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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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
4
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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.
12
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Fuente: Energy Balances of OCDE countries y Energy Balances of Non-OCDE
countries, AIE, edición 2010.
Nota: Renovables engloba energía hidráulica, eólica, solar, geoenergía,
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Fuente: Energy Balances of OCDE countries y Energy Balances of Non-OCDE
countries, AIE, edición 2010.
Nota: Renovables engloba energía hidráulica, eólica, solar, geoenergía,
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Fuente: Energy Balances of OCDE countries y Energy Balances of Non-OCDE
countries, AIE, edición 2010.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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.
Fu ente: Sistema de Información Energética, Sener.
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.
Estructura porcentual
27
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Estructura porcentual
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.
28
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Estructura porcentual
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.
29
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
2008 2009 porcentual (%)
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
Electricidad 1.26 1.25 -1.4
32
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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)
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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
2008 2009 porcentual (%)
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
Electricidad 3.96 3.25 -18.0
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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.
La suma de los parciales puede no coin cidir con los totales debido al redondeo de las cifras.
2008 2009
34
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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.
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
2008 2009
Carbón y coque de carbón
4.3%Gas natural y condensados
42.3%
Crudo y petrolíferos
44.7%
Nucleoenergía1.4%
Renovables7.3%
35
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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)
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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
Estructura porcentual
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.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Estructura porcentual
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.
37
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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.
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
- 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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Estructura porcentual
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras.
40
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Total de petroliferos 304.07 291.02 -4.3 39.4 38.2
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
Total de petroliferos 66.24 63.76 -3.7 52.4 51.6
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
Estructura porcentual
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.
41
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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)
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Estructura porcentual
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.
43
SECRETARÍA DE ENERGÍA
- 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
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Estructura porcentual
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.
45
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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.
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
Estructura
porcentual (%)
46
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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.
Sistema de Cuentas Nacionales de México.
49
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
- 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
Fuente: Sistema de Información Energética, con cálculos propios.
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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.
Fuente: SENER e INE. Cálculos propios utilizando la metodología del IPCC,
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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.
Fuente: SENER e INE. Cálculos propios utilizando la metodología del IPCC,
método de referencia.
Crudo y petrolíferos
64.0%
Gas natural y condensados
27.8%
Carbón y coque de carbón
8.2%
56
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Diagrama 2. Balance Nacional de Energía 2009 (petajoules)
427.06
79.20
428.37 107.95
65
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Diagrama 3. Balance Nacional de Energía 2008 (petajoules)
66
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
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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
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l
Co
nsu
mo
fin
al n
o e
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Co
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mo
fin
al e
ner
gét
ico
Tra
nsp
ort
e
Ind
ust
rial
Res
., co
m. y
pu
b.
Ag
rop
ecu
ario
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
67
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
rove
chad
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inte
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C
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sum
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acio
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Co
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mo
po
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ansf
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ació
n
Co
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mo
pro
pio
del
sec
tor
Rec
ircu
laci
on
es
Pér
did
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or
dis
trib
uci
ón
Dife
ren
cia
esta
dís
tica
Co
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mo
fin
al t
ota
l
Co
nsu
mo
fin
al n
o e
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gét
ico
Co
nsu
mo
fin
al e
ner
gét
ico
Tra
nsp
ort
e
Ind
ust
rial
Res
., co
m. y
pu
b.
Ag
rop
ecu
ario
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
68
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
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 -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 no energético 0.00 0.00 2.78 13.16 0.00 0.00 0.00 184.17 26.64 0.00 226.74 227.17
Petroquímica Pemex 0.00 0.00 0.03 11.22 0.00 0.00 0.00 77.89 26.64 0.00 115.78 115.78
Otras ramas económicas 0.00 0.00 2.74 1.94 0.00 0.00 0.00 106.28 0.00 0.00 110.96 111.39
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
Residencial, comercial y púb. 0.00 0.00 350.60 0.00 0.84 3.33 0.00 0.00 37.74 253.80 646.31 913.42
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Cuadro 24. Matriz del Balance Nacional de Energía 2009 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
CarbónPetróleo
crudoCondensados Gas natural Nucleoenergía Hidroenergía Geoenergía
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
Energía no aprovechada 0.00 -0.05 0.00 -66.93 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.15 0.00 -67.13
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 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
Centrales eléctricas públicas -46.21 0.00 0.00 0.00 -17.67 -14.92 -24.38 0.00 -0.14 0.00 0.00 -103.31
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 -36.42 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -36.42
Transferencias interproductos 0.00 0.00 0.00 -72.80 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -72.80
Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 -49.83 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -49.83
Diferencia estadística -0.52 -0.69 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -1.21
Pérdidas (transp.,dist., alma.) 0.00 -4.96 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -4.96
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
Consumo final no energético 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.07 0.00 0.07
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 0.07 0.00 0.07
Consumo final energético 0.93 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.06 0.00 13.69 40.85 56.53
Residencial, comercial y púb. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.01 0.00 0.00 40.85 41.86
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Cuadro 24. Matriz del Balance Nacional de Energía 2009 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) (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 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
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 -67.13
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 -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
Centrales eléctricas públicas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -2.40 -62.95 0.00 -61.38 88.57 -38.17 -141.48
Centrales eléctricas PIE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -90.93 44.08 -46.85 -46.85
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
Transferencias interproductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 72.80 0.00 72.80 0.00
Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -48.57 0.00 -48.57 -98.40
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
Pérdidas (transp.,dist., alma.) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -23.95 -23.95 -28.91
Consumo final total 6.40 20.29 68.49 236.95 17.36 114.48 13.92 28.86 85.20 102.98 694.93 751.52
Consumo final no energético 0.00 0.00 0.43 2.06 0.00 0.00 0.00 28.86 4.17 0.00 35.54 35.60
Petroquímica Pemex 0.00 0.00 0.01 1.76 0.00 0.00 0.00 12.21 4.17 0.00 18.15 18.15
Otras ramas económicas 0.00 0.00 0.43 0.30 0.00 0.00 0.00 16.66 0.00 0.00 17.39 17.46
Consumo final energético 6.40 20.29 68.06 234.89 17.36 114.48 13.92 0.00 81.02 102.98 659.39 715.92
Residencial, comercial y púb. 0.00 0.00 54.95 0.00 0.13 0.52 0.00 0.00 5.91 39.78 101.29 143.15
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Cuadro 25. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (petajoules)
CarbónPetróleo
crudoCondensados Gas natural Nucleoenergía Hidroenergía Geoenergía
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
Energía no aprovechada 0.00 -0.16 0.00 -539.12 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -1.08 0.00 -540.37
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 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
Centrales eléctricas públicas -216.60 0.00 0.00 0.00 -106.64 -140.01 -162.83 0.00 -0.94 0.00 0.00 -627.01
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 -218.85 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -218.85
Transferencias interproductos 0.00 0.00 0.00 -485.85 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -485.85
Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 -241.55 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -241.55
Diferencia estadística -11.28 -36.19 0.12 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -47.35
Pérdidas (transp.,dist., alma.) 0.00 -29.86 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -29.86
Consumo final total 7.39 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5.62 0.00 98.05 262.05 373.11
Consumo final no energético 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.56 0.00 0.56
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 0.56 0.00 0.56
Consumo final energético 7.39 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5.62 0.00 97.50 262.05 372.55
Residencial, comercial y púb. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 5.36 0.00 0.00 262.05 267.41
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Cuadro 25. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (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 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
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 -540.37
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 -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
Centrales eléctricas públicas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -10.44 -440.44 0.00 -356.27 575.51 -231.63 -858.64
Centrales eléctricas PIE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -560.77 273.63 -287.14 -287.14
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
Transferencias interproductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 485.85 0.00 485.85 0.00
Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -314.87 0.00 -314.87 -556.42
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
Pérdidas (transp.,dist., alma.) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -149.07 -149.07 -178.93
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 no energético 0.00 0.00 1.45 13.67 0.00 0.00 0.00 178.68 26.97 0.00 220.77 221.33
Petroquímica Pemex 0.00 0.00 0.25 11.26 0.00 0.00 0.00 71.57 26.97 0.00 110.05 110.05
Otras ramas económicas 0.00 0.00 1.20 2.42 0.00 0.00 0.00 107.11 0.00 0.00 110.73 111.28
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
Residencial, comercial y púb. 0.00 0.00 365.93 0.00 0.83 3.55 0.00 0.00 39.62 245.35 655.27 922.68
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Cuadro 26. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente)
CarbónPetróleo
crudoCondensados Gas natural Nucleoenergía Hidroenergía Geoenergía
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
Energía no aprovechada 0.00 -0.03 0.00 -84.47 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.17 0.00 -84.67
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 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
Centrales eléctricas públicas -33.94 0.00 0.00 0.00 -16.71 -21.94 -25.51 0.00 -0.15 0.00 0.00 -98.24
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 -34.29 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -34.29
Transferencias interproductos 0.00 0.00 0.00 -76.12 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -76.12
Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 -37.85 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -37.85
Diferencia estadística -1.77 -5.67 0.02 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -7.42
Pérdidas (transp.,dist., alma.) 0.00 -4.68 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -4.68
Consumo final total 1.16 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.88 0.00 15.36 41.06 58.46
Consumo final no energético 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.09 0.00 0.09
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 0.09 0.00 0.09
Consumo final energético 1.16 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.88 0.00 15.28 41.06 58.37
Residencial, comercial y púb. 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.84 0.00 0.00 41.06 41.90
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Cuadro 26. Matriz del Balance Nacional de Energía 2008 (millones de barriles de petróleo crudo equivalente) (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 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
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 -84.67
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 -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
Centrales eléctricas públicas 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -1.64 -69.01 0.00 -55.82 90.17 -36.29 -134.54
Centrales eléctricas PIE 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -87.86 42.87 -44.99 -44.99
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
Transferencias interproductos 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 76.12 0.00 76.12 0.00
Recirculaciones 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -49.34 0.00 -49.34 -87.18
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
Pérdidas (transp.,dist., alma.) 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -23.36 -23.36 -28.04
Consumo final total 7.36 22.67 71.50 254.01 20.44 128.74 15.89 28.00 92.90 103.74 745.24 803.70
Consumo final no energético 0.00 0.00 0.23 2.14 0.00 0.00 0.00 28.00 4.23 0.00 34.59 34.68
Petroquímica Pemex 0.00 0.00 0.04 1.76 0.00 0.00 0.00 11.21 4.23 0.00 17.24 17.24
Otras ramas económicas 0.00 0.00 0.19 0.38 0.00 0.00 0.00 16.78 0.00 0.00 17.35 17.44
Consumo final energético 7.36 22.67 71.27 251.87 20.44 128.74 15.89 0.00 88.67 103.74 710.65 769.02
Residencial, comercial y púb. 0.00 0.00 57.34 0.00 0.13 0.56 0.00 0.00 6.21 38.44 102.67 144.57
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Diagrama 4. Balance de carbón 2009, miles de toneladas (petajoules)
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Diagrama 5. Balance de carbón 2008, miles de toneladas (petajoules)
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Diagrama 6. Balance de coque de carbón 2009, miles de toneladas (petajoules)
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año.
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Diagrama 7. Balance de coque de carbón 2008, miles de toneladas (petajoules)
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año.
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
Variación de inventarios
52
3.2
2
(1
3.8
8)
1,719.37 (45.60)
51.85 (1.38)
Siderurgia
Minería
82
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Diagrama 8. Balance de coque de petróleo 2009, miles de toneladas (petajoules)
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año.
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Diagrama 9. Balance de coque de petróleo 2008, miles de toneladas (petajoules)
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
Las cifras entre paréntesis están expresadas en petajoules por año.
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
Variación de inventarios
49
.99
(1.5
7)
Exportación
84
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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)
Querosenos 0.03 (0.06)
Combustóleo 0.01 (0.03)
Prod. no energ.3 38.83 (90.44)
No aprovechada
0.14
(0.33)
Plantas
de gas
85
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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)
Variación de inventarios
(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.
Pérdidas por transformación
(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)
Gas licuado 25.89 (40.28)
Gasolina 435.83 (884.02)
Querosenos 64.02 (127.70)
Diesel 343.50 (748.31)
Combustóleo 341.54 (803.67)
Prod. no energ.3 45.53 (106.35)
Coque de petróleo 25.30 (59.09)
Gas licuado 182.90 (284.58)
Gasolina 99.03 (200.87)
Querosenos 0.18 (0.37)
Combustóleo 0.06 (0.14)
Prod. no energ.3 36.53 (85.33)
51.57
(91.45)
86
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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)
Querosenos 0.36 (0.84)
Diesel 1.43 (3.33)
Gas licuado 16.72 (38.94)
Querosenos 47.17 (109.87)
Diesel 243.71 (567.61)
Combustóleo 2.05 (4.77)
Gas licuado 2.24 (5.22)
Querosenos 0.02 (0.05)
Diesel 46.28 (107.79)
Gas licuado 16.95 (39.49)
Querosenos 0.00 (0.00)
Diesel 22.22 (51.75)
Gasolinas 5.65 (13.16)
Gas licuado 1.19 (2.78)
Diesel 6.58 (15.32)
172.47 (401.69)
3.72 (15.32)
Combustóleo
8.66 (20.17)
Gas licuado 0.62 (1.44)
Gas licuado 3.23 (7.53)
Gasolinas
1.81 (4.21)
Querosenos
0.00 (0.01)
Diesel 17.78 (41.42)
Combustóleo 35.81 (83.39)
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)
Pérdidas por transformación
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
Combustóleo 36.10 (84.07)
Coque 55.58 (129.44)
Gasolinas 643.50 (1,498.76)
1,401.22 (3,263.57)
87
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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)
Combustóleo 188.56 (440.44)
Gas licuado 156.66 (365.93)
Querosenos 0.36 (0.83)
Diesel 1.52 (3.55)
Gas licuado 17.84 (41.68)
Querosenos 55.47 (129.57)
Diesel 275.81 (644.23)
Combustóleo 2.47 (5.77)
Gas licuado 2.26 (5.29)
Querosenos 0.02 (0.04)
Diesel 49.07 (114.63)
Gas licuado 17.97 (41.98)
Querosenos 0.00 (0.00)
Diesel 25.37 (59.26)
Gasolinas 5.85 (13.67)
Gas licuado 0.62 (1.45)
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)
Querosenos 0.00 (0.01)
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).
Coque de petróleo 9.15 (21.37)
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)
Coque de petróleo 0.67 (1.57)
Crudo 2
Líquidos del gas y
condensados
Combustóleo 40.94 (95.66)
Coque 61.94 (144.67)
Gasolinas 688.20 (1,607.51)
1,430.21
(3,340.72)
88
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
7. Balances regionales
Figura 32. Regiones económicas de México
Región Noroeste
Región Noreste
Región Centro-Occidente
Región Centro
Región Sur-Sureste
93
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
94
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
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 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
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
95
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
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 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
Energía no aprovechada 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.30 0.00 -0.30 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.30
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
Refinerías y desp. -434.89 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -434.89 0.00 3.13 118.04 17.42 93.46 100.73 45.62 15.49 0.00 393.90 -41.00
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 -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
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 -2.67 -2.66 -2.66
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 -25.59 -25.59 -25.59
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
Producción bruta de energía secundaria 0.00 3.13 118.04 17.42 93.46 100.73 45.62 15.49 119.34 513.23 513.23
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
96
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
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 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
Energía no aprovechada 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.07 0.00 -0.07 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -0.07
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
Refinerías y desp. -658.10 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 -658.10 0.00 16.01 200.27 44.39 124.85 205.70 13.92 15.45 0.00 620.59 -37.51
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 -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
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 -8.10 0.00 -5.84 -13.94 -13.94
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 -64.31 -64.31 -64.31
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
Producción bruta de energía secundaria 0.00 16.01 200.27 44.39 124.85 205.70 13.92 15.45 70.86 691.45 691.45
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
97
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
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 -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
Fuente: Sistema de Información Energética (SIE), Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
98
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Anexo estadístico
99
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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)
Evolución 1999-2009
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Coque de petróleo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.01 0.00 4.51 3.60 1.37 1.57 3.05
Gas licuado 6.10 7.58 4.28 0.52 0.42 0.34 2.43 2.87 1.55 0.18 1.68
Gasolinas y naftas 134.12 130.83 136.00 129.14 125.41 148.76 140.54 154.08 146.17 139.54 135.13
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
Productos no energéticos 7.43 13.17 9.40 6.55 1.56 6.14 3.47 4.36 3.97 3.40 4.79
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)
Evolución 1999-2009
Otros
Gasolinas y naftas
Combustóleo
Petróleo crudo
83.2%11.2%
3.9%
1.6%
2009
3,447.1 PJ
103
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Productos no energéticos 7.43 13.17 9.40 6.55 1.56 6.14 3.47 4.36 3.97 3.40 4.79
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
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
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
43.6%
41.7%
4.9%
8.2%
1.5%
2009
7,360.6 PJ
105
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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)
Evolución 1999-2009
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Coque de petróleo 2.52 3.49 0.44 1.20 26.03 44.57 46.72 50.08 53.08 59.09 64.01
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
Productos no energéticos 192.15 189.95 170.78 166.84 157.81 165.15 186.71 174.99 184.22 191.68 195.66
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.
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
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
(pet
ajo
ule
s)
Evolución 1999-2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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)
Evolución 1999-2009
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras.
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)
Evolución 1999-2009
Agropecuario
Consumo no energético total
Residencial, comercial y público
Industrial
Transporte
109
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Coque de petróleo 27.02 34.89 39.32 58.41 67.53 108.93 111.14 141.81 162.90 144.67 129.44
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)
Evolución 1999-2009
Carbón y coques
Renovables
Gas seco
Otros petrolíferos
Electricidad
Diesel
Gasolinas y naftas
110
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
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 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
Gasolinas y naftas 956.38 997.23 1,015.08 1,042.05 1,064.59 1,240.87 1,194.05 1,277.28 1,394.47 1,606.47 1,497.82
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
Gasolinas y naftas 0.94 0.83 0.90 0.94 0.94 0.96 0.96 0.92 0.93 1.04 0.94
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
Total de petroliferos 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
Total de petroliferos 21.87 22.55 20.67 21.27 21.86 24.31 23.40 24.92 24.55 24.30 22.17
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
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras.
111
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Coque de petróleo 27.02 34.89 39.32 58.41 67.53 108.93 111.14 141.81 162.90 144.67 129.44
Total de petroliferos 333.31 332.50 309.41 256.86 249.15 270.60 246.76 216.20 220.48 196.88 175.32
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
Coque de petróleo 4.99 7.07 2.53 3.90 5.61 5.16 3.57 5.81 6.01 5.94 3.58
Total de petroliferos 23.02 17.76 14.22 11.49 11.68 13.28 10.52 9.11 9.59 9.00 8.27
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Total de petroliferos 69.80 56.40 39.33 24.20 18.49 24.61 18.01 16.94 14.60 6.97 6.67
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
Total de petroliferos 35.29 29.76 29.64 24.84 22.32 19.06 15.73 13.24 13.35 9.56 6.64
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
Total de petroliferos 0.56 0.52 0.52 0.44 0.36 3.61 5.42 1.17 0.45 0.68 0.74
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Cuadro 46. Consumo de energía en el sector industrial 1999-2009 (petajoules) (continuación)
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
Coque de petróleo 2.49 2.57 2.11 2.93 3.23 1.44 5.99 9.53 12.63 11.69 1.07
Total de petroliferos 48.92 43.83 36.80 31.75 19.73 19.86 19.19 16.92 18.02 15.58 13.90
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
Coque de petróleo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00
Total de petroliferos 14.93 14.74 15.72 14.42 12.75 13.97 14.12 12.92 14.86 15.85 14.63
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
Total de petroliferos 17.77 17.19 15.94 14.06 13.95 14.75 15.23 12.44 13.74 12.86 12.66
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Cuadro 46. Consumo de energía en el sector industrial 1999-2009 (petajoules) (continuación)
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
Coque de petróleo 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 1.13 0.65 0.45 0.13 0.01 0.01
Total de petroliferos 3.90 2.88 3.23 5.68 4.89 5.47 5.32 4.21 4.49 4.50 4.18
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
Total de petroliferos 5.33 6.84 6.93 7.63 8.05 8.42 9.13 7.35 8.02 7.95 7.34
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
Total de petroliferos 5.60 6.31 6.02 5.93 6.13 6.46 6.67 9.18 9.98 10.47 10.36
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
Total de petroliferos 5.52 5.29 5.23 4.99 5.17 5.24 5.39 6.02 6.39 6.68 6.17
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
Cuadro 46. Consumo de energía en el sector industrial 1999-2009 (petajoules) (continuación)
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
Total de petroliferos 3.44 1.91 1.62 0.89 0.59 0.60 0.63 0.83 0.92 1.00 0.96
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
Total de petroliferos 1.55 1.64 1.70 1.48 1.61 1.85 1.95 2.10 2.24 2.29 2.10
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
Total de petroliferos 0.31 0.04 0.05 0.05 0.04 0.04 0.04 0.05 0.06 0.06 0.06
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
Total de petroliferos 3.07 0.14 0.09 0.11 0.10 0.11 0.11 0.13 0.18 0.15 0.14
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
Cuadro 46. Consumo de energía en el sector industrial 1999-2009 (petajoules) (continuación)
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
Total de petroliferos 0.06 0.05 0.10 0.03 0.02 0.02 0.02 0.02 0.02 0.01 0.01
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
Coque de petróleo 3.47 4.04 2.36 2.81 10.60 27.40 30.84 34.03 35.01 33.91 33.23
Total de petroliferos 94.22 127.21 132.27 108.89 123.27 133.24 119.26 103.59 103.58 93.25 80.49
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
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras.
117
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Total de petroliferos 348.36 361.00 352.12 355.30 357.24 359.03 334.56 339.97 368.46 370.31 354.77
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
Total de petroliferos 288.04 294.10 286.82 286.66 292.16 294.44 273.65 274.13 300.58 304.07 291.02
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
Total de petroliferos 60.32 66.90 65.30 68.64 65.08 64.59 60.91 65.83 67.88 66.24 63.76
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
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras.
118
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras.
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)
Evolución 1999-2009
Querosenos
Gas licuado
Electricidad
Diesel
119
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
Fuente: Sistema de Información Energética, Sener.
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
2,000
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
(pet
ajo
ule
s)
Evolución 1999-2009
Diesel
Uranio
Carbón
Combustóleo
Gas seco54.1%
22.4%
16.4%
6.3% 0.9%
2009
1,796.4 PJ
120
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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.
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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)
Evolución 1999-2009
Otras
Geotermoeléctrica y eólica
Turbogás
Hidroeléctrica
Térmica convencional
Ciclo combinado
126
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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 .
La suma de los parciales puede no coincidir con los totales, debido al redondeo de las cifras.
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
- 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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
- 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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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
BALANCE NACIONAL DE ENERGÍA 2009
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).
Sistema de Cuentas Nacionales de México.
- 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).
145
SECRETARÍA DE ENERGÍA
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: balance@energia.gob.mx
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
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