. El bagazo de caña fue el combustible más utilizado al

alcanzar una participación de 92.3%. El consumo de este energético

mostró una disminución de 10.1% respecto a 2008. El combustóleo,

que aportó 7.2% de la energía requerida por esta industria, disminuyó su

consumo 30.6%. Estas disminuciones resultaron, en parte, por el menor

empleo de estos dos combustibles para autogeneración. Contrario a este

comportamiento, el consumo de electricidad aumentó 5.2% y su

participación en 2009 fue 0.4%. Lo anterior fue resultado de la

disminución de 2.2% en la autogeneración, equivalente a 2.5 PJ (Cuadro

17) e igual a 88.0% de la electricidad utilizada en esta industria, que

tuvo que ser compensada con la compra de electricidad. El consumo de

diesel, con una participación de 0.1%, cayó 26.7%. De acuerdo con

información de la Cámara Nacional de las Industrias Azucarera y

Alcoholera, en 2009 hubo una sustitución del combustóleo utilizado

como generador de energía para la industrialización de la caña en los

ingenios por bagazo de caña, derivado de la instalación de calderas más

eficientes. Por otro lado, se llevaron a cabo mejoras en los sistemas de

generación y distribución de vapor y en los procesos de combustión. En

consecuencia, y aunado a la disminución de 10.1% en la producción de

azúcar23, la intensidad energética de esta rama fue 18.34 GJ por tonelada

de azúcar producida, 2.4% inferior a la de 2008.

- Petroquímica de Pemex

La industria Petroquímica de Pemex consumió 85.5 PJ en 2009, 9.5%

menos que en el año previo. Esta disminución se debió, en su mayor

parte, a la caída de 9.6% en el consumo de gas seco, principalmente en

La Cangrejera. Este energético aportó 99.1% de la energía utilizada,

mientras que el diesel contribuyó con 0.6% y el combustóleo con 0.3%.

Cabe mencionar que la totalidad de la energía consumida por

Petroquímica de Pemex fue autogenerada (Cuadro 17). En 2009 su

generación bruta fue 7.5 PJ, 1.7% por arriba de 2008. La intensidad

energética de esta rama fue 11.26 GJ por tonelada producida, 6.5%

inferior a 2008. Lo anterior fue resultado de la disminución de 3.2% en

su producción, la cual fue menor a la caída en el consumo de energéticos.

- Química

El consumo de la industria química sumó 81.9 PJ. En 2009 esta industria

registró la caída más pronunciada respecto a 2008, la cual fue

equivalente a 18.2%. 59.9% de la energía utilizada la aportó el gas seco,

10.0% el combustóleo, 21.8% la electricidad, 6.0% el diesel, 1.3% el

coque de petróleo y 1.0% el gas licuado de petróleo. El consumo de

23 Desarrollo Agroindustrial de la Caña de Azúcar, Ciclos 1998/1999-2008/2009,

Décimo Séptima Edición.

47


todos los combustibles disminuyó, destacando la menor demanda de

coque de petróleo, que fue 11 veces menor a la de 2008. Esta caída se

explicó principalmente por la acumulación de inventarios, previa a 2009,

mismos que fueron consumidos en este último año. En contraste, la

autogeneración de electricidad fue 1.4 veces mayor en 2009 con

respecto a 2008, al totalizar 3.1 PJ (Cuadro 17) y aportar 14.8% de la

electricidad a la industria.

- Minería

La industria de la minería consumió 65.5 PJ, 9.1% menos que en 2008.

El consumo de gas seco, que aportó 46.1% de los requerimientos

energéticos de esta industria, disminuyó 10.9%. La electricidad, con una

participación de 29.7%, redujo 7.0% su consumo. La demanda de

combustóleo cayó 0.2% y aportó 9.1% del consumo de la minería. El

diesel, con una participación de 8.7%, disminuyó 8.6% su utilización. El

gas licuado de petróleo aportó 4.6% de la energía y el coque de carbón

1.8%. Las disminuciones en el consumo de dichos combustibles fueron

18.4% y 15.0%, respectivamente. Las medidas de ahorro de energía en

horas punta, como por ejemplo el cambio de luminarias, y la renovación

de motores de baja eficiencia emprendida por varias empresas, fueron

factores importantes para la caída en el consumo de energía. En lo que

respecta a la autogeneración de electricidad, ésta aumentó 53.3% en

relación con 2008, al totalizar 0.8 PJ y representó 3.9% de la electricidad

utilizada por esta industria. Como se puede ver en el Cuadro 16, la

cantidad de energía requerida para producir una tonelada de mineral fue

equivalente a 16.25 GJ por tonelada, 0.7 GJ por debajo de 2008. Esta

disminución se debió, en parte, a la disminución de 5.5% en la

producción minera, como resultado de la caída en los precios de casi

todos los productos minerales, con excepción del oro24.

- Celulosa y papel

La industria de la celulosa y papel consumió 51.9 PJ en 2009, 1.2% por

arriba de su consumo en 2008. Este crecimiento se debió al aumento de

4.5% en el consumo de gas seco, que aportó 55.9% de la energía

utilizada. Este aumento derivó, en parte, de la sustitución de combustóleo

por este combustible, implementado por algunas empresas. Contrario a

este comportamiento, el resto de los combustibles utilizados por esta

industria mostraron disminuciones en sus consumos. La demanda de

combustóleo cayó 0.2% y su participación fue 21.0%. La electricidad,

con una participación de 19.7%, disminuyó su consumo 2.0%. El

consumo de diesel, que representó 2.5% de la demanda de esta rama,

mostró una disminución de 11.7%. El gas licuado de petróleo aportó

0.9% al consumo y disminuyó 1.9%. En 2009 esta industria autogeneró

2.5 PJ (Cuadro 17), 19.6% de la electricidad consumida, y mostró un

aumento de 15.2% en relación con el año previo. La intensidad

energética de esta rama pasó de 9.35 GJ por tonelada en 2008 a 9.56 GJ

por tonelada en 2009, es decir, hubo un aumento de 2.3% en la cantidad

de energía necesaria para producir una tonelada. El incremento en el

consumo de energía, aunado a la disminución de 1.1% en la producción

de celulosa y papel25, ocasionó el aumento en la intensidad energética.

No obstante, varias empresas de esta rama llevaron a cabo diversas

acciones encaminadas a la eficiencia energética, como mejoras en los

24 Cámara Minera de México, Informe Anual 2010. 25 ForeSTAT, Organización de las Naciones Unidades para la Agricultura y la

Alimentación.

48


sistemas de generación y distribución de vapor y en los procesos de

combustión, cambio y asilamiento en equipos y tuberías y sustitución de

motores eléctricos.

- Vidrio

La industria del vidrio requirió 50.4 PJ en su proceso productivo, 8.0%

por debajo de los requerimientos de 2008. El gas seco cubrió 83.7% de

las necesidades energéticas de esta industria y registró una caída de

8.3%. El consumo de electricidad, cuya participación fue 8.0%, cayó

5.7%. El combustóleo, que aportó 7.7% de la energía a esta industria,

mostró una disminución de 7.1% en su consumo. El consumo de diesel y

gas licuado de petróleo, cada uno con una participación de 0.3%, cayó

9.9% y 0.8%, respectivamente. El consumo de coque de petróleo se

mantuvo en 0.01 PJ en 2009.

- Cerveza y malta

La industria cervecera consumió 18.2 PJ en 2009, 7.3% por debajo de

2008. El consumo de gas seco fue equivalente a 42.6% de la demanda

de esta industria y disminuyó 8.1%. El combustóleo, que aportó 35.8%

de la energía, mostró una disminución de 8.7% en su consumo. 17.0%

de la energía utilizada fue abastecida por la electricidad, misma que cayó

4.3%. El gas licuado de petróleo, con una participación de 3.9%,

incrementó su consumo 2.6%. Finalmente, el diesel, que aportó 1.7% al

consumo del sector, disminuyó 8.4% su demanda. La autogeneración de

esta rama fue equivalente a 1.5 PJ (Cuadro 17), 7.6% por debajo de

2008. En 2009 la electricidad autogenerada representó 32.7% del

consumo de este energético. Tal como se aprecia en el Cuadro 16, la

intensidad energética de esta rama fue 2.21 MJ por litro producido, 7.9%

por debajo de 2008, resultado de la disminución en el consumo y el

aumento de 0.7% en la producción de cerveza.

- Construcción

En 2009 la industria de la construcción disminuyó 1.5% su consumo

energético, al totalizar 12.0 PJ. Esta disminución resultó por la caída en el

consumo de diesel (1.1%) y electricidad (4.0%), y cuyas participaciones

en la demanda de energéticos de esta industria fueron 86.4% y 13.6%,

respectivamente. La intensidad energética, medida en función del PIB de

la construcción, fue equivalente a 22.3 KJ por peso de PIB, 6.5% mayor

a la intensidad de 2008. Lo anterior fue resultado de la caída más

pronunciada del PIB de la construcción26 (7.5%) respecto a su consumo

de combustibles, resultado de la crisis financiera que se vivió en 2009.

- Aguas envasadas

La industria de aguas envasadas, que incluye la producción de refrescos,

aguas envasadas, bebidas energéticas y jugos, mostró una disminución de

7.4% en su consumo, al demandar 12.0 PJ. En 2009 la canasta de

energéticos de esta rama se integró de la siguiente manera: 29.7% diesel,

24.4% gas seco, 24.2% electricidad, 11.9% combustóleo y 9.9% gas

licuado de petróleo. Con excepción del gas licuado de petróleo, que

mostró un incremento de 1.0% en su consumo, la demanda del resto de

los combustibles disminuyó 10.1%, 9.0%, 5.2% y 8.0%,

respectivamente. La intensidad energética de esta rama en 2009 fue

0.56 MJ por litro, 11.9% por debajo de 2008. Esta disminución en la

26 Producto Interno Bruto trimestral, base 2003, industrias manufactureras, INEGI.


49


intensidad energética resultó por el aumento de 5.0% en la producción27,

asociado a la caída en el consumo de energéticos.

- Automotriz

En 2009 el consumo de la industria automotriz en el país mostró un

retroceso de 5.8% respecto a 2008, al totalizar 9.7 PJ. La electricidad,

que representó 68.7% de la demanda de energéticos, cayó 5.5%. El

consumo de gas seco disminuyó 7.3% y tuvo una participación de

21.4%. La demanda de diesel mostró un retroceso de 9.0% y aportó

5.6% de la demanda total de esta industria. En contraste, el gas licuado

de petróleo aumentó 2.7% su consumo y tuvo una participación de

4.3%. De acuerdo con información de la Asociación Mexicana de la

Industria Automotriz (AMIA) y la Asociación Nacional de Productores de

Autobuses, Camiones y Tractocamiones (ANPACT), en 2009 se

produjeron 1,559 automóviles (incluyendo camiones, tractocamiones y

autobuses integrales), 27.9% menos que en 2008. La magnitud de la

disminución en el consumo de energéticos fue menor a la caída en la

producción, lo que ocasionó que la intensidad energética aumentara

30.8%, al ser equivalente a 6.22 MJ por unidad producida.

- Hule

La industria hulera consumió 7.3 PJ en 2009, cifra 5.4% por debajo de

2008. El consumo de gas seco, que aportó 52.4% de la energía de esta

rama, cayó 9.3%. El diesel disminuyó 8.9% su consumo y tuvo una

participación de 21.2%. La demanda de electricidad, cuya participación

fue equivalente a 18.8%, aumentó 14.4%. El combustóleo aportó 7.3%

27 Encuesta Industrial Mensual (EIM) del INEGI.

de la energía de la rama y mostró una disminución de 8.5%. Al igual que

la electricidad, el consumo de gas licuado de petróleo mostró un

incremento de 14.2% y tuvo una aportación de 0.3%.

- Aluminio

En 2009 la demanda de energéticos de la industria del aluminio totalizó

4.1 PJ, 6.1% inferior a 2008. Exceptuando el consumo de gas licuado de

petróleo, que aumentó 1.0%, la demanda de electricidad disminuyó

5.0%, la de gas seco 9.2% y la de diesel 10.5%. La aportación al

consumo energético de esta rama por combustible fue 72.5% de

electricidad, 26.1% de gas seco, 1.1% de gas licuado de petróleo y 0.3%

de diesel.

- Fertilizantes

El consumo de la rama de los fertilizantes disminuyó 7.9% y fue

equivalente a 3.7 PJ. La caída de 7.4% en el consumo de gas seco, que

aportó 83.0% de la energía, aunado a las disminuciones de 10.0% y

10.9% en los consumos de electricidad (13.4% de participación) y

diesel (3.6% de participación), respectivamente, ocasionaron la menor

demanda de energéticos de esta industria. En 2009 la autogeneración

representó 29.6% del consumo de electricidad y fue equivalente a 0.21

PJ, 7.2% menor a 2008. La intensidad energética de esta industria fue

4.54 GJ por tonelada, lo que implicó un aumento de 19.0% en la energía

requerida para producir una tonelada de productos fertilizantes. Lo

anterior resultó por la disminución de 22.6% en la producción, la cual fue

más pronunciada que la caída en la demanda de combustibles.

50


- Tabaco

En 2009 la industria tabacalera en México consumió 0.4 PJ, 8.8%

menos que en el año previo. El gas seco aportó 49.2% de la demanda

energética de esta industria y tuvo una disminución de 10.8% en su

consumo. La demanda de electricidad fue equivalente a 47.5% del

consumo total y cayó 6.4%. El combustóleo, que aportó 2.6%, registró

un retroceso en su consumo de 12.1%. El consumo de diesel disminuyó

10.8% y participó con 0.6%. La intensidad energética de esta rama fue

0.17 MJ por cajetilla producida, 5.2% menor a 2008. Este avance se

debió a la mayor disminución de la energía empleada por la industria,

respecto a la caída en la producción, que fue 3.8%28.

Cuadro 16. Indicadores de intensidad energética en el sector industrial

28 Encuesta Industrial Mensual (EIM) del INEGI.

Figura 20. Evolución de los indicadores de intensidad energética por rama industrial


Nota: Únicamente se incluyen las intensidades energéticas en GJ por

tonelada.

2008 2009

Azúcar GJ/ton 18.72 18.34 -2.1

Minería GJ/ton 16.91 16.25 -3.9

PQ Pemex GJ/ton 12.04 11.26 -6.5

Siderurgia GJ/ton 10.62 10.84 2.0

Celulosa y papel GJ/ton 9.35 9.56 2.3

Fertilizantes GJ/ton 3.81 4.56 19.6

Cemento GJ/ton 3.03 3.00 -1.0

Cerveza y malta MJ/litro 2.40 2.21 -7.9

Aguas envasadas MJ/litro 0.63 0.56 -11.9

Automotriz MJ/unidad 4.76 6.22 30.8

Tabaco MJ/cajetilla 0.18 0.17 -5.2

Fuente: Cálculos propios con información de la ECESI, EIM (INEGI), EIMM (INEGI),

Pemex, ForeSTAT (FAO), World Steel Association, CNIAA, AMIA y ANPACT.

Rama industrial

Variación

porcentual (%)

2009/2008

Intensidad energéticaUnidades

6

10

14

18

22

26

30

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

GJ/

ton

Azúcar

Minería

PQ Pemex

Siderurgia

0

2

4

6

8

10

12

14

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

GJ/

ton

Celulosa y papel

Fertilizantes

Cemento

51


Figura 21. Consumo de energía por rama industrial y estructura porcentual por tipo de energético 2009 (petajoules)

515.6

151.3 123.391.0 85.5 81.9 65.5 51.9

0

100

200

300

400

500

600

Otr

as r

amas

Sid

eru

rgia

Cem

ento

Azú

car

PQ

Pem

ex

Qu

ímic

a

Min

ería

Cel

ulo

sa y

pap

el

50.36

18.1612.00 11.99 9.70 7.28

4.08 3.730.39

0

10

20

30

40

50

60

Vid

rio

Cer

veza

y m

alta

Co

nst

rucc

ión

Ag

uas

en

vasa

das

Au

tom

otr

Iz

Hu

le

Alu

min

io

Fer

tiliz

ante

s

Tab

aco

24.9%

4.9%

1.9%

90.4%

0.7%

8.2%

77.7%

9.3%

0.7%

27.2%

22.0%

25.2%

8.2%

40.6%

86.0%

51.6%

9.7%

29.8%

1.3%

3.8%

2.7%

23.4%

51.9%

5.9%

99.3%

54.0%

47.0%

54.3%

84.0%

42.9%

24.8%

21.8%

54.7%

27.0%

82.5%

50.7%

26.6%

15.0%

11.5%

0.3%

18.8%

29.1%

20.5%

7.8%

16.5%

14.0%

23.6%

68.5%

15.5%

71.7%

13.7%

46.6%

49.0% 0.05%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%

Siderurgia

Cemento

Azúcar

PQ Pemex

Química

Minería

Celulosa y papel

Vidrio

Cerveza y malta

Construcción

Aguas envasadas

AutomotrIz

Hule

Aluminio

Fertilizantes

Tabaco

Otras ramas industriales

Carbón y coque de carbón Bagazo de caña Petrolíferos Gas seco Electricidad Solar

52


3.8 Autogeneración de energía eléctrica

Como se muestra en el Cuadro 17 y conforme a la información

proporcionada por la CRE, la capacidad de autogeneración de energía

eléctrica autorizada en 2009 ascendió a 7,982.3 MW, 11.8% por arriba

de 2008. De acuerdo con la estructura porcentual de la capacidad de

autogeneración de electricidad, los organismos subsidiarios de Pemex29

concentraron en conjunto 31.5% y mostraron un incremento en su

capacidad de 16.7%. La administración pública y defensa, la industria

minera, las sociedades de autoabastecimiento y cogeneración y la

industria textil registraron aumentos en su capacidad superiores a 10%.

En contraste, la industria azucarera, química y la Compañía de Nitrógeno

de Cantarell (CNC) disminuyeron su capacidad en 2009 en relación con

2008.

La autogeneración de energía totalizó 93.2 PJ, 0.25 PJ por debajo de

2008. 46.6% de dicha electricidad fue autogenerada por las sociedades

de autoabastecimiento y cogeneración, 27.8% por Pemex, 16.5% por la

industria en su conjunto, 8.7% por la CNC y 0.4% por el sector

comercial y servicios. Dentro de la industria, las ramas que más utilizaron

los esquemas de autogeneración fueron química (20.2%), celulosa y

papel (16.2%), azúcar (16.1%) y siderurgia (14.4%). En 2009 la

canasta de energéticos para autogeneración de electricidad se compuso

de la siguiente manera, gas seco 64.1%, combustóleo 17.7%, coque de

petróleo 13.4%, diesel 1.3%, energía eólica 1.3%, agua 1.0%, y el 1.2%

restante bagazo de caña, biogás, vapor y reacción química exotérmica.

29 Pemex Exploración y Producción (PEP), Pemex Gas y Petroquímica Básica (PGPB),

Pemex Refinación (PREF), Pemex Petroquímica (PPQ).

Cuadro 17. Autogeneración de energía eléctrica Estructura

(%)Variación (%)

2008 2009 2009 2008 2009 2009/2008

Total 7,142.7 7,982.3 100 93.49 93.24 -0.3

CNC 369.4 369.4 4.6 8.30 8.11 -2.3

PEP 513.5 513.5 6.4 3.20 3.57 11.5

PGPB 391.1 731.1 9.2 5.09 4.82 -5.4

PREF 682.7 703.7 8.8 10.79 9.96 -7.7

PPQ 569.6 569.6 7.1 7.41 7.53 1.7

Minería 137.7 188.2 2.4 0.52 0.79 53.3

Azúcar 444.0 425.5 5.3 2.55 2.49 -2.2

Siderurgia 311.3 311.3 3.9 2.35 2.22 -5.6

Celulosa y papel 270.9 270.9 3.4 2.16 2.49 15.2

Química 307.0 294.7 3.7 2.16 3.11 44.1

Resto ind. alimenticia,

bebidas y tabaco194.1 195.1 2.4 1.41 1.35 -4.1

Cerveza y malta 154.2 154.2 1.9 1.60 1.48 -7.6

Fertilizantes 12.0 12.0 0.2 0.23 0.21 -7.2

Textil 29.1 33.5 0.4 0.19 0.26 42.7

Farmaceútico 30.7 33.7 0.4 0.10 0.14 36.5

Comercial y servicios 360.4 366.6 4.6 0.40 0.42 5.6

Admon. pública y defensa 18.3 28.3 0.4 0.01 0.01 -39.5

Soc. autoabast. y cogene. 1,908.1 2,334.7 29.2 44.23 43.42 -1.8

Otras ramas e industrias 438.7 446.4 5.6 0.82 0.88 7.5Fu entes: In forme Estadístico de Operación Eléctrica de Permisos de Autoabastecimiento, Cogeneración y

Pequeña Producción, Comisión Reguladora de Energía, cálculos IMP.

Capacidad (MW)Generación bruta

(PJ)

53


4. Emisiones de gases de

efecto invernadero del

sector

La energía es un factor fundamental en el desarrollo económico y social

de nuestro país. No obstante, su producción, transformación y consumo

tienen implicaciones importantes sobre las emisiones de Gases de Efecto

Invernadero (GEI). Por ello, para lograr la mitigación efectiva de las

emisiones, se requiere ser eficiente al producir y usar la energía.

De acuerdo con información de la Agencia Internacional de Energía, el

sector energético contribuye con aproximadamente 80% de las

emisiones de GEI en el mundo30. En su mayoría, estas emisiones se

derivan de la combustión (al liberarse CO2 como resultado de la oxidación

de carbono en los combustibles), aunque también considera las

emisiones fugitivas (liberación de gases como metano, CH4, que resulta

de los procesos de producción, transformación, distribución,

almacenamiento y uso de energéticos). Si únicamente se consideran las

emisiones por combustión, el sector energético mundial aporta

aproximadamente 60% de éstas.

En la Figura 22 se puede observar la relación que existe entre el

comportamiento del consumo nacional de energía en nuestro país y las

30 CO2 Emissions from Fuel Combustion, Edición 2009, AIE.

emisiones de CO2 del sector. De 2000 a 2009 la tasa de crecimiento

promedio anual del consumo de energía fue 2.2%, mientras que las

emisiones crecieron 1.7% en promedio anual. En 2009 92.7% de la

oferta interna bruta (equivalente al consumo nacional de energía)

provino de combustibles fósiles, mientras que el 7.3% restante fue

aportada por combustibles no fósiles, que son considerados como limpios.

La alta dependencia en los combustibles fósiles ha sido un factor

determinante en el comportamiento ascendente de las emisiones del

sector en los últimos años.

Figura 22. Evolución del consumo nacional de energía y las emisiones de CO2 equivalentes del sector energético

Fuente: SENER e INE. Cálculos propios utilizando la metodología del IPCC,

método sectorial.

En 2009 las emisiones totalizaron 403.5 millones de toneladas de CO2

equivalentes, cifra 3.9% por debajo de 2008. Esta disminución fue

resultado principalmente de la caída de 0.5% en el consumo de energía.

En 2009 se emitieron 48.9 toneladas de CO2 por terajoule consumido,

6,000

6,500

7,000

7,500

8,000

8,500

300

325

350

375

400

425

450

00 01 02 03 04 05 06 07 08 09

Pet

ajo

ule

s

Tg

de

CO

2

Emisiones de CO2

Consumo de energía

54


3.4% menos que en 2008. Las emisiones en 2009 fueron equivalentes a

48.4 toneladas de CO2 por peso de PIB, 2.8% por arriba de 2008. En

cuanto a las emisiones per cápita, éstas promediaron 3.8 toneladas de

CO2 por habitante, 4.7% inferior a 2008.

Al igual que en el consumo final de energía, el sector transporte

contribuyó con la mayor parte de las emisiones de CO2 (Figura 23), al

generar 38.4% de éstas, 2.0 puntos porcentuales menos que en 2008.

De 2000 a 2009 las emisiones de este sector crecieron a un mayor ritmo

que las emisiones globales, registrando una tasa de crecimiento media

anual de 3.6%.

El consumo de combustibles para generación de electricidad aportó

28.1% de las emisiones, lo que implicó un crecimiento de 2.9 puntos

porcentuales en su participación. Este aumento fue resultado

principalmente del incremento de 36.1% en la generación de energía

eléctrica a partir de carbón térmico, cuyo factor de emisión es 25.8 t

C/TJ. Sin embargo, la evolución de las emisiones por generación de

electricidad a lo largo del periodo 2000-2009 fue relativamente

constante, al registrar una tasa de crecimiento promedio de 0.4% anual.

Las emisiones del sector industrial por consumo de combustibles fueron

equivalentes a 14.0% del total, 1.0 puntos porcentuales menos que en

2008. Parte de esta disminución se derivó del menor consumo de

combustibles con un alto factor de emisión, como el coque de petróleo

(27.5 t C/TJ), carbón siderúrgico (25.8 t C/TJ) y combustóleo (21.1 t

C/TJ). Cabe destacar, que las emisiones de la industria disminuyeron

0.9% en promedio anual durante el periodo 2000 a 2009, mientras que

la disminución en el consumo de combustibles fue de 0.5% anual

durante el mismo periodo.

En 2009 la industria generadora de energía (refinación, extracción, etc.)

contribuyó con 11.4% de las emisiones del sector, 0.1 puntos

porcentuales por arriba de 2008. El crecimiento de las emisiones de esta

categoría a lo largo del periodo 2000-2009 también fue superior al de las

emisiones totales, pues su tasa de crecimiento media anual fue 4.2%. Lo

anterior fue resultado, en parte, del mayor consumo de diesel.

Figura 23. Estructura de las emisiones de CO2 del sector energético por categoría 2009

403.5 Tg de CO2 eq.


método sectorial.

El sector residencial le siguió en importancia a la industria generadora de

energía, pues produjo 4.9% de las emisiones del sector en 2009. Al igual

que las emisiones por generación de electricidad, las del sector residencial

Industria generadora de

energía 11.4%

Generación de electricidad

28.1%

Transporte38.4%

Industrial14.0%

Residencial 4.9%

Agropecuario 2.0%

Comercial y público 1.1%

55


se mantuvieron prácticamente constantes de 2000 a 2009, registrando

un crecimiento promedio de 0.1% anual.

Las emisiones del sector agropecuario fueron equivalentes a 2.0% de las

emisiones globales. En 2009 éstas mostraron una disminución de 5.8%

respecto a 2008. No obstante, de 2000 a 2009 las emisiones de este

sector crecieron 3.0% en promedio anual, derivado del aumento de 3.4%

promedio anual en el consumo de diesel.

Finalmente, en 2009 los sectores comercial y público aportaron 1.1% de

las emisiones del sector energético. Las emisiones que se derivaron del

consumo de combustibles de estos dos sectores mostraron una

disminución promedio de 0.2% anual durante el periodo 2000 a 2009.

En lo que respecta a las emisiones por tipo de combustible, el petróleo

crudo aportó la mayor parte (Figura 24). De 2000 a 2009 las emisiones

por petróleo crecieron a una tasa promedio de 1.4% anual. Las emisiones

de gas natural representaron 26.6% del total y su tasa de crecimiento

durante el periodo de análisis fue de 5.5% anual, derivado del incremento

en el consumo nacional de este combustible. No obstante, cabe destacar

que el factor de emisión del gas seco (15.3 t C/TJ) es el menor con

respecto al resto de los combustibles. Las emisiones de petrolíferos

representaron 6.6% de las totales y las gasolinas y naftas contribuyeron

con la mayor parte de éstas. De 2000 a 2009, éstas decrecieron a un

ritmo de 5.2% anual. Los combustibles sólidos (carbón mineral y coque

de carbón) aportaron 8.2% de las emisiones en 2009. De 2000 a 2009

las emisiones de estos combustibles crecieron en promedio anual 3.8%.

Las emisiones de los condensados fueron equivalentes a 1.3% de las

emisiones totales. En los últimos diez años éstas disminuyeron 5.2% en

promedio anual. De acuerdo con la metodología del IPCC, la biomasa no

se incluye para el cálculo de las emisiones porque se asume que al haber

un consumo, existe una renovación de igual magnitud.

Figura 24. Estructura de las emisiones de CO2 del sector energético por tipo de energético 2009

406.3 Tg de CO2 eq.


método de referencia.


64.0%

Gas natural y condensados

27.8%

Carbón y coque de carbón

8.2%

56


5. Precios y tarifas

Cuadro 18. Precio medio del crudo exportado (dólares por barril)

Figura 25. Precio medio ponderado del crudo de exportación por tipo (dólares por barril)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Var. %

2009/2008

Canasta 24.79 18.61 21.52 24.78 31.05 42.71 53.04 61.64 84.38 57.44 -31.9

Olmeca 29.00 23.96 24.87 29.32 39.34 53.91 64.67 70.89 99.37 65.79 -33.8

Istmo 27.87 22.27 23.48 28.08 38.04 53.11 57.29 69.92 81.09 63.38 -21.8

Maya¹ 22.99 17.19 20.89 24.13 29.82 40.61 51.10 60.38 82.92 56.27 -32.1

Fuente: Sistema de Información Energética y Anuario Estadístico de Pemex.

¹ Incluye pesado de Altamira.

0

20

40

60

80

100

120

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Canasta Olmeca Istmo Maya¹

57


Cuadro 19. Precio al público de productos refinados (pesos por litro a precios constantes de 2009)

Figura 26. Precios al público de productos refinados (pesos por litro a precios constantes de 2009)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Var. % 2009/2008

Gasolinas automotrices

Pemex Magna Frontera Norte 7.64 7.66 5.95 6.65 7.38 7.38 8.53 8.20 6.72 7.80 16.1

Pemex Premium Frontera Norte 8.57 8.58 8.54 8.41 8.72 8.72 9.11 9.24 9.67 9.18 -5.0

Pemex Magna Resto del País1

7.99 8.00 7.95 7.84 7.71 7.72 7.76 7.76 8.11 7.77 -4.2

Pemex Premium Resto del País1

8.96 8.97 8.92 8.79 9.10 9.11 9.54 9.66 10.08 9.57 -5.0

Pemex Diesel 6.63 6.63 6.60 6.50 6.40 6.33 6.56 6.56 7.72 8.16 5.7

Turbosina2

3.66 2.22 3.97 4.07 5.44 6.63 6.88 9.69 5.66 7.88 39.2

Combustóleo3

1.96 1.51 2.29 2.58 2.65 3.73 3.69 5.99 3.04 5.88 93.4

Fuente: Sistema de Información Energética, Sener y Anuario Estadístico de Pemex.1 Se excluye Valle de México

2 Aeropuerto Ciudad de México

3 LAB centros de venta

Precios al cierre del periodo. Incluyen IVA.

0

2

4

6

8

10

12

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Magna (FN) Premium (FN)

Magna (RP) Premium (RP)

Diesel Turbosina

58


Cuadro 20. Precio promedio del gas licuado de petróleo a usuario final (pesos por kilogramo a precios constantes de 2009)

Figura 27. Precio promedio del gas licuado de petróleo a usuario final (pesos por kilogramo a precios constantes de 2009)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Var. %

2009/2008

Precio final real con IVA 7.58 7.39 8.53 8.99 9.81 10.45 10.47 10.36 9.30 -10.3

Fuente: SENER, con información de la Dirección General de Gas L.P.

En 2001 se consideran los precios a partir del mes de marzo.

0

2

4

6

8

10

12

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

59


Cuadro 21. Promedio ponderado anual de los precios finales de gas natural a nivel nacional por sector (pesos por GJ a precios constantes de 2009)

Figura 28. Precios finales de gas natural a nivel nacional por sector (pesos por GJ a precios constantes de 2009)

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Var. %

2009/2008

Residencial 125.14 108.75 150.79 148.41 155.74 160.09 186.39 198.22 214.04 8.0

Industrial 74.21 56.53 83.73 74.99 78.93 84.93 110.64 124.02 129.78 4.6FUENTE: SENER con información de precios diferenciados estimados por la CRE y no representan los precios aplicados a usuarios finales por parte de los permisionarios distribuidores.Se utilizó el INPC con base 2a. quincena de junio 2002=100.

Los precios finales estimados incluyen IVA y se construyen a partir de los elementos y supuestos siguientes:1. El precio de vpm del gas natural en Reynosa o Ciudad Pemex, según corresponda, de conformidad con la Directiva sobre la determinación de los precios del gas natural objeto de venta de primera mano, DIR-GAS-001-2009. Alternativamente, el precio del gas natural importado para las zonas geográficas que no reciben gas objeto de vpm.2. En los meses para los que el distribuidor respectivo haya realizado operaciones con instrumentos financieros de cobertura, el precio del gas se calcula tomando como base el precio de cobertura en sustitución del precio de referencia que corresponda (Henry Hub, Tetco, Waha, San Juan, Permian, SoCal, etc.).3. Para el caso de las ventas de primera mano se supone la modalidad de entrega Base Firme Mensual, y el costo de servicio respectivo.4. Los costos de transporte desde el origen del gas hasta la zona de distribución respectiva, considerando las tarifas máximas aprobadas por la CRE al permisionario involucrado en la entrega del gas (SNG inclusive), un factor de carga de 100 por ciento, así como la aplicación del cargo por gas combustible.5. Los costos de distribución, considerando las tarifas máximas de distribución con comercialización aprobadas por la CRE a los permisionarios para el servicio a usuarios industriales. Cuando dichas tarifas se dividen en bloques de consumo la estimación del precio final considera el promedio de las tarifas de dichos bloques. 6. El tipo de cambio empleado para convertir tarifas definidas en pesos a dólares es el establecido en la Directiva sobre la determinación de los precios máximos del gas natural objeto de venta de primera mano, DIR-GAS-001-2009.

0

50

100

150

200

250

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Residencial Industrial

60


Cuadro 22. Precio medio facturado por tarifa del Sistema Eléctr ico Nacional (pesos por kWh a precios constantes de 2009)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Var. % 2009/2008

Doméstico

1 0.85 0.86 0.99 1.04 1.02 1.03 1.01 1.01 0.98 0.96 -2.8

1A 0.80 0.81 0.92 0.93 0.92 0.94 0.94 0.95 0.93 0.91 -2.7

1B 0.93 0.96 0.98 0.97 0.95 0.98 0.98 0.97 0.95 0.94 -2.7

1C 0.82 0.84 0.94 0.97 0.98 1.00 1.02 1.03 1.00 1.00 -2.8

1D 0.85 0.88 0.92 0.93 0.95 0.94 0.97 0.97 0.98 0.98 0.5

1E 0.76 0.77 0.91 0.86 0.86 0.87 0.89 0.89 0.86 0.85 -2.5

1F - - 0.79 0.84 0.84 0.86 0.87 0.89 0.86 0.83 -2.5

DAC - - 2.10 2.31 2.55 2.55 2.75 2.72 3.05 2.86 12.1

Comercial

2 1.94 1.88 1.87 2.10 2.33 2.48 2.69 2.68 2.72 2.41 1.4

3 1.74 1.71 1.82 2.04 2.21 2.29 2.49 2.47 2.50 2.12 1.1

7 3.18 3.19 3.00 3.27 3.79 3.79 3.92 3.76 3.92 3.56 4.1

Servicios

5 2.06 2.12 2.17 2.18 2.21 2.25 2.28 2.36 2.38 2.34 0.9

5A 1.73 1.74 1.78 1.80 1.82 1.86 1.90 1.94 1.95 1.96 0.6

6 1.18 1.21 1.36 1.44 1.44 1.43 1.46 1.47 1.42 1.36 -3.4

Agrícola

9 0.38 0.38 0.38 0.44 0.51 0.60 0.75 0.92 1.03 1.18 12.3

9-M 0.44 0.44 0.46 0.51 0.60 0.73 0.89 1.05 1.22 0.31 16.2

9CU - - - 0.43 0.48 0.51 0.46 0.48 0.48 0.48 1.8

9N - - - 0.42 0.42 0.44 0.39 0.40 0.40 0.40 0.4

61


Cuadro 22. Precio medio facturado por tarifa del Sistema Eléctr ico Nacional (pesos por kWh a precios constantes de 2009) (continuación)

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Var. % 2009/2008

Industrial

O-M 1.06 1.05 1.11 1.30 1.43 1.50 1.65 1.61 1.85 1.57 15.5

H-M 0.89 0.86 0.91 1.06 1.17 1.22 1.31 1.32 1.56 1.19 18.3

H-MC - - 1.00 0.95 1.04 1.13 1.20 1.24 1.48 1.11 19.8

H-S 0.77 0.74 0.84 0.97 1.10 1.14 1.22 1.21 1.42 1.07 17.8

H-SL 0.68 0.66 0.67 0.79 0.88 0.94 1.04 1.03 1.27 0.98 23.8

H-T 0.67 0.64 0.65 0.87 0.99 0.94 1.02 1.00 1.19 0.92 19.4

H-TL 0.56 0.54 0.54 0.66 0.72 0.78 0.87 0.85 1.11 0.84 29.7

Fuente: Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Se utilizó el INPC con base 2a. quincena de junio 2002=100.

1 Doméstico 6 Bombeo de aguas potables ó negras de servicio público

1A Doméstico con temperatura media mínima en verano de 25° C 7 Temporal

1B Doméstico con temperatura media mínima en verano de 28° C 9 Bombeo de agua para riego agrícola, baja tensión

1C Doméstico con temperatura media mínima en verano de 30° C 9-M Bombeo de agua para riego agrícola, media tensión

1D Doméstico con temperatura media mínima en verano de 31° C 9CU Cargo único para uso agrícola

1E Doméstico con temperatura media mínima en verano de 32° C O-M Ordinaria general, media tensión, con demanda menor a 100 kW

1F Doméstico con temperatura media mínima en verano de 33° C H-M Horaria general, media tensión, con demanda de 100 kW o más

DAC Servicio doméstico de alto consumo H-MC Horaria general, media tensión, con demanda de 100 kW o más, para corta utilización

2 General hasta 25 kW de demanda H-S Horaria general, alta tensión, nivel subtransmisión

3 General para más de 25 kW de demanda H-SL Horaria general, alta tensión, nivel subtransmisión para larga utilización

5 Alumbrado público (D.F., Monterrey, Guadalajara) H-T Horaria general, alta tensión, nivel transmisión

5A Alumbrado público (resto del país) H-TL Horaria general, alta tensión, nivel transmisión, larga utilización

62


6. Balance Nacional de Energía: matriz y diagramas

Figura 29. Principales cuentas del Balance Nacional de Energía 2009 (petajoules)

8,246.96

10,570.02

1,660.35 3,447.10

536.32

Producción y otras fuentes

Importación Exportación No aprovechada y variación inventarios

Oferta interna bruta

Consumo no energético 4.7%

Residencial, comercial y

público 19.0%Transporte

46.4%

Agropecuario 3.1%

Industrial26.8%

Consumo final total4,795.24 PJ

Pérdidas por distribución 2.2%

Recirculaciones y dif. estad. 7.6%

Consumo propio 10.1%

Consumo transformación

21.9%

Consumo final total 58.1%

Consumo nacional8,246.96 PJ

63


Diagrama 1. Estructura del Balance Nacional de Energía 2009 (petajoules)

Energía primaria

Transformación

Energía secundaria

Consumo final total

Cen

tro

s de

tran

sfo

rmac

ión

Sect

ore

s de

co

nsu

mo

fin

al

Producción

energía

primaria y

otras fuentes 10,570.02

Importación

energía

primaria

154.14

Exportación energía

primaria

2,868.66

Variación

inventarios

primarios

66.56

No

aprovechada

primaria

428.37

Oferta total

primaria

10,657.60

Oferta bruta

primaria

7,360.57 Entrada

primaria1

5,945.22

Recirculaciones

y diferencia

estadística

325.70

Pérdidas

primarias 31.63

Consumo propio

primario 232.39

Producción secundaria

bruta3

5,529.03

Importación

energía secundaria

1,506.22

Variación de

inventarios secundarios

41.39

Exportación

energía

secundaria

578.43

Oferta total secundaria

6,993.86

Oferta bruta

secundaria 6,415.43

Recirculaciones

y diferencia estadística

299.47

Pérdidas

secundarias 152.83

Consumo

propio

secundario 604.66

Consumo final

secundario

4,434.12

Combustibles a generación eléctrica4 1,388.87

Pérdidas por

transformación5

1,805.05

Consumo final

total

4,795.24

Consumo

final no

energético 227.17

Consumo final

energético

4,568.07

Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.

La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras. 1 Carbón: 358.16; Crudo y condensados: 3,257.06; Gas natural: 1,971.54; Nucleoenergía:

112.75; Hidroenergía: 95.20; Geoenergía: 155.53; Energía eólica: 0.91

2 Carbón: 5.94; Energía solar: 6.75; Bagazo de caña: 87.75; Leña: 260.68. 3 Coque de carbón: 46.77; Petrolíferos: 3,067.9; Productos no energéticos: 195.66; Gas seco:

1,372.32; Electricidad: 846.38. 4 Diesel: 15.32; Combustóleo: 401.69; Gas seco: 971.86. 5 Coquizadoras: 10.64; Refinerías y despuntadoras: 333.57; Plantas de gas y fraccionadoras:

259.14; Centrales eléctricas públicas: 902.77; Centrales eléctricas PIE: 298.93.

Transferencia

interproductos

464.52

Consumo final primario2 361.12

64


Diagrama 2. Balance Nacional de Energía 2009 (petajoules)

427.06

79.20

428.37 107.95

65


Diagrama 3. Balance Nacional de Energía 2008 (petajoules)

66


Figura 30. Balance Nacional de Energía 2009 (petajoules)

9,852.9

8,247.0

4,795.24,568.1

717.1

1,660.4 3,447.1

536.31,805.1

837.0

627.9184.5 2.7

227.2 2,224.5

1,283.6

913.4

146.5

Pro

du

cció

n

De

otr

as f

uen

tes

Imp

ort

ació

n

Exp

ort

ació

n

No

ap

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Ofe

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rna

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ta =

C

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o n

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Co

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mo

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Co

nsu

mo

pro

pio

del

sec

tor

Rec

ircu

laci

on

es

Pér

did

as p

or

dis

trib

uci

ón

Dife

ren

cia

esta

dís

tica

Co

nsu

mo

fin

al t

ota

l

Co

nsu

mo

fin

al n

o e

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ico

Co

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mo

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al e

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gét

ico

Tra

nsp

ort

e

Ind

ust

rial

Res

., co

m. y

pu

b.

Ag

rop

ecu

ario



67


Figura 31. Balance Nacional de Energía 2008 (petajoules)

10,284.5

8,291.1

5,129.44,908.1

627.7

1,812.1 3,757.3

676.01,532.3

853.9

556.4178.9 40.2 221.3

2,433.3

1,402.9

922.7

149.1

Pro

du

cció

n

De

otr

as f

uen

tes

Imp

ort

ació

n

Exp

ort

ació

n

No

ap

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Co

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mo

pro

pio

del

sec

tor

Rec

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es

Pér

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or

dis

trib

uci

ón

Dife

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cia

esta

dís

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Co

nsu

mo

fin

al t

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l

Co

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mo

fin

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Co

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mo

fin

al e

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gét

ico

Tra

nsp

ort

e

Ind

ust

rial

Res

., co

m. y

pu

b.

Ag

rop

ecu

ario



68


Cuadro 23. Matriz del Balance Nacional de Energía 2009 (petajoules)

CarbónPetróleo

crudoCondensados Gas natural Nucleoenergía Hidroenergía Geoenergía

Energía

solar

Energía

eólica

Bagazo de

cañaLeña

Total de energía

primaria

Producción 212.00 6,058.73 86.08 2,775.57 112.75 95.20 155.53 6.75 0.91 88.73 260.68 9,852.92

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 717.09 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 717.09

Importación 154.14 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 154.14

Variación de inventarios -4.54 17.84 -0.65 -79.20 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -66.56

Oferta total 361.59 6,076.57 85.43 3,413.46 112.75 95.20 155.53 6.75 0.91 88.73 260.68 10,657.59

Exportación -0.11 -2,868.55 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -2,868.66

Energía no aprovechada 0.00 -0.33 0.00 -427.06 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.98 0.00 -428.37

Maquila-intercambio neto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Oferta interna bruta 361.48 3,207.69 85.43 2,986.40 112.75 95.20 155.53 6.75 0.91 87.75 260.68 7,360.57

Total transformación -352.23 -3,171.63 -85.43 -1,971.54 -112.75 -95.20 -155.53 0.00 -0.91 0.00 0.00 -5,945.22

Coquizadoras -57.40 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -57.40

Refinerías y desp. 0.00 -3,171.63 -4.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -3,176.23

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 -80.83 -1,971.54 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -2,052.37

Centrales eléctricas públicas -294.83 0.00 0.00 0.00 -112.75 -95.20 -155.53 0.00 -0.91 0.00 0.00 -659.22

Centrales eléctricas PIE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Consumo propio del sector 0.00 0.00 0.00 -232.39 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -232.39

Transferencias interproductos 0.00 0.00 0.00 -464.52 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -464.52

Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 -317.95 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -317.95

Diferencia estadística -3.32 -4.43 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -7.75

Pérdidas (transp.,dist., alma.) 0.00 -31.63 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -31.63

Consumo final total 5 .94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.75 0.00 87.75 260.68 361.12

Consumo final no energético 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.43 0.00 0.43

Petroquímica Pemex 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Otras ramas económicas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.43 0.00 0.43

Consumo final energético 5.94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.75 0.00 87.32 260.68 360.69

Residencial, comercial y púb. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.44 0.00 0.00 260.68 267.12

Transporte 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Agropecuario 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Industrial 5 .94 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.31 0.00 87.32 0.00 93.58

69


Cuadro 23. Matriz del Balance Nacional de Energía 2009 (petajoules) (continuación)

Coque de

carbón

Coque de

petróleoGas licuado

Gasolinas y

naftasQuerosenos Diesel Combustóleo

Productos no

energéticosGas seco Electricidad

Total de energía

secundariaTotal

Producción 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 9,852.92

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 717.09

Importación 5.52 70.21 124.12 634.67 2.17 99.08 118.80 0.00 450.40 1.25 1,506.22 1,660.35

Variación de inventarios -8.66 -1.73 -1.44 2.80 0.70 -2.05 -20.17 1.39 -12.22 0.00 -41.39 -107.95

Oferta total -3.15 68.48 122.68 637.47 2.87 97.03 98.63 1.39 438.18 1.25 1,464.82 12,122.42

Exportación -0.01 -3.05 -1.68 -135.13 -8.44 -9.95 -387.56 -4.79 -23.32 -4.50 -578.43 -3,447.10

Energía no aprovechada 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -428.37


Oferta interna bruta -3.15 65.43 120.99 502.34 -5.57 87.08 -288.93 -3.40 414.85 -3.25 886.39 8,246.96

Total transformación 46.77 64.01 323.56 1,003.22 114.12 684.82 461.16 195.66 400.46 846.38 4,140.16 -1,805.05

Coquizadoras 46.77 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 46.77 -10.64

Refinerías y desp. 0.00 64.01 42.01 859.96 114.07 700.14 862.82 105.23 94.43 0.00 2,842.66 -333.57

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 281.55 143.26 0.06 0.00 0.03 90.44 1,277.89 0.00 1,793.22 -259.14

Centrales eléctricas públicas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -15.32 -401.69 0.00 -391.66 565.11 -243.55 -902.77

Centrales eléctricas PIE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -580.20 281.27 -298.93 -298.93

Consumo propio del sector -2.81 0.00 -7.53 -4.21 -0.01 -41.42 -83.39 0.00 -426.30 -39.00 -604.66 -837.04

Transferencias interproductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 464.52 0.00 464.52 0.00

Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -309.93 0.00 -309.93 -627.88

Diferencia estadística 0.00 0.00 0.00 10.58 2.22 0.00 0.00 -8.10 0.00 5.76 10.46 2.71

Pérdidas (transp.,dist., alma.) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -152.83 -152.83 -184.45

Consumo final total 40.81 129.44 437.02 1,511.92 110.76 730.48 88.84 184.17 543.61 657.06 4,434.12 4,795.24




Consumo final energético 40.81 129.44 434.25 1,498.76 110.76 730.48 88.84 0.00 516.97 657.06 4,207.38 4,568.07


Transporte 0.00 0.00 38.94 1,498.76 109.87 567.61 4.77 0.00 0.54 4.02 2,224.50 2,224.50

Agropecuario 0.00 0.00 5.22 0.00 0.05 107.79 0.00 0.00 0.00 33.48 146.53 146.53

Industrial 40.81 129.44 39.49 0.00 0.00 51.75 84.07 0.00 478.70 365.77 1,190.04 1,283.62

Prod. bruta energía secundaria 46.77 64.01 323.56 1,003.22 114.12 700.14 862.85 195.66 1,372.32 846.38 5,529.03 5,529.03

70


Cuadro 24. Matriz del Balance Nacional de Energía 2009 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

CarbónPetróleo


Energía

solar

Energía

eólica

Bagazo de

cañaLeña

Total de energía

primaria

Producción 33.22 949.54 13.49 434.99 17.67 14.92 24.38 1.06 0.14 13.91 40.85 1,544.18

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 112.38 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 112.38

Importación 24.16 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 24.16

Variación de inventarios -0.71 2.80 -0.10 -12.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -10.43

Oferta total 56.67 952.34 13.39 534.97 17.67 14.92 24.38 1.06 0.14 13.91 40.85 1,670.29

Exportación -0.02 -449.57 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -449.58



Oferta interna bruta 56.65 502.72 13.39 468.04 17.67 14.92 24.38 1.06 0.14 13.75 40.85 1,153.57

Total transformación -55.20 -497.07 -13.39 -308.98 -17.67 -14.92 -24.38 0.00 -0.14 0.00 0.00 -931.75

Coquizadoras -9.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -9.00

Refinerías y desp. 0.00 -497.07 -0.72 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -497.79

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 -12.67 -308.98 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -321.65








Consumo final total 0.93 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.06 0.00 13.75 40.85 56.60






Transporte 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Agropecuario 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Industrial 0.93 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.05 0.00 13.69 0.00 14.67

71


Cuadro 24. Matriz del Balance Nacional de Energía 2009 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) (continuación)

Coque de

carbón

Coque de


Gasolinas y


Productos no


Total de energía

secundariaTotal

Producción 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1,544.18

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 112.38

Importación 0.86 11.00 19.45 99.47 0.34 15.53 18.62 0.00 70.59 0.20 236.06 260.21

Variación de inventarios -1.36 -0.27 -0.23 0.44 0.11 -0.32 -3.16 0.22 -1.92 0.00 -6.49 -16.92

Oferta total -0.49 10.73 19.23 99.91 0.45 15.21 15.46 0.22 68.67 0.20 229.57 1,899.86

Exportación 0.00 -0.48 -0.26 -21.18 -1.32 -1.56 -60.74 -0.75 -3.66 -0.70 -90.65 -540.24



Oferta interna bruta -0.49 10.26 18.96 78.73 -0.87 13.65 -45.28 -0.53 65.02 -0.51 138.92 1,292.48

Total transformación 7.33 10.03 50.71 157.23 17.89 107.33 72.27 30.66 62.76 132.65 648.86 -282.89

Coquizadoras 7.33 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 7.33 -1.67

Refinerías y desp. 0.00 10.03 6.58 134.78 17.88 109.73 135.22 16.49 14.80 0.00 445.51 -52.28

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 44.13 22.45 0.01 0.00 0.00 14.17 200.27 0.00 281.04 -40.61



Consumo propio del sector -0.44 0.00 -1.18 -0.66 0.00 -6.49 -13.07 0.00 -66.81 -6.11 -94.76 -131.18



Diferencia estadística 0.00 0.00 0.00 1.66 0.35 0.00 0.00 -1.27 0.00 0.90 1.64 0.43








Transporte 0.00 0.00 6.10 234.89 17.22 88.96 0.75 0.00 0.08 0.63 348.63 348.63

Agropecuario 0.00 0.00 0.82 0.00 0.01 16.89 0.00 0.00 0.00 5.25 22.96 22.96

Industrial 6.40 20.29 6.19 0.00 0.00 8.11 13.18 0.00 75.02 57.33 186.51 201.17

Prod. bruta energía secundaria 7.33 10.03 50.71 157.23 17.89 109.73 135.23 30.66 215.07 132.65 866.52 866.52

72


Cuadro 25. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (petajoules)

CarbónPetróleo


Energía

solar

Energía

eólica

Bagazo de

cañaLeña

Total de energía

primaria

Producción 229.30 6,520.85 91.45 2,665.74 106.64 140.01 162.83 5.62 0.94 99.13 262.05 10,284.55

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 627.75 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 627.75

Importación 123.07 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 123.07

Variación de inventarios -57.46 -21.11 -0.12 14.24 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -64.46

Oferta total 294.91 6,499.73 91.33 3,307.72 106.64 140.01 162.83 5.62 0.94 99.13 262.05 10,970.91

Exportación -0.17 -3,286.29 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -3,286.46



Oferta interna bruta 294.74 3,213.28 91.33 2,768.60 106.64 140.01 162.83 5.62 0.94 98.05 262.05 7,144.08

Total transformación -276.06 -3,147.24 -91.45 -1,822.36 -106.64 -140.01 -162.83 0.00 -0.94 0.00 0.00 -5,747.51

Coquizadoras -59.46 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -59.46

Refinerías y desp. 0.00 -3,147.24 -5.93 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -3,153.17

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 -85.52 -1,822.36 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -1,907.87














Transporte 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Agropecuario 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Industrial 7.39 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.26 0.00 97.50 0.00 105.15

73


Cuadro 25. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (petajoules) (continuación)

Coque de

carbón

Coque de


Gasolinas y


Productos no


Total de energía

secundariaTotal

Producción 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 10,284.55

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 627.75

Importación 9.24 108.52 137.96 701.99 9.70 148.21 92.87 0.00 479.31 1.26 1,689.07 1,812.14

Variación de inventarios -13.88 -21.37 1.33 -1.50 2.31 -12.11 -8.25 -0.13 -17.62 0.00 -71.22 -135.68

Oferta total -4.64 87.15 139.29 700.49 12.01 136.11 84.62 -0.13 461.69 1.26 1,617.84 12,588.75

Exportación -0.09 -1.57 -0.18 -139.54 -11.41 -14.04 -257.65 -3.40 -37.74 -5.23 -470.84 -3,757.30



Oferta interna bruta -4.73 85.58 139.11 560.95 0.60 122.06 -173.03 -3.53 423.96 -3.96 1,147.00 8,291.08

Total transformación 55.01 59.09 324.86 1,084.89 128.07 737.87 363.38 191.68 421.27 849.14 4,215.25 -1,532.26

Coquizadoras 55.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 55.01 -4.46

Refinerías y desp. 0.00 59.09 40.28 884.02 127.70 748.31 803.67 106.35 94.92 0.00 2,864.34 -288.83

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 284.58 200.87 0.37 0.00 0.14 85.33 1,243.38 0.00 1,814.68 -93.19



Consumo propio del sector -3.30 0.00 -7.65 -34.78 -0.01 -38.27 -88.94 0.00 -423.32 -38.75 -635.01 -853.86



Diferencia estadística 0.00 0.00 0.00 10.13 1.78 0.00 0.00 -9.47 0.00 4.73 7.17 -40.18


Consumo final total 46.97 144.67 456.32 1,621.18 130.44 821.66 101.41 178.68 592.88 662.08 4,756.32 5,129.43




Consumo final energético 46.97 144.67 454.88 1,607.51 130.44 821.66 101.41 0.00 565.91 662.08 4,535.54 4,908.10


Transporte 0.00 0.00 41.68 1,607.51 129.57 644.23 5.77 0.00 0.58 4.00 2,433.35 2,433.35

Agropecuario 0.00 0.00 5.29 0.00 0.04 114.63 0.00 0.00 0.00 29.19 149.15 149.15

Industrial 46.97 144.67 41.98 0.00 0.00 59.26 95.64 0.00 525.71 383.54 1,297.78 1,402.93

Prod. bruta energía secundaria 55.01 59.09 324.86 1,084.89 128.07 748.31 803.81 191.68 1,338.30 849.14 5,583.16 5,583.16

74


Cuadro 26. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

CarbónPetróleo


Energía

solar

Energía

eólica

Bagazo de

cañaLeña

Total de energía

primaria

Producción 35.93 1,021.72 14.33 417.68 16.71 21.94 25.51 0.88 0.15 15.53 41.06 1,611.43

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 98.36 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 98.36

Importación 19.28 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 19.28

Variación de inventarios -9.00 -3.31 -0.02 2.23 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -10.10

Oferta total 46.21 1,018.41 14.31 518.27 16.71 21.94 25.51 0.88 0.15 15.53 41.06 1,718.97

Exportación -0.03 -514.91 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -514.94



Oferta interna bruta 46.18 503.47 14.31 433.80 16.71 21.94 25.51 0.88 0.15 15.36 41.06 1,119.37

Total transformación -43.25 -493.12 -14.33 -285.54 -16.71 -21.94 -25.51 0.00 -0.15 0.00 0.00 -900.55

Coquizadoras -9.32 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -9.32

Refinerías y desp. 0.00 -493.12 -0.93 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -494.05

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 -13.40 -285.54 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -298.93














Transporte 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Agropecuario 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Industrial 1.16 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 0.00 15.28 0.00 16.48

75


Cuadro 26. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) (continuación)

Coque de

carbón

Coque de


Gasolinas y


Productos no


Total de energía

secundariaTotal

Producción 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1,611.43

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 98.36

Importación 1.45 17.00 21.62 109.99 1.52 23.22 14.55 0.00 75.10 0.20 264.65 283.93

Variación de inventarios -2.17 -3.35 0.21 -0.24 0.36 -1.90 -1.29 -0.02 -2.76 0.00 -11.16 -21.26

Oferta total -0.73 13.66 21.82 109.76 1.88 21.33 13.26 -0.02 72.34 0.20 253.49 1,972.47

Exportación -0.01 -0.25 -0.03 -21.86 -1.79 -2.20 -40.37 -0.53 -5.91 -0.82 -73.77 -588.71



Oferta interna bruta -0.74 13.41 21.80 87.89 0.09 19.13 -27.11 -0.55 66.43 -0.62 179.72 1,299.09

Total transformación 8.62 9.26 50.90 169.99 20.07 115.61 56.94 30.03 66.01 133.05 660.47 -240.08

Coquizadoras 8.62 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8.62 -0.70

Refinerías y desp. 0.00 9.26 6.31 138.51 20.01 117.25 125.92 16.66 14.87 0.00 448.80 -45.26

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 44.59 31.47 0.06 0.00 0.02 13.37 194.82 0.00 284.33 -14.60



Consumo propio del sector -0.52 0.00 -1.20 -5.45 0.00 -6.00 -13.94 0.00 -66.33 -6.07 -99.50 -133.79



Diferencia estadística 0.00 0.00 0.00 1.59 0.28 0.00 0.00 -1.48 0.00 0.74 1.12 -6.30








Transporte 0.00 0.00 6.53 251.87 20.30 100.94 0.90 0.00 0.09 0.63 381.27 381.27

Agropecuario 0.00 0.00 0.83 0.00 0.01 17.96 0.00 0.00 0.00 4.57 23.37 23.37

Industrial 7.36 22.67 6.58 0.00 0.00 9.29 14.99 0.00 82.37 60.10 203.34 219.82

Prod. bruta energía secundaria 8.62 9.26 50.90 169.99 20.07 117.25 125.95 30.03 209.69 133.05 874.80 874.80

76


Cuadro 27. Importación de energía por país de origen 2009 (petajoules)

CarbónCoque de

carbónGas licuado Gasolinas y naftas Querosenos Diesel Combustóleo Gas seco Electricidad Total

Importación 154.14 5.52 124.12 634.67 2.17 99.08 118.80 450.40 1.25 1,590.14Estados Unidos 32.43 4.27 107.23 396.72 1.51 89.64 98.76 328.56 1.25 1,060.36Holanda - - - 114.98 - - - - - 114.98Australia 96.11 0.00 - - - - - - - 96.11Nigeria - - 0.48 - - - - 90.82 - 91.30España - 0.00 - 29.24 - - - - - 29.25Arabia Saudita - - - 26.38 - - - - - 26.38Corea - - - 16.21 - - - - - 16.21Egipto - - - - - - - 15.23 - 15.23Sudáfrica 14.11 - - - - - - - - 14.11Canadá 4.89 0.00 - 3.42 - 2.96 - - - 11.27Italia - - - 10.50 - - - - - 10.50Panamá - - - - - - 8.04 - - 8.04Francia - 0.00 - 7.27 - - - - - 7.27Portugal - - - 6.15 - - - - - 6.15Colombia 4.93 1.06 - - - - - - - 5.98Noruega - - 2.84 - - - - 2.94 - 5.78Islas Bahamas - - - 3.64 - - 2.16 - - 5.80Japón - - - 1.17 - 3.63 - - - 4.80Suecia - - - 4.71 - - - - - 4.71Qatar - - - - - - - 4.47 - 4.47Taiwan - - - 4.53 - - - - - 4.53Argentina - - 4.48 - - - - - - 4.48Singapur - - - 4.30 - - - - - 4.30Perú - - 2.02 - - - 1.90 - - 3.92Venezuela - 0.00 1.51 - 0.66 1.37 - - - 3.54Trinidad y Tobago - - - - - - - 2.91 - 2.91Reino Unido - 0.00 - 2.39 - - - - - 2.39Guinea - - 2.23 - - - - - - 2.23Antillas Holandesas - - - 0.28 - 1.47 - - - 1.76Otros Asia-Pacífico 1.67 0.10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5.47 0.00 7.23Otros Medio Oriente 0.00 0.00 - 0.00 - - 0.00 0.00 - 0.00Otros América Latina 0.00 0.00 0.00 1.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.42Otros Europa - 0.10 - 1.37 - - 7.95 - - 9.41Otros África - - 3.33 - - - - - - 3.33

77


Cuadro 28. Exportaciones de energía por país de destino 2009 (petajoules)

CarbónPetróleo

crudo

Coque de

carbónGas licuado

Gasolinas y

naftasQuerosenos Diesel Combustóleo Gas seco Electricidad Total

Exportación 0.11 2,868.55 0.01 1.68 135.13 8.44 9.95 387.56 23.32 4.50 3,439.25

Estados Unidos - 2,463.15 - 1.49 133.49 8.44 6.17 327.54 23.32 3.64 2,967.24

España - 217.90 - - - - - - - - 217.90

India - 80.83 - - - - - - - - 80.83

Canadá - 52.34 - - - - - - - - 52.34

Antillas Holandesas - 6.41 - - - - - 27.12 - - 33.53

Holanda - 24.71 - - 0.98 - - - - - 25.68

República Dominicana 0.00 17.45 - - - - - - - - 17.45

Panamá - - - - - - - 17.17 - - 17.17

Singapur - - - - - - - 15.74 - - 15.74

Guatemala 0.09 - 0.01 - 0.66 - 3.58 - - 0.08 4.42

El Salvador 0.01 2.43 0.00 - - - - - - - 2.45

Jamaica - 2.15 - - - - - - - - 2.15

Israel - 1.18 - - - - - - - - 1.18

Belice - - - 0.20 - - 0.19 - - 0.78 1.17

78


Diagrama 4. Balance de carbón 2009, miles de toneladas (petajoules)


Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año.

10

9.9

3

(2.5

8)

0.0

0

(3.3

2)

4.7

1

(0.1

1)

54

5.7

3

(16

.13

)

1,793.40

(42.11)

Importación

Variación de

inventarios

2,449.06

(60.83)

Exportación

2,444.35|

(60.72)

Diferencia

estadística

2,444.35

(57.40)

Carbón a

coquizadoras

Carbón

siderúrgico

lavado

Producción

28

9.4

8

(7.1

2)

5,4

58

.17

(13

8.0

0)

8,495.09

(162.76)

13,923.26

(300.76)

Carbón

térmico

lavado

Producción

8,754.57

(169.88)

13,682.04

(294.83)

241.22

(5.94)

Variación de

inventarios

A centrales eléctrica

A consumo final

Importación

79


Diagrama 5. Balance de carbón 2008, miles de toneladas (petajoules)



1,1

58

.85

(27

.21

)

0.0

0

(11

.28

)

7.2

6

(0.1

7)

1,8

57

.31

(54

.90

)

1,841.04

(43.23)

Importación

Variación de

inventarios

2,539.50

(70.92)

Exportación

2,532.23

(70.75)

Diferencia

estadística

2,532.23

(59.46)

Carbón a

coquizadoras

Carbón

siderúrgico

lavado

Producción

1,1

41

.95

(30

.25

)

2,6

96

.13

(68

.17

)

8,446.83

(155.82)

11,142.96

(223.99)

Carbón

térmico

lavado

Producción

9,588.78

(186.07)

10,836.87

(216.60)

306.09

(7.39)

Variación de

inventarios

A centrales eléctrica

A consumo final

Importación

80


Diagrama 6. Balance de coque de carbón 2009, miles de toneladas (petajoules)



Coquizadoras

0.3

1

(0.0

1)

10

5.8

0

(2.8

1)

20

8.0

3

(5

.52

)

68

1.0

2

(10

.63

)

Carbón lavado a coquizadoras

Pérdidas por

transformación

A consumo final

2,444.35 (57.40)

1,763.33

(46.77)

1,644.71 (43.62)

1,644.40

(43.61)

1,538.60 (40.81)

Importación

Exportación Consumo

propio

Variación de inventarios

32

6.6

6

(8

.66

)

0.0

0

(6.1

4)

1,494.52

(39.64)

44.08

(1.17)

Siderurgia

Minería

81


Diagrama 7. Balance de coque de carbón 2008, miles de toneladas (petajoules)



Coquizadoras

3.4

5

(0.0

9)

12

4.4

4

(3.3

0)

34

8.3

0

(9

.24

)

45

8.2

1

(4.4

5)

Carbón lavado a coquizadoras

Pérdidas por

transformación

A consumo final

2,532.23 (59.46)

2,074.02

(55.01)

1,899.11

(50.36) 1,895.66

(50.27)

1,771.22 (46.97)

Importación

Exportación Consumo

propio


52

3.2

2

(1

3.8

8)

1,719.37 (45.60)

51.85 (1.38)

Siderurgia

Minería

82


Diagrama 8. Balance de coque de petróleo 2009, miles de toneladas (petajoules)



Refinerías 2

,15

2.6

1

(70

.21

)

A consumo final

52

.95

(1

.73

)

1,962.46 (64.01)

4,115.07 (134.22)

4,062.12 (132.49)

3,968.60 (129.44)

Importación

93

.53

(3

.05

)

Variación de inventarios Exportación

83


Diagrama 9. Balance de coque de petróleo 2008, miles de toneladas (petajoules)



Refinerías 3

,45

3.5

2

(10

8.5

2)

A consumo

final

68

0.1

6

(21

.37

)

1,880.51 (59.09)

5,334.03 (167.61)

4,653.87 (146.24)

4,603.88 (144.67)

Importación


49

.99

(1.5

7)

Exportación

84


Diagrama 10. Balance de energía de hidrocarburos 2009, miles de barriles diarios (petajoules) 1

Fraccionadoras

Refinerías Petróleo crudo

Condensados

Producción 2 2,601.48

(6,058.73)

Variación de

inventarios

7.66

(17.84)

2,609.14 (6,076.57)

Exportación

1,231.69

(2,868.55)

1,377.31

(3,207.69)

Diferencia

estadística

1.90

(4.43)

1,375.41

(3,203.26)

Pérdidas 13.58 (31.63)

1,361.83 (3,171.63)

1,364.38 (3,176.23)

A refinerías

2.55 (4.60)

Gas a consumo (94.43)

Productos

petrolíferos

1,310.23

(2,748.24)

Producción

47.70 (86.08)

)

Variación de

inventarios

0.36 (0.65)

47.34

(85.43)

44.79

(80.83)

296.18

(515.34)

(2,986.40)

No aprovechada 4

(427.06)

Consumo

propio

(232.39)

(2,311.04)

Variación de

inventarios

(79.20)

(1,971.54) (1,277.89) (1,742.41)

Importación

(450.40)

Consumo

propio8

(331.87)

(1,515.47)

4 Incluye la energía no aprovechada del gas asociado: gas hidrocarburo + nitrógeno. 5 Incluye pérdidas en fraccionadoras. 6 Incluye el consumo energético de la Petroquímica de Pemex. 7 Sólo se refiere al consumo como materia prima. 8 Incluye el gas enviado a refinerías.

Pérdidas por transformación

(333.56)

Pérdidas por

transformación 5

(259.14)

Res., com. y púb. (37.74)

Gas natural

Producción

(2,775.57)

De otras fuentes

(717.09)

Recirculaciones

(317.95)

Transferencia

interproductos

(464.52)

Recirculaciones (309.93)

Variación inventarios

(12.22)

Exportación

(23.32)

La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras. 1 Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año. 2 El poder calorífico del flujo de petróleo crudo es de 6,381 MJ/bl. 3 Expresado en barriles diarios de petróleo equivalente (bdpe).

Gas seco

Industrial (478.70)

Petroquímica Pemex7 (26.64)

Centrales eléctricas PIE (580.20)

Centrales eléctricas públicas (391.66)

Transporte (0.54)

Gas licuado 27.09 (42.01)

Gasolina 454.66 (859.96)

Querosenos 57.06 (114.07)

Diesel 337.00 (700.14)

Combustóleo 361.56 (862.82)

Prod. no energ.3 45.18 (105.23)

Coque de petróleo 27.68 (64.01)

Gas licuado 181.57 (281.55)

Gasolina 75.74 (143.26)



Prod. no energ.3 38.83 (90.44)

No aprovechada

0.14

(0.33)

Plantas

de gas

85


Diagrama 11. Balance de energía de hidrocarburos 2008, miles de barriles diarios (petajoules) 1

(1,243.38)

Fraccionadoras

Refinerías

Plantas

de gas

Petróleo crudo

Condensados

Producción 2 2,791.58

(6,520.85)

Variación de

inventarios

9.04

(21.11)

2,782.54

(6,499.73)

Exportación

1,406.86 (3,286.29)

1,375.61

(3,213.28)

No aprovechada

0.07

(0.16)

Diferencia

estadística

15.49

(36.19)

1,360.12

(3,177.10)

Pérdidas 12.78 (29.86)

1,347.33 (3,147.24)

1,350.67

(3,153.17)

A refinerías

3.34 (5.93)

Gas a consumo (94.92)

Productos

petrolíferos

1,281.61

(2,769.42)

Producción

51.57 (91.45)

Variación de

inventarios

0.07 (0.12)

51.50

(91.33)

Diferencia

estadística 0.07 (0.12)

48.23

(85.52)

318.70

(571.29)

(2,768.61)

No aprovechada 4

(539.12)

Consumo

propio

(218.85)

(2,308.21)


(14.24)

(1,822.36) (1,729.23)

Importación

(479.31)

Consumo

propio8

(328.40)

(1,509.92)

4 Incluye la energía no aprovechada del gas asociado. 5 Incluye pérdidas en fraccionadoras. 6 Incluye el consumo energético de Petroquímica de Pemex. 7 Sólo se refiere al consumo como materia prima. 8 Incluye el gas enviado a refinerías.


(288.83)

Pérdidas por

transformación 5

(93.19)

Res., com. y púb. (39.62)

Gas natural

Producción

(2,665.74)

De otras fuentes

(627.75)

Recirculaciones

(241.55)

Transferencia interproductos

(485.85)

Recirculaciones (314.87)

Variación inventarios

(17.62)

Exportación

(37.74)

La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras. 1 Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año. 2 El poder calorífico del flujo de petróleo crudo es de 6,382 MJ/bl. 3 Expresado en barriles diarios de petróleo equivalente (bdpe).

Gas seco

Industrial (525.71)

Petroquímica Pemex7 (26.97)

Centrales eléctricas PIE (560.77)

Centrales eléctricas públicas (356.27)

Transporte (0.58)


Gasolina 435.83 (884.02)


Diesel 343.50 (748.31)


Prod. no energ.3 45.53 (106.35)


Gas licuado 182.90 (284.58)

Gasolina 99.03 (200.87)



Prod. no energ.3 36.53 (85.33)

51.57

(91.45)

86


Diagrama 12. Balance de petrolíferos 2009, miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios (petajoules)1

Ref

iner

ías

Pla

ntas

de

gas

y

frac

cio

nado

ras

1,179.97

(2,748.23)

221.25

(515.34)

1,842.84 (4,292.12)

1,549.82 (3,609.65)

Co

nsu

mo

pro

pio

y p

érdi

das

58

.63

(1

36

.56

)

Impo

rtac

ión

45

0.4

2 (

1,0

49

.05

)

Exp

ort

ació

n

23

6.4

1 (

55

0.6

1)

Res., com. y púb.

152.32 (354.77)

Transporte 953.15 (2,219.95)

Agropecuario

48.54 (113.06)

Industrial

130.85 (304.75)

Uso no energético

85.91 (200.11)

Centrales eléctricas

179.05 (417.01) Combustóleo 172.47 (401.69)

Gas licuado 150.53 (350.60)


Diesel 1.43 (3.33)



Diesel 243.71 (567.61)




Diesel 46.28 (107.79)



Diesel 22.22 (51.75)

Gasolinas 5.65 (13.16)


Diesel 6.58 (15.32)

172.47 (401.69)

3.72 (15.32)

Combustóleo

8.66 (20.17)



Gasolinas

1.81 (4.21)

Querosenos

0.00 (0.01)

Diesel 17.78 (41.42)


Gas licuado

53.29 (124.12)

Gasolinas 272.50 (634.67)

Diesel

42.54 (99.08)

Combustóleo

51.01 (118.80)

Gas licuado

0.72 (1.68)

Gasolinas

58.02 (135.13)

Querosenos

3.63 (8.44)

Diesel

4.27 (9.95)

Combustóleo

166.40 (387.56)

No energéticos3

2.06 (4.79)

La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras. 1 Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año. 2Incluye petróleo crudo y condensados. 3Expresado en barriles diarios de petróleo equivalente (bpce).

Coque de petróleo

0.74 (1.73)

Querosenos

0.93 (2.17)

Var

iaci

ón

de

inve

nta

rios

8.8

0 (

20

.50

) 1,608.45

(3,746.21)

No energéticos3 79.07 (184.17)

Dif

eren

cia

esta

díst

ica

2.0

2 (

4.7

0)

Coque de petróleo

30.15 (70.21)

Gasolinas

1.20 (2.80)


143.23 (333.57)

Gas a consumo

40.54 (94.43)

1,363.74

(3,176.23)

221.25

(515.34)

Querosenos

0.30 (0.70)

Diesel

0.88 (2.05)

No energéticos3

0.60 (1.39)

2.66 (6.20)

0.30 (0.70) 0.60 (1.39)

Coque de petróleo

1.31 (3.05)

Crudo 2

Líquidos del gas y condensados


Coque 55.58 (129.44)

Gasolinas 643.50 (1,498.76)

1,401.22 (3,263.57)

87


Diagrama 13. Balance de petrolíferos 2008, miles de barriles de petróleo crudo equivalente diarios (petajoules) 1

Ref

iner

ías

Pla

ntas

de

gas

y

frac

cio

nado

ras

1,185.63

(2,769.42)

244.58

(571.30)

1,926.61

(4,500.24)

1,671.90

(3,905.24)

Co

nsu

mo

pro

pio

y p

érdi

das

72

.62

(1

69

.65

)

Impo

rtac

ión

51

3.4

1 (

1,1

99

.25

)

Exp

ort

ació

n

18

3.1

4 (

42

7.7

9)

Res., com. y púb.

158.54 (370.31)

Transporte 1,039.79 (2,428.76)

Agropecuario

51.35 (119.96)

Industrial 146.22 (341.57)

Uso no energético

82.97 (193.80)

Centrales eléctricas 193.03 (450.88)


Gas licuado 156.66 (365.93)


Diesel 1.52 (3.55)



Diesel 275.81 (644.23)




Diesel 49.07 (114.63)



Diesel 25.37 (59.26)

Gasolinas 5.85 (13.67)


Diesel 4.47 (10.44)

188.56 (440.44)

4.47 (10.44)

Combustóleo

3.53 (8.25)

Gas licuado

0.57 (1.33)

Gas licuado

3.27 (7.65)

Gasolinas

14.89 (34.78)


Diesel

16.38 (38.27)

Combustóleo

38.08 (88.94)

Gas licuado

59.06 (137.96)

Gasolinas

300.53 (701.99)

Diesel 63.45 (148.21)

Combustóleo

39.76 (92.87)

Gas licuado

0.08 (0.18)

Gasolinas

59.74 (139.54)

Querosenos

4.88 (11.41)

Diesel 6.01 (14.04)

Combustóleo

110.30 (257.65)

No energéticos3

1.46 (3.40)

La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras. 1 Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año. 2Incluye petróleo crudo y condensados. 3Expresado en barriles diarios de petróleo equivalente (bpce).


Querosenos

4.15 (9.70)

Var

iaci

ón

de

inve

nta

rios

17

.01

(3

9.7

3)

1,744.52

(4,074.89)

No energéticos3 76.50 (178.68)

Dif

eren

cia

esta

díst

ica

1.0

5 (

2.4

4)

Coque de petróleo

46.46 (108.52)

Gasolinas

0.64 (1.50)

Pérdidas por

transformación

123.65 (288.83)

Gas a consumo

40.64 (94.92)

1,349.92

(3,153.17)

244.58

(571.30)

Querosenos

0.99 (2.31)

Diesel

5.18 (12.11)

No energéticos3

0.06 (0.13)


Crudo 2

Líquidos del gas y

condensados


Coque 61.94 (144.67)

Gasolinas 688.20 (1,607.51)

1,430.21

(3,340.72)

88


Diagrama 14. Balance de electricidad servicio público 2009, GWh (petajoules)

Carbón

13,682 Mton (294.83)

Uranio 1

34 ton (112.75)

Combustóleo

9,671 Mm3 (401.69)

Gas natural

10,840 MMm3 (391.66)

Agua

(95.20)

Vapor endógeno 2

(155.51)

Aire

(0.90)

Cen

tral

es t

érm

icas

29,059

(104.61)

10,501

(37.80)

1,196

(4.31)

39,185

(141.07)

43,600

(156.96)

26,445

(95.20)

6,740

(24.26)

249

(0.90)

183,767

(661.56)

324

(1.17)

1,249

(4.50)

182,518

(657.06)

Res., com. y púb. 70,499 (253.80)

Transporte

1,116 (4.02)

Agropecuario

9,299 (33.48)

Industrial 4

101,604 (365.77)

Suma de térmicas

(1,216.25)

Suma de otras (251.61)

Hidroeléctricas

Geotermo-

eléctricas

Eoloeléctricas

Pérdidas por conversión

(771.50)

Suma

123,541

(444.75)

Suma

33,434 (120.36)

Generación neta

225,665

(812.39)

Energía

disponible

227,287

(818.23)

Importación

346

(1.25)

Usos propios de

generación

9,441

(33.99)

Auto- productores

1,276

(4.59)

Pérdidas 3 trans. dist.

42,452

(152.83)

Diferencias de medición

Energía

a ventas

Exportación

Consumo

final total

Generación bruta

235,106

(846.38)

Pérdidas de

calor equivalente

(131.25)

Generación

bruta PIE

78,131

(281.27)

Diesel

406 Mm3 (15.32)

Gas seco

17,108 MMm3 (580.20)

Energía

entregada

183,443 (660.39)

1 10,938 MJ/MWh y E=33.53% 2 10,381 MJ/MWh y E=15.6% 3 Incluye transmisión, sub-transmisión y distribución. 4 Incluye el consumo de electricidad de grandes usuarios del subsector comercial.

Usos propios

trans. y dist.

1,392

(5.01)

89


Diagrama 15. Balance de electricidad servicio público 2008, GWh (petajoules)

Carbón

10,837 Mton (216.60)

Uranio 1

32 ton (106.64)

Combustóleo

10,617 Mm3 (440.44)

Gas natural

9,788 MMm3 (356.27)

Agua

(140.04)

Vapor endógeno 2

(162.88)

Aire

(0.92)

Cen

tral

es t

érm

icas

20,908

(75.27)

9,804

(35.30)

856

(3.08)

43,047

(154.97)

39,047

(140.57)

38,892

(140.04)

7,056

(25.41)

255

(0.92)

185,364

(667.31)

475

(1.71)

1,452

(5.23)

183,912

(662.08)

Res., com. y púb. 68,152 (245.35)

Transporte

1,111 (4.00)

Agropecuario

8,109 (29.19)

Industrial 4

106,540 (383.54)

Suma de térmicas

(1,130.39)

Suma de otras (303.84)

Hidroeléctricas

Geotermo-

eléctricas

Eoloeléctricas

Pérdidas por

conversión

(721.21)

Suma 113,662

(409.18)

Suma

46,203 (166.37)

Generación neta

226,710

(816.16)

Energía

disponible

227,900

(820.44)

Importación

351

(1.26)

Usos

propios de

generación

9,161 (32.98)

Auto- productores

839

(3.02)

Pérdidas 3 trans. dist.

41,409

(149.07)

Diferencias de medición

Ventas

Exportación

Consumo

final total

Generación bruta

235,872

(849.14)

Pérdidas de calor equivalente

(137.47)

Generación

bruta PIE

76,007

(273.63)

Diesel

270 Mm3 (10.44)

Gas seco

16,535 MMm3 (560.77)

Energía

entregada

184,889 (665.60)

1 10,938 MJ/MWh y E=33.10% 2 10,391 MJ/MWh y E=15.60% 3 Incluye transmisión, subtransmisión y distribución. 4 Incluye el consumo de electricidad de grandes usuarios del subsector comercial.

Usos propios

trans. y dist.

1,602

(5.77)

90


Diagrama 16. Balance de electricidad autoabastecedores 2009, GWh (petajoules)

Cen

tral

es t

érm

icas

Hidroeléctricas

Eoloelécticas

Suma de térmicas

(258.14) Pérdidas por

conversión

(167.41)

Suma 25,505

90.70)

Generación

bruta 25,900

(93.24

Excedentes a CFE

1,103

(3.97)

1 Incluye etano, se consideró un poder calorífico superior de 39,018 kJ/m3. 2 Se refiere al gas de coque y gas de alto horno. 4 Incluye licor negro, biogás, carbón y bagazo de caña.

Fuente: Informe Estadístico de Operación Eléctrica de permisionarios de

autoabastecimiento, cogeneración y pequeña producción, CRE. La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.

Usos propios 1,561

(5.62)

Gas natural1

3,383 MMm3 (132.02)

Otros4

(49.04)

8,396

(30.23)

16,187

(58.27)

383 (1.38)

238

(0.86)

Agua

(1.25)

348

(1.25)

Energía a

autconsumo

23,236

(83.65) Comercial y Servicios

390 (1.40)

Pemex

8,469 (30.49)

Industrial

13,621 (49.04)

Otros sectores 755 (2.72)

Generación

neta 24,339

(87.62)

Gases de carbón2

1,384 MMm3 (4.63)

Diesel y combustóleo 1,015 Mm3 (40.60)

Coque de petróleo 977 Mton (31.86)

Viento

(1.25)

347

(1.25)

(2.50) (2.50)

91


Diagrama 17. Balance de electricidad autoabastecedores 2008, GWh (petajoules)

Cen

tral

es t

érm

icas

Hidroeléctricas

Suma de térmicas (295.87) Pérdidas por

conversión

(203.61)

Suma 25,627

(92.26)

Generación

bruta 25,968

(93.48)

Excedentes a CFE

971

(3.50)

1 Incluye etano, se consideró un poder calorífico superior de 39,018 kJ/m3. 2 Se refiere al gas de coque y gas de alto horno. 4 Incluye licor negro, biogás, carbón y bagazo de caña.

Fuente: Informe Estadístico de Operación Eléctrica de permisionarios de autoabastecimiento, cogeneración y pequeña producción, CRE.


Usos propios 1,039

(3.74)

Gas natural1

4,108 MMm3 (174.27)

Otros4 (45.60)

8,973

(32.30)

16,022

(57.68)

435 (1.57)

197

(0.71)

Agua

(1.23)

341

(1.23)

Energía a

autconsumo

23,959

(86.25) Comercial y Servicios

412 (1.48)

Pemex

8,916 (32.10)

Industrial

14,071 (50.65)

Otros sectores 560 (2.02)

Generación

neta 24,930

(89.75)

Gases de carbón2

1,597 MMm3 (5.35)

Diesel y combustóleo 995 Mm3 (39.79)

Coque de petróleo 982 Mton (30.86)

92


7. Balances regionales

Figura 32. Regiones económicas de México

Región Noroeste

Región Noreste

Región Centro-Occidente

Región Centro

Región Sur-Sureste

93


Cuadro 29. Balance de energía de la región Noroeste 2009 (petajoules)

La región Noroeste comprende los estados de Baja California, Baja California Sur, Sonoro y Sinaloa.

Petróleo

crudo

Conden-

sados

Gas

natural

Nucleo-

energía

Hidro-

energía

Geo-

energía

Energía

eólica

Bagazo

de cañaLeña

Total

energía

primaria

Coque

de

petróleo

Gas LPGasolinas

y naftas

Quero-

senosDiesel

Combus-

tóleo

Prod. no

ener-

géticos

Gas secoElectri-

cidad

Total

energía

secundaria

Total

Producción 0.00 0.00 0.00 0.00 10.29 113.50 0.00 3.54 6.50 133.83 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 133.83

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Importación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.03 22.92 35.99 0.00 35.53 35.02 0.00 141.80 1.03 272.33 272.33

Variación de inventarios 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.32 0.09 -0.19 -0.79 0.00 -37.38 0.00 -37.95 -37.95

Oferta total 0.00 0.00 0.00 0.00 10.29 113.50 0.00 3.54 6.50 133.83 0.03 22.92 36.31 0.09 35.34 34.23 0.00 104.43 1.03 234.38 368.20

Exportación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -42.21 0.00 0.00 -3.54 -45.75 -45.75

Maquila-intercambio neto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Intercambio regional neto 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 7.00 14.08 159.01 12.02 70.35 114.37 0.00 0.00 2.02 378.85 378.85

Energía no aprovechada 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.04 0.00 -0.04 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.04

Oferta interna bruta 0.00 0.00 0.00 0.00 10.29 113.50 0.00 3.50 6.50 133.79 7.03 37.00 195.32 12.11 105.69 106.39 0.00 104.43 -0.50 567.47 701.26

Total transformación 0.00 0.00 0.00 0.00 -10.29 -113.50 0.00 0.00 0.00 -123.79 0.00 0.00 0.00 0.00 -5.28 -100.38 0.00 -93.20 108.93 -89.93 -213.72

Coquizadoras 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Refinerías y desp. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Plantas de gas y fracc. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Centrales eléctricas 0.00 0.00 0.00 0.00 -10.29 -113.50 0.00 0.00 0.00 -123.79 0.00 0.00 0.00 0.00 -5.28 -100.38 0.00 -93.20 108.93 -89.93 -213.72

Consumo propio sector 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.25 0.00 -0.31 -4.89 -5.45 -5.45

Transf. interproductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Diferencia estadística 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2.54 2.54 2.55

Pérdidas (transp.,dist.) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -11.63 -11.63 -11.63

Consumo final total 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 3.50 6.50 10.00 7.03 37.00 195.32 12.11 100.41 5.76 0.00 10.92 94.46 463.01 473.01

Producción bruta de energía secundaria 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 108.93 108.93 108.93



94


Cuadro 30. Balance de energía de la región Noreste 2009 (petajoules)

La región Noreste comprende los estados de Chihuahua, Coahuila, Durango, Tamaulipas y Nuevo León.

Petróleo

crudo

Conden-

sados

Gas

natural

Nucleo-

energía

Hidro-

energía

Geo-

energía

Energía

eólica

Bagazo

de cañaLeña

Total

energía

primaria

Coque

de

petróleo

Gas LPGasolinas

y naftas

Quero-

senosDiesel

Combus-

tóleo

Prod. no

ener-

géticos

Gas secoElectri-

cidad

Total

energía

secundaria

Total

Producción 217.31 19.97 920.37 0.00 1.03 0.00 0.00 4.29 11.71 1,174.67 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1,174.67

De otras fuentes 0.00 0.00 266.40 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 266.40 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 266.40

Importación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 47.52 54.71 61.66 0.00 22.89 30.13 0.00 308.60 0.21 525.73 525.73

Variación de inventarios -40.15 -0.65 -2.63 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -43.43 0.89 -0.18 0.21 0.11 -0.31 -4.04 0.47 13.40 0.00 10.56 -32.87

Oferta total 177.16 19.32 1,184.14 0.00 1.03 0.00 0.00 4.29 11.71 1,131.24 48.41 54.53 61.88 0.11 22.59 26.10 0.47 322.00 0.21 536.29 1,667.53

Exportación -29.41 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -29.41 -3.05 -0.23 -2.28 -0.41 -5.00 0.00 0.00 -23.32 -0.10 -34.39 -63.80


Intercambio regional neto 710.81 0.00 -209.77 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 501.04 -93.02 -32.36 -93.60 -13.18 -108.55 -32.37 13.13 -138.91 -83.78 -582.64 -81.60

Energía no aprovechada 0.00 0.00 -2.56 0.00 0.00 0.00 0.0 -0.05 0.00 -2.61 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -2.61

Oferta interna bruta 858.56 19.32 971.80 0.00 1.03 0.00 0.00 4.24 11.71 1,600.26 -47.66 21.94 -34.00 -13.48 -90.96 -6.28 13.59 159.77 -83.67 -80.74 1,519.52

Total transformación -841.49 -19.32 -712.05 0.00 -1.03 0.00 0.00 0.00 0.00 -1,573.89 64.01 37.07 305.27 22.42 268.41 33.20 34.66 -66.26 272.07 970.86 -603.03

Coquizadoras 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Refinerías y desp. -841.49 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -841.49 64.01 4.32 276.50 22.37 269.42 70.79 34.60 35.28 0.00 777.29 -64.20

Plantas de gas y fracc. 0.00 -19.32 -712.05 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -731.37 0.00 32.75 28.77 0.06 0.00 0.03 0.06 323.71 0.00 385.37 -346.00

Centrales eléctricas 0.00 0.00 0.00 0.00 -1.03 0.00 0.00 0.00 0.00 -1.03 0.00 0.00 0.00 0.00 -1.00 -37.63 0.00 -425.24 272.07 -191.81 -192.84

Consumo propio sector 0.00 0.00 -12.85 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -12.85 0.00 0.00 -1.92 0.00 0.00 -14.19 0.00 -80.98 -11.17 -108.26 -121.11

Transf. interproductos 0.00 0.00 -184.06 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -184.06 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 184.06 0.00 184.06 0.00

Recirculaciones 0.00 0.00 -17.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -17.59 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -17.59

Diferencia estadística 0.00 0.00 -45.25 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 19.50 0.00 0.00 0.00 2.22 0.00 0.00 0.00 0.00 9.26 11.48 30.99

Pérdidas (transp.,dist.) -17.07 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -17.07 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -27.35 -27.35 -44.42

Consumo final total 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 4.24 11.71 15.95 16.35 59.01 269.36 11.16 177.45 12.72 48.25 196.59 159.15 950.05 966.00

Producción bruta de energía secundaria 64.01 37.07 305.27 22.42 269.42 70.82 34.66 358.99 272.07 1,434.73 1,434.73



95


Cuadro 31. Balance de energía de la región Centro-Occidente 2009 (petajoules)

La región Centro-Occidente comprende los estados de Aguascalientes, Colima, Guanajuato, Jalisco, Michoacán, Nayarit, Querétaro, San Luis Potosí y Zacatecas.

Petróleo

crudo

Conden-

sados

Gas

natural

Nucleo-

energía

Hidro-

energía

Geo-

energía

Energía

eólica

Bagazo

de cañaLeña

Total

energía

primaria

Coque

de

petróleo

Gas LPGasolinas

y naftas

Quero-

senosDiesel

Combus-

tóleo

Prod. no

ener-

géticos

Gas secoElectri-

cidad

Total

energía

secundaria

Total

Producción 0.00 0.00 0.00 0.00 15.67 34.56 0.00 26.86 39.91 117.01 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 117.01

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Importación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 16.14 11.31 0.00 2.07 17.39 0.00 0.00 0.00 46.90 46.90

Variación de inventarios 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -2.62 -0.10 1.04 0.06 -0.48 -3.53 0.83 11.84 0.00 7.05 7.05

Oferta total 0.00 0.00 0.00 0.00 15.67 34.56 0.00 26.86 39.91 117.01 -2.61 16.04 12.35 0.06 1.59 13.85 0.83 11.84 0.00 53.96 170.97

Exportación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -27.67 0.00 0.00 0.00 -27.67 -27.67


Intercambio regional neto 434.89 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 434.89 59.99 80.58 232.19 -0.15 83.28 71.53 -39.33 233.82 62.43 784.33 1,219.23


Oferta interna bruta 434.89 0.00 0.00 0.00 15.67 34.56 0.00 26.57 39.91 551.61 57.38 96.62 244.54 -0.09 84.87 57.71 -38.50 245.66 62.43 810.62 1,362.23

Total transformación -434.89 0.00 0.00 0.00 -15.67 -34.56 0.00 0.00 0.00 -485.13 0.00 3.13 118.04 17.42 93.23 -5.08 45.62 -115.85 119.34 275.85 -209.28

Coquizadoras 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00



Centrales eléctricas 0.00 0.00 0.00 0.00 -15.67 -34.56 0.00 0.00 0.00 -50.24 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.24 -105.81 0.00 -131.34 119.34 -118.05 -168.29

Consumo propio sector 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -33.02 0.00 -36.32 -4.35 -73.69 -73.69



Diferencia estadística 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -2.67 -2.66 -2.66


Consumo final total 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 26.57 39.91 66.48 57.38 99.75 362.58 17.33 178.10 19.61 7.11 93.49 149.15 984.52 1,050.99




96


Cuadro 32. Balance de energía de la región Centro 2009 (petajoules)

La región Centro comprende los siguientes estados: Distrito Federal, Hidalgo, México, Morelos, Puebla y Tlaxcala.

Petróleo

crudo

Conden-

sados

Gas

natural

Nucleo-

energía

Hidro-

energía

Geo-

energía

Energía

eólica

Bagazo

de cañaLeña

Total

energía

primaria

Coque

de

petróleo

Gas LPGasolinas

y naftas

Quero-

senosDiese l

Combus-

tóleo

Prod.

no ener-

géticos

Gas secoElectri-

cidad

Total

energía

secundaria

Total

Producción 0.00 0.00 0.00 0.00 8.49 7.49 0.00 6.12 56.74 78.85 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 78.85

De otras fuentes 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Importación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 22.61 0.00 228.79 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 251.41 251.41

Variación de inventarios 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.15 0.86 0.23 -0.24 -6.18 0.06 8.36 0.00 3.24 3.24

Oferta total 0.00 0.00 0.00 0.00 8.49 7.49 0.00 6.12 56.74 78.85 22.61 0.15 229.66 0.23 -0.24 -6.18 0.06 8.36 0.00 254.65 333.50

Exportación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00


Intercambio regional neto 658.10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 658.10 16.66 167.94 -10.05 -1.40 26.65 -119.87 54.25 230.76 158.07 523.01 1,181.11


Oferta interna bruta 658.10 0.00 0.00 0.00 8.49 7.49 0.00 6.05 56.74 736.88 39.27 168.09 219.61 -1.17 26.41 -126.04 54.30 239.11 158.07 777.65 1,514.53

Total transformación -658.10 0.00 0.00 0.00 -8.49 -7.49 0.00 0.00 0.00 -674.09 0.00 16.01 200.27 44.39 124.85 145.40 13.92 -91.78 70.86 523.92 -150.17

Coquizadoras 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00



Centrales eléctricas 0.00 0.00 0.00 0.00 -8.49 -7.49 0.00 0.00 0.00 -15.99 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -60.30 0.00 -107.23 70.86 -96.67 -112.66

Consumo propio sector 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.01 -0.70 0.00 0.00 -42.99 -3.47 -47.18 -47.18



Diferencia estadística 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -8.10 0.00 -5.84 -13.94 -13.94


Consumo final total 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 6.05 56.74 62.79 39.27 184.10 419.88 43.22 150.56 19.35 60.12 104.34 155.30 1,176.14 1,238.94




97


Cuadro 33. Balance de energía de la región Sur-Sureste 2009 (petajoules)

La región Sur-Sureste comprende los estados de Campeche, Chiapas, Guerrero, Oaxaca, Quintana Roo, Tabasco, Veracruz y Yucatán.

Petróleo

crudo

Conden-

sadosGas natural

Nucleo-

energía

Hidro-

energía

Geo-

energía

Energía

eólica

Bagazo

de cañaLeña

Total

energía

primaria

Coque

de

petróleo

Gas LPGasolinas

y naftas

Quero-

senosDiesel

Combus-

tóleo

Prod. no

ener-

géticos

Gas secoElectri-

cidad

Total

energía

secundaria

Total

Producción 5,841.40 66.11 1,855.20 112.75 59.72 0.00 0.90 47.91 145.82 8,129.81 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 8,129.81

De otras fuentes 0.00 0.00 450.70 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 450.70 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 450.70

Importación 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.04 30.35 296.92 2.17 38.58 36.27 0.00 0.00 0.00 404.32 404.32

Variación de inventarios 57.99 0.00 -76.57 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -18.58 0.00 -1.31 0.36 0.21 -0.84 -5.63 0.04 -8.45 0.00 -15.62 -34.20

Oferta total 5,899.39 66.11 2,229.33 112.75 59.72 0.00 0.90 47.91 145.82 8,111.23 0.04 29.04 297.28 2.38 37.74 30.63 0.04 -8.45 0.00 388.70 8,499.94

Exportación -2,839.13 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -2,839.13 0.00 -1.45 -132.85 -8.03 -4.95 -317.68 -4.79 0.00 -0.86 -470.61 -3,309.74


Intercambio regional neto -1,803.80 0.00 209.77 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -1,594.03 9.37 -230.25 -287.55 2.70 -71.73 -33.66 -28.04 -325.67 -138.73 -1,103.55 -2,697.58

Energía no aprovechada -0.33 0.00 -424.50 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.53 0.00 -425.35 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -425.35

Oferta interna bruta 1,256.13 66.11 2,014.60 112.75 59.72 0.00 0.90 47.39 145.82 3,252.72 9.41 -202.66 -123.13 -2.95 -38.94 -320.71 -32.79 -334.11 -139.59 -1,185.46 2,067.26

Total transformación -1,237.14 -66.11 -1,134.47 -112.75 -59.72 0.00 -0.90 0.00 0.00 -2,611.08 0.00 267.34 379.63 29.89 203.61 388.02 101.47 767.54 275.35 2,412.86 -198.23

Coquizadoras 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Refinerías y desp. -1,237.14 -4.60 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -1,241.74 0.00 18.54 265.14 29.89 212.41 485.59 11.10 28.21 0.00 1,050.88 -190.86

Plantas de gas y fracc. 0.00 -61.51 -1,134.47 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -1,195.98 0.00 248.80 114.49 0.00 0.00 0.00 90.38 954.18 0.00 1,407.85 211.87

Centrales eléctricas 0.00 0.00 0.00 -112.75 -59.72 0.00 -0.90 0.00 0.00 -173.37 0.00 0.00 0.00 0.00 -8.80 -97.57 0.00 -214.85 275.35 -45.87 -219.24

Consumo propio sector 0.00 0.00 -219.53 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -219.53 0.00 -7.53 -2.29 0.00 -40.71 -35.93 0.00 -265.70 -10.12 -362.27 -581.80

Transf. interproductos 0.00 0.00 -280.46 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -280.46 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 280.46 0.00 280.46 0.00

Recirculaciones 0.00 0.00 -300.36 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -300.36 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -309.93 0.00 -309.93 -610.29

Diferencia estadística -4.43 0.00 -79.78 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -214.34 0.00 0.00 10.57 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.55 10.02 -204.32

Pérdidas (transp.,dist.) -14.56 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -14.56 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -23.98 -23.98 -38.53

Consumo final total 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 47.39 145.82 193.21 9.41 57.15 264.79 26.94 123.96 31.39 68.68 138.27 101.12 821.71 1,014.92

Producción bruta de energía secundaria 0.00 267.34 379.63 29.89 212.41 485.59 101.47 982.40 275.35 2,734.08 2,734.08



98


Anexo estadístico

99


Cuadro 34. Poderes caloríficos netos y equivalencias energéticas

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009Petróleo crudo (promedio de la producción) (MJ/bl) 5,988 6,005 5,968 5,863 5,875 6,003 6,225 6,147 6,155 6,382 6,381

Condensados (MJ/bl) 3,661 3,661 3,685 3,685 4,519 4,519 3,879 3,879 3,879 4,845 4,944Gas natural (promedio asociado y no asociado) (kJ/m3) 36,132 36,300 36,602 36,752 37,222 36,870 41,097 41,693 39,383 38,675 40,128

Gas natural asociado 1

(kJ/m3) 39,972 40,273 40,441 40,474 40,776 38,395 44,077 45,344 41,283 40,053 39,942Gas natural no asociado (kJ/m3) 32,292 32,326 32,762 33,030 33,667 35,344 38,116 38,041 37,482 37,296 40,314

Carbón térmico nacional (MJ/t) 18,872 19,136 18,796 19,405 19,405 19,405 19,405 19,405 19,405 19,405 19,405Carbón térmico de importación (MJ/t) 18,360 18,360 23,981 25,284 25,284 25,284 25,284 25,284 25,284 25,284 25,284

Carbón siderúrgico nacional (MJ/t) 23,483 23,483 23,483 23,483 22,187 20,523 21,952 19,922 21,435 19,987 19,987Carbón siderúrgico de importación (MJ/t) 29,559 29,559 29,559 29,559 29,559 29,559 29,559 29,559 29,559 29,559 29,559

Gasolinas naturales (MJ/bl) 4,781 4,781 4,781 4,781 4,781 4,781 4,781 4,781 4,781 4,781 4,781

Coque de petróleo (MJ/t) 31,672 31,672 29,631 30,675 30,675 30,675 30,675 30,675 31,424 31,424 32,617Gas licuado (MJ/bl) 3,734 3,734 3,734 3,734 3,812 3,812 3,765 3,765 4,177 4,251 4,248

Gasolinas y naftas (MJ/bl) 5,126 5,126 5,051 5,051 4,858 5,331 4,872 4,872 5,025 5,542 5,182Metil-terbutil-éter (MTBE) (MJ/bl) 5,185 5,185 5,185 5,076 3,931 5,458 4,758 4,758 4,611 5,149 4,473

Querosenos (MJ/bl) 5,665 5,665 5,602 5,602 5,347 5,535 5,223 5,223 5,376 5,450 5,477Diesel (MJ/bl) 5,729 5,729 5,561 5,561 5,578 5,757 5,426 5,426 5,652 5,952 5,692

Combustóleo (MJ/bl) 6,392 6,392 6,392 6,392 6,189 6,388 6,019 6,019 6,271 6,429 6,538Asfaltos (MJ/bl) 6,539 6,539 6,539 6,515 6,452 6,643 6,642 6,642 6,624 6,444 6,691

Lubricantes (MJ/bl) 6,029 6,029 6,029 6,800 5,929 6,029 6,182 6,211 6,182 5,970 5,970Gas seco

2(kJ/m3) 33,427 33,427 33,913 33,913 33,913 33,913 33,913 33,913 33,913 33,913 33,913

Azufre (MJ/t) 8,831 8,831 8,831 8,750 8,014 8,831 8,831 9,007 9,043 9,269 9,177Etano (MJ/bl) 2,709 2,709 2,709 2,709 2,709 2,707 2,851 2,849 2,854 2,854 2,850

Materia prima para negro de humo (MJ/bl) 6,709 6,709 7,079 7,079 6,654 6,659 6,194 6,194 6,194 6,194 6,349Gas seco de exportación (kJ/m3) 35,228 35,424 33,913 35,707 35,707 35,707 35,812 35,812 35,812 35,812 35,812

Gas seco de importación (kJ/m3) 34,376 34,478 33,913 34,599 34,448 34,475 34,399 34,614 34,614 34,614 34,614Coque de carbón (MJ/t) 26,521 26,521 26,521 26,521 26,521 26,521 26,521 26,521 26,521 26,521 26,521

Leña (MJ/t) 14,486 14,486 14,486 14,486 14,486 14,486 14,486 14,486 14,486 14,486 14,486Bagazo de caña (MJ/t) 7,055 7,055 7,055 7,055 7,055 7,055 7,055 7,055 7,055 7,055 7,055

Equivalente de electricidad en términos secundarios (MJ/MWh) 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600 3,600Uranio (MJ/g) 3,287 3,287 3,287 3,287 3,287 3,287 3,287 3,287 3,287 3,287 3,2871 El gas natural asociado se mide a la salida de las baterías de separación, estandarizado a 20

oC y a 100 kPa.

2 Corresponde a volúmenes medidos a 20

oC y a 100 kPa de presión.

100


Cuadro 35. Producción de energía primaria 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al 9,332.70 9,601.00 9,687.62 9,626.77 10,077.95 10, 308.44 10,630.54 10,548.63 10,389.06 10,284.55 9,852.92

Carbón 203.85 226.70 223.20 220.27 192.89 198.85 216.00 230.70 251.24 229.30 212.00

Hidrocarburos 8,394.98 8,652.14 8,773.85 8,725.50 9,201.74 9,404.04 9,653.89 9,568.38 9,386.86 9,278.03 8,920.38

Petróleo crudo 6,351.47 6,619.79 6,811.69 6,798.98 7,228.47 7,432.56 7,573.78 7,304.40 6,923.36 6,520.85 6,058.73

Condensados 132.36 138.11 144.91 128.41 131.48 152.67 183.67 141.13 107.20 91.45 86.08

Gas natural 1,911.15 1,894.24 1,817.26 1,798.11 1,841.80 1,818.81 1,896.43 2,122.86 2,356.30 2,665.74 2,775.57

Nucleoenergía 108.26 90.33 96.70 106.97 114.87 100.63 117.88 119.42 114.49 106.64 112.75

Renovables 625.61 631.83 593.87 574.03 568.45 604.92 642.77 630.12 636.48 670.58 607.80

Hidroenergía 117.76 119.07 102.37 89.50 71.11 90.27 99.40 109.10 97.35 140.01 95.20

Geoenergía 129.63 136.93 128.18 126.19 137.08 151.78 168.44 154.27 170.86 162.83 155.53

Energía solar 1.61 1.82 2.18 2.43 2.79 3.10 3.54 3.95 4.56 5.62 6.75

Energía eólica 0.02 0.03 0.02 0.04 0.04 0.04 0.04 0.18 0.91 0.94 0.91

Biomasa 376.59 373.99 361.12 355.86 357.43 359.73 371.36 362.63 362.80 361.18 349.40

Bagazo de caña 93.00 89.01 94.02 89.63 90.41 93.08 104.93 98.03 99.56 99.13 88.73

Leña 283.59 284.98 267.09 266.24 267.03 266.65 266.43 264.60 263.24 262.05 260.68Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)

Evolución 1999-2009

Nucleoenergía

Renovables

Carbón

Gas natural y cond.

Petróleo crudo

61.5%

29.0%

2.2%

6.2%

1.1%

2009

9,852.9 PJ

101


Cuadro 36. Importación de energía 1999-2009 (petajoules)

Nota: Otros productos incluye querosenos y electricidad.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al 735.84 892.05 880.67 897.43 949.89 1,003.22 1,175.09 1,310.73 1, 554.06 1,812.14 1,660.35

Carbón 61.63 64.89 87.43 153.32 188.12 109.15 191.18 199.82 136.45 123.07 154.14

Petróleo crudo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Coque 7.79 48.55 49.60 66.91 82.30 78.75 80.81 105.59 119.66 117.76 75.73

Coque de carbón 0.00 16.74 10.94 10.54 13.56 14.01 10.35 8.57 7.22 9.24 5.52

Coque de petróleo 25.20 31.81 38.66 56.37 68.74 64.74 70.46 97.02 112.44 108.52 70.21

Gas licuado 127.89 164.94 136.03 138.40 118.73 118.08 100.23 105.39 126.38 137.96 124.12

Gasolinas y naftas 195.51 169.94 254.14 174.91 122.62 220.23 339.28 381.69 579.30 701.99 634.67

Querosenos 5.63 8.57 3.95 1.41 0.00 0.00 0.00 0.26 6.82 9.70 2.17

Diesel 57.45 58.02 13.58 34.95 8.01 6.20 42.30 80.30 108.77 148.21 99.08

Combustóleo 217.30 272.49 198.79 64.66 73.52 67.35 97.03 71.43 80.85 92.87 118.80

Productos no energéticos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Gas seco 60.27 100.80 135.97 260.96 356.34 403.30 323.95 364.35 394.83 479.31 450.40

Electricidad 2.36 3.85 1.18 1.91 0.26 0.17 0.31 1.88 1.00 1.26 1.25Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.Las importaciones de gas seco incluyen importaciones de gas natural licuado.La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Otros productos

Diesel

Combustóleo

Gas licuado

Carbón y Coque

Gas seco

Gasolinas y naftas

38.2%

27.1%

13.8%

7.5%

7.2%

6.0%

0.2%

2009

1,660.4 PJ

102


Cuadro 37. Exportación de energía 1999-2009 (petajoules)

Nota: Otros productos incluye carbón, condensados, coques, gas licuado, querosenos, diesel, productos no energéticos, gas seco y electricidad.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al 3,729.94 3,857.22 3,932.33 3, 884.35 4, 354.16 4,455.76 4,542.71 4,427.76 4,218.76 3,757.30 3,447.10

Carbón 1.63 0.09 0.18 0.07 0.01 0.03 0.10 0.07 0.19 0.17 0.11

Petróleo crudo 3,395.34 3,631.11 3,725.49 3,561.89 3,989.11 4,124.06 4,149.80 4,031.67 3,788.08 3,286.29 2,868.55

Condensados 0.00 0.00 0.00 0.00 0.30 2.10 3.05 1.49 0.00 0.00 0.00

Coque 0.02 0.05 0.03 0.02 0.06 0.05 4.55 3.67 1.44 1.66 3.06

Coque de carbón 0.00 0.05 0.03 0.02 0.05 0.05 0.04 0.07 0.08 0.09 0.01


Gas licuado 6.10 7.58 4.28 0.52 0.42 0.34 2.43 2.87 1.55 0.18 1.68


Querosenos 4.83 7.55 5.14 12.97 14.87 13.78 13.25 11.99 6.67 11.41 8.44

Diesel 18.85 9.33 19.83 16.22 5.95 16.21 1.64 5.04 18.17 14.04 9.95

Combustóleo 113.58 48.53 22.29 154.19 213.03 140.66 210.86 196.37 198.68 257.65 387.56


Gas seco 47.57 8.29 8.72 1.54 0.00 0.00 8.38 11.48 48.61 37.74 23.32

Electricidad 0.47 0.70 0.98 1.24 3.43 3.62 4.65 4.68 5.22 5.23 4.50

Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Otros

Gasolinas y naftas

Combustóleo

Petróleo crudo

83.2%11.2%

3.9%

1.6%

2009

3,447.1 PJ

103


Cuadro 38. Exportación neta de energía 1999-2009 (petajoules)

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al 2,976.68 2,965.17 3,051.66 2,986.92 3,404.27 3,452.53 3, 367.63 3,117.04 2,664.70 1,945.17 1, 786.74

Energía primaria 3,335.33 3,566.32 3,638.25 3,408.64 3,801.30 4,017.05 3,961.77 3,833.41 3,651.82 3,163.39 2,714.53

Carbón -60.00 -64.79 -87.25 -153.25 -188.11 -109.12 -191.08 -199.75 -136.27 -122.90 -154.03

Petróleo crudo 3,395.34 3,631.11 3,725.49 3,561.89 3,989.11 4,124.06 4,149.80 4,031.67 3,788.08 3,286.29 2,868.55

Condensados 0.00 0.00 0.00 0.00 0.30 2.10 3.05 1.49 0.00 0.00 0.00

Energía secundaria -358.65 -601.14 -586.58 -421.72 -397.04 -564.52 -594.14 -716.37 -987.12 -1,218.22 -927.78

Coque total -25.20 -48.51 -49.57 -66.89 -82.24 -78.70 -76.27 -101.92 -118.22 -116.10 -72.67

Coque de carbón 0.00 -16.69 -10.91 -10.52 -13.51 -13.96 -10.31 -8.50 -7.14 -9.15 -5.51

Coque de petróleo -25.20 -31.81 -38.66 -56.37 -68.73 -64.74 -65.96 -93.42 -111.07 -106.95 -67.16

Gas licuado -121.80 -157.36 -131.76 -137.88 -118.32 -117.74 -97.79 -102.52 -124.83 -137.79 -122.43

Gasolinas y naftas -61.38 -39.11 -118.15 -45.77 2.80 -71.47 -198.73 -227.61 -433.13 -562.45 -499.54

Querosenos -0.80 -1.02 1.19 11.56 14.87 13.78 13.25 11.73 -0.14 1.71 6.28

Diesel -38.60 -48.69 6.25 -18.73 -2.06 10.01 -40.66 -75.26 -90.60 -134.17 -89.13

Combustóleo -103.72 -223.96 -176.50 89.54 139.51 73.32 113.83 124.93 117.82 164.78 268.76


Gas seco -12.70 -92.51 -127.25 -259.41 -356.34 -403.30 -315.57 -352.87 -346.22 -441.58 -427.08

Electricidad -1.89 -3.15 -0.20 -0.67 3.18 3.45 4.33 2.79 4.23 3.96 3.25Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondo de las cifras.

Incluye maquila intercambio neto.

104


Cuadro 39. Oferta interna bruta de energía primaria 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al 6, 022.53 6,044.89 6, 084.06 6,097.05 6,426.92 6,536.85 6,982.46 7,097.36 7,110.83 7,144.08 7,360.57

Carbón 250.37 257.58 293.94 331.95 380.05 305.05 400.54 392.50 388.39 294.74 361.48

Hidrocarburos 5,039.31 5,066.12 5,100.58 5,085.07 5,364.54 5,527.26 5,822.41 5,956.38 5,972.57 6,073.21 6,279.52

Petróleo crudo 2,863.99 2,829.35 2,869.87 2,842.74 3,018.82 3,107.80 3,233.68 3,107.58 3,086.47 3,213.28 3,207.69

Condensados 132.31 138.10 144.90 127.39 131.18 150.42 180.59 139.64 107.18 91.33 85.43

Gas natural 2,043.01 2,098.67 2,085.81 2,114.94 2,214.53 2,269.04 2,408.14 2,709.16 2,778.91 2,768.60 2,986.40

Nucleoenergía 108.26 90.33 96.70 106.97 114.87 100.63 117.88 119.42 114.49 106.64 112.75

Renovables 624.59 630.86 592.85 573.05 567.46 603.91 641.63 629.05 635.39 669.50 606.83

Hidroenergía 117.76 119.07 102.37 89.50 71.11 90.27 99.40 109.10 97.35 140.01 95.20

Geoenergía 129.63 136.93 128.18 126.19 137.08 151.78 168.44 154.27 170.86 162.83 155.53

Energía solar 1.61 1.82 2.18 2.43 2.79 3.10 3.54 3.95 4.56 5.62 6.75

Energía eólica 0.02 0.03 0.02 0.04 0.04 0.04 0.04 0.18 0.91 0.94 0.91

Biomasa 375.57 373.02 360.09 354.89 356.45 358.72 370.22 361.56 361.71 360.10 348.43

Bagazo de caña 91.98 88.04 93.00 88.65 89.42 92.06 103.78 96.96 98.47 98.05 87.75

Leña 283.59 284.98 267.09 266.24 267.03 266.65 266.43 264.60 263.24 262.05 260.68



0

2,000

4,000

6,000

8,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Nucleoenergía

Renovables

Carbón

Gas natural y cond.

Petróleo crudo

43.6%

41.7%

4.9%

8.2%

1.5%

2009

7,360.6 PJ

105


Cuadro 40. Energía primaria a transformación por centro 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al 5,060.83 5,088.49 5,141.40 5, 215.64 5,503.10 5,544.32 5,840.56 5,788.49 5,774.74 5,747.51 5, 945.22

Coquizadoras 63.87 64.08 59.22 57.28 57.22 56.50 57.40 58.71 59.01 59.46 57.40

Carbón 63.87 64.08 59.22 57.28 57.22 56.50 57.40 58.71 59.01 59.46 57.40

Refinerías y despuntadoras 2,807.69 2,782.60 2,808.38 2,819.85 3,000.95 3,065.11 3,239.23 3,066.83 3,051.29 3,153.17 3,176.23

Petróleo crudo 2,802.08 2,775.71 2,802.80 2,817.26 2,995.30 3,057.64 3,194.41 3,061.26 3,047.43 3,147.24 3,171.63

Condensados 5.61 6.88 5.59 2.59 5.65 7.48 44.82 5.56 3.86 5.93 4.60

Plantas de gas y fraccionadoras 1,654.91 1,712.41 1,719.53 1,751.70 1,813.85 1,843.87 1,830.72 1,962.89 1,966.56 1,907.87 2,052.37

Condensados 126.75 131.71 139.18 124.69 125.52 143.03 135.85 134.07 103.34 85.52 80.83

Gas natural 1,528.16 1,580.70 1,580.35 1,627.01 1,688.34 1,700.83 1,694.87 1,828.82 1,863.22 1,822.36 1,971.54

Centrales eléctricas 534.37 529.41 554.26 586.81 631.07 578.85 713.21 700.06 697.87 627.01 659.22

Carbón 178.69 183.06 226.99 264.10 307.98 236.12 327.45 317.10 314.26 216.60 294.83

Nucleoenergía 108.26 90.33 96.70 106.97 114.87 100.63 117.88 119.42 114.49 106.64 112.75

Hidroenergía 117.76 119.07 102.37 89.50 71.11 90.27 99.40 109.10 97.35 140.01 95.20

Geoenergía 129.63 136.93 128.18 126.19 137.08 151.78 168.44 154.27 170.86 162.83 155.53

Energía eólica 0.02 0.03 0.02 0.04 0.04 0.04 0.04 0.18 0.91 0.94 0.91Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Coquizadoras

Centrales eléctricas

Plantas de gas y fraccionadoras

Refinerías y despuntadoras

53.4%

34.5%

11.1%

1.0%

2009

5,945.2 PJ

106


Cuadro 41. Producción bruta de energía secundaria 1999-2009 (petajoules)

Nota: Otros incluye combustibles sólidos, gas licuado, querosenos y productos no energéticos.

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total 5,028.36 4,956.37 4,949.67 5,099.30 5,250.66 5,459.32 5,307.36 5,354.91 5,497.57 5,583.16 5,529.03

Total combustibles sólidos 61.60 62.77 55.22 54.18 78.95 96.83 99.81 104.38 107.67 114.10 110.77

Coque de carbón 59.08 59.28 54.78 52.99 52.93 52.26 53.10 54.31 54.59 55.01 46.77


Total de petrolíferos 3,242.43 3,102.83 3,079.68 3,176.57 3,250.76 3,382.09 3,191.21 3,105.83 3,184.44 3,281.62 3,199.55

Gas licuado 319.43 312.33 318.04 325.11 342.10 352.91 340.48 331.27 344.19 324.86 323.56

Gasolinas y naftas 916.42 896.14 882.31 888.55 942.71 1,054.76 936.71 948.61 1,021.25 1,084.89 1,003.22

Querosenos 121.91 117.09 118.92 119.61 119.91 128.77 122.63 124.47 130.53 128.07 114.12

Diesel 577.37 561.67 571.62 541.74 626.63 684.07 630.18 649.85 689.12 748.31 700.14

Combustóleo1

1,115.17 1,025.65 1,018.01 1,134.72 1,061.60 996.43 974.49 876.65 815.11 803.81 862.85


Gas seco2

1,073.03 1,096.84 1,104.76 1,144.03 1,187.50 1,229.32 1,228.04 1,334.41 1,368.27 1,338.30 1,372.32

Electricidad 651.30 693.94 710.01 724.51 733.45 751.08 788.30 810.28 837.19 849.14 846.38

Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.1 A partir de 1999 incluye residuos de vacío, virgin stock , residuo de absorción y residuo largo.

2 Incluye gas de refinerías, otras corrientes suplementarias y etano a ductos de gas seco.


0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Otros

Diesel

Electricidad

Combustóleo

Gasolinas y naftas

Gas seco

24.8%

18.1%

15.6%

15.3%

12.7%

13.5%

2009

5,529.0 PJ

107


Cuadro 42. Consumo nacional de energía 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Consumo nacional 6,431.64 6,806.46 6,796.88 6,734.47 6,994.52 7,271.47 7, 676.16 7,868.28 8,032.58 8, 291.08 8,246.96

Consumo del sector energético 1,917.92 2,176.06 2,293.12 2,226.11 2,372.47 2,223.75 2,646.16 2,654.58 2,535.58 2,565.06 2,826.55

Consumo por transformación 1,184.71 1,427.08 1,525.88 1,448.11 1,570.95 1,390.92 1,803.50 1,725.14 1,585.88 1,532.26 1,805.05

Consumo propio 601.58 614.35 628.35 637.10 653.20 677.78 676.48 755.87 773.55 853.86 837.04

Pérdidas por distribución 131.63 134.63 138.90 140.90 148.32 155.05 166.18 173.57 176.14 178.93 184.45

Recirculaciones 359.18 414.99 425.45 428.26 476.10 504.69 578.28 642.74 599.79 556.42 627.88

Transferencia interproductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Diferencia estadística 6.16 38.77 47.22 -0.46 -13.63 39.53 -0.76 -11.10 34.29 40.18 -2.71

Consumo final total 4,148.39 4,176.63 4,031.10 4,080.55 4,159.58 4,503.50 4,452.48 4,582.06 4,862.93 5,129.43 4,795.24

Consumo no energético 310.57 235.04 222.45 218.46 227.29 230.00 258.61 234.52 216.35 221.33 227.17

Consumo energético 3,837.82 3,941.59 3,808.65 3,862.10 3,932.30 4,273.50 4,193.87 4,347.55 4,646.57 4,908.10 4,568.07

Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Pérdidas por distribución

Recirculaciones y diferencia estadísticaConsumo propio

Consumo por transformaciónConsumo final total

58.1%

21.9%

10.1%

7.6%2.2%

2009

8,247.0 PJ

108


Cuadro 43. Consumo final total de energía 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Consumo final t ot al 4,148.39 4,176.63 4,031.10 4,080.55 4, 159.58 4,503.50 4, 452.49 4,582.07 4,862.93 5,129.43 4,795.24

Consumo no energético total 310.57 235.04 222.45 218.46 227.29 230.00 258.61 234.52 216.35 221.33 227.17

Pemex Petroquímica 145.50 141.58 133.90 127.32 133.73 139.73 142.39 145.46 109.03 110.05 115.78

Otros ramas económicas 165.07 93.45 88.55 91.13 93.55 90.27 116.22 89.06 107.32 111.28 111.39

Consumo energético total 3,837.82 3,941.59 3,808.65 3,862.10 3,932.30 4,273.50 4,193.89 4,347.56 4,646.57 4,908.10 4,568.07

Transporte 1,547.93 1,614.54 1,611.13 1,632.94 1,683.84 1,911.90 1,864.38 1,966.48 2,158.90 2,433.35 2,224.50

Industrial 1,333.49 1,342.69 1,232.86 1,257.59 1,262.03 1,361.34 1,342.00 1,376.99 1,439.88 1,402.93 1,283.62

Residencial, comercial y público 839.52 868.84 854.32 864.08 873.66 881.65 865.00 877.42 913.27 922.68 913.42

Agropecuario 116.88 115.52 110.33 107.49 112.77 118.60 122.51 126.67 134.52 149.15 146.53



46.4%

26.8%

19.0%

4.7% 3.1%

2009

4,795.2 PJ

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Agropecuario

Consumo no energético total

Residencial, comercial y público

Industrial

Transporte

109


Cuadro 44. Consumo final energético total por combustible 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Consumo energético total 3,837.82 3,941.59 3,808.65 3,862.10 3,932.30 4,273.50 4,193.87 4,347.55 4,646.57 4,908.10 4,568.07

Carbón 0.00 0.00 2.37 4.54 7.54 4.36 4.91 6.59 7.62 7.39 5.94

Renovables 372.74 370.30 357.49 353.89 357.66 359.74 371.43 363.83 365.46 365.16 354.75

Leña 283.59 284.98 267.09 266.24 267.03 266.65 266.43 264.60 263.24 262.05 260.68

Bagazo de caña 87.54 83.50 88.21 85.22 87.84 89.98 101.46 95.28 97.66 97.50 87.32

Solar 1.61 1.82 2.18 2.43 2.79 3.10 3.54 3.95 4.56 5.62 6.75

Coque de carbón 56.12 57.23 52.46 47.09 47.45 50.17 48.55 47.75 47.10 46.97 40.81


Total de petrolíferos 2,314.03 2,390.93 2,351.61 2,321.93 2,371.88 2,630.39 2,534.57 2,616.03 2,849.70 3,115.90 2,863.10

GLP 425.32 450.59 442.60 452.40 455.41 457.83 433.88 419.62 458.12 454.88 434.25

Gasolinas y naftas 957.32 998.06 1,015.98 1,042.99 1,065.54 1,241.82 1,195.01 1,278.20 1,395.40 1,607.51 1,498.76

Querosenos 116.53 118.06 116.81 112.22 107.18 118.59 113.38 118.56 135.04 130.44 110.76

Diesel 557.81 572.14 545.88 539.02 576.46 633.01 630.65 668.55 730.95 821.66 730.48

Combustóleo 257.05 252.08 230.35 175.30 167.28 179.14 161.65 131.11 130.19 101.41 88.84

Gas seco 545.91 526.17 436.35 493.04 502.87 531.31 512.13 540.19 564.11 565.91 516.97

Electricidad 521.99 562.07 569.03 583.20 577.37 588.59 611.13 631.34 649.69 662.08 657.06Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras.

32.8%

16.0%14.4%

13.9%

11.3%

7.8%3.9%

2009

4,568.1 PJ

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Carbón y coques

Renovables

Gas seco

Otros petrolíferos

Electricidad

Diesel

Gasolinas y naftas

110


Cuadro 45. Consumo de energía en el sector transporte 1999-2009 (petajoules)

35.35 45.46 48.78 54.37 57.88 58.03 58.87 39.29 47.10 42.26 39.48

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al sector transporte 1,547.93 1, 614.54 1,611.12 1,632.93 1,683.84 1, 911.90 1,864.38 1,966.48 2,158.90 2,433.35 2,224.50

Total de petroliferos 1,544.28 1,610.36 1,606.61 1,628.25 1,679.14 1,907.25 1,859.78 1,961.85 2,154.33 2,428.76 2,219.95

Gas licuado 35.34 45.24 48.31 53.76 57.19 57.31 58.19 38.58 46.45 41.68 38.94


Querosenos 114.39 115.11 113.02 108.89 105.83 117.01 111.83 116.62 133.22 129.6 109.9

Diesel 428.79 439.16 421.22 417.86 447.03 486.98 490.37 523.38 572.61 644.2 567.6

Combustóleo 8.42 12.79 8.08 4.76 3.56 4.13 4.37 5.07 6.64 5.8 4.8

Gas seco 0.01 0.22 0.47 0.61 0.70 0.72 0.67 0.71 0.65 0.6 0.5

Electricidad 3.65 3.96 4.05 4.07 4.00 3.93 3.93 3.92 3.92 4.0 4.0

Autotransporte 1,357.09 1,415.93 1,427.46 1,465.39 1,518.10 1,733.06 1,690.70 1,785.72 1,959.57 2,230.00 2,056.17

Total de petroliferos 1,357.08 1,415.71 1,427.00 1,464.78 1,517.40 1,732.34 1,690.03 1,785.01 1,958.92 2,229.42 2,055.63

Gas licuado 35.34 45.24 48.31 53.76 57.19 57.31 58.19 38.58 46.45 41.68 38.94


Diesel 365.36 373.24 363.61 368.98 395.62 434.17 437.78 469.15 518.00 581.27 518.87

Gas seco 0.01 0.22 0.47 0.61 0.70 0.72 0.67 0.71 0.65 0.58 0.54

Aéreo 115.34 115.94 113.91 109.83 106.77 117.96 112.79 117.54 134.14 130.61 110.81

Total de petroliferos 115.34 115.94 113.91 109.83 106.77 117.96 112.79 117.54 134.14 130.61 110.81


Querosenos 114.39 115.11 113.02 108.89 105.83 117.01 111.83 116.62 133.22 129.57 109.87

Marítim o 49.99 56.16 45.03 32.38 33.11 32.63 33.55 34.38 36.71 44.44 31.33


Diesel 41.57 43.36 36.95 27.62 29.55 28.50 29.19 29.31 30.07 38.67 26.56

Combustóleo 8.42 12.79 8.08 4.76 3.56 4.13 4.37 5.07 6.64 5.77 4.77

Ferrovi ari o 21.87 22.65 20.73 21.40 21.99 24.44 23.54 25.05 24.68 24.43 22.31


Diesel 21.87 22.55 20.67 21.27 21.86 24.31 23.40 24.92 24.55 24.30 22.17

Electricidad 0.00 0.10 0.07 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.14 0.14

E léctrico 3.65 3.86 3.98 3.94 3.87 3.80 3.80 3.79 3.79 3.86 3.88

Electricidad 3.65 3.86 3.98 3.94 3.87 3.80 3.80 3.79 3.79 3.86 3.88



111


Cuadro 46. Consumo de energía en el sector industrial 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total sector industrial 1,333.49 1,342.69 1,232.86 1,257.59 1,262.03 1,361.34 1,342.00 1,376.99 1,439.88 1,402.93 1,283.62

Energía solar 0.07 0.08 0.10 0.11 0.13 0.14 0.16 0.18 0.21 0.26 0.31

Bagazo de caña 87.54 83.50 88.21 85.22 87.84 89.98 101.46 95.28 97.66 97.50 87.32

Carbón 0.00 0.00 2.37 4.54 7.54 4.36 4.91 6.59 7.62 7.39 5.94

Coque total 83.14 92.12 91.78 105.50 114.97 159.10 159.69 189.57 210.00 191.65 170.25

Coque de carbón 56.12 57.23 52.46 47.09 47.45 50.17 48.55 47.75 47.10 46.97 40.81



Gas licuado 38.24 41.73 38.47 39.39 37.42 38.52 38.01 40.05 43.12 41.98 39.49

Querosenos 0.52 1.54 2.16 1.70 0.06 0.11 0.03 0.04 0.02 0.00 0.00

Diesel1

45.92 49.94 46.51 45.23 47.95 56.96 51.44 50.06 53.79 59.26 51.75

Combustóleo 248.62 239.29 222.27 170.54 163.72 175.01 157.28 126.04 123.55 95.64 84.07

Gas seco 519.02 498.11 406.20 459.69 467.19 493.32 473.92 501.72 523.95 525.71 478.70

Electricidad2

310.40 336.38 334.78 345.67 335.21 343.83 355.08 367.45 379.96 383.54 365.77

Siderurgia 241.22 201.26 172.25 154.71 145.99 171.11 158.40 163.03 171.41 182.82 151.30

Coque total 59.93 62.82 53.62 49.67 51.74 54.03 50.80 52.21 51.75 51.54 43.21

Coque de carbón 54.94 55.75 51.09 45.76 46.12 48.87 47.23 46.40 45.74 45.60 39.64



Gas licuado 0.91 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01

Querosenos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Diesel1

1.28 1.22 1.07 0.96 0.96 1.07 0.93 0.80 1.06 1.01 0.74

Combustóleo 20.83 16.54 13.14 10.52 10.71 12.21 9.58 8.30 8.53 7.98 7.53

Gas seco 127.23 93.77 82.43 72.84 63.71 79.02 72.59 76.31 83.60 94.91 73.71

Electricidad2

31.04 26.92 21.98 20.72 18.86 24.78 24.49 25.40 26.46 27.38 26.10

112


Cuadro 46. Consumo de energía en el sector industrial 1999-2009 (petajoules) (continuación)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Cem ento 113.82 97.83 93.94 98.04 94.73 124.28 117.87 142.41 154.66 128.78 123.35

Carbón 0.00 0.00 2.37 4.54 7.54 4.36 4.91 6.59 6.72 6.26 5.42

Coque total 16.07 21.20 32.33 48.77 48.09 73.80 70.09 91.98 109.11 93.12 91.56

Coque de carbón 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Coque de pétróleo 16.07 21.20 32.33 48.77 48.09 73.80 70.09 91.98 109.11 93.12 91.56


Gas licuado 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Diesel1

0.00 0.15 0.11 0.09 0.08 0.13 0.13 0.11 0.10 0.12 0.15

Combustóleo 69.80 56.25 39.21 24.10 18.41 24.48 17.88 16.83 14.50 6.85 6.52

Gas seco 13.54 6.33 6.08 6.32 6.36 6.63 7.09 7.64 7.83 7.66 8.65

Electricidad2

14.40 13.90 13.82 14.23 14.25 14.89 17.76 19.26 16.40 14.77 11.05

Azúcar 123.36 110.64 114.34 108.76 107.19 105.61 115.32 103.97 103.67 103.35 90.97

Bagazo de caña 87.54 80.38 84.24 83.39 84.36 86.01 99.23 90.41 89.98 93.47 83.99


Gas licuado 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Diesel1

0.04 0.03 0.04 0.04 0.05 0.05 0.05 0.05 0.07 0.06 0.05

Combustóleo 35.25 29.73 29.60 24.80 22.27 19.01 15.68 13.18 13.28 9.50 6.59

Electricidad2

0.53 0.50 0.46 0.53 0.52 0.55 0.35 0.33 0.35 0.33 0.34

Pemex Pet roquím ica 120.24 100.18 84.78 78.94 76.40 82.42 75.63 78.97 89.01 94.44 85.46


Diesel1

0.56 0.52 0.47 0.42 0.36 0.36 0.31 0.40 0.39 0.47 0.54

Combustóleo 0.00 0.00 0.05 0.02 0.00 3.25 5.10 0.77 0.05 0.22 0.20

Gas seco 119.68 99.66 84.26 78.50 76.03 78.81 70.21 77.80 88.57 93.76 84.72

Electricidad2

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

113



1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Química 153.80 164.32 133.55 127.91 122.04 120.86 121.39 98.39 104.30 100.13 81.95

Coque total 2.49 2.57 2.11 2.93 3.23 1.44 5.99 9.53 12.63 11.69 1.07



Gas licuado 1.36 0.77 0.65 0.62 0.64 0.64 0.62 0.72 0.81 0.82 0.81

Diesel1

5.59 4.95 4.15 3.86 4.00 4.03 3.89 4.85 5.15 5.37 4.88

Combustóleo 41.98 38.11 32.00 27.26 15.09 15.19 14.68 11.35 12.06 9.39 8.21

Gas seco 80.58 96.05 76.27 75.58 80.81 81.16 78.43 53.55 54.62 54.08 49.07

Electricidad2

21.80 21.88 18.37 17.65 18.27 18.40 17.78 18.40 19.02 18.78 17.90

Minería 68.16 63.75 61.76 58.41 56.95 62.63 64.90 64.81 70.14 72.04 65.46

Coque total 1.18 1.48 1.37 1.32 1.32 1.31 1.33 1.36 1.36 1.38 1.17

Coque de carbón 1.18 1.48 1.37 1.32 1.32 1.31 1.33 1.36 1.36 1.38 1.17



Gas licuado 4.51 2.81 2.68 2.62 2.31 2.53 2.56 2.95 3.56 3.69 3.01

Diesel1

4.79 4.94 4.71 4.51 3.98 4.36 4.41 4.44 5.03 6.20 5.67

Combustóleo 5.63 6.99 8.33 7.30 6.46 7.07 7.15 5.53 6.27 5.96 5.95

Gas seco 32.40 26.65 24.75 22.98 25.48 28.28 30.18 30.60 33.30 33.89 30.19

Electricidad2

19.66 20.88 19.92 19.68 17.40 19.07 19.27 19.94 20.62 20.93 19.48

Celulosa y papel 50.50 50.46 48.22 46.85 47.46 50.04 51.64 49.62 52.63 51.28 51.87

Bagazo de caña 0.00 0.21 0.22 0.21 0.21 0.22 0.24 0.23 0.24 0.24 0.00


Gas licuado 0.50 1.13 0.29 0.28 0.28 0.30 0.31 0.38 0.45 0.48 0.47

Diesel1

4.38 1.09 0.88 0.84 0.83 0.88 0.91 1.22 1.34 1.48 1.31

Combustóleo 12.89 14.97 14.77 12.94 12.83 13.57 14.01 10.84 11.95 10.90 10.88

Gas seco 22.74 24.26 23.03 23.66 24.46 25.71 26.51 26.90 28.47 27.74 28.99

Electricidad2

9.98 8.80 9.03 8.91 8.84 9.35 9.66 10.05 10.17 10.44 10.23

114



1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Vidrio 35.31 41.49 42.20 49.27 44.70 49.80 50.50 53.25 54.30 54.74 50.36

Coque total 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.13 0.65 0.45 0.13 0.01 0.01



Gas licuado 0.20 0.11 0.10 0.11 0.09 0.10 0.10 0.12 0.13 0.14 0.14

Diesel1

1.85 0.12 0.12 0.12 0.10 0.12 0.11 0.14 0.15 0.16 0.15

Combustóleo 1.86 2.65 3.01 5.46 4.70 5.25 5.11 3.95 4.20 4.20 3.90

Gas seco 27.17 33.98 34.18 39.19 36.03 38.97 40.41 44.51 45.45 45.98 42.16

Electricidad2

4.23 4.64 4.78 4.40 3.78 4.23 4.11 4.08 4.22 4.26 4.02

Cerveza y malta 16.98 14.19 14.55 16.47 17.23 17.93 19.32 18.41 19.51 19.59 18.16


Gas licuado 0.09 0.39 0.51 0.37 0.40 0.41 0.45 0.58 0.67 0.70 0.71

Diesel1

0.44 0.10 0.07 0.07 0.08 0.08 0.09 0.12 0.13 0.14 0.13

Combustóleo 4.80 6.35 6.35 7.18 7.58 7.93 8.60 6.65 7.22 7.12 6.50

Gas seco 9.77 6.11 6.29 6.48 6.68 6.89 7.35 7.96 8.29 8.41 7.73

Electricidad2

1.88 1.24 1.34 2.37 2.50 2.62 2.84 3.09 3.20 3.23 3.09

Construcción 7.22 7.73 7.38 7.31 7.56 7.96 8.22 10.84 11.70 12.18 12.00


Diesel1

5.60 6.31 6.02 5.93 6.13 6.46 6.67 9.18 9.98 10.47 10.36

Electricidad2

1.61 1.42 1.36 1.38 1.43 1.50 1.55 1.66 1.72 1.70 1.64

Aguas envasadas 10.26 10.52 10.54 10.38 10.73 10.89 11.29 12.13 12.62 12.95 11.99


Gas licuado 1.41 0.80 0.78 0.77 0.80 0.81 0.84 1.03 1.15 1.18 1.19

Diesel1

2.93 2.61 2.54 2.49 2.59 2.62 2.69 3.56 3.74 3.96 3.56

Combustóleo 1.19 1.89 1.92 1.72 1.79 1.81 1.86 1.44 1.51 1.54 1.42

Gas seco 2.37 2.54 2.70 2.75 2.81 2.87 3.04 3.17 3.19 3.21 2.92

Electricidad2

2.37 2.68 2.61 2.65 2.75 2.78 2.86 2.94 3.04 3.05 2.90

115



1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Automotriz 11.85 8.67 8.94 8.09 7.99 8.07 8.57 9.41 9.82 10.29 9.70


Gas licuado 3.13 1.60 1.58 0.88 0.24 0.25 0.26 0.32 0.37 0.40 0.41

Diesel1

0.31 0.31 0.04 0.02 0.35 0.35 0.37 0.50 0.54 0.60 0.55

Combustóleo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Gas seco 3.74 2.02 1.97 1.86 1.60 1.57 1.68 2.05 2.14 2.24 2.08

Electricidad2

4.67 4.75 5.35 5.34 5.80 5.91 6.26 6.54 6.76 7.05 6.67

Hule 6.35 8.88 8.65 7.86 6.86 7.43 8.11 7.81 7.94 7.69 7.28


Gas licuado 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02

Diesel1

1.00 1.02 1.04 0.94 1.02 1.17 1.23 1.54 1.65 1.70 1.55

Combustóleo 0.54 0.61 0.65 0.53 0.58 0.66 0.70 0.54 0.58 0.58 0.53

Gas seco 3.48 5.97 5.73 5.12 3.92 4.11 4.49 4.19 4.30 4.20 3.81

Electricidad2

1.32 1.28 1.22 1.26 1.33 1.48 1.67 1.51 1.40 1.19 1.36

Aluminio 6.02 5.95 5.10 4.89 4.63 4.33 4.23 4.27 4.40 4.34 4.08


Gas licuado 0.31 0.03 0.04 0.04 0.04 0.03 0.03 0.04 0.04 0.04 0.04

Querosenos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Diesel1

0.00 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01 0.01

Combustóleo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Gas seco 4.54 1.74 1.55 1.46 1.44 1.35 1.23 1.16 1.19 1.17 1.06

Electricidad2

1.17 4.16 3.50 3.39 3.15 2.94 2.96 3.06 3.16 3.11 2.96

Fertilizantes 13.99 5.78 5.17 3.45 3.57 4.09 4.04 3.85 5.00 4.05 3.73


Diesel1

0.11 0.14 0.09 0.11 0.10 0.11 0.11 0.13 0.18 0.15 0.14

Combustóleo 2.96 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Gas seco 9.44 4.88 4.39 2.61 2.82 3.23 3.15 3.06 4.13 3.34 3.09

Electricidad2

1.48 0.75 0.69 0.73 0.65 0.75 0.77 0.67 0.69 0.55 0.50

116



1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tabaco 0.61 0.45 0.46 0.39 0.38 0.37 0.40 0.41 0.39 0.43 0.39


Gas licuado 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Diesel1

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

Combustóleo 0.06 0.04 0.10 0.03 0.02 0.02 0.02 0.01 0.01 0.01 0.01

Gas seco 0.34 0.25 0.20 0.20 0.19 0.18 0.22 0.22 0.20 0.22 0.19

Electricidad2

0.20 0.15 0.16 0.17 0.18 0.17 0.17 0.17 0.18 0.20 0.19

Otras ramas 353.82 450.60 421.06 475.86 507.62 533.50 522.20 555.40 568.39 543.81 515.56

Energía solar 0.07 0.08 0.10 0.11 0.13 0.14 0.16 0.18 0.21 0.26 0.31

Bagazo de caña 0.00 2.91 3.76 1.62 3.27 3.76 1.99 4.64 7.44 3.79 3.33

Carbón 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.90 1.13 0.52

Coque total 3.47 4.04 2.36 2.81 10.60 27.40 30.84 34.03 35.01 33.91 33.23



Gas licuado 25.84 34.07 31.82 33.69 32.60 33.41 32.82 33.90 35.91 34.51 32.67

Querosenos 0.52 1.54 2.16 1.70 0.06 0.11 0.03 0.04 0.02 0.00 0.00

Diesel1

17.03 26.43 25.14 24.82 27.32 35.17 29.51 23.00 24.26 27.34 21.97

Combustóleo 50.84 65.16 73.15 48.69 63.29 64.54 56.90 46.65 43.39 31.40 25.85

Gas seco 62.00 93.91 52.37 120.14 134.85 134.55 127.35 162.61 158.67 144.92 140.32

Electricidad2

194.05 222.43 230.21 242.28 235.50 234.42 242.59 250.35 262.57 266.55 257.35

Fuente: Sistema de Información Energética, a partir de la encuesta sobre el consumo de energía en el sector industrial, Sener.

Incluye el consumo de combustibles para autogeneración de energía eléctrica.1 A partir de 1991 incluye gasóleo industrial, el cual fue sustituido por combustible industrial en 1998.

2 No incluye autogeneración de energía eléctrica


117


Cuadro 47. Consumo de energía en los sectores residencial, comercial y público 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al sector residencial,

comercial y público839.52 868.84 854.32 864.08 873.66 881.65 865.00 877.42 913.27 922.68 913.42

Energía solar 1.53 1.74 2.08 2.32 2.66 2.96 3.38 3.76 4.35 5.36 6.44

Leña 283.59 284.98 267.09 266.24 267.03 266.65 266.43 264.60 263.24 262.05 260.68


Gas licuado 343.26 356.09 347.47 350.70 352.82 354.13 329.62 335.26 363.57 365.93 350.60

Querosenos 1.57 1.36 1.59 1.60 1.25 1.43 1.48 1.85 1.76 0.83 0.84

Diesel 3.53 3.56 3.06 3.01 3.17 3.47 3.46 2.85 3.14 3.55 3.33

Gas seco 26.88 27.83 29.68 32.74 34.98 37.27 37.53 37.76 39.51 39.62 37.74

Electricidad 179.16 193.29 203.34 207.49 211.74 215.74 223.09 231.33 237.72 245.35 253.80

Residenci al 712.56 731.15 715.67 719.68 732.73 739.89 725.55 730.62 762.44 770.86 761.79

Energía solar 0.91 1.04 1.24 1.38 1.59 1.77 2.02 2.25 2.60 3.20 3.85

Leña 283.59 284.98 267.09 266.24 267.03 266.65 266.43 264.60 263.24 262.05 260.68


Gas licuado 286.47 292.74 285.23 285.06 290.92 293.01 272.17 272.28 298.83 303.24 290.18

Querosenos 1.57 1.36 1.59 1.60 1.25 1.43 1.48 1.85 1.76 0.83 0.84

Gas seco 19.88 20.98 22.47 24.89 28.45 30.39 30.35 29.61 31.02 30.71 29.08

Electricidad 120.14 130.06 138.04 140.52 143.50 146.64 153.11 160.03 165.01 170.82 177.17

Comercia l 107.41 116.54 117.16 122.60 118.79 119.13 116.22 123.05 126.32 126.35 123.55

Energía solar 0.62 0.70 0.84 0.93 1.07 1.19 1.36 1.52 1.75 2.16 2.59


Gas licuado 56.79 63.34 62.24 65.64 61.90 61.12 57.45 62.98 64.75 62.69 60.42

Diesel 3.53 3.56 3.06 3.01 3.17 3.47 3.46 2.85 3.14 3.55 3.33

Gas seco 7.00 6.86 7.21 7.86 6.53 6.88 7.19 8.15 8.49 8.90 8.66

Electricidad 39.47 42.09 43.80 45.17 46.11 46.47 46.76 47.56 48.20 49.06 48.54

Público 19.56 21.14 21.50 21.81 22.14 22.64 23.22 23.75 24.51 25.47 28.09

Electricidad 19.56 21.14 21.50 21.81 22.14 22.64 23.22 23.75 24.51 25.47 28.09



118


Cuadro 48. Consumo de energía en el sector agropecuario 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total sector agropecuario 116.88 115.52 110.33 107.49 112.77 118.60 122.51 126.67 134.52 149.15 146.53

Total de petrolíferos 88.09 87.07 83.47 81.51 86.35 93.52 93.47 98.02 106.43 119.96 113.06

Gas licuado 8.47 7.53 8.34 8.55 7.99 7.87 8.05 5.72 4.97 5.29 5.22

Querosenos 0.05 0.06 0.04 0.04 0.04 0.05 0.04 0.05 0.04 0.04 0.05

Diesel 79.57 79.48 75.09 72.92 78.32 85.60 85.38 92.26 101.42 114.63 107.79

Electricidad 28.79 28.44 26.87 25.98 26.42 25.08 29.04 28.65 28.09 29.19 33.48



3.6%

73.6%

22.8%

2009

146.5 PJ

0

20

40

60

80

100

120

140

160

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Querosenos

Gas licuado

Electricidad

Diesel

119


Cuadro 49. Consumo de combustibles para generación eléctrica 1999-2009 (petajoules)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Tot al 1,439.19 1,568.35 1,657.84 1,702.84 1,741.36 1,642.68 1,715.63 1,728.07 1,737.46 1,691.14 1, 796.43

Carbón 178.69 183.06 226.99 264.10 307.98 236.12 327.45 317.10 314.26 216.60 294.83

Uranio 108.26 90.33 96.70 106.97 114.87 100.63 117.88 119.42 114.49 106.64 112.75

Diesel 17.54 25.15 18.57 15.18 28.91 14.66 13.74 14.44 8.35 10.44 15.32

Combustóleo 887.53 954.59 915.19 787.56 677.95 634.51 624.55 501.37 439.44 440.44 401.69

Gas seco 247.17 315.23 400.38 529.03 611.66 656.75 632.00 775.75 860.93 917.04 971.86



0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(pet

ajo

ule

s)


Diesel

Uranio

Carbón

Combustóleo

Gas seco54.1%

22.4%

16.4%

6.3% 0.9%

2009

1,796.4 PJ

120


Cuadro 50. Indicadores económicos y energéticos

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Consumo nacional de energia (petajoules) 6,431.6 6,806.5 6,796.9 6,734.5 6,994.5 7,271.5 7,676.2 7,868.3 8,032.6 8,291.1 8,247.0

PIB nacional (miles de millones de pesos de 2003)1

7,097.0 7,520.3 7,448.7 7,455.4 7,555.8 7,861.7 8,113.7 8,513.9 8,798.3 8,929.5 8,345.6

Población nacional (millones de habitantes)2

97.1 98.4 99.7 100.9 102.0 103.0 103.9 104.9 105.8 106.7 107.6

Intensidad energetica (KJ/$ producido) 906.2 905.1 912.5 903.3 925.7 924.9 946.1 924.2 913.0 928.5 988.2

Consumo per capita de energia (GJ/hab.) 66.2 69.1 68.2 66.7 68.6 70.6 73.8 75.0 75.9 77.7 76.7

Consumo de electricidad (GWh) 144,997.5 156,131.1 158,065.0 162,000.0 160,381.2 163,498.1 169,761.3 175,375.5 180,468.9 183,912.0 182,518.0

Consumo de electricidad per cápita (kWh/hab.) 1,493.1 1,586.1 1,585.2 1,605.4 1,572.4 1,587.3 1,633.2 1,672.2 1,705.9 1,723.9 1,697.0

Producción (petajoules) 9,332.7 9,601.0 9,687.6 9,626.8 10,077.9 10,308.4 10,630.5 10,548.6 10,389.1 10,284.5 9,852.9

Oferta interna bruta (petajoules) 6,431.6 6,806.5 6,796.9 6,734.5 6,994.5 7,271.5 7,676.2 7,868.3 8,032.6 8,291.1 8,247.0

Relación producción entre oferta interna bruta 1.45 1.41 1.43 1.43 1.44 1.42 1.38 1.34 1.29 1.24 1.19

Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.1 INEGI. Sistema de Cuentas Nacionales de México.

2 Con información de CONAPO.

121


Cuadro 51. Fuentes renovables de energía

Calentadores solares planos

Instalados en dicho año (m²): 100,348 96,694 154,267 165,633 233,336 40.9%

Total instalados (m²): 742,992 839,686 993,953 1,159,586 1,392,922 20.1%

Eficiencia promedio: 50% 50% 50% 50% 50% -

Radiación solar promedio (kJ/m²-día): 18,841 18,841 18,841 18,841 18,841 -

Disponibilidad de calor solar primario (PJ): 5.11 5.775 6.836 7.974 9.58 20.1%

Generación (PJ): 3.507 3.913 4.525 5.584 6.71 20.2%

Módulos fotovoltaicos

Capacidad instalada en dicho año (kW): 515 1,056 901 872 5,712 554.7%

Total capacidad instalada (kW): 16,577 17,633 18,534 19,406 25,118 29.4%

Horas promedio de insolación (hrs./día) 6 6 5.2 5.2 5.2 -

Factor de planta: 25% 25% 25% 25% 25% -

Disponibilidad primaria de energía solar (PJ): 0.91 0.97 1.02 1.067 1.381 29.4%

Generación (PJ): 0.0327 0.0347 0.0319 0.0334 0.0429 28.4%

Aerogeneradores de electricidad

Capacidad instalada en dicho año (kW): 5 8 12 85,000* 500,000 > 100%

Total capacidad instalada (kW): 2,542 2,550 2,562 2,562 502,562 > 100%

Factor de capacidad medio: 40% 40% 40% 40% 40% -

Generación (PJ): 0.0321 0.0322 0.0323 0.032 6.340 > 100% * Sin entrar en operación.

Aerobombas de agua (papalotes de agua)

Instalados en dicho año (kW): 4 5 7 7 7 -

Total instalados (kW): 2,176 2,181 2,188 2,195 2,202 0.3%

Factor de capacidad medio: 25% 25% 25% 25% 25% -

Generación (PJ): 0.0172 0.0172 0.0172 0.0173 0.0174 0.6%

Motogeneradores a biogás

Instalados en dicho año (kW): 10,900 9,600 -11.9%

Total instalados hasta (kW): 34,420 44,020 27.9%

Factor de capacidad medio: 90% 90% -

Horas de operación promedio anual (hrs.): 7,300 7,300 -

Generación (PJ): 0.8200 0.9500 15.9%

Fuente: Asociación Nacional de Energía Solar, A.C.

Viento

Bombeo de agua en el

sector agrícola

Biomasa

Autoabastecimiento de

electricidad en granjas

pecuarias y alumbrado

público municipal

Generación eléctrica

Radiación

solar

Calentamiento de agua

para albercas, hoteles,

clubes deportivos, casas

habitación, hospitales e

industrias

Electrificación rural,

comunicaciones,

bombeo de agua,

refrigeración y conexión

a la red

Fuentes Características 2005 2006 2007 2008 2009Variación porcentual

(%) 2009/2008Uso final

122


Viviendas57.0%

Albercas32.1%

Hoteles5.9%

Industrias4.6%

Otras0.4%

Superficie instalada de calentadores solares por aplicaciones en el 2009

FUENTE: Asociación Nacional de Energía Solar, A.C.

123


Cuadro 52. Capacidad de refinación (miles de barriles diarios)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Capacidad nominal de destilación atmosférica 1,525 1,559 1,559 1,540 1,540 1,540 1,540 1,540 1,540 1,540 1,540

Capacidad nominal de destilación al vacío 757 775 774 768 768 768 768 754 754 754 754

Capacidad nominal de desintegración en PR 368 375 375 396 396 375 375 381 381 381 381

Capacidad nominal de reducción de viscosidad en PR 141 141 141 141 141 141 141 91 91 91 91

Capacidad nominal de reformación catalítica 226 269 269 301 301 301 301 279 279 279 279

Capacidad nominal de hidrodesulfuración en PR1 748 808 848 987 987 987 987 926 926 926 926

Capacidad nominal de alquilación e isomerización en PR1 106 139 139 144 144 144 144 152 152 128 128

Fuente: Sistema de Información Energética, Sener y Anuario Estadístico de Pemex.1 A partir de 2008 no incluye Cangrejera.


1,525

1,559 1,559

1,540 1,540 1,540 1,540 1,540 1,540 1,540 1,540

1,500

1,510

1,520

1,530

1,540

1,550

1,560

1,570

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(mile

s d

e b

arril

es

dia

rios)

Evolución de la capacidad nominal de destilación atmosférica 1999 -2009

124


Cuadro 53. Capacidad instalada de proceso de gas natural (millones de pies cúbicos)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Planta endulzadora

Condensados amargos ¹ 192 192 144 144 144 144 144 144 144 144 144

Gas amargo 3,753 3,753 3,923 4,173 4,503 4,503 4,503 4,503 4,503 4,503 4,503

Plantas recuperadoras de licuables 5,034 5,034 5,034 5,034 5,146 5,546 5,342 5,742 5,742 5,942 5,792

Criogénicas ² 4,559 4,559 4,559 4,559 4,592 4,992 4,992 5,392 5,392 5,592 5,792

Absorción 3

475 475 475 475 554 554 350 350 350 350 N/D

Fraccionamiento de líquidos1,4

554 554 554 563 569 574 574 587 587 587 N/D

Fuente: Sistema de Información Energética, Sener y Anuario Estadístico de Pemex.

1 Miles de barriles diarios.

2 Incluye la planta criogénica de La Cangrejera.

4 Incluye plantas recuperadoras de líquidos.


3 La planta de absorción del CPG La Venta fue dada de baja.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(mill

on

es d

e p

ies

cúb

ico

s d

iario

s)

Evolución de la capacidad instalada para procesamiento de gas 1999-2009

Criogénicas

Absorción

125


Cuadro 54. Capacidad efectiva de generación eléctrica (MW)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total 35,667 36,697 38,519 41,177 44,554 46,552 46,534 48,769 51,029 51,105 51,686

Fuentes alternas 16,439 16,541 16,524 16,518 16,635 17,557 17,562 17,593 18,453 18,458 18,498

Dual1

2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100

Carboeléctrica 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600

Nucleoeléctrica 1,368 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365

Hidroeléctrica 9,619 9,619 9,619 9,608 9,608 10,530 10,536 10,566 11,343 11,343 11,383

Geotermoeléctrica 750 855 838 843 960 960 960 960 960 965 965

Eoloeléctrica 2 2 2 2 2 2 2 2 85 85 85

Hidrocarburos 19,227 20,156 21,995 24,659 27,919 28,995 28,971 31,176 32,575 32,648 33,188

Térmica convencional 14,283 14,283 14,283 14,283 14,283 13,983 12,935 12,895 12,865 12,865 12,895

Ciclo combinado 2,463 3,398 5,188 7,343 10,604 12,041 13,256 15,590 16,873 16,913 17,572

Turbogás 2,364 2,360 2,381 2,890 2,890 2,818 2,599 2,509 2,620 2,653 2,505

Combustión interna 118 116 143 144 143 153 182 182 217 216 216

Fuente: Secretaría de Energía con información de la Comisión Federal de Electricidad. Capacidad del SEN (CFE+Extinta LyFC+PIE).1 La central Petacalco genera preponderantemente con carbón mineral.

No incluye autoabastecimiento.

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

(meg

awat

t)


Otras

Geotermoeléctrica y eólica

Turbogás

Hidroeléctrica

Térmica convencional

Ciclo combinado

126


Cuadro 55. Exportación de petróleo crudo por región de destino 1999-2009 (miles de barriles diarios)

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Total 1,554 1,604 1,756 1,705 1,844 1,870 1,817 1,793 1,686 1,403 1,225

América 1,330 1,379 1,528 1,478 1,604 1,656 1,589 1,590 1,488 1,223 1,087

Estados Unidos 1,173 1,203 1,322 1,339 1,437 1,482 1,425 1,442 1,351 1,143 1,052

Canadá 23 27 28 20 29 28 38 36 31 26 22

Otros 134 149 179 119 137 145 126 112 106 54 12

Europa 177 185 184 181 176 178 194 171 163 145 104

Lejano Oriente y otros 47 40 44 47 64 36 34 32 35 35 35

Fuente: Sistema de Información Energética y Anuario Estadístico de Pemex .


EUA

85.9%

Canadá

1.8%

Centro y

Sudamérica 1.0%

Europa

8.5%

Resto del

mundo 2.8%

Exportaciones de crudo por región de destino (%), 2009

127


Anexo metodológico

Balance de energía

El balance nacional presenta la información relativa a la oferta y demanda

de energía para una zona geográfica específica, tanto a nivel nacional

como regional, y está asociada a un periodo de tiempo determinado. Se

basa en un conjunto de relaciones de equilibrio que contabilizan la energía

que se produce (origen), la que se intercambia con el exterior, la que se

transforma, la de consumo propio, la no aprovechada y la que se destina a

los distintos sectores y agentes económicos (destino final). En el caso de

los balances regionales se consideran también los intercambios regionales

netos.

El balance comprende un conjunto de fuentes de energía, que pueden ser

primarias y secundarias, presentadas en columnas. Los procesos a los que

estas fuentes son sometidas se muestran en filas.

Es importante señalar que en la presente edición del Balance Nacional de

Energía se introdujeron mejoras, ampliación de la información y algunas

correcciones en la metodología, como es el caso del cambio al método de

de la electricidad primaria.

Unidades de medida

Los combustibles se miden con fines comerciales y para monitorear los

flujos, tanto de oferta, como de demanda. Existe una gran diversidad de

unidades de medida, dependiendo del estado físico de los energéticos

(toneladas, barriles, pies cúbicos, calorías, litros, watts por hora, etc.), lo

que impide su comparación directa. Por ello es necesario adoptar una

unidad común para las distintas fuentes de energía.

El Balance Nacional de Energía utiliza el joule (J) como unidad común.

De acuerdo con la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, el

Sistema General de Unidades de Medida es el único instrumento legal de

uso obligatorio en los Estados Unidos Mexicanos, donde se determina

que la cantidad de calor y de energía debe medirse en joules31. Sin

embargo, debido a la importancia que tienen los hidrocarburos en la

oferta y demanda de energía en México, se incluyen los balances de

energía, para 2008 y 2009, expresados en términos de barriles de

petróleo crudo equivalente (bpce).

Poder calorífico bruto (PCB)

Es la cantidad total de calor que se libera en un proceso de combustión.

Poder calorífico neto (PCN)

Es la cantidad de calor que se produce en la combustión, excluyendo el

calor no recuperable. Equivale al calor del proceso de combustión que se

aprovecha en la práctica. Para el carbón mineral y los combustibles

líquidos, el poder calorífico neto es 5% menor que el bruto. Para las

diversas modalidades de gas natural y procesados, la diferencia entre

bruto y neto es 10%. Para el caso de la electricidad no hay diferencia

alguna entre ambos poderes caloríficos.

31 Es la cantidad de energía necesaria para mover un kilogramo a lo largo de una

distancia de un metro, aplicando una aceleración de un metro por segundo al cuadrado.

128


El Balance Nacional de Energía presenta las estadísticas en términos del

poder calorífico neto. Esto con el fin de que la información sea

comparable con la de los organismos internacionales32.

Factores de conversión

Los factores de conversión utilizados en la elaboración del Balance

Nacional de Energía son los siguientes:

32

Agencia Internacional de Energía (AIE), Organización de las Naciones Unidas (ONU)

y la Organización Latinoamericana de Energía (OLADE).

Estructura del Balance

Descripción general

El Balance Nacional de Energía presenta en columnas las fuentes

primarias y secundarias de energía, mientras que en las filas se presentan

los procesos que conforman la oferta, la transformación y el consumo

final de energía.

De manera general, la oferta interna bruta resulta de sumar la producción,

otras fuentes, la importación y la variación de inventarios, menos la

exportación y las operaciones de maquila-intercambio neto. Por su parte,

la demanda es la suma del consumo del sector energético, las

recirculaciones, la diferencia estadística y el consumo final total. Cada uno

de estos flujos será detallado más adelante.

Fuentes de energía

Las fuentes de energía son aquellas que producen energía útil

directamente o por medio de una transformación. Éstas se clasifican en

dos tipos: primarias y secundarias.

Las fuentes primarias y secundarias se pueden clasificar en renovables y

no renovables. Las fuentes renovables de energía se definen como la

1,000 kilogramos = 1 tonelada métrica

E Exa = 10 18 G Giga = 10

9

P Peta = 10 15 M Mega = 10

6

T Tera = 10 12 k kilo = 10

3

1 metro cúbico = 6.2898 barriles

1 metro cúbico = 35.31467 pies

cúbicos

Prefijos métricos

Equivalencias de masa

Equivalencias de volumen

Equivalencias de energía

1 caloría = 4.1868 joules

1 megawatt por hora = 3,600 megajoules

1 galón = 3.7854 litros

42 galones = 1 barril

1 barril = 158.9873 litros

Símbolo Descripción Factor

M miles 10 3

MM millones 10 6

MMM miles de millones 10 9

Múltiplos (volumen y peso)

129


energía disponible a partir de procesos permanentes y naturales, con

posibilidades técnicas de ser explotadas económicamente. Las principales

fuentes renovables consideradas en el Balance son la hidroenergía, la

geoenergía, la energía eólica, la solar y la biomasa. Éstas se aprovechan

principalmente en la generación de energía eléctrica y en otras

aplicaciones como bombeo, iluminación y calentamiento de agua. Las no

renovables son aquellos que se extraen de los depósitos geológicos que

se formaron a partir de biomasa y también considera los combustibles

secundarios producidos en base a un combustible fósil.

1. Energía primaria

La energía primaria comprende aquellos productos energéticos que se

extraen o captan directamente de los recursos naturales como el carbón

mineral, petróleo crudo, condensados, gas natural, nucleoenergía,

hidroenergía, geoenergía, energía eólica, energía solar, bagazo de caña,

leña. Este tipo de energía se utiliza como insumo para obtener productos

secundarios o se consume en forma directa.

1.1 Carbón mineral

Es un combustible sólido, de color negro o marrón, que contiene

esencialmente carbono y pequeñas cantidades de hidrógeno, oxígeno,

nitrógeno, azufre y otros elementos. Proviene de la degradación de

organismos vegetales durante un largo periodo.

Las cifras de carbón que se registran en el Balance se refieren a dos tipos:

- Siderúrgico: carbón con bajo contenido de cenizas, característica que

favorece que éste sea transformado en coque de carbón, y

- Térmico lavado: carbón con alto contenido de cenizas y finos, de flama

larga y adecuado para su empleo en la generación eléctrica.

1.2 Petróleo crudo

Líquido aceitoso de color café oscuro que se presenta como un fluido

viscoso y se le encuentra almacenado en el interior de la corteza terrestre.

Su cálculo excluye la producción de condensados y líquidos del gas

natural obtenidos en plantas de extracción de licuables.

El petróleo crudo producido se clasifica en:

Para el mercado de exportación se preparan cuatro variedades de

petróleo:

- Altamira: crudo pesado con densidad de 16.8° API y con un contenido

de 5.5% de azufre;

- Maya: crudo pesado con densidad de 22° API y con un contenido de

3.3% de azufre;

Densidad (gr/cm3) Densidad (grados API*)

Extrapesado > 1.0 10.0

Pesado

Mediano

Ligero

Superligero < 0.83 > 39.0

* Densidad API: escala normalizada por el Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum

Institute) utilizada en la industria petrolera mundial para expresar la densidad de los hidrocarburos

líquidos.

Determinantes de la demanda

±)

Transfer. interproductos (±)

Consumo por transformación

Consumo propio del sector

Pérdidas por transporte, distribución y almacenamiento

130


- Istmo: crudo ligero con densidad de 33.6° API y 1.3% de azufre, y

- Olmeca: crudo súperligero con densidad de 39.3° API y 0.8% de azufre.

El petróleo crudo se utiliza como materia prima para su proceso en

refinerías y para su fraccionamiento en derivados.

1.3 Condensados

Compuestos líquidos que se recuperan en instalaciones de separación de

los campos productores de gas asociado. Se incluyen líquidos recuperados

en gasoductos, los cuales se condensan durante el transporte del gas

natural. Se componen básicamente de pentanos y líquidos más pesados.

Por su contenido de azufre, los condensados se clasifican en:

- Amargos: condensados sin la eliminación de los gases ácidos que

acompañan a los hidrocarburos extraídos de los yacimientos, y

- Dulces: condensados que han sido tratados en plantas para eliminar los

gases ácidos.

Los condensados son enviados a refinerías y plantas de gas para su

proceso y fraccionamiento en derivados.

1.4 Gas natural

Es una mezcla de hidrocarburos parafínicos ligeros con el metano como

su principal constituyente. También contiene pequeñas cantidades de

etano y propano, así como proporciones variables de gases no orgánicos,

nitrógeno, dióxido de carbono y ácido sulfhídrico. El gas natural puede

encontrarse asociado con el petróleo crudo o independiente en pozos de

gas no asociado o gas seco. El gas natural es enviado a plantas de gas, en

donde se obtiene el gas seco, gas licuado, nafta y etano.

1.5 Nucleoenergía

Energía contenida en el mineral de uranio después de pasar por un

proceso de purificación y enriquecimiento. Se considera energía primaria

únicamente al contenido de material fisionable del uranio, el cual se usa

como combustible en los reactores nucleares.

1.6 Hidroenergía

Esta fuente se define como la energía potencial de un caudal hidráulico.

1.7 Geoenergía

Es la energía almacenada bajo la superficie de la tierra en forma de calor y

que emerge a la superficie en forma de vapor.

1.8 Energía eólica

Energía que se obtiene mediante un conjunto turbina-generador, el cual

es accionado por la fuerza del viento.

1.9 Energía solar

Es la energía producida por la radiación solar y utilizada para

calentamiento de agua y generación de electricidad, a partir de

calentadores solares y módulos fotovoltaicos. No se incluye la energía

solar pasiva para calefacción e iluminación directas.

131


1.9 Bagazo de caña

Fibra que se obtiene después de extraer el jugo de la caña en los ingenios

azucareros y que se utiliza como energético o como materia prima.

En este documento se contabiliza la fibra que se produce y que se utiliza

como combustible para generar electricidad en los propios ingenios

azucareros, además de la que sirve como materia prima para la fabricación

de papel, tableros aglomerados y alimento para ganado.

1.10 Leña

Se considera la energía que se obtiene de los recursos forestales y se

utiliza en forma directa en el sector residencial para cocción de alimentos

y calefacción.

Incluye troncos, ramas de árboles y arbustos, y residuos sólidos de la

destilación y pirolisis de la madera u otra materia vegetal.

2. Energía secundaria

Bajo este concepto se agrupan a los derivados de las fuentes primarias,

los cuales se obtienen en los centros de transformación, con

características específicas para su consumo final.

2.1 Coque de carbón

Combustible sólido, con alto contenido de carbono, obtenido de la

destilación del carbón siderúrgico. Se clasifica de acuerdo con su tamaño

en metalúrgico, nuez y fino; las tres variedades se obtienen en hornos de

recuperación. El coque imperial es un producto especial obtenido en

hornos de colmena a partir de la mezcla de carbón lavado. Se utiliza en la

industria siderúrgica.

2.2 Coque de petróleo

Es un combustible sólido y poroso, de color que va del gris al negro,

aproximadamente con 92% de carbono y 8% de ceniza, que se obtiene

como residuo en la refinación del petróleo. El coque producido en las

refinerías es conocido como coque sin calcinar o coque verde, ya que aún

contiene residuos de elementos volátiles. Éste se puede convertir en

coque calcinado que posee alta resistencia, alta densidad y baja

porosidad. El coque calcinado se obtiene al introducir la materia prima en

un horno cilíndrico refractario a 1,300 °C. Las industrias utilizan el coque

sin calcinar como energético, mientras que el calcinado se usa más como

materia prima.

2.3 Gas licuado de petróleo (gas LP)

Combustible que se obtiene de la destilación del petróleo y del

tratamiento de los líquidos del gas natural. Incluye butano, iso-butano y

propanos. Se utiliza principalmente en los sectores residencial, comercial y

transporte.

2.4 Gasolinas y naftas

Combustible líquido y liviano, con un rango de ebullición entre 30 y 200

°C, que se obtiene de la destilación del petróleo y del tratamiento del gas

natural. Dentro de este rango se consideran las gasolinas de aviación,

automotrices, naturales y las naftas:

132


- Gasolina de aviación: mezcla de naftas reformadas de elevado octanaje,

alta volatilidad y estabilidad, y un bajo punto de congelamiento. Se usa en

aviones con motores de pistón;

- Gasolina automotriz: mezcla de naftas relativamente volátiles con

especificaciones para su uso en motores de combustión interna de tipo

automotriz;

- Gasolina natural: producto del procesamiento de gas natural. Sirve como

materia prima en la industria petroquímica o se mezcla directamente con

las naftas, y

- Nafta: es un producto del procesamiento del petróleo y del gas natural.

Se emplea como materia prima en la industria petroquímica, como

solvente en la manufactura de pinturas y barnices, así como limpiador en

la industria.

2.5 Querosenos

Combustible líquido compuesto por la fracción del petróleo que se destila

entre 150 y 300 °C. Los querosenos se clasifican en dos grupos:

- Turbosina: combustible con un grado especial de refinación que posee

un punto de congelación más bajo que el querosén común y se utiliza en

el transporte aéreo para motores de turbina, y

- Otros querosenos: se utilizan para cocción de alimentos, alumbrado,

motores, equipos de refrigeración y como solvente para asfaltos e

insecticidas de uso doméstico.

2.6 Diesel

Combustible líquido que se obtiene de la destilación del petróleo entre los

200 y 380° C. Es un producto de uso automotriz e industrial, que se

emplea principalmente en motores de combustión interna tipo diesel. En

este grupo se incluye el Pemex diesel, el diesel desulfurado, el diesel

marino y el gasóleo industrial. Este último fue sustituido por el

combustible industrial a partir de 1998, y posteriormente dejó de

comercializarse en abril del 2001.

2.7 Combustóleo

Combustible residual de la refinación del petróleo. Abarca todos los

productos pesados y se incluye el residuo de vacío, Virgin Stock, residuo

de absorción y residuo largo. Se utiliza principalmente en calderas, plantas

de generación eléctrica y motores para navegación. Se divide en

combustóleo pesado, ligero e intermedio.

2.8 Productos no energéticos o materia prima

Son productos que se utilizan como materia prima, aún cuando poseen

un considerable contenido de energía. Los productos no energéticos

considerados en el Balance son asfaltos, lubricantes, grasas, parafinas,

etano (excluyendo el inyectado a ductos de gas seco), propano-

propileno, butano-butileno, azufre y materia prima para negro de humo

(el negro de humo se utiliza en la industria del hule sintético y natural

para la fabricación de llantas, etc.

133


2.9 Gas seco

Hidrocarburo gaseoso obtenido como subproducto del gas natural, en

refinerías y en plantas de gas después de extraer los licuables. Se

compone por metano y pequeñas cantidades de etano. Incluye gas

residual y gas seco de refinerías.

El gas seco es utilizado como materia prima en la industria Petroquímica

de Pemex, en donde se produce principalmente metanol y amoniaco. Por

otro lado, se utiliza como combustible en el sector petrolero, industrial

(incluido el petroquímico), residencial, servicios y en centrales eléctricas.

2.10 Electricidad

Es la energía transmitida por electrones en movimiento. Este rubro

incluye la energía eléctrica generada por el Sistema Eléctrico Nacional

(SEN) y los Productores Independientes de Energía (PIE).

El SEN es el conjunto de instalaciones destinadas a la generación,

transmisión, distribución y venta de energía eléctrica de servicio público

en toda la República, estén o no interconectadas. Los PIE son titulares de

un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para

su venta a CFE.

La autogeneración de electricidad de la industria entregada a la red del

SEN, se registra por el momento en la diferencia estadística de

electricidad.

3. Flujos de energía

3.1 Oferta total

Es la suma de la producción, de las otras fuentes, de la importación y de la

variación de inventarios, tanto de energía primaria como secundaria.

3.1.1 Producción

Se define como la energía extraída de reservas fósiles y fuentes de

biocombustibles, así como la captación y aprovechamiento de las

energías renovables a partir del agua, viento, luz solar, etc., y que es

explotada y producida dentro del territorio nacional, y técnica y

económicamente utilizable o comercializable.

3.1.2 De otras fuentes

Se refiere principalmente al gas residual que Pemex Gas y Petroquímica

Básica (PGPB) entrega a Pemex Exploración y Producción (PEP) para

ser utilizado en bombeo neumático y sellos en los campos productores de

petróleo crudo y gas natural. De igual forma, se incluye al gas de

formación empleado por PEP, el cual está compuesto por el gas

recirculado de formación y el gas de pozos de alta presión.

3.1.3 Importación

Incluye las fuentes primarias y secundarias localizadas fuera de las

fronteras, que ingresan al país para formar parte de la oferta total de

energía.

En el caso de las gasolinas y naftas, se incluyen las importaciones de

metil-terbutil-éter (MTBE).

134


3.1.4 Variación de inventarios

Contabiliza la diferencia entre la existencia inicial (1° de enero) y la

existencia final (31 de diciembre) de productos almacenados.

Para el Balance Nacional de Energía, un valor positivo en la variación de

inventarios es una desacumulación real en los almacenes, en los buques,

en los ductos, en las terminales y/o en cualquier otra modalidad de

almacenamiento. De esta forma, una variación de inventarios positiva

aumenta la oferta total de energía. Análogamente, un valor negativo en la

variación de inventarios genera una disminución en la oferta total de

energía, y por tanto, es equivalente a una acumulación en los mismos.

En el caso del petróleo crudo se incluye en la variación de inventarios la

diferencia entre el remitido a terminales de exportación, en condiciones

de exportación, y el registrado como exportado. Asimismo, en el caso del

gas licuado de petróleo se incluye la diferencia entre el recibido para

comercialización por Pemex Gas y Petroquímica Básica y el producido en

las refinerías.

3.2 Oferta interna bruta o consumo nacional de energía

La oferta interna bruta es igual a la oferta total (3.1) menos la

exportación y las operaciones de maquila-intercambio neto. Representa la

disponibilidad, en el territorio nacional, de la energía que puede ser

destinada a los procesos de transformación, distribución y consumo.

3.2.1 Exportación

Es la cantidad de energía primaria y secundaria que se destina para su uso

fuera del territorio nacional. En la representación matricial del Balance las

exportaciones se expresan con signo negativo, ya que éstas reducen la

oferta interna bruta de energía.

3.2.2 Maquila-intercambio neto

Este rubro registra las negociaciones especiales de México con empresas

extranjeras. Mediante estas negociaciones se entrega petróleo crudo a

cambio de productos petrolíferos. En la actualidad se reciben gasolinas y

naftas, querosenos y diesel.

3.2.3 No aprovechada

Es la energía que, por la disponibilidad técnica y/o económica de su

explotación, actualmente no está siendo utilizada. Lo más común a

tratarse en este rubro son el gas natural y condensados que se pierden en

el proceso de extracción (envío a la atmósfera), el petróleo crudo

derramado y el bagazo de caña no utilizado.

3.3 Consumo nacional de energía o demanda de energía

La demanda de energía o consumo nacional de energía está compuesta

por el consumo del sector energético, por las recirculaciones, por la

diferencia estadística y por el consumo final total.

3.3.1 Consumo del sector energético

A este apartado pertenecen los centros de transformación, el consumo

propio del sector, y las pérdidas por transporte, distribución y

almacenamiento.

135


Esquema 1. Flujo de la oferta interna bruta o consumo nacional de energía

Esquema 2. Consumo del sector energético

3.3.1.1 Centros de transformación

Se refiere a los centros en donde se procesa la energía primaria para

obtener productos secundarios que poseen las características específicas

para ser consumidos. En el caso del Balance Nacional de Energía se

consideran cuatro tipos de centros de transformación.

- Coquizadoras: plantas de proceso donde se obtiene coque de carbón

como resultado de la combustión del carbón mineral y la de otros

materiales carbonosos.

- Refinerías y despuntadoras: plantas de proceso donde se separa el

petróleo crudo en sus diferentes componentes: gas de refinerías, gas

licuado de petróleo, gasolinas y naftas, querosenos, diesel, combustóleo,

productos no energéticos y coque de petróleo.

- Plantas de gas y fraccionadoras: plantas de proceso que separan los

componentes del gas natural y de los condensados para obtener gas seco,

gasolinas y naftas, butano, propano, etano y productos no energéticos. Es

importante señalar que en la columna de gas natural se incluye el gas

utilizado en Pemex Exploración y Producción para bombeo neumático, el

cual se entrega a Pemex Gas y Petroquímica Básica para su proceso.

- Centrales eléctricas: plantas integradas por un conjunto de unidades de

generación, equipos auxiliares, subestaciones y equipos de transmisión de

energía eléctrica. Estas centrales se clasifican en cinco tipos, según las

fuentes de energía que utilizan para generar electricidad.

- Termoeléctricas: su funcionamiento se basa en la combustión

de productos petrolíferos, de gas seco y de carbón para producir vapor de

Determinantes de la demanda interna

Producción (+)

Importación (+)

Variación de inventarios (±)

Exportación (-)

De otras fuentes (+)

No aprovechada(-)

Oferta interna bruta de energía =

Consumo nacional de

energía

Consumo final total (+)

Diferencia estadística (±)

Transfer. interproductos (±)

Consumo del sector energético (+):

Consumo por

transformación

Consumo propio del

sector

Pérdidas por transporte,

distribución y

almacenamiento

Recirculaciones (+)

Determinantes de la oferta interna

136


agua, el cual es convertido en energía eléctrica al ser expandido en una

turbina;

- Nucleoeléctricas: en esencia es una termoeléctrica

convencional, en la cual el vapor es producido por el calor generado a

partir de la reacción nuclear de fisión, llevada a cabo dentro de un reactor

nuclear;

- Hidroeléctricas: su funcionamiento está basado en el principio

de turbinas hidráulicas que rotan al impulso de un flujo de agua y mueven

generadores eléctricos;

- Geotermoeléctricas: planta termoeléctrica convencional sin

generador de vapor. La turbina aprovecha el potencial geotérmico

almacenado en el subsuelo en forma de vapor de agua;

- Eoloeléctricas: su funcionamiento se basa en el principio de

aerogeneradores que se sirven del impulso del aire para generar

electricidad.

A partir del año 2000 se distingue el consumo de energía de las centrales

eléctricas del Sistema Eléctrico Nacional y el correspondiente a los

Productores Independientes de Energía (PIE). En 2009 se encontraban

en operación las siguientes centrales bajo la modalidad de PIE: Mérida III;

Río Bravo II, III, y IV; Saltillo; Altamira II; Altamira III y IV; Altamira V; La

Laguna II; Monterrey III; Tamazunchale; Bajío (El Saúz); Mexicali (La

Rosita); Energía de Baja California; Tuxpan II; Tuxpan V; Transalta

Campeche; Transalta Chihuahua III; Hermosillo; Naco-Nogales; Tuxpan III

y IV, y Valladolid III.

El factor de planta es la relación entre la energía eléctrica producida por

un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de tiempo

determinado, y la energía que habría sido producida si este generador o

conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo

a su potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje.

3.3.1.2 Consumo propio

Es la energía primaria y secundaria que el sector energético utiliza para el

funcionamiento de sus instalaciones.

En el caso del sector eléctrico se incluyen los autoconsumos en

generación, transmisión y distribución. El consumo propio de los PIE fue

obtenido a partir de la diferencia entre su generación bruta y su

generación neta de energía eléctrica.

3.3.1.3 Pérdidas por transporte, distribución y

almacenamiento

Son mermas de energía que ocurren durante la serie de actividades que se

dan desde la producción hasta el consumo final de la energía. En el caso

de los productos petrolíferos, estas pérdidas se incorporan en los

consumos propios.

3.3.2 Recirculaciones

Gas seco utilizado en bombeo neumático y sellos, el cual se define como

un sistema artificial de producción que se emplea para elevar el fluido de

un pozo de petróleo mediante la inyección de gas a través de la tubería de

producción.

137


3.3.3 Transferencia interproductos

Son movimientos entre fuentes de energía debidos principalmente a

reclasificaciones o cambios de nombre; por ejemplo, el gas natural directo

de campos es inyectado a ductos de gas seco, y por ello se reclasifica. La

cantidad transferida se muestra con un signo negativo; en cambio, en la

columna de la fuente de energía que recibe la transferencia con signo

positivo. De esta manera, la suma de todas las fuentes de energía en este

renglón debe ser cero.

3.3.4 Diferencia estadística

Es una variable de ajuste que sirve para compensar las diferencias entre la

oferta y la demanda de energía producidas por la conversión de unidades,

la diferencia de mediciones en las instalaciones del sector y la información

relativa a otras cuentas no detalladas anteriormente. Como ejemplo de lo

anterior, en el caso de las gasolinas, querosenos y diesel, en la diferencia

estadística se incluyen las variaciones de los inventarios de las estaciones

de servicio y otras a cargo de los particulares y de las cuales no se tiene

información específica.

La diferencia estadística en el caso del sector eléctrico comprende los

excedentes de autoabastecimiento que se vendieron al SEN y el

autoabastecimiento remoto (porteo) que utiliza la red de transmisión y

distribución del SEN.

3.3.5 Consumo final total de energía

Es la energía y la materia prima que se destinan a los distintos sectores de

la economía para su consumo. El consumo final de electricidad incluye el

porteo.

Esquema 3. Consumo final total de energía

3.3.5.1 Consumo final no energético

Registra el consumo de energía primaria y secundaria como materia

prima. Este consumo se da en los procesos que emplean materias primas

para la elaboración de bienes no energéticos, por ejemplo: Pemex

Petroquímica utiliza gas seco y derivados del petróleo para elaborar

plásticos, solventes, polímeros, caucho, entre otros. En otras ramas

económicas se incluye el bagazo de caña utilizado para la fabricación de

papel, tableros aglomerados y alimento para ganado.

3.3.5.2 Consumo final energético

Esta variable se refiere a los combustibles primarios y secundarios

utilizados para satisfacer las necesidades de energía de los sectores

residencial, comercial y público, transporte, agropecuario e industrial.

3.3.5.2.1 Sector residencial, comercial y público

Residencial: es el consumo de combustibles en los hogares urbanos y

rurales del país. Su principal uso es para cocción de alimentos,

138


calentamiento de agua, calefacción, iluminación, refrigeración y

planchado;

Comercial: es el consumo de energía en locales comerciales, restaurantes,

hoteles, entre otros, y

Servicio público: este sector incluye el consumo de energía en el

alumbrado público, en el bombeo de agua potable y aguas negras, así

como en la tarifa temporal.

3.3.5.2.2 Sector transporte

Autotransporte: incluye la energía consumida en los servicios de

transporte terrestre para el movimiento de personas y carga;

Aéreo: se refiere al combustible que se consume en vuelos nacionales e

internacionales. No se incluyen las compras que las líneas aéreas hacen

en el extranjero;

Ferroviario: se refiere al consumo realizado por los distintos

concesionarios particulares del transporte ferroviario en el país,

incluyendo los sistemas de transporte colectivo;

Marítimo: incluye las ventas nacionales de combustibles a la marina

mercante, la armada nacional, empresas pesqueras y embarcaciones en

general;

Eléctrico: es el total de energía eléctrica consumida en el servicio público

de transporte eléctrico para la movilización de personas.

3.3.5.2.3 Sector agropecuario

Energía consumida para desempeñar todas las actividades relacionadas

directamente con la agricultura y la ganadería. Ejemplos de este consumo

son la electricidad necesaria para el bombeo de agua y riego, los

combustibles utilizados en la agricultura mecanizada, en la ganadería,

entre otros.

3.3.5.2.4 Sector industrial

Este rubro comprende el consumo de energía de los procesos productivos

del sector industrial en el que destacan 16 ramas identificadas: siderurgia,

Pemex Petroquímica, química, azúcar, cemento, minería, celulosa y papel,

vidrio, fertilizantes, cerveza y malta, automotriz, aguas envasadas,

construcción, aluminio, hule y tabaco. Incluye el consumo de

combustibles para autogeneración.

Metodología de cálculo

La elaboración del balance requiere de una metodología particular que

ofrezca datos consistentes con unidades homogéneas de energía. Ello

permite la comparación, tanto a nivel nacional como internacional, e

integración de las distintas fuentes de energía para su análisis. El presente

documento utiliza los criterios metodológicos de la Agencia Internacional

de Energía (AIE) de la OCDE.

El primer paso para la integración de las estadísticas del Balance es

determinar los flujos de oferta y demanda por fuente energética.

139


El siguiente paso es identificar las distintas fuentes de información y

buscar los mecanismos, canales e instrumentos de captación apropiados

para la recopilación de las estadísticas.

Una vez que se recopila la información, ésta es validada para asegurarse

que los datos cumplan con los requisitos de robustez, integridad y

congruencia aritmética.

En una siguiente etapa, se elaboran los balances por producto en sus

unidades originales y finalmente se elaboran los balances en petajoules.

Existen algunos procedimientos específicos para algunas fuentes de

energía, los cuales se presentan a continuación.

- Electricidad primaria

estimar la producción primaria. Este método utiliza el valor energético

equivalente al monto hipotético del combustible requerido para generar

una cantidad idéntica de electricidad de una central termoeléctrica. No

obstante, la eficiencia promedio de las termoeléctricas oscila alrededor de

36%. Al momento de obtener la producción primaria, se traduce en un

valor energético casi del triple (1/.36) de su contenido energético físico,

lo que implica una pérdida por transformación carente de sustento físico.

En esta edición del Balance Nacional de Energía se utili

método el valor energético físico normal de la forma de energía primaria

se usa como cifra de producción, es decir, la cifra de generación bruta por

fuente. En el caso de la electricidad nuclear y la geotérmica, se utilizan las

eficiencias térmicas específicas. La información histórica se corrigió para

garantizar consistencia y comparabilidad en el tiempo.

- Leña

Para el caso de la leña se considera que toda la producción es consumida,

ya que no se dispone de información relativa a sus inventarios, y dicho

consumo se asigna en su totalidad al sector residencial. No obstante

existe consumo en el sector industrial en micro y pequeñas empresas,

especialmente del ámbito rural, dedicadas a la fabricación de ladrillos,

alfarería, panaderías, tortillerías, entre otras.

El Balance Nacional de Energía 2009 utiliza la nueva metodología del

Vegetal en México, 1990-

el sector residencial.

Este estudio toma en cuenta el consumo de usuarios exclusivos (aquellos

que sólo utilizan la leña como fuente principal para el calentamiento de

agua y de la vivienda) y asigna un consumo a los usuarios mixtos

(aquellos que combinan la leña con alguna otra fuente de energía),

utilizando un consumo unitario específico por región ecológica y una

desagregación por municipios, lo que arroja resultados más exactos y

actualizados. Para ello se considera tanto la saturación (derivada de la

información censal por municipio proporcionada por el INEGI para los

años 1990 y 2000), como los consumos unitarios obtenidos de una

revisión de estudios previos en distintas regiones del país.

Existen cuatro argumentos o razones principales para el cambio

metodológico en el cálculo del consumo nacional de leña:

140


1. Actualizar los coeficientes de consumo. Los coeficientes

utilizados en la metodología anterior fueron los que se

determinaron en el estudio realizado por la Secretaría de Energía,

Minas e Industria Paraestatal en noviembre de 1988, y por lo

tanto resultaban poco actualizados.

2. Tomar en consideración la heterogeneidad en el consumo por

municipio, para hacer el cálculo más robusto. Se advirtió que el

método anterior omitía las diferencias en los usos y hábitos de

consumo rural entre las zonas sur y norte del país, puesto que

homogenizaba en un coeficiente el comportamiento de la

población rural en su conjunto. Por otro lado, al utilizar un

coeficiente de consumo per cápita anual igual para todas las

áreas urbanas, se subestimaba el uso de leña, ya que se considera

que el consumo de este combustible está más asociado al sector

urbano que al rural, y su tendencia es a la alza.

3. Incorporar el consumo de usuarios mixtos; es decir, aquellas

familias que acceden al gas LP para satisfacer las necesidades de

cocción y calentamiento de agua, pero que continúan utilizando

la leña de forma simultánea, por razones económicas y

culturales.

Para lograr consistencia en la información a través del tiempo, fue

necesario verificar y reconstruir la serie histórica de 1990 a la fecha,

basándose en esta nueva propuesta.

- Coque de petróleo

A partir del año 2000 se estableció una presentación diferenciada en

relación con el coque de carbón. La oferta total y la transformación

consideran la información sobre importaciones proporcionada por el

INEGI, además de la producción de Pemex. El consumo final total y por

sectores se establece en función de las ventas por clientes reportadas por

Pemex y a las importaciones realizadas por los particulares.

Fuentes de información

Las distintas fuentes de información se pueden clasificar en:

Industria generadora de energía

Cogeneradores y autogeneradores

Consumidores

En nuestro país, la producción, comercio exterior y distribución de las

principales fuentes de energía (hidrocarburos y electricidad) están a

cargo, en su mayoría, de empresas públicas: Pemex y CFE. Esto permite

tener bien caracterizados los flujos de oferta de la industria generadora de

energía.

Aún cuando el número de compañías privadas que generan o producen

energía es reducido, su crecimiento ha sido importante. La generación

neta de cada PIE corresponde a la información proporcionada por el

Centro Nacional de Control Eléctrico (CENACE). De forma mensual,

cada PIE entrega a la SENER, información relativa a la generación bruta y

consumo de combustibles para generación de electricidad por central.

141


La Asociación Nacional de Energía Solar proporciona información anual

sobre la las fuentes renovables de energía aprovechadas por particulares.

El Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI) y CFE son las

principales fuentes para la integración del balance de carbón mineral.

La producción y consumo de leña se obtiene con la metodología

desarrollada en el

Leña y Carbón Vegetal en México, 1990- , elaborado en el Centro

de Investigaciones en Ecosistemas de la Universidad Autónoma de

México, por el Dr. Masera, la M. en C. Arias Chalico, el Dr. Ghilardi, la

Biol. Guerrero y la Biol. Patiño.

Con base en información del Anuario de la Cámara Nacional de las

Industrias Azucarera y Alcoholera se obtiene la producción, energía no

aprovechada y consumo final no energético de bagazo de caña en los

ingenios azucareros.

En lo que respecta a los cogeneradores y autogeneradores, el Instituto

Mexicano del Petróleo (IMP) integra información acerca de las

actividades de oferta que realizan estos particulares, con base en

información proporcionada por la Comisión Reguladora de Energía

(CRE).

La integración de la información estadística relativa al consumo final de

energía es más compleja debido a la heterogeneidad de los sectores que la

consumen. Por ello, existen estrategias específicas para cada sector,

dadas sus particularidades.

El IMP proporciona información más detallada sobre el consumo de

petrolíferos en los distintos sectores.

Para conocer más a detalle el consumo de energía de los sistemas de

transporte colectivo de pasajeros y transporte ferroviario (pasajeros y

carga), la SENER elabora un cuestionario, el cual es contestado por los

informantes de manera trimestral con información mensual.

Con el propósito de obtener el consumo final de energía en el sector

industrial desagregado por rama, la SENER elabora anualmente la

Encuesta sobre el Consumo de Energía en el Sector Industrial (ECESI)

que permite conocer las tendencias del consumo de los energéticos, los

esquemas de autogeneración empleados y la intensidad energética en la

industria nacional. Esta encuesta se distribuye entre las distintas Cámaras

e industrias más intensivas en uso de energía para su llenado, y los datos

son contrastados con la información agregada que proporciona Pemex,

CFE y el IMP.

En algunos casos, la producción bruta, obtenida a partir de la muestra, no

es cercana a la producción del universo de esa rama en particular. Por esta

razón, la información proporcionada por las industrias es complementada

con otros indicadores que muestran su respectiva evolución (ej. producto

interno bruto por rama industrial, índices de producción, entre otros), lo

que permite estimar el consumo de energía para cada una de las ramas

analizadas.

Marco metodológico para los balances regionales de energía

Se presentan balances regionales integrados de las diferentes fuentes de

energía primaria, secundaria y total.

La clasificación por regiones es congruente con la utilizada por las

Prospectivas del Sector Eléctrico, Mercado del Gas Natural, Mercado del

142


Gas Licuado de Petróleo y de Petrolíferos; que dividen al País en cinco

zonas geográficas: Noroeste, Noreste, Centro-Occidente, Centro y Sur-

Sureste. Las operaciones que se realizan en los océanos y mares se

incorporan a la región geográfica más cercana. Debido a la localización de

yacimientos o áreas de influencia de los centro de transformación, no es

posible desagregar esta información a nivel estatal o municipal. En el caso

de las actividades de Pemex Exploración y Producción en las regiones

marinas Suroeste y Noreste, estas se consideran en la región Sur-Sureste.

Clasificación de entidades federativas por región

Los energéticos primarios para los cuales hay información regionalizada

son petróleo crudo, condensados, gas natural, nucleoenergía,

hidroenergía, geoenergía, energía eólica, bagazo de caña y leña, faltando

la relativa al carbón mineral y energía solar. En el caso de la energía

secundaria se presentan los balances regionales de coque de petróleo, gas

licuado de petróleo, gasolinas y naftas, querosenos, diesel, combustóleo,

productos no energéticos, gas seco y electricidad. No se dispone de

información regional para el coque de carbón.

En esta edición del Balance Nacional de Energía se incluye por primera

vez información regional de gas natural, coque de petróleo y gas seco.

La presentación de la información, para cada región, es en forma

matricial, donde las columnas corresponden a las fuentes de energía y las

filas a la oferta, transformación y consumo final, como sucede en el

Balance Nacional de Energía. Adicionalmente, se incluye en los balances

regionales una fila relativa al intercambio regional neto.

Elementos a mejorar del balance nacional

Existen diversos aspectos que pueden mejorar la calidad de la

información presentada, algunos de los cuales no se han llevado a cabo

debido a la necesidad de realizar estudios específicos e históricos, con el

objetivo de mantener su consistencia en el tiempo. Sin embargo, a través

del Sistema de Información Energética (SIE)33 se ha logrado consolidar

información nacional para la actualización de los datos presentados en el

Balance.

Entre otros elementos, se considera conveniente:

Ampliar la cobertura sectorial, muestra y representatividad de la

Encuesta sobre el Consumo de Energía en el Sector Industrial, con el

objetivo de mejorar la confiabilidad, robustez y exactitud de la

información.

33 Base de datos en donde se concentra y difunde la estadística oficial del sector

energético, disponible en línea en http://sie.energia.gob.mx

Noroeste Noreste Centro-Occidente Centro Sur-Suereste

Baja California Chihuahua Aguascalientes Distrito Federal Campeche

Baja California Sur Durango Colima Hidalgo Chiapas

Sinaloa Coahuila Guanajuato México Guerrero

Sonora Nuevo León Jalisco Morelos Oaxaca

Tamaulipas Michoacán Puebla Quintana Roo

Nayarit Tlaxcala Tabasco

Querétaro Veracruz

San Luís Potosí Yucatán

Zacatecas

143


Profundizar el análisis de la distribución sectorial del consumo final de

las diversas fuentes de energía primaria y secundaria, como son el carbón

mineral, el gas natural, el coque de carbón, el coque de petróleo, el gas

licuado de petróleo, el gas seco, las gasolinas y naftas, los querosenos, el

diesel, el combustóleo y los productos no energéticos.

Explotar las encuestas a los hogares que realiza el INEGI de manera

bianual para determinar los consumos de energía por uso final: cocción de

alimentos, calefacción, esparcimiento, iluminación, lavado de ropa,

refrigeración, planchado, transporte, entre otros.

Realizar estudios de las principales ramas industriales para conocer más

detalladamente los procesos de producción, consumos de energía y

políticas para el ahorro y sustitución de energéticos que vienen llevando a

cabo las empresas.

Incorporar los residuos de animales, residuos vegetales (a excepción del

bagazo de caña ya considerado), residuos industriales o recuperados y

desechos como fuentes de energía, que pueden ser relevantes en la

estructura energética del país y que podrían coadyuvar a la diversificación

de fuentes de energía y a un uso más intensivo de las fuentes de energía

renovables.

Incorporar información sobre autogeneración de electricidad en el

balance de electricidad y en la matriz del Balance Nacional de Energía.

público a la matriz del Balance Nacional de Energía.

Incorporar información de carbón, gas natural, energía solar y coque de

carbón en los balances regionales de energía.

INEGI para estimar la demanda de energía con un mayor nivel de detalle.

obtener las intensidades energéticas son objeto de mejora, dado que la

inclusión o exclusión de ciertas unidades de producción pueden modificar

los resultados.

144


Referencias - Agencia Internacional de Energía

CO2 Emissions from Fuel Combustion, Ed. 2009.

Energy Balances of OECD Countries. Ed. 2010.

Energy Balances of Non-OECD Countries. Ed. 2010.

Manual de estadísticas energéticas, AIE-OECD-Eurostat. Ed. 2007.

- Asociación Nacional de Energía Solar, A.C.

Presidencia.

- Cámara Minera de México

Informe Anual 2010.

- Cámara Nacional de las Industrias Azucarera y Alcoholera

Desarrollo Agroindustrial de la Caña de Azúcar, Ciclos 1998/1999-

2008/2009. Décimo séptima edición.

- Centro de Investigaciones en Ecosistemas de la Universidad

Autónoma de México

Estudio sobre la Evolución Nacional del Consumo de Leña y Carbón

Vegetal en México, 1990-2024. Dr. Masera, M.C. Arias Chalico, Dr.

Ghilardi, Biol. Guerrero y Biol. Patiño.

- Comisión Federal de Electricidad

Dirección General, Subdirección de Programación.

Subdirección de Energéticos y Seguridad.

- Consejo Nacional de Población

México en cifras, Indicadores demográficos básicos.

- Comisión Reguladora de Energía

Informe de precios diferenciados.

Informe Estadístico de Operación Eléctrica de Permisos de

Autoabastecimiento, Cogeneración y Pequeña Producción.

- Instituto Mexicano del Petróleo

Dirección de Ingeniería de Proceso.

Estudios Económicos.

- Instituto Nacional de Estadística y Geografía

Encuesta Industrial Mensual (EIM).

Encuesta Mensual sobre Establecimientos Comerciales (EMEC).

Estadísticas del Comercio Exterior de México.

Estadística Mensual de la Industria Minerometalúrgica (EMIMM).


- Metrobús

Dirección General, Dirección Técnica Operativa.

- Organización de las Naciones Unidas para la Agricultura y la

Alimentación

ForesSTAT.

- Petróleos Mexicanos

Anuario Estadístico de Pemex.

BDI. Base de Datos Institucional. Pemex Corporativo.

Dirección Corporativa de Finanzas, Subdirección de Planeación

Económica.

Indicadores petroleros.

Memoria de Labores 2009.

- Secretaría de Energía

Encuesta sobre el Consumo de Energía en el Sector Industrial 2008-

2009.

Reporte mensual de Productores Independientes de Energía Eléctrica

2009.

Sistema de Información Energética (SIE).

http://www.conapo.gob.mx/index.php?option=com_content&view=article&id=149&Itemid=14

http://www.conapo.gob.mx/index.php?option=com_content&view=article&id=125&Itemid=193

145


Tercer Informe de Labores.

- Secretaría de Comunicaciones y Transportes

Subsecretaría de Transporte, Dirección General de Transporte Ferroviario

y Multimodal.

- Secretaría de Hacienda y Crédito Público

Unidad de Planeación Económica.

- Servicio de Transportes Eléctricos del DF

Dirección de Mantenimiento.

Dirección de Transportación.

- Sistema de Transporte Colectivo Metro

Dirección General.

- Sistema de Transporte Colectivo Metrorrey

Dirección General, Dirección de Operaciones Metro.

- Sistema de Tren Eléctrico Urbano de Guadalajara

Dirección de Tren Eléctrico.

- World Steel Association

Crude steel statistics

Referencias para la recepción

de comentarios

Los lectores interesados en aportar comentarios, realizar observaciones o

formular consultas pueden dirigirse a:

Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico

Secretaría de Energía

Insurgentes Sur 890, Col. del Valle, Del. Benito Juárez

C.P. 03100, México D.F.

Coordinación de la publicación:

Dirección General de Planeación Energética

Tel: +52 (55) 5000-6000 ext. 1131

E-mail: [email protected]

Los cuadros que se presentan en el Anexo estadístico están disponibles

en el Sistema de Información Energética (SIE) en el siguiente sitio de

internet: http://sie.energia.gob.mx/sie/bdiController

mailto:[email protected]

http://sie.energia.gob.mx/sie/bdiController

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