Prospectiva dePetróleo Crudo y Petrolíferos2 0 1 5 - 2 0 2 9

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Prospectiva de petróleo y petrolíferos 2015-2029

México, 2015

3

Secretaría de Energía

Pedro Joaquín Coldwell

Secretario de Energía

Leonardo Beltrán Rodríguez

Subsecretario de Planeación y Transición Energética

César Emiliano Hernández Ochoa

Subsecretario de Electricidad

María De Lourdes Melgar Palacios

Subsecretaria de Hidrocarburos

Gloria Brasdefer Hernández

Oficial Mayor

Rafael Alexandri Rionda

Director General de Planeación e Información Energéticas

Víctor Manuel Avilés Castro

Director General de Comunicación Social

4

Responsables de la elaboración de Prospectivas y contacto:

Rafael Alexandri Rionda

Director General de Planeación e Información Energéticas (ralexandri@energia.gob.mx)

Luis Gerardo Guerrero Gutiérrez

Director de Integración de Prospectivas del Sector (lguerrero@energía.gob.mx)

Fabiola Rodríguez Bolaños

Subdirectora de Integración de Política Energética (frodriguez@energia.gob.mx)

Alain de los Ángeles Ubaldo Higuera

Subdirectora de Políticas de Combustibles (aubaldo@energia.gob.mx)

Ana Lilia Ramos Bautista

Jefa de Departamento de Política Energética (aramos@energia.gob.mx)

Francisco Rueda Moreno

Jefe de Departamento de Programas Sectoriales (frueda@energia.gob.mx)

En la portada: Columna de perforación de un pozo, Sonda de Campeche.

Buques tipo unidades flotantes de producción (FPSO).

Yacimiento petrolífero.

Diseño de portada: Karimi Molina Garduño. (Jefa del Departamento de Diseño Gráfico; Diseñadora Gráfica de Comunicación Social).

2015. Secretaría de Energía

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Agradecimientos

Agradecemos la participación de las siguientes dependencias, entidades, organismos e instituciones para la integración de esta prospectiva:

Comisión Nacional de Hidrocarburos

Instituto Mexicano del Petróleo

Petróleos Mexicanos

Subsecretaría de Hidrocarburos

Secretaría de Hacienda y Crédito Público

Secretaría de Economía

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1. PRESENTACIÓN ......................................................................................................................... 13

2. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................... 14

3. RESUMEN EJECUTIVO ................................................................................................................ 15

1. CAPÍTULO UNO MARCO NORMATIVO ....................................................................................... 23

1.1. LEY DE HIDROCARBUROS ..................................................................................................................... 3 1.2. LEY DE LOS ÓRGANOS REGULADORES COORDINADOS EN MATERIA ENERGÉTICA ............................................ 4 1.3. REGULACIÓN DE LAS ACTIVIDADES DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS ..................................................... 7 1.4. LEY DE INGRESOS SOBRE HIDROCARBUROS ........................................................................................... 10 1.5. LEY DE INVERSIÓN EXTRANJERA .......................................................................................................... 12 1.6. LEY MINERA ................................................................................................................................... 12 1.7. LEY DE ASOCIACIONES PÚBLICO PRIVADAS ............................................................................................ 13 1.8. LEY DEL FONDO MEXICANO DEL PETRÓLEO PARA LA ESTABILIZACIÓN Y EL DESARROLLO ................................. 13 1.9. LEY DE LA AGENCIA NACIONAL DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y DE PROTECCIÓN EL MEDIO AMBIENTE DEL SECTOR

HIDROCARBUROS .............................................................................................................................................. 13 1.10. LEY DE PETRÓLEOS MEXICANOS ..................................................................................................... 14

2. CAPÍTULO DOS ENTORNO INTERNACIONAL .............................................................................. 16

2.1. RESERVAS MUNDIALES DE PETRÓLEO ................................................................................................... 16 2.2. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO .................................................................................................. 18 2.3. CAPACIDAD MUNDIAL DE REFINACIÓN .................................................................................................. 21 2.4. PRODUCCIÓN MUNDIAL DE DERIVADOS DEL PETRÓLEO ............................................................................ 26 2.5. DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO ...................................................................................................... 29 2.6. DEMANDA MUNDIAL DE DERIVADOS DEL PETRÓLEO ................................................................................ 30 2.7. PRECIOS ......................................................................................................................................... 33

3. 3. CAPÍTULO TRES. INDUSTRIA DEL PETRÓLEO Y MERCADO NACIONAL DE PETROLÍFEROS ....... 40

3.1. OFERTA NACIONAL DE PETRÓLEO ........................................................................................................ 40

3.1.1. DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS DE HIDROCARBUROS ........................................................ 40

3.1.2. TASA DE RESTITUCIÓN 1P Y 3P .............................................................................................. 42

3.1.3. EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN.............................................................................................. 43

3.1.4. PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO ................................................................................................. 46

3.2. DISTRIBUCIÓN DE PETRÓLEO .............................................................................................................. 49 3.3. SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN .................................................................................................... 50

3.3.1. PROCESO DE PETRÓLEO EN EL SNR ....................................................................................... 50

3.3.2. PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS ........................................................................................... 51

3.4. DEMANDA DE PETROLÍFEROS .............................................................................................................. 55

3.4.1. SECTOR TRANSPORTE ........................................................................................................... 56

3.4.2. SECTOR ELÉCTRICO................................................................................................................ 61

3.4.3. SECTOR INDUSTRIAL ............................................................................................................. 63

3.5. COMERCIO EXTERIOR DE PETRÓLEO Y PETROLÍFEROS ............................................................................... 64

4. CAPÍTULO CUATRO. PROSPECTIVA DE PETRÓLEO Y PETROLÍFEROS, 2015-2029 ........................ 69

4.1. OFERTA NACIONAL DE PETRÓLEO CRUDO .............................................................................................. 69 4.2. RECURSOS PROSPECTIVOS DE HIDROCARBUROS ...................................................................................... 71 4.3. ESTRUCTURA DEL PORTAFOLIO DE OPORTUNIDADES DE EXPLORACIÓN Y CAMPOS PARA LA EXTRACCIÓN ............. 72

7

4.4. PRODUCCIÓN TOTAL DE PETRÓLEO CRUDO ............................................................................................ 75

4.4.1. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN ......................................................................................... 80

4.5. DEMANDA DE PETRÓLEO CRUDO ......................................................................................................... 82

4.5.1. EVOLUCIÓN DEL SISTEMA NACIONAL DE REFINACIÓN, 2015-2029 ........................................ 84

4.5.2. INCORPORACIÓN DE CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO ........................................................ 84

4.5.3. REQUERIMIENTOS DE INVERSIONES EN EL SNR ..................................................................... 85

4.5.4. PROCESO DE PETRÓLEO EN EL SNR ....................................................................................... 87

4.6. PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS, 2014-2029 ....................................................................................... 89

4.6.1. RENDIMIENTOS DE PRODUCCIÓN ......................................................................................... 93

4.7. DEMANDA DE PETROLÍFEROS .............................................................................................................. 94

4.7.1. SECTOR TRANSPORTE ........................................................................................................... 95

4.7.2. SECTOR ELÉCTRICO.............................................................................................................. 103

4.7.3. SECTOR INDUSTRIAL ........................................................................................................... 104

4.7.4. SECTOR PETROLERO ............................................................................................................ 106

4.8. COMERCIO EXTERIOR DE PETROLÍFEROS .............................................................................................. 107

5. ANEXOS................................................................................................................................... 110

5.1. ANEXO A. EVALUACIÓN DE LAS OPCIONES PARA EL APROVECHAMIENTO DE RESIDUALES EN EL SNR ................ 110

5.1.1. REFINACIÓN ........................................................................................................................ 110

5.1.2. TIPOS DE REFINERÍAS .......................................................................................................... 111

5.1.3. ALTERNATIVAS DE DESTINO PARA RESIDUALES .................................................................. 112

5.1.4. MERCADO DE ASFALTO ....................................................................................................... 114

5.1.5. PRECIOS .............................................................................................................................. 114

5.1.6. MERCADO INTERNACIONAL ................................................................................................ 115

5.1.7. MERCADO NACIONAL DE ASFALTO ..................................................................................... 116

5.1.8. OPCIÓN DE APROVECHAMIENTO DE RESIDUALES EN EL PAÍS ............................................. 116

5.2. ANEXO B. ESTUDIOS DE SENSIBILIDAD POR SECTOR Y POR ESTADO, POR EFECTO DE CAMBIOS EN EL PIB, 2015-2029. 117

5.3. ANEXO C. ESTUDIOS DE SENSIBILIDAD POR SECTOR Y POR ESTADO, POR EFECTO DE CAMBIOS EN LOS RENDIMIENTOS PARA VEHÍCULOS, 2015-2029. ......................................................................................................................... 125

5.4. ANEXO D. BALANCES NACIONALES HISTÓRICOS Y PROSPECTIVOS. ESTADÍSTICAS COMPLEMENTARIAS DE PETRÓLEO Y PETROLÍFEROS, 2014-2029 ............................................................................................................................. 130

5.5. ANEXO E. GLOSARIO ...................................................................................................................... 177 5.6. ANEXO F. ABREVIATURAS Y SIGLAS .................................................................................................... 194 5.7. ANEXO G. FACTORES DE CONVERSIÓN ............................................................................................... 197 5.8. REFERENCIAS ................................................................................................................................ 198

Índice Tablas Tabla 1. 1 Modificaciones al marco jurídico del Sector Energético ..................................................................................................... 2 Tabla 1. 2 Tipos de contrato ........................................................................................................................................................................ 11

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Tabla 3. 1 Distribución de las reservas totales de hidrocarburos por tipo de fluido, ................................................................. 40 Tabla 3. 2 Composición de las reservas probadas de aceite crudo por tipo 2005-20151 ....................................................... 42 Tabla 3. 3 Reservas de crudo por región, 2014 Y 2015 ..................................................................................................................... 42 Tabla 3. 4 Avances y adquisiciones de sísmica 2D y 3D en PEMEX Exploración y Producción, 2004-2014 ...................... 44 Tabla 3. 5 Perforación de pozos y explotación de campos, 2004-2014 ....................................................................................... 44 Tabla 3. 6 Inversión en capital de la industria petrolera, 2008-20141 ........................................................................................... 46 Tabla 3. 7 Producción nacional de crudo por tipo, 2004-2014 ........................................................................................................ 47 Tabla 3. 8 Producción nacional de petróleo crudo por Región y Activo, 20041-2014 .............................................................. 48 Tabla 3. 9 Capacidad instalada por refinería y por proceso, 2004 y 2014................................................................................... 50 Tabla 3. 10 Proceso de crudo por refinería, 2013 y 2014 ................................................................................................................. 51 Tabla 3. 11 Ventas regionales de petrolíferos al sector transporte, 2014 ................................................................................... 56 Tabla 3. 12 Demanda de combustibles en el autotransporte, 2004-2014 .................................................................................. 57 Tabla 3. 13 Demanda regional de gasolinas en el sector autotransporte, 2004-2014 ........................................................... 57 Tabla 3. 14 Demanda regional de diesel en el sector autotransporte, 2004-2014 .................................................................. 57 Tabla 3. 15 Estructura del parque vehicular, 2004-2014 .................................................................................................................. 58 Tabla 3. 16 Evolución del parque vehicular a gasolina, 2004-2014................................................................................................ 58 Tabla 3. 17 Evolución del parque vehicular a diesel, 2004-2014..................................................................................................... 59 Tabla 3. 18 Operaciones por tipo de aviación, 2004-2014 ............................................................................................................... 59 Tabla 3. 19 Demanda regional de turbosina, 2004-2014 ................................................................................................................. 60 Tabla 3. 20 Demanda de diesel y combustóleo en diferentes modalidades ................................................................................. 60 Tabla 3. 21 Demanda de combustibles fósiles en el sector eléctrico público, 2004-2014 ..................................................... 62 Tabla 3. 22 Demanda de combustibles fósiles en el sector eléctrico privado, 2004-2014 .................................................... 62 Tabla 3. 23 Evolución de la demanda de combustibles en el sector industrial, 2004-2014 ................................................... 63 Tabla 3. 24 Demanda total de combustibles en el sector petrolero, 2004-2014...................................................................... 64 Tabla 3. 25 Destino de las exportaciones de crudo por país*, 2004-2014 .................................................................................. 65 Tabla 3. 26 Evolución de las importaciones de petrolíferos, 2004-2014 ..................................................................................... 66 Tabla 4. 1 y Figura 4. 1 Distribución de recursos prospectivos de México ................................................................................... 71 Tabla 4. 2 y Figura 4. 2 Distribución de los recursos prospectivos no convencionales ............................................................. 71 Tabla 4. 3 Recursos prospectivos exploratorios .................................................................................................................................... 72 Tabla 4. 4 Campos de extracción ............................................................................................................................................................... 72 Tabla 4. 6 Incorporación de capacidad1 de principales procesos en el SNR, entre 2015 y 2029 ......................................... 85 Tabla 4. 7 Producción de petrolíferos en el SNR, 2014-2029 .......................................................................................................... 89 Tabla 4. 8 Producción de petrolíferos por centro de trabajo, 2014-2029 ................................................................................... 90 Tabla 4. 9 Demanda de combustibles en el sector transporte, 2014-2029 ................................................................................ 95 Tabla 4. 10 Demanda de combustibles en el autotransporte, 2014-2029 .................................................................................. 96 Tabla 4. 11 Parque vehicular por tipo de combustible, 2014-2029 ............................................................................................... 97 Tabla 4. 12 Parque vehicular a gasolina, 2014-2029 .......................................................................................................................... 98 Tabla 4. 13 Parque vehicular a diesel, 2014-2029 ............................................................................................................................... 99 Tabla 4. 14 Demanda de combustibles en el transporte ferroviario, marítimo y aéreo, 2014-2029 ................................ 102 Tabla 4. 15 Demanda de combustibles fósiles en el sector eléctrico, 2014-2029 .................................................................. 103 Tabla 4. 16 Consumo de combustibles en el sector industrial, 2014-2029 .............................................................................. 104 Tabla 4. 17 Demanda de coque de petróleo en el sector industrial por grupo de ramas, 2014-2029 ............................. 105 Tabla 4. 18 Consumo estatal de coque de petróleo de la industria del cemento, 2014-2029............................................ 105 Tabla 4. 19 Demanda total de combustibles en el sector petrolero, 2014-2029.................................................................... 107 Índice Figuras Figura 1. 1 Comisión Reguladora de Energía y Comisión Nacional de Hidrocarburos ................................................................... 5 Figura 1. 2 De los permisos de las demás Actividades de la Industria de Hidrocarburos ............................................................. 9 Figura 1. 3 Sistema Integrados ....................................................................................................................................................................... 9 Figura 2. 1 Total de reservas probadas de petróleo por región, 2014 ........................................................................................... 17 Figura 2. 2 Total de reservas probadas de petróleo, 2014 ................................................................................................................ 17 Figura 2. 3 Ranking de países con reservas de petróleo, 2014 ......................................................................................................... 18 Figura 2. 4 Producción mundial de petróleo por región ....................................................................................................................... 20 Figura 2. 5 Producción mundial de petróleo, principales países ........................................................................................................ 21 Figura 2. 6 Capacidad de refinación de petróleo por región ............................................................................................................... 23

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Figura 2. 7 Capacidad de refinación de petróleo, principales países ................................................................................................ 24 Figura 2. 8 Márgenes de refinación de crudos marcadores ................................................................................................................ 25 Figura 2. 9 Utilización de la capacidad de refinación mundial ............................................................................................................ 26 Figura 2. 10 Producción mundial de derivados del petróleo por región .......................................................................................... 27 Figura 2. 11 Producción mundial de derivados del petróleo por país .............................................................................................. 28 Figura 2. 12 Demanda mundial de petróleo por región ....................................................................................................................... 29 Figura 2. 13 Demanda mundial de petróleo por país ............................................................................................................................ 30 Figura 2. 14 Demanda mundial de principales derivados del petróleo por región ....................................................................... 32 Figura 2. 15 Precios de crudos marcadores y mezcla mexicana de exportación ........................................................................ 34 Figura 2. 16 Exportaciones mundiales de crudo por región ............................................................................................................... 35 Figura 2. 17 Exportaciones mundiales de crudo, principales países ................................................................................................ 35 Figura 2. 18 Importaciones mundiales de crudo por región ............................................................................................................... 36 Figura 2. 19 Importaciones mundiales de crudo, principales países ................................................................................................ 37 Figura 2. 20 Importaciones y exportaciones mundiales de productos derivados del petróleo, por región y principales

países .......................................................................................................................................................................................................... 38 Figura 3. 1 Reservas remanentes totales de hidrocarburos en México al 1 de enero de 2015* ............................................ 41 Figura 3. 2 Tasa de restitución de reservas de hidrocarburos, 2006-2014 ................................................................................. 43 Figura 3. 3 Campos productores en operación y por tipo, 2004-2014 ......................................................................................... 45 Figura 3. 4 Producción de crudo por tipo y región, 2014 .................................................................................................................... 48 Figura 3. 5 Distribución de petróleo por destino, 2004 y 2014 ....................................................................................................... 49 Figura 3. 6 Distribución de petróleo por tipo 2014............................................................................................................................... 49 Figura 3. 7 Proceso de crudo por refinería 2013 y 2014 .................................................................................................................... 51 Figura 3. 8 Producción de petrolíferos en el SNR, 2004-2014.......................................................................................................... 52 Figura 3. 9 Producción de petrolíferos por refinería, 2013 y 2014 ................................................................................................. 53 Figura 3. 10 Rendimientos del crudo en la producción de petrolíferos, 2014 .............................................................................. 54 Figura 3. 11 Estaciones de servicio por entidad federativa, 2004 y 2014 .................................................................................... 55 Figura 3. 12 Demanda de petrolíferos por sector, 2004-2014 ........................................................................................................ 56 Figura 3. 13 Transporte de carga e intensidad energética del transporte ferroviario, 2004-2014 ..................................... 61 Figura 3. 14 Intensidad en el uso de combustibles en el sector industrial y el PIB manufacturero 2004-2014 ............... 64 Figura 3. 15 Mezcla de crudos a terminales de exportación, 2004-2014 .................................................................................... 65 Figura 3. 16 Producción, demanda e importación de gasolinas, 2004-2014 ............................................................................... 66 Figura 3. 17 Importaciones y exportaciones de diésel, 2004-2014 ............................................................................................... 67 Figura 3. 18 Importaciones y exportaciones de coque de petróleo, 2004-2014 ....................................................................... 67 Figura 3. 19 Importaciones y exportaciones de combustóleo, 2004-2014 ................................................................................. 68 Figura 3. 20 Importaciones y exportaciones de turbosina, 2004-2014 ........................................................................................ 68 Tabla 4. 1 y Figura 4. 1 Distribución de recursos prospectivos de México ................................................................................... 71 Tabla 4. 2 y Figura 4. 2 Distribución de los recursos prospectivos no convencionales ............................................................. 71 Figura 4. 3 Incorporación de reservas ........................................................................................................................................................ 74 Figura 4. 4 Tasa de restitución por descubrimientos ........................................................................................................................... 75 Figura 4. 5 Plataforma de producción de crudo – Escenario mínimo y máximo .......................................................................... 76 Figura 4. 6 Plataforma de producción de aceite según calidad – Escenario mínimo y máximo .............................................. 77 Figura 4. 7 Plataforma de producción de aceite por localización – Escenario mínimo y Máximo .......................................... 78 Figura 4. 8 Plataforma de producción de aceite por proyecto – Escenario mínimo y máximo ............................................... 79 Figura 4. 9 Inversión* requerida para la cartera de proyectos de la EPS Exploración y Producción, 2015-2029 ............. 81 Figura 4. 10 Distribución de la inversión requerida por origen, 2015-2029 ................................................................................. 82 Figura 4. 11 Distribución de petróleo crudo a terminales de exportación y refinerías, 2015-2029 .................................... 83 Figura 4. 12 Capacidad instalada de procesamiento y nominación de crudos al SNR, 2014-2029 ..................................... 84 Figura 4. 13 Capacidad nominal por proceso en el SNR, 2014 y 2029 .......................................................................................... 85 Figura 4. 14 Distribución de las inversiones en los principales proyectos de EPS de Transformación Industrial-

Refinación, 2015-2029 ......................................................................................................................................................................... 86 Figura 4. 15 Proceso de crudo en el SNR, 2014-2029 ........................................................................................................................ 88 Figura 4. 16 Proceso de crudo por tipo y por refinería, 2014 y 2029 ............................................................................................ 89 Figura 4. 17 Producción, demanda e importación de gasolinas, 2014-2029 ............................................................................... 91 Figura 4. 18 Balance de diésel, 2014-2029............................................................................................................................................. 91 Figura 4. 19 Balance de turbosina, 2014-2029 ..................................................................................................................................... 92 Figura 4. 20 Balance de combustóleo, 2014-2029 .............................................................................................................................. 92 Figura 4. 21 Balance de coque de petróleo, 2014-2029 .................................................................................................................... 93 Figura 4. 22 Rendimientos en refinerías por productos, 2029 .......................................................................................................... 94 Figura 4. 23 Demanda de gasolinas automotrices por segmento, 2014 y 2029 ....................................................................... 97

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Figura 4. 24 Demanda de combustibles en el sector transporte y parque vehicular por tipo de combustible, 2014-2029............................................................................................................................................................................................................ 98

Figura 4. 25 Rendimiento promedio del parque a gasolina por categoría, 2014-2029 .......................................................... 100 Figura 4. 26 Rendimiento promedio del parque vehicular a diesel por categoría, 2014-2029 ............................................ 101 Figura 4. 27 Intensidad en el uso de hidrocarburos en el sector industrial y el PIB manufacturero, 2014-2029 ........... 106 Figura 4. 28 Comercio exterior de gasolinas, 2014-2029 ............................................................................................................... 107 Figura 4. 29 Comercio exterior de diésel, 2014-2029 ...................................................................................................................... 108 Figura 4. 30 Comercio exterior de turbosina, 2014-2029 ............................................................................................................... 108 Figura 4. 31 Comercio exterior de combustóleo, 2014-2029 ........................................................................................................ 109 Figura 4. 32 Comercio exterior de coque de petróleo, 2014-2029 .............................................................................................. 109 Índice Anexos

Anexo A.

Figura A. 1 Planta de coquización ............................................................................................................................................................. 113 Figura A. 2 Planta de combustóleo ........................................................................................................................................................... 113 Figura A. 3 Planta de asfalto....................................................................................................................................................................... 114 Figura A. 4 Producción de asfaltos de PEMEX, 2004-2015.............................................................................................................. 116

Anexo B.

Tabla B. 1 Comparativo PIB nacional, 2015-2029 ............................................................................................................................. 117 Tabla B. 2 Comparativo demanda interna de gasolina nacional, sector autotransporte, 2015-2029 ............................. 117 Tabla B. 3 Comparativo demanda interna de gasolina por estado, sector autotransporte, 2015-2029 ........................ 118 Tabla B. 4 Comparativo demanda interna de diesel nacional, sectores autotransporte, feroviario, marítimo e

industrial, 2015-2029 ......................................................................................................................................................................... 119 Tabla B. 5 Comparativo demanda interna de diesel por estado, sectores autotransporte, feroviario, marítimo e

industrial, 2015-2029 ......................................................................................................................................................................... 120 Tabla B. 6 Comparativo demanda interna de turbosina nacional, sector transporte aéreo, 2015-2029........................ 121 Tabla B. 7 Comparativo demanda interna de turbosina por estado, sector transporte aéreo, 2015-2029 ................... 122 Tabla B. 8 Comparativo demanda interna de coque de petróleo nacional, sector industrial, 2015-2029 ...................... 123 Tabla B. 9 Comparativo demanda interna de coque de petróleo por estado, sector industrial, 2015-2029 ................. 124

Anexo C.

Tabla C. 1 Comparativo rendimientos de vehículos a gasolinal, sector autotransporte, 2015-2029 .............................. 125 Tabla C. 2 Comparativo rendimientos de vehículos a diesel, sector autotransporte, 2015-2029 .................................... 125 Tabla C. 3 Comparativo demanda interna de gasolina nacional, sector autotransporte, 2015-2029 ............................. 125 Tabla C. 4 Comparativo demanda interna de gasolina por estado, sector autotransporte 2015-2029 ......................... 126 Tabla C. 5 Comparativo demanda interna de diesel nacional, sector autotransporte, 2015-2029 .................................. 127 Tabla C. 6 Comparativo demanda interna de diesel por estado, sectores autotransporte, 2015-2029 ........................ 127 Tabla C. 7 Comparativo demanda interna de gas lp nacional, sector autotransporte, 2015-2029.................................. 128 Tabla C. 8 Comparativo demanda interna de gas lp por estado, sector autotransporte, 2015-2029 ............................. 128 Tabla C. 9 Comparativo demanda interna de gas natural nacional, sector autotransporte, 2015-2029 ....................... 129 Tabla C. 10 Comparativo demanda interna de gas natural por estado, sector autotransporte, 2015-2029 ............... 129

Anexo D.

Tabla D. 1 Balance nacional de petrolíferos, 2004-2014 ................................................................................................................. 130 Tabla D. 2 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Noroeste ................................................................................................ 130 Tabla D. 3 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Noreste ................................................................................................... 131 Tabla D. 4 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Centro-Occidente ................................................................................ 131 Tabla D. 5 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Centro ..................................................................................................... 132 Tabla D. 6 Balance de petrolíferos 2004-2014, Región Sur-Sureste ............................................................................................ 132 Tabla D. 7 Balance nacional de combustóleo, 2004-2014 .............................................................................................................. 133 Tabla D. 8 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Noroeste ............................................................................................. 133 Tabla D. 9 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Noreste ................................................................................................ 134 Tabla D. 10 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Centro-Occidente .......................................................................... 134 Tabla D. 11 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Centro ................................................................................................ 135 Tabla D. 12 Balance de combustóleo 2004-2014, Región Sur-Sureste ...................................................................................... 135

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Tabla D. 13 Balance nacional de coque de petróleo, 2004-2014 .................................................................................................. 136 Tabla D. 14 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Noroeste ................................................................................. 136 Tabla D. 15 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Noreste.................................................................................... 137 Tabla D. 16 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Centro-Occidente ................................................................ 137 Tabla D. 17 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Centro ...................................................................................... 138 Tabla D. 18 Balance de coque de petróleo 2004-2014, Región Sur-Sureste ............................................................................ 138 Tabla D. 19 Balance nacional de diesel, 2004-2014 .......................................................................................................................... 139 Tabla D. 20 Balance de diésel 2004-2014, Región Noroeste ......................................................................................................... 139 Tabla D. 21 Balance de diésel 2004-2014, Región Noreste ............................................................................................................ 140 Tabla D. 22 Balance de diésel 2004-2014, Región Centro-Occidente......................................................................................... 141 Tabla D. 23 Balance de diésel 2004-2014, Región Centro .............................................................................................................. 142 Tabla D. 24 Balance de diésel 2004-2014, Región Sur-Sureste ..................................................................................................... 143 Tabla D. 25 Balance nacional de gasolinas, 2004-2014 ................................................................................................................... 143 Tabla D. 26 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Noroeste .................................................................................................. 144 Tabla D. 27 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Noreste ..................................................................................................... 144 Tabla D. 28 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Centro-Occidente.................................................................................. 145 Tabla D. 29 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Centro ....................................................................................................... 145 Tabla D. 30 Balance de gasolinas 2004-2014, Región Sur-Sureste .............................................................................................. 146 Tabla D. 31 Balance nacional de turbosina1, 2004-2014 ................................................................................................................. 146 Tabla D. 32 Balance de turbosina 2004-2014, Región Noroeste .................................................................................................. 147 Tabla D. 33 Balance de turbosina 2004-2014, Región Noreste .................................................................................................... 147 Tabla D. 34 Balance de turbosina 2004-2014, Región Centro-Occidente ................................................................................. 148 Tabla D. 35 Balance de turbosina 2004-2014, Región Centro ....................................................................................................... 148 Tabla D. 36 Balance de turbosina 2004-2014, Región Sur-Sureste ............................................................................................. 149 Tabla D. 37 Demanda estatal de combustóleo 2004-2014 ........................................................................................................... 150 Tabla D. 38 Demanda estatal de coque de petróleo 2004-2014 ................................................................................................. 151 Tabla D. 39 Demanda estatal de diesel 2004-2014 ......................................................................................................................... 152 Tabla D. 40 Demanda estatal de gasolinas 2004-2014 .................................................................................................................. 153 Tabla D. 41 Demanda estatal de turbosina, 2004-2014 ................................................................................................................. 154 Tabla D. 42 Balance nacional de petrolíferos, 2014-2029 .............................................................................................................. 155 Tabla D. 43 Balance de petrolíferos 2014-2029, Región Noroeste.............................................................................................. 155 Tabla D. 44 Balance de petrolíferos 2014-2029, Region Noreste ................................................................................................ 156 Tabla D. 45 Balance de petrolíferos 2014-2029, Región Centro-Occidente ............................................................................. 156 Tabla D. 46 Balance de petrolíferos 2014-2029, Región Centro .................................................................................................. 157 Tabla D. 47 Balance de petrolíferos 2014-2029, Región Sur-Sureste ......................................................................................... 157 Tabla D. 48 Balance nacional de gasolinas, 2014-2029 ................................................................................................................... 158 Tabla D. 49 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Noroeste .................................................................................................. 158 Tabla D. 50 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Noreste ..................................................................................................... 159 Tabla D. 51 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Centro-Occidente.................................................................................. 159 Tabla D. 52 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Centro ....................................................................................................... 160 Tabla D. 53 Balance de gasolinas 2014-2029, Región Sur-Sureste .............................................................................................. 160 Tabla D. 54 Balance nacional de diesel, 2014-2029 .......................................................................................................................... 161 Tabla D. 55 Balance de diesel 2014-2029, Región Noroeste ......................................................................................................... 161 Tabla D. 56 Balance de diesel 2014-2029, Región Noreste ............................................................................................................ 162 Tabla D. 57 Balance de diesel 2014-2029, Región Centro-Occidente......................................................................................... 162 Tabla D. 58 Balance de diesel 2014-2029, Región Centro .............................................................................................................. 163 Tabla D. 59 Balance de diesel 2014-2029, Región Sur-Sureste ..................................................................................................... 163 Tabla D. 60 Balance nacional de turbosina, 2014-2029 .................................................................................................................. 164 Tabla D. 61 Balance de turbosina 2014-2029, Región Noroeste .................................................................................................. 164 Tabla D. 62 Balance de turbosina 2014-2029, Región Noreste .................................................................................................... 165 Tabla D. 63 Balance de turbosina 2014-2029, Región Centro-Occidente ................................................................................. 165 Tabla D. 64 Balance de turbosina, 2014-2029, Región Centro...................................................................................................... 166 Tabla D. 65 Balance de turbosina, 2014-2029, Región Sur-Sureste ............................................................................................ 166 Tabla D. 66 Balance nacional de combustóleo 2014-2029 ............................................................................................................ 167 Tabla D. 67 Balance de combustóleo 2014-2029, Región Noroeste ........................................................................................... 167 Tabla D. 68 Balance de combustóleo 2014-2029, Región Noreste ............................................................................................. 168 Tabla D. 69 Balance de combustóleo 2014-2029, Región Centro-Occidente .......................................................................... 168 Tabla D. 70 Balance de combustóleo 2014-2029, Región Centro ................................................................................................ 169 Tabla D. 71 Balance de combustóleo, 2014-2029 Región Sur-Sureste ...................................................................................... 169 Tabla D. 72 Balance nacional de coque de petróleo, 2014-2029 .................................................................................................. 170 Tabla D. 73 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Noroeste ................................................................................. 170 Tabla D. 74 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Noreste.................................................................................... 171 Tabla D. 75 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Centro-Occidente ................................................................ 171 Tabla D. 76 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Centro ..................................................................................... 172

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Tabla D. 77 Balance de coque de petróleo 2014-2029, Región Sur-Sureste ............................................................................ 172 Tabla D. 78 Demanda interna de gasolinas por estado, 2014-2029 ........................................................................................... 173 Tabla D. 79 Demanda interna de diesel por estado, 2014-2029 .................................................................................................. 174 Tabla D. 80 Demanda interna de combustóleo por estado, 2014-2029 .................................................................................... 175 Tabla D. 81 Demanda interna de coque de petróleo por estado, 2014-2029 .......................................................................... 176 Tabla D. 82 Demanda interna de turbosina nacional por estado, 2014-2029 ......................................................................... 176

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1. Presentación

La Reforma Energética ha permitido disponer de un nuevo marco regulatorio para el Sector Energético Nacional, con reglas de operación modernas y alineadas a estándares internacionales en materia de energía. Con las modificaciones al marco legal es posible hacer frente a los retos y cambios estructurales que afronta el país respecto a las necesidades para el desarrollo óptimo y sostenible del sector hidrocarburos y, en este sentido, cubrir las exigencias de desarrollo social y crecimiento económico como nación.

Para satisfacer las necesidades energéticas del país, el sector requiere de una planeación de corto y largo plazo que establezca las bases para el desarrollo eficiente de infraestructura de producción de petróleo y petrolíferos, con el objetivo de lograr una seguridad energética que permita satisfacer las necesidades crecientes de consumo, en términos de cantidad, calidad y precio.

Bajo este este contexto, se presenta el Documento de Prospectiva de Petróleo Crudo y Petrolíferos 2015-2029, como un referente de la situación actual y futura del subsector petrolero en México, lo cual permitirá a todo usuario tener un panorama del comportamiento esperado del sector respecto a la oferta y demanda de petróleo crudo y petrolíferos en el país.

Con el objetivo de que el Documento muestre información confiable en el tema, se trabajó con la Comisión Nacional de Hidrocarburos, con la intención de que los escenarios aquí mostrados consideren las estimaciones de la Rondas 1 y subsecuentes, así como las áreas y campos previstos en el Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos 2015-2019. Con ello se da continuidad a la planeación del sector, además de brindar cifras confiables en el presente documento. Un aspecto importante es que, en materia de producción de crudo, se refleja la participación tanto de la Empresa Productiva del Estado como del sector privado.

La Prospectiva de Petróleo y Petrolíferos 2015-2029 es resultado de la participación de diferentes instituciones con la finalidad de mostrar un análisis indicativo del sector petrolero nacional, considerando a cabalidad los avances actuales de la Reforma Energética. Con esto, el presente documento se transforma para convertirse en una herramienta con información útil para la toma de decisiones de inversión y consumo.

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2. Introducción

Con base en lo establecido en el Artículo 26 del Reglamento Interior de la Secretaría de Energía en su Fracción XIV, se publica y elabora el Documento de Prospectiva de Petróleo y Petrolíferos 2015-2029, con el objetivo de mostrar la evolución histórica y prospectiva de la industria del petróleo y refinación así como del mercado de petrolíferos 2015-2029.

El documento se integra por cuatro capítulos:

El primero presenta aspectos generales acerca del marco regulatorio y normativo. Se enfocará a resaltar los aspectos más importantes de las Leyes aprobadas en materia de energía, resultado de la Reforma Constitucional, así como en hacer referencia de las nuevas atribuciones y facultades los Órganos Reguladores en materia energética. En este contexto, se señalarán las actividades de la industria de los hidrocarburos y la regulación de las mismas.

En el capítulo dos se presentará un panorama general del mercado de petróleo y de la industria de la refinación. Considera acontecimientos que se presentaron a nivel mundial en torno al sector, así como su evolución histórica de demanda de petróleo por región y país, principales países productores de petróleo, reservas y capacidad de refinación de petróleo. Dada la importancia que tiene el precio del petróleo y las decisiones de los principales productores, también contiene información acerca de los precios de crudos marcadores y mezcla mexicana de exportación.

En el tercer capítulo se analizará la evolución del mercado nacional de petróleo y petrolíferos para el periodo comprendido entre 2004 y 2014. Muestra la distribución de las reservas por tipo de fluido y región, así como la inversión realizada en PEMEX, producción de petróleo, distinguiéndola por tipo, región y activo. Se describe la capacidad instalada del Sistema Nacional de Refinación (SNR), el proceso de crudo, la producción de petrolíferos por refinería y los rendimientos de producción a nivel nacional. Debido a la importancia que tiene la demanda de combustibles por sector, se presenta información desglosada por petrolífero y sector de consumo, haciendo hincapié en el sector autotransporte, mencionando los factores que han motivo un mayor consumo de gasolinas y diésel. En este sentido, se incluye información de la evolución nacional del parque vehicular y su impacto sobre la demanda de combustibles. Por otro lado, los balances de oferta-demanda por petrolífero y región incluidos permitirán determinar la relación importaciones y exportaciones de cada producto.

En el capítulo cuatro, se mostrarán las estimaciones en el período prospectivo 2015-2029, respecto a los recursos disponibles, incorporación de reservas y producción de petróleo por tipo de fluido, proyecto y localización; en esta ocasión, se presentarán dos escenarios con el objetivo de dejar de presentar un escenario determinístico y, en cambio, mostrar una banda en la cual, se estima, puedan situarse los niveles de producción hacia el futuro. Estos dos escenarios se elaboraron considerando el Plan Quinquenal de Rondas de Licitación 2015–2019. Además, se presentan la oferta y demanda prospectivas para cada petrolífero por sector de consumo y detalles por región, además de los balances de oferta y demanda prospectivos.

Como parte de los Anexos, se incluye una evaluación de las opciones para el aprovechamiento de residuales en el SNR. Se presentará un anexo con estadística de sensibilidad por sector y por estado2015-2029, por efecto de cambios en el Producto Interno Bruto (PIB), y uno más, por efecto de cambios en los rendimientos para vehículos y calentadores. El resto de los anexos contienen balances históricos y prospectivos desglosados por región, así como la demanda estimada de petrolíferos por estado.

La Prospectiva de petróleo y petrolíferos 2015-2029, se enfoca a ser un documento que muestra la información y las expectativas del sector haciendo un esfuerzo por ser una herramienta de referencia de planeación al otorgar datos e información confiables sobre sector energético.

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3. Resumen Ejecutivo

Marco Normativo

La Reforma Energética estableció los principios de un nuevo modelo para el desarrollo de la industria petrolera en nuestro país. Para definir la organización institucional se promulgaron una serie de leyes secundarias y reglamentos para ser aplicados al marco normativo constitucional del sector energía, en los cuales se promueve la apertura del sector para la inversión privada tanto en actividades de exploración y extracción, como de transformación de hidrocarburos, petroquímica, transporte y almacenamiento, las cuales eran exclusivas de Petróleos Mexicanos (PEMEX), y que ahora es Empresa Productiva del Estado (EPE).

En la Ley de Hidrocarburos (LH), se instrumentan las regulaciones fundamentales de la Reforma Energética. Esta Ley establece el marco específico que será aplicable para las actividades de exploración y explotación, así como para las actividades de transportación, almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al público, y para el tratamiento y refinación de petrolíferos. Adicionalmente, incorpora las obligaciones y responsabilidades de los reguladores y participantes, así como las sanciones por incumplimiento. Además, es reglamentaria de los artículos 25, párrafo cuarto, 27, párrafo séptimo, y 28, párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en materia de hidrocarburos.

En relación a las actividades de exploración y explotación de petróleo y gas, comprenden las actividades de reconocimiento y exploración superficial, y la exploración y extracción de hidrocarburos, y son consideradas estratégicas, por lo que solo la nación las llevará a cabo, por conducto de asignatarios, es decir, PEMEX o por medio de contratistas, de acuerdo a lo establecido en LH.

Algunos de los aspectos generales de relevancia son:

• Mediante licitaciones públicas, y a través de la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), se permite la contratación directa de empresas nacionales y extranjeras para realizar las actividades de exploración y explotación de petróleo y gas, bajo las modalidades de contratos de utilidad compartida, producción compartida, licencias y servicios.

• Con la nueva dinámica de mercado del sector energía, se rediseñaron y fortalecieron las actividades y responsabilidades de los Órganos Reguladores del sector energético, es decir, la CRE y CNH, otorgándoles autonomía. Por otra parte, en el marco de la Reforma, la Secretaría de Hacienda (SHCP) deberá establecer las condiciones económicas relativas a los términos fiscales de las licitaciones, y determinar las variables de adjudicación de los procesos de licitación

• Respecto a las asignaciones otorgadas a particulares, PEMEX y demás EPE podrán celebrar con privados nacionales o extranjeros, contratos de servicios, siempre que la contraprestación se realice en efectivo.

• La CNH podrá celebrar contratos para la Exploración y Explotación de un área contractual a través de un proceso de licitación y duración específica. Los contratistas podrán ser PEMEX, cualquier otra EPE o persona moral, previa celebración de un contrato con la CNH. Estos contratos podrán ser de manera individual o en consorcio o asociación en participación.

• Pemex y las demás EPE podrán solicitar la migración de una asignación de la que sean titulares a contratos para la Exploración y Explotación. En caso de proceder la migración, previa autorización de la SENER, la SHCP establecerá las condiciones económicas relativas a los términos fiscales que correspondan. En este caso, y mediante licitación llevada a cabo por la CNH, PEMEX y las otras EPE podrán celebrar alianzas o asociaciones con personas morales.

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• La SENER es la responsable de establecer el modelo de contratación correspondiente a cada área contractual que se licite o adjudique, y podrá elegir, entre otros, los contratos de servicios, de utilidad o producción compartida, o de licencia. En tanto que SHCP será la responsable de establecer las condiciones económicas relativas a los términos fiscales de cada contrato. Por otro lado, la CNH podrá contratar a Pemex, a otra EPE o a una persona moral, mediante licitación pública, para que preste los servicios de comercialización de los hidrocarburos obtenidos por el Estado, como resultado de los contratos para la Exploración y Explotación.

Entorno Internacional

En 2014, las reservas mundiales de petróleo fueron de 1,700 mmmb (miles de millones de barriles), lo que significó una reducción de 0.1% en comparación con 2013. La región con la mayor cantidad de reservas es Medio Oriente, que con un volumen de 811 mmmb en 2014, y un crecimiento anual 0.2%, alcanzó una participación del 47.7% del total mundial. La región Sur y Centroamérica contó con 330 mmmb, se ubica como la de mayor crecimiento en los últimos diez años. Por otra parte, Norteamérica alcanzó los 232 mmmb, que le permitieron aportar un 13.7% de total mundial, debido a los altos incrementos en la incorporación de reservas de Estados Unidos.

En 2014, de las reservas de crudo probadas, 71.6% pertenecen a los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y 28.4% a aquellos fuera de dicha organización. De 2013 a 2014, la OPEP aumentó sus reservas 1.6 mmmb; mientras que en los países no pertenecientes a esta Organización se redujeron 0.4 mmmb.

Durante el 2014, Venezuela superó a Arabia Saudita como el país con el mayor volumen de reservas probadas a nivel mundial, con un volumen de 298.3 mmmb, lo que significa que su participación a nivel mundial es 17.5%. Las reservas de petróleo de Arabia Saudita son las segundas más grandes del mundo, equivalentes a 267 mmmb. Canadá se posiciona como el tercer país de reservas de petróleo con 173 mmmb. Respecto a México, se ubica dentro de los 18 países con mayores volúmenes de reservas de petróleo, las cuales sumaron 9.7 mmmb en 2014.

En 2014, la producción mundial de petróleo se ubicó en 88,673 miles de barriles diarios (mbd), 2,093 mbd más que en 2013, este aumento se debió principalmente al crecimiento de la producción estadounidense. En Medio Oriente se concentró el 32.2% de la producción mundial, debido a la importante producción de petróleo de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Irán, Iraq y Kuwait, en conjunto, estos cinco países representaron 28.5% del total mundial.

Gracias a la revolución energética que está ocurriendo en Norteamérica, esta región representó el 19.4% de la producción mundial de petróleo, con un volumen de 18,721 mbd, que representó un aumento de 10.5% a 2013. Lo anterior, le dio a la región el segundo lugar en importancia, desplazando a Europa y Eurasia, donde la producción de la Federación Rusa es la más importante.

Durante 2014, Estados Unidos se convirtió en el primer productor de petróleo a nivel mundial. Con 11,644 mbd, 15.9% más a lo producido en 2013, su producción se ubicó por encima de Arabia Saudita y Rusia, gracias a la tecnología y a la inversión realizada en perforaciones hidráulicas de gas y petróleo de lutitas. En el caso de Arabia Saudita, en segundo productor más importante, contó con 11,505 mbd, 1.0% más respecto a 2013. Cabe destacar que este país decidió no recortar su producción en 2014, a pesar de la fuerte caída de los precios del petróleo. Rusia fue el tercer mayor productor de crudo del mundo con 10,838 mbd.

En 2014, la capacidad global de refinación fue de 96,514 mbd, 1.4% más que el año previo. Las regiones que concentran la mayor capacidad de refinación fueron Asia Pacífico, Europa y Eurasia y Norteamérica con el 33.6%, 24.6% y 22% respectivamente, del total de la capacidad mundial. Estados Unidos es el país con la mayor capacidad de refinación a nivel mundial, con 17,791 mbd, asentada en un total de 139 refinerías en operación. El mercado de refinación en Estados Unidos ha presentado una profunda transformación en los últimos años ya que las refinerías de las distintas regiones han tenido que adaptarse a la mayor producción de crudo ligero del país como resultado de la producción de hidrocarburos asociada a yacimientos de lutitas.

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El sector de la refinación del petróleo en China ha sido objeto de modernización y consolidación en los últimos años, propiciando con ello el cierre de pequeñas refinerías independientes, que han decidido ampliar su capacidad o asociarse con empresas más grandes. En 2014 su capacidad de refinación llegó a 14,098 mbd, 6.0% más que en 2013. En la India, la capacidad de refinación fue de 4,319 mbd a finales en 2014. Para el periodo 2008-2014, se ha presentado una rápida expansión derivada de una política gubernamental que alentó al sector privado a invertir infraestructura de refinación a través de la eliminación derechos de aduana sobre las importaciones de petróleo crudo.

A nivel mundial, el mayor incremento en la producción de petrolíferos se dio en la región de Asia Pacífico, como consecuencia del incremento en su capacidad de refinación. En el último año, la producción de derivados en esta región creció en 652.2 mbd, lo que representó un incremento de 2.4%, mientras que en el mismo periodo su capacidad de refinación aumentó 1.3%. Norteamérica también incrementó su producción en 2.6%, lo que representa 534.4 mbd, aun cuando Canadá presentó una reducción en su producción.

Por país, entre 2013 y 2014, destaca el incremento de 2.9% en la producción de Estados Unidos, Por sí sólo, este país presento un aumentó aumento en su producción en 553.6 mbd. Por su parte, China incrementó su producción de petrolíferos en 546.2 mbd, con lo que se ubicó como el segundo país en cuanto a producción de petrolíferos, sólo después de Estados Unidos. China es el mayor consumidor de productos de petróleo en la región de Asia Pacífico.

Durante 2014, aun cuando el incremento en la demanda de petróleo como energía primaria fue marginal, 0.01% superior a 2013, el petróleo permaneció como la principal fuente de energía a nivel mundial. Ese año, el consumo de petróleo se ubicó en 92,086 mbd, que representan 32.6% de la demanda mundial de energía. Entre los diez países que encabezaron la demanda de petróleo en 2014, Estados Unidos se ubica en primer sitio con 19,035 mbd, 0.5% más que el año previo mbd, Este volumen representa el 19.9% del total mundial. China, que es el segundo país que mayor crudo demanda, presentó un incremento mucho mayor al registrar un aumento de 12.4% entre 2013 y 2014. Los volúmenes de la demanda de estos países representan 32.3% de la demanda mundial, en otras palabras, uno de cada tres barriles que se consumen en el mundo es en estos dos países.

La industria de refinación mundial ha cambiado radicalmente en los últimos 15 años, ya que la demanda de productos refinados en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE) se ha reducido, mientras que la demanda en los países fuera de la OCDE ha experimentado un crecimiento en todos los tipos de destilados. Asia se convirtió en el motor del crecimiento mundial de la demanda de petrolíferos, liderado por los países en desarrollo como China y la India.

A nivel mundial, en 2014, los destilados ligeros representaron 27.9% de la demanda total de petrolíferos; los destilados intermedios representaron la mayor proporción de la demanda con 36.7%, y los destilados pesados se ubicaron en la tercera posición con una participación de 12.6%. En los países desarrollados, se estima que la demanda permanecerá sin grandes cambios ya que han llegado a su punto máximo en cuanto a consumo de petrolíferos. Tanto Europa y como Estados Unidos se encuentran en un etapas en donde su mercado de automóviles está a punto de alcanzar la saturación.

A partir de julio, el mercado petrolero mundial entró en un período de rápido colapso de los precios del petróleo, que cayó de un promedio mensual de 112 USD/bbl en junio a menos de 100 USD/bbl en septiembre, alcanzando 79.6 USD/bbl en noviembre y 63.3 USD/bbl en diciembre. Este cambio fue resultado de una combinación de factores tales como la creciente influencia del crudo proveniente de formaciones de lutitas en el mercado internacional, una demanda que no ha crecido considerablemente, preocupaciones económicas, el fortalecimiento del dólar vs otras divisas y la decisión de la OPEP de no intervenir en el mercado.

Por otra parte, en 2014, la región de Medio Oriente permaneció como la principal en cuanto al volumen de crudo destinado a exportaciones. En este sentido, esta región concentró el 41.9% del total de las exportaciones registradas a nivel mundial. La región concentra a muchos de los principales países productores a nivel mundial, como Arabia Saudita, cuyas exportaciones representan el 17.8% del total mundial.

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Rusia, el segundo país en cuanto a exportaciones de crudo, presentó una reducción de las mismas, al pasar de 4,710 mbd en 2013 a 4,487 mbd en 2014. Destaca que, de entre los diez principales países exportadores de petróleo crudo, únicamente cuatro presentaron un incremento en las mismas.

En cuanto a la clasificación de volúmenes de importación por país, el mayor importador de petróleo crudo fue Estados Unidos, que en 2014 realizó importaciones por 7,388 mbd, volumen que representa el 18.1% del total de importaciones a nivel mundial. Cabe señalar que, desde el incremento en la producción de petróleo crudo, las importaciones de este país han venido a la baja; entre 2010 y 2014, el volumen se redujo en 2,474 mbd.

En cuanto al comercio de productos derivados, destaca el caso de Estados Unidos, en 2010 este país importaba 1,347 mbd de derivados del petróleo, hacia 2014 esta cifra aumentó a 1,356 mbd. Por otro lado, en esos años este país exportaba 2,311 mbd volumen que aumentó hasta 3,834 mbd. Vale la pena mencionar el caso de China que, aun cuando sigue siendo un importador neto de productos de petróleo, se convirtió en un exportador neto de combustible diesel a mediados de 2012, principalmente a otros países de Asia, conforme el crecimiento de la demanda nacional de este derivado se desaceleró.

Industria del Petróleo y Mercado Nacional de Petrolíferos

Al 1 de enero de 2015, México registró un nivel de reservas remanentes totales (3P) de 37,404.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce). El nivel de reservas en los últimos diez años ha significado una reducción de 9,509 mmbpce en relación a 2005. Las reservas de aceite crudo fueron de 25,825.1 millones de barriles. De acuerdo al tipo de fluido, el aceite es el de mayor contribución con 69.0%.

La reservas remanentes totales 3P se integraron por 34.8% de reservas probadas, 26.6% de reservas probables y 38.6% de reservas posibles. En este contexto, las reservas probadas de petróleo crudo equivalente (1P) alcanzaron un volumen de 13,017 millones de barriles (mmb), las reservas probables fueron de 9,966 mmb, y las reservas posibles 14, 421 mmb.

Las reservas probadas de aceite crudo alcanzaron 9,711 mmb en 2015. De acuerdo a su clasificación por su densidad, el crudo pesado tiene la mayor contribución con un 62.2%, el crudo ligero aporta el 28.9% y el superligero el 8.9%. En cuanto a la distribución regional de las reservas probadas en términos de aceite, de los 9,711.0 mmb, el 56.4% se centra en la región Marina Noreste, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap concentró el 65.7% del volumen total de esta región, mientras que el 34.3% correspondió al Activo de Producción Cantarell. El 19.9% de las reservas probadas de aceite crudo del país pertenecen a la región Sur; el 14.9% se ubica en la región Marina Suroeste y 8.9% en la Norte.

En 2014, la tasa de restitución integrada 1P fue de 67.4%, inferior en 0.4 puntos porcentuales a la presentada en 2013, lo que implica una reducción en el inventario de reservas probadas. En 2014 la relación reserva-producción de petróleo crudo equivalente 3P alcanzó un valor de 29 años, 18 años para la reserva 2P y 10 años para la relación reserva-producción 1P.

En 2014, la actividad exploratoria se desarrolló principalmente en las cuencas del Golfo de México Profundo, Sureste, Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz. La adquisición de 3D tuvo un avance de 6,316.9 km2. Respecto a la información sísmica 2D, se obtuvieron 3,258.4 km de información sísmica 2D. Se terminaron 535 pozos, de estos, 24 fueron de exploración y 511 en desarrollo. En 2014, el total de campos productores de PEMEX-Exploración y Producción (PEP) fue de 448. De este total, 58.5% correspondieron a petróleo y gas asociado, y 41.5% a campos de gas no asociado.

En 2014, la inversión total ejercida por PEMEX y organismos subsidiarios fue de 356,768 millones de pesos. De este total, el 84.6% se asignó a PEP, 11.1% a Pemex-Refinación (PR), 2.1% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB); 1.3% a Pemex-Petroquímica (PPQ) y 0.8% a Pemex-Corporativo. La mayor parte de la inversión en PEP estuvo enfocada a la terminación de pozos de desarrollo e inyectores, construcción, modernización y mantenimiento de infraestructura. Los proyectos de inversión por parte de PR han estado orientados a satisfacer las necesidades de consumo interno de combustibles, optimizar los canales de distribución, modernizar y mejorar la confiabilidad operacional de sus instalaciones, así como aumentar los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, entre otros.

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En 2014, la producción de petróleo crudo fue 2,429 miles de barriles diarios mbd, 3.7% menor al año anterior, resultado de una menor producción del Activo de Producción Cantarell y en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo. La producción promedio de crudo pesado fue 1,265.5 mbd, cifra menor en 7.3% a la presentada en 2013. La obtención de crudo ligero alcanzó 864.2 mbd y la producción de crudo superligero fue 299.0 mbd.

Del total de producción nacional de crudo, en la región Marina Noreste se obtuvieron 1,231.6 mbd, en la región Marina Suroeste alcanzó 619.7 mbd. Cabe destacar que fue la única región que presentó un incremento en la producción de crudo en los dos Activos de Producción que la conforman. Al cierre de 2014, en la región Sur se obtuvieron 452.4 mbd y por su parte, en la región Norte, la producción promedió 125.0 mbd de crudo.

En 2014, el volumen de petróleo distribuido fue 2,310 mbd, de este total, 1,161 mbd se destinaron a consumo interno, lo que representó 50.3% del volumen total distribuido; el 49.7% restante, 1,149 mbd, se envió a terminales de exportación. La distribución de crudo a refinerías disminuyó en 5.5% en relación a 2013, como causa de un menor proceso en las refinerías. Del volumen total de petróleo destinado a refinerías, el 57.5% corresponde al tipo ligero y 42.5% a pesado. Respecto al tipo de petróleo enviado a terminales de exportación, el 78.0% correspondió a crudo pesado, 11.7% a crudo ligero y, en menor porcentaje, el superligero con 8.0%.

Los datos indican que, entre 2004 y 2014, el proceso de destilación atmosférica instalada en el SNR aumento 62.0 mbd, para situarse en 1,062 mbd en 2014. Por otro lado, el SNR procesó un total de 1,155.1 mbd de petróleo crudo, volumen menor en 5.6% en relación a 2013, relacionado con problemas operativos en algunas plantas. En cuanto a la participación por calidad de crudo dentro del consumo en las refinerías, 651.9 mbd fueron de crudo ligero, 56.4% del total; y 503.2 mbd de crudo pesado y reconstituido, es decir, 43.6% del total.

En 2014, la producción de petrolíferos en el SNR fue de 995.7 mbd de petróleo crudo equivalente (mbdpce), lo que representó una reducción de 5.8% a lo registrado en 2013, resultado de un menor volumen de crudo enviado y procesado en refinerías. La producción de gasolinas se vio afectada por mantenimientos correctivos y paros en plantas de destilados intermedios en las seis refinerías, de tal forma que, en 2014, la elaboración de este combustible fue de 339.1 mbd, 3.7% menor a lo obtenido en 2013. La producción de destilados intermedios, como el diesel y la turbosina, también presentó una reducción con relación a 2013 de 8.6% y 12.2%, respectivamente, alcanzando un total de 286.4 mbdpce en el caso del diesel y de 51.7 mbdpce para la turbosina. En cuanto a la producción de combustibles residuales, la producción de combustóleo decreció en 3.6% en 2014, con lo que se ubicó en 279.6 mbdpce. Con respecto al coque de petróleo, se alcanzó una producción de 39.0 mbdpce, significando una reducción de 9.6% respecto al año anterior.

En 2014, la demanda total de petrolíferos fue de 1,346.5 mbdpce, lo que significó una disminución de 5.9% respecto a 2013. La demanda de petrolíferos del sector transporte en 2014 alcanzó 1,193.5 mbd. El autotransporte, es la modalidad de mayor preferencia en el país, tanto para el transporte de pasajeros como de carga. En 2014, este segmento consumió 1,099.9 mbd de combustibles automotrices, de los cuales el 70.6% fue de gasolinas y 29.4% de diesel.

La variable más importante para determinar el comportamiento de la demanda de combustibles automotrices en el sector autotransporte es el parque vehicular, que en 2014 fue de 29.6 millones de unidades. Del total de parque vehicular nacional registrado en 2014, el 96.3% correspondió vehículos con motor de gasolina, mientras que el parque vehicular con motor a diesel se ubicó en 854.5 miles de vehículos, representando una participación de 2.8% del parque vehicular total nacional. Para llevar a cabo la comercialización de combustibles en el sector autotransporte, al cierre de 2014 estuvieron operando 10,830 estaciones de servicio

En 2014, las operaciones aéreas aumentaron 4.7% en relación al año anterior, originando una demanda de este combustible de 66.5 mbd en 2014. En las terminales de almacenamiento y reparto ubicadas en la región Sur-Sureste fue en donde se registró el mayor volumen de ventas de turbosina, las cuales fueron de 22.6 mbd. Por otro lado, la demanda promedio de diésel en el transporte ferroviario en los últimos diez años

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ha sido de 12.8 mbd, y de 14.0 mbd en el transporte marítimo, volumen mayor en 2.1 % comparado con 2013.

El consumo de petrolíferos en el sector eléctrico presenta una disminución asociada al cambio de tecnologías de generación. La generación eléctrica convencional con base en combustóleo se ha sustituido por generación eficiente con base en gas natural, es decir, ciclos combinados. El consumo de combustóleo en la comisión Federal de Electricidad (CFE) se ha reducido 56.1%, en los últimos diez años, mientras que el de gas natural se incrementó 51.3%, carbón en 30.0% y diesel 4.9%. De 2013 a 2014, se dejó de consumir 35.9% de combustóleo y 42.9% de diesel para le generación de energía eléctrica, en tanto que el uso de gas natural y carbón aumentó 3.2% y 3.0%, respectivamente. El gas natural y el coque de petróleo son los combustibles de mayor uso por parte del sector eléctrico privado, el comportamiento en el consumo de estos combustibles ha mostrado una tendencia positiva en los últimos diez años, al registrar un crecimiento de 62.1% y 48.0%, respectivamente.

En 2014, el consumo de combustibles en el sector industrial fue de 330.5 mbdpce, volumen mayor en 1.6% respecto a 2013, resultado de un mayor consumo de gas natural y coque de petróleo. Sin considerar el consumo de gas natural y gas L.P., el coque de petróleo es el principal petrolífero de uso en el sector industrial, el cual es demandado, principalmente, en las ramas industriales intensivas como es la del cemento, de tal manera que al cierre de 2014, la demanda de coque de petróleo totalizó 51.9 mbdpce. Por otra parte, la demanda de combustóleo en el sector industrial registró una disminución importante de 40.4% comparada con 2013, resultado en gran medida de la sustitución de combustóleo por otros combustibles.

Respecto al comercio exterior de petróleo y petrolíferos en 2014, el volumen comercializado de crudo de exportación presentó una reducción de 3.5% respecto a 2013, para ubicarse en 1,149 mbd, debido a la declinación en la producción del mismo. En 2014, la evolución de las importaciones de petrolíferos se incrementaron 3.4% respecto a 2013, es así que al cierre del año se importaron 499.2 mbdpce, resultado de un menor proceso en el SNR. De este volumen, 306.6 mbdpce fueron de gasolinas, 132.8 mbdpce de diésel, 34.4 mbdpce de coque de petróleo, 14.0 mbdpce de combustóleo y 11.3 mbdpce de turbosina. El combustible que tuvo la mayor participación en las exportaciones de petrolíferos fue el combustóleo, es así que en 2014 aumentaron 35.3% respecto a 2013.

Prospectiva de Petróleo y Petrolíferos

De acuerdo a lo establecido en la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la CNH realizó dos escenarios de la plataforma de producción, considerando el Plan Quinquenal de Rondas de Licitación 2015–2019, así como información acerca de la Ronda Cero, convocatorias de la Ronda 1 y considerando Rondas subsecuentes.

Al 1° de enero de 2015, nuestro país cuenta con 764 campos con reservas identificadas, de los cuales, 98 se encuentran en las regiones marinas, 499 en la Región Norte y 167 en la Región Sur. Estos campos han producido 57.5 mmmbpce, de éstos, 42.4 mmmb son de aceite. En materia de exploración, PEMEX cuenta con 1,237 prospectos exploratorios que se encuentran dentro de las áreas asignadas en la Ronda Cero.

A la fecha, los proyectos planeados de recursos prospectivos asociados a plays convencionales dentro del Plan Quinquenal 2015-2019 consideran 379 áreas de exploración, se cuenta con 244 campos de extracción, y, en cuanto a recursos asociados a plays no convencionales, se contemplan 291 áreas

Es importante resaltar que, para el ejercicio de planeación 2015-2029, la CNH construyó dos escenarios de producción e inversiones. Para el caso de las reservas, el escenario mínimo parte de un volumen de incorporación de reservas 1P de 107 mmbpce en 2015 hasta llegar a 1,717 mmbpce en 2029. Para el escenario máximo, se parte del mismo volumen de incorporación de reservas 1P del escenario mínimo en 2015; sin embargo, en 2029, se estima un volumen de reservas 1P de 2,376 mmbpce.

Se estima una tasa de restitución por reservas por descubrimientos 1P para el escenario mínimo de 9% en 2015 y de 150% hacia el final de 2029. En el escenario máximo se estiman valores mayores para las reservas de 1P para 2016 y 2017, para posteriormente presentar tasas inferiores, de tal manera que en 2029 se tenga una tasa de restitución de reservas de 130%.

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De 2015 a 2029 el escenario mínimo muestra que se incrementará en 67.3% la perforación de pozos. Para el escenario máximo, la perforación de pozos se incrementará en 108.4%, al pasar de 9,398 pozos en 2015 a 19,586 en 2029.

En lo que respecta a la plataforma de producción de crudo 2015-2029, la plataforma mínima de producción de crudo 2015-2029, contempla un volumen de 2,288 mbd en 2015 y 2,117 mbd en 2029. El escenario máximo, considera una producción total de 2,288 mbd en 2015 y 3,325 mbd en 2029.

De la producción total planteada en el escenario mínimo en 2015 1,041 mbd corresponde a crudo pesado y, se estima que en 2029 sea de 938 mbd. Este crudo será el que tenga la mayor participación dentro de la producción total con 44.3%. Respecto a la producción de crudo medio, se espera un incremento al pasar de 302 mbd a 723 mbd. Respecto a la producción del crudo ligero, disminuirá 5.1% promedio anual durante el periodo estimado. En 2015, en el escenario máximo, 1,043 mbd de la producción de crudo corresponderá a la calidad de pesado, misma que en 2029 totalizará 1,556 mbd. Para la clasificación de crudo medio, establece una plataforma de producción de 299 en 2015 para llegar a 1,053 mbd en 2029. El volumen de producción de crudo ligero que maneja este escenario es de 946 mbd en 2015 y de 716 mbd en 2029.

En 2015, de la producción total de aceite, 76.4% (1,747 mbd) se obtendrá en aguas someras, y 23.6% (541 mbd) provendrá de áreas terrestres. Para 2029 se estima en 429 mbd en aguas profundas, 1,010 mbd en aguas someras y 678 mbd en terrestres. Las cifras de producción, de crudo de acuerdo a su localización, en el escenario máximo son mayores respecto a las presentadas en el escenario mínimo en: Aguas profundas 55.9%, Aguas someras 69.6% y Terrestres 39.2%

En este sentido, el escenario mínimo plantea que, en 2015, 50.7% (1,161 mbd) de la producción se destinará a terminales de exportación y 49.3% (1,127 mbd) será enviado a refinerías. Hacia el final del periodo dicha participación será de 33.3% (705 mbd) y 66.7% (1,412 mbd), respectivamente. Por su parte, el escenario máximo plantea que en 2029 el 57.5% de la producción, 1,914 mbd, será destinada a terminales de exportación y el 42.5% (1,412 mbd) a refinerías.

La oferta de petrolíferos promediará 1,176 mbdpce entre 2014 y 2029. La producción de gasolinas crecerá en 54.6% entre 2014 y 2029, alcanzando un total de 632.7 mbd en el último año. En 2029, se estima que la producción de diésel se ubique en 486.9 mbd, permitiendo cubrir el 72.4% de los requerimientos de su demanda. La producción de turbosina mostrará una tasa media anual de 1.9%, adicionando un volumen de producción de 17.1 mbd en comparación con 2014. La producción de combustóleo pasará de 259.2 mbd en 2014 a 30.0 mbd en 2029, significando una reducción de 88.4%, debido a los proyectos de aprovechamientos de residuales y el uso de trenes de conversión profunda. En 2029, la producción de coque de petróleo alcanzará 8,596 mta. Este incremento se debe a la planeación de proyectos de coquización en Madero y Cadereyta, en 2016, y en Salamanca en 2019.

Entre 2014 y 2029, se estima que el sector transporte incremente 58.0% la demanda de combustibles, al pasar de 1,082 mbdpce en 2014 a 1,709 mbdpce en 2029. Del volumen total previsto en el último año, las gasolinas serán las de mayor demanda, representado 55.6%, mientras que el diésel será de 36.0%. Las gasolinas continuarán como el principal combustible de consumo en el autotransporte durante el periodo 2014-2029. Se estima que la demanda de gasolinas se incremente 47.5%, de tal manera que, al final del periodo, se ubique en 1,146.3 mbd, debido principalmente al crecimiento del parque vehicular a gasolina. En lo que respecta a la demanda nacional de diésel, el sector autotransporte es el principal demandante de este combustible, al pasar de 323.6 mbd en 2014 a 574.0 mbd en 2029, representando un incremento de 77.4% en el periodo. Lo anterior se fundamenta por el incremento en el parque vehicular de uso intensivo que emplea este combustible.

De 2014-2029, el parque vehicular por tipo de combustible se incrementará 29.6%. De tener un parque vehicular a gasolina de 29.8 millones de unidades en sus diferentes categorías en 2014, se espera que éste se incremente a 37.6 millones de unidades en 2029. Respecto al parque vehicular a diésel, en 2014 se registraron 900 mil unidades y se estima aumente a 2.2 millones de unidades para el último año del periodo.

Se prevé que la demanda de turbosina crezca 4.3% promedio anual entre 2014 y 2029, con un volumen de 66.5 mbd y 124.3 mbd en dichos años, comportamiento vinculado a un mayor movimiento aéreo. El

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consumo de diésel en el transporte ferroviario pasará de 12.8 mbd en 2014 a 23.0 mbd en 2029, mientras que en el transporte marítimo de ubicarse en 14.0 mbd en 2014 aumentará a 18.1 mbd en el último año. La demanda total de combustibles en el sector eléctrico se calcula sea 8.9% mayor en el 2029 respecto de 2014, representando una tasa de crecimiento media anual de 0.6%; lo cual se explica por el gran aumento de la demanda de gas natural, la cual en 2014 representó el 65.9% de total de consumo y aumentará a 97.2% en 2029.

La demanda total de combustibles en el sector industrial pasará de 330.5 mbdpce en 2014 a 522.1 mbdpce en 2029, reflejando una tasa de media de crecimiento anual de 3.1% en este periodo. Se prevé que el gas natural continué siendo el combustible de mayor consumo, al representar el 67.3% del consumo total de combustibles en este sector en 2014 y, en el último año prospectivo, participará con el 76.1%. El segundo combustible de mayor consumo en el sector industrial es el coque de petróleo, el cual tendrá un crecimiento promedio anual 1.6%, asociado a una demanda mayor por parte de las cementeras. Dentro del grupo de ramas industriales de consumo intensivo de coque de petróleo, la del cemento es la principal, concentrando el 95.7% de la demanda en 2014 y el 98.3% en 2029.

En lo referente a la demanda de combustóleo, se prevé que deje de utilizarse por completo en el sector industrial a partir del año 2020, como respuesta a una sustitución de combustible en ingenios azucareros. Entre 2014 y 2019 se estima un consumo promedio de 2.02 mbdpce para este petrolífero.

En el análisis prospectivo del comercio exterior, se espera que, de 2014 a 2029, la producción de petrolíferos aumente 24.1%, mientras que demanda lo haga un 35.9%; atribuible al incremento en el consumo de gasolinas. Para cubrir las necesidades de demanda, la importación de petrolíferos aumentará 34.7%, mientras que los niveles de exportación disminuirá 44.8%. La perspectiva es que la demanda de gasolinas y diésel permanezca en niveles superiores a la oferta interna, presentando un déficit en ambos combustibles de 514.7 mbd y 185.6 mbd en 2029, respectivamente. Para satisfacer la demanda interna de turbosina será necesario recurrir a importaciones, las cuales serán de 53.8 mbd en 2029. En el periodo 2014-2029, la demanda interna de combustóleo mostrará una tendencia a la baja, generando un excedente del mismo, el cual será enviado a exportaciones, las cuales totalizan 27.0 mbd en 2029. La producción de coque de petróleo hasta 2018 será insuficiente para satisfacer la demanda interna, periodo en que continuará una fuerte dependencia del exterior. A partir 2019 y hasta 2029 se presenta un giro importante, debido a una mayor producción en relación las necesidades de consumo, dando como resultado un superávit en la balanza. En 2029 se exportarán 3,331 mta de coque de petróleo, mientras que las importaciones se estiman en 579 mta.

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1. Capítulo Uno Marco Normativo

La Reforma Energética estableció los principios de un nuevo modelo para el desarrollo de la industria petrolera en nuestro país. Para definir la organización institucional se promulgaron una serie de leyes secundarias y reglamentos para ser aplicados a la nueva estructura del sector energía en México. En ella se establece el tratamiento que tienen los participantes de la industria, tanto los nuevos, como los ya existentes. Todos ellos habrán de apegarse a la nueva organización y normatividad y establecer nuevos sistemas de información y procesos de negocio.

Los decretos promulgados por el Ejecutivo Federal el 11 de agosto de 2014, fueron aplicados al marco normativo constitucional del sector energía, en los cuales se promueve la participación del sector privado en actividades que eran reservadas a PEMEX. En este contexto, se promulgaron, reformaron y abrogaron Leyes con las cuales se rige el funcionamiento de la industria energética en México, la participación de la iniciativa privada y de los Órganos Reguladores en materia de energía, (ver Tabla 1. 1).

De acuerdo a lo anterior, este Capítulo tiene como objetivo resaltar los cambios más relevantes del sector hidrocarburos derivados de la Reforma Energética, así como mencionar algunas de las principales atribuciones otorgadas a los Órganos Reguladores y a los nuevos participantes del mercado.

Las Leyes promulgadas, resultantes de la Reforma a los artículos 25, 27 y 28 constitucionales, son:

• Ley de Petróleos Mexicanos;

• Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo;

• Ley de Hidrocarburos (con lo que se abrogó la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo);

• Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos;

• Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos;

• Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

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TABLA 1. 1 MODIFICACIONES AL MARCO JURÍDICO DEL SECTOR ENERGÉTICO

FUENTE: Secretaría de Energía.

Las bases de organización y atribuciones de la Secretaría de Energía (SENER) están establecidas en la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal1 (LOAPF). De acuerdo al artículo 33 de esta Ley, entre otros asuntos, le corresponde atender los siguientes temas en materia de hidrocarburos:

• Establecer, conducir y coordinar la política energética del país y supervisar su cumplimiento y promover la diversificación energética, el ahorro de energía y la protección del medio ambiente;

• Ejercer los derechos de la Nación en materia de petróleo y todos los carburos de hidrógeno sólidos, líquidos y gaseosos;

• Promover que la participación de los particulares en las actividades del sector sea en los términos de la legislación y de las disposiciones aplicables;

• Llevar a cabo la planeación energética a mediano y largo plazos, así como fijar las directrices económicas y sociales para el sector energético nacional;

• Otorgar, revocar y recuperar asignaciones a las que se refiere el artículo 27 Constitucional;

• Establecer los lineamientos técnicos en el proceso de licitación y el diseño técnico de los contratos; establecer las áreas contractuales que podrán ser objeto de asignaciones y contratos, elaborar el modelo de contratación para cada Área contractual que se licite o adjudique; así como adjudicar asignaciones y otorgar permisos para el tratamiento y refinación del petróleo;

1 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/loapf.htm

LeyesPromulgadas

LeyesReformadas

LeyesDerogadas

Industria de Hidrocarburos

• Ley de Hidrocarburos • Ley de Inversión Extranjera• Ley Minera• Ley de Asociaciones Públicas Privadas

• Ley Reglamentaria del Artículo27 Constitucional en el Ramodel Petróleo

PetróleosMexicanos

• Ley de Petróleos Mexicanos • Ley Federal de Entidades Paraestatal• Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y

Servicios del Sector Público• Ley de Obras Públicas y Servicios

Relacionadas• Ley General de Deuda Pública• Ley Federal de Presupuesto y

Responsabilidad Hacendaria

• Ley de Petróleos Mexicanos

Ingresos sobre Hidrocarburos

• Ley de Ingresos sobreHidrocarburos

• Ley de Coordinación Fiscal• Ley Federal de Derechos

• Reglamento de la Ley Minera enMateria de Gas Asociado a losYacimientos de Carbón Mineral

Protección Industrial, de Seguridad, y Ambiental del Sector

• Ley de la Agencia Nacionalde Seguridad Industrial yProtección del MedioAmbiente del SectorHidrocarburos

Agencias de Regulación del Sector

• Ley de ÓrganosReguladores Coordinadosen Materia Energética

• Ley Orgánica de la AdministraciónPública Federal

• Ley de la Comisión Reguladorade Energía

• Ley Nacional de la ComisiónNacional de Hidrocarburos

Fondos del Petróleo Mexicano

• Ley del Fondo Mexicano delPetróleo Mexicano para laEstabilización y Desarrollo

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• Regular y en su caso, expedir normas oficiales mexicanas sobre producción, comercialización, compraventa, condiciones de calidad, suministro de energía; así como controlar y vigilar su debido cumplimiento;

• Proponer al Titular del Ejecutivo Federal el establecimiento de zonas de salvaguarda de hidrocarburos;

• Proponer al Titular del Ejecutivo Federal la plataforma anual de producción de petróleo con base en las reservas probadas y los recursos disponibles, dando prioridad a la seguridad energética del país;

• Establecer la política de restitución de reservas de hidrocarburos;

• Registrar y dar a conocer, con base en la información proporcionada por la CNH, las reservas de hidrocarburos, conforme a los estudios de evaluación y de cuantificación, así como a las certificaciones correspondientes;

• Requerir la información necesaria para el desarrollo de sus funciones, a órganos desconcentrados, Órganos Reguladores coordinados, entidades paraestatales y empresas del sector y a toda persona física o moral que realice cualquiera de las actividades a que se refieren la Ley de Hidrocarburos;

• Realizar visitas de inspección y verificación a las instalaciones de las entidades paraestatales con actividades en el sector y, en general, a toda persona física o moral que realice cualquiera de las actividades a que se refieren la Ley de Hidrocarburos;

• Participar en foros internacionales respecto de las materias competencia de la Secretaría, y participar en la concertación y el seguimiento de la ejecución de los acuerdos internacionales en materia de explotación de yacimientos transfronterizos de hidrocarburos de los que el Estado mexicano sea parte;

• Iniciar, tramitar y resolver procedimientos administrativos e imponer las sanciones que correspondan, en términos de las disposiciones aplicables;

• Fomentar y vigilar un adecuado suministro de los combustibles en el territorio nacional.

De acuerdo al artículo 34 de la LOAPF, a la Secretaría de Economía (SE), en conjunto con la SENER, le corresponde establecer la política nacional de fomento a las compras de proveedores nacionales en los sectores de hidrocarburos.

1.1. Ley de Hidrocarburos

Para plasmar los cambios en materia de hidrocarburos, se creó la Ley de Hidrocarburos2 (LH), en la cual se fundamenta la participación de la iniciativa privada en la industria del sector hidrocarburos. Algunos puntos relevantes son los siguientes:

• Reglamenta los Artículos 25, 27 y 28 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos;

• Reafirma que, invariablemente, los hidrocarburos en el subsuelo son propiedad de la Nación;

• Las actividades de exploración y extracción se consideran estratégicas, por lo que sólo la Nación puede llevarlas a cabo por conducto de Asignatarios (Empresas Productivas del Estado) y Contratistas (empresas privadas);

2 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lhidro.htm

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• Las actividades de tratamiento de refinación, enajenación, comercialización, transporte, y almacenamiento de petróleo, así como el transporte, almacenamiento, distribución y comercialización y expendio al público de petrolíferos se liberan, y pueden ser desarrolladas mediante el otorgamiento de permisos y autorizaciones;

• Establece que la industria de los hidrocarburos es de jurisdicción federal;

• La exploración y extracción se considera de interés social y orden público y tienen preferencia sobre cualquier otra actividad que implique el aprovechamiento del suelo o subsuelo;

• Considera las implicaciones de las actividades propias del sector en materia de transparencia y rendición de cuentas; uso y ocupación temporal de las tierras; contenido nacional; impacto social; seguridad industrial y protección al medio ambiente.

La nueva LH tiene como propósito regular todas las actividades relacionadas con la industria de los hidrocarburos dentro de territorio nacional, estas incluyen:

I. El reconocimiento y exploración superficial, y la exploración y extracción de hidrocarburos;

II. El tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, transporte y almacenamiento del petróleo;

III. El procesamiento, compresión, licuefacción, descompresión y regasificación, así como el transporte, almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al público de gas natural;

IV. El transporte, almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al público de petrolíferos, y

V. El transporte por ducto y el almacenamiento que se encuentre vinculado a ductos de Petroquímicos.

1.2. Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética3

Con la nueva dinámica de mercado que impera en la industria, es necesario fortalecer el entorno institucional del sector, con el objetivo de regular de la mejor manera el desarrollo de la industria energética. En este sentido, se han fortalecido los Órganos Reguladores del sector energético, es decir: la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH), (ver Figura 1. 1).

La Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética (LORCME) tiene por objeto regular la organización y funcionamiento de la CNH y la CRE. En su artículo 2 señala que estas dependencias son los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética.

3 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lorcme.htm

5

FIGURA 1. 1 COMISIÓN REGULADORA DE ENERGÍA Y COMISIÓN NACIONAL DE HIDROCARBUROS

FUENTE: Secretaría de Energía.

Los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, entre otras, tienen las siguientes atribuciones:

• Emitir sus actos y resoluciones con autonomía técnica, operativa y de gestión, así como vigilar y supervisar su cumplimiento;

• Expedir, a través de su Órgano de Gobierno, supervisar y vigilar el cumplimiento de la regulación y de las disposiciones administrativas de carácter general o de carácter interno, así como las normas oficiales mexicanas aplicables a quienes realicen actividades reguladas;

• Emitir resoluciones, acuerdos, directivas, bases y demás actos administrativos necesarios para el cumplimiento de sus funciones;

• Imponer las sanciones respecto de los actos u omisiones que den lugar a ello, así como imponer y ejecutar sanciones no económicas;

• Otorgar permisos, autorizaciones y emitir los demás actos administrativos vinculados a las materias reguladas;

• Solicitar a los sujetos regulados todo tipo de información o documentación y verificar la misma respecto de las actividades reguladas;

• Requerir información directamente a los terceros que tengan cualquier relación de negocios con los sujetos regulados, en el ámbito de su competencia;

• Ordenar y realizar visitas de verificación, inspección o supervisión, requerir la presentación de información y documentación y citar a comparecer a servidores públicos y representantes de empresas productivas del Estado y particulares que realicen actividades reguladas;

Antes de la Reforma Energética

Titular del Ejecutivo

Secretaría de Energía

CRE CNH

5 Comisionados nombrados por el Ejecutivo

Autonomía técnica, operativa, de gestión y de decisión.

5 Comisionados nombrados por el Ejecutivo

Autonomía técnica y de operación

Órg

anos

D

esco

ncen

trad

os

Después de la Reforma Energética

Titular del Ejecutivo

Secretarías de Estado

CRE CNH

• Contará con un Órgano de Gobierno integrado por 7 Comisionados propuestos por el Ejecutivo y aprobados por el Senado

• Tendrán Autonomía operativa, técnica y de gestión.

Deberán coordinarse con la SENER y demás Dependencias

Pueden disponer de los ingresos derivados de los servicios que prestan

Órganos Reguladores C

oordinados en Materia

Energética

6

• Participar en foros, organismos y asociaciones internacionales respecto de las materias de su competencia;

• Participar con las dependencias competentes en la formulación de los proyectos de iniciativas de leyes, decretos, disposiciones reglamentarias y normas oficiales mexicanas relativas o relacionadas con las actividades reguladas;

• Contratar servicios de consultoría, asesoría, estudios e investigaciones que sean requeridos para sus actividades;

• La CNH tiene a su cargo, además de las atribuciones establecidas en la LH y en otras leyes:

o Emitir la regulación y supervisar el cumplimiento por parte de los Asignatarios, Contratistas y Autorizados, en las actividades de:

Reconocimiento y exploración superficial, así como la exploración y la extracción de hidrocarburos, incluyendo su recolección desde los puntos de producción y hasta su integración al sistema de transporte y almacenamiento; resguardo, uso, administración, actualización, y publicación de la misma.

Perforación de pozos.

o Licitar y suscribir los Contratos para la Exploración y Extracción de hidrocarburos;

o Cuantificar las Reservas y los Recursos prospectivos y Contingentes;

o Certificar las Reservas de la Nación por parte de terceros independientes;

o Medir la producción de hidrocarburos;

o Cuantificar el potencial de hidrocarburos del país;

o Generar indicadores de referencia para evaluar la eficiencia de los Proyectos de Exploración y Extracción de Hidrocarburos;

o Prestar asesoría técnica a la SENER;

o Corresponde a la CNH establecer y administrar el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos en los términos que establezca la LH.

• Además de las atribuciones establecidas en la LH, y demás leyes aplicables, la CRE debe regular y promover el desarrollo eficiente de las actividades, en materia de hidrocarburos:

o De transporte, almacenamiento, distribución, así como el expendio al público de petróleo y petrolíferos;

o Promover la competencia en el sector, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional; así como atender a la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y la prestación de los servicios.

Asimismo, el artículo 19 de la LORCME establece la creación del Consejo de Coordinación del Sector Energético, el cual está integrado por:

VI. El Titular de la SENER;

VII. Los Comisionados Presidentes de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética;

7

VIII. Los Subsecretarios de la SENER;

IX. El Director General del Centro Nacional de Control del Gas Natural, y

X. El Director General del Centro Nacional de Control de Energía.

El Consejo de Coordinación del Sector Energético tiene, entre otras, las siguientes funciones:

• Dar a conocer a los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética la política energética establecida por la SENER;

• Emitir recomendaciones sobre los aspectos de la política energética y programas del Ejecutivo Federal a incluir en los programas anuales de trabajo de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética;

• Analizar, en su caso, las recomendaciones y propuestas de los Órganos Reguladores Coordinados sobre la política energética y programas del Ejecutivo Federal y establecer las reglas para su operación;

• Analizar casos específicos que puedan afectar el desarrollo de las políticas públicas del Ejecutivo Federal en materia energética y proponer mecanismos de coordinación.

1.3. Regulación de las Actividades de la Industria de Hidrocarburos

El Reconocimiento y Exploración Superficial, y la Exploración y Extracción de Hidrocarburos

La SENER puede otorgar y modificar las Asignaciones para realizar la exploración y extracción de hidrocarburos, otorgadas a PEMEX o a cualquier otra Empresa Productiva del Estado (Asignatario), con previa opinión de la CNH.

Algunas de las principales decisiones que puede llevar a cabo el Asignatario son:

• Únicamente puede ceder una asignación de la que sea titular, cuando el cesionario sea otra EPE, previa autorización de la SENER;

• Puede renunciar a la Asignación correspondiente, con aprobación de la SENER y dando aviso a la CNH;

• Sólo puede celebrar con particulares contratos de servicios para las actividades relacionadas con dichas Asignaciones, bajo esquemas que les permitan la mayor productividad y rentabilidad, siempre que la contraprestación se realice en efectivo.

En relación a los Contratos para la Exploración y Extracción, la CNH será la facultada para celebrarlos. Dichos contratos se pueden formalizar con el Asignatario y personas morales, de manera individual, consorcio o asociación en participación en términos de la Ley de Ingresos sobre Hidrocarburos (LIH).

Cabe mencionar que el Asignatario podrá solicitar a la SENER la migración4 de las Asignaciones de las que sean titulares a Contratos para llevar actividades de exploración y extracción.

4 Pasar de una Asignación para realizar la exploración y extracción de hidrocarburos a un Contrato de Exploración y

Extracción.

8

El modelo de contratación que establezca la SENER para cada Área Contractual que se licite o se adjudique para realizar las actividades de exploración y extracción puede ser, entre otros:

• Contratos de Servicios;

• Contratos de Utilidad o Producción Compartida;

• Contratos de Licencia.

La selección del contratista para la exploración y extracción tendrá lugar a través de un proceso de licitación. Al respecto, la CNH emite las bases para este proceso, previendo que el contrato para dicha actividad se podrá formalizar con PEMEX, otras empresas productivas del Estado y Personas Morales, ya sea de manera individual, en consorcio, o asociación en participación.

En el proceso de licitación y contratos, la participación que le corresponde a la SHCP es:

• Establecer las condiciones económicas relativas a los términos fiscales;

• Determinar las variables de adjudicación;

• Participar en la administración y auditoría contables relativas a los términos fiscales.

En la adjudicación de Contratos para realizar actividades de Exploración y Extracción de Hidrocarburos, el o los Asignatarios no pueden celebrar con Particulares contratos de asociación público privada.

Por otra parte, respecto a los titulares de concesiones mineras, éstos pueden llevar a cabo dichas actividades a través de un Contrato para la Exploración y Extracción que adjudique la CNH por medio de una licitación.

En materia de Reconocimiento y Exploración Superficial, y Exploración y Extracción de Hidrocarburos los Asignatarios y Contratistas están obligados, entre otras, a:

• Contar con la aprobación de los planes de exploración y desarrollo para la extracción por parte de la CNH;

• Cumplir individualmente y de forma progresiva con un porcentaje mínimo de contenido nacional (al menos 35 por ciento) establecido por SENER, con opinión de la SE;

• Contar, en su caso, con la autorización para llevar a cabo perforaciones de pozos exploratorios en aguas profundas y ultra profundas, y aquellos que se utilicen como modelos de diseño; así como para el Reconocimiento y Exploración Superficial de las áreas para investigar la posible existencia de hidrocarburos.

• Dar aviso a la CNH cuando sean titulares de las áreas de Reconocimiento; Exploración Superficial, Asignaciones y Contractuales;

• Cumplir con la regulación, lineamientos y disposiciones administrativas que emitan la SENER, la SHCP, la CNH y la Agencia en el ámbito de sus respectivas competencias.

Tratamiento, refinación, enajenación, comercialización, transporte y almacenamiento de petróleo; y transporte, almacenamiento, distribución, comercialización y expendio al público de petrolíferos

Para realizar las actividades de comercialización de hidrocarburos, petrolíferos y petroquímicos en territorio nacional se requiere de Permiso expedido por la SENER y la CRE, de acuerdo a las atribuciones correspondiente, (ver Figura 1. 2).

9

FIGURA 1. 2 DE LOS PERMISOS DE LAS DEMÁS ACTIVIDADES DE LA INDUSTRIA DE HIDROCARBUROS

FUENTE: Secretaría de Energía.

Para la prestación de los servicios de la industria de hidrocarburos es necesario contar con infraestructura para llevar a cabo todas las actividades del sector energía, de ahí que se requiera de un Sistema Integrado (véase Figura 1. 3). De acuerdo a la LH, un Sistema Integrado se define como: Sistemas de Transporte por ducto y de Almacenamiento interconectados, agrupados para efectos tarifarios y que cuentan con condiciones generales para la prestación de los servicios que permiten la coordinación operativa entre las diferentes instalaciones.

FIGURA 1. 3 SISTEMA INTEGRADOS

FUENTE: Secretaría de Energía.

Se requerirá permiso para:

I. Tratamiento y refinación de Petróleo, II. Exportación e importación de Hidrocarburos, y Petrolíferos

I. Transporte, Almacenamiento, Distribución, comercialización y Expendio al Público de Hidrocarburos y Petrolíferos

II. Gestión de Sistemas Integrados

Serán otorgados a:I. Petróleos MexicanosII. Otras empresas productivas del EstadoIII. Particulares.

Su otorgamiento estará sujeto a demostrar que se cuenta con:I. Diseño de instalaciones o equipos acordes con la normativa y

las mejores prácticas. II. Condiciones apropiadas para garantizar la adecuada

continuidad de la actividad objeto del permiso

Podrán: 1. Autorizar la cesión de los permisos o realización de actividades reguladas;2. Revocar los permisos expedidos;3. Ocupar de forma temporal los bienes, derechos e instalaciones;4. Intervenir en la realización de la actividad o la prestación del servicio, cuando el Permisionario incumpla sus

obligaciones;5. Los interventores podrán ser del sector público, privado o social.

SENER CRE

SENER• Podrá requerir que se desarrollen los análisis necesarios para la

conformación de Sistemas Integrados a fin de alcanzar losobjetivos planteados.

• Será la encargada de emitir el plan quinquenal de expansión yoptimización de la infraestructura de Transporte por ducto yAlmacenamiento.

CRE• Será la autoridad competente para aprobar la creación de

Sistemas Integrados, así como para determinar laincorporación de nueva infraestructura a los mismos.

• Establecerá las reglas de operación y los códigos de ética queeviten conflictos de interés y establezcan la separación funcionalcorrespondiente entre gestores.

Gestores• Serán operados por un Gestor, con previo permiso otorgado por la CRE;• Se sujetarán a las disposiciones de carácter general que la CRE apruebe y expida• Tendrán por objeto:

• Coordinará a los Permisionarios de Transporte por ducto y Almacenamiento;• Responderá respecto de las obligaciones de pago de las tarifas de los sistemas de Transporte o Almacenamiento que

compongan el Sistema Integrado;• Propiciará el desarrollo de centros de mercado y mercados mayoristas;• Fomentará la liquidez de los mercados y asegurará el balance y operación del Sistema Integrado,• Administrará el mercado secundario de capacidad del Sistema Integrado que corresponda.

• Serán independientes de las personas que realicen otras actividades de producción, distribución y comercialización depetrolíferos.

• Podrán ser entidades públicas, privadas o público-privadas en las que podrán participar los Permisionarios que conformen elSistema Integrado.

10

Para realizar las actividades establecidas en la LH, el Asignatario o entidad paraestatal, o cualquier Particular, (Permisionarios)5, tiene la obligación de dar acceso abierto a sus instalaciones y servicios, sujeto a disponibilidad de capacidad en sus sistemas. De acuerdo a lo anterior, éstos se encontrarán obligados a dar acceso abierto cuando presten a terceros los servicios de Transporte, Distribución y Almacenamiento, por medio de ductos, de Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos.

En caso de que el permisionario de transporte por ductos y almacenamiento cuente con capacidad no contratada, o que estando contratada no sea utilizada, la deberá hacer pública, permitiendo a terceros aprovechar dicha capacidad disponible. Además, no puede enajenar o comercializar Hidrocarburos, Petrolíferos y Petroquímicos que hayan sido transportados o almacenados en sus sistemas permisionados.

Por otra parte, las personas que cuenten con contratos de reserva de capacidad y no la hagan efectiva, deberán comercializarla en mercados secundarios o ponerla a disposición del gestor independiente del Sistema Integrado o del transportista a cargo del ducto o almacenista cuando las instalaciones correspondientes no formen parte de un Sistema Integrado.

Con la Reforma Energética se llevaron a cabo diversas modificaciones para ordenamientos legales y en algunos casos se expidieron nuevas leyes con la finalidad de establecer el mecanismo de funcionamiento del sector energético. Con este fin una ley importante que debe tenerse en consideración es:

1.4. Ley de Ingresos Sobre Hidrocarburos6

Objeto: Establecer el régimen de los ingresos que recibirá el Estado Mexicano que se obtengan de las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos que se realicen a través de las Asignaciones y Contratos, así como de las contraprestaciones que se establecerán en los Contratos.

Generalidades:

• El pago de las contraprestaciones que se establezcan en los Contratos se realizará en efectivo y no exime a los Contratistas del cumplimiento de las obligaciones en materia tributaria y demás disposiciones fiscales;

• Los Contratos preverán que la administración de los aspectos financieros de los mismos, relacionados con las Contraprestaciones se realizará por el Fondo Mexicano del Petróleo;

• Los ingresos serán recibidos por el Fondo Mexicano del Petróleo;

• De los Contratos de Licencia, Utilidad Compartida y Producción Compartida se tienen las siguientes características:

5 Permisionario: Petróleos Mexicanos, cualquier otra EPE o entidad paraestatal, o cualquier Particular que sea titular de un

permiso para la realización de las actividades previstas en la Ley de Hidrocarburos 6 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lhidro.htm

11

TABLA 1. 2 TIPOS DE CONTRATO

FUENTE: Secretaría de Energía.

En donde se entenderá como:

• Bono a la firma: Se trata de un monto moderado y predeterminado, pagadero en efectivo. Este será estipulado por la SHCP.

• Cuota para la fase exploratoria: Se trata de un pago en efectivo por la superficie contratada en tanto no exista producción. Esta cuota será actualizada durante enero de cada año, según el Índice Nacional de Precios al Consumidor.

• Regalía básica: Se trata de un pago moderado basado en los ingresos brutos del proyecto, se calculará como un porcentaje aplicado al valor total de los hidrocarburos extraídos cada mes. El porcentaje de regalías será calculado con base en el precio de los hidrocarburos extraídos.

• Contraprestación del Estado: se aplica mediante una tasa sobre una base de ingresos brutos (“sobre-regalía”). Se define para cada contrato y debe ser estipulada para pagarse en efectivo.

• Mecanismo de ajuste. Su objetivo es controlar la rentabilidad extraordinaria que se genere por precios altos, mayor productividad (menores costos) o por descubrimientos “inesperados” por encima de las expectativas.

• Respecto a las Contraprestaciones en los Contratos de Servicios se tiene que:

o Los contratistas entregarán al Estado todos los hidrocarburos extraídos y la contraprestación a favor del contratista se definirá en cada contrato y ser pagada en efectivo.

o Las Contraprestaciones a favor del Contratista establecidas en los Contratos de servicios se pagarán por el Fondo Mexicano del Petróleo con los recursos generados por la comercialización de la Producción Contractual que derive de cada Contrato de servicios.

• Los Asignatarios deben pagar anualmente el derecho por la utilidad compartida aplicando una tasa del 65% a la diferencia que resulte de disminuir del valor de los hidrocarburos extraídos durante el ejercicio fiscal de que se trate;

• El Asignatario está obligado a pagar mensualmente el derecho de extracción de hidrocarburos;

Concepto LicenciaUtilidad

CompartidaProducciónCompartida

ISR SI SI SI

Bono a la firma SI NO NO

Cuota contractual para la fase exploratoria SI SI SI

Regalía SI SI SI

Contraprestación en favor del Estado

SI(Sobre-regalía) NO NO

Mecanismo de Ajuste SI SI SI

12

• El Asignatario está obligado al pago mensual del derecho de exploración de hidrocarburos, por la parte del Área de Asignación que no se encuentre en la fase de producción.

El 31 de octubre de 2014 se publicaron en el Diario Oficial de la Nación, todos los reglamentos referentes a la Ley de Hidrocarburos, así como los relativos a la industria eléctrica y los lineamientos de energías limpias, y las EPE, PEMEX y CFE7.

1.5. Ley de Inversión Extranjera8

Objeto: Determinar las reglas para canalizar la inversión extranjera hacia el país y propiciar su contribución al desarrollo nacional.

Generalidades:

• Están reservadas de manera exclusiva al Estado las funciones en exploración y extracción del petróleo y de los demás hidrocarburos;

• Permite la participación de la inversión extranjera en:

o Comercialización de gasolina;

o Suministro de combustibles y lubricantes para embarcaciones y aeronaves y equipo ferroviario;

o Construcción de ductos para la transportación de petróleo y sus derivados y Perforación de pozos petroleros.

1.6. Ley Minera9

Es reglamentaria del artículo 27 constitucional en materia minera. Su aplicación corresponde al Ejecutivo Federal por conducto de la SE.

Generalidades:

• El carácter preferente de las actividades de exploración, explotación y beneficio de los minerales o sustancias, no tiene efectos frente a las actividades de exploración y extracción del petróleo y de los demás hidrocarburos.

• La SE, previo a expedir títulos de concesión, verificará la factibilidad de la coexistencia de actividades mineras con las actividades de exploración y extracción de petróleo y demás hidrocarburos.

• Las obras y trabajos de exploración y explotación de carbón en todas sus variedades, en terrenos amparados por asignaciones petroleras o por contratos para la exploración y extracción de hidrocarburos, sólo podrán ejecutarse con autorización de la SE, previa opinión favorable de la SENER.

7 http://www.dof.gob.mx/index.php?year=2014&month=10&day=31 8 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lie.htm 9 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lmin.htm

13

1.7. Ley de Asociaciones Público Privadas10

Objeto: Regular los esquemas para el desarrollo de proyectos de asociaciones público-privadas, bajo los principios de los artículos 25 y 134 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

Generalidades:

• Regula proyectos de asociación público-privada realizados con cualquier esquema para establecer una relación contractual de largo plazo, entre instancias del sector público y del sector privado o bien, mediante el otorgamiento de permisos, autorizaciones o concesiones, en los que se utilice infraestructura provista, total o parcialmente, por el sector privado.

1.8. Ley del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo

Objeto: Establecer las normas para la constitución y operación del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo.

• El Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo tiene como fin recibir, administrar, invertir y distribuir los ingresos derivados de las asignaciones y los contratos en materia de petróleo y de los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos, en el subsuelo.

Generalidades:

• El patrimonio del Fondo Mexicano del Petróleo está constituido por:

I. Los ingresos derivados de las asignaciones y los contratos en materia de petróleo y de los hidrocarburos sólidos, líquidos o gaseosos, en el subsuelo;

II. El producto de las inversiones que se deriven de los recursos del Fondo Mexicano del Petróleo;

III. Las donaciones o cualquier tipo de aportación provenientes de cualquier persona física o moral.

1.9. Ley de la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección el Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos11

Objeto: Crear la Agencia Nacional de Seguridad Industrial y de Protección al Medio Ambiente del Sector Hidrocarburos (ANSI), como un órgano administrativo desconcentrado de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, con autonomía técnica y de gestión.

Generalidades:

• Emitir las bases y criterios para que los regulados adopten las mejores prácticas de seguridad industrial, seguridad operativa y protección al medio ambiente;

• Supervisar, vigilar y sancionar el cumplimiento por parte de los regulados de los ordenamientos legales, reglamentarios;

10 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lapp.htm 11 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lansi.htm

14

• Expedir, suspender, revocar o negar las licencias, autorizaciones, permisos y registros en materia ambiental;

• Regular y supervisar, en relación con las materias de su competencia, las actividades de captura, exploración, extracción, transporte e inyección industrial de bióxido de carbono, que se realizan con el fin de mejorar la producción de hidrocarburos;

• Regular y supervisar la producción, transporte, almacenamiento y distribución industrial de biocombustibles, cuando estas actividades estén directamente vinculadas al proceso de mezclado o preparación de gasolinas y/o diésel,

• Informar a la SENER, a la SHCP, a la CNH y a la CRE, sobre cualquier medida o resolución que implique afectación a la producción de hidrocarburos, de sus derivados, así como al transporte, almacenamiento, distribución de los mismos.

1.10. Ley de Petróleos Mexicanos12

Objeto: regular la organización, administración, funcionamiento, operación, control, evaluación y rendición de cuentas de la EPE Petróleos Mexicanos.

Generalidades:

• PEMEX es una EPE, de propiedad exclusiva del Gobierno Federal;

• Tiene como fin el desarrollo de actividades empresariales, económicas, industriales y comerciales;

• Tiene por objeto llevar a cabo la exploración y extracción del petróleo y gas;

• Puede llevar a cabo las siguientes actividades en el país, en su zona económica exclusiva o en el extranjero:

o La refinación, transformación, transporte, almacenamiento, distribución, venta, exportación e importación de petróleo e hidrocarburos y los productos que se obtengan de su refinación o procesamiento y sus residuos, y la prestación de servicios relacionados con dichas actividades;

o Desarrollo y ejecución de proyectos de ingeniería, investigación, actividades geológicas, geofísicas, supervisión, prestación de servicios a terceros y todas aquellas relacionadas con la exploración, extracción de petróleo;

o La comercialización de productos de fabricación propia a través de redes de comercialización, así como la prestación de servicios vinculados a su consumo o utilización.

• Puede realizar las actividades, operaciones o servicios necesarios por sí mismo; con apoyo de sus empresas productivas subsidiarias13 y empresas filiales14, o mediante la celebración de contratos, convenios, alianzas o asociaciones o cualquier acto jurídico, con personas físicas o morales de los sectores público, privado o social, nacional o internacional;

12 http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/ref/lpm.htm 13 Las empresas productivas subsidiarias son empresas productivas del Estado, con personalidad jurídica y patrimonio

propio. Se sujetarán a la conducción, dirección y coordinación de PEMEX. 14 Son empresas filiales de PEMEX aquellas en las que participe, directa o indirectamente, en más del cincuenta por ciento

de su capital social, con independencia de que se constituyan conforme a la legislación mexicana o a la extranjera.

15

• PEMEX actúa a través de empresas productivas subsidiarias para realizar las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos.

• Las demás actividades de PEMEX puede realizarlas directamente, a través de empresas filiales, empresas en las que participe de manera minoritaria, directa o indirectamente, o mediante cualquier figura de asociación o alianza que no sea contraria a la ley.

• Puede celebrar con el Gobierno Federal y con personas físicas o morales toda clase de actos, convenios, contratos, suscribir títulos de crédito y otorgar todo tipo de garantías, manteniendo el Estado Mexicano en exclusiva la propiedad sobre los hidrocarburos que se encuentren en el subsuelo.

• No puede celebrar con terceros Contratos para la Exploración y Extracción a que se refieren la LH y la LIH, salvo con la CNH, ya sea individualmente o mediante asociación o con participación de particulares.

• Es dirigida y administrada por:

1. Un Consejo de Administración, órgano supremo de administración de PEMEX, y

2. Un Director General, le corresponde llevar la gestión, operación, funcionamiento y ejecución de los objetivos de PEMEX, sujetándose a las estrategias, políticas y lineamientos aprobados por el Consejo de Administración.

• La creación, fusión o escisión de empresas productivas subsidiarias, así como de empresas filiales en las que PEMEX participe de manera directa, será autorizada por el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos, a propuesta de su Director General.

• Petróleos Mexicanos puede realizar las actividades de exploración y extracción de hidrocarburos, conforme a lo siguiente:

I. Si las actividades se realizan al amparo de una asignación, debe actuar a través de una o más empresas productivas subsidiarias, y

II. Si las actividades se realizan por virtud de un Contrato para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos:

a) En los casos en que Petróleos Mexicanos realice la actividad de manera exclusiva, debe hacerlo a través de una o más empresas productivas subsidiarias, y

b) En los casos que pretenda realizar las actividades en asociación o alianza con terceros, puede hacerlo mediante la creación o participación en empresas filiales, la participación minoritaria en otras sociedades o las demás formas de asociación permitidas.

• El Consejo de Administración puede prever distintos mecanismos de adjudicación, como subastas ascendentes, subastas descendentes, o subastas al primer precio en sobre cerrado, entre otros.

• Petróleos Mexicanos y sus empresas productivas subsidiarias entregarán anualmente al Gobierno Federal un dividendo estatal.

• La SHCP, previa opinión favorable del Comité Técnico del Fondo Mexicano del Petróleo para la Estabilización y el Desarrollo, determinará la propuesta de monto que PEMEX, así como cada una de sus empresas productivas subsidiarias, deberán entregar al Gobierno Federal como dividendo estatal.

16

2. Capítulo Dos Entorno Internacional

2.1. Reservas mundiales de petróleo

En los últimos diez años, las reservas probadas mundiales de petróleo crecieron 24%, lo que representó un aumento en ese periodo de 333.9 miles de millones de barriles (mmmb). En 2014, la cifra registrada para las reservas probadas mundiales fue de 1,700 mmmb, lo que significó una reducción de 0.1% en comparación con lo observado en 2013, (véase Figura 2. 1).

La región con la mayor cantidad de reservas es el Medio Oriente, con un volumen total de 811 mmmb en 2014, dicho volumen representó un incremento de 0.2% respecto al de 2013 y, en los últimos diez años promedia una tasa de crecimiento anual de 0.8%. El volumen de reservas de esta región representa 47.7% del total mundial de reservas.

Con una tasa media de crecimiento anual de 12.3% en sus reservas de petróleo, la región Sur y Centroamérica, se ubica como la de mayor crecimiento en reservas en los últimos diez años. En el 2014 su volumen de reservas ascendió a 330 mmmb, y ocupó el segundo lugar a nivel mundial. Ello se dio pese al bajo porcentaje de aumento entre 2013 y 2014, el cual fue de 0.1%. Los países de Venezuela y Brasil continuaron siendo los de mayor contribución en la posición de esta región, con una tasa de crecimiento promedio anual de 14.1% y 3.7%, respectivamente, en los últimos diez años.

Durante 2014, Norteamérica alcanzó un volumen de reservas de 232 mmmb, con dicho monto Norteamérica aportó el 13.7% a las reservas totales mundiales. Su tasa de crecimiento de 2004 a 2014 fue de 0.4%, debido a los altos incrementos en la incorporación de reservas de Estados Unidos; cabe mencionar que, desde el 2009, este país registra altos volúmenes de reservas, reflejando un crecimiento promedio anual de 5.2% en los últimos diez años, mientras que Canadá y México presentaron tasas negativas.

En 2014 las reservas de la región de Europa y Eurasia ascendieron a 155 mmmb y significaron el l 9.1% de las reservas probadas mundiales. Dentro de esta región, los países con mayor incorporación de reservas fueron la Federación Rusa y Kazajstán, que en conjunto aportaron el 86% de las reservas de la región.

Por otra parte, en África con un volumen de reservas de 129 mmmb, se tiene el 7.6% de las reservas mundiales de petróleo, países como Libia, Nigeria y Angola concentraron el 76% de reservas de la región en 2014.

Finalmente, la zona Asia Pacífico registró el menor volumen de reservas de crudo en 2014 (43 mmmb), con el 2.5% del total mundial, las cuales se localizan particularmente en China, India, Vietnam, Australia, Malasia e Indonesia. Esta región incorporó menos de 0.05% de reservas de 2013 a 2014, además, la tasa de incorporación ha crecido a un ritmo de 0.5% promedio anual desde el año 2004.

17

FIGURA 2. 1 TOTAL DE RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO POR REGIÓN, 2014

(Miles de millones de barriles)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

En 2014, del total mundial de las reservas probadas de crudo, el 71.6% pertenecen a los países de la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y el 28.4% a aquellos fuera de la organización. De 2013 a 2014, la OPEP aumentó sus reservas en 1.6 mmmb; mientras que en los países no pertenecientes a esta Organización se redujeron 0.4 mmmb, (véase Figura 2. 2).

FIGURA 2. 2 TOTAL DE RESERVAS PROBADAS DE PETRÓLEO, 2014

(Miles de millones de barriles)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

1,700

43

129

155

232

330

811

Total Mundial Medio Oriente Sur yCentroamérica

Norteamérica Europa &Eurasia

África Asia Pacífico

1,700

Total Mundial Medio Oriente S. & Cent.America

Norteamérica Europa &Eurasia

África Asia PacíficoTotal Mundial

No-OECD, 1,451

OECD, 249

OPEP, 1,216

No-OPEP, 342

Ex Unión Soviética,

142

18

Durante el 2014, Venezuela superó a Arabia Saudita como el país con el mayor volumen de reservas probadas a nivel mundial, con un volumen de 298.3 mmmb, lo que significa que su participación a nivel mundial es 17.5%. Las reservas de petróleo de Arabia Saudita son las segundas más grandes del mundo, equivalentes a 267 mmmb, (véase Figura 2. 3).

En términos de reservas de petróleo, Canadá se posiciona como el tercer país de reservas de petróleo con 172.9 mmmb. Es importante mencionar que este volumen incluye las reservas de petróleo en las arenas bituminosas, esta inclusión hace que Canadá, supere a países como Irán, Iraq, Federación Rusa y Kuwait, los cuales se caracterizan por poseer importantes niveles de reservas de petróleo. De acuerdo a lo anterior, son ocho los países que tienen bajo su dominio el 79.3% de las reservas de petróleo mundial. Cabe hacer mención que, de acuerdo a la publicación Annual Statistical Bulletin 2015, emitida por la OPEP, de no considerar las reservas de petróleo en las arenas bituminosas de Canadá, este país no figuraría dentro de los 20 mayores países del mundo de reservas de petróleo. Por otra parte, las reservas probadas de petróleo en Estados Unidos aumentaron a 48.5 mmmb en 2014, reflejando una tasa de crecimiento promedio anual de 5.2% en los últimos diez años. Por su parte México, se ubica dentro de los 18 países con mayores volúmenes de reservas de petróleo, las cuales sumaron 9.7 mmmb en 2014.

FIGURA 2. 3 RANKING DE PAÍSES CON RESERVAS DE PETRÓLEO, 2014

(Miles de millones de barriles)

*Para México la fuente es la CNH. El dato que reporta BP Statistical Review of World Energy June 2015 es de 11.1 mmmb. FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

2.2. Producción mundial de petróleo

Después de décadas en que la producción de petróleo crudo en Estados Unidos mantenía una tendencia a la baja, en años recientes esta tendencia se ha revertido. Las técnicas actuales de perforación horizontal y fracturación hidráulica en múltiples etapas (fracking), han permitido acceder a recursos de aceite y gas natural en formaciones de esquisto que antes eran poco rentables o técnicamente imposibles de producir. De igual forma, la producción de las arenas bituminosas en el Oeste de Canadá también ha aumentado significativamente. Como resultado, la producción en América del Norte ha presentado un incremento de

298267.0

172.9157.8

150.0103.2101.5

97.848.548.4

37.130.0

25.718.516.2

12.712.2

9.7

Venezuela

Arabia Saudita

Canadá

Irán

Iraq

Federación Rusa

Kuwait

Emiratos Árabes Unidos

Estados Unidos

Libia

Nigeria

Kazakhstan

Qatar

China

Brasil

Angola

Argelia

México*

19

más del 30% en el período de 2004 a 2014. Esta nueva oferta, ha reducido sustancialmente la dependencia de las importaciones de petróleo crudo desde el extranjero hacia los Estados Unidos y, por ende, ha significado un aumento en la oferta mundial de petróleo crudo.

En 2014 la producción mundial de petróleo se ubicó en 88,673 miles de barriles diarios (mbd), 2,093 mbd más que en 2013, este aumento se debió principalmente al crecimiento de la producción estadounidense. En Medio Oriente se concentró el 32.2% de la producción mundial, debido a la importante producción de petróleo de Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Irán, Iraq y Kuwait, en conjunto, estos cinco países representaron 28.5% del total mundial, (véase Figura 2. 5).

Gracias a la revolución energética que está ocurriendo en Norteamérica, esta región aumentó su producción de petróleo a un nivel de 18,721 mbd, 10.5% más respecto a 2013. Este comportamiento está ligado de forma directa con el importante incremento de la producción, mayormente procedente de yacimientos no convencionales de Estados Unidos, el cual incrementó su producción en más de un millón de barriles diarios durante tres años consecutivos. El aumento en la producción de petróleo en esta región dio como resultado que la región de Europa y Eurasia fuera desplazada a la tercera posición por primera vez en más de diez años, al tener el 19.4% de la producción mundial de petróleo. Del total de esta región, el 63.0% de la producción proviene de la Federación Rusa.

Respecto a la región de Asia Pacífico, su producción representó 9.4% del total mundial; en esta región China produce más del 50% de petróleo. El uso de tecnologías de recuperación mejorada de petróleo15 (EOR: Enhanced Oil Recovery) en campos terrestres maduros y pequeños descubrimientos en las cuencas existentes han sido la principal razón del incremento en la producción de petróleo en China. Las empresas petroleras nacionales Chinas (NOC) han invertido en estas tecnologías para compensar la declinación en la producción de este tipo de campos. Los yacimientos más grandes de petróleo de China son maduros, y la producción ha alcanzado su punto máximo, lo que lleva a las empresas a invertir en técnicas para mantener la producción de este tipo de campos maduros, además, también se han centrado en el desarrollo de las reservas sin explotar en las provincias del interior occidental y campos offshore.

En 2014, la producción de petróleo en África representó el 9.3% del total mundial, 5.0% menos que en 2013. El mayor productor de petróleo de esta región es Nigeria con una participación de 28.6%. Aun cuando su producción fue ligeramente mayor que en 2013, debido a un menor número de interrupciones en el suministro, todavía es inferior a la de años anteriores. Angola es el segundo mayor productor de petróleo, su producción creció a un promedio anual de 4.5% entre 2004 y 2014 ya que la producción comenzó a incrementarse a partir de múltiples campos en aguas profundas que fueron descubiertos en la década de 1990. Desde entonces, las Compañías Petroleras Internacionales (IOC) han comenzado la producción en un mayor número de yacimientos en aguas profundas. Por último, Argelia se ubica en tercera posición con 18.5% del total regional. No obstante, su producción se ha visto afectada principalmente por los repetidos retrasos de proyectos que resultan de la lenta aprobación del gobierno, lo que ha dificultado la atracción de inversión, las brechas de infraestructura y problemas técnicos.

En 2014, Venezuela representó el 35.7% de la producción de la región Sur y Centroamérica. A pesar de sus caídas y la falta de reinversión, este país sigue siendo uno de los mayores productores de petróleo del mundo. Otro país de importante participación de esta región fue Brasil, al concentrar el 30.8% de la producción regional de petróleo. Es importante considerar que más del 91% de la producción petrolera de Brasil se obtiene en aguas muy profundas y se compone en su mayoría de crudos pesados, no obstante, hay una importante participación de la producción que proviene de descubrimientos de depósitos de petróleo en capa presal16.

15 Existen diferentes métodos de recuperación mejorada, que permiten mejorar los recobros por inyección de agua,

inyección de polímero e inyección de vapor, entre otros, para compensar la disminución de producción de petróleo a partir de estos, campos terrestres maduros.

16 El término presal se refiere a un conjunto de rocas localizadas en las porciones marinas de gran parte del litoral brasileño, con potencial para generación y acumulación de petróleo. Se denomina presal porque forma un intervalo de rocas que se extiende por debajo en una extensa capa de sal, que en determinadas áreas de la costa posee espesores de hasta 2.000 m. La distancia entre la superficie del mar y los reservorios de petróleo por debajo de la capa de sal puede llegar a más de 7.000 metros.

20

FIGURA 2. 4 PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO POR REGIÓN

(Miles de barriles diarios)

* Excluye ex Unión Soviética. FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

Durante 2014, Estados Unidos se convirtió en el primer productor de petróleo a nivel mundial. Con 11,644 mbd, 15.6% más a lo producido en 2013, su producción se ubicó por encima de Arabia Saudita y Rusia, gracias a la tecnología y a la inversión realizada en perforaciones hidráulicas de gas y petróleo de esquisto, (véase Figura 2. 5).

En este sentido, el aumento de la producción de crudo de Estados Unidos durante los últimos años se explica principalmente, por la intensa explotación de los yacimientos en lutitas (“shale”) o rocas generadoras de hidrocarburos de muy baja permeabilidad y de relativa baja productividad. En cuanto a niveles de producción le siguen Arabia Saudita en segundo lugar con 11,505 mbd, 1.0% más respecto a 2013. Cabe destacar que Arabia Saudita decidió no recortar su producción en 2014 a pesar de la fuerte caída de los precios del petróleo. Rusia fue el tercer mayor productor de crudo del mundo con 10,838 mbd.

28,198

16,921 17,155

8,286 8,6847,335

28,555

18,72117,198

8,324 8,263 7,613

Medio Oriente Norteamérica Europa y Eurasia Asia Pacífico África Sur yCentroamérica

2013 2014

2013 2014OECD 20,623 22,489No-OECD 65,956 66,184OPEP 36,628 36,593No-OPEP* 36,161 38,278Ex unión Soviética 13,791 13,802Total Mundial 86,579 88,673Unión Europea 1,436 1,411

21

FIGURA 2. 5 PRODUCCIÓN MUNDIAL DE PETRÓLEO, PRINCIPALES PAÍSES

(Miles de barriles diarios)

*Considera la producción de crudo más líquidos de gas. FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015. Para el dato de México la fuente es PEMEX.

En relación a México, en 2014 su producción fue 3.3% menor comparada con 2013, para sumar un total 2,788 mbd. A mediados de 2014, la producción de Petróleos Mexicanos (PEMEX) mostró una declinación asociada en su mayor parte a la declinación natural de Cantarell.

Si bien Venezuela es el país con el mayor nivel de reservas de petróleo a nivel mundial, esto contrasta con su nivel de producción de petróleo, ya que en 2014 su producción representó tan sólo 3.3% del total mundial. De hecho, los datos aseguran que la nación sudamericana lleva una década disminuyendo su producción a una tasa promedio anual de -1.9%, lo que ya de por sí supone un grave problema por su evidente incapacidad para explotar los enormes recursos de los que dispone.

2.3. Capacidad mundial de refinación

En 2014, la capacidad global de refinación fue de 96,514 mbd, 1.4% más que el año previo. Las regiones que concentran la mayor capacidad de refinación fueron Asia Pacífico, Europa y Eurasia y Norteamérica con el 33.6%, 24.6% y 22.0% respectivamente, del total de la capacidad mundial, (véase Figura 2. 6).

Como parte de su objetivo de diversificar las fuentes de importación de petróleo crudo y satisfacer su creciente demanda de productos de petróleo, China ha aumentado constantemente su capacidad de refinación. Sin embargo, desde 2012 se ha presentado un menor ritmo de crecimiento de la demanda de

10

,06

9

11

,39

3

10

,77

7

3,9

77

4,2

16

3,6

48

3,5

25

3,1

41

3,1

35

2,8

82

2,6

87

2,3

02

11

,64

4

11

,50

5

10

,83

8

4,2

92

4,2

46

3,7

12

3,6

14

3,2

85

3,1

23

2,7

88

2,7

19

2,3

61

2013

2014

22

petróleo, generando un exceso de la capacidad de refinación17. En 2014 su capacidad de refinación llegó a 14,098 mbd, 6.0% más que en 2013. La operación de nuevas terminales en el primer semestre de este año contribuyó en gran medida a una mayor adición de capacidad. De acuerdo a lo anterior, el país se ubicó sólo por detrás de Estados Unidos en la cantidad de capacidad de refinación.

El sector de la refinación del petróleo en China ha sido objeto de modernización y consolidación en los últimos años, propiciando con ello el cierre de docenas de pequeñas refinerías independientes, muchas de cuales decidieron ampliar su capacidad o asociarse con empresas más grandes para evitar el cierre y continuar en operación. En 2014 estas refinerías representaron más del 20% de la capacidad de refinación total de China. Por el contrario, las empresas petroleras National Oil Companies (NOCs) y China National Petroleum Corporation (CNPC) son quienes dominan el sector de refinación de petróleo de China, representando el 41% y 31%, respectivamente, de la capacidad de refinación del país.

Al igual que China, la India ha pasado por un período de crecimiento de 44.3% en su sector de refinación de 2008 a 2014, su capacidad de refinación totalizó 4,319 mbd a finales en 2014. Esta rápida expansión ha sido lograda a través de una política gubernamental que alentó al sector privado a invertir infraestructura de refinación a través de la eliminación de los derechos de aduana sobre las importaciones de petróleo crudo.

En Europa y Eurasia, el país con mayor contribución en la capacidad de refinación continuó siendo Rusia, con una participación del 26.7%, la capacidad de refinación de este país fue de 6,338 mbd en 2014. No obstante, muchas de las refinerías de Rusia son viejas, con una configuración simple. Por ello, este país ha impulsado cambios fiscales para alentar a las empresas a invertir en la modernización de las refinerías para producir más productos de alto valor como el diésel y la gasolina, aunque estos han tenido un éxito moderado.

Por otro lado, la combinación de la caída de la demanda y los cambios en el mercado de Estados Unidos se han traducido en momentos difíciles para la industria de la refinación en Europa, lo que ha propiciado que algunos países de la región hayan mostrado un descenso en la capacidad de refinación, por ejemplo, en Italia se presentó una disminución de 3.8% en relación a 2013.

Estados Unidos es el país con la mayor capacidad de refinación a nivel mundial y, por tanto, en la región de Norteamérica. En 2014, la capacidad de refinación de este país se ubicó en 17,791 mbd; con un total de 139 refinerías en operación18. En la Costa del Golfo (PADD 3) se sitúa más del 40% de la capacidad de refinación total de Estados Unidos, debido a que en esta región se tiene un menor costo, al estar físicamente más cerca de las principales zonas productoras de petróleo en Dakota del Norte y acceso a los mercados en crecimiento. No obstante, la región de Norteamérica disminuyó su capacidad de refinación 1.0% comparado con 2013, para ubicarse en un total de 21,278 mbd en 2014.

El mercado de refinación en Estados Unidos ha presentado una profunda transformación en los últimos años, ya que las refinerías de las distintas regiones han tenido que adaptarse a la mayor producción de crudo ligero del país como resultado de la producción de hidrocarburos asociada a yacimientos de esquistos. Esta expansión en la producción ha provocado cambios sustanciales, tanto en el número de instalaciones, como en la capacidad, rendimiento y rentabilidad de las refinerías, lo que ha provocado el cierre de las instalaciones menos eficientes.

En contraste, la baja capacidad de refinación en México (1,602 mbd), comparada con la de Estados Unidos y Canadá se asocia a diferentes factores, entre ellos la ausencia de inversión en esta actividad. Un punto importante de considerar referente a México, es que su capacidad no ha crecido, a la vez que se ha dado un entorno en el que la demanda de gasolinas ha aumentado, lo que se ha reflejado en importaciones de la misma.

17 El exceso de capacidad ha propiciado que las tasas de utilización de las refinerías se reduzcan a menos del 75% en el

último año ya que las empresas chinas continuaron construyendo capacidad de refinación en un contexto de menor crecimiento de la demanda interna de petróleo en China y en todo el mundo.

18 Agencia Internacional de Energía (EIA, por sus siglas en inglés)

23

FIGURA 2. 6 CAPACIDAD DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO POR REGIÓN

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

En años recientes, los países petroleros que conforman la región de Medio Oriente, buscan aumentar su capacidad de refinación con el objetivo de exportar derivados de petróleo. La capacidad de esta región se ubicó en 9,428 mbd, 8.5% más que en 2013. Aun cuando esta región es la que presenta el mayor volumen de reservas y de producción de petróleo, su participación en la capacidad de refinación representa únicamente 9.8% del total mundial.

El país con mayor participación en la región fue Arabia Saudita, como resultado de las significativas inversiones en proyectos nuevos de refinación, que le han permitido incrementarla en 11.9% tan sólo en el último año. Ante a una creciente demanda interna de productos ligeros y la poca capacidad para convertir crudos pesados a productos de mayor valor, Arabia Saudita ha llevado a cabo inversiones para modernizar y expandir su capacidad de refinar petróleo, no solo con la finalidad de atender su creciente demanda interna sino también para buscar capturar mayores márgenes a partir del comercio internacional de productos de alto valor a través de las exportaciones.

La región de Sur y Centroamérica concentra el 6.3% de la capacidad de refinación a nivel mundial; el país que mostró la mayor participación en esta actividad fue Brasil con 36.8%. Al 2014, su capacidad de refinación fue de 2,235 mbd, 6.8% más que en 2013, en sus 17 refinerías en operación19. Debido a que las refinerías de Brasil no tienen la capacidad técnica para procesar crudos más pesados, el país debe exportarlos e importar crudo ligero, lo que ha permitido tener en operación sus refinerías por arriba del 90%.

En 2014, África fue la región con la menor participación en la actividad de refinación a nivel global con 3.7%. Si bien es una región que cuenta con crudos ligeros, de mayor valor respecto a crudos pesados, algunos de

19 Agencia Nacional de Petróleo, Brasil.

32,042

23,56921,495

8,687

5,895

3,509

32,461

23,724

21,278

9,428

6,069

3,553

Asia Pacífico Europa y Eurasia Nortamérica Medio Oriente Sur yCentroamérica

Africa

2013 2014

2013 2014OECD 44,492 43,583No-OECD 50,705 52,931Total Mundial 95,197 96,514Unión Europea* 14,418 14,218Ex unión Soviética 8,068 8,423

24

los países que la integran se enfrentan a problemas inestabilidad e interrupciones de suministro en las refinerías, lo que ha propiciado que tengan que operar por debajo de su capacidad de refinación.

FIGURA 2. 7 CAPACIDAD DE REFINACIÓN DE PETRÓLEO, PRINCIPALES PAÍSES

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

En los próximos años, los planes de expansión de refinación a nivel mundial estarán enfocados en incrementar la capacidad de conversión de las refinerías, cerrando aquellas refinerías que sean menos eficientes a nivel mundial. Los aumentos más importantes continuarán siendo en las regiones de Medio Oriente y Asia Pacífico.

Los países de Medio Oriente, guiados por Arabia Saudita, invertirán significativamente en capacidad de refinación de alta complejidad y conversión mejorada. En tanto que en Asia, China buscará continuar incrementando la capacidad de refinación a fin de reemplazar refinerías viejas y garantizar una reducción en la importación de productos derivados del petróleo.

Márgenes de refinación

La refinación de petróleo es una actividad en la que se involucran diferentes variables estructurales de mercado, como son la demanda de combustibles; diferenciales en los costos de energía entre regiones, competencia en el sector por la presencia de una mayor construcción de refinerías en la regiones de Medio Oriente, China, India y Rusia; así como las tendencias de consumo, entre otros.

Los márgenes de refinación se ven directamente influenciados por factores como el precio absoluto del crudo, el diferencial de precios entre crudos ligeros y pesados y el diferencial de precios entre el crudo y el producto final. De igual forma, otros elementos que impactan esta industria son la incertidumbre sobre la tasa de crecimiento futuro de la economía mundial, las regulaciones gubernamentales, y la economía de combustibles de transporte.

Los altos márgenes de rentabilidad de la industria que se presentaron entre 2004 y 2008 detonaron la aparición de nuevos proyectos de ampliación y desarrollo de nuevas refinerías. Después de 2008, esta

17,925

13,304

6,027

4,319

4,123

2,887

2,522

2,093

2,061

1,970

2,062

1,965

1,537

1,606

1,414

1,375

1,498

17,791

14,098

6,338

4,319

3,749

2,887

2,822

2,235

2,060

1,985

1,984

1,965

1,546

1,522

1,514

1,375

1,368

Estados Unidos

China

Federación Rusa

India

Japón

Corea del Sur

Arabia Saudita

Brasil

Alemania

Irán

Italia

Canadá

España

México

Singapur

Francia

Reino Unido 2013 2014

-0.7%

0.0%

-9.1%

0.0%

5.2%

6.0%

11.9%

6.8%

0.0%

0.8%

-3.8%

0.0%

-0.1%

0.6%

-5.2%

7.1%

0.0%

Crecimiento %

25

industria mostró cambios importantes, principalmente en las tendencias de oferta y demanda. La crisis de 2009 redujo demanda mundial de productos derivados del petróleo, y aunque en años recientes se ha recuperado, las tasas de crecimiento permanecen en niveles inferiores a los históricos. Al mismo tiempo, la capacidad de refinación continúa creciendo, especialmente al Este de Suez. El resultado es un creciente exceso de capacidad, lo que presiona a la baja la utilización y los márgenes. Entre 2009 y 2012, los márgenes se redujeron e incluso se volvieron negativos para aquellas refinerías de baja conversión, esto se debió, entre otros factores, a la menor actividad económica a nivel mundial y a los altos precios del crudo registrados en ese periodo, (véase Figura 2. 8).

Con la caída de los precios del crudo en los últimos años y un repunte en el crecimiento económico, aumentó la demanda de productos derivados del petróleo, principalmente gasolina, tanto en Estados Unidos, como a nivel mundial, lo que dio como resultado márgenes favorables que estimulan la inversión en la industria de la refinación. Sin embargo, en el último año, los márgenes de refinación se han reducido nuevamente como consecuencia de la producción de líquidos de gas, asociado a una mayor producción de gas de esquisto en los Estados Unidos. Esta sobreoferta de crudo en Estados Unidos ha impulsado la utilización de las refinerías de Estados Unidos (entradas brutas divididas por días de capacidad operable) por encima del 90%. Además, dado que los líquidos de gas son equivalentes a crudo superligero, ha ocasionado que los márgenes de las refinerías de alta complejidad, que emplean crudos pesados en su mayoría, caigan por debajo de aquellas de complejidad media, que utilizan crudos más ligeros. A esto se suma el exceso de capacidad de refinación a mundial, resultado de la menor demanda y las exportaciones procedentes de las nuevas macro refinerías de India y Medio Oriente.

FIGURA 2. 8 MÁRGENES DE REFINACIÓN DE CRUDOS MARCADORES

(Dólares por barril)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

El detonante para la expansión de la capacidad fue buscar reducir la dependencia hacia el exterior a través de importantes inversiones en la expansión de su capacidad de refinación, con las mayores adiciones procedentes de la región de Asia Pacífico, principalmente, China y la India. Al mismo tiempo, una reducción de la demanda de productos refinados en los países de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), especialmente después de 2008, ha llevado a una reducción en las tasas de utilización de las refinerías y los márgenes de refinación, en contraste de lo que sucede en Estados Unidos, donde las tasas de utilización son altas. Como resultado, la industria global ha cerrado refinerías más pequeñas y menos complejas. Además, las adiciones de capacidad neta de refinación de China se estiman que sean menores a lo previsto, como resultado de varios retrasos en los proyectos y el exceso de capacidad durante los últimos dos años, (véase Figura 2. 9).

-5

0

5

10

15

20

25

30

USGC Medium Sour Coking NWE Light Sweet Cracking

Singapore Medium Sour Hydrocracking USGC 50/50 Maya/Mars (Coking)

26

FIGURA 2. 9 UTILIZACIÓN DE LA CAPACIDAD DE REFINACIÓN MUNDIAL

(Porcentaje)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

Por otro lado, los principales exportadores de crudo del Medio Oriente continúan incrementando la capacidad de refinación, motivados por una serie de factores. En primer lugar, garantizar la seguridad del suministro sigue siendo una prioridad política, a pesar de la relativamente abundante oferta de las importaciones de combustible. En segundo lugar, están motivados por el mantenimiento de su competitividad en el mercado mundial de crudo. Las compañías petroleras nacionales están invirtiendo en capacidad de refinación que procese adecuadamente su producción de crudo pesado de modo que puedan monetizarla a través de exportación de derivados. Por último, la mayoría de las nuevas inversiones tienen un mayor grado de integración en la petroquímica, aromáticos y lubricantes, y conllevan la construcción de nuevos instalaciones y capacidades, que, además de mejorar sus economías al integrar la cadena de valor del crudo, sino también incrementan su cartera de activos existentes.

Históricamente, la capacidad de refinación se ha concentrado en aquellos países que presentaban altas demandas por productos derivados y, además, mostraban incrementos considerables, es decir, la región de Europa y Eurasia y la de Norteamérica, principalmente Estados Unidos. Sin embargo, en años recientes, la demanda de ambas regiones ha mostrado una tendencia a la baja hasta un punto en que el mercado es incapaz de absorber la oferta en estas regiones. Las refinerías locales deben enfocarse en los mercados externos para lograr vender sus productos, obligándolas a competir en mercados globales con refinerías de Medio Oriente y de otros exportadores que han construido grandes refinerías modernas enfocadas a suministrar el mercado de Asia. Para competir, las empresas deben fortalecer sus relaciones de largo plazo con los clientes establecidos o buscar nichos de mercado en donde no mermen sus márgenes.

2.4. Producción mundial de derivados del petróleo

A nivel mundial, el mayor incremento en la producción de petrolíferos se dio en la región de Asia Pacífico, como consecuencia del incremento en su capacidad de refinación. En el año 2014, la producción de derivados en esta región creció en 652.2 mbd, lo que representó un incremento de 2.4%, mientras que en el mismo periodo su capacidad de refinación aumentó 1.3%. Norteamérica también incrementó su producción en

12,798 12,742 13,509 13,880 14,920 18,113 16,968 17,123 17,577 19,415 19,68185,102

87,34290,586

95,197 96,514

72,305 73,832 72,47375,782 76,833

85.0%85.2%

84.5%84.3%

83.3%

80.0%

81.5% 81.4%

81.1%

79.6% 79.6%

76.0%

77.0%

78.0%

79.0%

80.0%

81.0%

82.0%

83.0%

84.0%

85.0%

86.0%

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

mile

s d

e b

arri

les

dia

rio

s

Capacidad de reserva Capacidad de refinación Oil: Refinery throughputs Utilización

27

2.6%, que es un aumento equivalente a 534.4 mbd, aun cuando Canadá presentó una reducción en su producción, (véase Figura 2. 10).

En Europa Occidental, la producción de petrolíferos en 2014 disminuyó en casi un punto porcentual respecto a 2013. Lo que se explica en parte por las reducciones de capacidad en Reino Unido (-8.6) e Italia (-5.9%). En esta región se estima que un cuarto de la capacidad de refinación presenta márgenes negativos y que casi la mitad del flujo de caja es negativo al considerar costos de transporte y mantenimiento. A pesar de esto, no se prevé una reducción en el exceso de capacidad en el corto plazo, ya que muchas refinerías pertenecen a grandes empresas que tienen presión de los gobiernos nacionales y sindicatos para mantenerlas funcionando, incluso cuando no sea rentable. Algunas refinerías han sido vendidas a muy bajos precios, reduciendo el capital social de los compradores, pero sin que esto se traduzca en un cambio significativo en la capacidad regional.

Los pronósticos para esta industria en Europa señalan una serie de desventajas estructurales que no pueden contrarrestarse debido a que la demanda está disminuyendo en los países desarrollados. Asimismo, la capacidad de refinación existente es menos compleja que las refinerías del Medio Oriente y de la Costa del Golfo de Estados Unidos, las cuales están compitiendo para colocar el producto en el mercado europeo. Por último, la oferta de crudo local está disminuyendo, y el precio del crudo es más alto en comparación con los competidores.

En Medio Oriente, a pesar del incremento de 8.5% en su capacidad de refinación entre 2013 y 2014, la producción de petrolíferos disminuyó en 1.6%. Es decir, el aumento de capacidad no correspondió con el incremento en la producción.

FIGURA 2. 10 PRODUCCIÓN MUNDIAL DE DERIVADOS20 DEL PETRÓLEO POR REGIÓN

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.

Por país, entre 2013 y 2014, destaca el incremento de 2.9% en la producción de Estados Unidos. Por sí sólo, este país presentó un aumento en su producción en 553.6 mbd, lo que representó el 91.3% del total de la producción en la región, ello se dio no obstante que se tuvo una disminución de 0.7% en su capacidad de refinación en estos años. La industria de refinación de los Estados Unidos ha presentado un resurgimiento en

20 Considera Gasavión, gasolinas, naftas, kerosenos, combustóleo ligero y pesado, gas LP, lubricantes, parafinas, coque de

petróleo, asfaltos y otros productos.

27,075

20,750

12,018

9,1797,365 7,238

2,152

27,727

21,284

11,912

9,2977,248 6,868

2,331

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

Asia-Pacífico Norteamérica EuropaOccidental

EuropaOriental y

Eurasia

Medio Oriente Latinoamérica África

2013 2014

28

su rentabilidad y utilización. Esto ha sido impulsado, no por el aumento de la demanda, sino por una disponibilidad creciente de crudo barato. El crecimiento en la oferta de petróleo no convencional ha resultado en un suministro excesivo para mercado. Lo anterior, en combinación con las restricciones existentes a las exportaciones de petróleo crudo, ha llevado a bajar los precios del crudo en Estados Unidos en relación con el resto del mundo. Esto permite a las refinerías incrementar su rentabilidad y competir en el mercado de exportación, principalmente a través del envío de diesel y gasolina a Europa y Latinoamérica. Esta ventaja ha disminuido recientemente conforme el mercado del crudo local se adapta a las nuevas condiciones, pero sigue siendo significativa, (véase Figura 2. 11).

China por su parte incrementó su producción de petrolíferos en 546.2 mbd en 2014, con lo que se ubicó como el segundo país en cuanto a producción de petrolíferos, sólo después de Estados Unidos. China es el mayor consumidor de productos de petróleo en la región de Asia Pacífico, y se ve obligado a importar parte de su combustible. Por ello, para reducir su dependencia de las importaciones de productos del petróleo, el país planea aumentar su capacidad de refinación de petróleo en 2.4 millones de barriles por día (mmbd) hacia 2018. Una de las principales compañías de refinación a nivel mundial - Sinopec – tiene planes de construir nuevas refinerías. En particular, la construcción de una refinería de petróleo con una capacidad de 300 mbd en la provincia sureña de Guandun en asociación con KPC (Compañía de Petróleo de Kuwait). También, en asociación con PdVSA, CNPC está ejecutando el proyecto Jieyang con una capacidad de un 400 mbd y otra también de 400 mbd la provincia de Zhejiang (Taizhou)21.

FIGURA 2. 11 PRODUCCIÓN MUNDIAL DE DERIVADOS22 DEL PETRÓLEO POR PAÍS

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.

21 World Oil Outlook 2014, OPEC. 22 Considera Gasavión, gasolinas, naftas, kerosenos, combustóleo ligero y pesado, gas LP, lubricantes, parafinas, coque de

petróleo, asfaltos y otros productos.

18,872.5

10,248.5

6,536.1

4,369.8

3,772.1

2,706.7

2,178.8

1,841.7

2,064.5

1,877.3

1,918.4

1,494.1

19,426.1

10,794.7

6,636.1

4,615.5

3,609.3

2,765.3

2,211.6

2,202.3

2,039.1

1,858.1

1,774.8

1,436.6

Estados Unidos

China

Rusia

India

Japón

Corea del Sur

Brasil

Arabia Saudita

Alemania

Canadá

IR Irán

México 2013 2014

Crecimiento %

2.9%

5.3%

1.5%

5.6%

-4.3%

2.2%

1.5%

19.6%

-1.2%

-1.0%

-7.5%

-3.8%

29

2.5. Demanda mundial de petróleo

Durante 2014, aun cuando el incremento en la demanda de petróleo como energía primaria fue marginal, 0.01% superior a 2013, el petróleo permaneció como la principal fuente de energía a nivel mundial. Ese año, el consumo de petróleo se ubicó en 92,086 mbd, que representan 32.6% de la demanda mundial de energía. En segundo lugar se encuentra el carbón con 30.0%, gas natural con una participación del 23.7%, hidroenergía 6.8%, energía nuclear 4.4% y, por último, la energía renovable con 2.5%.

Dado que el consumo de petróleo se encuentra estrechamente relacionado con la actividad económica y, por tanto, con el desarrollo de un país, la demanda de petróleo es muy alta en los países pertenecientes a la OCDE. Sin embargo, cabe señalar que, tanto la demanda total, como la participación dentro del total mundial, han presentado una tendencia a la baja. En el primer caso la demanda de los países OCDE se redujo en 1.2%, al pasar de 45,533 mbd a 45,057 mbd con lo que su participación en la demanda mundial fue de 48.3%, (véase Figura 2. 12).

Desde 2006, la Región de Europa y Eurasia ha presentado reducciones anuales en el consumo de petróleo y en 2014 se mantuvo esta tendencia, ese año la demanda fue 1.2% menos que el año 2013. Esta reducción sostenida ha sido producto de un incremento en las medidas de eficiencia en el sector transporte, así como de un impulso al uso de las fuentes renovables.

FIGURA 2. 12 DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO POR REGIÓN

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

Entre los diez países que encabezaron la demanda mundial de petróleo en 2014, Estados Unidos se ubica en primer sitio con 19,035 mbd, 0.5% más que el año previo. Este volumen representa el 19.9% del total mundial. China, que es el segundo país con mayor demanda de petróleo crudo, presentó un incremento mucho mayor al registrar un aumento de 12.4% entre 2013 y 2014. Los volúmenes de la demanda de Estados Unidos y China representan 32.3% de la demanda mundial. De esta manera, uno de cada tres barriles que se consumen en el mundo proviene de estos dos países, (véase Figura 2. 13).

30,415

23,364

18,450

8,450 6,913

3,650

30,856

23,347

18,252

8,706 7,125

3,800

Asia Pacífico Norteamérica Europa y Eurasia Medio Oriente Sur yCentroamérica

África

2013 2014

2013 2014OECD 45,533 45,057 No-OECD 45,710 47,029 Unión Europea 12,696 12,527 Ex unión Soviética 4,441 4,443 Total Mundial 91,243 92,086

30

Sin embargo, si se considera un periodo más amplio, de 2004 a 2014, la situación en ambos países respecto a las tasas de crecimiento en sus niveles de demanda contrasta significativamente. En el caso de Estados Unidos, la demanda en ese período se redujo de 20,732 a 19,035 mbd, mientras que en China la demanda prácticamente ha duplicado al pasar de 6,740 mbd en 2004 a 11,056 mbd en 2014. Japón es el tercer consumidor de crudo a nivel mundial con 4,298 mbd, no obstante que en el año 2014 se registró una reducción de 5.2% en relación a 2013. Por otra parte, la India es el cuarto consumidor de petróleo crudo a nivel mundial con 3,846 mbd en 2014, 3.0% superior a 2013.

Las altas tasas de crecimiento en el consumo de petróleo, tanto en China como en la India, se explican porque ambos países emergentes habían presentado tasas de crecimiento anual en sus economías cercanas a 10%. Sin embargo, los pronósticos recientes ubican el crecimiento económico alrededor de 6% anual para la próxima década -la previsión del Fondo Monetario Internacional (FMI) apunta a crecimientos del 7.28% para China y 6.35% para India en 2015-. Este nivel de crecimiento implica menor crecimiento en el consumo y, por tanto, menores importaciones de petróleo. A esto se añade que ambos países están desarrollando técnicas para incrementar su consumo de gas natural, energía hidroeléctrica y nuclear de modo que reduzcan su dependencia del petróleo como fuente de energía.

A estos países les siguen Brasil y Rusia con demandas de 3,229 y 3,196 mbd respectivamente. Cabe resaltar que en 2014 Brasil sobrepasó a Rusia en su consumo de crudo, lo cual se explica en parte porque la dinámica económica de Brasil fue mayor que la de Rusia.

FIGURA 2. 13 DEMANDA MUNDIAL DE PETRÓLEO POR PAÍS

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

2.6. Demanda mundial de derivados del petróleo

La industria de refinación mundial ha cambiado radicalmente en los últimos 15 años, ya que la demanda de productos refinados en los países de la OCDE se ha reducido, mientras que la demanda en los países fuera de la OCDE ha experimentado un crecimiento en todos los tipos de destilados. Considerando que los precios de

18,961

10,664

4,5213,727

3,048 3,179 3,0002,455 2,408 2,383 2,038 2,020

19,035

11,056

4,2983,846

3,229 3,196 3,1852,456 2,371 2,371

2,024 1,941

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

2013

2014

31

la gasolina y el gasóleo dependían de la demanda de países OCDE, a saber, Estados Unidos y Europa Occidental, el cambio en los patrones de consumo ha hecho que los precios se correlacionan más estrechamente con la demanda fuera de la OCDE.

Asia se convirtió en el motor del crecimiento mundial de la demanda de petrolíferos, liderado por los países en desarrollo como China y la India. El crecimiento económico en estos países se traduce en una mayor demanda de productos ligeros, como el diesel y gasolina. Sin embargo, las tasas de crecimiento de la demanda han comenzado a disminuir a la par de la desaceleración económica. Además, la demanda de países desarrollados como Corea y Japón presenta una tendencia la baja. De igual forma, Europa reduce su demanda de manera sostenida debido al envejecimiento de la población y un fuerte compromiso con el Protocolo de Kyoto que está obligando a los fabricantes de automóviles a producir vehículos de bajas emisiones.

La demanda de combustibles varía ampliamente dependiendo de la región y las condiciones económicas. Por ejemplo, en Estados Unidos, la gasolina representa casi la mitad de la demanda total de productos petrolíferos. Por ello, con la intención de controlar el crecimiento en la demanda, el gobierno de ese país impulsa políticas que reduzcan el consumo de combustibles por parte del sector transporte. El CAFE (Corporate Average Fuel Economy) que comenzó en 1975, establece límites en las tasas de consumo de combustibles a los fabricantes de automóviles de pasajeros. Actualmente, el nivel de consumo de combustible depende del tipo de vehículo y tamaño. De acuerdo con las normas vigentes el consumo medio de combustible para los vehículos producidos en 2016 es 31,1 millas/galón (equivalente a 13.22 km/lt).

En gran parte del resto del mundo, la demanda de diesel, queroseno y otros destilados medios excede la demanda de gasolina. En Europa Occidental, como resultado de la política gubernamental de fomento a motores diesel en los vehículos, la dinámica de la demanda es la opuesta a la de Estados Unidos, razón por la cual los destilados intermedios constituyen la mayor proporción de la demanda. En Asia Pacífico, la demanda se distribuye uniformemente entre los destilados intermedios y ligeros. En tanto China como la India, el uso de diesel en la agricultura y la generación de electricidad es el principal impulsor de la demanda de destilados medios.

A nivel mundial, en 2014, los destilados ligeros representaron 27.9% de la demanda total de petrolíferos; los destilados intermedios representaron la mayor proporción de la demanda con 36.7%, y los destilados pesados se ubicaron en la tercera posición con una participación de 12.6%,(véase Figura 2. 14).

32

FIGURA 2. 14 DEMANDA MUNDIAL DE PRINCIPALES DERIVADOS DEL PETRÓLEO POR REGIÓN

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de BP Statistical Review of World Energy June 2015.

Se pronostica que el consumo mundial de productos refinados va a crecer a una tasa promedio anual de 12%, por año, entre 2014 y 2020. A mediano plazo, el sector transporte en los países en desarrollo seguirá siendo el principal responsable del crecimiento de la demanda de petrolíferos. Se espera que China, que es el mercado más importante para vehículos, lideré el crecimiento en la demanda, asociado a las altas tasas de crecimiento en la propiedad de automóviles de ese país y las previsiones de que, en 2025, el número total de automóviles en China alcanzará 266 millones. El crecimiento en el número de vehículos fuera de la OCDE, combinado con el aumento de las normas de emisión en algunos de estos países, se traducirá en un aumento de la demanda de destilados ligeros e intermedios. El crecimiento de la flota de automóviles de Asia impulsará el crecimiento de la demanda de gasolina, mientras que el transporte comercial sector contribuirá al crecimiento de la demanda de diesel.

En Medio Oriente se prevé un aumento en el consumo, tanto en los destilados ligeros como en los pesados. El aumento en el consumo de destilados pesados, como el combustóleo, se explica porque los países de esta región han sido tradicionalmente grandes consumidores de dicho combustible para la generación de electricidad, producción industrial, desalinización del agua y como combustible para refinerías. El consumo de petrolíferos en Arabia Saudita en 2002 promedio 1,2 mmbd, y se incrementó hasta alcanzar 2.2 mmbd en

Destilados Ligeros Destilados Intermedios Combustóleo Otros

Ex Unión Soviética 1,367 1,476 472 1,128

África 916 1,827 461 597

Medio Oriente 1,953 2,709 2,175 1,870

Europa 2,850 7,372 898 2,689

Sur y Centroamérica 2,232 2,748 750 1,395

Asia Pacífico 9,976 10,998 2,775 7,108

Norteamérica 10,837 6,773 447 5,289

Mile

s d

e b

arr

iles

dia

rio

s

China36%

Japan14%

Resto Asía Pacífico

50%

Asia PacíficoDe donde:

Estados Unidos82%

Resto Norteamérica

18%

Norteamérica

33

2014. Los principales factores que explican el crecimiento de la demanda son el rápido aumento de la población, crecimiento económico y una mejora en el nivel de vida de su población.

Por otro lado, en los países desarrollados se estima que la demanda permanecerá sin grandes cambios ya que han llegado a su punto máximo en cuanto a consumo de petrolíferos. Tanto Europa y como Estados Unidos se encuentran en un etapas en donde su mercado de automóviles está a punto de alcanzar la saturación. Además, las mejoras en la economía de combustible limitarán el crecimiento en el consumo de gasolinas y diesel. En este sentido, se estima que el consumo de gasolinas en los países desarrollados seguirá mostrando una tendencia a la baja, mientras que la demanda de destilados intermedios aumentará de forma marginal debido a los requisitos medioambientales más estrictos para el combustible bunker y un aumento de la demanda del transporte comercial. En general, la demanda mundial de diesel será la que presente las tasas de crecimiento más altas de entre los petrolíferos, incrementando su participación de 32% en2013, a 37% en 2025.

2.7. Precios

La dinámica de los precios del petróleo a nivel mundial se encuentra sujeta a distintos factores, principalmente, el equilibrio de la oferta y la demanda, la situación macroeconómica y geopolítica, la dinámica de la tasa de cambio del dólar estadounidense y las condiciones de los mercados financieros globales.

En términos de promedios mensuales, en los primeros seis meses de 2014 el precio del Brent osciló entre 107 y 112 dólares por barril (USD/bbl), es decir, se situaban en niveles cercanos a los registrados desde 2011 (111 a 108 USD/bbl). A partir de julio, el mercado entró en un período de rápido colapso de los precios del petróleo, que cayó de un promedio mensual de 112 USD/bbl en junio a menos de 100 USD/bbl en septiembre, alcanzando 79.6 USD/bbl en noviembre y 63.3 USD/bbl en diciembre.

Este cambio fue resultado de una combinación de factores en un tiempo relativamente corto. Aparte de un contexto geopolítico inestable, los siguientes factores influyeron en la baja del precio del petróleo:

• La creciente influencia del crudo proveniente de formaciones de lutitas en el mercado internacional, misma que ha aumentado la producción de algunos países no afiliados a la Organización de Países Exportadores de Petróleo ( por su siglas en ingles OPEC), siendo la producción de no-convencionales en Estados Unidos la que registró el aumento más considerable de producción.

• Reducción en el ritmo de crecimiento de la demanda, la cual no ha aumentado considerablemente debido a la disminución del consumo en los países industrializados y la desaceleración económica de la China y de Europa, entre otras causas.

• Expectativas económicas adversas originadas por las revisiones a la baja en las proyecciones del crecimiento económico mundial, En enero (3,7% de acuerdo a previsiones del FMI), julio (3,4%) y octubre (3,3%). Esto originó ajustes a la baja también en las proyecciones del consumo mundial de petróleo para el año 2014. Esta fuerte corrección combinado con el flujo de una mayor producción americana de petróleo, amplificó la expectativa de una sobreoferta con alto nivel de inventarios en el mercado petrolero internacional.

• El fortalecimiento del dólar frente a otras divisas a partir de junio, lo que presionó a la baja a los precios del petróleo, ello debido a que los precios del petróleo en el mercado internacional se cotizan en dólares, lo que hace que se dé una elevada correlación precio de petróleo/dólar..

• Otro de los factores con más influencia se dio el 27 de noviembre de 2014 con la decisión de la OPEP de no intervenir en el mercado. Esta elección acentuó el colapso de los precios del petróleo, ya que, la falta de regulación de la producción los países de la OPEP provoca que las fuerzas del mercado busquen el equilibrio a través de los ajustes en precios.

34

• Durante 2015, los precios de los principales crudos marcadores, WTI y Brent, continúan con su tendencia a la baja, registrando su nivel más bajo desde 2009.

• El 7 de diciembre de 2015, la OPEP en su reunión ministerial decide aplazar la decisión de recortar su producción a pesar del bajo precio del crudo, por lo que mantendrá sin cambio las cuotas de producción en un nivel de alrededor de 31.5 mmbd. Situación que reforzó las expectativas de una sobre oferta en el mercado, impactando en una baja adicional en el precio de los crudos marcadores de referencia.

FIGURA 2. 15 PRECIOS DE CRUDOS MARCADORES Y MEZCLA MEXICANA DE EXPORTACIÓN

(Dólares por barril)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información de Secretaría de Economía.

Cabe señalar que en lugar de actuar para defender los precios, los países productores árabes del Golfo Pérsico dentro de la OPEP, liderados por Arabia Saudita, buscan defender su cuota de producción dentro del mercado mundial. La competencia por una mayor cuota de mercado de los países árabes productores con bajos costos de producción pone en desventaja a los países y empresas productoras que desarrollan con mayores costos los recursos no convencionales.

Por otra parte, las economías de países importadores de crudo se ven beneficiados ante los bajos precios del crudo, ya que disminuyen el costo de las importaciones de petróleo. Los países industrializados, principalmente Europa y Estados Unidos, son los más beneficiados al reducir el costo de las importaciones de crudo y mejorar su balanza comercial. Adicionalmente los precios bajos del petróleo permiten consumir energía a precios más competitivos y por consiguiente estimular el crecimiento de sus economías.

102.4

96.193.2

84.3

75.7

59.3

47.450.8

47.9

54.659.4

59.8

51.2

42.945.5 46.3

42.9 41.9 39.9 41.1 40.0 37.7

108.1103.4

98.6

88.1

79.6

63.3

49.8

58.8 56.961.1

65.6 63.7

56.9

48.2 48.5 49.345.9 44.4 42.5 43.8 43.0 40.7

95.692.3

89.6

79.6

72.1

52.4

41.747.3 47.4

50.754.1 55.8

49.5

39.9 38.8 39.735.5 33.8 32.3 32.7 32.1 29.9

0.0

20.0

40.0

60.0

80.0

100.0

120.0

WTI BRENT MME

35

FIGURA 2. 16 EXPORTACIONES MUNDIALES DE CRUDO POR REGIÓN

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.

La región de Medio Oriente permaneció como la principal en cuanto al volumen de crudo destinado a exportaciones. En este sentido, esta región concentró el 41.9% del total de las exportaciones registradas a nivel mundial. Esta situación se explica debido a que esta región concentra a muchos de los principales países productores, como Arabia Saudita, Irak, Irán, Kuwait, Emiratos Árabes Unidos, entre otros. Las exportaciones de Arabia Saudita por sí mismas, representan 17.8% del total mundial, sin embargo, en 2014 sus exportaciones se contrajeron en 5.5% respecto a 2013.

Rusia ocupa el segundo lugar a nivel mundial como país exportador de petróleo crudo. Al igual que Arabia Saudita presentó una reducción en sus exportaciones, al pasar de 4,710 mbd en 2013 a 4,487 mbd en 2014. Destaca que, de entre los diez principales países exportadores de petróleo crudo, en 2014 únicamente cuatro presentaron un incremento en las mismas.

FIGURA 2. 17 EXPORTACIONES MUNDIALES DE CRUDO, PRINCIPALES PAÍSES

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.

Respecto al volumen de importaciones por región, Asia Pacífico fue la mayor importadora de petróleo crudo. En 2014, sus importaciones representaron el 47.5% del total mundial, principalmente asociadas a la

Norteamérica, 2,181

Latinoamérica, 4,409

Europa Oriental, 6,964

Europa Occidental, 1,968

Medio Oriente, 17,497

África, 6,526

Asia-Pacífico, 1,251

2013

Norteamérica, 2,611

Latinoamérica, 5,001

Europa Oriental, 6,798

Europa Occidental, 1,885

Medio Oriente, 16,793

África, 5,774

Asia-Pacífico, 1,221

2014

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

ArabiaSaudita

Rusia Iraq EmiratosÁrabesUnidos

Canadá Nigeria Kuwait Venezuela Angola México Noruega IR Irán

2013 2014

-5.5%

-4.7%

5.2% -7.6%

10.1% -3.3% -3.1% 28.6%-3.7%

-4.0% 0.4% -8.7%

Crecimiento %

36

importación de China que en ese año representaron 31.8% del total de las importaciones regionales. A China le siguen India, Japón y Corea del Sur.

Las siguientes regiones en cuanto a volumen de importaciones fueron Europa Occidental y Norteamérica, con una participación en el total mundial de 24.0% y 19.4%, respectivamente. En Europa Occidental, los principales importadores fueron Alemania, España e Italia, mientras que en Norteamérica fue Estados Unidos de América, Cuyas importaciones representan 92.9% del total regional.

FIGURA 2. 18 IMPORTACIONES MUNDIALES DE CRUDO POR REGIÓN

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.

En cuanto a la clasificación de volúmenes de importación por país, el mayor importador de petróleo crudo fue Estados Unidos, que en 2014 realizó importaciones por 7,388 mbd, volumen que representa el 18.1% del total de importaciones a nivel mundial. Cabe señalar que, debido al incremento en la producción de petróleo crudo asociado al desarrollo de reservas no convencionales, las importaciones de este país han venido a la baja, entre 2010 y 2014, en este período el volumen se redujo en 2,474 mbd. Esta diminución en el volumen ha sido, en parte, contrarrestada por China, cuyas importaciones crecieron en 1,419 mbd en ese mismo periodo, para ubicarse en 6,186 mbd en 2014. Japón es el tercer país importador a nivel mundial con 3,237 mbd.

Norteamérica, 8,611

Latinoamérica, 1,067

Europa Oriental, 1,672

Europa Occidental, 9,878

Medio Oriente, 506

África, 753

Asia-Pacífico, 19,244

2013

Norteamérica, 7,952Latinoamérica, 925

Europa Oriental, 1,634

Europa Occidental, 9,796

Medio Oriente, 492África, 656

Asia-Pacífico, 19,442

2014

37

FIGURA 2. 19 IMPORTACIONES MUNDIALES DE CRUDO, PRINCIPALES PAÍSES

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.

En cuanto al comercio de productos derivados, destaca el caso de Estados Unidos, en 2010 este país importaba 1,347 mbd de derivados del petróleo, hacia 2014 esta cifra aumentó a 1,356 mbd, por otro lado, en esos años este país exportaba 2,311 mbd, volumen que aumentó hasta 3,834 mbd. En este sentido, conforme la producción de petróleo ha aumentado y se ha incrementado la utilización de las refinerías, este país se ha convertido en un exportador neto de productos derivados. Las refinerías de Estados Unidos poseen las configuraciones más complejas a nivel mundial, y actualmente producen un excedente de destilados intermedios, principalmente diesel y algunos destilados ligeros. Mientras que la mayor parte del diesel ha sido enviado a Europa, la gasolina se ha exportado a América del Sur. Otras exportaciones involucran productos para los cuales hay poca o ninguna demanda interna. Esto incluiría los subproductos de la refinación que se consumen en cantidades limitadas a nivel nacional, así como los productos, tales como gasolina, que no cumplan las especificaciones regionales y/o nacionales.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

Estados Unidos China India Japón Corea del Sur Alemania España Italia Francia Reino Unido

2013 2014

-7.2%

9.6%

0.3%-5.8%

0.8%

-1.2%

2.0% -7.7% -2.9% -1.4%

Crecimiento %

38

FIGURA 2. 20 IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES MUNDIALES DE PRODUCTOS DERIVADOS23 DEL PETRÓLEO,

POR REGIÓN Y PRINCIPALES PAÍSES (Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborada por la SENER con información del Annual Statistical Bulletin OPEC, 2015.

En cuanto a exportaciones de derivados, después de Estados Unidos, le siguen en orden de importancia Rusia, Países Bajos, y Singapur, En el caso de Rusia, este país busca capturar mayor valor al exportar productos derivados empleando su producción doméstica de crudo. Por el contrario, los Países Bajos y Singapur son países netamente importadores de crudo, mismo que procesan en sus refinerías y exportan los petrolíferos resultantes. Por último, en los tres casos, a diferencia de los Estados Unidos, los países han mantenido prácticamente constantes sus niveles de exportaciones en los últimos años.

El quinto lugar en importancia es ocupado por Arabia Saudita, históricamente este país es el principal exportador de crudo, sin embargo, en la última década, ha invertido fuertemente en la refinación con la intención de capturar mayores ganancias al exportar productos derivados.

23 Considera Gasavión, gasolinas, naftas, kerosenos, combustóleo ligero y pesado, gas LP, lubricantes, parafinas, coque de petróleo, asfaltos y otros productos.

6,1676,426

4,303

3,450

1,158

3,874

875

8,440

7,049

1,606

882

2,413

1,316 1,332

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

Asia-Pacífico Europa Occidental Norteamérica Europa Oriental yEurasia

Latinoamérica Medio Oriente África

Exportaciones de productos derivados del petróleo Importaciones de productos derivados del petróleo

3,834

2,183

2,129

1,772

988

760

751

589

583

522

518

470

Estados Unidos

Rusia

Países Bajos

Singapur

Arabia Saudita

Emiratos Árabes Unidos

Kuwait

China

Argelia

Qatar

Bélgica

IR Irán

2,389

1,802

1,356

1,076

958

905

784

611

610

525

491

471

Singapur

Países Bajos

Estados Unidos

Japón

China

Francia

Alemania

Reino Unido

Brasil

México

Bélgica

India

39

Por último, vale la pena mencionar el caso de China que, aun cuando sigue siendo un importador neto de productos de petróleo, se convirtió en un exportador neto de combustible diesel a mediados de 2012, principalmente a otros países de Asia, conforme el crecimiento de la demanda nacional de este derivado se desaceleró. Debido al rápido crecimiento en la capacidad de refinación, aunque a un ritmo mucho más lento durante los próximos dos años, las exportaciones de productos, en particular la gasolina, turbosina y diesel, tienden a crecer. Mientras tanto, las importaciones de gas licuado de petróleo y nafta se han incrementado en los últimos años.

40

3. 3. Capítulo Tres. Industria del Petróleo y Mercado Nacional de Petrolíferos

3.1. Oferta nacional de petróleo

3.1.1. Distribución de las reservas de hidrocarburos

De acuerdo con la Ley de Hidrocarburos24, la CNH será el órgano que establezca y administre el Centro Nacional de Información de Hidrocarburos, integrado por un sistema para recabar, acopiar, resguardar, administrar, usar, analizar, mantener actualizada y publicar la información y estadística relativa a las reservas.

Al 1 de enero de 2015, México registró un nivel de reservas remanentes totales (3P)25 de 37,404.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente (mmbpce), cifra menor en 11.3% en relación a 2014. Cabe mencionar que el nivel de reservas en los últimos diez años ha mostrado una tasa promedio anual de -2.2%, significando una reducción de 9,509.3 mmbpce en relación a 2005.

Las reservas de aceite crudo fueron de 25,825.1 millones de barriles (mmb), 3,502.7 mmb de aceite por debajo de lo evaluado en 2014. De acuerdo al tipo de fluido, el aceite es el de mayor contribución con 69.0%, el condensado con 0.7%, líquidos de planta 7.8% y 22.5% corresponde al gas seco equivalente, (véase Tabla 3. 1).

TABLA 3. 1 DISTRIBUCIÓN DE LAS RESERVAS TOTALES DE HIDROCARBUROS POR TIPO DE FLUIDO,

2005-20151 (Millones de barriles de petróleo equivalente)

1 Cifras al 1 de enero de cada año.

FUENTE: Las Reservas de Hidrocarburos de México, 1 de Enero de 2015.

La reservas remanentes totales 3P se integraron por 34.8% de reservas probadas, 26.6% de reserva probables y 38.6% de reservas posibles. En este contexto, las reservas probadas de petróleo crudo equivalente (1P) alcanzaron un volumen de 13,017 mmb, las reservas probables fueron de 9,966 mmb, las reservas 2P (probadas + probables) 22,984 mmb, y las reservas posibles 14, 421 mmb, (véase Figura 3. 1).

24 Publicada en el Diario Oficial de la Federación el 11 de agosto de 2014. 25 Suma de las reservas probadas, probables y posibles de hidrocarburos.

tmca2005-2015

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Total 46,914.1 46,417.5 45,376.3 44,482.7 43,562.6 43,074.7 43,073.6 43,837.3 44,530.0 42,158.4 37,404.8 -11.3% -2.2

Aceite 33,312.2 33,093.0 31,908.8 31,211.6 30,929.8 30,497.3 30,559.8 30,612.5 30,816.5 29,327.8 25,825.1 -11.9% -2.5

Condensado 835.3 863.0 941.2 879.0 561.7 417.3 294.1 367.8 328.1 295.6 260.2 -12.0% -11.0

Liquidos de planta 3,412.6 3,479.4 3,417.5 3,574.7 3,491.3 3,563.1 3,573.3 3,953.1 4,010.4 3,575.0 2,914.7 -18.5% -1.6

Gas seco equivalente 9,354.0 8,982.2 9,108.9 8,817.4 8,579.7 8,597.0 8,646.5 8,903.9 9,375.0 8,960.1 8,404.8 -6.2% -1.1

ConceptoVariación

2015/2014

Datos anuales

41

FIGURA 3. 1 RESERVAS REMANENTES TOTALES DE HIDROCARBUROS EN MÉXICO AL 1 DE ENERO DE 2015*

(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

* Cifras al 1o. de enero de cada año.

FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.

Las reservas probadas de aceite crudo alcanzaron 9,711 mmb en 2015, lo que representa una reducción de 1.0% con respecto al año 2014. De acuerdo a su clasificación por su densidad, el aceite pesado tiene la mayor contribución con un 62.2%, el aceite ligero aporta el 28.9% y el superligero el 8.9%, este último ha sido el único en presentar una tasa promedio anual positiva de 0.3% de 2005 a 2015. No obstante, tuvo un retroceso en sus reservas en el último año, las cuales presentaron un decremento de 14.8% respecto al 2014. Por su parte, el petróleo pesado y ligero han presentado una declinación acelerada en lo últimos diez años, al registrar una tasa media anual negativa de -3.0% y -3.1%, respectivamente.

Las reservas 2P de aceite crudo al 1 de enero de 2015 fueron de 16,475.4 mmb, significando un descenso de 6.5% con respecto al año 2014, equivalente a 1,137.1 mmb. Del total de reservas 2P, el 59.0% está conformado por crudo pesado, 31.6% ligero y el 9.4% al superligero. En los últimos diez años estas reservas han disminuido 3.9% en promedio anual. Por su parte, en las reservas 3P, la mayor reserva de hidrocarburo corresponde al crudo pesado, el cual participa con el 55.3%, en segundo término el aceite ligero con 33.4% y el crudo superligero con 11.3%.

13,017

9,966 22,984

14,421 37,404.8

Reservas 1P oprobadas

Reservasprobables

Reservas 2P Reservas Posibles Reservas 3P oTotales

42

TABLA 3. 2 COMPOSICIÓN DE LAS RESERVAS PROBADAS DE ACEITE CRUDO POR TIPO 2005-20151

(Millones de barriles)

1 Reservas registradas al 31 de diciembre del año anterior de 2005 a 2008 y al 1 de enero de cada año de 2009 a 2015. FUENTE: SENER con información de Las Reservas de Hidrocarburos de México, 1 de Enero de 2015.

En cuanto a la distribución regional de las reservas probadas en términos de aceite, de los 9,711.0 mmb, el 56.4% se centra en la región Marina Noreste, el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap concentró el 65.7% del volumen total de esta región, mientras que el 34.3% correspondió al Activo de Producción Cantarell. El 19.9% de las reservas probadas de aceite del país pertenecen a la región Sur; el 14.9% se ubica en la región Marina Suroeste y 8.9% en la Norte.

Respecto a las reservas probables en términos de aceite presentan un valor de 6,764.6 mmb; la mayor concentración se tiene en la región Norte con el 47.1%; no obstante la variación negativa que presentó respecto a lo observado en 2014, la cual se debió a una reclasificación de reservas probables a la categoría probada y posible. El 32.9% de las reservas probables se ubica en la región Marina Noreste, el 12.8% en la Marina Suroeste y 7.2% en la Norte.

Las reservas posibles de aceite crudo registran un volumen de 9,349.7 mmb, 48.3% se concentra en la región Norte y 32.7% en la Marina Noreste, principalmente. Los decrementos presentados en la región Norte por 2,019 mmb de crudo se asocia a la desincorporación de reservas posibles atribuibles a métodos de recuperación secundaria por inyección de agua en el Paleocanal de Chicontepec, donde las pruebas piloto realizadas en diferentes campos no dieron resultados positivos reduciendo las reservas.

TABLA 3. 3 RESERVAS DE CRUDO POR REGIÓN, 2014 Y 2015

(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Nota: Cifras al primero de enero de cada año. FUENTE: PEMEX Exploración y Producción.

3.1.2. Tasa de restitución 1P y 3P

La tasa de restitución integrada de reservas probadas es el resultado de dividir las variaciones totales de reservas probadas generadas por descubrimientos, delimitaciones, desarrollos y revisiones entre la producción del periodo. En este sentido, en 2014, la tasa de restitución integrada 1P fue de 67.4%, inferior en 0.4 puntos porcentuales a la presentada en 2013, lo que implica una reducción en el inventario de

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015Pesado 8,198.3 7,557.4 7,009.4 6,545.7 6,381.4 6,482.5 6,150.5 6,118.1 6,151.2 6,057.5 6,040.1 -0.3%Ligero 3,839.3 3,550.4 3,402.9 3,258.7 3,237.6 3,021.7 2,938.3 2,792.4 2,868.1 2,737.6 2,804.5 2.4%Superligero 844.6 706.0 635.3 696.9 785.2 915.3 1,072.2 1,114.7 1,053.9 1,017.0 866.4 -14.8%Total 12,882.2 11,813.8 11,047.6 10,501.2 10,404.2 10,419.6 10,161.0 10,025.2 10,073.2 9,812.1 9,711.0 -1.0%Pesado 13,923.4 14,332.3 13,136.9 12,276.5 11,783.5 11,194.2 11,388.4 10,739.4 10,637.1 10,164.9 9,714.3 -4.4%Ligero 8,316.4 7,442.1 7,218.7 7,207.2 6,883.7 6,816.2 6,828.5 5,704.4 5,918.7 5,498.4 5,214.2 -5.2%Superligero 2,263.6 1,683.5 1,725.9 1,837.0 2,112.8 2,429.7 2,680.6 2,129.5 1,974.3 1,949.2 1,546.9 -20.6%Total 24,503.4 23,457.9 22,081.5 21,320.6 20,780.0 20,440.1 20,897.4 18,573.3 18,530.1 17,612.5 16,475.4 -6.5%Pesado 17,373.3 18,786.6 17,710.5 17,175.7 16,836.2 15,997.9 15,781.0 16,026.8 16,093.8 15,801.2 14,291.3 -9.6%Ligero 12,472.2 11,523.2 11,317.7 11,166.2 10,948.1 10,763.2 10,534.2 10,797.8 10,888.2 9,689.0 8,628.3 -10.9%Superligero 3,466.8 2,783.0 2,880.6 2,869.9 3,145.4 3,736.2 4,244.5 3,787.9 3,834.5 3,837.7 2,905.4 -24.3%Total 33,312.2 33,093.0 31,908.8 31,211.6 30,929.8 30,497.3 30,559.8 30,612.5 30,816.5 29,327.9 25,825.0 -11.9%

Variación2015/2014

1P

2P

3P

Reserva TipoDatos anuales

2014 2015 2014 2015 2014 2015Marina Noreste 5,476.9 5,475.3 2,690.3 2,226.6 3,173.3 3,057.3Marina Suroeste 1,324.0 1,442.1 1,112.4 866.9 1,376.3 1,145.8Sur 2,139.4 1,933.0 557.9 484.2 631.2 631.2Norte 871.8 860.6 3,439.7 3,186.9 6,534.4 4,515.4Total 9,812.1 9,711.0 7,800.3 6,764.6 11,715.2 9,349.7

RegiónProbadas Probables Posibles

43

reservas probadas. En cuanto a la tasa de restitución de las reservas de hidrocarburos 3P fue de 64.8%, lo que representó un descenso de 22.4 puntos porcentuales respecto a 2013, (véase Figura 3. 2).

En 2014 la relación reserva-producción de petróleo crudo equivalente 3P alcanzó un valor de 29 años, 18 años para la reserva 2P y 10 años para la relación reserva-producción 1P.

FIGURA 3. 2 TASA DE RESTITUCIÓN DE RESERVAS DE HIDROCARBUROS, 2006-2014

(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Memoria de Labores 2014, PEMEX.

3.1.3. Exploración y Producción

Los volúmenes producidos de petróleo mostraron una reducción mayor que la observada en los últimos años, Cantarell, principalmente, así como otros campos productores, mostraron el comportamiento natural de declinación y madurez avanzada. Esta situación se vio reflejada en la actividad de refinación ya que la técnica utilizada para estimular los campos provocó problemas en la calidad del crudo, en adición, el Sistema Nacional de Refinación (SNR) presentó problemas de paros no programados.

Actividad exploratoria de hidrocarburos

En 2014, la actividad exploratoria se desarrolló principalmente en las cuenca del Golfo de México Profundo, Sureste, Sabinas, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, destacando los rubros de adquisición de datos sísmicos bidimensionales (2D), adquisición de datos sísmicos tridimensionales (3D), lo cual permitió evaluar el potencial petrolero, incorporación de reservas y delimitación del proceso exploratorio.

En 2014, la adquisición de 3D tuvo un avance de 6,019.4 kilómetros cuadrados (km2) en las actividades de evaluación del potencial petrolero e incorporación de reservas, y 297.5 km2 en desarrollo de campos que, en conjunto, alcanzaron 6,316.9 km2, 58.1% menos que lo reportado en 2013; no obstante, se destaca la adquisición del estudio sísmico Ku-Maloob-Zaap 3D3C (tres dimensiones, tres componentes); la cuenca del Golfo de México Profundo con 5,036.4 km2, las cuencas de Veracruz y Burgos con 983 km2 y la cuenca sureste con 297.5 km2.

Respecto a la información sísmica 2D, se obtuvieron 3,258.4 kilómetros (km) de información sísmica 2D, cifra 10.6% menor a la de 2013. De los cuales, 2,461.4 km relacionados a la actividad de incorporación de reservas y 797 km a desarrollos de campos.

41.0%50.3%

71.8% 77.1%85.8%

101.1%104.3%

67.8% 67.40%

59.7% 65.7%

102.1%

128.7%

103.9% 107.6%

127.9%

87.2%

64.8%

0%

50%

100%

150%

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

1P 3P

44

TABLA 3. 4 AVANCES Y ADQUISICIONES DE SÍSMICA 2D Y 3D EN PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN, 2004-

2014

FUENTE: Base de Datos Institucional de PEMEX.

Se terminaron 535 pozos, 35% menos que en 2013. De estos, 24 fueron de exploración y 511 en desarrollo, 36.8% y 34.9% menor al año previo, respectivamente. Dicha reducción se debió a menor programación de pozos de desarrollo y cambio en la estrategia que derivó en la reducción de la actividad de perforación en los activos Aceite Terciario del Golfo y Burgos de la región Norte y en el Activo Samaria-Luna, Cinco Presidentes, Bellota-Jujo de la región Sur y Cantarell en la región Marina Noreste. En este sentido, el éxito alcanzado en la terminación de pozos de exploración fue 33.0% y 94.9% en pozos productivos, representando un menor porcentaje al registrado en 2013 de 28 y 1 puntos porcentuales, respectivamente.

TABLA 3. 5 PERFORACIÓN DE POZOS Y EXPLOTACIÓN DE CAMPOS, 2004-2014

a. Pozos perforados hasta el objetivo. b. Excluye pozos inyectores. c. Número de equipos promedio. d. Se refiere a la profundidad promedio de los pozos hasta el objetivo. e. Incluye únicamente campos con reservas probadas. En 2007, fueron excluidos campos Kibo-1 y Lalail-1, que aunque

resultaron productores, no incorporan reservas probadas. f. Promedio anual. FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.

En 2014, el total de campos productores de PEMEX-Exploración y Producción (PEP) fue de 448, significando una disminución de 1.3% respecto a 2013. De este total, 58.5% correspondieron a petróleo y gas asociado, y 41.5% a campos de gas no asociado, (véase Figura 3. 3).

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Avance 2D (km) 11,688 3,678 2,172 806 7,512 18,032 2,356 3,388 3,505 3,646 3,258

Avance 3D (km2) 26,379 6,843 2,096 11,820 12,163 18,287 24,778 44,288 26,533 15,063 6,317

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Pozos perforados a 733.0 759.0 672.0 615.0 822.0 1,490.0 994.0 1,000.0 1,290.0 705.0 538.0Pozos terminados 727.0 742.0 656.0 659.0 729.0 1,150.0 1,303.0 1,034.0 1,238.0 823.0 535.0 Pozos exploratorios 103.0 74.0 69.0 49.0 65.0 75.0 39.0 33.0 37.0 38.0 24.0 Productivos 42.0 39.0 32.0 26.0 27.0 29.0 23.0 16.0 21.0 23.0 8.0 % éxito 41.0 53.0 46.0 53.0 42.0 39.0 59.0 48.0 57.0 61.0 33.0 Pozos de desarrollo 624.0 668.0 587.0 610.0 664.0 1,075.0 1,264.0 1,001.0 1,201.0 785.0 511.0 Productivos 581.0 612.0 541.0 569.0 612.0 1,014.0 1,200.0 955.0 1,159.0 747.0 484.0 % éxito b 94.0 92.0 92.0 94.0 92.0 94.0 95.0 95.0 97.0 95.9 94.9Equipos perforación c 132.4 115.8 103.1 115.8 143.0 175.9 129.9 127.6 135.7 139.0 106.5Equipos exploratorios 40.4 27.3 23.4 20.0 30.0 25.6 19.4 16.8 17.0 20.8 14.7Equipos de desarrollo 92.0 88.5 79.7 95.7 112.9 150.3 110.5 110.8 118.6 118.2 91.7Kilómetros perforados 2,106.0 2,004.0 1,858.0 1,798.0 2,199.0 3,770.0 2,532.0 2,494.0 3,007.0 1,627.0 1,412.6Profundidad promedio por pozo (m) d 2,692.0 2,828.0 2,771.0 2,744.0 2,748.0 2,494.0 2,605.0 2,418.0 2,429.0 2,710.0 2,737.5Campos descubiertos e 24.0 16.0 13.0 14.0 14.0 13.0 5.0 8.0 9.0 10.0 6.0 Aceite 8.0 3.0 2.0 4.0 6.0 6.0 2.0 2.0 2.0 5.0 2.0 Gas 16.0 13.0 11.0 10.0 8.0 7.0 3.0 6.0 7.0 5.0 4.0Campos en produción 355.0 357.0 364.0 352.0 345.0 394.0 405.0 416.0 449.0 454.0 448.0Pozos en explotación f 5,286.0 5,683.0 6,080.0 6,280.0 6,382.0 6,890.0 7,476.0 8,315.0 9,439.0 9,836.0 9,557.6Producción promedio de hidrocarburos totales por pozo (bd) 833.0 774.0 729.0 699.0 622.0 549.0 508.0 448.0 392.0 371.4 370.2

ConceptoDatos anuales

45

FIGURA 3. 3 CAMPOS PRODUCTORES EN OPERACIÓN Y POR TIPO, 2004-2014

(Número)

FUENTE: SENER con información de PEMEX Exploración y Producción.

Inversiones en Petróleos Mexicanos

En 2014, la inversión total ejercida por PEMEX y organismos subsidiarios fue de 356,768 millones de pesos, sin considerar la inversión financiera por 2,010.5 millones de pesos. De este total, el 84.6% se asignó a PEP, 11.1% a Pemex-Refinación (PR), 2.1% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica (PGPB); 1.3% a Pemex-Petroquímica (PPQ) y 0.8% a Pemex-Corporativo.

La inversión ejercida correspondiente a PEP fue de 301,682 millones de pesos, importe 4.9% mayor al el año previo, resultado de mayores inversiones en los proyectos Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Aceite Terciario del Golfo, Tsimin Xux, Burgos, Crudo Ligero Marino, que en conjunto significaron 53.5% de la inversión de este organismo subsidiario.

Considerando que la mayor inversión se distribuyó a PEP, ésta estuvo enfocada a las siguientes actividades: la terminación de pozos de desarrollo e inyectores; construcción y modernización de infraestructura; mantenimiento de presión mediante la inyección de nitrógeno y reinyección de gas amargo; aprovechamiento de gas, recuperación de calor, e infraestructura para deshidratación de crudo; reparaciones mayores a pozos e instalación de la infraestructura para el manejo y distribución de la producción; recuperar reservas remanentes de aceite así como el desarrollo de los campos nuevos.

Durante 2014, en PR se ejerció una inversión de 39,767 millones de pesos, monto mayor en 33.5% a lo ejercido el anterior. Los proyectos de inversión por parte de PR han estado orientados a satisfacer las necesidades de consumo interno de combustibles, optimizar los canales de distribución, modernizar y mejorar la confiabilidad operacional de sus instalaciones, así como aumentar los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, entre otros. Dicha inversión estuvo enfocada principalmente al Proyecto calidad de combustibles (Fase gasolinas, Fase diesel Cadereyta y Fase diesel resto del SNR); Proyecto Integral Tuxpan-México; Reconfiguración de la refinería de Salamanca; Implantación del Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA) de la Red Nacional de Ductos de PEMEX-Refinación.

En 2014, en PGPB se ejercieron 7,549 millones de pesos, 39.7% más que lo destinado en 2013. La cartera de proyectos está diseñada de tal forma que le permita contar con una infraestructura de proceso adecuada que le permita aprovechar la oferta de hidrocarburos de PEP, tener flexibilidad operativa en el sistema de transporte de gas natural y gas licuado, así como atender la demanda de sus productos.

221 214 214 200 191 220 235 251 266 272 262

134 143 150 152 154174 170 165

183 182 186

355 357 364 352 345

394 405 416449 454 448

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Campos de crudo y gas asociado Campos de gas no asociado Total campos productores

46

TABLA 3. 6 INVERSIÓN EN CAPITAL DE LA INDUSTRIA PETROLERA, 2008-20141

(Millones de pesos corrientes)

1 Cifras en flujo de efectivo e incluyen mantenimiento capitalizable. 2 La inversión programable solamente considera inversión física. 3 Para fines de referencia, las conversiones cambiarias de pesos a dólares de los E.E.U.U. se han realizado al tipo de cambio

de 2014 de Ps. 14.718=US$1.00. FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.

Durante 2014, la inversión ejercida por parte de PPQ fue de 4,765 millones de pesos, monto 19.0% superior en comparación con 2013. Los proyectos a los que se destinaron mayores recursos fueron: modernización y ampliación del tren de aromáticos del Complejo Petroquímico Cangrejera; mantenimiento de la capacidad de producción de la planta de etileno del Complejo Petroquímico Cangrejera; sostenimiento de la capacidad de producción de derivados de Etano IV en el Complejo Petroquímico Morelos y sostenimiento de la capacidad de producción de derivados de Etano II.

Finalmente, el Corporativo de Petróleos Mexicanos ejerció 3,006 millones de pesos, 76.1% más que los recursos ejercidos al año anterior. Entre los proyectos de mayor asignación de recursos están: evolución estratégica de la red y servicios de telecomunicaciones, fortalecimiento de las capacidades operativas de PEMEX, equipamiento de unidades médicas, renovación de instalaciones en unidades médicas y otros proyectos diversos.

3.1.4. Producción de petróleo

En 2014, la producción de petróleo crudo fue 2,428.826 mbd, 3.7% menor al año anterior, resultado de una menor producción del Activo de Producción Cantarell y en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, así como el incremento de la relación gas-aceite en el campo Ku, lo anterior no se compensó con el desarrollo de los campos.

La producción promedio de crudo pesado fue 1,265.5 mbd, cifra menor en 7.3% a la presentada en 2013, atribuible a una disminución de la producción del campo Sihil del Activo de Producción Cantarell, la cual disminuyó 52.5 mbd; además de la reducción de 47.8 mbd del campo Ku del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. Aun así, la producción de crudo pesado participó con el 52.1% de la producción total de petróleo.

La obtención de crudo ligero alcanzó 864.2 mbd, 2.0% superior a la obtenida en 2013, debido a una mayor producción del campo Tsimín del Activo de Producción Litoral de Tabasco y en el campo Onel del Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc, en los que se obtuvieron 37 mbd y 23.5 mbd, respectivamente, más que en 2013. La participación del crudo ligero en el total de crudo extraído fue 35.6%.

26 Excluye líquidos de gas.

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Total Inversión Presupuestaria2/3/ 201,741 251,882 268,600 267,261 311,992 328,572 356,768

Pemex-Exploración y Producción 178,105 226,802 239,409 235,942 274,745 287,663 301,682

Pemex-Refinación 17,380 18,526 22,636 25,157 28,944 29,794 39,767

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 4,203 3,941 3,887 3,019 4,468 5,405 7,549

Pemex-Petroquímica 1,614 2,053 2,462 2,426 2,892 4,003 4,765

Corporativo de PEMEX 439 560 206 717 943 1,707 3,006

ConceptoDatos anuales

47

La producción de crudo superligero fue 299.0 mbd, 3.5% inferior a la registrada en 2013. Destacó la disminución en la producción en los campos Pijije y Sen del Activo de Producción Samaria-Luna, en 16 mbd y 15.5 mbd, respectivamente; además, del campo May del Activo de Producción Litoral de Tabasco que produjo 8.1 mbd menos que el año previo. La participación de este crudo en la producción total fue 12.3%, (véase Tabla 3. 7).

TABLA 3. 7 PRODUCCIÓN NACIONAL DE CRUDO POR TIPO, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

a A partir de 2004, el tipo de crudo se clasifica desde el pozo.

FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.

Del total de producción nacional de crudo, en la región Marina Noreste se obtuvieron 1,231.6 mbd, 5.5% menor que en 2013, resultado de la declinación natural en la producción y el incremento en el flujo fraccional de agua en el Activo de Producción Cantarell y aumento de la relación gas-aceite del campo KU, del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap.

La extracción de petróleo crudo en la región Marina Suroeste, alcanzó 619.8 mbd, 4.5% superior a lo obtenido en 2013. Cabe destacar que fue la única región que presentó un incremento en la producción de crudo en los dos Activos de Producción que la conforman. El desarrollo del campo Tsimin y Xux del Activo de Producción Litoral del Tabasco presentaron una producción adicional. Asimismo, por una mayor producción asociada a los campos Onel, Ixtal y Chuhyk del Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc.

Al cierre de 2014, en la región Sur se obtuvieron 452.4 mbd, 5.9% menos que en el año previo, como resultado de la declinación de todos Activos de Producción que integran esta región. Así como el incremento en el flujo fraccional de agua en los Activos Cinco Presidentes y Bellota-Jujo.

Por su parte, en la región Norte, la producción promedió 125.0 mbd de crudo, lo que significó una disminución de 13.7% respecto a 2013, que resultó 19.9 mbd inferior en relación al año anterior, originado por la menor producción por terminaciones y mantenimiento de pozos en el activo Aceite Terciario del Golfo, así como en una reducción de 37.0% en la producción de Burgos, principalmente, (véase Figura 3. 4 y Tabla 3. 8).

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total crudo a 3,382.9 3,333.3 3,255.6 3,075.7 2,791.6 2,601.5 2,577.0 2,552.6 2,547.9 2,522.1 2,428.8 -3.7% -3.3

Pesado 2,458.0 2,387.0 2,243.8 2,039.4 1,765.6 1,520.0 1,464.0 1,417.1 1,385.0 1,365.1 1,265.5 -7.3% -6.4 Ligero 789.6 802.3 831.5 837.7 815.5 811.8 792.3 798.3 834.0 847.1 864.2 2.0% 0.9 Superligero 135.3 144.1 180.4 198.6 210.4 269.7 320.7 337.2 328.9 310.0 299.0 -3.5% 8.3

tmca2004-2014Concepto

Variación2014/2013

48

FIGURA 3. 4 PRODUCCIÓN DE CRUDO POR TIPO Y REGIÓN, 2014

(Miles de barriles diarios)

Nota: Cifras pueden no coincidir debido al redondeo.

FUENTE: SENER con información de PEMEX.

TABLA 3. 8 PRODUCCIÓN NACIONAL DE PETRÓLEO CRUDO POR REGIÓN Y ACTIVO, 20041-2014

(Miles de barriles diarios)

1 A partir de 2004, la estructura administrativa de PEMEX Exploración y Producción cambió a activos integrales, por lo que las cifras de años anteriores fueron ajustadas.

Nota: El Activo Integral Aceite Terciario del Golfo se creó en 2008, por lo que sus campos asociados se desincorporaron del Activo Integral Poza Rica-Altamira.

FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.

Crudo pesado, 94.2%

Crudo ligero, 5.8%

Crudo ligero, 81.6%

Crudo superliger

18.4%

Crudo pesado,

7.7%

Crudo ligero, 52.5%

Crudo superliger

39.8%

Crudo pesado,

7.7%

Crudo ligero, 52.5%

Crudo superliger

39.8%

Producción125.0 mbd

Producción619.8 mbd

Producción1,232 mbd

Producción452.4 mbd

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Total crudo 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792 2,601 2,577 2,553 2,548 2,522.1 2,428.8 -3.7% -3.3

Región Marina Noreste 2,441 2,357 2,205 2,018 1,746 1,493 1,397 1,343 1,309 1,303.6 1,231.6 -5.5% -6.6

Cantarell 2,136 2,035 1,801 1,490 1,040 685 558 501 454 439.8 374.9 -14.7% -16.0

Ku-Maloob-Zaap 304 322 404 527 706 808 839 842 855 863.8 856.7 -0.8% 10.9

Región Marina Suroeste 388 396 475 506 500 518 544 561 585 592.9 619.7 4.5% 4.8

Abkatún-Pool-Chuc 322 300 332 312 308 305 296 276 266 293.6 299.3 1.9% -0.7

Litoral de Tabasco 66 96 143 194 192 212 248 284 319 299.2 320.4 7.1% 17.0

Región Sur 473 497 491 465 459 498 532 531 508 480.8 452.4 -5.9% -0.4

Cinco Presidentes 38 39 39 45 47 57 72 83 96 93.1 89.1 -4.2% 9.0

Bellota-Jujo 212 224 219 190 175 172 160 143 130 134.3 124.8 -7.0% -5.2

Macuspana-Muspac 41 38 40 44 52 69 82 81 77 80.9 77.0 -4.9% 6.5

Samaria-Luna 182 195 193 187 185 200 218 223 205 172.5 161.4 -6.4% -1.2

Región Norte 81 84 84 87 87 93 104 119 145 144.9 125.0 -13.7% 4.4

Burgos - - - - - - 1 3 5 8.0 5.0 -37.0% n.a.

Poza Rica-Altamira 79 82 83 85 56 59 57 60 68 61.5 59.8 -2.7% -2.8

Aceite Terciario del Golfo - - - - - 30 41 53 69 66.2 48.8 -26.3% n.a.

Veracruz 2 2 1 2 2 5 5 3 4 9.3 11.4 22.7% 21.0

tmca2004-2014Concepto

Variación2014/2013

Datos anuales

49

3.2. Distribución de petróleo

En 2014 el volumen de petróleo distribuido fue 2,310 mbd, de este total, 1,161 mbd se destinaron a consumo interno, lo que representó 50.3% del volumen total distribuido; el 49.7% restante, 1,149 mbd, se envió a terminales de exportación. La distribución de crudo a refinerías disminuyó en 5.5% en relación a 2013, ello se dio como consecuencia de un menor proceso en las refinerías, con excepción de Tula. Mientras que el crudo destinado a terminales de exportación se redujo 3.5%, debido a una baja en la producción se tuvo una menor disponibilidad de crudo después del envío a refinerías, (véase Figura 3. 5).

FIGURA 3. 5 DISTRIBUCIÓN DE PETRÓLEO POR DESTINO, 2004 Y 2014

(Miles de barriles diarios)

*Incluye pesado de Altamira FUENTE: SENER, con información de la Base de Datos Institucional de PEMEX.

Del volumen total de petróleo destinado a refinerías, el 57.5% corresponde al tipo ligero y 42.5% a pesado. Respecto al tipo de petróleo enviado a terminales de exportación, el 78.0% correspondió a crudo pesado, 11.7% a crudo ligero y en menor porcentaje fue el superligero con 8.0%.

FIGURA 3. 6 DISTRIBUCIÓN DE PETRÓLEO POR TIPO 2014

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: SENER, con información de la Base de Datos Institucional de PEMEX.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014A terminales exportación* 1,874 1,833 1,789 1,701 1,407 1,232 1,358 1,343 1,268 1,190 1,149A refinerías 1,258 1,275 1,242 1,231 1,216 1,264 1,191 1,172 1,211 1,229 1,161A la Cangrejera 134 131 122 126 131 97A maquila 97 81 80

493.4

667.7

895.3

134.0 92.4 26.80

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1,000

Pesado Ligero Pesado Ligero Superligero Pesado R. NorteAltamira

A Refinerías 1,161 mbd

A Terminales de Exportación 1,149 mbd

50

3.3. Sistema Nacional de Refinación

Capacidad de refinación

La complejidad de una refinería depende de los diferentes procesos con los que cuenta y, en este sentido, la capacidad de refinación se verá reflejada a partir de la intensidad del uso de dichos procesos. En México, Las actividades que PEMEX lleva a cabo a través del SNR están enfocadas a incrementar la capacidad de refinación que permitan abastecer el mercado interno de combustibles mediante la red de producción, la cual está constituida por seis refinerías.

Cada una de las refinerías consta de un número determinado de procesos, uno de ellos es la destilación atmosférica instalada, de la cual se obtienen, entre otros productos, gasolinas, kerosenos y diesel. Los datos indican que entre 2004 y 2014 este proceso aumento 62.0 mbd, para situarse en 1,062 mbd en 2014. Dadas las características tecnológicas de las refinerías de Salina Cruz y Tula, son las que presenta los mayores volúmenes de destilación atmosférica instalada.

La capacidad de hidrodesulfuración en el SNR pasó de 987 mbd en 2004 a 1,060 mbd en 2014. Dependiendo del tipo de crudo alimentado a las refinerías, serán los esfuerzos destinados por remover una mayor cantidad de azufre contenido en el mismo. Las refinerías con mayor capacidad de hidrodesulfuración son Tula y Cadereyta principalmente. No obstante, de 2004 a 2014, Tula redujo este proceso en 50.0 mbd mientras que Cadereyta lo aumentó en 42.5 mbd. La mayor actividad en esta última, se asocia al tipo de crudo que alimenta a la refinería, el cual es del tipo pesado amargo y es necesario remover mayor cantidad de azufre.

En tanto que la capacidad instalada de desintegración catalítica, que en 2004 fue de 375 mbd, aumentó a 423 mbd en 2014. La capacidad instalada de coquización que poseen las refinerías de Cadereyta y Madero, así como la entrada en operación de la planta coquizadora de Minatitlán, contribuyeron a que la capacidad instalada de este proceso aumentara de 100 a 156 mbd en 2014. Respecto al proceso de alquilación, éste aumentó en 10 mbd de 2004 a 2014; en tanto que la capacidad instalada de las plantas de reformación catalítica se redujo en el mismo periodo, para finalizar con 279 mbd. Es importante considerar que, eventos como mantenimientos correctivos, salida de operación de plantas de FCC por falta de carga, paros correctivos, retraso en la rehabilitación general programada, entre otros, afectaron la utilización de algunos procesos.

TABLA 3. 9 CAPACIDAD INSTALADA POR REFINERÍA Y POR PROCESO, 2004 Y 2014

(Miles de barriles diarios)

* No incluye la planta hidrodesulfuradora de residuales de Salamanca y Tula (H-OIL).

FUENTE: PEMEX Refinación.

3.3.1. Proceso de petróleo en el SNR

En 2014, el SNR procesó un total de 1,155.1 mbd de petróleo crudo, volumen menor en 5.6% en relación a 2013, el menor volumen estuvo relacionado con problemas operativos en algunas plantas. Con excepción de la refinería de Tula, el resto de las refinerías redujo el volumen de crudo procesado debido a factores como altos inventarios de combustóleo, gasóleos de coque y gasolina amarga, así como a mantenimientos correctivos.

tmca2004 2014 2004 2014 2004 2014 2004 2014 2004 2014 2004 2014 2004 2014 2004 2014 SNR

Destilación atmosférica 275 275 190 177 185 285 245 220 330 330 315 315 - - 1,540 1,602 0.4

Desintegración catalítica 90 90 61 61 24 72 40 40 80 80 80 80 - - 375 423 1.2

Reductora de viscosidad 50 N/D N/D N/D N/D N/D N/D 50 50 41 41 - - 141 91 -4.3

Reformación catalítica 46 46 45 30 48 49 47 39 50 50 65 65 - - 301 279 -0.8

Alquilación e isomerización 23 23 13 22 14 42 14 14 28 28 24 25 28 - 144 154 0.7

Hidrodesulfuración* 187 229 142 142 100 188 125 117 165 165 269 219 - - 987 1,060 0.7

Coquización 50 50 50 50 N/D 56 - - - - - - - - 100 156 4.5

Salina Cruz Tula CPQ SNRProceso

Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca

51

FIGURA 3. 7 PROCESO DE CRUDO POR REFINERÍA 2013 Y 2014

(Por ciento)

FUENTE: SENER, con información de la Base de Datos Institucional de PEMEX.

En cuanto a la participación por calidad de crudo dentro del consumo en las refinerías, 651.9 mbd fueron de crudo ligero, 56.4% del total; y 503.2 mbd de crudo pesado y reconstituido, es decir, 43.6% del total. El 64.9% del proceso de crudo pesado se llevó a cabo en Cadereyta, Madero y Minatitlán, en tanto que el mayor volumen de proceso de crudo ligero se realizó en Salamanca, Tula y Salina Cruz, que en conjunto representan el 79.5%.

TABLA 3. 10 PROCESO DE CRUDO POR REFINERÍA, 2013 Y 2014

(Miles de barriles diarios)

*Incluye crudo despuntado, pentanos, nafta ligera de Cangrejera, nafta ligera de Cactus, gasolina de Poza Rica y Madero.

FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.

3.3.2. Producción de petrolíferos

En 2014, la producción de petrolíferos en el SNR fue de 995.7 mbd de petróleo crudo equivalente (mbdpce), lo que representó una reducción de 5.8% a lo registrado en 2013, resultado de un menor volumen de crudo enviado y procesado en refinerías, reflejando una menor producción de todos los petrolíferos. La producción de gasolinas se vio afectada por mantenimientos correctivos y paros en plantas de destilados intermedios en las seis refinerías, de tal forma que en 2014 la elaboración de este combustible fue de 339.1 mbd, 3.7% menor a lo obtenido en 2013. Por centro de trabajo, la mayor producción de gasolinas se reportó en Salina Cruz, Tula y Cadereyta con 75.2, 71.7 y 60.8 mbdpce; en contraparte, la menor producción fue en Minatitlán, Salamanca y Madero; situación que se vio reflejada en un aumento en la importación de este combustible, (véase Figura 3. 8 y Figura 3. 9).

Cadereyta, -4.3%

Madero,-14.1%

Minatitlán, -8.3%

Salamanca, -12.1%

Salina Cruz, -4.5%

Tula, 3.6%

-16.0%

-14.0%

-12.0%

-10.0%

-8.0%

-6.0%

-4.0%

-2.0%

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%2014

Cadereyta,0.6%

Madero, 1.6%

Minatitlán, 7.2%

Salamanca, 8.5%

Salina Cruz, 10.0%

Tula, -11.4%-15.0%

-10.0%

-5.0%

0.0%

5.0%

10.0%

15.0%

2013

2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014

Pesado 101.0 95.0 112.5 101.6 121.5 129.8 27.2 28.8 87.5 86.4 42.7 55.9 492.4 497.5

Ligero 87.8 85.8 17.2 9.8 61.3 37.7 164.8 139.5 194.9 183.3 201.5 195.8 727.6 651.9

Reconstituido* 2.5 2.7 1.6 3.1 4.0 5.8

Total 188.8 180.7 129.8 111.5 182.8 167.6 194.5 171.0 282.4 269.6 245.8 254.7 1,224.1 1,155.1

Proceso de petróleo crudo por refinería

ConceptoCadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula SNR

52

FIGURA 3. 8 PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS EN EL SNR, 2004-2014

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

386.2

352.2

339.1396.9

289.9 279.6

20.9 43.2 39.0

324.4

313.2

286.4

60.1 58.851.7

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Gasolinas

Combustóleo

Gasolinas

Combustóleo

Diésel

Turbosina

Coque de Petróleo

Gasolinas

Combustóleo

Gasolinas

Combustóleo

Diésel

Turbosina

Coque de Petróleo

53

FIGURA 3. 9 PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS POR REFINERÍA, 2013 Y 2014

(Miles de barriles de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

En 2014, la producción de destilados intermedios, como el diesel y la turbosina, también presentó una reducción con relación a 2013 de 8.6% y 12.2%, respectivamente, alcanzando un total de 286.4 mbdpce en el caso del diesel y de 51.7 mbdpce para la turbosina; resultado de mantenimiento correctivo en plantas y reducción de carga a plantas en refinerías. La mayor producción de diesel se obtuvo en Cadereyta con 61.0 mdbpce y de turbosina en Salina Cruz con 14.5 mbdpce.

En cuanto a la producción de combustibles residuales, la producción de combustóleo decreció en 3.6% en 2014, con lo que se ubicó en 279.6 mbdpce, como resultado de las acciones para producir más destilados en las reconfiguraciones del SNR. Con respecto al coque de petróleo, se alcanzó una producción de 39.0 mbdpce, significando una reducción de 9.6% respecto al año anterior. Las refinerías del SNR que cuentan con reconfiguraciones de coquización retardada, en donde se produce este derivado son Cadereyta, Madero y Minatitlán, esta última fue la que reportó la mayor producción de coque con 16.5 mbdpce.

Rendimientos de producción

La estructura de una refinería y sus características de funcionamiento están determinadas, entre otros, por el tipo de crudo disponible, demanda del producto, calidad del producto, normativa y estándares ambientales, especificaciones y requisitos del mercado para los productos refinados. De acuerdo con lo anterior, en 2014 los mayores rendimientos obtenidos fueron de productos ligeros e intermedios, no obstante que se

62.8 69.0

3.4 14.0 13.4

60.8 61.0

3.5 16.4

12.5

Gasolinas Diesel Turbosina Combustóleo Coque depetróleo

42.6

33.5

7.2

12.4 13.6

33.3 30.7

4.7

20.4

10.1

Gasolinas Diesel Turbosina Combustóleo Coque depetróleo

66.5

44.4

21.7

83.5

-

71.7

42.5

20.0

85.3

-

Gasolinas Diesel Turbosina Combustóleo Coque depetróleo

53.6

44.3

10.3

49.9

-

46.7

38.7

8.9

41.8

-

Gasolinas Diesel Turbosina Combustóleo Coque depetróleo

46.7

63.0

0.1

21.0 16.2

51.5 57.1

-

16.0 16.5

Gasolinas Diesel Turbosina Combustóleo Coque depetróleo

80.1

59.0

16.1

109.1

-

75.2

56.3

14.5

99.5

-

Gasolinas Diesel Turbosina Combustóleo Coque depetróleo

Cadereyta

Tula

Salamanca

Madero

Minatitlán

Salina Cruz

54

reportaron desviaciones en el rendimiento de gasolinas, derivado de la gestión de las operaciones y paros no programados de plantas de proceso del SNR.

Las refinerías con los mayores rendimientos de gasolina y diesel fueron Cadereyta, Madero y Minatitlán, debido en gran medida a que estas refinerías cuentan con procesos de alta conversión que permiten un mayor aprovechamiento de crudos pesados y fondos de barril. De acuerdo con lo anterior, estos mismos centros de trabajo fueron en donde se presentan los menores rendimientos de combustóleo, (véase Figura 3. 10).

FIGURA 3. 10 RENDIMIENTOS DEL CRUDO EN LA PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS, 2014

(Distribución porcentual)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX.

Estaciones de servicio

Para llevar a cabo la comercialización de combustibles en el sector autotransporte, al cierre de 2014 estuvieron operando 10,830 estaciones de servicio, 4.0% más que las existentes en 2013. El 21.8% de éstas se ubicaron en el Estado de México, Jalisco y Veracruz. Otros estados con representatividad de nuevas estaciones de servicio fueron, Nuevo León, Guanajuato, Baja California, Chihuahua, Tamaulipas y Sonora, (véase Figura 3. 11).

33.6%

37.1%

32.9%

34.0%

36.0%

40.6%

20.9%

34.1%

22.7%

16.7%

27.6%

33.8%

34.2%

8.9%

22.7%

31.0%

17.0%

8.4%

5.6%

5.4%

8.1%

4.4%

2.0%

5.7%

19.9%

16.4%

10.2%

15.0%

15.2%

Salina Cruz

Minatitlan

Salamanca

Tula

Madero

Cadereyta

Gasolinas Diesel Combustóleo Turbosina Otros petrolíferos

55

FIGURA 3. 11 ESTACIONES DE SERVICIO POR ENTIDAD FEDERATIVA, 2004 Y 2014

(Número de estaciones)

FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.

3.4. Demanda de petrolíferos

En 2014, la demanda total de petrolíferos fue de 1,346.5 mbdpce, lo que significó una disminución de 5.9% respecto a 2013. El 78.6% de la demanda correspondió al sector transporte; la evolución del parque vehicular a gasolina y diesel es el factor principal asociado a este comportamiento. En el caso del sector industrial, la sustitución de combustibles y el uso de energías alternativas, así como la aplicación de programas de eficiencia energética fueron factores que contribuyeron a una disminución en la demanda de

61

96

101

122

128

136

143

162

158

185

189

181

206

184

205

227

227

257

357

389

402

433

443

488

507

507

514

510

639

623

778

858

66

101

102

125

137

140

149

165

165

188

191

193

211

217

219

232

242

267

358

413

414

460

462

506

513

524

527

530

649

649

815

900

Campeche

Tlaxcala

Colima

Aguascalientes

Nayarit

Morelos

Baja California Sur

Quintana Roo

Tabasco

Zacatecas

Guerrero

Durango

Oaxaca

Querétaro

Yucatán

San Luis Potosí

Chiapas

Hidalgo

Distrito Federal

Coahuila

Michoacán

Puebla

Sinaloa

Sonora

Tamaulipas

Chihuahua

Baja California

Guanajuato

Nuevo León

Veracruz

Jalisco

México

20142013Total 2014= 10,830Total 2013 = 10,416

56

petrolíferos. En cuanto al sector eléctrico, la política de retiro de centrales convencionales redujo el consumo de combustóleo, utilizando más gas natural y energías renovables, (véase Figura 3. 12).

FIGURA 3. 12 DEMANDA DE PETROLÍFEROS POR SECTOR, 2004-2014

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Elaborado por SENER, IMP con información de PEMEX, SE y empresas privadas.

El nivel de demanda en 2014 fue el más bajo registrado en los últimos diez años, al presentar una tasa promedio anual de -0.1%; a excepción del sector transporte, la tendencia del resto de los sectores ha mostrado una disminución.

3.4.1. Sector Transporte

La demanda de petrolíferos del sector transporte en 2014 alcanzó 1,193.5 mbd. El mayor consumo se presentó en la región Centro representando 26.7% del total, mientras que la región de menor consumo fue la Noroeste con 12.8%. Este comportamiento se asocia con la movilidad de carga y pasajeros en los centros urbanos, (véase Tabla 3. 11).

TABLA 3. 11 VENTAS REGIONALES DE PETROLÍFEROS AL SECTOR TRANSPORTE, 2014

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de ASA, SCT, PEMEX y SENER.

853.1 902.7 968.1 1,025.8 1,069.6 1,037.1 1,057.4 1,063.6 1,077.8 1,058.9 1,058.0

308.7320.0 253.0

245.7 218.4 215.1 197.9 219.5 247.0 224.0 151.5133.2

129.9 128.9134.1 115.9

98.4 90.7 93.792.2 97.4

88.364.8

62.7 56.057.5 57.1

56.3 50.4 51.1 46.7 51.248.7

1,359.81,415.3 1,406.1

1,463.0 1,460.91,406.9 1,396.4 1,427.9 1,463.7 1,431.5

1,346.5

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Sector transporte Sector eléctrico Sector industrial Sector petrolero

Gasolinas Diesel Turbosina Intermedio 15Total 776.3 350.4 66.5 0.2 1,193.5Noroeste 95.3 50.5 7.3 0.00 153.2 12.8%Noreste 142.1 83.2 5.9 0.00 231.2 19.4%Centro-Occidente 176.7 85.5 9.4 0.15 271.7 22.8%Centro 225.2 71.7 21.3 0.00 318.1 26.7%Sur-Sureste 137.0 59.5 22.6 0.08 219.3 18.4%

RegiónCombustible

Total Participación

57

Autotransporte

El autotransporte, es la modalidad de mayor preferencia en el país, tanto para el transporte de pasajeros como de carga. En 2014, este segmento consumió 1,099.9 mbd de combustibles automotrices, de los cuales el 70.6% fue de gasolinas y 29.4% de diesel, (véase Tabla 3. 12).

Un aspecto a considerar en el comportamiento del consumo en el autotransporte es el cambio de modalidad con base en los recorridos y tamaños de carga, en donde la finalidad es obtener mayores eficiencias de transporte en general. Así, se espera que, con las políticas de precios de los combustibles y los programas de movilidad en las ciudades y de cambio modal, se obtenga una estructura de consumo de gasolinas y diesel más racional.

TABLA 3. 12 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL AUTOTRANSPORTE, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

La región Centro concentró el 29.0% del consumo de gasolinas, de igual forma es en donde se presenta la mayor concentración de parque vehicular, no obstante, fue la región que presentó el crecimiento medio anual más bajo en el consumo de este petrolífero en los últimos diez años en comparación con el resto de las regiones. Respecto a la demanda de diesel, el 25.1% lo consumió la región Cetro-Occidente, ubicándose como la de mayor consumo, resultado de la mayor actividad económica desarrollada en esta región, (véase Tabla 3. 13 y Tabla 3. 14).

TABLA 3. 13 DEMANDA REGIONAL DE GASOLINAS EN EL SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación.

TABLA 3. 14 DEMANDA REGIONAL DE DIESEL EN EL SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación y SCT.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 880.0 933.1 1,003.5 1,062.2 1,112.1 1,095.2 1,114.1 1,116.3 1,129.9 1,107.4 1,099.9 2.3Gasolinas 636.1 671.5 718.3 760.3 792.0 791.9 801.6 799.1 803.2 786.9 776.3 2.0Diésel 243.9 261.6 285.2 301.9 320.1 303.3 312.5 317.2 326.7 320.5 323.6 2.9

tmca2004-2014

Datos anuales Combustible

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 636.1 671.5 718.3 760.3 792.0 791.9 801.6 799.1 803.2 786.9 776.3 2.0Noroeste 78.9 85.6 92.2 98.3 103.9 100.0 100.7 101.6 102.6 98.8 95.3 1.9Noreste 121.8 129.0 139.4 147.3 153.6 151.4 148.1 142.2 141.7 141.3 142.1 1.6Centro-Occidente 147.1 155.3 165.8 175.8 181.0 183.9 187.3 186.6 187.5 181.5 176.7 1.9Centro 194.3 200.6 210.4 218.6 224.8 223.9 229.3 230.6 230.2 226.7 225.2 1.5Sur-Sureste 94.0 101.0 110.5 120.3 128.6 132.6 136.2 138.1 141.2 138.5 137.0 3.8

tmca2004-2014Región

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 243.9 261.6 285.2 301.9 320.1 303.3 312.5 317.2 326.7 320.5 323.6 2.9Noroeste 29.7 33.0 36.7 39.0 41.2 37.7 38.2 40.7 43.2 42.8 43.1 3.8Noreste 55.3 60.9 68.6 73.6 80.4 73.7 76.2 76.9 78.5 76.7 78.2 3.5Centro-Occidente 62.5 66.1 69.9 73.2 76.0 75.0 79.1 80.3 81.5 80.8 81.1 2.6Centro 56.1 58.8 62.6 65.9 68.2 65.9 67.8 67.9 68.5 67.0 70.0 2.2Sur-Sureste 40.3 42.8 47.4 50.1 54.3 51.0 51.2 51.4 54.9 53.2 51.2 2.4

tmca2004-2014Región

Datos anuales

58

Parque vehicular

La variable más importante para determinar el comportamiento de la demanda de combustibles automotrices en el sector autotransporte es el parque vehicular. La evolución de éste en los últimos diez años ha sido dinámica, siendo 2014 el nivel más alto registrado, el cual fue de 29.6 millones de unidades. En este año, la estructura del parque vehicular estuvo conformada por 39.4% de camionetas, 23.7% de vehículos compactos y 19.1% de vehículos subcompactos. Si bien estas fueron las modalidades de mayor participación, una de las modalidades que ha mostrado una tendencia de crecimiento, después de las camionetas, es la de lujo y deportivo al presentar una tasa media anual de 7.2%.

TABLA 3. 15 ESTRUCTURA DEL PARQUE VEHICULAR, 2004-2014

(Millones de vehículos)

Nota: No incluye motocicletas y metrobús. FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de empresas privadas.

Del total de parque vehicular nacional registrado en 2014, el 96.3% correspondió vehículos con motor de gasolina, no obstante, en este año se registró una reducción de estos de 0.9% respecto a las unidades registradas en 2013. La región Centro fue en donde se presentó la mayor concentración con 9.0 millones de vehículos. En contraste, la región Noroeste presentó la menor cantidad, aun cuando en los últimos diez años ha presentado el mayor crecimiento medio anual de 7.5%, (véase Tabla 3. 16).

Es importante destacar que la región Noroeste y Noreste mostraron una mínima variación de crecimiento en relación a 2013, de 0.1% y 0.7%, respectivamente, por el contrario, la región Centro-Occidente, Centro y Sur-Sureste mostraron una reducción de 2.3%, 0.35 y 2.8%, en el orden mencionado.

TABLA 3. 16 EVOLUCIÓN DEL PARQUE VEHICULAR A GASOLINA, 2004-2014

(Millones de vehículos)

Nota: Se incluyen híbridos y motocicletas FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de empresas privadas.

La demanda de diésel en el autotransporte se destina principalmente al transporte de carga y pasajeros. En 2014 se contabilizó un parque vehicular con motor a diesel de 854.5 miles de vehículos, representando una participación de 2.8% del parque vehicular total nacional. La mayor concentración de estos vehículos a nivel regional se tuvo en la zona Centro, con 261.3 miles de unidades, seguida de la región Noreste con 208.5 mil unidades. En los últimos diez años estas regiones han registrado los mayores crecimientos promedios anuales de 3.1% y 3.3%, respectivamente.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 17.0 17.1 19.4 21.3 23.0 23.9 25.1 26.5 27.9 29.4 29.6 5.7Subcompacto 4.4 4.4 4.7 4.9 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.7 5.7 2.6Compacto 4.1 4.2 4.7 5.1 5.5 5.7 5.9 6.3 6.6 7.0 7.0 5.5Lujo y deportivo 1.3 1.2 1.5 1.7 1.8 1.9 2.1 2.2 2.4 2.5 2.6 7.2Camionetas 4.9 5.1 6.3 7.2 8.2 8.7 9.2 9.9 10.6 11.4 11.7 9.0Camionetas de uso intensivo 1.5 1.4 1.4 1.5 1.6 1.6 1.6 1.7 1.7 1.8 1.7 1.1Autobuses 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 2.9Camiones medianos 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -0.2Camiones pesados 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 2.8

Regióntmca

2004-2014 Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 16.5 16.7 19.2 21.2 23.1 24.2 25.2 26.8 28.4 30.1 29.8 6.1 Noroeste 1.8 1.7 2.2 2.5 2.8 2.9 3.1 3.3 3.6 3.7 3.7 7.5 Noreste 3.0 3.0 3.6 4.1 4.6 4.8 5.0 5.4 5.7 6.0 6.0 7.2 Centro-Occidente 3.5 3.6 4.1 4.5 4.9 5.2 5.4 5.8 6.2 6.6 6.4 6.1 Centro 5.8 6.1 6.6 7.0 7.5 7.8 7.9 8.2 8.6 9.1 9.0 4.6 Sur-Sureste 2.4 2.4 2.7 3.0 3.3 3.6 3.8 4.1 4.4 4.7 4.6 6.8

Región Datos anuales tmca

2004-2014

59

TABLA 3. 17 EVOLUCIÓN DEL PARQUE VEHICULAR A DIESEL, 2004-2014

(Miles de vehículos)

FUENTE: elaborado por IMP, con base en información de empresas privadas.

De 2013 a 2014 no se presentó una relación directa entre la estructura del parque vehicular a diesel y el comportamiento de la demanda de este combustible, en contraste con el parque de motor a gasolina y el consumo de la misma presentaron una tendencia similar. En 2014, la distribución del parque vehicular y de la demanda de combustibles en el sector autotransporte mostró un coeficiente de correlación de 0.97 en gasolinas y 0.83 en diesel.

Transporte aéreo

En 2014, las operaciones aéreas aumentaron 4.7% en relación al año anterior, debido al incremento en el número de pasajeros que se transportaron por vía aérea, de origen nacional e internacional. Lo anterior dio como resultado un incremento en la demanda de turbosina de 6.9% en este año. En las terminales de almacenamiento y reparto ubicadas en la región Sur-Sureste fue en donde se registró el mayor volumen de ventas de turbosina, las cuales fueron de 22.6 mbd, 33.5% más que en 2013, ubicándose como la región de mayor crecimiento, reflejo del incremento de operaciones del Aeropuerto de Cancún.

Las ventas de turbosina en la región Centro fueron de 21.3 mbd; 4.4% menos al año previo, con lo que, por primera vez en el periodo de estudio, no es la región que presenta el mayor volumen de ventas. No obstante, continúa siendo la región con el mayor número de operaciones aéreas realizadas tanto nacionales como internacionales, así como a una mayor conectividad e incremento en el número de aeronaves en las diferentes líneas aéreas. En la región Centro-Occidente se redujeron las ventas de turbosina en 12.7% respecto a 2013, mientras que en Noroeste y Noreste fueron favorables al registrar un aumento de 3.2% y 13.5%.

TABLA 3. 18 OPERACIONES POR TIPO DE AVIACIÓN, 2004-2014

(Miles de operaciones)

1 Se refiere a aeronaves en líneas aéreas con rutas e itinerarios establecidos. 2 Se refiere a aeronaves comerciales con rutas no concesionadas y/o fuera de itinerario, que operan esporádicamente. 3 Se refiere a taxis aéreos. 4 Se refiere a aeronaves privadas, oficiales, militares y aviación general con matrícula extranjera. FUENTE: ASA.

Una variable que influye de manera directa en las líneas aéreas, es el precio del combustible utilizado. En este sentido, se considera que con la caída mundial en los precios del petróleo las líneas aéreas se han visto beneficiadas, al existir una reducción en el precio de la turbosina, permitiendo con esto que ciertas aerolíneas bajen las tarifas comerciales en algunas rutas, favoreciendo esta industria.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 662.1 672.3 700.9 737.5 773.6 780.4 791.0 799.2 844.9 898.4 854.5 2.6 Noroeste 72.0 71.3 74.3 78.9 79.8 77.6 77.5 79.7 80.8 83.3 77.7 0.8 Noreste 150.1 154.4 163.3 175.8 185.4 186.9 190.1 192.8 205.0 218.9 208.5 3.3 Centro-Occidente 155.4 156.4 161.8 168.7 176.6 177.8 180.3 180.2 190.7 203.2 192.9 2.2 Centro 192.4 197.6 205.6 214.1 227.8 233.0 237.1 238.6 254.5 271.6 261.3 3.1 Sur-Sureste 92.1 92.6 95.8 100.1 104.0 105.2 106.0 108.0 113.7 121.5 114.0 2.2

Región Datos anuales tmca

2004-2014

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 1,526.2 1,569.2 1,696.6 1,899.4 1,828.5 1,626.6 1,650.3 1,633.5 1,683.3 1,700.2 1,780.6 1.6Comercial regular1 961.7 975.6 1064.5 1232.1 1164.9 988.5 960.6 922.7 979.2 1023.2 1091.3 1.3Charter2 33.8 31.4 30.7 31.2 27.6 20.3 16.6 17.0 13.7 12.7 10.2 -11.3Comercial no regular3 204.8 215.2 224.5 245.3 247.6 246.5 267.8 262.9 268.3 248.8 259.0 2.4Aviación general4 301.3 310.8 336.0 352.9 349.5 335.7 362.4 385.5 374.0 370.1 378.9 2.3Carga 24.7 36.1 40.9 37.9 38.9 35.6 42.9 45.4 48.1 45.4 41.2 5.2

Tipo Datos anuales tmca

2004-2014

60

TABLA 3. 19 DEMANDA REGIONAL DE TURBOSINA, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación.

Transporte marítimo y ferroviario

La demanda promedio de diésel en el transporte ferroviario en los últimos diez años ha sido de 12.8 mbd, presentando un ligero crecimiento de 0.8% de 2013 a 2014. En el ferrocarril de carga, los concesionarios han llevado a cabo inversiones destinadas a la modernización de la infraestructura ferroviaria e implementación de mayor tecnología en sus sistemas y trenes, lo que ha permitido mejorar las condiciones de eficiencia de operación, contribuyendo a generar más competitividad, así como la disminución de costos y al incremento de velocidad promedio en sus traslados27.

El transporte marítimo es un medio fundamental y eficiente para llevar a cabo el intercambio comercial de productos ya sea en mercados internacionales como nacionales, ya que tiene gran capacidad de carga y volumen, adaptabilidad para transportar cualquier tipo de productos. Lo anterior dio como resultado un mayor movimiento nacional de carga y pasajeros por vía marítima en 2014 y, consecuentemente, una mayor demanda de combustible, la cual fue de 14.0 mbd, volumen mayor en 2.1 % comparado con 2013.

TABLA 3. 20 DEMANDA DE DIESEL Y COMBUSTÓLEO EN DIFERENTES MODALIDADES

DEL TRANSPORTE, 2004-2014 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.

En 2014, la intensidad energética promedio del transporte ferroviario fue de 330.9 kilojoules por tonelada-kilómetro, en tanto que el transporte de carga por este medio fue de 80,683 millones de toneladas por kilómetro, (véase Figura 3. 13).

27 Informe sobre Acciones Relevantes de la SCT, enero 2013-junio 2015.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Total 57.8 58.7 61.2 67.9 65.0 55.0 55.8 56.1 59.3 62.2 66.5 1.4

Noroeste 7.2 7.4 7.5 7.6 6.3 6.1 6.6 6.4 6.5 7.1 7.3 0.2Noreste 4.5 4.3 4.7 9.5 6.7 5.2 4.4 5.2 6.2 5.2 5.9 2.7Centro-Occidente 11.2 12.3 13.1 10.6 10.4 8.6 8.2 7.4 8.2 10.7 9.4 -1.8Centro 21.2 21.6 22.5 23.5 22.5 21.6 22.3 23.0 23.5 22.2 21.3 0.0Sur-Sureste 13.6 13.1 13.5 16.7 19.1 13.5 14.4 14.1 14.9 17.0 22.6 5.2

tmca2004-2014Región

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total ferroviario 11.5 11.8 12.7 12.6 11.9 11.2 12.6 13.5 12.7 12.7 12.8 1.0

Diesel 11.5 11.8 12.7 12.6 11.9 11.2 12.6 13.5 12.7 12.7 12.8 1.0Total marítimo 14.9 16.3 16.0 15.8 18.7 13.5 14.4 16.8 15.8 13.8 14.3 -0.4

Diesel 13.5 14.7 14.8 14.6 17.8 12.8 13.5 16.1 15.6 13.7 14.0 0.4Combustóleo 1.4 1.5 1.2 1.2 1.0 0.7 0.8 0.7 0.2 0.0 0.2 -16.1

Combustible Datos anuales tmca

2004-2014

61

FIGURA 3. 13 TRANSPORTE DE CARGA E INTENSIDAD ENERGÉTICA DEL TRANSPORTE FERROVIARIO, 2004-2014

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de SCT.

3.4.2. Sector Eléctrico

El consumo de petrolíferos en el sector eléctrico presenta una disminución asociada al cambio de tecnologías de generación. Una de las estrategias contenidas en el Programa Nacional de Infraestructura 2014-2018, es el desarrollo de infraestructura de generación de electricidad para el mejor aprovechamiento de combustibles eficientes a un costo menor y bajo impacto ambiental. Ante este escenario, la generación eléctrica convencional con base en combustóleo se ha sustituido por generación eficiente con base en gas natural, es decir, ciclos combinados. Con ello, se tiene un menor consumo de combustibles pero se mantiene la oferta de energía eléctrica.

Sector eléctrico público (centrales legadas y centrales externas legadas)

En el marco de cumplir con el objetivo de ofrecer un servicio de energía eléctrica a un menor costo y de mayor calidad mediante procesos más limpios, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha mantenido la estrategia de continuar disminuyendo su consumo de combustibles caros y contaminantes, como el combustóleo28 y el diésel, por otros más baratos, por el uso de gas natural en centrales de generación convencional, así como de mantener el suministro oportuno de carbón a la centrales que operan con estos combustibles.

Como resultado de lo anterior, el consumo de combustóleo en la CFE se ha reducido 56.1%, en los últimos diez años, mientras que el de gas natural se incrementó 51.3%, el carbón aumentó en 30.0% y diesel 4.9%. De 2013 a 2014, se dejó de consumir 35.9% de combustóleo y 42.9% de diesel para le generación de energía eléctrica, en tanto que el uso de gas natural y carbón aumentó 3.2% y 3.0%, respectivamente.

28 El uso de gas natural es tres veces más barato y 68% menos contaminante.

69,92672,180 73,726

77,16974,582

69,185

78,770

79,728 79,353 79,353 80,683349.3 345.5

364.8

344.0333.3 333.9 330.6 358.0

336.2 336.2 330.9

0.0

50.0

100.0

150.0

200.0

250.0

300.0

350.0

400.0

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Mile

s d

e M

illo

nes

de

ton

elad

as-k

ilom

etro

Kilo

calo

rías

po

r to

nel

ada-

kiló

met

ro

Transporte de carga por ferrocarril Intensidad energética del transporte ferroviario de carga

62

Respecto a los productores independientes de energía, el principal combustible utilizado para la generación eléctrica es el gas natural, de 2004 a 2014 su consumo ha aumentado 92.7% y 7.6% de 2013 a 2014, siendo en este último año, el nivel máximo registrado con 298.3 mbdpce.

TABLA 3. 21 DEMANDA DE COMBUSTIBLES FÓSILES EN EL SECTOR ELÉCTRICO PÚBLICO, 2004-2014

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

1Organismo descentralizado extinto a partir del Decreto publicado el 11 de octubre de 2009 en el Diario Oficial de la Federación. Para fines del documento, se muestran por separado ya que si bien administrativamente los activos son operados por CFE, estos no forman parte de esta última.

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de CFE, PEMEX y SENER y empresas privadas.

Sector eléctrico privado

Las condiciones de mercado de los combustibles para la generación eléctrica, es un elemento que favorece el uso del gas natural y coque de petróleo, si se considera que, dependiendo del tipo de central, hasta el 80% del costo para generar la electricidad en las plantas que emplean combustibles fósiles depende del tipo de combustible y del precio del mismo. En función de eso, cuando los costos de los insumos que se utilizan para esta actividad bajan, eso permite generar energía eléctrica más competitiva.

El gas natural y el coque de petróleo son los combustibles de mayor uso por parte del sector eléctrico privado, el comportamiento en el consumo de estos combustibles ha mostrado una tendencia positiva en los últimos diez años, al registrar un crecimiento de 62.1% y 48.0%, respectivamente, debido a las eficiencias de transformación de las tecnologías de ciclo combinado; mientras que el consumo de combustóleo ha ido en descenso.

TABLA 3. 22 DEMANDA DE COMBUSTIBLES FÓSILES EN EL SECTOR ELÉCTRICO PRIVADO, 2004-2014

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de CRE, PEMEX y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Total 702.9 683.9 701.8 735.3 730.5 717.4 729.1 785.8 821.7 828.4 771.6 0.9

Comisión Federal de Electricidad 543.0 520.3 499.2 493.7 472.7 451.7 457.3 494.6 540.2 540.8 465.8 -1.5

Luz y Fuerza del Centro1 4.9 5.0 5.2 9.5 8.3 9.8 8.3 10.6 9.6 10.2 7.0 3.5

Producción independiente de Energía 155.0 158.6 197.5 232.1 249.5 255.8 263.5 280.6 271.9 277.5 298.8 6.8

Carbón 99.2 129.0 127.1 126.8 93.5 118.3 127.1 134.2 133.3 125.2 129.0 2.7

Comisión Federal de Electricidad 99.2 129.0 127.1 126.8 93.5 118.3 127.1 134.2 133.3 125.2 129.0 2.7

Combustóleo 276.4 288.5 221.3 217.5 192.0 186.6 168.1 190.0 211.9 189.4 121.3 -7.9

Comisión Federal de Electricidad 276.4 288.5 221.3 217.5 192.0 186.6 168.1 190.0 211.89 189.36 121.35 -7.9

Diesel 6.7 6.0 6.9 3.2 5.0 6.8 6.2 7.6 12.5 12.1 7.3 0.9

Comisión Federal de Electricidad 6.47 5.74 6.81 2.91 4.49 6.73 6.19 7.60 12.22 11.81 6.79 0.5

Producción independiente de Energía 0.22 0.25 0.04 0.30 0.56 0.04 0.01 0.03 0.31 0.33 0.56 9.6

Gas natural 300.2 289.9 344.7 387.5 407.0 430.2 436.5 461.1 463.4 493.3 517.8 5.6

Comisión Federal de Electricidad 140.5 126.6 142.1 146.2 149.8 164.7 164.7 170.0 182.2 206.0 212.5 4.2

Luz y Fuerza del Centro1 4.9 5.0 5.2 9.5 8.3 9.8 8.3 10.6 9.6 10.2 7.0 3.5

Producción independiente de Energía 154.8 158.4 197.4 231.8 248.9 255.8 263.5 280.6 271.6 277.1 298.3 6.8

Combustibletmca

2004-2014 Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 63.4 62.9 64.3 66.8 63.4 64.0 69.1 67.5 68.3 74.1 84.6 2.9Carbón - - 0.1 0.2 0.6 0.5 0.5 0.7 0.6 0.6 0.6 n.a.Coque de petróleo 12.0 12.9 14.8 14.7 14.1 14.1 17.4 16.8 17.39 17.8 17.7 4.0Combustóleo 13.2 11.8 9.2 9.0 5.5 5.8 4.4 3.2 3.70 3.0 2.9 -14.1Diesel 0.4 0.9 0.9 1.3 1.7 1.8 1.8 1.8 1.54 1.7 2.2 17.5Gas natural 37.7 37.4 39.3 41.7 41.4 41.7 45.0 44.9 45.1 51.0 61.2 5.0

Combustibletmca

2004-2014 Datos anuales

63

3.4.3. Sector Industrial

En 2014 se registró el nivel máximo en el consumo de combustibles en el sector industrial, el cual fue de 330.5 mbdpce, volumen mayor en 1.6% respecto a 2013, resultado de un mayor consumo de gas natural y coque de petróleo. Sin considerar el consumo de gas natural y gas LP, el coque de petróleo es el principal petrolífero de uso en el sector industrial, el cual es demandado, principalmente, en las ramas industriales intensivas como es la del cemento, metales básicos, química y productos metálicos eléctricos, por lo que sustituye en cierta medida a otros combustibles como el gas natural.

Al cierre de 2014, la demanda de coque de petróleo totalizó 51.9 mbdpce, cifra menor en 5.1% respecto al año anterior. Por otra parte, la demanda de combustóleo en el sector industrial registró una disminución importante de 40.4% comparada con 2013, resultado en gran medida de la sustitución de combustóleo por otros combustibles, (véase Tabla 3. 23).

TABLA 3. 23 EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL, 2004-2014

(Miles de barriles de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de CRE, PEMEX, SENER y empresas privadas.

En 2014, la intensidad energética en el sector industrial fue menor en relación a 2013, resultado de un mayor crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) manufacturero respecto a un consumo menor de combustibles. Esto implicó que, para producir un peso de PIB en 2014, se requirió un volumen menor de combustibles, (véase Figura 3. 14). Lo anterior se asocia a mejoras en eficiencia energética en procesos del sector industrial.

De igual manera, varias ramas del sector industrial han realizado conversiones en sus procesos para mejorar el rendimiento de los combustibles que emplean, lo que ha permitido reducir el consumo en los últimos diez años y en algunos casos permitir la sustitución de combustibles.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 313.3 310.1 320.8 327.0 303.9 266.7 283.8 298.8 306.6 325.4 330.5 0.5Combustóleo 67.5 65.4 52.7 49.2 38.3 32.2 26.0 22.5 15.4 11.8 7.0 -20.3Coque de petróleo 39.1 39.4 51.9 60.1 52.1 43.2 40.2 43.9 45.3 54.7 51.9 2.9Diesel 26.6 25.1 24.3 24.8 25.5 23.1 24.5 27.3 31.4 30.9 29.4 1.0Gas LP 18.9 18.9 19.9 19.5 18.5 18.2 19.3 18.0 18.3 19.9 19.7 0.4Gas natural 161.1 161.2 172.0 173.4 169.5 150.0 173.8 187.0 196.1 208.1 222.4 3.3

Combustibletmca

2004-2014 Datos anuales

64

FIGURA 3. 14 INTENSIDAD EN EL USO DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL Y EL PIB MANUFACTURERO

2004-2014 (Índice, 1999 = 100)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de CRE, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

En 2014, el sector petrolero consumió 48.7 mbdpce; 4.9% menor que en 2013. El combustible de mayor consumo fue el combustóleo, el cual es utilizado para la generación de calor y vapor en las plantas de servicios auxiliares en este sector, sin embargo, registró una tasa media anual de -5.9%, reflejado en una demanda de 26.2 mbdpce al final del año. El diésel es el segundo petrolífero de mayor uso en el sector petrolero, principalmente para servicios de transporte y generación eléctrica de respaldo; su consumo fue de 20.7 mbdpce al cierre de 2014, no obstante, significó una reducción de 6.7% comparado con 2013, (véase Tabla 3. 24).

TABLA 3. 24 DEMANDA TOTAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR PETROLERO, 2004-2014

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: SENER con base en información de PEMEX.

3.5. Comercio exterior de petróleo y petrolíferos

En 2014, el volumen comercializado de crudo de exportación presentó una reducción de 3.5% respecto a 2013, debido a la declinación en la producción del mismo. En cuanto al precio, en 2014 el del crudo pesado disminuyó 12.7% al pasar de 98.46 dólares por barril en 2013 a 86.00 dólares por barril en 2014.

100.0 96.1 95.2 96.1

90.4 86.3 84.7 85.2 84.3 86.5 86.3

100.0 102.7107.4 108.4 107.3

98.3

106.7111.6

116.1 117.4121.8

0

20

40

60

80

100

120

140

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Intensidad del uso de combustibles en el sector industrial y el PIB manufacturero, 2004-2014

PIB manufacturero

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 64.8 62.7 56.0 57.5 57.1 56.3 50.4 51.1 46.7 51.2 48.7 -2.8Gasolinas 0.6 0.5 0.6 0.5 0.5 0.6 0.6 0.7 1.0 1.1 1.7 11.2Diésel 15.8 16.4 15.0 17.1 17.6 19.9 19.1 17.6 19.8 22.2 20.7 2.7Combustóleo 48.4 45.8 40.5 39.8 39.0 35.8 30.7 32.8 25.9 27.9 26.2 -5.9

Combustibletmca

2004-2014 Datos anuales

65

FIGURA 3. 15 MEZCLA DE CRUDOS A TERMINALES DE EXPORTACIÓN, 2004-2014

(Distribución porcentual)

*Incluye petróleo pesado Altamira.

FUENTE: SENER con información de PEMEX, Base de Datos Institucional (BDI).

Por país de destino, los principales receptores de petróleo mexicano son Estados Unidos de América (69.4%), España (14.2%), India (7.0%) y Canadá (1.8%). En los últimos diez años las exportaciones hacia Estados Unidos de América han caído a una tasa de media anual de -6.1%. Solamente en 2014 se dejó de enviar a este país 64.6 mbd comparados con el año anterior. Es importante mencionar que Estados Unidos de América enfrenta una etapa de una mayor actividad en la extracción de crudo no convencional, por lo que sus compras al exterior de petróleo han disminuido.

TABLA 3. 25 DESTINO DE LAS EXPORTACIONES DE CRUDO POR PAÍS*, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

* No incluye la exportación temporal de petróleo crudo para procesamiento. † Se refiere a la exportación de petróleo a El Salvador n.a. no aplica. FUENTE: Anuario Estadístico 2014, PEMEX.

En 2014, la evolución de las importaciones de petrolíferos se incrementaron 3.4% respecto a 2013, es así que al cierre del año se importaron 499.2 mbdpce, resultado de un menor proceso en el SNR originada por paros no programados en las plantas que derivó en una menor producción de petrolíferos, (véase Tabla 3. 26).

Maya*86.7%

Istmo1.5%

Olmeca11.8%

20041,874 mbd

Maya*80.3%

Istmo11.7%

Olmeca8.0%

20141,149 mbd

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 1,870.3 1,817.1 1,792.7 1,686.2 1,403.4 1,222.1 1,360.5 1,337.8 1,255.5 1,188.8 1,142.3 -3.9% -4.8

Estados Unidos 1482.0 1424.7 1441.9 1351.5 1142.9 1049.0 1139.5 1094.9 957.1 856.9 792.3 -7.5% -6.1España 149.5 160.8 144.3 125.1 122.9 93.1 115.6 110.8 166.0 170.6 162.6 -4.7% 0.8India 36.3 32.8 32.0 35.2 34.9 34.5 27.8 37.1 75.4 97.2 80.5 -17.1% 8.3China n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 26.4 36.6 9.9 19.2 13.9 -27.4% n.a.Canadá 28.1 38.2 36.3 30.6 26.0 22.4 23.9 20.5 22.8 22.4 20.5 -8.3% -3.1Portugal 12.5 17.7 12.5 10.0 2.5 n.a. 5.2 5.4 2.7 n.a. n.a. n.a. n.a.Holanda n.a. n.a. 1.9 14.4 8.8 10.6 3.7 7.4 5.6 1.85 24.64 1230% n.a.Antillas Holandesas 116.5 95.8 75.0 70.0 33.8 2.7 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.Israel 3.6 4.4 3.6 3.6 4.8 0.5 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.Inglaterra 12.2 10.9 7.8 10.1 5.0 n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a.Otros † 29.7 31.8 37.3 35.5 21.8 9.4 18.4 25.0 16.0 20.7 47.7 130.5% 4.9

Combustible Datos anuales Variación

2014/2013tmca

2004-2014

66

TABLA 3. 26 EVOLUCIÓN DE LAS IMPORTACIONES DE PETROLÍFEROS, 2004-2014

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a. no aplica.

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

En 2014, el nivel de las importaciones de gasolinas y diesel se incrementaron 3.3% y 24.1%, respectivamente, respecto al año anterior, resultado de una menor producción de ambos combustibles y así como de una mayor demanda de los mismos, (véase Figura 3. 16 y Figura 3. 17).

FIGURA 3. 16 PRODUCCIÓN, DEMANDA E IMPORTACIÓN DE GASOLINAS, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

Nota. La importación incluye el componente metil-terbutil-éter (MTBE).

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Total 197.1 278.5 329.3 379.4 434.9 393.6 474.7 547.8 557.5 483.0 499.2 9.7Combustóleo 19.1 28.5 15.4 18.3 35.5 42.3 11.9 27.0 48.1 33.8 14.0 -3.1Diésel 3.7 24.8 41.2 52.7 68.0 47.6 107.9 135.6 132.7 107.0 132.8 43.2Gasolinas 143.9 192.0 226.8 256.7 281.7 272.7 313.4 335.3 326.9 296.9 306.6 7.9Coque de petróleo 30.4 33.1 45.6 51.6 49.7 31.1 41.5 49.9 46.8 42.2 34.4 1.3Turbosina - - 0.1 - - - 0.1 - 3.0 3.1 11.3 n.a.

Combustibletmca

2004-2014 Datos anuales

173.7231.8 273.8

309.8 340.0 329.1378.3

404.7394.5 358.3 370.0

466.0439.5 442.4 443.8 436.7 455.3

404.8 388.8416.4 425.1 409.2

636.8672.1

718.9761.0

792.6 792.6 802.3 800.0 804.4 788.2 778.4

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Importación Producción Demanda

67

FIGURA 3. 17 IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE DIÉSEL, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX Refinación.

Por el contrario, el nivel de importaciones de coque de petróleo se redujo en 18.4% comparado con 2013; ubicándose en 2,386.1 miles de toneladas anuales (mta). Respecto a sus exportaciones, en 2014 fueron de 64.2 mta, las cuales se llevaron a cabo por el puerto de Coatzacoalcos, (véase Figura 3. 18).

FIGURA 3. 18 IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE COQUE DE PETRÓLEO, 2004-2014

(Miles de toneladas anuales)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con base en información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

4.0

-24.0-38.7

-43.9

-61.6

-42.9

-107.6

-135.7

-132.8

-107.1

-132.9

-150

-100

-50

0

50

100

150

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Importaciones Exportaciones Saldo balance comercial

-2,110.6 -2,150.2

-3,045.4

-3,534.7 -3,403.5

-2,059.1

-2,826.4

-3,459.5

-2,548.4-2,221.6 -2,321.8

-4,000

-3,000

-2,000

-1,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Importaciones Exportaciones Saldo balance comercial

68

El combustible que tuvo la mayor participación en las exportaciones de petrolíferos fue el combustóleo, es así que en 2014 aumentaron 35.3% respecto a 2013. Respecto a las compras al exterior, destaca que las importaciones de este petrolífero se redujeron un 58.5%.

FIGURA 3. 19 IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE COMBUSTÓLEO, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por el IMP, con información de PEMEX y SENER.

FIGURA 3. 20 IMPORTACIONES Y EXPORTACIONES DE TURBOSINA, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

*Se incluye maquila.

FUENTE: Elaborado por el IMP, con información de PEMEX y SENER.

-15.1

-25.6

21.316.6

26.1

82.0

111.3

75.8

25.1

63.9

115.8

-40

-20

0

20

40

60

80

100

120

140

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Importaciones Exportaciones Saldo balance comercial

6.8 6.96.2

3.4

5.74.2

1.3 1.8

-3.1-2.0

-11.7

-15

-10

-5

0

5

10

15

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Importación* Exportación Saldo balance comercial

69

4. Capítulo cuatro. Prospectiva de Petróleo y Petrolíferos, 2015-2029

La Reforma Energética, promulgada en diciembre de 2013, implicó la transformación del marco legal e institucional bajo el cual se regía la planeación del sector energético en México. Las nuevas leyes y reglamentos derivadas de la misma, permiten la entrada de empresas privadas, nacionales o extranjeras, para invertir en México en la exploración y extracción de hidrocarburos: petróleo, gas y sus derivados. En este sentido, fue necesario la creación de nuevas entidades regulatorias para desconcentrar de PEMEX la administración de infraestructura estratégica con la finalidad de que empresas privadas, nacionales e internacionales, hagan uso de ella y así ofrecer los servicios que fueron exclusividad de la ahora PEMEX convertida en EPE.

En ediciones anteriores, el apartado prospectivo del Documento de prospectiva de petróleo y petrolíferos se elaboraba a partir de los escenarios de planeación proporcionados por PEMEX. En esta ocasión, se integró considerando la participación de la SENER con la CNH como nuevo Órgano Regulador y de acuerdo a sus nuevas atribuciones; y PEMEX, como EPE. La información presentada respecto a los recursos prospectivos, reservas y producción de aceite fue elaborada por la CNH. A petición de la SENER, la CNH elaboró dos escenarios con el objetivo de dejar de presentar un escenario determinístico y, en cambio, mostrar una banda en la cual, se estima, puedan situarse los niveles de producción hacia el futuro. Estos dos escenarios se elaboraron considerando el Plan Quinquenal de Rondas de Licitación 2015–2019.

Respecto a la producción de petrolíferos, la proyección incorpora los proyectos de PEMEX que habían sido diferidos por la propia empresa. En este sentido, uno de los supuestos considerados en el presente documento, es que la inversión complementaria permita llevar a cabo estos proyectos por medio de asociaciones con PEMEX. En relación al programa de inversiones de PEMEX, las cifras corresponden a las reportadas en la UI/SHCP (09Oct15). Cabe mencionar que no son definitivas dadas las condiciones actuales del mercado internacional, respecto al precio internacional del petróleo.

4.1. Oferta nacional de petróleo crudo

De acuerdo a lo establecido en la Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética, la CNH tendrá a su cargo proponer al Ejecutivo la plataforma anual de producción de petróleo y gas con base en las reservas probadas y recursos disponibles, así como prestar asesoría técnica a la SENER. Partiendo de este fundamento, la SENER solicitó a la CNH la información referente a los escenarios de la plataforma de producción 2015-2029, los cuales fueron proporcionados considerando las siguientes premisas y metodología:

1. La prospectiva está construida tomando como punto de partida la Base de Reservas al 1 de enero de 2015, la Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE) de PEMEX del 18 de septiembre de 2014, el reporte del Programa Operativo Trimestral I (POT I) de PEMEX de 2015, así como la información entregada por PEMEX para las migraciones de contratos.

2. Para las estimaciones de las rondas de licitación se consideraron las convocatorias de la Ronda 1 y las áreas y campos previstos en el Plan Quinquenal de Rondas de Licitación 2015–201929. Después

29 El 21 de octubre la SENER publicó el Plan Quinquenal de Licitaciones para la Exploración y Extracción de Hidrocarburos

para el periodo 2015-2019, el cual es un documento indicativo que sienta una base clara para la definición de las rondas de licitación a realizarse en los próximos cinco años. Considera las áreas destinadas a la exploración de recursos convencionales y no convencionales, así como a la extracción de hidrocarburos en campos terrestres, Chicontepec, de campos con aceites extra-pesados, de aguas someras y de aguas profundas. Este documento se revisará durante el tercer trimestre de cada año y la SENER propondrá cambios y adiciones conforme se modifique la información

70

de 2019 se consideraron los campos y las oportunidades restantes tanto de Reservas como de BDOE.

a. En el caso de la extracción de hidrocarburos se asume que la totalidad de los campos con reservas se asignan en el horizonte de planeación.

b. En cuanto a los prospectos exploratorios, se modeló a partir de la probabilidad de ser asignados en las rondas de licitación y la probabilidad de éxito geológico. En el caso de las rondas, se supusieron diferentes porcentajes de asignación dependiendo de la ubicación de los prospectos exploratorios: 60% para los localizados en aguas profundas y 50% para los de aguas someras y terrestres.

3. La producción de los campos considerados para rondas de licitación fue sumada a la producción de PEMEX de la siguiente manera:

a. En 2016 se sumó la producción de los campos de las Rondas 2, 3, y 4,

b. En 2017 se sumó la producción de los campos de las Rondas 3 y 4,

c. En 2018 se sumó la producción de los campos de la Ronda 4,

d. A partir de 2019 se agrega la producción de todos los campos disponibles.

4. Las estimaciones de la plataforma de producción mínima corresponden a los perfiles de producción de las reservas 2P y a los perfiles de producción del escenario medio de la BDOE, las de la plataforma de producción máxima a los de reservas 3P y al perfil de producción del escenario P9030 de BDOE. Los recursos prospectivos se ajustaron por riesgo.

5. Para los perfiles de producción asociados a los campos de Aceite Terciario del Golfo, que fueron otorgados parcialmente a PEMEX en la Ronda Cero, se tomó la parte proporcional para dividirlo entre el perfil de los campos que administra el Estado y el perfil de los campos que administra PEMEX.

6. Se incluyen los perfiles de producción de las asignaciones que PEMEX solicitó migrar a un contrato de exploración y extracción de hidrocarburos para realizar actividades en alianza con personas morales (en adelante, asociaciones).

7. Se incluyen los perfiles de producción de las asignaciones que se encuentran bajo el esquema de Contrato de Obra Pública Financiada (COPF) y de Contrato Integral de Exploración y Producción (CIEP) de los cuales PEMEX solicitó modificación de la asignación, para la posterior migración a un Contrato de Exploración y Extracción de hidrocarburos.

8. Para los perfiles de producción de acuerdo con la calidad del aceite producido se utilizó la clasificación del Instituto Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés):

a. Crudo ligero > 31.1 API,

b. Crudo medio > 22.3 API y ≤ 31.1 API,

c. Crudo pesado ≤ 22.3 API,

generada, se tomarán en cuenta las experiencias que se obtengan de cada una de las rondas de licitación y las situaciones de coyuntura que se presenten en el mercado internacional.

30 Las funciones de probabilidad estimadas de las reservas y los recursos prospectivos corresponden a una función tipo log-normal, por lo que conociendo sus valores probabilísticos (1P, 2P y 3P, o P90, P50 y P10) y las probabilidades asociadas a los mismos, se puede construir las funciones de probabilidad acumulada de las reservas y de los recursos prospectivos (incluyendo la probabilidad de éxito)

71

d. Crudo extra-pesado ≤ 10 API.

4.2. Recursos prospectivos de hidrocarburos

Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos estimados, a una cierta fecha, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas y que se estiman potencialmente recuperables. Los recursos prospectivos totales convencionales alcanzan un total de 52.6 mmmbpce, de los cuales el 70.3% corresponde a aceite (37 mmmbpce) y el resto a gas húmedo y gas seco. El desglose de volúmenes de aceite se centra principalmente en Aguas Profundas y Cuencas del Sureste, (véase Tabla 4.1 y Figura 4.1).

TABLA 4. 1 Y FIGURA 4. 1 DISTRIBUCIÓN DE RECURSOS PROSPECTIVOS DE MÉXICO

(Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Los recursos prospectivos asociados a gas y aceite en lutitas alcanzan un total de 60.2 mmmbpce, de los cuales 32.0 mmmbpce son de aceite, con el mayor porcentaje ubicado en la provincia petrolera Tampico Misantla, (véase Tabla 4.2 y Figura 4.2).

TABLA 4. 2 Y FIGURA 4. 2 DISTRIBUCIÓN DE LOS RECURSOS PROSPECTIVOS NO CONVENCIONALES

(Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Golfo de México – Aguas

Profundas, 50.3%

Cuencas del Sureste, 36.2%

Cuenca de Burgos, 1.6%

Cuenca Tampico –

Misantla, 3.5%

Plataforma de Yucatán, 4.3%

Cuenca de Veracruz, 0.8%

Cinturón Plegado de

Chiapas, 3.0%Provincia Petrolera

Recursos prospectivos asociados

a plays convencionales, (mmmbpce)

Aceite

Golfo de México – Aguas Profundas 18.6

Cuencas del Sureste 13.4

Cuenca de Burgos 0.6

Cuenca Tampico – Misantla 1.3

Plataforma de Yucatán 1.6

Cuenca de Veracruz 0.3

Cinturón Plegado de Chiapas 1.1

Cuenca de Sabinas

Total 37.0

Provincia PetroleraRecursos prospectivos no

convencionales, (mmmbpce)

Aceite

Tampico – Misantla 30.6

Sabinas – Burro Picachos 0.6

Veracruz 0.8

Burgos

Total 32.0

Tampico –Misantla,

95.6%

Sabinas – Burro Picachos, 1.9%

Veracruz, 2.5%

72

4.3. Estructura del portafolio de oportunidades de exploración y campos para la extracción

Al 1° de enero de 2015, nuestro país cuenta con 764 campos con reservas identificadas, de los cuales, 98 se encuentran en las regiones marinas, 499 en la Región Norte y 167 en la Región Sur. Estos campos han producido 57.5 mmmbpce, de éstos, 42.4 mmmbpce son de aceite y el resto corresponde a gas.

En materia de exploración, PEMEX cuenta con 1,237 prospectos exploratorios que se encuentran dentro de las áreas asignadas en la Ronda Cero, para los cuales se estima un recurso prospectivo31 medio documentado de 15.7 mmmbpce, asociado a plays convencionales. El volumen restante 19.8 mmmbpce queda bajo custodia del Estado, el cual podrá asignarlo en las futuras rondas de licitación, (véase Tabla 4. 3).

TABLA 4. 3 RECURSOS PROSPECTIVOS EXPLORATORIOS (Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Fuente: PEMEX, Base de Datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE).

Al año 2015, los proyectos de recursos prospectivos asociados a plays convencionales dentro del Plan Quinquenal 2015-2019 consideran 379 áreas de exploración, de las cuales 108 se encuentran en aguas someras, 141 en aguas profundas y 130 en zonas terrestres32. Se cuenta con 244 campos de extracción, de los cuales 58 se localizan en aguas someras, 4 en aguas profundas y 182 en zonas terrestres, (véase Tabla 4. 4).

TABLA 4. 4 CAMPOS DE EXTRACCIÓN

* Incluye 13 campos de aceite extra pesado. ** Incluye 12 campos de Chicontepec. FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

31 Los recursos prospectivos son volúmenes de hidrocarburos estimados, a una cierta fecha, de acumulaciones que todavía

no se descubren pero que han sido inferidas y que se estiman potencialmente recuperables. 32 El total de estas áreas se ubican en una superficie aproximada de 136 mil kilómetros cuadrados.

Sin riesgo Con riesgo

Asignaciones PEMEX 1,237 42.9 15.7

Terrestre 104 1.7 0.4

Somero 25 1.1 0.5

Profundo 1,108 40.1 14.8

Estado 1,542 94.5 19.8

Terrestre 122 1.3 0.3

Somero 51 1.7 0.5

Profundo 1,369 91.4 19.1

Total 2,779 137.4 35.5

Oportunidades

Recurso prospectivomedio

Proyectos AguasSomeras

AguasProfundas

Terrestres Total

Exploratorios 108 141 130 379

Extracción 58* 4 182** 244

Total 166 145 312 623

73

En cuanto a recursos asociados a plays no convencionales se contemplan 291 áreas ubicadas en las provincias de Burgos, Plataforma Burro-Picachos y Tampico-Misantla.

La solicitud en campos exploratorios se resume en tres áreas principales: Las Cuencas del Sureste, que han tenido muy buenos resultados exploratorios y han presentado los mayores descubrimientos tanto marinos como terrestres. Segundo, para Aguas Profundas, se solicitaron las áreas para que PEMEX opere o donde se involucre a socios con el fin de asegurar la producción de mediano y largo plazo, buscando reducir la brecha de conocimiento. Por último, en recursos no convencionales se solicitaron áreas que permitan la participación de PEMEX con la colaboración de socios estratégicos.

Las asignaciones otorgadas a PEMEX como resultado de la Ronda Cero, representan únicamente una parte de las áreas futuras que podrá operar, ya que tendrá la opción de competir en los procesos de licitación que el Estado realice en las rondas subsecuentes, ya sea sólo o acompañado de otros inversionistas, para obtener áreas adicionales.

El 11 de diciembre de 2014 se publicó la primera convocatoria de licitación de la Ronda Uno, donde se licitaron 14 áreas para la exploración de hidrocarburos. La segunda licitación fue publicada el 27 de febrero de 2015, en la que se licitaron 5 áreas para la extracción, y finalmente el 12 de mayo de 2015 se publicó la tercera convocatoria de la ronda uno, donde se licitaron 25 áreas contractuales terrestres para la extracción de hidrocarburos en los estados de Nuevo León, Tamaulipas, Veracruz, Tabasco y Chiapas. De estas áreas, 17 serán para obtener aceite y gas asociado y 8 para gas no asociado, con una superficie total de 807 kilómetros cuadrados.

En este sentido, el pasado 15 de julio se llevó a cabo la primera licitación de contratos para la exploración y la extracción de hidrocarburos a la primera convocatoria de la Ronda Uno, donde se asignaron dos de los 14 bloques licitados al consorcio integrado por las empresas Premier Oil LLC, Sierra Oil and Gas y Talos Energy. En la segunda licitación, llevada a cabo el 30 de septiembre del presente año, se asignaron tres de los cinco bloques licitados, a los licitantes: ENI International, y los consorcios formados por E&P Hidrocarburos y Panamerican Energy, por una parte, y la mexicana de Grupo BAL, Petrobal, con la estadounidense Fieldwood Energy.

El 15 de diciembre del presente año se llevó a cabo la tercera licitación de la Ronda Uno, en la cual se adjudicó el 100% de los campos concursados (25 campos), de estos, 17campos son de aceite y 8 de gas en la Cuenca de Burgos.

Finalmente, la cuarta convocatoria de la Ronda Uno, se llevó a cabo el 17 de diciembre, en la que se presentan diez áreas contractuales en aguas profundas; de estas, seis bloques exploratorios se ubican en la Cuenca Salina del Golfo de México y cuatro en el Cinturón Plegado Perdido

Incorporación de reservas de hidrocarburos

La evaluación de reservas forma parte de la cadena de valor del proceso de exploración y extracción de hidrocarburos, ésta permite identificar los proyectos asociados con una acumulación de hidrocarburos que puede ser recuperada, la cual se clasifica de acuerdo a la etapa de madurez y oportunidad comercial que presente. Por otra parte, un proyecto integral inicia con el proceso de exploración, en donde se establecen hipótesis sobre la presencia de sistemas petroleros, plays y prospectos, estimando sus recursos de hidrocarburos y el posible valor económico de los mismos.

La precisión de cualquier estimación de reservas depende de la calidad de la información disponible, por ello, durante el proceso de exploración se realizan estudios sísmicos, modelos geológicos, simulaciones y perforación de pozos exploratorios y delimitadores, entre otros. Así como la evaluación de incertidumbres y riesgos asociados a las oportunidades que conduzcan a la posible incorporación de reservas.

Es importante resaltar que, para el ejercicio de planeación 2015-2029, la CNH construyó dos escenarios. En ambos escenarios, los recursos prospectivos se ajustaron por riesgo geológico y financiero con la finalidad de generar el máximo valor económico de los recursos.

74

El escenario mínimo parte de un volumen de incorporación de reservas 1P de 107 mmbpce en 2015 hasta llegar a 1,717 mmbpce en 2029, significando una tasa promedio anual de 21.9% en los próximos 15 años. Respecto a las reservas 3P, el volumen de incorporación pasa de 1,244 mmbpce en 2015 a 2,536 mmbpce al final del periodo estimado, lo que muestra una adición de 1,292 mmbpce en este lapso. A partir de 2018, se estima una incorporación de reservas 1P más pronunciada, al pasar de 484 a 1,096 mmbpce en 2019 y de 1,357 a 1,846 mmbpce para las 3P en estos mismos años (véase Figura 4. 3).

Para el escenario máximo, se parte del mismo volumen de incorporación de reservas 1P y 3 P del escenario mínimo en 2015; sin embargo, en 2029, se estima un volumen de reservas 1P y 3P de 2,376 y 3,978 mmbpce, respectivamente. Lo anterior significa que este escenario considera una incorporación mayor de reservas 1P de 38.4% y de 56.8% a las que corresponden a las 3P. A diferencia del escenario mínimo, cuando se comienza a ver reflejada una mayor incorporación de reservas en este escenario es en 2019.

FIGURA 4. 3 INCORPORACIÓN DE RESERVAS

(Millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

La tasa de restitución de reservas es la relación que mide cuantos barriles han podido ser restituidos en comparación con los barriles que han sido producidos en un cierto periodo de tiempo. De acuerdo a lo anterior, se estima una tasa de restitución por reservas por descubrimientos 1P para el escenario mínimo de 9% en 2015 y de 150% hacia el final de 2029, respecto a la categoría 3P se reporta un valor de 101% y 222% para los años mencionados.

Comparado con el escenario mínimo, en el máximo se estiman valores mayores para las reservas de 1P para 2016 y 2017, para posteriormente presentar tasas inferiores, de tal manera que en 2029 se tenga una tasa de restitución de reservas de 130%, inferior en 20 puntos porcentuales al escenario mínimo. El comportamiento de las reservas 3P entre 2016 y 2025 muestra un comportamiento creciente con tasas que van entre 108% y 203% en estos años. Para 2029, se presenta una tasa de restitución de 217%, lo que representan 5% menor al escenario mínimo. Lo anterior es resultado de una mayor actividad de producción, aun cuando el escenario máximo presente un mayor volumen de incorporación de reservas, (véase Figura 4. 4).

107282 331 484

1,096 1,190 1,311 1,397 1,466 1,537 1,552 1,583 1,641 1,639 1,7171,244

1,259 1,3151,357

1,8461,998

2,129 2,205 2,261 2,296 2,362 2,403 2,432 2,548 2,536

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

3P

1P

Escenario Mínimo

107301 412 541

987

1,505 1,638 1,721 1,7942,071 2,149 2,223 2,278 2,282 2,376

1,2441,378

1,5741,692

2,145

3,053

3,4423,609

3,7333,740 3,796 3,844 3,828 3,926 3,978

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

3P

Escenario máximo

1P

75

FIGURA 4. 4 TASA DE RESTITUCIÓN POR DESCUBRIMIENTOS

(Porcentaje)

FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Los recursos existentes en el subsuelo dependen únicamente de la geología, por ello, las estrategias deben atender a los diferentes tipos de cuencas de las que se tiene información, ya que éstas poseen características muy particulares para su exploración.

En tal sentido, se desarrollan estrategias que permiten realizar la actividad exploratoria en las principales áreas, como lo es enfocar actividad en las áreas terrestres de las cuencas del Sureste y Tampico-Misantla para aprovechar la experiencia y capacidad de ejecución con que se cuenta actualmente y la flexibilidad de obtener capacidad adicional con terceros; aprovechar la infraestructura actual para el desarrollo de campos en aguas someras y desarrollar las competencias en la evaluación de potencial en plays hipotéticos subsalinos y presalinos, y continuar con la evaluación del potencial petrolero en aguas profundas en las provincias del Cinturón Plegado Catemaco y Cinturón Plegado Perdido, principalmente.

4.4. Producción total de petróleo crudo

Con base en las premisas y metodología descrita anteriormente, se presentan dos escenarios, mínimo y máximo de la plataforma de producción de aceite 2015-2029, en este sentido es importante tener en consideración lo siguiente:

• Asignaciones para la extracción. Producción asociada a los campos que fueron asignados a PEMEX en la Ronda Cero.

• Migraciones. Producción asociada a los contratos COPF (Contratos de Obra Pública Financiada) y CIEP (Contratos Integrales de Exploración y Producción) que serán migrados a contratos de exploración y extracción33.

• Asociaciones. Producción asociada a las asignaciones de PEMEX que se migraran a contratos de exploración y extracción.

• Asignaciones para la exploración. Producción asociada a las oportunidades que fueron asignadas a PEMEX en la Ronda Cero.

• Rondas de licitación. Producción asociada a las áreas de exploración y extracción que se espera sean asignadas en las rondas de licitación.

33 Una vez que fue definida la Ronda Cero, PEMEX quedó en condiciones de determinar cuáles CIEP y COPF que fueron

licitados previamente, migrarán al nuevo régimen contractual de la reforma. Además, le permitió resolver en qué campos de producción y áreas de exploración podrá asociarse.

9%

24%31%

38%

63%

91% 93% 94% 98%

112% 115% 118% 121% 123%130%

101%108%

119% 120%

137%

184%195% 197%

203% 202% 203% 204% 204%212%

217%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

220%

240%

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Máximo

3P

1P

9%

23% 27%

41%

90%95%

105%112%

121%131% 133% 134%

142% 143%150%

101% 102%108%

114%

151%159%

171%176%

186%196%

202% 204%211%

222% 222%

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

140%

160%

180%

200%

220%

240%

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Mínimo

3P

1P

76

Es importante recordar que la Ronda Cero se refiere exclusivamente a las asignaciones directas que se le otorgaron a PEMEX por parte del Gobierno Federal, sin que quede limitado a participar en las licitaciones de rondas subsecuentes.

La producción de petróleo crudo representa las proyecciones de PEMEX asociadas a los campos que le fueron asignados en la Ronda Cero más la producción adicional que podría derivarse de futuras licitaciones en las que PEMEX participe y se asocie con empresas para explotar los nuevos campos, así como de los resultados esperados de las rondas en donde participen empresas privadas.

Partiendo de las premisas mencionadas, la plataforma mínima de producción de aceite 2015-2029, contempla una reducción de 7.5%, al pasar de 2,288 mbd en 2015 a 2,117 mbd en 2029. De acuerdo a lo anterior, en 2015 la producción de aceite por medio de asignaciones (extracción) se estima en 2,288 mbd, no obstante durante todo el periodo comprendido irá presentando una disminución de tal manera que en 2029 sea de 671 mbd, significando una reducción de 70.7%, (véase Figura 4. 5).

Aun cuando se espera tener producción mediante el concepto de migraciones y asociaciones a partir de 2016 con un valor de 206 mbd y un nivel máximo de 255 mbd en 2021, comenzará una declinación constante hasta llegar a 88 mbd para los próximos ochos años, es decir, de 2016 a 2029 el escenario mínimo considera que la producción de migraciones y asociaciones se reducirá 57.3%. A partir de 2017 se contempla la producción de aceite mediante asignaciones (exploración) de 11 mbd para ir registrando aumentos continuos y llegar a un nivel de 339 mbd en 2029.

Respecto a las rondas de licitación, estas irán mostrando una mayor aportación al volumen total de producción al pasar de 22 mbd en 2015 e incrementarse a 1,019 mbd en el último año proyectado; de este último volumen, 293 mbd corresponderán a rondas de extracción y 726 mbd a rondas de exploración.

FIGURA 4. 5 PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN DE CRUDO – ESCENARIO MÍNIMO Y MÁXIMO

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

El escenario máximo, considera que en los próximos 15 años la producción total se incrementará 45.3%, al pasar de 2,288 mbd en 2015 a 3,325 mbd en 2029, alcanzando su producción máxima en 2026 con 3,426 mbd. Al igual que el escenario mínimo, la obtención de aceite por medio de asignaciones (extracción) mostrará una disminución de 54.7% entre 2015 y 2029, para ubicarse en 1,037 mbd en el último año del periodo de estudio. Respecto a la producción mediante contratos de migraciones y asociaciones, pasará de 229 mbd en 2016 a 106 mbd en 2029, representando una disminución de 53.5%, sin embargo, registrará un nivel máximo de 377 mbd en 2021.

Por su parte, los contratos de producción mediante asignaciones (exploración) registrarán una producción de 15 mbd a partir de 2017 hasta incrementarse a 636 mbd en 2029, en tanto que en las rondas de licitación se planea una producción de 27 mbd en 2016 y 1,546 mbd al final de la proyección, de los cuales 33.2% será de rondas de extracción y 66.8% de exploración.

Asignaciones (Extracción)

Migraciones y asociaciones

Asignaciones (Exploración)

Rondas (Extracción)

Rondas (Exploración)

2,2882,400

2,4882,642

2,9503,127

3,334 3,378 3,331 3,346 3,388 3,426 3,416 3,386 3,325

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Máximo

Asignaciones (Extracción)

Migraciones y asociaciones

Asignaciones (Exploración)

Rondas (Extracción)

Rondas (Exploración)

2,288 2,354 2,319 2,272 2,311 2,336 2,323 2,3312,224

2,136 2,132 2,174 2,144 2,138 2,117

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Mínimo

77

En 2029, el escenario máximo contempla una mayor producción que el escenario mínimo, las principales diferencias entre ambos escenario son:

• Producción total de aceite es 57.1% mayor, que en volumen representa una diferencia de 1,208 mbd. Esta diferencia se estima provendrá de las siguientes fuentes:

• Asignaciones (extracción) 54.5% mayor, equivalente a 366 mbd,

• Migraciones y asociaciones 21.2% mayor, igual a 19 mbd,

• Asignaciones (exploración) 87.8% mayor, es decir, 297 mbd,

• Rondas de licitación 51.7% mayor, equivalente a 527 mbd. En donde 220 corresponderá a rondas de extracción y 307 a rondas de exploración.

Por calidad de crudo

Los perfiles de producción de aceite 2015-2029 para el escenario mínimo y máximo se clasificaron conforme a la calidad del aceite. Para ello, se utilizó la clasificación del Instituto Americano del Petróleo (API).

De la producción total planteada en el escenario mínimo en 2015, el 45.5% corresponde a aceite pesado (1,041 mbd) y, en 2029 la participación en la producción de este tipo de crudo se estima se reduzca a 44.3% para registrar un valor de 938 mbd. La tasa de declinación en la producción será -0.7 en promedio anual, (véase Figura 4. 6), aun así, este crudo será el que tenga la mayor participación dentro de la producción total con 44.3%.

Respecto a la producción de crudo medio en este escenario, se espera un incremento promedio anual de 6.4% entre 2015 y 2029, al pasar de 302 mbd a 723 mbd. La participación esperada de este tipo de crudo pasará de 13.2 % en 2015 a 34.1% en 2029. Respecto a la producción del crudo ligero, disminuirá 5.1% promedio anual durante el periodo estimado. Su participación en el total nacional pasará de 41.3% en 2015 a 21.6% en 2029.

FIGURA 4. 6 PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN DE ACEITE SEGÚN CALIDAD – ESCENARIO MÍNIMO Y MÁXIMO

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

En 2015, en el escenario máximo, el 45.6% (1,043 mbd) de la producción de crudo corresponderá a la calidad de pesado, misma que presentará un aumento de 512.7 mbd en 2029 para totalizar en 1,556 mbd con una participación de 46.8% en el mismo año. Para la clasificación de crudo tipo medio, se establece una plataforma de producción de 299 en 2015 con incrementos constantes durante todo el periodo hasta llegar a 1,053 mbd en 2029, esto significa que su participación pasará de 13.7% a 31.7% en este periodo. El volumen de producción de aceite ligero que maneja este escenario es de 946 mbd en 2015 y de 716 mbd en 2029, representando una disminución de 229.3 mbd.

Ligero

Medio

Pesado2,288

2,4002,488

2,642

2,9503,127

3,334 3,378 3,331 3,346 3,388 3,426 3,416 3,386 3,325

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Máximo

Ligero

Medio

Pesado

2,288 2,354 2,319 2,272 2,311 2,336 2,323 2,3312,224

2,136 2,132 2,174 2,144 2,138 2,117

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Mínimo

78

Al final del periodo prospectivo, en el escenario máximo se establece un volumen de producción, de acuerdo a su calidad, mayor que el escenario mínimo para quedar de la siguiente manera:

• La producción de aceite pesado es mayor en 618 mbd,

• La producción de aceite medio aumenta en 330.4 mbd,

• La producción de aceite ligero en 260 mbd.

Por localización

De la misma forma, se clasificaron los perfiles de producción de aceite 2015-2029 según el área de explotación: aguas profundas, someras y terrestres para los perfiles medio y alto.

En 2015, de la producción total de aceite, 76.4% (1,747 mbd) se obtendrá en aguas someras, integrada principalmente por los activos de producción Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, ATG; y 23.6% (541 mbd) provendrá de áreas terrestres. Debido a que en estas áreas es en donde se localizan importantes recursos prospectivos del país, sobre todo en las Cuencas del Sureste, Burgos, Tampico-Misantla y Veracruz, se espera una mayor intensificación en las actividades de exploración y desarrollo.

Es importante mencionar que, a partir del año 2022, en ambos escenarios se adiciona la producción proveniente de aguas profundas a la producción total de petróleo. Para 2029, en el escenario mínimo, la producción por localización será de 429 mbd en aguas profundas (20.2% del total), 1,010 mbd en aguas someras (47.7%) y 678 mbd en terrestres (32.0%).

FIGURA 4. 7 PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN DE ACEITE POR LOCALIZACIÓN – ESCENARIO MÍNIMO Y MÁXIMO

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Las cifras de producción, de aceite de acuerdo a su localización, presentadas en el escenario máximo son mayores respecto a las presentadas en el escenario mínimo en:

• Aguas profundas 55.9%, que en términos de volumen representa 240 mbd,

• Aguas someras 69.6%, equivalente a 703 mbd,

• Terrestres 39.2%, equivalente a 266 mbd.

Aguas profundas

Someras

Terrestres

2,2882,400

2,4882,642

2,9503,127

3,334 3,378 3,331 3,346 3,388 3,426 3,416 3,386 3,325

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Máximo

Aguas profundas

Someras

Terrestres

2,288 2,354 2,319 2,272 2,311 2,336 2,323 2,3312,224

2,136 2,132 2,174 2,144 2,138 2,117

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Mínimo

79

Por categoría de proyecto

De acuerdo al escenario mínimo estimado por la CNH, el 52.5% (1,201 mbd) de la producción de aceite en 2015 provendrá de proyectos de PEMEX asociados a la Ronda Cero, sin considerar los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y ATG; sin embargo, este volumen declinará año, con año de tal forma que su producción será de 159 mbd en 2029, significando una reducción del 86.7% durante todo el periodo estimado, (véase Figura 4. 8).

Respecto a la producción de Cantarell, se contempla un volumen producido de 277 mbd en 2015, el cual disminuirá a partir de 2017, para ubicarse en 181 mbd en el último año de estimado, lo que representa una reducción de 34.9% de 2015 a 2029.

Por otro lado, el proyecto Ku- Maloob-Zaap se encuentra en una fase de producción máxima de su ciclo de vida al estimar un volumen de 783 mbd en 2015, con la adición de los campos Ayatsil y Tekel, las expectativas en los promedios de extracción de crudo se han incrementado ligeramente. Sin embargo, se espera que, a lo largo del periodo prospectivo, comience una declinación natural, llegando a producir 150 mbd en 2029. Cabe mencionar que los proyectos Ku- Maloob-Zaap están enfocados en la producción e incorporación de reservas de aceite pesado y extra-pesado y gas asociado.

En 2015, el activo integral Aceite Terciario del Golfo (ATG), estará produciendo 26 mbd y, según informes de la CNH con base en información PEMEX, a lo largo del periodo estimado irá mostrando incrementos hasta llegar a un 182 mbd en 2029. Es importante mencionar que este proyecto consiste en la recuperación de reservas de hidrocarburos mediante la perforación y terminación masiva de pozos de desarrollo. La aportación en la producción nacional total de crudo pasará de 1.1% en 2015 a 8.6% en 2029.

La producción procedente migraciones y asociaciones en 2016 se prevé sea de 206 mbd, registrando su máximo volumen en 2021 con 255 mbd, para posteriormente mostrar una tendencia descendente y llegar a un nivel de 88 mbd en 2029, es decir, de 2016 a 2029 la producción bajo esta modalidad disminuirá 57.3%. Por el contrario, la producción de asignaciones por medio de exploración pasará de 11 mbd en 2017 a 339 mbd en 2029, lo que representa un aumento del 327.7 mbd. De igual forma, los proyectos exploratorios agregarán una importante producción de petróleo, es así que, durante el periodo prospectivo, la producción de las rondas de extracción y exploración a partir de 2016 y 2017, se calculan en 22 mbd y 2 mbd, respectivamente, las cuales en el transcurso del periodo estimado presentarán significativos incrementos en 2029 de 293 mbd y 726 mbd, respectivamente.

FIGURA 4. 8 PLATAFORMA DE PRODUCCIÓN DE ACEITE POR PROYECTO – ESCENARIO MÍNIMO Y MÁXIMO

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Comisión Nacional de Hidrocarburos.

Al final del periodo prospectivo la participación de cada una de las diferentes formas de producción para el escenario mínimo es: Cantarell 8.5%, Ku-Maloob-Zaap 7.1%, ATG 8.6%, PEMEX (Sin Cantarell. Ku-Maloob-Zaap y ATG) 7.5%, Migraciones y Asociaciones 4.2%, asignaciones (Exploración) 16.0%, rondas (Extracción) 13.9% y rondas (Exploración) 34.3%.

Cantarell

Ku-Maloob-ZaapATG

Pemex (Sin Cantarell. Ku-

Maloob-Zaap y ATG)

Migraciones y Asociaciones

Asignaciones (Exploración)

Rondas (Extracción)

Rondas (Exploración)

2,288 2,354 2,319 2,272 2,311 2,336 2,323 2,3312,224

2,136 2,132 2,174 2,144 2,1382,117

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Mínimo

Cantarell

Ku-Maloob-Zaap ATG

Pemex (Sin Cantarell. Ku-

Maloob-Zaap y ATG)

Migraciones y Asociaciones

Asignaciones (Exploración)

Rondas (Extracción)

Rondas (Exploración)

2,2882,400 2,488

2,642

2,9503,127

3,334 3,378 3,331 3,346 3,388 3,426 3,416 3,386 3,325

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Máximo

80

Los volúmenes estimados de producción de petróleo considerados en el escenario máximo, muestran que en 2029 el 46.5% (1,546 mbd) provendrá de rondas de licitación, de las cuales 1,033 mbd serán de exploración y 513 mbd de extracción y el 19.1% (636 mbd) de asignaciones (exploración). Respecto a PEMEX, éste contribuirá con el 10.2%, equivalente a 340 mbd; por su parte, los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y ATG en conjunto sumarán 697 mbd y en menor aportación será aquella obtenida mediante Migraciones y asociaciones con 106 mbd.

El perfil máximo de producción de crudo 2015-2029, desglosado por proyecto, es mayor que el perfil mínimo en:

• Cantarell, 74.6%,

• Ku-Maloob-Zaap, 36.2%

• ATG, -2.2%

• PEMEX (Sin Cantarell. Ku-Maloob-Zaap y ATG), 113.3%

• Migraciones y Asociaciones, 21.2%

• Asignaciones (Exploración), 87.8%

• Rondas (Extracción), 75.0%

• Rondas (Exploración), 42.3%

4.4.1. Requerimientos de inversión

Es importante resaltar que la restricción al gasto púbico, contenida en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) de 2016, afectará la operatividad PEMEX. Por otro lado, ante las condiciones adversas del petróleo en los mercados internacionales, existe la necesidad de ajuste a las inversiones de planeación de PEMEX. No obstante, con la reforma energética se espera que exista una mayor inversión por medio de los proyectos de asociaciones del sector privado con PEMEX en exploración y producción, y la parte de las migraciones de las asignaciones a los contratos.

Con la inversión prevista en los próximos quince años, el programa de inversiones de PEMEX tiene como propósito aumentar las reservas probadas, mejorar sustancialmente la tasa de restitución y sostener los niveles de producción en el corto y mediano plazo.

De acuerdo a lo anterior, en 2015 PEMEX prevé que 82% de sus inversiones estarán destinadas a proyectos de explotación, sin embargo, éstas se reducirán de forma importante hasta alcanzar 29.8% del total en 2029. Es importante considerar que la producción de petróleo en los proyectos de explotación presentará una declinación natural al final del periodo. Por lo tanto, los esfuerzos de dicha EPE estarán dirigidos en su mayor parte a inversiones en de aguas someras, seguido de aguas profundas y en menor proporción a cuencas terrestres.

En lo que corresponde a las inversiones que se destinarán a proyectos de aguas profundas, se considera que éstas participarán con 7.5% del total de la inversión en 2015. Durante todo el periodo de 2015 a 2029, se busca incrementar la participación en estos proyectos, de tal forma que, hacia el final del periodo, se destine el 17.2% de la inversión total. En relación a las inversiones en proyectos de exploración, éstos alcanzarán una participación de 12.9% al final del periodo de análisis, presentando una tasa de crecimiento de -0.5% en promedio anual durante 2015-2029.

El porcentaje de recursos previstos en el proyecto ATG será de 3.1% en 2015, y se espera que tenga una mayor participación en 2029 con 30.5%. Las inversiones en Proyectos de Aceite y Gas de Lutitas estarán

81

enfocadas a cuantificar con mayor certidumbre los recursos prospectivos no convencionales de este tipo de formaciones, acelerar la conversión de estos recursos en reservas, así como identificar las zonas de mayor potencial productivo y económico cuyo desarrollo permitirá incrementar la producción de hidrocarburos a futuro.

FIGURA 4. 9 INVERSIÓN* REQUERIDA PARA LA CARTERA DE PROYECTOS DE LA EPS EXPLORACIÓN Y

PRODUCCIÓN, 2015-2029 (Miles de millones de pesos de 2015)

*Inversión Programable más Complementaria. FUENTE: EPS Exploración y Producción.

Del total de la inversión programable, ésta estará enfocada a proyectos de exploración y explotación y, en menor medida, a proyectos de aguas profundas y al de Aceite Terciario del Golfo. Mientras que la inversión complementaria no programable estará destinada a contratos integrales de producción (sin ATG), Proyecto de Gas de Lutitas y a proyectos de recuperación secundaria y mejora, (véase Figura 4. 10)

253

321 318 314 314306

290307

241

212

188171

146

122108

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Explotación Aguas ProfundasExploración ATGContratos Integrales (Sin ATG) Gas de LutitasTotal

82

FIGURA 4. 10 DISTRIBUCIÓN DE LA INVERSIÓN REQUERIDA POR ORIGEN, 2015-2029

(Porcentaje)

FUENTE: PEMEX.

4.5. Demanda de petróleo crudo

Para proyectar el volumen de petróleo destinado a terminales de exportación y el enviado a refinerías, se parte de la estimación de crudo que PEMEX espera enviar a refinerías y, los dos escenarios de producción estimados por la CNH bajo las premisas mencionadas al inicio del capítulo.

En este sentido, el escenario mínimo plantea que, en 2015, 50.7% (1,161 mbd) de la producción se destinará a terminales de exportación y 49.3% (1,127 mbd) será enviado a refinerías para ser procesado. Hacia el final del periodo, dicha participación será de 33.3% (705 mbd) y 66.7% (1,412 mbd), respectivamente. Por su parte, el escenario máximo plantea que en 2029 el 57.5% de la producción, equivalente a 1,914 mbd, será destinada a terminales de exportación y el 42.5% (1,412 mbd) a refinerías, (véase Figura 4. 11).

96.7% 97.4% 96.8% 94.6% 91.2%84.5% 82.1% 79.8% 75.8% 73.4% 69.6%

62.7% 58.8% 56.0% 57.5%

3.3% 2.6% 3.2% 5.4% 8.8%15.5% 17.9% 20.2% 24.2% 26.6% 30.4%

37.3% 41.2% 44.0% 42.5%

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Inversión Programable Inversión Complementaria no programable

83

FIGURA 4. 11 DISTRIBUCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO A TERMINALES DE EXPORTACIÓN Y REFINERÍAS, 2015-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por SENER con información de PEMEX y CNH.

La producción nacional de petróleo crudo está orientada a satisfacer tanto la demanda interna como a mantener volúmenes de crudo destinados al comercio internacional. Con este objetivo, PEMEX continuará planeando acciones estratégicas hacia la optimización del SNR con una visión de largo plazo, a fin de evaluar la rentabilidad de las inversiones en proyectos importantes, que contribuyan a la reducción de la importación de gasolinas y destilados intermedios.

Es importante considerar que una mayor oferta de productos petrolíferos implica el desarrollo de infraestructura para el procesamiento de crudo y, por ende, una mayor demanda del mismo. En este sentido, PEMEX planea mantener una capacidad nominal de procesamiento de crudo de constante de 1,602 mbd durante todo el periodo prospectivo. En 2015, se estima un proceso de crudo de 1,127 mbd para descender a 1,098 mbd en 2016; y entre 2017 y 2020 se prevé que las refinerías nacionales incrementen este volumen al pasar de 1,284 mbd a 1,395 mbd en estos años. Posteriormente se mantendrá un nivel de 1,412 mbd para el resto del periodo prospectivo, (véase Figura 4. 12)

1,1271,098

1,2841,348 1,395 1,395 1,413 1,413 1,413 1,413 1,413 1,413 1,413 1,413 1,412

1,1611,256

1,035924 915 941 910 918

811723 720 761 732 725 705

1,1611,302

1,2041,294

1,555

1,732

1,921 1,966 1,918 1,933 1,976 2,013 2,003 1,973 1,914

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

A refinerías

Terminales de exportación Esc. Máximo

Terminales de exportación Esc. Medio

84

FIGURA 4. 12 CAPACIDAD INSTALADA DE PROCESAMIENTO Y NOMINACIÓN DE CRUDOS AL SNR, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE. PEMEX.

4.5.1. Evolución del Sistema Nacional de Refinación, 2015-2029

Uno de los principales retos en la industria de refinación en México es continuar con planes de mejora de eficiencia y desempeño operativo en las refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) que permitan incrementar la disponibilidad y utilización de las plantas, fortalecer las prácticas operativas y reducir la intensidad energética que, en consecuencia, garanticen la rentabilidad de las inversiones e incrementen el margen de operación de las instalaciones actuales.

Si bien, se han llevado a cabo trabajos para mejorar la eficiencia operativa en refinerías para un mayor proceso de crudo y, por ende, una mayor producción de petrolíferos, la modernización de infraestructura del SNR no se ha dado al mismo ritmo ante los cambios de las características del crudo disponible. El SNR debe de adaptar sus procesos considerando que cada vez es menor la producción de crudo ligero y que la mayor parte del crudo que se produce es pesado. Esta situación, en la cual parte de la refinerías nacionales no poseen procesos que permiten el procesamiento adecuado de crudos pesados, resulta en la producción de petrolíferos de bajo valor, reducciones en el nivel de utilización de las refinerías, elevados índices de intensidad energética, y limitados rendimientos de productos de alto valor de mercado en relación con los valores de referencia para la industria.

Por ello, la modernización de las plantas y equipos existentes del SNR adquiere gran relevancia, ya que se busca hacer más eficiente a la industria nacional de refinación, considerando el nuevo entorno institucional y las diferencias con respecto de las condiciones de competencia prevalecientes en los mercados de referencia.

4.5.2. Incorporación de capacidad de procesamiento

Entre 2015 y 2029 se estima que la incorporación de capacidad del proceso de hidrodesulfuración sea de 611.5 mbd, y para coquización será de 220 mbd; este último incremento se encuentra vinculado a adiciones de capacidad en las refinerías de Salamanca con 44 mbd y Salina Cruz con 90 mbd y Tula con 86 mbd. En lo que corresponde al proceso de desintegración catalítica, ésta aumentará 90 mbd entre 2015 y 2029. De este total, 40 mbd corresponderán a la refinería de Tula, y 25 mbd se incorporarán en Salina Cruz y Salamanca.

1,161.1 1,127.2 1,098.3

1,283.61,348.3

1,395.3 1,395.3 1,412.6 1,412.7 1,411.7

1,602 1,602 1,602

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Capacidad de procesamiento

Crudo a refinerías

85

Por su parte, la adición de capacidad del proceso de reformación catalítica será de 114 mbd en total al final del periodo. De este total, 50 mbd se adicionarán a la refinería de Tula, 53 mbd a Salina Cruz y 11 mbd a la refinería de Salamanca. Por último, se mantendrá el mismo volumen del proceso de destilación atmosférica con 1,602 mbd; de igual forma, las plantas reductoras de viscosidad mantendrán su capacidad de 91.0 mbd entre 2015 y 2029, debido a que se prevé una baja en la demanda de combustóleo, y a que los residuos de vació se destinarán a la nueva capacidad de coquización para la obtención de petrolíferos ligeros e intermedios, (véase Tabla 4. 6 y Figura 4. 13).

TABLA 4. 5 INCORPORACIÓN DE CAPACIDAD1 DE PRINCIPALES PROCESOS EN EL SNR, ENTRE 2015 Y 2029

(Miles de barriles diarios)

1 Capacidad adicional. 2 Incluye capacidad de diesel, gasolinas e hidrotratamiento de gasóleos. 3 Incluye Pre y Post tratamiento de hidrodesulfuración. FUENTE: PEMEX.

FIGURA 4. 13 CAPACIDAD NOMINAL POR PROCESO EN EL SNR, 2014 Y 2029

(miles de barriles diarios)

FUENTE: SENER, con información de EPS de Transformación Industrial-Refinación.

Es importante mencionar que los planes de reconfiguración contemplan inversiones para el aprovechamiento de residuales mediante la construcción de nuevas plantas de procesos y remodelaciones mayores a plantas actuales, que permitan mejorar las eficiencias en la refinación y producción de combustibles.

4.5.3. Requerimientos de Inversiones en el SNR

Las cifras de inversión proyectadas por parte de PEMEX son sensibles a los cambios del entorno, (por ejemplo, la caída en los precios del petróleo en los mercados internacionales), por lo cual la inversión

Proceso Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula

Destilación atmosférica

Desintegración catalítica 25.0 25.0 40.0

Reformación catalítica 11.0 53.0 50.0

Alquilación e isomerización 4.0 20.0

Hidrodesulfuración2/3 77.5 90.0 55.0 130.0 149.0 110.0

Coquización 44.0 90.0 86.0

91

178

376

393

513

1,671

1,602

91

154

156

279

423

1,060

1,602

Reductora de viscosidad

Alquilación e isomerización

Coquización

Reformación catalítica

Desintegración catalítica

Hidrodesulfuración

Destilación atmosférica

2014 2029

Desintegración catalítica

8.5% Reformación catalítica

10.8%

Alquilación e isomerización

2.3%

Hidrodesulfuración57.7%

Coquización20.8%

Incorporación de capacidad entre 2015 y 2029: 1,059.5 mbd

86

mostrada es indicativa. En este sentido, se pretende mostrar la inversión en aquellos trabajos orientados a la modernización de la infraestructura existente, que buscan optimizar las operaciones de la cadena de suministro de petrolíferos, la capacidad de producción, de distribución, de almacenamiento y de reparto de petrolíferos en el país, así como a proyectos de conversión de Ultra bajo azufre (UBA) y proyecto de calidad de gasolinas y diésel.

Entre 2015 y 2018, se contempla continuar con inversiones en el proyecto de calidad de gasolinas y calidad diésel en Cadereyta y resto del SNR, con el objetivo de producir diesel de 15 ppm máximo de azufre. En este mismo periodo se prevé que parte de los recursos se orienten a la reconfiguración de refinaría de Salamanca34, (véase Figura 4. 14).

Entre 2015 y 2022 se espera que, alrededor de una cuarta parte de la inversión planeada, se destine a proyectos de aprovechamiento de residuales en las refinerías de Tula y Salina Cruz. El objetivo del proyecto de aprovechamiento de residuales es modernizar el esquema de procesamiento de las refinerías, incorporando el proceso de coquización para lograr la transformación de los residuales en productos de mayor valor de mercado. Con ello se reducirá la producción de combustóleo al procesar los residuales para su transformación en destilados ligeros e intermedios (gasolinas, turbosina y diesel). Otras inversiones contempladas son los trabajos de trenes de refinación entre 2023 y 2029, así como estudios y acondicionamiento para para una nueva refinería.

FIGURA 4. 14 DISTRIBUCIÓN DE LAS INVERSIONES EN LOS PRINCIPALES PROYECTOS DE EPS DE

TRANSFORMACIÓN INDUSTRIAL-REFINACIÓN, 2015-2029 (Porcentaje)

* Estudio y Acondicionamiento de Terreno. ** Incluye Proyecto Externo de Cogeneración. *** Cifras formato Prospectiva 2014. El Escenario Indicativo 2015 (20.3 MMM$) no permitía incluir estimados para estos

proyectos. Nota: Las cifras corresponden a las reportadas en la UI/SHCP (09Oct15). FUENTE: Elaborado por SENER, con información PEMEX.

34 Hidrodesulfuradora de Naftas de Coquización, Hidrógeno, Aguas Amargas, Azufre, corte profundo, Hidrodesulfuradora

de Gasóleos, Regeneradora de Aminas, Reformadora CCR y Coquizadora.

Calidad de gasolinas

Diesel Cadereyta

Segundo Nuevo Tren de Refinación ***

Calidad diesel resto SNR

Nueva Refinería de Tula *

Reconfig. Salamanca (estudio y obra) **

Aprovechamiento residuales Tula (estudio y obra)

Tercer Nuevo Tren de

Refinación

Aprovechamiento residuales Salina Cruz (estudio)

Aprovechamiento residuales Salina Cruz (obra) ***

2015 2017 2018 2020 2022 2028 2029202320212019

87

4.5.4. Proceso de petróleo en el SNR

Partiendo de los proyectos de inversión planeados en los próximos años, los cuales consideran los trabajos de modernización y construcción de infraestructura en el SNR, se espera aumentar el proceso de crudo, así como la obtención de productos de mayor valor económico. Con base en la evolución de la capacidad de refinación estimada en el periodo 2014-2029, el procesamiento de crudo se incrementará 19.6%. La disminución de procesamiento que se observó en 2015 respecto a 2014 del -5.5% se asocia, entre otros factores, a una menor utilización en el SNR. Para 2016, la normalización de operaciones de coquización en Minatitlán permitirá liberar inventarios de combustóleo, contribuyendo a incrementar el proceso de crudo a 1,100 mbd. A partir de 2021 y hasta 2029, se mantendrá un volumen constante de proceso en el SNR de 1,382 mbd, (véase Figura 4. 15).

El 08 de diciembre de 2015, PEMEX anunció proyectos que representan una inversión total de 23 mil millones de dólares1.

• Entre los proyectos que se dieron a conocer, resalta el de la producción de gasolinas de ultra bajo azufre (UBA) en las seis refinerías del país, cuya inversión total ascenderá a 3 mil 100 millones de dólares. La inversión de gasolinas limpias en la refinería Miguel Hidalgo, es de 250 millones de dólares.

• El proyecto de diesel de ultra bajo azufre se desarrollará en las seis refinerías con una inversión de 3 mil 900 millones de dólares para la construcción de 19 plantas nuevas y la modernización de 17 unidades externas. La inversión específica de esta obra en la refinería de Tula será de 770 millones de dólares.

• De manera adicional, Pemex invertirá casi 5 mil millones de dólares para la reconfiguración de la refinería de Tula, con lo que se ampliará la capacidad de procesamiento de crudo en 25 mil barriles diarios para llegar a una capacidad instalada total de 340 mil barriles.

• Los proyectos de las reconfiguraciones de las refinerías de Salamanca y Salina Cruz significarán una inversión adicional de 8 mil millones de dólares.

• Como parte de la actividad exploratoria realizada en el presente año, con una inversión de 35 mil millones de pesos, la empresa ha incorporado reservas 3P por más de mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de los cuales 60 por ciento están en aguas someras, 35 por ciento en aguas profundas y 5 por ciento en áreas terrestres. Estimando alcanzar una tasa de restitución de reservas totales 3P del orden de 85%, con lo que será posible revertir la tendencia de los dos últimos años.

• Los proyectos de cogeneración representan una inversión superior a 3 mil millones de dólares y generarán, estos se están realizando en las refinerías de Tula, Cadereyta, y Salina Cruz, Oaxaca, así como en el complejo procesador de gas de Cactus, Chiapas.

FUENTE: PEMEX. http://www.pemex.com/saladeprensa/boletines_nacionales/Paginas/2015-notainformativa-nacional.aspx

88

FIGURA 4. 15 PROCESO DE CRUDO EN EL SNR, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

Nota.- 2015 corresponde a la versión 6.1, 2016 es la versión de anteproyecto de POA junio 2015. FUENTE: Elaborado por SENER, con información de PEMEX.

De 2014 a 2029, el proceso de crudo ligero mostrará un ligero incremento de 7.4%. En 2015, se estima que se procesó el menor volumen de este tipo de crudo con 575.5 mbd, mientras que en 2020 se prevé un máximo de 717.1 mbd; es así que durante todo el periodo prospectivo el valor promedio de proceso de crudo ligero será de 682.8 mbd. Se contempla que las refinerías de Salina Cruz y Salamanca reduzcan el proceso de este tipo de crudo en 1 mbd y 16.1 mbd en 2029, respectivamente. En tanto que las refinerías de Madero, Minatitlán, Cadereyta y Tula aumentarán su proceso en 5.5 mbd, 24.5 mbd, 27.4 mbd y 7.5 mbd respectivamente, (véase Figura 4. 16).

Respecto al proceso de crudo pesado, se estima un incremento de 23.9% en 2029, el cual representa un volumen adicional de 118.7 mbd. El desarrollo de todos los proyectos previstos a realizarse en el SNR, principalmente la adición de capacidad de coquización, permitirá incrementar directamente el proceso de crudo pesado en las refinerías existentes en los próximos 15 años, alcanzando un volumen promedio de 563.9 mbd. A excepción de Cadereyta, al final del periodo estimado, el resto de las refinerías aumentará el proceso de crudo pesado, principalmente Tula y Salina Cruz.

497 431 427 490 485569 570 616 616 616 616 615 621 616 620 616

652

575 598

714 709715 717 690 691 692 693 695 690 696 695 700

6 84 74

100 109 78 77 75 74 74 73 72 71 70 67 65

1,1551,091 1,100

1,305 1,3041,363 1,363 1,382 1,382 1,382 1,382 1,382 1,382 1,382 1,382 1,382

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Pesado Ligero Reconstituido

89

FIGURA 4. 16 PROCESO DE CRUDO POR TIPO Y POR REFINERÍA, 2014 Y 2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por SENER, con información de PEMEX.

4.6. Producción de petrolíferos, 2014-2029

La producción estimada del SNR de PEMEX estará orientada a incrementar la capacidad de producción de petrolíferos, principalmente de destilados ligeros e intermedios, de tal manera que se cuente con una mayor oferta de gasolinas y diesel de Ultra Bajo Azufre (UBA) en los próximos 15 años. Los proyectos de aprovechamientos de residuales y el uso de trenes de conversión profunda permitirán mantener la tendencia de reducción en la producción de combustóleo de 88.4% e incrementar la producción de coque de petróleo. De acuerdo a lo anterior, la oferta de petrolíferos promediará 1,176 mbdpce entre 2014 y 2029, reflejado en un incremento de 24.1% en este periodo, (véase Tabla 4. 7).

TABLA 4. 6 PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS EN EL SNR, 2014-2029

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

Nota: El total puede no coincidir a la suma debido al redondeo. FUENTE: SENER, con información del IMP.

Las seis refinerías mostrarán un incremento en la elaboración de petrolíferos, (véase Tabla 4. 8). Como ya se mencionó, todas ellas centrarán su actividad en una mayor producción de destilados ligeros e intermedios, en detrimento de la producción de combustóleo. A partir de 2019 las refinerías de Tula y Salamanca dejarán de producir en su totalidad este petrolífero, mientras que en Salina Cruz será a partir de 2021.

101.6

129.8

95.0

28.8

55.9

86.4

9.8

37.7

85.8

139.5

195.8

183.3

Madero

Minatitlán

Cadereyta

Salamanca

Tula

Salina Cruz

2014Pesado Ligero Reconstituido

129.6

138.9

51.3

53.6

106.5

137.1

15.3

62.3

113.2

138.6

203.3

167.2

7.6

45.5

8.4

3.2

Madero

Minatitlán

Cadereyta

Salamanca

Tula

Salina Cruz

2029

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Gasolinas 339.1 333.0 336.0 404.6 414.1 492.3 494.3 520.6 523.7 525.1 531.0 530.8 529.8 527.9 527.6 524.2 2.9Diesel 286.4 284.5 282.2 373.5 374.1 432.4 431.6 477.8 485.2 481.1 479.4 482.6 482.9 486.4 485.5 486.5 3.6Turbosina 51.7 50.2 54.9 65.6 63.6 63.9 64.2 70.9 68.0 70.3 70.5 70.4 68.6 68.3 68.1 68.2 1.9Combustóleo 279.6 245.5 249.9 265.2 267.1 140.7 135.5 33.6 30.1 30.4 30.6 30.0 32.5 33.1 29.9 32.4 -13.4Coque de petróleo 39.0 38.5 36.4 60.9 61.7 98.6 98.2 124.3 124.3 124.3 124.3 124.3 124.3 123.7 124.5 124.0 8.0Total 995.7 951.7 959.5 1,169.7 1,180.6 1,228.0 1,223.7 1,227.2 1,231.3 1,231.2 1,235.7 1,238.0 1,238.1 1,239.4 1,235.6 1,235.3 1.4

Datos anuales tmca2014-2029

Combustible

90

TABLA 4. 7 PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS POR CENTRO DE TRABAJO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a.: no aplica. FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP.

La producción total de petrolíferos se centrará en la obtención de destilados ligeros. En 2029, se estima que 42.4% corresponda a gasolinas y 39.4% a diesel. En lo que corresponde a la producción de gasolinas, ésta crecerá en 54.6% entre 2014 y 2029, lo que equivale a un volumen adicional de 223.4 mbd con respecto al año 2014, alcanzando así un total de 632.7 mbd en 2029, (véase Figura 4. 17).

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Producción 996 952 959 1,170 1,181 1,228 1,224 1,227 1,231 1,231 1,236 1,238 1,238 1,239 1,236 1,235 24.1% 1.4

Salina Cruz 245.5 229.1 231.7 260.1 263.7 263.0 263.0 272.1 272.6 272.4 272.7 272.7 272.7 272.2 271.6 270.6 10.2% 0.7

Combustóleo 99.5 93.3 93.5 100.6 101.1 101.4 100.8 - - - - - - - - - n.a. n.a.

Gasolinas 75.2 69.8 70.4 80.1 83.3 82.3 82.8 114.6 113.1 114.1 115.4 115.4 115.4 112.7 112.7 112.8 50.1% 2.7

Diesel 56.3 51.0 52.7 67.7 67.7 67.7 67.7 113.4 116.0 115.1 113.4 113.4 113.4 116.0 115.4 114.1 102.6% 4.8

Turbosina 14.5 15.0 15.1 11.6 11.6 11.6 11.6 18.4 17.9 17.5 18.3 18.3 18.3 17.9 17.9 17.9 23.6% n.a.

Coque de petróleo - - - - - - - 25.7 25.6 25.8 25.7 25.7 25.7 25.6 25.7 25.7 n.a. n.a.

Tula 219.5 213.1 214.7 250.2 250.1 277.4 276.3 278.0 278.8 278.8 278.0 278.7 278.3 279.3 279.3 278.4 26.8% 1.6

Combustóleo 85.3 80.8 81.7 87.5 87.5 - - - - - - - - - - - -100.0% n.a.Gasolinas 71.7 67.5 67.6 85.9 86.0 142.9 142.5 143.0 141.0 142.2 142.1 141.2 141.1 141.3 141.6 140.9 96.5% 4.6Diesel 42.5 46.8 45.5 52.1 51.2 91.4 91.1 91.9 97.0 93.4 93.3 94.9 96.5 97.2 96.9 96.7 127.7% 5.6Turbosina 20.0 18.1 19.9 24.7 25.4 21.8 21.8 21.8 19.4 21.8 21.3 21.2 19.3 19.3 19.3 19.3 -3.4% n.a.Coque de petróleo - - - - - 21.3 20.9 21.4 21.4 21.4 21.4 21.4 21.4 21.4 21.4 21.4 n.a. n.a.

Cadereyta 154.3 146.1 145.9 191.4 190.0 190.4 190.4 192.0 192.1 192.3 192.3 192.9 193.3 193.9 193.9 195.0 26.4% 1.6

Diesel 61.0 63.4 61.0 92.5 86.8 86.4 86.2 86.2 85.9 85.8 85.9 86.6 85.8 85.7 85.7 88.0 44.3% 2.5Gasolinas 60.8 55.4 55.9 68.4 72.2 72.7 72.7 73.9 74.1 74.2 74.1 74.3 75.0 76.1 76.1 74.7 22.8% 1.4Combustóleo 16.4 10.9 13.2 1.7 2.1 2.2 2.2 2.5 2.4 2.4 2.5 2.2 2.3 2.4 2.1 2.5 -84.9% -11.8Coque de petróleo 12.5 12.6 11.5 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 23.2 22.8 23.0 22.8 82.4% 4.1Turbosina 3.5 3.8 4.3 5.9 6.1 6.2 6.4 6.6 6.8 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 7.0 98.2% 4.7

Minatitlán 141.1 146.1 141.4 178.4 185.5 191.6 189.1 179.9 183.0 182.4 187.1 187.1 188.0 187.8 184.8 185.4 31.4% 1.8

Diesel 57.1 56.7 55.0 61.7 61.9 63.9 63.9 63.9 63.9 63.9 63.9 63.9 63.9 63.9 63.9 63.9 11.8% 0.7Gasolinas 51.5 59.8 58.2 66.2 70.5 71.3 73.5 65.5 72.1 71.3 76.1 76.1 75.1 74.9 73.8 72.5 40.8% 2.3Coque de petróleo 16.5 14.0 13.1 19.3 19.3 22.4 22.4 22.4 22.4 22.3 22.4 22.4 22.1 22.1 22.4 22.1 34.5% n.a.Combustóleo 16.0 15.6 15.1 29.1 31.7 32.0 27.3 26.0 22.6 22.9 22.7 22.7 24.8 24.8 22.7 24.8 54.7% 2.9Turbosina - - - 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 n.a. n.a.

Salamanca 136.1 120.3 127.2 153.2 156.0 168.6 167.8 167.9 167.3 167.9 167.8 168.8 168.0 168.4 168.3 168.2 23.6% 1.4

Gasolinas 46.7 39.9 43.0 51.7 52.2 72.3 71.8 72.0 72.1 72.1 72.2 72.5 72.1 72.0 72.2 72.1 54.4% 2.9Combustóleo 41.8 38.1 39.9 37.4 39.7 - - - - - - - - - - - -100.0% n.a.Diesel 38.7 32.6 35.6 50.8 50.2 69.8 69.7 69.8 69.2 69.8 69.7 70.4 70.0 70.3 70.2 70.2 81.4% 4.1Turbosina 8.9 9.6 8.7 13.3 13.9 14.1 14.2 14.0 13.9 13.9 13.8 13.8 13.8 14.0 13.8 13.8 55.6% n.a.Coque de petróleo - - - - - 12.3 12.1 12.0 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.0 12.1 12.1 n.a. n.a.

Madero 99.2 97.0 98.6 136.5 135.3 137.0 137.2 137.3 137.4 137.4 137.7 137.7 137.7 137.8 137.7 137.7 38.8% 2.2

Gasolinas 33.3 40.6 41.0 52.2 49.9 50.8 51.1 51.6 51.3 51.3 51.2 51.3 51.2 51.0 51.3 51.3 54.1% 2.9Diesel 30.7 33.9 32.3 48.7 56.3 53.2 52.9 52.6 53.1 53.2 53.2 53.3 53.3 53.3 53.4 53.4 74.0% 3.8Combustóleo 20.4 6.8 6.5 8.8 5.0 5.1 5.1 5.1 5.1 5.1 5.4 5.1 5.4 6.0 5.1 5.1 -74.9% -8.8Coque de petróleo 10.1 11.9 11.8 18.7 19.6 19.9 20.0 20.0 19.9 19.9 19.9 20.0 19.8 19.6 19.9 19.9 97.2% 4.6

Turbosina 4.7 3.8 7.0 8.0 4.5 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 8.0 70.3% 3.6

Datos anuales Concepto tmca

2014-2029Crec. %

2029/2014

91

FIGURA 4. 17 PRODUCCIÓN, DEMANDA E IMPORTACIÓN DE GASOLINAS, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

En 2029, se estima que la producción de diésel se ubique en 486.9 mbd, 203.3 mbd más a lo producido en 2014. El incremento en la elaboración de destilados intermedios permitirá cubrir una mayor proporción de consumo, por lo que al final del periodo, la producción de diésel cubrirá 72.4% de los requerimientos de su demanda, (véase Figura 4. 18).

FIGURA 4. 18 BALANCE DE DIÉSEL, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP y PEMEX.

1.9 405.5

% 47.5% 37.6% 37.1% 27.4% 29.0% 28.5% 31.4% 34.0% 35.7%

15 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024

Importaciones Producción Demanda Dep

30.1% 30.3% 33.1%

16.2% 19.6%10.2% 13.8%

8.4% 10.2% 13.6% 16.3% 18.4% 21.1% 22.9% 25.4% 27.6%

286.6 284.7 282.5

373.8 374.4

432.8 432.0478.2 485.6 481.5 479.8 483.0 483.3 486.8 485.9 486.9

410 408 422446 465 482 501 522 541 557 573 592 613 631 651 673

-

100.0

200.0

300.0

400.0

500.0

600.0

700.0

800.0

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Producción Demanda interna

Importaciones

Importaciones

92

La producción de turbosina mostrará una tasa media anual de 1.9%, adicionando un volumen de producción de 17.1 mbd de turbosina en comparación con 2014. En 2015, se registrará el nivel más bajo de producción con 51.9 mbd y el máximo en 2021 con 73.3 mbd. En el último año del periodo se presentará la brecha más amplia entre la producción de este combustible en comparación con la demanda del mismo, lo que se reflejará en un incremento en las importaciones. La reducción en la producción de turbosina se asociará al incremento en la producción de destilados intermedios por parte de PEMEX, (véase Figura 4. 19).

FIGURA 4. 19 BALANCE DE TURBOSINA, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP y PEMEX.

La producción de combustóleo pasará de 259.2 mbd en 2014 a 30.0 mbd en 2029, lo que representa una caída de 88.4% en la producción en el periodo prospectivo. Este comportamiento se debe a los proyectos de modernización de la infraestructura y la reconfiguración de refinerías, mismos que reducirán la producción de residuales tales como el combustóleo, (véase Figura 4. 20). Lo anterior va en línea con una menor demanda proyectada de este combustible, principalmente por parte del sector eléctrico e industrial.

FIGURA 4. 20 BALANCE DE COMBUSTÓLEO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP y PEMEX.

19.7% 25.1% 21.2%10.2% 17.1% 19.4% 22.9%

18.9% 26.0% 27.0% 30.2% 32.8% 36.8% 39.0% 41.3% 43.3%

53.4 51.956.8

67.8 65.7 66.1 66.373.3 70.3 72.7 72.8 72.7 70.9 70.6 70.4 70.5

66.5 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.495.0

99.5104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3

0

20

40

60

80

100

120

140

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Producción Demanda Interna

Importaciones

259.2

227.6 231.7 245.9 247.6

130.5 125.6

31.1 27.9 28.2 28.3 27.8 30.1 30.7 27.7 30.0

146.2

101.6

35.7 20.4 18.6

6.8 5.1 3.1 3.4 3.0 3.2 3.4 2.9 3.1 3.3 3.0

128.8 126.0 130.2

207.1

229.0

123.7 120.5

28.0 24.5 25.2 25.1 24.4 27.2 27.6 24.4 27.0

0

50

100

150

200

250

300

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Importaciones Producción Demanda Interna Exportación

93

Finalmente, en 2029 la producción de coque de petróleo alcanzará 8,596 mta, presentando un incremento de 5,891 mta con respecto al año 2014. Este incremento se debe a la planeación de proyectos de coquización en Madero y Cadereyta, en 2016, y en Salamanca en 2019, permitiendo que, a partir de 2019, la producción de coque de petróleo sea mayor a su consumo, (véase Figura 4. 21).

FIGURA 4. 21 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO, 2014-2029

(Miles de toneladas anuales)

FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP y PEMEX.

4.6.1. Rendimientos de producción

Las acciones para incrementar la eficiencia operativa del SNR también se reflejan en la disminución el índice de intensidad energética a través de la aplicación de un proceso continuo y sistemático enfocado en la mejora de la eficiencia. Por otra parte, es importante recordar que, de acuerdo al grado de complejidad de una refinería, será la capacidad de procesar crudos pesados para la obtención de productos que contengan un alto valor económico en el mercado. Es así que las estimaciones para este ejercicio de planeación, consideran que la producción de combustibles ligeros e intermedios se visualiza como prioridad ante la producción de aquellos con menor valor económico.

De acuerdo a lo anterior, hacia el final del periodo estimado, el diseño de las refinerías de Tula, Cadereyta Salina Cruz y Salamanca estará orientado en primer lugar a obtener mayores rendimientos en gasolinas y en segundo lugar de diesel. Por otra parte, en 2029 se prevé que en Tula, Salamanca y Salina Cruz se elimine la obtención de combustóleo, y aunque en menor volumen en relación al actual, se espera que Madero, Cadereyta y Minatitlán continúen su producción, (véase Figura 4. 22).

2,705 2,671 2,531

4,220 4,279

6,837 6,826

8,615 8,616 8,616 8,636 8,617 8,617 8,571 8,650 8,596

4,828 4,854 5,012

5,531

6,115 6,194 6,327 6,381 6,443 6,484 6,509 6,542 6,582

5,984 5,819 5,844

64

1,082 994

2,737 2,689 2,659 2,656 2,614 2,586

3,1523,404 3,331

2,3862,183

2,4801,311

1,836

439 494 504 516 527 529 539 551 565 573 579

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Producción Demanda Interna Exportaciones Importaciones

94

FIGURA 4. 22 RENDIMIENTOS EN REFINERÍAS POR PRODUCTOS, 2029

(Porcentaje)

1Incluye: parafinas, lubricantes, aeroflex, asfaltos, solventes y coque de petróleo. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de PEMEX.

Actualmente, PEMEX tiene distintas problemáticas asociadas a la producción de gasolinas y destilados intermedios, resultado una infraestructura y tecnología inadecuadas para procesar las nuevas calidades de crudo que poseen un alto contenido de azufre y metales de crudos mexicanos. Lo anterior requiere que las refinerías cuenten con un mayor número de procesos, como desulfuradoras, de manera que sea posible dar cumplimiento a la normatividad ambiental.

Adicionalmente, la capacidad de refinación ha sido insuficiente para atender la demanda nacional de gasolina, a lo cual se suma una infraestructura y tecnología inadecuada para el transporte, almacenamiento y destilación del crudo para las dietas actuales y futuras en las que se tiene una expectativa de una mayor proporción de crudos pesados. En materia de logística de almacenamiento, transporte y distribución de petrolíferos se tienen: capacidad de almacenamiento insuficiente de crudos en refinerías, capacidad de almacenamiento insuficiente de destilados en TAR's, falta de detección oportuna de tomas clandestinas, falta de optimización para el uso eficiente de ductos, infraestructura de poliductos con rezago tecnológico. Es necesario incrementar la capacidad de transporte de petrolíferos por ducto y otras formas de transporte, así como la capacidad de almacenamiento, con el objetivo de asegurar el abasto y las mejores condiciones para el óptimo desarrollo de esta industria.

4.7. Demanda de petrolíferos

La dinámica de los mercados energéticos en el país ha modificado el perfil de la demanda de petrolíferos, lo que, aunado a las modificaciones en el marco regulatorio del sector energético, implican la necesidad de modernizar el proceso comercial, mismo que deberá adecuarse al nuevo entorno de mercado.

42.5%

40.3%

54.0%

43.4%

36.0%

44.2%

41.6%

34.8%

30.8%

35.0%

26.3%

37.1%

1.1%

3.1%

0.0%

0.0%

9.5%

0.0%

3.4%

5.4%

6.4%

7.1%

0.9%

6.0%

11.4%

16.4%

14.5%

27.3%

12.6%

Cadereyta

Madero

Tula

Salamanca

Minatitlan

Salina Cruz

Gasolina Diesel Combustóleo Turbosina Otros (1)

1

2

95

La estimación de la demanda nacional de petrolíferos para el periodo 2014-2029 fue elaborada en función de los principales indicadores económicos del país, considerando el escenario de actividad económica por estado, sector y subsector. El Instituto Mexicano del Petróleo es el encargado de realizar las proyecciones de la demanda de combustibles. Para obtener la demanda prevista de cada uno de los petrolíferos de manera desagregada de tipo nacional, región, estado, sector y en algunos casos por rama, fue necesario partir de ciertas variables importantes tales como: PIB nacional e industrial, precio de los productos petrolíferos, composición del parque vehicular por combustible, además de considerar la intensidad de uso, rendimientos y de eficiencias, entre otros.

4.7.1. Sector Transporte

Entre 2014 y 2029 se estima que el sector transporte incremente 58.0% la demanda de combustibles, al pasar de 1,082 mbdpce en 2014 a 1,709 mbdpce en 2029. Del volumen total previsto en el último año, las gasolinas serán las de mayor demanda, representado 55.6%, mientras que el diésel será de 36.0%, resultado de su uso intensivo en el autotransporte. De acuerdo a lo anterior, el consumo de ambos combustibles representará 91.5% de la demanda total de este sector; el resto se distribuye entre turbosina (7.0%) y gas LP (1.4%). El gas natural comprimido (GNC), e intermedio 15 continuarán reflejando una participación marginal, (véase Tabla 4. 9).

TABLA 4. 8 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR TRANSPORTE, 2014-2029

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Autotransporte

Para estimar la demanda del sector autotransporte es importante considerar los precios de combustibles en este sector. Para el presente ejercicio, se mantiene como premisa el supuesto de precios al público constantes en términos reales para las gasolinas automotrices y el diésel. Otro de los principales supuestos en el desarrollo del sector autotransporte es la introducción de nuevas tecnologías en el mercado automotriz, efecto que se ve reflejado a futuro en la composición del parque vehicular. Cabe mencionar que para este ejercicio de prospectiva, se contempló la reducción de la importación de vehículos usados, derivado de las

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 1,082 1,099 1,105 1,142 1,175 1,218 1,259 1,315 1,371 1,423 1,474 1,525 1,575 1,620 1,670 1,709 3.1

Gasolinas 643.2 650.9 638.7 647.9 657.6 677.1 695.6 727.1 762.4 794.9 824.9 854.5 882.3 905.5 933.2 949.8 2.6

Diesel 350.1 354.6 368.6 392.9 411.6 431.6 450.0 469.9 487.1 502.5 519.1 536.7 556.1 575.1 594.3 614.6 3.8

Gas LP 23.8 25.7 27.0 28.0 28.6 28.9 29.2 29.4 29.2 28.9 28.4 28.0 27.2 26.3 25.2 24.1 0.1

Turbosina 64.3 67.1 69.7 73.0 76.7 79.3 83.3 87.4 91.9 96.3 101.0 104.7 108.5 112.2 116.2 120.2 4.3

Intermedio 15 0.3 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -3.8

Gas natural comprimido

0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 2.7

tmca2014-2029

Datos anuales Combustible

Hasta antes de la Reforma Energética, no se necesitaba permiso para la operación de estaciones de gasolina en la República Mexicana, ya que la gasolina podría comercializarse obteniendo el contrato de franquicia con PEMEX. A partir de la Reforma, es necesario un permiso que expide la CRE, con lo que se da cumplimiento al Artículo Transitorio Décimo Primero de la Ley de Hidrocarburos, sobre la solicitud y obtención del permiso antes del 31 de diciembre de 2015.

A partir del 1 de enero de 2016, PEMEX no podrá surtir a expendios que no cuenten con dicho permiso. Además, el nuevo permiso de la CRE también deberá ser tramitado por aquellas empresas que se dediquen, o se interesen en participar en el transporte, distribución o almacenamiento tanto de petrolíferos, petroquímicos, petróleo crudo y bioenergéticos.

Adicionalmente, Con la reforma se liberará el precio de gasolinas a partir de 2017 y se espera que entren nuevas empresas a ofrecer gasolina al público podrían ser algunas marcas extranjeras.

96

medidas impuestas por el Sistema de Administración Tributaria (establecimiento de un arancel del 48% para la importación de vehículos usados).

A nivel regional, la demanda de gasolinas en el sector transporte se concentrará principalmente en las regiones, Centro Occidente con 57.3% del total de la demanda en el sector transporte en la región, Sur- Sureste con 55.2%, y Centro con 49.4%. Por otro lado, la demanda de diésel en este sector presentará un aumento por efecto del cambio de modalidad, ya que se intensifica el uso de transporte público. En la demanda diesel se consideran los siguientes supuestos: 1) A pesar de un escenario económico bajo, se compensa con el cambio de modalidad y 2) No existe nivel de saturación.

Las gasolinas continuarán como el principal combustible de consumo en el autotransporte, durante el periodo 2014-2029. En este sentido, se estima que la demanda de gasolinas se incremente 47.5%, de tal manera que al final del periodo se ubique en 1,146.3 mbd, mayor en 370.0 mbd en relación a 2014, debido principalmente al crecimiento del parque vehicular a gasolina.

A lo largo del periodo prospectivo, el consumo de gasolina PEMEX Premium mostrará un crecimiento promedio anual de 3.0%, y el de gasolina PEMEX Magna 2.5%. El volumen de demanda de la gasolina PEMEX Magna será el de mayor consumo y participación respecto al total de gasolina durante el periodo prospectivo, pasando de 639.1 mbd en 2014 a 932.0 mbd en 2029. Por su parte, la demanda de gasolina PEMEX Premium pasará de 137.2 mbd a 214.3 mbd en el mismo periodo, (véase Tabla 4. 10).

TABLA 4. 9 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL AUTOTRANSPORTE, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Se considera que la tendencia en ascenso de la demanda de gasolinas se asocia a la creciente introducción de camionetas en el parque vehicular, que demandarán el 55.1% de este combustible en 2029; mayor en 2.6 puntos porcentuales a la participación registrada en 2014. Al finalizar el periodo prospectivo, el consumo de gasolinas de este tipo de vehículos será de 631.2 mbd, lo que representa un aumento de 55.0% con respecto al año 2014, el cual fue de 407.3 mbd.

Respecto a los vehículos compactos, éstos demandarán 160.8 mbd de gasolina en 2029, lo cual representa un aumento de 33.5% con respecto a la demanda presentada en el año 2014 (120.4 mbd). En cuanto a la demanda de gasolinas por parte de los vehículos subcompactos, éstos se incrementarán en 30.0% a lo largo de la proyección, así se tiene una demanda de 99.2 mbd en 2014 hasta llegar a 129.0 mbd en 2029, en contraste su participación se reducirá de 12.8% a 11.3% en el mismo periodo. Otra modalidad que mostrará una importante evolución en la demanda de gasolinas es el de vehículos de lujo y deportivos, ya que su consumo pasará de 53.3 mbd en 2014 a 74.0 mbd en 2029. Por su parte, el consumo de gasolinas en camionetas de uso intensivo, se incrementará de 69.5 mbd en 2014 a 112.2 mbd en 2029; es decir, 62.2% de crecimiento en el periodo, (véase Figura 4. 23).

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Gasolina Magna 639.1 638.7 626.6 635.8 645.3 664.5 682.7 713.6 748.2 780.1 809.5 838.5 865.8 888.5 915.7 932.0 2.5

Gasolina Premium 137.2 146.8 144.2 146.2 148.3 152.7 156.9 164.0 171.9 179.3 186.0 192.7 199.0 204.3 210.5 214.3 3.0

Total gasolinas 776.3 785.5 770.8 781.9 793.6 817.2 839.5 877.5 920.1 959.4 995.5 1,031.3 1,064.8 1,092.8 1,126.2 1,146.3 2.6

Diesel 323.6 327.0 340.5 363.9 381.8 401.0 418.6 437.7 453.9 468.5 484.1 500.7 519.0 536.8 554.9 574.0 3.9

Gas LP 35.9 40.8 41.5 42.8 43.7 44.4 45.0 45.5 45.8 45.9 45.9 45.7 45.5 45.2 44.6 43.9 1.3

Gas natural (MMpcd) 2.3 2.6 2.7 2.8 2.8 2.9 3.0 3.0 3.1 3.2 3.2 3.2 3.3 3.3 3.3 3.4 2.6

Datos anuales tmca2014-2029Combustible

97

FIGURA 4. 23 DEMANDA DE GASOLINAS AUTOMOTRICES POR SEGMENTO, 2014 Y 2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

En lo que respecta a la demanda nacional de diésel, el sector autotransporte es el principal demandante de este combustible, al pasar de 323.6 mbd en 2014 a 574.0 mbd en 2029, representando un incremento de 77.4% en el periodo. Lo anterior se fundamenta por el incremento en el parque vehicular de uso intensivo que emplea este combustible. El consumo de diésel mostrará una tasa media anual de crecimiento menor (3.9%) que la registrada en el parque vehicular a diésel, la cual será de 6.6% de 2014 a 2029. Por otro lado, las mejoras en eficiencia de los motores a diésel contribuirán a reducir el consumo de este combustible.

Parque vehicular por tipo de combustible

El parque vehicular total se incrementará 29.6% durante el periodo de estudio, es decir, se adicionarán 9.2 millones de vehículos, principalmente de motor a gasolina y diesel y en menor medida automóviles a gas lp y gas natural comprimido, (véase Figura 4. 13).

En lo que respecta a la composición del parque vehicular a gasolina, se estima que, entre 2014 y 2029, crezca 26.0%, de tal manera que, de tener un parque vehicular a gasolina de 29.8 millones de unidades en sus diferentes categorías35 en 2014, se incremente a 37.6 millones de unidades en 2029. Con respecto al diésel el parque vehicular para 2014 es de 900 mil unidades y se estima aumente a 2.2 millones de unidades para el último año del periodo, destacando la categoría de camionetas y camionetas de uso intensivo.

TABLA 4. 10 PARQUE VEHICULAR POR TIPO DE COMBUSTIBLE, 2014-2029

(Millones de vehículos)

Nota: El parque vehicular a gas natural comprimido es tan pequeño que pareciera ser cero, sin embargo es atribuible al redondeo a un decimal.

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

35 De acuerdo a su importancia, las categorías con mayor crecimiento son camionetas, compactos, subcompactos, lujo y

deportivos, camionetas de uso intensivo, camiones medianos y autobuses.

Subcompacto, 12.8%

Compacto, 15.5%

Lujo y deportivos,

6.9%

Camionetas, 52.5%

Camionetas de uso

intensivo, 8.9%

Autobuses, 0.8%

Camiones medianos,

1.8%

Motocicletas, 0.9%

2014

Subcompacto11.3%

Compacto14.0%

Lujo y deportivos

6.5%

Camionetas55.1%

Camionetas de uso

intensivo9.8%

Autobuses0.0%

Camiones medianos

2.0%

Motocicletas1.4%

2029

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 31.0 32.9 32.5 33.0 33.4 34.0 34.3 35.0 35.6 36.2 36.7 37.3 38.0 38.6 39.3 40.1 1.7

Gasolina 29.8 31.6 31.1 31.5 31.9 32.4 32.6 33.2 33.8 34.3 34.7 35.2 35.7 36.3 36.9 37.6 1.6

Diesel 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 6.6

Gas LP 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.9

Gas natural comprimido 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -1.2

Datos anuales tmca2014-2029Combustible

98

Se estima que durante todo el periodo 2014-2029, la demanda de combustibles en el transporte crezca a una tasa de 3.1% promedio anual, mientras que en el parque vehicular por tipo de combustible sea de 1.7% promedio anual, (véase Figura 4. 24).

FIGURA 4. 24 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR TRANSPORTE Y PARQUE VEHICULAR POR TIPO DE

COMBUSTIBLE, 2014-2029 (Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente y millones de vehículos)

FUENTE: Elaborado por SENER, con información del IMP.

Las regiones Centro, Centró Occidente y Noreste continuarán registrando la mayor concentración de parque vehicular a gasolina, de tal manera que en 2014 la participación mostrada fue de 30.3%, 21.6% y 20.3%, respectivamente, y en 2029 se estima en 32.0%, 22.9% y 17.1%, en el orden mencionado. Por el contrario, la aportación de la región Sur-Sureste y Noroeste en 2014 se registra en 15.3% y 12.5%, respectivamente, y hacia el final del último año proyectado de 17.2% y 10.8%. No obstante, la región con la mayor tasa promedio de crecimiento es la Sur-Sureste, seguida de la Centro-Occidente y Centro, (véase Tabla 4. 12).

TABLA 4. 11 PARQUE VEHICULAR A GASOLINA, 2014-2029

(Millones de vehículos)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

31.0 32.9 32.5 33.0 33.4 34.0 34.3 35.0 35.6 36.2 36.7 37.3 38.0 38.6 39.3 40.1

1,082 1,099 1,105 1,142 1,175 1,218 1,2591,315

1,3711,423

1,4741,525

1,575 1,6201,670 1,709

0

10

20

30

40

50

60

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Parque vehicular por tipo de combustible Combustibles sector transporte

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 29.8 31.6 31.1 31.5 31.9 32.4 32.6 33.2 33.8 34.3 34.7 35.2 35.7 36.3 36.9 37.6 1.6

Noroeste 3.7 4.0 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 3.9 4.0 4.0 4.1 0.6

Noreste 6.0 6.2 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.1 6.2 6.2 6.2 6.2 6.2 6.3 6.3 6.4 0.4

Centro-Occidente 6.4 6.9 6.8 7.0 7.1 7.2 7.3 7.5 7.7 7.8 7.9 8.1 8.2 8.3 8.4 8.6 1.9

Centro 9.0 9.1 9.1 9.2 9.4 9.7 9.9 10.2 10.4 10.7 10.9 11.1 11.4 11.6 11.8 12.0 1.9

Sur-Sureste 4.6 5.4 5.3 5.3 5.3 5.4 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 5.9 6.0 6.2 6.3 6.5 2.4

Datos anuales tmca2014-2029Región

99

Respecto al parque vehicular de motor a diesel, se considera que las regiones Centro-Occidente, Sur-Sureste y Centro, sean las que presenten las mayores tasas promedio anuales, seguidas la Noreste y Noroeste, (véase Tabla 4. 13).

TABLA 4. 12 PARQUE VEHICULAR A DIESEL, 2014-2029

(Millones de vehículos)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Rendimientos de parque vehicular, 2014-2029

Un criterio considerado en la proyección de la demanda de gasolinas y diésel es el rendimiento, el cual puede mejorar por avances tecnológicos y la aplicación de normas oficiales en materia ambiental, que permitan

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 6.6

Noroeste 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 5.3

Noreste 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 6.1

Centro-Occidente 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 7.4

Centro 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 6.5

Sur-Sureste 0.1 0.1 0.1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 7.2

Datos anuales tmca2014-2029Región

La Reforma Energética establece la liberación gradual del mercado de combustibles automotrices. A partir de 2018, será un mercado abierto a la libre competencia en donde los precios se determinen de acuerdo a las condiciones de mercado.

• Se prevé que a partir de 2016 se puedan otorgar permisos a terceros para el expendio al público de combustibles, de forma que podrán haber estaciones de servicio distintas a la franquicia de Pemex;

• En 2017 se permitirá la libre importación de gasolinas y diésel y, • A partir de 2018 los precios de estos combustibles se determinarán bajo condiciones de mercado.

Se tiene previsto que hasta finales de 2017, cuando existan condiciones de competencia en el mercado de combustibles, se mantenga un precio máximo, con objeto de evitar que se observe un incremento en los precios debido al poder de mercado que pudieran tener algunos participantes en la cadena de producción, distribución y comercialización de los combustibles.

• Se propone que en 2016 los precios máximos puedan comenzar a fluctuar de forma consistente con su referencia internacional.

De esta forma, comenzarán a observarse algunas características de un mercado liberalizado de combustibles, como el que los precios fluctúen de acuerdo a patrones estacionales de consumo como sucede en otros países; o que los precios puedan disminuir en caso de que los precios de referencia se reduzcan con respecto a los observados en 2015.

• Se propone establecer una banda para las fluctuaciones de precios, de forma que se acoten los movimientos al alza y a la baja de los combustibles.

• Se propone adoptar un esquema de impuesto de cuota fija a los combustibles automotrices.

Con ello, el impuesto a los combustibles automotrices dejará de estar referenciado al desempeño y costos de Petróleos Mexicanos, como sucede actualmente. Lo anterior permitirá convivir en un mismo mercado y en igualdad de condiciones a nuevos participantes y a Pemex.

Sólo durante el periodo de transición se mantendría un componente variable en el impuesto en caso de que el precio de referencia fluctuase de forma tal que el precio superaría los niveles mínimos o máximos de la banda de precios en caso de que no se modificase el impuesto. En estos casos, el impuesto a los combustibles se ajustaría como sucede en la actualidad con objeto de asegurar que no se observara un precio para los consumidores finales que estuviese por fuera de la banda establecida.

(Fuente: Criterios Generales de Política Económica para la Iniciativa de Ley de Ingresos y el Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación Correspondientes al Ejercicio Fiscal 2016)

100

tener un parque vehicular más limpio y eficiente. Considerando lo anterior, se tiene que los rangos más bajos en eficiencias de vehículos a gasolina se encuentran en las clasificaciones de autobuses, camiones medianos y camionetas. Por su parte, las clasificaciones de subcompactos, compactos, lujo y deportivos, presentarán los mayores incrementos en los rendimientos al final del periodo prospectivo, (véase Figura 4. 25).

FIGURA 4. 25 RENDIMIENTO PROMEDIO DEL PARQUE A GASOLINA POR CATEGORÍA, 2014-2029

(Kilómetros por litro)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

En relación con los vehículos nuevos de motor a diésel, el mayor rendimiento se presentará en los vehículos compactos con 16.5 km/l de gasolina equivalente en el año 2029. En cuanto a los camiones medianos y camionetas de uso intensivo, éstos registrarán el menor crecimiento en su eficiencia durante el periodo prospectivo, siendo de 5.6 y 4.4 km/l, respectivamente en el año 2029. El factor que determina los bajos rendimientos en este tipo de vehículos es la edad promedio, por lo tanto sus desempeños son bajos, (véase Figura 4. 26).

13.3 13.5 13.7 13.6 13.814.0 14.2 14.4 14.6 14.7 14.9 15.1 15.3 15.5 15.7 15.8

11.6 11.8 12.1 12.0 12.1 12.3 12.5 12.6 12.8 13.0 13.1 13.3 13.4 13.6 13.8 13.9

10.0 10.2 10.4 10.3 10.4 10.5 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5

8.3 8.4 8.5 8.3 8.4 8.4 8.4 8.4 8.5 8.5 8.5 8.6 8.6 8.6 8.7 8.7

9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5

3.1 3.1 3.1 3.2 3.2 3.2 3.2 3.3 3.3 3.3 3.4 3.4 3.4 3.5 3.5 3.6

4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.4 4.4 4.5 4.5 4.6 4.6 4.6 4.7 4.7

-

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Subcompacto Compacto Lujo y deportivos Camionetas Camionetas de uso intensivo Autobuses Camiones medianos

101

FIGURA 4. 26 RENDIMIENTO PROMEDIO DEL PARQUE VEHICULAR A DIESEL POR CATEGORÍA, 2014-2029

(Kilómetros por litro)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

Transporte ferroviario, marítimo y aéreo

Se prevé que la demanda de turbosina36 crezca 4.3% promedio anual entre 2014 y 2029. Es importante considerar que la elasticidad ingreso de la demanda muestra que, al aumentar el ingreso (expresado en términos del PIB37) en 1%, la demanda de turbosina se incrementará en promedio 0.83%38. Por otro lado, la diferencia que existe entre los precios del transporte aéreo con el transporte terrestre (excepto ferroviario), el consumidor optará por usar el transporte aéreo dadas las condiciones de un menor precio y comodidad, así como el menor tiempo de viaje, entre otros factores.

TABLA 4. 13 DEMANDA DE COMBUSTIBLES EN EL TRANSPORTE FERROVIARIO, MARÍTIMO Y AÉREO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

36 La estimación de la demanda de turbosina en el sector transporte aéreo usa como variables explicativas el precio

relativo (Índice precios transporte aéreo / Índice precios transporte terrestre excepto ferroviario), PIB regional y una variable dicotómica regional.

37 Para este ejercicio se utilizó un escenario del PIB de 3.9% de crecimiento en promedio para el periodo 2014-2029. 38 Para cada región se tiene una diferente elasticidad ingreso de la demanda.

14.2 14.3 14.5 14.6 14.8 14.9 15.1 15.2 15.4 15.5 15.7 15.9 16.0 16.2 16.3 16.5

10.2 10.3 10.4 10.6 10.7 10.8 10.9 11.0 11.1 11.2 11.3 11.4 11.5 11.7 11.8 11.9

6.8 6.9 7.0 7.0 7.1 7.2 7.2 7.3 7.4 7.5 7.5 7.6 7.7 7.8 7.9 7.9

3.8 3.8 3.9 3.9 3.9 4.0 4.0 4.0 4.1 4.1 4.2 4.2 4.3 4.3 4.3 4.4

3.1 3.1 3.1 3.2 3.2 3.2 3.2 3.3 3.3 3.3 3.4 3.4 3.4 3.5 3.5 3.6

4.8 4.8 4.9 4.9 5.0 5.0 5.1 5.1 5.2 5.2 5.3 5.3 5.4 5.5 5.5 5.6

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

18.0

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Compacto Lujo y deportivos Camionetas Camionetas de uso intensivo Autobuses Camiones medianos

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Transporte ferroviario 12.8 13.0 13.4 14.0 14.6 15.2 15.9 16.5 17.3 18.0 18.7 19.5 20.4 21.2 22.1 23.0 4.0

diesel 12.8 13.0 13.4 14.0 14.6 15.2 15.9 16.5 17.3 18.0 18.7 19.5 20.4 21.2 22.1 23.0 4.0

Transporte marítimo 14.3 15.0 15.1 15.4 15.6 15.8 16.0 16.2 16.4 16.6 16.8 17.1 17.3 17.6 17.9 18.2 1.6

diesel 14.0 14.9 14.9 15.2 15.5 15.7 15.9 16.1 16.3 16.5 16.7 17.0 17.2 17.5 17.8 18.1 1.7

combustóleo 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -3.8

Transporte aéreo 66.5 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.4 95.0 99.5 104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3 4.3

turbosina 66.5 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.4 95.0 99.5 104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3 4.3

Datos anuales tmca2014-2029Concepto

102

Para la proyección de la demanda de diésel en el sector ferroviario se emplea el último dato histórico obtenido y se multiplica por los factores de crecimiento esperados del PIB total por estado. Esto porque se puede transportar carga tanto de productos industriales, como agrícolas, forestales y hasta servicios de transporte de pasajeros. Además de que, con la aprobación de la reforma energética, el ferrocarril podrá atender la demanda de energéticos, posicionándose como el primer medio de transporte para trasladar derivados del petróleo por su eficacia y seguridad.

Por otra parte, la demanda de diésel en el sector transporte marítimo depende en gran medida de las expectativas de crecimiento del PIB Industrial, así como del nivel y progreso del intercambio comercial internacional y el dinamismo de la economía mundial, que son detonantes importantes para la actividad del transporte en los puertos marítimos. Así, al aumentar el PIB industrial (demanda de bienes, del sector) en 1% la demanda de diésel en el transporte marítimo se incrementará 0.78%.

4.7.2. Sector Eléctrico

Derivado de la Reforma Energética, el sector eléctrico ha mostrado cambios importantes en relación a las oportunidades de negocio. Es así que, tanto el esquema de generación de electricidad por parte de privados y de la propia Comisión Federal de Electricidad (CFE), en su carácter de EPE, deberán de adaptarse a la nueva estructura de negocio de la industria eléctrica.

Si bien el anterior modelo de generación permitía la inversión privada en el sector eléctrico, éste consideraba esquemas de participación muy específicos y limitados. Las actividades de compraventa de energía y potencia entre particulares únicamente podían llevarse a cabo mediante autoabastecimiento, cogeneración, pequeña producción y la venta de energía eléctrica a CFE a través de la producción independiente de energía (PIE).

De acuerdo al esquema de la reforma energética, las Bases del Mercado Eléctrico se diseñaron bajo un enfoque de eficiencia operativa, la cual será regulada por el Centro Nacional de Control de Energía (Cenace). Es así que todas las decisiones del mercado eléctrico mayorista se determinarán bajo procesos eficientes y de transparencia, así como acceso abierto y no indebidamente discriminatorio.

Todas las operaciones de compraventa que sean llevadas a cabo por los participantes del mercado tendrán que cuantificar sus costos de oportunidad de manera instantánea e independiente para el Sistema Eléctrico Nacional, determinando así los precios en cada uno de sus nodos o zonas de potencia. Además, cada participante deberá emitir una plataforma de garantía, la cual deberá ser lo suficientemente barata y flexible para respaldar sus operaciones y, con ello, reducir los costos y precios de la electricidad para los usuarios finales, lo cual es un objetivo importante de la reforma eléctrica.

Un aspecto importante de mencionar es que las estimaciones de la demanda de combustibles en el sector eléctrico se apegaron a los criterios, supuestos y consideraciones de largo plazo del Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2015-2029. Bajo este panorama, y a diferencia de publicaciones anteriores, la edición de Prospectiva 2014-2029, muestra un ejercicio de estimación de la demanda en el sector eléctrico sin distinguir qué volumen de combustibles corresponden al segmento de público y privado (proyectos de autoabastecimiento y exportación), debido a las nuevas condiciones del mercado eléctrico. Lo anterior es relevante debido a que la planeación de la generación en el sector eléctrico nacional impacta directamente la proyección del consumo de combustibles asociados a ella.

Se espera que la demanda total de combustibles en este sector sea 8.9% mayor en el 2029 respecto de 2014, representando una tasa de crecimiento media anual de 0.6%; lo cual se explica por el gran aumento de la demanda de gas natural. La demanda de este último combustible representó el 65.9% de total en 2014 y aumentará a 97.2% en 2029. Por otro lado, las estimaciones indican que la tendencia durante este periodo es ir disminuyendo el consumo de diesel, combustóleo y carbón para la generación de energía eléctrica, (véase Tabla 4. 15).

103

TABLA 4. 14 DEMANDA DE COMBUSTIBLES FÓSILES EN EL SECTOR ELÉCTRICO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a. no aplica. * Esta demanda no incluye exportación de electricidad. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, PEMEX, SENER y empresas privadas.

4.7.3. Sector Industrial

La demanda de combustibles en el sector industrial está directamente relacionada al crecimiento en las actividades de este rubro, disponibilidad de la oferta; cambios tecnológicos en los procesos requeridos en las empresas y plantas que emplean dichos combustible; e intensidades que se necesitan para ciertas industrias. Otro elemento a considerar es el precio de los combustibles39, ya que éste tiene una considerable influencia en las preferencias de combustible, sobre todo en empresas que sean capaces de realizar la sustitución de un combustible por otro, por ejemplo combustóleo por gas natural. Aunado a lo anterior, se debe considerar el Producto Interno Bruto de cada una de las ramas que integran el sector industrial, debido a que esta variable muchas veces determina el incremento o el decremento de la demanda de ciertas regiones e industrias.

El combustible que presentará el mayor crecimiento en su demanda por parte del sector industrial será el gas natural, cuya tasa de crecimiento promedio se estima en 3.9%. Dicho valor es superior a la tasa media de crecimiento en la demanda total de combustibles que, para el mismo periodo, se estima en 3.1%, lo que implica un incremento de 330.5 mbdpce en 2014 a 522.1 mbdpce en 2029.

Se prevé que el gas natural continué siendo el combustible de mayor consumo en el sector industrial, en 2014 representó el 67.3% del consumo total de combustibles en este sector, mientras que en el último año prospectivo será de 76.1%. Es importante mencionar que este combustible tiende a desplazar al combustóleo, cuyo uso irá a la baja hasta desaparecer en los próximos años, situación asociada a bajos precios del gas natural en relación a los demás combustibles, incorporación de consumo adicional de varias empresas y nuevos proyectos, y; nueva infraestructura de transporte y distribución de gas natural, (véase Tabla 4. 16).

TABLA 4. 15 CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR INDUSTRIAL, 2014-2029

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

39 Paras las estimaciones de los combustibles utilizados en el sector industrial se utilizan los precios al público elaborados

por la Gerencia de Precios de la Dirección Corporativa de Finanzas; éstos precios se encuentran expresados en dólares (corrientes) estadounidenses por millón de BTU,

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 878.5 801.9 827.5 827.0 794.0 769.0 800.1 829.1 836.5 836.5 838.2 870.7 895.5 907.5 920.5 957.1 0.6

Carbón 124.2 76.2 12.1 8.6 8.6 0.9 0.9 0.4 0.8 0.3 0.5 0.7 0.2 0.4 0.6 0.3 -33.1

Combustóleo 148.1 74.2 59.3 44.3 12.0 0.0 1.9 6.0 14.3 19.7 19.8 22.9 24.5 13.7 8.7 7.9 -17.8

Coque de petróleo 17.7 18.5 18.5 24.4 30.5 30.5 30.5 30.5 30.5 30.5 30.5 30.5 30.5 21.3 18.5 18.5 0.3

Diesel 9.5 3.9 3.4 3.4 4.1 0.9 0.6 0.9 1.6 2.0 0.5 1.2 1.5 0.2 0.4 0.4 -19.6

Gas natural* 579.0 629.1 734.3 746.3 738.8 736.7 766.2 791.3 789.3 784.0 786.9 815.4 838.8 871.8 892.3 930.1 3.2

Datos anuales tmca2014-2029Combustible

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 330.5 359.0 389.9 402.9 420.1 424.8 432.9 441.5 451.1 460.4 468.9 479.3 489.6 500.5 511.0 522.1 3.1

Gas natural 222.4 248.8 281.9 295.7 312.0 317.4 324.8 331.3 339.0 346.6 353.9 362.3 370.7 379.6 388.3 397.1 3.9

Coque 52.0 51.6 53.7 55.4 57.7 58.8 60.5 61.5 62.4 63.0 63.1 63.9 64.4 65.0 65.3 65.9 1.6

Gas LP 19.7 19.0 17.6 17.8 17.9 18.1 18.3 18.6 18.9 19.3 19.7 20.1 20.7 21.3 22.0 22.8 1.0

Diesel 29.4 30.2 29.2 28.5 28.7 28.6 29.3 30.0 30.8 31.5 32.2 33.0 33.8 34.6 35.5 36.3 1.4

Combustóleo 7.0 9.4 7.5 5.6 3.7 1.9 - - - - - - - - - - n.a.

Datos anuales tmca2014-2029Combustible

104

El segundo combustible de mayor consumo en el sector industrial es el coque de petróleo, el cual tendrá un crecimiento promedio anual 1.6%. Este incremento se asocia a una demanda mayor por parte de las cementeras40 y de las plantas dedicadas a la producción de gas sintético. Se estima que la actual situación respecto del diferencial de precios entre los combustibles permanezca y, por ello, no es previsible un cambio de combustible por parte de las cementeras. Adicionalmente, un factor que impulsa la demanda es la mayor producción de este petrolífero asociada a los proyectos de reconfiguraciones de las refinerías del SNR. No obstante, su participación dentro del total de la demanda de combustibles en el sector industrial disminuye, pasando del 15.7% en 2014 a 12.6% en 2029.

Dentro del grupo de ramas industriales de consumo intensivo de coque de petróleo, la del cemento es la principal, concentrando el 95.7% de la demanda en 2014 y el 98.3% en 2029. Esta industria, al igual que otras, ha optado por adecuar sus procesos y aprovechar al coque de petróleo como fuente primaria de energía, (véase Tabla 4. 17).

TABLA 4. 16 DEMANDA DE COQUE DE PETRÓLEO EN EL SECTOR INDUSTRIAL POR GRUPO DE RAMAS, 2014-

2029 (Miles de toneladas anuales)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

Los estados de la república con el mayor consumo de coque de petróleo se relacionan con la ubicación de las plantas de la industria cementera. En este sentido Hidalgo, San Luis Potosí, Puebla, Sonora, Veracruz y Morelos, concentraron el 64.8% de la demanda de coque en esta industria en 2014 y, para 2029, los primeros cuatro estados mencionados demandarán el 55.2% de coque de petróleo, (véase Tabla 4. 18).

TABLA 4. 17 CONSUMO ESTATAL DE COQUE DE PETRÓLEO DE LA INDUSTRIA DEL CEMENTO, 2014-2029

(Miles de toneladas anuales)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

40 En la actualidad, hay 32 plantas cementeras que pueden consumir coque de petróleo en el país, aunque algunas de ellas

no están operando. Cabe mencionar que para la proyección de demanda de coque a nivel industrial, ésta se realiza por planta cementera.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 3,600 3,575 3,729 3,837 3,999 4,078 4,205 4,265 4,327 4,368 4,387 4,426 4,466 4,506 4,537 4,565 1.6

Cemento 3,444 3,519 3,672 3,778 3,939 4,016 4,141 4,199 4,259 4,298 4,316 4,354 4,391 4,429 4,459 4,485 1.8

Metales básicos 28.0 28.2 28.3 28.9 29.8 30.3 30.9 31.5 32.0 32.6 33.1 33.5 34.0 34.3 34.4 35.0 1.5

Química 18.1 17.9 18.2 18.7 19.3 19.9 20.6 21.3 22.0 22.7 23.4 23.9 24.6 25.4 26.0 26.7 2.6

Productos metálicos, eléctricos y de transporte

7.3 7.7 7.9 8.3 8.9 9.3 9.8 10.4 10.9 11.3 11.6 12.1 12.6 13.2 13.8 14.2 4.6

Resto 102.2 2.3 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1 3.3 3.4 3.5 3.6 3.8 19.7-

Datos anuales tmca2014-2029Grupo de ramas

Entidades Federativas 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 tmca

Total 3,444.2 3,519.0 3,672.3 3,778.5 3,938.6 4,015.8 4,140.9 4,198.7 4,259.0 4,298.4 4,315.7 4,353.5 4,391.3 4,429.5 4,459.1 4,485.5 1.8

Aguascalientes 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 191.4 189.3 186.3 180.9 176.4 172.6 168.3 165.5 163.0 -1.2

Baja California 32.3 36.3 36.9 37.2 50.6 52.6 54.7 57.0 59.4 62.3 64.6 66.9 69.7 72.8 76.0 79.6 6.2

Coahuila 118.8 141.9 152.2 160.8 172.3 175.9 179.6 182.5 185.1 187.6 188.2 189.0 189.7 190.6 190.6 191.4 3.2

Colima 124.1 107.7 123.2 128.3 128.3 128.3 128.3 127.1 125.7 124.0 120.2 118.3 115.3 112.3 110.4 108.5 -0.9

Guerrero 19.5 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 26.7 28.2 29.8 31.3 33.2 35.2 37.4 39.8 41.7 5.2

Hidalgo 801.7 714.3 714.4 709.8 746.2 762.6 779.8 791.7 806.1 820.0 829.2 837.5 841.7 844.3 856.4 865.9 0.5

Jalisco 179.4 199.0 200.6 200.1 190.5 198.2 206.1 202.8 198.5 192.1 186.3 181.2 176.6 170.3 165.5 160.5 -0.7

México 182.9 208.0 214.3 218.3 201.1 204.7 208.5 205.8 202.3 200.1 195.3 192.5 188.3 183.3 177.8 172.7 -0.4

Morelos 220.6 184.4 184.4 184.4 184.4 184.4 184.4 188.6 190.9 190.7 191.8 192.2 194.3 194.9 196.7 197.3 -0.7

Nuevo León 106.7 132.9 146.9 192.5 210.7 217.8 225.1 233.2 240.0 247.8 254.2 261.4 270.2 277.2 285.3 291.5 6.9

Oaxaca 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 149.5 154.5 159.8 164.7 171.5 178.8 185.7 193.1 197.6 2.1

Puebla 292.8 350.8 386.5 419.0 503.3 519.2 535.8 550.6 563.6 567.6 576.3 588.4 602.5 611.7 615.0 623.1 5.2

San Luis Potosí 417.4 443.8 449.2 452.3 428.7 437.3 446.3 454.4 462.9 467.6 471.7 476.4 477.1 485.5 485.3 488.0 1.0

Sonora 257.2 275.9 333.5 339.9 376.4 384.7 438.2 445.0 454.9 463.3 462.3 470.3 479.3 489.9 495.1 497.4 4.5

Tabasco 46.8 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 58.8 62.0 64.2 66.7 69.0 72.5 76.2 80.0 83.7 3.9

Tamaulipas 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - 0.0

Veracruz 240.8 227.1 227.6 228.3 229.2 229.2 229.2 230.8 234.6 236.3 235.1 235.4 235.4 238.2 238.9 239.2 0.0

Yucatán 64.4 77.2 83.0 87.9 97.4 101.3 105.3 102.9 100.9 99.0 96.7 94.0 92.2 90.7 87.7 84.6 1.8

105

La proyección del consumo de combustibles en el sector industrial da como resultado que, durante todo el periodo prospectivo, la demanda promedio de diesel y gas LP se ubique en 31.3 mbdpce y 19.5 mbdpce, respectivamente, con una tasa de crecimiento promedio anual de 1.4% y 1.0%. En lo referente a la demanda de combustóleo, se prevé que deje de utilizarse por completo en el sector industrial a partir del año 2020, como respuesta a una sustitución de combustible en ingenios azucareros. Entre 2014 y 2019 se estima un consumo promedio de 2.02 mbdpce para este petrolífero.

La relación entre el consumo de combustibles del sector industrial y el comportamiento del PIB manufacturero dan como resultado la intensidad en el uso de combustibles en este sector. El uso eficiente de los combustibles, es decir, menor consumo de energía por unidad monetaria producida, genera una disminución en la intensidad energética. Así, vemos que dicha intensidad pasa de 100.0 en 2014 a 86.9 en 2028, asociado a un mejor aprovechamiento de los combustibles y su sustitución para lograr una mayor eficiencia, (véase Figura 4. 27).

FIGURA 4. 27 INTENSIDAD EN EL USO DE HIDROCARBUROS EN EL SECTOR INDUSTRIAL Y EL PIB

MANUFACTURERO, 2014-2029 (Índice, 2012=100)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

4.7.4. Sector Petrolero

Se prevé que el sector petrolero reduzca el consumo de combustibles 49.9% en el periodo de 2014 a 2029, principalmente de combustóleo. Durante este periodo el consumo de este petrolífero disminuirá 89.3%. La gasolina también presentará un reducción importante en su demanda de 48.0% respecto a los niveles de 2014. Por otro lado, se estima que la demanda de diesel presenta un comportamiento constante de 20.7 mbd, durante casi la totalidad del periodo de estudio, (véase Tabla 4. 19).

100.0 105.3111.3 110.1 109.6 106.3 104.0 101.1 98.8 96.9 95.5 93.6 91.8 90.1 88.7 86.9

100.0 103.1 106.3 110.8 115.9 120.9126.3

132.2138.1

143.7 149.0154.9

161.3168.0

174.8181.8

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Intensidad en el uso de combustibles PIB Industrial

106

TABLA 4. 18 DEMANDA TOTAL DE COMBUSTIBLES EN EL SECTOR PETROLERO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: SENER con base en información de PEMEX.

4.8. Comercio exterior de petrolíferos

En el análisis prospectivo del comercio exterior, se espera que, de 2014 a 2029, la producción de petrolíferos aumente 24.1%, mientras que demanda lo hará un 35.9%; atribuible al incremento en el consumo de gasolinas, principalmente. Lo anterior se traduce en, que para cubrir las necesidades de demanda, durante este periodo la importación de petrolíferos aumentará 34.7%, mientras que los niveles de exportación de los mismos disminuirá 44.8%.

Por tipo de combustible, la perspectiva es que la demanda de gasolinas permanezca en niveles superiores a la oferta interna, e incluso que el diferencial entre ambas crezca. Lo anterior traerá como consecuencia un aumento en las importaciones de este combustible. En el periodo 2014–2029 se espera que el déficit pase de 370 mbd (47.5% de la demanda interna) a 514.7 (44.9% de la demanda interna), lo que representa un aumento del 39.1% al final del periodo. Durante todo el periodo de estimación, las importaciones de gasolina representarán en promedio el 38.3% de la demanda interna, (véase Figura 4. 28).

FIGURA 4. 28 COMERCIO EXTERIOR DE GASOLINAS, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de AIE, AMDA, AMIA, ANPACT, CRE, INEGI, EPA, PEMEX, SENER y empresas privadas

En relación a diésel, durante todo el periodo 2014-2029 se presenta un déficit en la oferta interna, por lo que se tendrá que cubrir el faltante con producto de importación. Las importaciones de este petrolífero se prevé que crezcan 39.7%, (véase Figura 4. 29).

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 48.7 44.4 40.4 29.3 29.3 26.0 26.0 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 -4.5

Gasolinas 1.7 1.1 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 -4.3

Diésel 20.7 19.5 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 0.0

Combustóleo 26.2 23.9 18.8 7.7 7.7 4.4 4.4 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 -13.8

Datos anuales tmca2014-2029Combustible

370.0 385.0 366.3294.8 295.0

224.1 244.1 250.4289.2

326.8 355.7 391.8 426.5 456.7 490.6 514.7

-370.0 -385.0 -366.3-294.8 -295.0

-224.1 -244.1 -250.4-289.2

-326.8 -355.7 -391.8 -426.5 -456.7 -490.6 -514.7-600

-400

-200

0

200

400

600

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Importaciones Saldo balance comercial

107

FIGURA 4. 29 COMERCIO EXTERIOR DE DIÉSEL, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

La producción de turbosina tendrá una tasa de crecimiento media anual 1.9% en el periodo 2014-2029, mientras que la tasa de crecimiento promedio de la demanda interna de turbosina será de 4.3%, asociada a la recuperación de la actividad económica y su impacto en el tráfico de pasajeros y de carga, así como de la ejecución de proyectos. Lo anterior traerá como consecuencia recurrir a importaciones para satisfacer la demanda interna, las cuales serán de 53.9 mbd, lo que representa que aumento de 42.1 mbd en relación a 2014, (véase Figura 4. 30)

FIGURA 4. 30 COMERCIO EXTERIOR DE TURBOSINA, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.

En el periodo 2014-2029, se espera que la demanda interna de combustóleo continúe con una fuerte tendencia a la baja, se prevé que este será sustituido en su totalidad por otros combustibles, por ejemplo gas natural, en los distintos sectores principalmente de electricidad e industrial. Lo anterior resulta en que se genere un excedente, mismo que será enviado a exportaciones. A partir de 2019, las refinerías de Tula y Salamanca dejarán de tener producción de combustóleo y, para 2021, Salina Cruz formará parte de las refinerías que no elaboren este petrolífero, (véase Figura 4. 31).

132.9 123.7 139.8

72.1 91.0

49.4 69.0

43.8 55.0 75.6

93.2 109.1

129.3 144.4

165.5 185.6

-132.9 -123.7-139.8

-72.1-91.0

-49.4-69.0

-43.8 -55.0-75.6

-93.2-109.1

-129.3-144.4

-165.5-185.6

-250

-200

-150

-100

-50

0

50

100

150

200

250

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Importaciones Saldo balance comercial

11.7 17.4 15.3

7.7 13.6 15.9

19.8 17.0 24.7 26.9

31.6 35.5

41.2 45.4

49.6 53.8

-11.7 -17.4 -15.3-7.7

-13.6 -15.9-19.8 -17.0

-24.7 -26.9-31.6

-35.5-41.2

-45.4-49.6

-53.8-60

-40

-20

0

20

40

60

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Importaciones Exportaciones Saldo balance comercial

108

FIGURA 4. 31 COMERCIO EXTERIOR DE COMBUSTÓLEO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

Por su parte, la producción de coque de petróleo durante el periodo 2014 a 2018 será insuficiente para satisfacer la demanda interna, compuesta principalmente por la rama del cemento y el sector eléctrico. Por consiguiente, se continuará con una fuerte dependencia del exterior para satisfacer dicha demanda. De 2019 a 2029, se presenta un giro importante, debido a que la producción de que será mayor en relación las necesidades de consumo del mismo, dando como resultado un superávit en la balanza comercial de este combustible, atribuyendo este comportamiento a que, con las nuevas reconfiguraciones de conversión profunda, se tendrá un mejor aprovechamiento de residuales, (véase Figura 4. 32).

FIGURA 4. 32 COMERCIO EXTERIOR DE COQUE DE PETRÓLEO, 2014-2029

(Miles de toneladas anuales)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

115.8126.0

196.0

225.5 229.0

123.7 120.5

28.0 24.5 25.2 25.1 24.4 27.2 27.6 24.4 27.0

0

50

100

150

200

250

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Importaciones Exportaciones Saldo balance comercial

2,3862,183

2,480

1,311

1,836

439 494 504 516 527 529 539 551 565 573 579

64 0 0 0 0

1,082 994

2,737 2,689 2,659 2,656 2,614 2,586

3,1523,404 3,331

-2,322 -2,183-2,480

-1,311

-1,836

643 499

2,234 2,173 2,132 2,1272,075 2,035

2,5872,831 2,752

-4,000

-3,000

-2,000

-1,000

0

1,000

2,000

3,000

4,000

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Importaciones Exportaciones Saldo balance comercial

109

5. Anexos

5.1. Anexo A. Evaluación de las opciones para el aprovechamiento de residuales en el SNR

5.1.1. Refinación

La refinación del petróleo comienza con la destilación atmosférica, las características del crudo alimentado a las refinerías en este proceso determinarán los productos que de él se obtengan. Posteriormente, la mayor parte de estos productos son sometidos a otros procesos como craqueo catalítico, reformación, craqueo térmico, desulfurización, entre otros, en los cuales se cambia su estructura física y molecular, removiendo los productos no deseados para así obtener productos finales de consumo. Es importante mencionar que existen refinerías de baja complejidad que se limitan a procesos de destilación atmosférica y de vacío; mientras que las refinerías más complejas incluyen procesos de fraccionamiento, conversión, tratamiento, craqueo, entre otros, para obtener una mayor proporción de productos ligeros a partir de las fracciones más pesadas del crudo.

Proceso de refinación

Para fines del presente trabajo sólo se describirán a detalle tres procesos, ya que son éstos los que en gran medida determinan la complejidad de la refinería y, por lo tanto, el tipo de crudos que es capaz de procesar, mientras que el resto son procesos que, si bien ayudan en el procesamiento de crudo, su función se relaciona más con la adecuación del producto final a las especificaciones requeridas.

1. Destilación del crudo

El primer proceso dentro de la refinación es el fraccionamiento del crudo dentro de torres de destilación y de vacío que aprovechan las diferentes temperaturas de ebullición de los productos que componen el petróleo para separarlos. Las más altas eficiencias en la destilación y los más bajos costos se obtienen mediante la separación en dos pasos: el primero, por medio del fraccionamiento del total del crudo a presión atmosférica, posteriormente se alimenta el residuo de éste - fracciones pesadas y de más altos puntos de ebullición- en un segundo destilador operando al alto vacío.

Desalación del petróleo crudo

El desalado del crudo se considerada parte de la unidad destiladora, ya que el calor de algunas de las corrientes de la unidad de destilación se emplea para el calentamiento del crudo en la unidad desaladora, mejorando así la eficiencia global del proceso.

Destilador atmosférico

Este es el primer proceso en el que se separan los componentes del petróleo. El crudo saliente del desalado se bombea a través de una serie de intercambiadores de calor que elevan la temperatura del crudo hasta alrededor de 288°C. Posteriormente se eleva la temperatura hasta los 399°C por calentamiento directo y se envía a una torre de destilación atmosférica. La temperatura de salida del calentador es suficientemente alta como para causar la evaporación de todos los productos que se encuentren por arriba de la zona de alimentación, además de un 10-20% de los productos de fondo.

La torre de destilación posee puntos de extracción de donde se obtienen las diferentes fracciones que componen el crudo. Estos puntos se localizan a lo largo de la torre y, dependiendo de la altura a la cual se encuentren, será el peso de la fracción que se extraiga. Así, de la parte superior de la torre se obtendrán los

110

destilados más ligeros, e irán haciéndose más pesados conforme el punto de extracción se localice más cerca del fondo de la torre.

Destilación al vacío

El crudo reducido proveniente de la torre de destilación atmosférica se calienta e introduce en la torre de destilación al vacío. Este proceso se lleva a cabo a una presión absoluta de 25-40 milímetros de mercurio (mm de Hg), e incluso, para mejorar su eficiencia, se añade vapor en la parte baja de la torre para bajar la presión hasta 10 mm de Hg o menos..

Productos

Casi ningún producto de la destilación se considera como un producto terminado. El propósito de esta operación es separar el crudo en fracciones que puedan procesarse posteriormente de modo que los productos estén listos para su venta.

2. FCC (fluid catalytic cracking)

El craqueo catalítico, o conversión catalítica, es el proceso más empleado para obtener gasolinas y otros productos intermedios y ligeros a partir de fracciones pesadas, en él se rompen las moléculas largas de hidrocarburos en moléculas cortas empleando calor y en presencia de un catalizador. Es a través de este proceso que la refinería obtiene la mayor proporción de gasolina (gasolina catalítica).

3. Coquización y procesos térmicos

La coquización ha cobrado mayor relevancia a últimas fechas debido al procesamiento de crudos de cada vez más densos, así como a la pérdida de mercado de los destilados pesados por el endurecimiento de las normas ambientales (e.g. combustóleo residual). Por esto, la tendencia es utilizar procesos para obtener productos más ligeros a partir de fracciones pesadas. Tal es el caso del proceso de coquización, que consiste en una ruptura térmica de las moléculas pesadas y viscosas obtenidas en la destilación al vacío o del craqueo catalítico; en este rompimiento se produce coque sólido así como hidrocarburos más ligeros que pueden emplearse como insumos en otras unidades de la refinería para la obtención de productos con mayor valor.

Este proceso fue desarrollado para reducir los márgenes obtenidos de combustóleos residuales en la refinación por medio del craqueo térmico severo de corrientes como residuos de vacío, gasóleos aromáticos, residuos de unidades de craqueo catalítico, entre otros. De entre los diferentes procesos que existen para reducir la cantidad de fracciones residuales, la coquización es el más empleado, siendo la coquización retardada (delayed cocking) el tipo de coquización más común a nivel mundial, con el 90% de la capacidad instalada de este tipo de procesos.

5.1.2. Tipos de refinerías

Las características y procesos de las refinerías están relacionadas directamente con la región geográfica en donde se sitúan, la demanda en la región, capacidad de inversión, características del crudo a refinar, entre otras cosas. El hecho de que una refinería procese crudos pesados y busque una mayor producción de productos ligeros, requerirá que la refinería sea compleja, aprovechando así los diferenciales entre los crudos o los altos costos de venta de los productos ligeros.

De esta manera la configuración y procesos involucrados en la refinación pueden incluir una gran cantidad de procesos, dando como resultado refinerías altamente complejas; o puede contar con pocas unidades de procesos en refinerías sencillas. Las distintas configuraciones de las refinerías pueden clasificarse de la siguiente manera:

111

Hydroskimming (refinería sencilla)

Cuenta con la unidad de destilación atmosférica y, en algunas, torres de destilación al vacío; unidades de reformación para obtener una mayor proporción de naftas de mayor calidad y unidades de hidrodesulfuración para la remoción de azufre. Es la refinería más simple, se emplea principalmente para el procesamiento de crudos ligeros con bajo contenido de azufre. Obtiene un menor margen de productos ligeros que una refinería de mayor complejidad empleando el mismo crudo. Por tener menos procesos, sus costos operativos son mucho menores y, en general, su rentabilidad es menor llegando incluso a tocar márgenes negativos. Este tipo de refinerías no puede aprovechar el diferencial entre los precios de los crudos pesados y ligeros debido a su poca capacidad de rectificar la naturaleza intrínseca de un crudo, por lo que su rentabilidad está totalmente vinculada a los precios del crudo ligero.

En estás refinerías la rentabilidad se relaciona directamente con los grados API de un crudo. Así, entre mayor grado API posea un crudo mayor será el valor de los productos obtenidos.

Refinería FCC (fluid catalytic cracking)

Esta refinería posee los mismos procesos que la refinería con configuración Hydroskimming, y se complementa con destilación al vacío; se añaden el craqueo catalítico, planta de alquilación y tratamiento de gases. Estas adiciones aumentan el margen de conversión de productos pesados en productos ligeros, además de que le permiten adaptarse a nuevas y más estrictas exigencias ambientales. Por el tipo de procesos involucrados, éstas poseen una mayor capacidad de rectificar la naturaleza de los crudos y aprovechar de esta forma parte de los diferenciales existentes entre los precios del crudo pesado y ligero.

Refinería de conversión profunda (deep conversión)

Este tipo de refinerías son las que mayor cantidad de procesos involucran en la refinación del crudo y, por tanto, los mayores costos de operación. Posee todos los procesos existentes en las refinerías FCC pero se añade el proceso de coquización (procesos que por sí mismo refiere a este tipo de configuración) con lo que se elimina la producción de residuos. La unidad de coquizacón brinda a la refinería la oportunidad de aprovechar al máximo el diferencial entre los crudos pesados y ligeros gracias a su alta capacidad de rectificación de la naturaleza de los crudos.

Con esto puede inferirse la importancia que tiene la configuración de las refinerías en cuanto al margen de ganancias de cada una de ellas. Los costos, tanto de operación como de instalación de estas unidades son considerables, sin embargo, el sólo hecho de poseer las unidades necesarias que permitan procesar crudos de mayor peso específico permite que las refinerías puedan aprovechar las diferencias en precio entre los distintos crudos.

5.1.3. Alternativas de destino para residuales

Como se mencionó al inicio, la utilización de procesos complejos para la obtención de gasolina, generan residuales, los cuales deben desalojarse oportunamente para no convertirse en un serio problema de logística dentro de la refinería. En México, una alta proporción de los crudos procesados son pesados, lo que requiere de utilizar procesos de alto grado de conversión. En el Sistema Nacional de Refinación se tienen actualmente las siguientes configuraciones de refinerías con las siguientes características:

• Las refinerías de Cadereyta, Madero y Minatitlán cuentan con unidad de coquización.

• En Salamanca se cuenta con un tren de aceites lubricantes, pero no tiene coquizadora.

• Las refinerías de Tula y Salina Cruz carecen de coquizadora y también de tren de aceites lubricantes.

• En general, hay tres posibles destinos para los residuales del Sistema Nacional de Refinación:

112

Destino alternativo 1: A la planta de coquización

Es uno de los procesos más utilizados en las refinerías a nivel mundial, mediante la desintegración térmica no catalítica de los residuos de vacío se obtienen hidrocarburos más ligeros, como el aceite cíclico. Aumenta la cantidad de gasolina obtenida generando como subproducto coque de petróleo.

FIGURA A. 1 PLANTA DE COQUIZACIÓN

Actualmente la instalación de coquizadoras en México se considera prioritaria para el manejo de residuales porque, al mejorar el rendimiento de gasolinas, mejora las finanzas de las refinerías y contribuye a disminuir la importación de ese importante combustible. Además, el coque de petróleo ha cobrado gran importancia como combustible en la industria cementera y en la generación de energía eléctrica, debido a su bajo costo.

Destino alternativo 2: A la planta de combustóleo

El combustóleo se obtiene mezclando los residuos de la destilación al vacío con aceite cíclico ligero de la desintegración catalítica. Se utiliza en las plantas termoeléctricas, en la industria y en menor proporción como combustible para buques marítimos.

FIGURA A. 2 PLANTA DE COMBUSTÓLEO

Actualmente, por su alto precio con respecto a gas natural y mayores emisiones contaminantes, el consumo nacional presenta una pronunciada tendencia a la baja. La demanda industrial de combustóleo se ha reducido considerablemente, mientras que CFE ha tomado las medidas necesarias, como reconversión de unidades, para sustituir este combustible por gas natural en sus plantas de generación eléctrica, con lo cual en 2018 CFE dejará de utilizarlo.

Otra de las opciones es el exportar este combustible, sin embargo, dado los altos costos de transporte desde las refinerías hasta las terminales de exportación, esta opción implica incurrir en pérdidas, con la probable excepción de la refinería ubicada en Salina Cruz, Oaxaca. Al precio en refinería se le debe restar el costo de logística por llevarlo a algún puerto marítimo. A los precios actuales, el ingreso obtenido por su venta no cubriría los costos de traslado. Así, exportar representa una pérdida de varios dólares por barril por concepto de manejo y desalojo, que afecta la rentabilidad de las refinerías. Sin embargo, exportar combustóleo representa una de las pocas, sino la única opción para las refinerías que carecen de coquizadora, ya que la demanda de asfalto es bastante limitada y sola podría absorber una parte reducida de los residuales. El mantener altos de inventarios de este combustible representa que las refinerías reduzcan sus tasas de utilización al llegar a los límites en su capacidad de almacenamiento.

113

Destino alternativo 3: A la planta de asfalto

La elaboración de asfalto se realiza mediante el mezclado de residuos de vacío con gasóleos de vacío a altas temperaturas para facilitar su agitación y su transporte. Su empleo principal es en la pavimentación de caminos.

FIGURA A. 3 PLANTA DE ASFALTO

La opción de elaborar asfalto tiene una rentabilidad similar a la coquización e incluso, actualmente, mucho mayor, dado que la cotización del asfalto fluctúa menos que crudo y gasolinas.

5.1.4. Mercado de asfalto

Cerca de 80% de la demanda mundial de asfalto en 2014 estuvo relacionada con el uso de este producto en la pavimentación. El uso del asfalto para la construcción de caminos se favorece sobre el uso del cemento en la mayoría de las aplicaciones de pavimentación de carreteras debido a sus propiedades como por ejemplo, su menor costo; y la reducción de ruido y mayor velocidad relativa en su aplicación.

Otro de los usos del asfalto es en la impermeabilización de construcciones. Mientras que los productos para techos de asfalto dominan en EUA. y Canadá, sólo ocupan una pequeña parte del total del mercado de techos en la mayoría de otros países. Sin embargo, el uso de este material en muchos países - especialmente en China-, está presentando tasas de crecimiento importantes, lo que impulsará el precio del asfalto hacia el futuro.

5.1.5. Precios

Dado que el asfalto líquido es un producto residual de refinación de petróleo, los precios de este último tienen un impacto en los precios de asfalto. El aumento de los precios del petróleo ha sido altamente correlacionado con el precio de asfalto. En los últimos 10 años, los precios de asfalto crecieron un 7% por cada aumento de 10% en los precios del petróleo.

Con la expansión en la capacidad de coquización en las refinerías, el aumento de los precios de asfalto ha sido aún más fuerte. Desde 2006 hasta mediados de 2014, los precios del petróleo subieron un 61.5% mientras que los precios de asfalto aumentaron 87.8%.

Entre 2006 y 2014, el precio del concreto, su principal consumidor, no presentó un incremento de esta magnitud, como consecuencia este producto presentaba una ventaja relativa considerando su tiempo de vida y su costo relativo. Sin embargo, dado que los precios del petróleo siguen manteniendo su tendencia la baja, es posible que el concreto pierda su posición contra el asfalto. Dada la correlación histórica entre el precio del petróleo y asfalto, se estima que el punto de equilibrio del asfalto en comparación con el concreto es de 76.5 USD/bbl de petróleo. Considerando que, tanto la Agencia Internacional de Energía como la OPEP, prevén que la tendencia de bajos precios del crudo se mantenga en el corto plazo, el precio relativo del asfalto en relación al cemento será más competitivo en los próximos años, situación que puede ser aprovechada por los países para incrementar su demanda por este derivado del petróleo, siendo una oportunidad para los productores de asfalto.

114

Dada la disminución del nivel de los precios del petróleo, las carreteras asfaltadas deberían haber recuperado su ventaja competitiva sobre el concreto. Pero la diminución de los precios del petróleo tiene una correlación mucho menor con los precios de asfalto que el resto de los petrolíferos, como diesel o gasolina. En los últimos años el precio del asfalto disminuyó 2% por cada descenso del 10% en los precios del petróleo.

Lo anterior puede explicarse por el impacto del aumento del uso de coquizadoras en las refinerías de petróleo. Este proceso reduce o elimina la producción de betún o asfalto líquido para incrementar la producción de gasolinas, reduciendo la producción de asfalto en momentos en que la demanda muestra signos de recuperación. Esta alta demanda y oferta restringida podrían compensar los costos de insumos más bajos por lo general asociados con los bajos precios del petróleo.

Los precios del petróleo se redujeron 44% en el segundo semestre de 2014. Durante el mismo periodo, los precios de asfalto aumentaron 1.5%, alcanzando un nuevo máximo histórico en diciembre.

5.1.6. Mercado Internacional

En cuanto a su producción, destaca lo ocurrido en años recientes en la industria de la refinación, en donde los altos márgenes que se presentaron en los últimos años en las refinerías de conversión profunda (coquizadoras) incentivaron nuevas inversiones en unidades de coquización. Lo anterior se debe a que la industria de la refinación buscaba aprovechar los diferenciales entre crudos ligeros y pesados, y aumentar la producción de destilados ligeros e intermedios. De esta manera, conforme un número mayor de refinerías agregan unidades de coquización, se espera que la oferta de asfalto se reduzca, pudiendo resultar en mejores márgenes en la producción de este producto.

Otro importante factor, es el cambio estructural que se dio en la producción de petróleo crudo y líquidos de gas por el desarrollo de las reservas de gas de esquisto que modificaron la estructura del mercado de asfalto. Las refinerías en los Estados Unidos emplearon cada vez mayores volúmenes de crudo ligero y líquidos de gas proveniente dela producción de lutitas, lo cual tiene un impacto en la producción de asfalto cuyos mayores volúmenes se obtienen a partir de crudos más pesados.

En cuanto a la demanda mundial de asfalto, se espera que hacia 2019, se incremente a una tasa de 2.8% anual año, alcanzando 122.5 millones de toneladas métricas (742.5 millones de barriles). Esta tasa es impulsada por un crecimiento en el consumo de China y otros países en desarrollo, a medida que éstos realizan proyectos para mejorar sus infraestructuras de transporte. Asimismo, se espera un repunte en la demanda en los Estados Unidos, así como un mayor dinamismo en mercados maduros de asfalto en los países de mayores ingresos (muchos de los cuales se redujeron entre 2009 y 2014), aunque, en la mayoría de los casos, la demanda no recuperará los niveles de 2009 sino hasta después de 2019.

Se espera que la región de Asia- Pacífico, el mercado regional más grande de asfalto en 2014, presente el mayor crecimiento hacia 2019, impulsado por un fuerte crecimiento en China e India. China, que en 2012 superó a los Estados Unidos como el principal consumidor de asfalto a nivel mundial, representó más del 20% del mercado mundial en 2014. Sin embargo, se espera una desaceleración en el crecimiento de la demanda en este país conforme su enfoque cambie, de ampliar masivamente la red de carreteras, a la reparación y el mantenimiento de las mismas. La demanda de asfalto en la India se beneficiará de grandes proyectos de obras públicas destinadas a apoyar el desarrollo económico.

Norteamérica permanecerá como una de las principales regiones en cuanto a demanda de asfalto debido a la necesidad de mantenimiento de la red de carreteras y autopistas (casi 90 por ciento de los cuales se encuentra en los EUA.). Se pronostica que la demanda de asfalto en este país se recupere después de fuertes caídas entre 2004 y 2014, impulsada por un mayor crecimiento económico y una mayor actividad de la construcción. Los Estados Unidos es un consumidor importante de asfalto, el cual es empleado para techos, y la demanda de esos productos se recuperará a la par de la industria de la construcción.

115

5.1.7. Mercado nacional de asfalto

Entre 2004 y 2015, PEMEX ha dejado de producir 44.8% de asfaltos, al pasar de 27.2 mbd en 2014 a 15.0 mbd en 2015, esta caída en la producción es mayor si se compara con 2008, año en que la producción llego a su pico con 34.3 mbd. La refinería con la mayor producción de asfalto es Salamanca, al promediar un volumen de 12.5 mbd durante este periodo. Cabe resaltar que de acuerdo a la SE, de enero a septiembre de 2015, las importaciones y exportaciones de asfaltos por parte de particulares promedian 1,440,108 kilos y 17,494 kilos, respectivamente.

FIGURA A. 4 PRODUCCIÓN DE ASFALTOS DE PEMEX, 2004-2015

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: SENER con información de PEMEX.

En 2014, PEMEX abasteció el 81% de la demanda nacional de asfalto mientras el resto se completó mediante compras al extranjero.

5.1.8. Opción de aprovechamiento de residuales en el país

Con base en el presente ejercicio, una de las opciones para incrementar la rentabilidad en el SNR, es cubrir la demanda nacional de asfalto empleando el 15% de los residuos de vacío de sus refinerías. Para ello, es necesario actualizar u optimizar las instalaciones de producción y suministro, revisar la política de precios para aprovechar las oportunidades que ofrece el mercado de este producto, y considerar la asociación con particulares.

La producción de asfaltos permitiría, además, aprovechar el mercado exterior que, a diferencia del de combustóleo, es más amplio, haciendo más fácil de comercializar este producto. Considerando que EUA es uno de los principales consumidores de asfalto nivel mundial y que, actualmente, su capacidad de producción se ha visto reducida por la instalación de coquizadoras y el procesamiento de crudos más ligeros, este mercado sería el mercado natural de la producción excedente.

Por último, los precios de este producto presentan menos fluctuaciones que otros derivados, por lo que su comercialización podría brindar mayores beneficios en épocas en que los precios del crudo han mostrado tendencias a la baja.

4.2 3.9 4.93.4 4.8 4.0 2.8 2.8 2.9 1.8

3.4 2.1

2.0 2.63.8

4.04.0

3.6

1.7 1.9 1.51.1

0.90.4

12.313.4

14.114.6

16.5

14.4

11.512.4

11.1

9.5

12.4

7.4

4.95.0

5.14.6

4.0

4.4

3.73.5

2.7

2.3

2.6

1.4

3.9

4.4

4.35.4

5.0

5.5

5.25.4

4.9

4.0

4.5

3.7

27.2

29.3

32.3 31.9

34.3

31.9

24.926.1

23.1

18.7

23.9

15.0

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Cadereyta Madero Salamanca Salina Cruz Tula

116

5.2. Anexo B. Estudios de sensibilidad por sector y por estado, por efecto de cambios en el PIB, 2015-2029.

TABLA B. 1 COMPARATIVO PIB NACIONAL, 2015-2029

(Tasas de crecimiento)

FUENTE: IMP, con base SHCP, SENER, FMI.

TABLA B. 2 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GASOLINA NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE,

2015-2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Moderado 2.4 2.9 3.3 3.5 3.5 3.4 3.5 3.5 3.3 3.4 3.5 3.5 3.5 3.5 3.5 2.7

Escenario base PROS15-29 2.4 2.9 4.0 4.2 4.2 4.2 4.3 4.4 4.1 4.2 4.4 4.4 4.2 4.2 4.2 4.2

Escenario Alto 2.4 2.9 4.8 4.9 4.8 5.0 5.1 5.2 4.9 5.0 5.2 5.2 5.0 5.0 5.0 5.4

Datos anuales Caso Promedio

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Moderado 785.5 770.3 775.2 778.7 794.3 807.5 835.1 866.6 895.1 920.4 945.0 967.7 985.8 1,009.1 1,020.5 1.9

Escenario base PROS15-29 785.5 770.8 781.9 793.6 817.2 839.5 877.5 920.1 959.4 995.5 1,031.3 1,064.8 1,092.8 1,126.2 1,146.3 2.7

Escenario Alto 785.5 770.3 786.2 803.2 831.6 859.8 904.3 953.8 999.9 1,043.1 1,086.2 1,127.1 1,161.6 1,201.9 1,227.9 3.2

Caso Datos anuales tmca

117

TABLA B. 3 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GASOLINA POR ESTADO, SECTOR AUTOTRANSPORTE,

2015-2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Aguascalientes 11.8 11.6 11.9 12.1 12.5 12.8 13.3 13.9 14.5 15.0 15.5 16.0 16.3 16.7 17.0 2.6Baja California 36.0 34.7 34.7 34.3 34.5 34.6 35.6 36.7 37.6 38.1 38.4 38.7 38.9 39.7 39.8 0.7Baja California Sur 8.4 8.1 8.1 8.0 8.0 8.1 8.3 8.5 8.8 8.9 8.9 9.0 9.0 9.2 9.3 0.7Campeche 4.7 4.6 4.6 4.6 4.7 4.7 4.9 5.0 5.2 5.3 5.4 5.6 5.7 5.8 5.8 1.6Chiapas 19.8 19.6 19.7 19.7 20.0 20.1 20.7 21.3 21.9 22.5 23.1 23.6 24.1 24.7 24.8 1.6Chihuahua 30.0 28.7 29.0 29.1 29.6 29.9 30.9 32.1 33.1 33.8 34.6 35.3 35.8 36.9 36.9 1.5Coahuila 15.3 14.6 14.8 14.8 15.0 15.2 15.7 16.3 16.8 17.2 17.6 18.0 18.2 18.8 18.8 1.5Colima 17.3 17.1 17.5 17.8 18.3 18.8 19.6 20.5 21.3 22.0 22.8 23.5 24.0 24.6 25.0 2.6Distrito Federal 104.3 102.0 101.4 100.9 102.4 103.7 105.8 108.3 110.6 113.1 115.4 117.7 119.6 121.3 123.3 1.2Durango 19.3 18.4 18.6 18.7 19.0 19.2 19.9 20.6 21.3 21.8 22.3 22.7 23.0 23.7 23.7 1.5Guanajuato 32.8 32.3 33.0 33.7 34.7 35.5 37.0 38.7 40.3 41.7 43.1 44.4 45.4 46.5 47.3 2.6Guerrero 14.2 14.1 14.2 14.2 14.4 14.5 14.9 15.3 15.8 16.2 16.6 17.0 17.3 17.8 17.8 1.6Hidalgo 27.9 27.5 27.6 28.0 28.8 29.5 30.8 32.2 33.5 34.8 36.0 37.1 37.9 38.8 39.4 2.5Jalisco 39.1 38.5 39.4 40.2 41.3 42.4 44.2 46.2 48.1 49.7 51.4 52.9 54.1 55.4 56.4 2.6México 55.1 53.8 53.6 53.3 54.0 54.7 55.9 57.2 58.4 59.7 60.9 62.1 63.2 64.1 65.1 1.2Michoacán 27.3 27.0 27.6 28.1 28.9 29.6 30.9 32.3 33.6 34.8 36.0 37.0 37.9 38.8 39.4 2.6Morelos 15.5 15.3 15.3 15.5 16.0 16.4 17.1 17.9 18.6 19.3 20.0 20.6 21.0 21.6 21.9 2.5Nayarit 4.8 4.8 4.9 5.0 5.1 5.2 5.5 5.7 5.9 6.1 6.4 6.5 6.7 6.8 7.0 2.6Nuevo León 44.4 44.9 45.2 46.0 47.8 49.8 53.0 56.5 59.7 62.6 65.5 68.1 70.4 72.7 74.3 3.7Oaxaca 15.2 15.0 15.1 15.1 15.3 15.4 15.9 16.4 16.8 17.3 17.7 18.1 18.5 18.9 19.0 1.6Puebla 32.5 32.0 32.1 32.5 33.5 34.3 35.8 37.5 39.0 40.5 41.9 43.1 44.0 45.1 45.9 2.5Querétaro 18.5 18.2 18.6 19.0 19.5 20.0 20.9 21.8 22.7 23.5 24.3 25.0 25.5 26.2 26.6 2.6Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0San Luis Potosí 15.3 15.1 15.4 15.7 16.2 16.6 17.3 18.1 18.8 19.5 20.1 20.7 21.2 21.7 22.1 2.6Sinaloa 25.4 24.5 24.5 24.2 24.3 24.4 25.1 25.9 26.6 26.9 27.1 27.3 27.4 28.0 28.1 0.7Sonora 23.0 22.2 22.2 21.9 22.1 22.1 22.8 23.5 24.1 24.3 24.6 24.7 24.9 25.4 25.5 0.7Tabasco 17.4 17.3 17.3 17.3 17.6 17.7 18.2 18.8 19.3 19.8 20.3 20.8 21.2 21.8 21.8 1.6Tamaulipas 27.8 26.6 26.9 27.0 27.4 27.8 28.7 29.7 30.7 31.4 32.1 32.7 33.2 34.2 34.2 1.5Tlaxcala 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Veracruz 48.4 48.0 48.1 48.1 48.8 49.2 50.6 52.2 53.6 55.0 56.5 57.8 58.9 60.4 60.6 1.6Yucatán 27.7 27.4 27.5 27.5 27.9 28.2 28.9 29.8 30.7 31.5 32.3 33.1 33.7 34.6 34.7 1.6Zacatecas 6.3 6.2 6.4 6.5 6.7 6.8 7.1 7.5 7.8 8.0 8.3 8.6 8.7 9.0 9.1 2.6

Aguascalientes 11.8 11.6 12.0 12.3 12.8 13.3 14.0 14.8 15.5 16.2 16.8 17.5 17.9 18.5 18.9 3.4Baja California 36.0 34.8 34.9 34.7 35.3 35.7 37.0 38.4 39.6 40.4 41.0 41.6 42.1 43.2 43.6 1.4Baja California Sur 8.4 8.1 8.1 8.1 8.2 8.3 8.6 8.9 9.2 9.4 9.5 9.7 9.8 10.1 10.1 1.4Campeche 4.7 4.6 4.7 4.7 4.8 4.9 5.1 5.4 5.6 5.8 6.0 6.2 6.4 6.6 6.7 2.7Chiapas 19.8 19.6 19.9 20.1 20.6 21.0 21.8 22.8 23.7 24.6 25.6 26.4 27.2 28.2 28.6 2.7Chihuahua 30.0 28.7 29.2 29.5 30.2 30.8 32.1 33.6 34.9 36.0 37.1 38.1 38.9 40.3 40.5 2.2Coahuila 15.3 14.6 14.9 15.0 15.4 15.7 16.3 17.1 17.8 18.3 18.9 19.4 19.8 20.5 20.6 2.2Colima 17.3 17.1 17.6 18.1 18.8 19.5 20.5 21.7 22.8 23.7 24.7 25.7 26.4 27.2 27.8 3.4Distrito Federal 104.4 102.1 102.3 103.5 106.2 109.0 112.7 117.0 120.8 124.9 128.8 132.6 135.9 138.7 141.8 2.2Durango 19.3 18.5 18.8 19.0 19.4 19.8 20.6 21.6 22.4 23.1 23.8 24.5 25.0 25.9 26.1 2.2Guanajuato 32.8 32.3 33.4 34.3 35.7 36.9 38.9 41.1 43.1 44.9 46.8 48.6 49.9 51.4 52.6 3.4Guerrero 14.2 14.1 14.3 14.4 14.8 15.1 15.7 16.4 17.1 17.7 18.4 19.0 19.6 20.3 20.5 2.7Hidalgo 27.9 27.5 27.8 28.5 29.5 30.6 32.3 34.1 35.8 37.5 39.1 40.6 41.8 43.1 44.1 3.3Jalisco 39.1 38.5 39.8 41.0 42.5 44.0 46.4 49.0 51.4 53.6 55.8 57.9 59.6 61.4 62.7 3.4México 55.1 53.9 54.0 54.6 56.0 57.5 59.5 61.7 63.8 66.0 68.0 70.0 71.7 73.2 74.9 2.2Michoacán 27.3 27.0 27.9 28.7 29.8 30.8 32.4 34.3 35.9 37.5 39.1 40.5 41.7 42.9 43.9 3.4Morelos 15.5 15.3 15.5 15.8 16.4 17.0 17.9 19.0 19.9 20.8 21.7 22.6 23.2 24.0 24.5 3.3Nayarit 4.8 4.8 4.9 5.1 5.3 5.4 5.7 6.1 6.3 6.6 6.9 7.2 7.4 7.6 7.8 3.4Nuevo León 44.4 45.0 45.5 46.7 48.9 51.4 55.2 59.4 63.3 66.8 70.5 73.8 76.7 79.6 81.8 4.5Oaxaca 15.2 15.0 15.2 15.4 15.8 16.1 16.7 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 20.9 21.6 21.9 2.7Puebla 32.5 32.0 32.4 33.1 34.4 35.6 37.5 39.7 41.7 43.6 45.5 47.3 48.6 50.2 51.3 3.3Querétaro 18.5 18.2 18.8 19.3 20.1 20.8 21.9 23.1 24.3 25.3 26.4 27.4 28.1 29.0 29.6 3.4Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0San Luis Potosí 15.3 15.1 15.6 16.0 16.7 17.3 18.2 19.2 20.1 21.0 21.9 22.7 23.3 24.0 24.6 3.4Sinaloa 25.4 24.5 24.7 24.5 24.9 25.2 26.1 27.1 28.0 28.5 29.0 29.4 29.7 30.5 30.8 1.4Sonora 23.0 22.2 22.3 22.2 22.5 22.8 23.7 24.6 25.4 25.8 26.2 26.6 26.9 27.7 27.9 1.4Tabasco 17.4 17.3 17.5 17.7 18.1 18.5 19.2 20.1 20.9 21.7 22.5 23.3 24.0 24.8 25.1 2.7Tamaulipas 27.9 26.6 27.1 27.4 28.0 28.6 29.8 31.1 32.4 33.4 34.4 35.3 36.1 37.4 37.6 2.2Tlaxcala 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Veracruz 48.4 48.0 48.6 49.1 50.4 51.4 53.4 55.8 58.0 60.2 62.4 64.6 66.6 68.9 69.8 2.7Yucatán 27.7 27.4 27.8 28.1 28.8 29.4 30.5 31.9 33.2 34.4 35.7 37.0 38.1 39.4 39.9 2.7Zacatecas 6.3 6.2 6.4 6.6 6.9 7.1 7.5 7.9 8.3 8.7 9.0 9.4 9.6 9.9 10.1 3.4

Aguascalientes 11.8 11.6 12.1 12.5 13.1 13.7 14.5 15.4 16.3 17.1 17.9 18.7 19.3 20.0 20.6 4.1Baja California 36.0 34.7 35.1 35.0 35.8 36.4 38.0 39.7 41.2 42.2 43.2 44.0 44.8 46.3 46.9 1.9Baja California Sur 8.4 8.1 8.2 8.2 8.3 8.5 8.8 9.2 9.6 9.8 10.0 10.2 10.4 10.8 10.9 1.9Campeche 4.7 4.6 4.7 4.8 4.9 5.1 5.3 5.6 5.8 6.1 6.3 6.6 6.8 7.1 7.2 3.1Chiapas 19.8 19.6 20.0 20.4 21.0 21.5 22.5 23.7 24.8 25.8 26.9 28.0 28.9 30.1 30.5 3.1Chihuahua 30.0 28.7 29.3 29.8 30.6 31.4 32.9 34.6 36.1 37.5 38.8 40.1 41.1 42.8 43.3 2.7Coahuila 15.3 14.6 14.9 15.1 15.6 16.0 16.7 17.6 18.4 19.1 19.7 20.4 20.9 21.8 22.0 2.7Colima 17.3 17.1 17.8 18.4 19.3 20.1 21.3 22.7 24.0 25.1 26.4 27.5 28.4 29.4 30.2 4.1Distrito Federal 104.3 102.0 102.7 104.4 107.6 110.9 115.2 120.0 124.4 129.0 133.4 137.6 141.2 144.3 147.7 2.5Durango 19.3 18.4 18.9 19.1 19.7 20.2 21.1 22.2 23.2 24.1 24.9 25.8 26.4 27.5 27.8 2.7Guanajuato 32.8 32.3 33.6 34.9 36.5 38.0 40.4 42.9 45.3 47.6 49.9 52.0 53.8 55.7 57.2 4.1Guerrero 14.2 14.1 14.4 14.6 15.1 15.5 16.2 17.0 17.8 18.6 19.4 20.1 20.8 21.6 22.0 3.1Hidalgo 27.9 27.5 28.1 28.9 30.2 31.6 33.6 35.8 37.9 39.9 41.9 43.8 45.3 46.9 48.2 4.0Jalisco 39.1 38.5 40.1 41.6 43.5 45.4 48.2 51.2 54.1 56.8 59.5 62.1 64.2 66.4 68.2 4.1México 55.1 53.8 54.2 55.1 56.8 58.6 60.8 63.4 65.7 68.1 70.4 72.6 74.5 76.2 78.0 2.5Michoacán 27.3 27.0 28.1 29.1 30.4 31.7 33.7 35.8 37.8 39.7 41.6 43.4 44.9 46.5 47.7 4.1Morelos 15.5 15.3 15.6 16.1 16.8 17.6 18.7 19.9 21.0 22.2 23.3 24.3 25.2 26.1 26.8 4.0Nayarit 4.8 4.8 5.0 5.1 5.4 5.6 5.9 6.3 6.7 7.0 7.4 7.7 7.9 8.2 8.4 4.1Nuevo León 44.4 44.9 45.6 47.1 49.6 52.3 56.5 61.1 65.4 69.4 73.6 77.6 81.0 84.5 87.2 4.9Oaxaca 15.2 15.0 15.3 15.6 16.1 16.5 17.3 18.1 19.0 19.8 20.6 21.5 22.2 23.0 23.4 3.1Puebla 32.5 32.0 32.6 33.7 35.2 36.8 39.1 41.7 44.1 46.4 48.8 50.9 52.7 54.6 56.1 4.0Querétaro 18.5 18.2 18.9 19.6 20.5 21.4 22.7 24.2 25.5 26.8 28.1 29.3 30.3 31.4 32.2 4.1Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí 15.3 15.1 15.7 16.3 17.0 17.8 18.9 20.1 21.2 22.2 23.3 24.3 25.1 26.0 26.7 4.1Sinaloa 25.4 24.5 24.8 24.7 25.3 25.7 26.8 28.0 29.1 29.8 30.5 31.1 31.6 32.7 33.1 1.9Sonora 23.0 22.2 22.4 22.4 22.9 23.3 24.3 25.4 26.4 27.0 27.6 28.2 28.6 29.6 30.0 1.9Tabasco 17.4 17.3 17.6 17.9 18.5 19.0 19.8 20.8 21.8 22.7 23.7 24.6 25.5 26.5 26.9 3.1Tamaulipas 27.8 26.6 27.2 27.6 28.4 29.1 30.5 32.1 33.5 34.8 36.0 37.2 38.1 39.7 40.2 2.7Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 48.4 48.0 48.9 49.8 51.3 52.6 55.1 57.9 60.5 63.1 65.8 68.4 70.7 73.5 74.7 3.1Yucatán 27.7 27.4 27.9 28.5 29.3 30.1 31.5 33.1 34.6 36.1 37.6 39.1 40.5 42.0 42.7 3.1Zacatecas 6.3 6.2 6.5 6.7 7.0 7.3 7.8 8.3 8.7 9.2 9.6 10.0 10.4 10.7 11.0 4.1

Escenario Alto

Caso Estado tmca Datos anuales

Escenario Moderado

Escenario base PROS15-29

118

TABLA B. 4 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE DIESEL NACIONAL, SECTORES AUTOTRANSPORTE,

FEROVIARIO, MARÍTIMO E INDUSTRIAL, 2015-2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, Pemex, Sener y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Moderado 388.0 401.1 421.5 437.0 453.5 468.3 484.3 497.2 508.6 520.9 534.0 548.7 563.1 577.7 593.1 3.1

Escenario base PROS15-29 385.1 398.1 421.7 440.6 460.5 479.7 500.3 518.3 534.4 551.8 570.2 590.4 610.2 630.3 651.4 3.8

Escenario Alto 388.0 401.1 427.7 449.9 473.1 496.5 521.8 544.8 565.9 588.7 613.0 639.5 665.5 692.1 720.2 4.5

Datos anuales Caso tmca

119

TABLA B. 5 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE DIESEL POR ESTADO, SECTORES AUTOTRANSPORTE,

FEROVIARIO, MARÍTIMO E INDUSTRIAL, 2015-2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Aguascalientes 5.7 5.9 6.3 6.6 6.8 7.0 7.3 7.5 7.7 8.0 8.2 8.5 8.7 9.0 9.3 3.6Baja California 13.5 13.5 14.3 15.2 16.3 17.7 18.8 19.4 19.9 20.5 21.1 21.8 22.6 23.4 24.1 4.3Baja California Sur 4.0 4.0 4.1 4.3 4.5 4.7 5.0 5.0 5.1 5.2 5.3 5.5 5.6 5.8 5.9 2.9Campeche 1.5 1.6 1.6 1.7 1.8 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0 2.0 2.0 2.1 2.1 2.1 2.7Chiapas 5.5 5.8 6.1 6.3 6.6 6.7 6.9 7.1 7.2 7.4 7.5 7.7 7.8 7.9 8.0 2.7Chihuahua 16.8 17.1 17.9 18.4 19.0 19.4 20.1 20.7 21.2 21.7 22.3 23.0 23.7 24.2 25.0 2.9Coahuila 11.4 11.6 12.2 12.6 13.0 13.3 13.7 14.1 14.5 14.9 15.3 15.7 16.2 16.6 17.1 2.9Colima 12.5 13.1 13.9 14.5 15.0 15.5 16.0 16.5 17.0 17.5 18.0 18.6 19.1 19.7 20.4 3.5Distrito Federal 26.6 27.3 28.2 28.9 29.5 30.0 30.5 31.0 31.4 31.9 32.3 32.8 33.3 33.8 34.4 1.9Durango 14.9 15.3 16.0 16.6 17.1 17.5 18.1 18.6 19.1 19.6 20.1 20.7 21.3 21.8 22.5 3.0Guanajuato 16.8 17.6 18.7 19.5 20.3 21.0 21.7 22.4 23.1 23.7 24.5 25.3 26.0 26.9 27.8 3.7Guerrero 4.2 4.4 4.6 4.8 5.0 5.1 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8 6.0 6.0 6.1 2.8Hidalgo 16.2 16.8 17.6 18.1 18.7 19.1 19.6 20.1 20.4 20.9 21.3 21.9 22.3 22.9 23.5 2.7Jalisco 18.4 19.2 20.4 21.2 22.0 22.7 23.5 24.3 25.0 25.7 26.5 27.3 28.1 29.0 30.0 3.6México 17.1 17.6 18.3 18.8 19.3 19.7 20.1 20.5 20.8 21.1 21.4 21.8 22.2 22.6 23.0 2.1Michoacán 12.2 12.8 13.6 14.2 14.7 15.2 15.7 16.2 16.6 17.1 17.6 18.2 18.7 19.3 20.0 3.6Morelos 3.5 3.7 3.9 4.0 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6 4.7 4.8 5.0 5.1 5.2 5.4 3.0Nayarit 1.6 1.7 1.8 1.8 1.9 2.0 2.1 2.1 2.2 2.2 2.3 2.4 2.4 2.5 2.6 3.6Nuevo León 29.4 31.3 32.3 33.0 33.7 34.3 35.1 35.8 36.4 37.1 37.8 38.7 39.6 40.6 41.7 2.5Oaxaca 5.5 5.7 6.0 6.2 6.4 6.6 6.8 6.9 7.1 7.2 7.4 7.5 7.7 7.8 7.9 2.7Puebla 13.6 14.1 14.9 15.4 15.9 16.3 16.7 17.2 17.5 17.9 18.4 18.8 19.3 19.8 20.3 2.9Querétaro 11.2 11.7 12.4 12.9 13.4 13.9 14.3 14.8 15.2 15.7 16.1 16.6 17.1 17.7 18.3 3.6Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí 11.3 11.7 12.4 12.9 13.4 13.8 14.3 14.8 15.2 15.6 16.1 16.6 17.1 17.6 18.2 3.5Sinaloa 19.4 19.4 20.5 21.8 23.3 25.1 26.6 27.3 28.0 28.7 29.5 30.5 31.4 32.6 33.5 4.0Sonora 20.6 20.6 21.6 22.9 24.4 26.4 28.1 28.9 29.7 30.6 31.5 32.6 33.7 35.0 36.1 4.1Tabasco 6.5 6.8 7.1 7.4 7.6 7.8 8.0 8.2 8.4 8.6 8.8 8.9 9.1 9.2 9.3 2.6Tamaulipas 23.3 24.0 25.4 26.3 27.2 27.9 28.8 29.6 30.3 31.1 31.9 32.9 33.9 34.7 35.7 3.1TlaxcalaVeracruz 31.7 32.8 34.2 35.3 36.4 37.2 38.2 39.1 39.9 40.7 41.6 42.5 43.4 44.1 44.7 2.5Yucatán 9.3 9.7 10.2 10.5 10.9 11.1 11.4 11.7 12.0 12.2 12.4 12.7 13.0 13.1 13.3 2.6Zacatecas 4.2 4.4 4.7 4.9 5.1 5.2 5.4 5.6 5.7 5.9 6.1 6.2 6.4 6.6 6.9 3.6

Aguascalientes 5.6 5.9 6.3 6.7 7.0 7.3 7.6 7.9 8.2 8.5 8.8 9.1 9.5 9.9 10.3 4.4Baja California 13.4 13.4 14.2 15.3 16.5 18.0 19.4 20.1 20.8 21.6 22.4 23.4 24.4 25.5 26.4 5.0Baja California Sur 3.9 3.9 4.1 4.3 4.5 4.8 5.1 5.2 5.3 5.5 5.6 5.8 6.0 6.2 6.3 3.4Campeche 1.5 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.9 2.0 2.0 2.1 2.2 2.2 2.3 2.3 2.4 3.5Chiapas 5.5 5.8 6.2 6.4 6.7 7.0 7.2 7.5 7.7 7.9 8.2 8.4 8.6 8.8 9.0 3.6Chihuahua 16.5 16.8 17.7 18.4 19.1 19.7 20.5 21.3 22.0 22.7 23.5 24.4 25.3 26.0 26.9 3.6Coahuila 11.2 11.5 12.1 12.6 13.1 13.5 14.1 14.6 15.1 15.6 16.2 16.8 17.4 17.9 18.5 3.7Colima 12.5 13.0 13.9 14.6 15.2 15.8 16.5 17.2 17.8 18.4 19.1 19.9 20.6 21.4 22.3 4.2Distrito Federal 26.4 27.1 28.3 29.2 30.1 30.8 31.7 32.5 33.2 34.0 34.7 35.6 36.5 37.3 38.2 2.7Durango 14.7 15.1 16.0 16.7 17.3 17.9 18.6 19.4 20.0 20.7 21.4 22.2 23.0 23.7 24.6 3.7Guanajuato 16.8 17.6 18.9 19.8 20.7 21.6 22.5 23.5 24.4 25.3 26.3 27.3 28.4 29.5 30.7 4.4Guerrero 4.2 4.4 4.7 4.9 5.1 5.3 5.5 5.7 5.9 6.1 6.3 6.4 6.6 6.8 6.9 3.7Hidalgo 16.1 16.7 17.7 18.3 19.0 19.6 20.3 21.0 21.6 22.2 22.9 23.7 24.4 25.1 26.0 3.5Jalisco 18.3 19.1 20.4 21.4 22.4 23.3 24.3 25.3 26.3 27.2 28.3 29.4 30.5 31.7 33.0 4.3México 17.1 17.6 18.5 19.1 19.8 20.3 20.9 21.5 22.0 22.6 23.2 23.8 24.4 25.1 25.7 3.0Michoacán 12.2 12.7 13.6 14.3 15.0 15.6 16.3 16.9 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 21.1 22.0 4.3Morelos 3.5 3.7 3.9 4.1 4.3 4.4 4.6 4.7 4.9 5.1 5.2 5.4 5.6 5.8 6.0 3.8Nayarit 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 4.4Nuevo León 29.0 31.0 32.2 33.2 34.1 35.0 36.1 37.1 37.9 38.9 40.0 41.3 42.5 43.9 45.3 3.2Oaxaca 5.4 5.7 6.0 6.3 6.6 6.8 7.1 7.3 7.5 7.8 8.0 8.2 8.5 8.6 8.8 3.5Puebla 13.6 14.1 15.0 15.6 16.2 16.8 17.4 18.0 18.6 19.2 19.8 20.5 21.1 21.8 22.6 3.7Querétaro 11.1 11.6 12.5 13.1 13.7 14.3 14.9 15.5 16.1 16.7 17.3 18.0 18.6 19.4 20.2 4.3Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí 11.0 11.5 12.3 12.8 13.4 13.9 14.5 15.1 15.6 16.2 16.8 17.4 18.1 18.7 19.5 4.1Sinaloa 19.3 19.4 20.5 21.9 23.6 25.6 27.4 28.3 29.3 30.4 31.4 32.7 33.9 35.4 36.6 4.7Sonora 20.3 20.3 21.4 22.8 24.5 26.7 28.6 29.7 30.8 32.0 33.2 34.6 36.0 37.6 39.0 4.8Tabasco 6.5 6.8 7.2 7.5 7.8 8.1 8.4 8.7 8.9 9.2 9.5 9.8 10.1 10.3 10.5 3.5Tamaulipas 23.2 23.9 25.5 26.6 27.7 28.6 29.8 31.0 32.0 33.0 34.2 35.5 36.8 37.9 39.2 3.8Tlaxcala 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Veracruz 31.4 32.5 34.2 35.6 36.9 38.1 39.5 40.8 42.0 43.2 44.5 45.9 47.1 48.2 49.2 3.3Yucatán 9.2 9.6 10.2 10.7 11.1 11.5 11.9 12.3 12.7 13.1 13.5 13.9 14.3 14.6 14.9 3.5Zacatecas 4.2 4.4 4.7 4.9 5.1 5.3 5.6 5.8 6.0 6.2 6.5 6.7 7.0 7.2 7.6 4.3

Aguascalientes 5.7 5.9 6.4 6.8 7.2 7.5 7.9 8.3 8.6 9.0 9.5 9.9 10.3 10.8 11.4 5.1Baja California 13.5 13.5 14.4 15.5 16.9 18.6 20.1 21.1 22.0 23.1 24.1 25.4 26.6 28.0 29.2 5.7Baja California Sur 4.0 4.0 4.1 4.4 4.6 4.9 5.2 5.4 5.5 5.7 5.9 6.1 6.4 6.6 6.9 4.0Campeche 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.6 4.2Chiapas 5.5 5.8 6.2 6.5 6.9 7.2 7.5 7.8 8.1 8.4 8.7 9.0 9.3 9.6 9.8 4.2Chihuahua 16.8 17.1 18.2 19.0 19.8 20.6 21.6 22.6 23.5 24.4 25.5 26.7 27.8 28.9 30.1 4.3Coahuila 11.4 11.6 12.4 13.0 13.5 14.1 14.8 15.5 16.1 16.8 17.5 18.3 19.1 19.8 20.7 4.4Colima 12.5 13.1 14.1 14.9 15.7 16.5 17.3 18.1 18.9 19.8 20.7 21.6 22.6 23.6 24.8 5.0Distrito Federal 26.6 27.3 28.7 29.7 30.8 31.8 32.9 33.9 34.9 36.0 37.0 38.2 39.4 40.5 41.8 3.3Durango 14.9 15.3 16.3 17.1 17.8 18.6 19.5 20.4 21.2 22.1 23.1 24.1 25.2 26.1 27.3 4.4Guanajuato 16.8 17.6 19.0 20.1 21.2 22.3 23.5 24.7 25.8 26.9 28.2 29.6 30.9 32.3 33.9 5.1Guerrero 4.2 4.4 4.7 5.0 5.2 5.5 5.7 6.0 6.2 6.4 6.7 6.9 7.1 7.3 7.5 4.3Hidalgo 16.2 16.8 17.9 18.7 19.5 20.3 21.2 22.1 22.9 23.7 24.6 25.6 26.6 27.6 28.7 4.2Jalisco 18.4 19.2 20.7 21.9 23.0 24.2 25.4 26.7 27.9 29.1 30.5 31.9 33.3 34.8 36.5 5.0México 17.1 17.6 18.6 19.4 20.2 20.9 21.7 22.5 23.2 23.9 24.7 25.5 26.4 27.2 28.1 3.6Michoacán 12.2 12.8 13.8 14.6 15.4 16.1 17.0 17.8 18.6 19.4 20.3 21.3 22.2 23.2 24.3 5.0Morelos 3.5 3.7 4.0 4.2 4.4 4.6 4.8 5.0 5.2 5.4 5.6 5.8 6.1 6.3 6.6 4.5Nayarit 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.7 2.8 2.9 3.0 3.2 5.1Nuevo León 29.4 31.3 32.8 33.9 35.1 36.3 37.7 39.1 40.3 41.6 43.2 44.9 46.6 48.5 50.5 3.9Oaxaca 5.5 5.7 6.1 6.4 6.8 7.0 7.4 7.7 8.0 8.2 8.6 8.9 9.2 9.4 9.7 4.2Puebla 13.6 14.1 15.1 15.9 16.6 17.3 18.1 18.9 19.6 20.4 21.3 22.2 23.0 23.9 24.9 4.4Querétaro 11.2 11.7 12.6 13.4 14.1 14.8 15.5 16.3 17.0 17.8 18.6 19.5 20.3 21.2 22.3 5.1Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0San Luis Potosí 11.3 11.7 12.6 13.3 14.0 14.7 15.4 16.1 16.8 17.6 18.4 19.2 20.1 21.0 22.0 4.9Sinaloa 19.4 19.4 20.7 22.2 24.1 26.3 28.3 29.6 30.8 32.1 33.5 35.1 36.7 38.6 40.2 5.4Sonora 20.6 20.6 21.8 23.4 25.3 27.7 30.0 31.4 32.8 34.3 35.9 37.7 39.6 41.6 43.5 5.5Tabasco 6.5 6.8 7.3 7.6 8.0 8.3 8.7 9.1 9.4 9.8 10.2 10.5 10.9 11.2 11.5 4.1Tamaulipas 23.3 24.0 25.8 27.1 28.4 29.6 31.0 32.5 33.8 35.1 36.7 38.4 40.1 41.6 43.3 4.5Tlaxcala 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Veracruz 31.7 32.8 34.8 36.4 38.0 39.5 41.3 43.0 44.5 46.2 47.9 49.7 51.4 52.9 54.4 3.9Yucatán 9.3 9.7 10.3 10.9 11.4 11.9 12.4 12.9 13.4 13.9 14.4 15.0 15.5 15.9 16.3 4.1Zacatecas 4.2 4.4 4.7 5.0 5.3 5.5 5.8 6.1 6.4 6.7 7.0 7.3 7.6 8.0 8.4 5.0

Escenario Alto

Caso Estado tmca Datos anuales

Escenario Moderado

Escenario base PROS15-29

120

TABLA B. 6 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE TURBOSINA NACIONAL, SECTOR TRANSPORTE AÉREO,

2015-2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Moderado 68.1 72.0 75.0 78.4 80.6 84.1 87.7 91.5 95.3 99.3 102.2 105.2 108.2 111.3 114.5 3.8

Escenario base PROS15-29 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.4 95.0 99.5 104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3 4.3

Escenario Alto 68.1 72.0 75.9 80.2 83.4 88.1 93.1 98.5 103.9 109.7 114.5 119.4 124.3 129.5 134.9 5.0

tmcaCaso Datos anuales

121

TABLA B. 7 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE TURBOSINA POR ESTADO, SECTOR TRANSPORTE AÉREO,

2015-2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Aguascalientes - - - - - - - - - - - - - - - - Baja California 3.7 4.0 4.2 4.4 4.6 4.8 4.9 5.1 5.2 5.4 5.6 5.8 5.9 6.1 6.3 3.9Baja California Sur 2.6 2.8 2.9 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.8 3.9 4.0 4.1 4.3 4.4 3.9Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - Chihuahua - - - - - - - - - - - - - - - - Coahuila - - - - - - - - - - - - - - - - Colima - - - - - - - - - - - - - - - - Distrito Federal 21.9 22.8 23.3 24.0 24.6 26.4 28.2 30.2 32.2 34.3 35.2 36.2 37.2 38.3 39.4 4.3Durango - - - - - - - - - - - - - - - - Guanajuato 12.1 13.5 14.7 16.1 16.6 17.1 17.7 18.2 18.8 19.3 19.9 20.6 21.2 21.8 22.5 4.5Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - Hidalgo 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.8 1.9 2.1 2.2 2.4 2.4 2.5 2.6 2.6 2.7 4.3Jalisco - - - - - - - - - - - - - - - - México - - - - - - - - - - - - - - - - Michoacán - - - - - - - - - - - - - - - - Morelos - - - - - - - - - - - - - - - - Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - Nuevo León 4.0 4.1 4.2 4.4 4.5 4.6 4.7 4.9 5.0 5.1 5.3 5.4 5.6 5.7 5.9 2.7Oaxaca 6.3 6.5 6.7 6.9 7.1 7.2 7.4 7.6 7.8 8.0 8.3 8.5 8.7 9.0 9.2 2.8Puebla - - - - - - - - - - - - - - - - Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - - Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí - - - - - - - - - - - - - - - - Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - Sonora 2.1 2.3 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.9Tabasco - - - - - - - - - - - - - - - - Tamaulipas 2.1 2.1 2.2 2.3 2.3 2.4 2.5 2.5 2.6 2.7 2.7 2.8 2.9 3.0 3.0 2.7Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 4.5 4.6 4.8 4.9 5.0 5.2 5.3 5.4 5.6 5.7 5.9 6.0 6.2 6.4 6.5 2.8Yucatán 7.4 7.7 7.9 8.1 8.3 8.5 8.8 9.0 9.2 9.5 9.8 10.0 10.3 10.6 10.9 2.8Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - -

Aguascalientes - - - - - - - - - - - - - - - - Baja California 3.8 4.0 4.2 4.5 4.7 4.9 5.1 5.3 5.5 5.7 5.9 6.2 6.4 6.6 6.9 4.4Baja California Sur 2.6 2.8 2.9 3.1 3.3 3.4 3.5 3.7 3.8 4.0 4.1 4.3 4.4 4.6 4.8 4.4Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - Chihuahua - - - - - - - - - - - - - - - - Coahuila - - - - - - - - - - - - - - - - Colima - - - - - - - - - - - - - - - - Distrito Federal 22.3 22.8 23.5 24.3 25.0 27.0 29.1 31.3 33.6 36.1 37.3 38.6 40.0 41.4 42.8 4.8DurangoGuanajuato 12.4 13.5 14.8 16.3 16.9 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 21.1 21.9 22.7 23.5 24.4 5.0Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - Hidalgo 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.9 2.0 2.2 2.3 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 4.8Jalisco - - - - - - - - - - - - - - - - México - - - - - - - - - - - - - - - - Michoacán - - - - - - - - - - - - - - - - Morelos - - - - - - - - - - - - - - - - Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - Nuevo León 4.0 4.1 4.3 4.4 4.6 4.7 4.9 5.0 5.2 5.4 5.5 5.7 5.9 6.1 6.3 3.2Oaxaca 6.4 6.5 6.7 6.9 7.2 7.4 7.7 7.9 8.2 8.5 8.8 9.1 9.4 9.7 10.0 3.2Puebla - - - - - - - - - - - - - - - - Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - - Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí - - - - - - - - - - - - - - - - Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - Sonora 2.2 2.3 2.5 2.6 2.7 2.8 3.0 3.1 3.2 3.3 3.5 3.6 3.7 3.9 4.0 4.4Tabasco - - - - - - - - - - - - - - - - Tamaulipas 2.1 2.1 2.2 2.3 2.4 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1 3.2 3.3 3.2Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 4.6 4.6 4.8 4.9 5.1 5.3 5.5 5.6 5.8 6.0 6.2 6.4 6.7 6.9 7.1 3.2Yucatán 7.5 7.7 7.9 8.2 8.5 8.7 9.0 9.3 9.7 10.0 10.3 10.7 11.0 11.4 11.8 3.2Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - -

Aguascalientes - - - - - - - - - - - - - - - - Baja California 3.7 4.0 4.3 4.6 4.8 5.0 5.2 5.5 5.7 6.0 6.3 6.6 6.9 7.2 7.5 5.2Baja California Sur 2.6 2.8 3.0 3.2 3.3 3.5 3.6 3.8 4.0 4.2 4.4 4.6 4.8 5.0 5.2 5.2Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - Chihuahua - - - - - - - - - - - - - - - - Coahuila - - - - - - - - - - - - - - - - Colima - - - - - - - - - - - - - - - - Distrito Federal 21.9 22.8 23.6 24.5 25.5 27.7 30.0 32.5 35.1 37.9 39.5 41.2 42.9 44.7 46.6 5.6Durango - - - - - - - - - - - - - - - - Guanajuato 12.1 13.5 14.9 16.5 17.2 17.9 18.7 19.6 20.4 21.3 22.3 23.3 24.3 25.4 26.4 5.7Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - Hidalgo 1.5 1.6 1.6 1.7 1.8 1.9 2.1 2.2 2.4 2.6 2.7 2.8 3.0 3.1 3.2 5.6Jalisco - - - - - - - - - - - - - - - - México - - - - - - - - - - - - - - - - Michoacán - - - - - - - - - - - - - - - - Morelos - - - - - - - - - - - - - - - - Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - Nuevo León 4.0 4.1 4.3 4.5 4.6 4.8 5.0 5.2 5.4 5.6 5.8 6.0 6.3 6.5 6.8 3.7Oaxaca 6.3 6.5 6.8 7.0 7.3 7.6 7.9 8.2 8.5 8.9 9.3 9.6 10.0 10.4 10.9 4.0Puebla - - - - - - - - - - - - - - - - Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - - Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí - - - - - - - - - - - - - - - - Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - Sonora 2.1 2.3 2.5 2.7 2.8 2.9 3.0 3.2 3.3 3.5 3.7 3.8 4.0 4.2 4.4 5.2Tabasco - - - - - - - - - - - - - - - - Tamaulipas 2.1 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1 3.3 3.4 3.5 3.7Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 4.5 4.6 4.8 5.0 5.2 5.4 5.6 5.8 6.1 6.3 6.6 6.9 7.1 7.4 7.7 4.0Yucatán 7.4 7.7 8.0 8.3 8.6 9.0 9.3 9.7 10.1 10.5 10.9 11.4 11.8 12.3 12.8 4.0Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - -

Escenario Alto

Datos anuales Caso Estado tmca

Escenario Moderado

Escenario base PROS15-29

122

TABLA B. 8 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE COQUE DE PETRÓLEO NACIONAL, SECTOR INDUSTRIAL,

2015-2029 (Miles de toneladas anuales)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario Moderado 3,567.7 3,716.2 3,839.1 3,961.7 4,020.1 4,125.0 4,144.6 4,152.7 4,173.9 4,192.9 4,217.9 4,237.9 4,267.5 4,294.4 4,335.8 1.4

Escenario base PROS15-29 3,575.1 3,729.1 3,836.8 3,999.1 4,078.0 4,204.9 4,264.7 4,326.8 4,367.9 4,386.9 4,426.3 4,465.8 4,505.9 4,536.9 4,565.1 1.8

Escenario Alto 3,567.7 3,716.2 3,839.9 3,963.3 4,022.5 4,128.5 4,214.4 4,291.6 4,380.1 4,470.2 4,570.7 4,666.5 4,769.8 4,872.2 4,993.4 2.4

Caso Datos anuales tmca

123

TABLA B. 9 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE COQUE DE PETRÓLEO POR ESTADO, SECTOR INDUSTRIAL,

2015-2029 (Miles de toneladas anuales)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Aguascalientes 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 189.6 185.2 181.4 176.2 171.4 166.9 162.4 159.6 157.8 -1.5Baja California 37.4 38.0 38.6 51.0 52.5 54.1 55.9 57.5 60.0 62.2 64.2 66.6 69.4 72.4 76.0 5.2Baja California Sur - - - - - - - - - - - - - - - - Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - Chihuahua 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.2Coahuila 141.9 151.9 161.8 170.9 173.5 176.2 177.4 177.8 179.3 180.0 180.2 180.1 180.6 180.5 181.9 1.8Colima 107.7 123.2 128.3 128.3 128.3 128.3 125.9 123.0 120.8 117.1 114.9 111.5 108.4 106.5 105.0 -0.2Distrito Federal 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 2.6Durango - - - - - - - - - - - - - - - - Guanajuato - - - - - - - - - - - - - - - - Guerrero 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 26.4 27.6 29.1 30.5 32.2 34.0 36.1 38.4 40.4 3.5Hidalgo 713.3 712.4 711.6 739.3 751.5 764.0 768.4 772.6 782.5 791.5 796.9 797.6 798.4 809.2 820.9 1.0Jalisco 198.3 199.3 200.2 186.8 192.4 198.2 193.2 186.8 179.9 174.5 169.2 164.2 158.0 153.5 149.4 -2.0México 208.4 214.4 220.4 200.1 202.8 205.6 201.0 195.2 192.2 187.7 184.5 179.8 174.7 169.4 165.1 -1.7Michoacán 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 8.3Morelos 184.5 184.5 184.5 184.5 184.5 184.5 186.9 186.7 185.7 186.9 186.7 187.9 188.1 189.7 190.9 0.2Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - Nuevo León 175.1 189.1 236.6 252.8 259.0 265.3 271.9 276.3 283.5 290.4 297.4 305.6 312.9 321.3 329.3 4.6Oaxaca 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 148.1 151.1 155.6 160.5 166.5 173.0 179.2 186.2 191.2 2.0Puebla 349.4 383.8 418.1 495.5 507.2 519.3 528.6 534.3 535.7 544.1 553.9 564.7 572.2 574.8 584.3 3.7Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - - Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 3.6San Luis Potosí 443.0 447.7 452.5 424.5 430.8 437.3 441.1 443.8 446.3 450.4 453.4 452.2 459.2 458.7 462.8 0.3Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - Sonora 275.1 332.1 340.0 372.3 378.4 429.6 432.1 436.2 442.3 441.5 447.7 454.3 463.5 468.1 471.8 3.9Tabasco 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 58.2 60.6 62.6 65.0 67.0 70.1 73.6 77.1 81.0 2.7Tamaulipas 9.2 9.7 10.2 10.7 11.3 11.8 12.3 12.8 13.3 13.9 14.3 15.0 15.7 16.2 16.9 4.4Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 227.3 227.8 228.5 229.4 229.4 229.4 228.9 229.7 230.4 229.2 228.9 227.9 230.1 230.6 231.7 0.1Yucatán 76.9 82.4 87.8 95.5 98.4 101.3 98.0 95.0 92.7 90.6 87.8 85.8 84.2 81.4 78.7 0.2Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - -

Aguascalientes 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 191.4 189.3 186.3 180.9 176.4 172.6 168.3 165.5 163.0 -1.2Baja California 37.5 38.2 38.5 51.9 54.0 56.2 58.6 61.0 64.0 66.3 68.6 71.4 74.6 77.8 81.5 5.7Baja California Sur - - - - - - - - - - - - - - - - Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - Chihuahua 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.8Coahuila 142.2 152.5 161.1 172.7 176.2 179.9 182.9 185.5 188.0 188.7 189.4 190.2 191.1 191.1 191.9 2.2Colima 107.7 123.2 128.3 128.3 128.3 128.3 127.1 125.7 124.0 120.2 118.3 115.3 112.3 110.4 108.5 0.1Distrito Federal 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 3.3Durango - - - - - - - - - - - - - - - - Guanajuato - - - - - - - - - - - - - - - - Guerrero 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 26.7 28.2 29.8 31.3 33.2 35.2 37.4 39.8 41.7 3.7Hidalgo 714.3 714.4 709.8 746.2 762.6 779.8 791.7 806.1 820.0 829.2 837.5 841.7 844.3 856.4 865.9 1.4Jalisco 199.0 200.6 200.1 190.5 198.2 206.1 202.8 198.5 192.1 186.3 181.2 176.6 170.3 165.5 160.5 -1.5México 208.8 215.0 219.1 201.9 205.6 209.3 206.7 203.2 201.0 196.3 193.4 189.3 184.3 178.9 173.8 -1.3Michoacán 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.6 9.0Morelos 184.5 184.5 184.5 184.5 184.5 184.5 188.6 190.9 190.7 191.9 192.2 194.3 194.9 196.7 197.3 0.5Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - Nuevo León 176.7 191.1 237.7 257.4 265.7 274.2 283.5 291.5 300.3 307.6 315.7 325.5 333.6 342.5 349.7 5.0Oaxaca 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 149.5 154.5 159.8 164.7 171.5 178.8 185.7 193.1 197.6 2.3Puebla 350.8 386.5 419.0 503.3 519.2 535.8 550.6 563.6 567.6 576.3 588.4 602.5 611.7 615.0 623.1 4.2Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - - Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 4.3San Luis Potosí 443.8 449.2 452.3 428.7 437.3 446.3 454.4 462.9 467.6 471.7 476.4 477.1 485.5 485.3 488.0 0.7Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - Sonora 275.9 333.5 339.9 376.4 384.7 438.2 445.0 454.9 463.3 462.3 470.3 479.3 489.9 495.1 497.4 4.3Tabasco 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 58.8 62.0 64.2 66.7 69.0 72.5 76.2 80.0 83.7 2.9Tamaulipas 9.2 9.5 9.9 10.4 10.9 11.4 12.0 12.5 13.2 13.8 14.2 14.9 15.5 16.0 16.6 4.4Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 227.3 227.8 228.5 229.4 229.4 229.4 231.1 234.9 236.5 235.3 235.7 235.7 238.4 239.1 239.5 0.4Yucatán 77.2 83.0 87.9 97.4 101.3 105.3 102.9 100.9 99.0 96.7 94.0 92.2 90.7 87.7 84.6 0.7Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - -

Aguascalientes 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 192.7 191.2 190.2 187.7 185.5 183.6 181.4 180.9 181.5 -0.5Baja California 37.4 38.0 38.6 51.0 52.6 54.2 56.9 59.5 63.0 66.4 69.6 73.4 77.6 82.1 87.6 6.3Baja California Sur - - - - - - - - - - - - - - - - Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - Chihuahua 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 2.6Coahuila 141.9 151.9 161.8 170.9 173.5 176.3 180.3 183.6 188.1 191.7 195.1 198.2 201.7 204.6 209.3 2.8Colima 107.7 123.2 128.3 128.3 128.3 128.3 127.9 127.0 126.6 124.7 124.3 122.7 121.0 120.7 120.8 0.8Distrito Federal 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 4.0Durango - - - - - - - - - - - - - - - - Guanajuato - - - - - - - - - - - - - - - - Guerrero 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 26.8 28.5 30.5 32.5 34.9 37.4 40.3 43.6 46.4 4.5Hidalgo 713.3 712.4 711.6 739.3 751.5 764.0 780.7 797.7 820.4 843.1 862.8 877.4 891.5 917.2 944.5 2.0Jalisco 198.3 199.3 200.2 186.8 192.4 198.2 196.3 192.8 188.6 185.9 183.2 180.6 176.5 173.9 171.9 -1.0México 208.4 214.4 220.4 200.2 202.8 205.6 204.3 201.6 201.6 200.0 199.8 197.8 195.1 192.0 190.0 -0.7Michoacán 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.6 9.8Morelos 184.5 184.5 184.5 184.5 184.5 184.5 189.8 192.8 194.7 199.1 202.1 206.7 210.1 215.0 219.6 1.3Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - Nuevo León 175.1 189.1 237.2 254.1 260.8 268.0 279.0 288.1 300.2 312.4 325.2 339.5 352.8 367.7 382.6 5.7Oaxaca 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 150.5 156.0 163.1 170.9 180.3 190.3 200.1 211.0 220.0 3.0Puebla 349.4 383.8 418.1 495.5 507.2 519.3 537.0 551.7 561.7 579.5 599.6 621.2 638.9 651.5 672.3 4.8Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - - Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.1San Luis Potosí 443.0 447.7 452.5 424.5 430.8 437.3 448.1 458.2 467.9 479.7 490.9 497.4 512.8 519.9 532.4 1.3Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - Sonora 275.1 332.1 340.0 372.3 378.4 429.6 439.0 450.4 463.7 470.2 484.7 499.8 517.5 530.5 542.8 5.0Tabasco 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 59.1 62.6 65.6 69.2 72.5 77.1 82.2 87.4 93.2 3.7Tamaulipas 9.2 9.7 10.3 11.0 11.7 12.5 13.2 13.9 14.8 15.6 16.4 17.4 18.5 19.4 20.5 5.9Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 227.3 227.8 228.5 229.4 229.4 229.4 232.5 237.2 241.5 244.2 247.8 250.8 257.0 261.4 266.6 1.1Yucatán 76.9 82.4 87.8 95.5 98.4 101.3 99.6 98.0 97.2 96.5 95.1 94.4 94.0 92.2 90.6 1.2Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - -

Escenario Alto

Caso Estado Datos anuales tmca

Escenario Moderado

Escenario base PROS15-29

124

5.3. Anexo C. Estudios de sensibilidad por sector y por estado, por efecto de cambios en los rendimientos para vehículos, 2015-2029.

TABLA C. 1 COMPARATIVO RENDIMIENTOS DE VEHÍCULOS A GASOLINAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2015-

2029 (Km/l)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

TABLA C. 2

COMPARATIVO RENDIMIENTOS DE VEHÍCULOS A DIESEL, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2015-2029 (Km/l)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

TABLA C. 3 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GASOLINA NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE,

2015-2029 (Miles de barriles diarios)

Fuente: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

SUBCOMPACTO Km/l 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 17.7 0

COMPACTO Km/l 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 0

LUJO Y DEPORTIVOS Km/l 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 13.4 0

CAMIONETAS Km/l 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 11.1 0

CAMIONETAS DE USO INTENSIVO Km/l 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 0

CAMIONES MEDIANOS Km/l 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 5.4 0

CAMIONES PESADOS Km/l 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 0

AUTOBUSES Km/l 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 0

SUBCOMPACTO Km/l 17.7 18.0 18.3 18.2 18.4 18.7 18.9 19.2 19.4 19.6 19.9 20.1 20.4 20.6 20.9 21.1 1.2

COMPACTO Km/l 15.5 15.8 16.1 16.0 16.2 16.4 16.6 16.8 17.1 17.3 17.5 17.7 17.9 18.1 18.4 18.6 1.2

LUJO Y DEPORTIVOS Km/l 13.4 13.6 13.9 13.7 13.9 14.0 14.1 14.3 14.4 14.5 14.7 14.8 14.9 15.1 15.2 15.3 0.8

CAMIONETAS Km/l 11.1 11.2 11.3 11.1 11.1 11.2 11.2 11.3 11.3 11.3 11.4 11.4 11.5 11.5 11.6 11.6 0.2

CAMIONETAS DE USO INTENSIVO Km/l 12.1 12.2 12.4 12.5 12.6 12.7 12.9 13.0 13.1 13.2 13.4 13.5 13.6 13.8 13.9 14.1 1.0

CAMIONES MEDIANOS Km/l 5.4 5.5 5.5 5.6 5.7 5.7 5.8 5.8 5.9 6.0 6.0 6.1 6.1 6.2 6.3 6.3 1.0

CAMIONES PESADOS Km/l 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.6 1.6 1.0

AUTOBUSES Km/l 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.4 4.4 4.5 4.5 4.6 4.6 4.6 4.7 4.7 1.0

Escenario rendimientos fijos IMP

Escenario rendimientos base PROS15-29

Gasolina Clase tmcaDatos anualesUnidad

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029COMPACTO Km/l 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 18.9 0CAMIONETAS Km/l 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 13.7 0CAMIONETAS DE USO INTENSIVO Km/l 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 0CAMIONES MEDIANOS Km/l 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 6.4 0CAMIONES PESADOS Km/l 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 0AUTOBUSES Km/l 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 5.0 0

COMPACTO Km/l 18.9 19.1 19.3 19.5 19.7 19.9 20.1 20.3 20.5 20.7 20.9 21.1 21.3 21.6 21.8 22.0 1.0CAMIONETAS Km/l 13.7 13.8 13.9 14.1 14.2 14.4 14.5 14.6 14.8 14.9 15.1 15.2 15.4 15.5 15.7 15.9 1.0CAMIONETAS DE USO INTENSIVO Km/l 9.1 9.2 9.3 9.4 9.5 9.6 9.7 9.8 9.9 10.0 10.1 10.2 10.3 10.4 10.5 10.6 1.0CAMIONES MEDIANOS Km/l 6.4 6.5 6.5 6.6 6.7 6.7 6.8 6.9 6.9 7.0 7.1 7.1 7.2 7.3 7.3 7.4 1.0CAMIONES PESADOS Km/l 4.1 4.1 4.2 4.2 4.2 4.3 4.3 4.4 4.4 4.5 4.5 4.6 4.6 4.6 4.7 4.7 1.0AUTOBUSES Km/l 5.0 5.1 5.1 5.2 5.2 5.3 5.3 5.4 5.4 5.5 5.6 5.6 5.7 5.7 5.8 5.8 1.0

Escenario rendimientos fijos IMP

Escenario rendimientos base PROS15-29

UnidadDiesel Clase Datos anuales tmca

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario rendimientos fijos IMP 786.37 772.1 783.9 796.4 821.1 844.9 884.8 929.8 971.7 1010.9 1050.1 1087.7 1119.8 1157.7 1182.1 3.0

Escenario rendimientos base PROS15-29 785.51 770.8 781.9 793.6 817.2 839.5 877.5 920.1 959.4 995.5 1031.3 1064.8 1092.8 1126.2 1146.3 2.7

Caso Datos anuales tmca

125

TABLA C. 4 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GASOLINA POR ESTADO, SECTOR AUTOTRANSPORTE

2015-2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Aguascalientes 11.8 11.6 12.0 12.4 12.9 13.4 14.1 14.9 15.7 16.4 17.1 17.8 18.3 19.0 19.4 3.6Baja California 36.0 34.8 35.0 34.8 35.4 35.8 37.2 38.7 40.1 40.9 41.7 42.4 43.1 44.4 44.9 1.6Baja California Sur 8.4 8.1 8.1 8.1 8.2 8.3 8.7 9.0 9.3 9.5 9.7 9.9 10.0 10.3 10.5 1.6Campeche 4.7 4.6 4.7 4.7 4.9 5.0 5.2 5.4 5.7 5.9 6.1 6.4 6.6 6.8 7.0 2.9Chiapas 19.8 19.7 19.9 20.2 20.7 21.2 22.1 23.1 24.1 25.1 26.1 27.1 28.0 29.1 29.6 2.9Chihuahua 30.0 28.7 29.3 29.6 30.3 31.0 32.4 33.9 35.4 36.6 37.8 38.9 39.9 41.4 41.8 2.4Coahuila 15.3 14.6 14.9 15.1 15.4 15.8 16.5 17.3 18.0 18.6 19.2 19.8 20.3 21.1 21.3 2.4Colima 17.3 17.1 17.7 18.2 18.9 19.6 20.7 21.9 23.0 24.1 25.1 26.1 27.0 27.9 28.6 3.6Distrito Federal 104.4 102.3 102.6 103.9 106.7 109.8 113.8 118.4 122.6 127.2 131.5 135.8 139.6 143.1 146.8 2.5Durango 19.3 18.5 18.8 19.0 19.5 19.9 20.8 21.8 22.7 23.5 24.3 25.0 25.6 26.6 26.9 2.4Guanajuato 32.8 32.4 33.5 34.5 35.8 37.1 39.2 41.5 43.6 45.6 47.6 49.5 51.0 52.7 54.0 3.6Guerrero 14.3 14.2 14.3 14.5 14.9 15.2 15.9 16.6 17.3 18.0 18.8 19.5 20.1 20.9 21.3 2.9Hidalgo 27.9 27.6 27.9 28.6 29.7 30.8 32.5 34.4 36.2 38.0 39.8 41.4 42.7 44.2 45.3 3.5Jalisco 39.1 38.6 39.9 41.1 42.7 44.3 46.8 49.5 52.0 54.4 56.8 59.0 60.9 62.9 64.5 3.6México 55.1 54.0 54.2 54.8 56.4 58.0 60.1 62.5 64.7 67.1 69.4 71.7 73.7 75.5 77.5 2.5Michoacán 27.4 27.0 27.9 28.8 29.9 31.0 32.7 34.6 36.4 38.0 39.7 41.3 42.6 44.0 45.1 3.6Morelos 15.5 15.3 15.5 15.9 16.5 17.1 18.1 19.1 20.1 21.1 22.1 23.0 23.7 24.6 25.2 3.5Nayarit 4.8 4.8 4.9 5.1 5.3 5.5 5.8 6.1 6.4 6.7 7.0 7.3 7.5 7.8 8.0 3.6Nuevo León 44.5 45.0 45.6 46.8 49.2 51.7 55.6 59.9 64.0 67.7 71.5 75.1 78.2 81.5 84.0 4.6Oaxaca 15.2 15.1 15.3 15.5 15.9 16.2 16.9 17.7 18.5 19.2 20.0 20.8 21.5 22.3 22.7 2.9Puebla 32.5 32.1 32.4 33.2 34.5 35.8 37.8 40.1 42.2 44.2 46.3 48.2 49.7 51.4 52.7 3.5Querétaro 18.5 18.2 18.9 19.4 20.2 20.9 22.1 23.4 24.6 25.7 26.8 27.9 28.7 29.7 30.4 3.6Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0San Luis Potosí 15.3 15.1 15.6 16.1 16.7 17.4 18.3 19.4 20.4 21.3 22.2 23.1 23.8 24.6 25.3 3.6Sinaloa 25.4 24.6 24.7 24.6 25.0 25.3 26.3 27.4 28.3 28.9 29.4 30.0 30.4 31.3 31.7 1.6Sonora 23.0 22.3 22.4 22.3 22.6 22.9 23.8 24.8 25.6 26.2 26.7 27.1 27.5 28.4 28.7 1.6Tabasco 17.4 17.3 17.6 17.8 18.2 18.6 19.4 20.3 21.2 22.1 23.0 23.8 24.7 25.6 26.0 2.9Tamaulipas 27.9 26.7 27.1 27.4 28.1 28.8 30.0 31.5 32.8 33.9 35.1 36.1 37.0 38.5 38.8 2.4Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 48.5 48.1 48.7 49.3 50.7 51.7 53.9 56.4 58.9 61.3 63.8 66.2 68.5 71.1 72.3 2.9Yucatán 27.7 27.5 27.9 28.2 29.0 29.6 30.8 32.3 33.7 35.0 36.5 37.9 39.2 40.7 41.4 2.9Zacatecas 6.3 6.2 6.5 6.6 6.9 7.2 7.6 8.0 8.4 8.8 9.2 9.5 9.8 10.2 10.4 3.6

Aguascalientes 11.8 11.6 12.0 12.3 12.8 13.3 14.0 14.8 15.5 16.2 16.8 17.5 17.9 18.5 18.9 3.4

Baja California 36.0 34.8 34.9 34.7 35.3 35.7 37.0 38.4 39.6 40.4 41.0 41.6 42.1 43.2 43.6 1.4

Baja California Sur 8.4 8.1 8.1 8.1 8.2 8.3 8.6 8.9 9.2 9.4 9.5 9.7 9.8 10.1 10.1 1.4

Campeche 4.7 4.6 4.7 4.7 4.8 4.9 5.1 5.4 5.6 5.8 6.0 6.2 6.4 6.6 6.7 2.7

Chiapas 19.8 19.6 19.9 20.1 20.6 21.0 21.8 22.8 23.7 24.6 25.6 26.4 27.2 28.2 28.6 2.7

Chihuahua 30.0 28.7 29.2 29.5 30.2 30.8 32.1 33.6 34.9 36.0 37.1 38.1 38.9 40.3 40.5 2.2

Coahuila 15.3 14.6 14.9 15.0 15.4 15.7 16.3 17.1 17.8 18.3 18.9 19.4 19.8 20.5 20.6 2.2

Colima 17.3 17.1 17.6 18.1 18.8 19.5 20.5 21.7 22.8 23.7 24.7 25.7 26.4 27.2 27.8 3.4

Distrito Federal 104.4 102.1 102.3 103.5 106.2 109.0 112.7 117.0 120.8 124.9 128.8 132.6 135.9 138.7 141.8 2.2

Durango 19.3 18.5 18.8 19.0 19.4 19.8 20.6 21.6 22.4 23.1 23.8 24.5 25.0 25.9 26.1 2.2

Guanajuato 32.8 32.3 33.4 34.3 35.7 36.9 38.9 41.1 43.1 44.9 46.8 48.6 49.9 51.4 52.6 3.4

Guerrero 14.2 14.1 14.3 14.4 14.8 15.1 15.7 16.4 17.1 17.7 18.4 19.0 19.6 20.3 20.5 2.7

Hidalgo 27.9 27.5 27.8 28.5 29.5 30.6 32.3 34.1 35.8 37.5 39.1 40.6 41.8 43.1 44.1 3.3

Jalisco 39.1 38.5 39.8 41.0 42.5 44.0 46.4 49.0 51.4 53.6 55.8 57.9 59.6 61.4 62.7 3.4

México 55.1 53.9 54.0 54.6 56.0 57.5 59.5 61.7 63.8 66.0 68.0 70.0 71.7 73.2 74.9 2.2

Michoacán 27.3 27.0 27.9 28.7 29.8 30.8 32.4 34.3 35.9 37.5 39.1 40.5 41.7 42.9 43.9 3.4

Morelos 15.5 15.3 15.5 15.8 16.4 17.0 17.9 19.0 19.9 20.8 21.7 22.6 23.2 24.0 24.5 3.3

Nayarit 4.8 4.8 4.9 5.1 5.3 5.4 5.7 6.1 6.3 6.6 6.9 7.2 7.4 7.6 7.8 3.4

Nuevo León 44.4 45.0 45.5 46.7 48.9 51.4 55.2 59.4 63.3 66.8 70.5 73.8 76.7 79.6 81.8 4.5

Oaxaca 15.2 15.0 15.2 15.4 15.8 16.1 16.7 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 20.9 21.6 21.9 2.7

Puebla 32.5 32.0 32.4 33.1 34.4 35.6 37.5 39.7 41.7 43.6 45.5 47.3 48.6 50.2 51.3 3.3

Querétaro 18.5 18.2 18.8 19.3 20.1 20.8 21.9 23.1 24.3 25.3 26.4 27.4 28.1 29.0 29.6 3.4

Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

San Luis Potosí 15.3 15.1 15.6 16.0 16.7 17.3 18.2 19.2 20.1 21.0 21.9 22.7 23.3 24.0 24.6 3.4

Sinaloa 25.4 24.5 24.7 24.5 24.9 25.2 26.1 27.1 28.0 28.5 29.0 29.4 29.7 30.5 30.8 1.4

Sonora 23.0 22.2 22.3 22.2 22.5 22.8 23.7 24.6 25.4 25.8 26.2 26.6 26.9 27.7 27.9 1.4

Tabasco 17.4 17.3 17.5 17.7 18.1 18.5 19.2 20.1 20.9 21.7 22.5 23.3 24.0 24.8 25.1 2.7

Tamaulipas 27.9 26.6 27.1 27.4 28.0 28.6 29.8 31.1 32.4 33.4 34.4 35.3 36.1 37.4 37.6 2.2

Tlaxcala 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Veracruz 48.4 48.0 48.6 49.1 50.4 51.4 53.4 55.8 58.0 60.2 62.4 64.6 66.6 68.9 69.8 2.7

Yucatán 27.7 27.4 27.8 28.1 28.8 29.4 30.5 31.9 33.2 34.4 35.7 37.0 38.1 39.4 39.9 2.7

Zacatecas 6.3 6.2 6.4 6.6 6.9 7.1 7.5 7.9 8.3 8.7 9.0 9.4 9.6 9.9 10.1 3.4

tmca

Escenario rendimientos fijos IMP

Escenario rendimientos base PROS15-29

Caso Estado Datos anuales

126

TABLA C. 5 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE DIESEL NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2015-

2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

TABLA C. 6 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE DIESEL POR ESTADO, SECTORES AUTOTRANSPORTE,

2015-2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario rendimientos fijos IMP 327.6 341.6 365.9 384.7 405.2 424.2 445.0 463.1 479.6 497.7 516.8 538.3 559.4 581.2 604.6 4.5

Escenario rendimientos base PROS15-29 327.0 340.5 363.9 381.8 401.0 418.6 437.7 453.9 468.5 484.1 500.7 519.0 536.8 554.9 574.0 4.1

Caso Datos anuales tmca

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Aguascalientes 5.3 5.6 6.0 6.4 6.7 7.0 7.3 7.6 7.9 8.3 8.6 9.0 9.4 9.8 10.3 4.8Baja California 11.1 11.2 12.1 13.2 14.5 16.0 17.4 18.2 19.0 19.8 20.7 21.7 22.8 24.0 25.0 6.0Baja California Sur 2.2 2.2 2.4 2.6 2.8 3.1 3.4 3.6 3.7 3.9 4.1 4.3 4.5 4.7 4.9 6.0Campeche 1.3 1.4 1.5 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.9 1.9 2.0 2.1 2.2 2.2 2.3 4.1Chiapas 5.1 5.4 5.8 6.1 6.4 6.6 6.9 7.2 7.4 7.6 7.9 8.2 8.5 8.7 8.9 4.1Chihuahua 12.9 13.4 14.4 15.0 15.7 16.3 17.0 17.7 18.4 19.1 19.8 20.7 21.5 22.3 23.2 4.3Coahuila 9.3 9.7 10.4 10.9 11.4 11.8 12.3 12.8 13.3 13.8 14.3 14.9 15.5 16.1 16.8 4.3Colima 10.5 11.0 11.9 12.5 13.2 13.7 14.4 15.0 15.6 16.3 17.0 17.7 18.5 19.3 20.2 4.8Distrito Federal 23.7 24.5 25.9 26.9 27.9 28.8 29.8 30.8 31.7 32.7 33.7 34.7 35.8 37.0 38.1 3.4Durango 11.9 12.3 13.3 13.9 14.5 15.0 15.7 16.3 16.9 17.5 18.2 19.0 19.8 20.5 21.4 4.3Guanajuato 15.1 15.8 17.0 17.9 18.8 19.6 20.6 21.5 22.4 23.3 24.3 25.3 26.4 27.6 28.9 4.8Guerrero 4.1 4.4 4.7 4.9 5.2 5.3 5.6 5.8 6.0 6.2 6.4 6.6 6.9 7.0 7.2 4.1Hidalgo 14.7 15.3 16.4 17.1 17.9 18.6 19.4 20.1 20.8 21.6 22.4 23.3 24.2 25.1 26.1 4.2Jalisco 15.8 16.6 17.9 18.8 19.8 20.6 21.6 22.6 23.5 24.5 25.5 26.6 27.8 29.0 30.4 4.8México 16.3 16.9 17.8 18.5 19.2 19.9 20.5 21.2 21.8 22.5 23.2 23.9 24.7 25.4 26.2 3.4Michoacán 11.0 11.5 12.4 13.1 13.7 14.3 15.0 15.7 16.3 17.0 17.7 18.5 19.3 20.1 21.1 4.8Morelos 3.5 3.7 3.9 4.1 4.3 4.4 4.6 4.8 5.0 5.2 5.4 5.6 5.8 6.0 6.2 4.2Nayarit 1.6 1.6 1.8 1.9 2.0 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.9 3.0 4.8Nuevo León 24.5 26.7 28.0 28.8 29.8 30.6 31.6 32.6 33.4 34.4 35.5 36.8 38.1 39.5 41.1 3.7Oaxaca 4.9 5.2 5.6 5.8 6.1 6.3 6.6 6.9 7.1 7.3 7.6 7.9 8.1 8.3 8.5 4.1Puebla 12.6 13.2 14.1 14.7 15.4 16.0 16.7 17.4 17.9 18.6 19.3 20.1 20.8 21.6 22.5 4.2Querétaro 10.5 11.0 11.9 12.5 13.1 13.7 14.4 15.0 15.6 16.3 16.9 17.7 18.4 19.3 20.2 4.8Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí 8.5 8.9 9.6 10.1 10.6 11.1 11.6 12.1 12.6 13.1 13.7 14.3 14.9 15.5 16.3 4.8Sinaloa 15.0 15.1 16.3 17.8 19.5 21.6 23.5 24.5 25.5 26.7 27.9 29.3 30.7 32.3 33.7 6.0Sonora 15.3 15.4 16.6 18.1 20.0 22.1 24.0 25.0 26.1 27.3 28.5 29.9 31.3 33.0 34.4 6.0Tabasco 5.9 6.3 6.7 7.1 7.4 7.7 8.0 8.3 8.6 8.9 9.2 9.5 9.8 10.1 10.4 4.1Tamaulipas 20.5 21.2 22.8 23.8 24.9 25.8 27.0 28.1 29.1 30.2 31.4 32.7 34.1 35.3 36.8 4.3Tlaxcala 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Veracruz 22.5 23.7 25.4 26.7 28.0 29.0 30.3 31.5 32.5 33.6 34.8 36.0 37.2 38.2 39.2 4.1Yucatán 8.0 8.4 9.0 9.5 9.9 10.3 10.7 11.2 11.5 11.9 12.4 12.8 13.2 13.6 13.9 4.1Zacatecas 3.9 4.0 4.4 4.6 4.8 5.0 5.3 5.5 5.7 6.0 6.2 6.5 6.8 7.1 7.4 4.8

Aguascalientes 5.3 5.6 6.0 6.3 6.6 6.9 7.2 7.5 7.7 8.0 8.3 8.7 9.0 9.3 9.7 4.4Baja California 11.1 11.2 12.1 13.1 14.3 15.8 17.1 17.8 18.4 19.2 19.9 20.9 21.7 22.8 23.7 5.5Baja California Sur 2.2 2.2 2.4 2.6 2.8 3.1 3.3 3.5 3.6 3.8 3.9 4.1 4.3 4.5 4.6 5.5Campeche 1.3 1.4 1.5 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.9 2.0 2.0 2.1 2.1 2.2 3.7Chiapas 5.1 5.4 5.7 6.0 6.3 6.5 6.8 7.0 7.2 7.4 7.7 7.9 8.1 8.3 8.5 3.7Chihuahua 12.9 13.4 14.3 14.9 15.6 16.1 16.8 17.4 18.0 18.6 19.3 20.0 20.7 21.4 22.1 3.9Coahuila 9.3 9.6 10.3 10.8 11.3 11.6 12.1 12.6 13.0 13.4 13.9 14.5 15.0 15.4 16.0 3.9Colima 10.5 11.0 11.8 12.4 13.0 13.5 14.1 14.7 15.3 15.8 16.4 17.1 17.7 18.4 19.2 4.4Distrito Federal 23.7 24.5 25.7 26.7 27.6 28.5 29.3 30.2 30.9 31.8 32.6 33.5 34.4 35.2 36.1 3.1Durango 11.9 12.3 13.2 13.8 14.4 14.8 15.5 16.1 16.6 17.1 17.7 18.4 19.1 19.7 20.4 3.9Guanajuato 15.0 15.7 16.9 17.8 18.6 19.4 20.2 21.1 21.8 22.6 23.5 24.4 25.3 26.3 27.4 4.4Guerrero 4.1 4.4 4.7 4.9 5.1 5.3 5.5 5.7 5.9 6.0 6.2 6.4 6.6 6.7 6.9 3.7Hidalgo 14.6 15.2 16.3 17.0 17.7 18.4 19.1 19.8 20.3 21.0 21.7 22.5 23.2 24.0 24.8 3.8Jalisco 15.8 16.5 17.8 18.7 19.6 20.4 21.3 22.2 22.9 23.8 24.7 25.7 26.6 27.7 28.8 4.4México 16.3 16.8 17.7 18.4 19.0 19.6 20.2 20.8 21.3 21.9 22.4 23.0 23.6 24.3 24.9 3.1Michoacán 11.0 11.5 12.3 13.0 13.6 14.1 14.8 15.4 15.9 16.5 17.1 17.8 18.5 19.2 20.0 4.4Morelos 3.5 3.6 3.9 4.1 4.2 4.4 4.6 4.7 4.9 5.0 5.2 5.4 5.5 5.7 5.9 3.8Nayarit 1.6 1.6 1.8 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 4.4Nuevo León 24.5 26.6 27.8 28.7 29.5 30.3 31.2 32.0 32.7 33.5 34.4 35.5 36.6 37.7 39.0 3.4Oaxaca 4.9 5.2 5.5 5.8 6.0 6.3 6.5 6.7 6.9 7.1 7.4 7.6 7.8 8.0 8.1 3.7Puebla 12.6 13.1 14.0 14.6 15.3 15.8 16.4 17.0 17.5 18.1 18.7 19.4 20.0 20.7 21.4 3.8Querétaro 10.5 11.0 11.8 12.4 13.0 13.5 14.1 14.7 15.2 15.8 16.4 17.0 17.7 18.4 19.2 4.4Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí 8.5 8.9 9.5 10.0 10.5 10.9 11.4 11.9 12.3 12.8 13.2 13.8 14.3 14.8 15.5 4.4Sinaloa 15.0 15.0 16.2 17.6 19.3 21.3 23.0 23.9 24.8 25.8 26.9 28.1 29.3 30.7 31.9 5.5Sonora 15.3 15.4 16.6 18.0 19.7 21.7 23.5 24.4 25.3 26.4 27.4 28.7 29.9 31.3 32.5 5.5Tabasco 5.9 6.3 6.7 7.0 7.3 7.6 7.9 8.2 8.4 8.7 8.9 9.2 9.5 9.7 9.9 3.7Tamaulipas 20.4 21.2 22.7 23.7 24.7 25.5 26.6 27.6 28.5 29.5 30.5 31.7 32.9 33.8 35.1 3.9Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz 22.4 23.6 25.3 26.5 27.7 28.7 29.8 30.9 31.8 32.7 33.7 34.8 35.8 36.5 37.2 3.7Yucatán 8.0 8.4 9.0 9.4 9.8 10.2 10.6 11.0 11.3 11.6 12.0 12.4 12.7 13.0 13.2 3.7Zacatecas 3.8 4.0 4.3 4.6 4.8 5.0 5.2 5.4 5.6 5.8 6.0 6.3 6.5 6.7 7.0 4.4

scenario rendimientos base PROS15-2

Caso Estado Datos anuales tmca

Escenario rendimientos fijos IMP

127

TABLA C. 7 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GAS LP NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2015-

2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, Pemex, Sener y empresas privadas.

TABLA C. 8 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GAS LP POR ESTADO, SECTOR AUTOTRANSPORTE, 2015-

2029 (Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, Pemex, Sener y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario rendimientos fijos IMP 40.872 41.6 43.0 44.0 45.0 45.7 46.4 46.9 47.2 47.4 47.5 47.6 47.423 47.078 46.6 0.9

Escenario rendimientos base PROS15-29 40.801 41.5 42.8 43.7 44.4 45.0 45.5 45.8 45.9 45.9 45.7 45.5 45.154 44.597 43.9 0.5

Caso Datosa anuales tmca

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Aguascalientes 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 -0.4Baja California 1.0 1.1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.4 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.9 4.3Baja California Sur 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 4.3Campeche 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.9Chiapas 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 1.9Chihuahua 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.1Coahuila 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.1 2.2 2.2 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.3 2.1Colima 2.2 2.2 2.3 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.1 2.1 2.1 2.1 -0.4Distrito Federal 3.7 3.8 3.9 4.0 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.1 4.0 4.0 4.0 3.9 3.8 0.2Durango 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 2.1Guanajuato 2.9 3.0 3.0 3.0 3.0 3.0 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.8 2.8 2.8 -0.4Guerrero 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.9Hidalgo 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 0.8Jalisco 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.5 1.5 -0.4México 7.0 7.1 7.3 7.5 7.6 7.7 7.7 7.7 7.7 7.7 7.6 7.5 7.4 7.3 7.1 0.2Michoacán 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 -0.4Morelos 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.8Nayarit 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -0.4Nuevo León 2.6 2.6 2.7 2.8 2.8 2.8 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 0.8Oaxaca 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 1.9Puebla 2.2 2.2 2.2 2.3 2.3 2.4 2.4 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.4 0.8Querétaro 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 -0.4Quintana Roo 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 1.9San Luis Potosí 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 -0.4Sinaloa 0.6 0.6 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 4.3Sonora 1.4 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.0 2.1 2.2 2.3 2.3 2.4 2.4 4.3Tabasco 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.1 1.9Tamaulipas 2.1 2.2 2.4 2.5 2.6 2.6 2.7 2.8 2.8 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.9 2.1Tlaxcala 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.8Veracruz 1.0 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4 1.4 1.3 1.3 1.9Yucatán 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 1.9Zacatecas 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 -0.4

Aguascalientes 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 -0.7Baja California 1.0 1.1 1.1 1.2 1.3 1.4 1.4 1.5 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 4.0Baja California Sur 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 4.0Campeche 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.6Chiapas 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 1.6Chihuahua 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.7Coahuila 1.7 1.8 1.9 2.0 2.0 2.1 2.1 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 1.7Colima 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.0 2.0 -0.7Distrito Federal 3.7 3.8 3.9 3.9 4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 3.9 3.9 3.8 3.7 3.6 3.5 -0.3Durango 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.7 0.7 1.7Guanajuato 2.9 3.0 3.0 3.0 3.0 2.9 2.9 2.9 2.9 2.8 2.8 2.8 2.7 2.7 2.7 -0.7Guerrero 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 1.6Hidalgo 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.4 1.4 1.4 1.3 1.3 1.3 1.3 0.3Jalisco 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 -0.7México 6.9 7.1 7.3 7.4 7.5 7.5 7.5 7.5 7.4 7.3 7.2 7.1 7.0 6.8 6.6 -0.3Michoacán 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.4 1.3 1.3 -0.7Morelos 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.3Nayarit 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -0.7Nuevo León 2.6 2.6 2.7 2.7 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.8 2.7 2.7 0.3Oaxaca 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 1.6Puebla 2.2 2.2 2.2 2.3 2.3 2.3 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.4 2.3 2.3 0.3Querétaro 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 -0.7Quintana Roo 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 1.6San Luis Potosí 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 -0.7Sinaloa 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 4.0Sonora 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 1.9 2.0 2.1 2.1 2.2 2.2 2.3 2.3 4.0Tabasco 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.6Tamaulipas 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.6 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 2.7 1.7Tlaxcala 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.3Veracruz 1.0 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.3 1.2 1.6Yucatán 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 1.6Zacatecas 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.7 -0.7

Escenario rendimientos base PROS15-29

Caso Estado Datos anuales tmca

Escenario rendimientos fijos IMP

128

TABLA C. 9 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL NACIONAL, SECTOR AUTOTRANSPORTE,

2015-2029 (Millones de pies cúbicos diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

TABLA C. 10 COMPARATIVO DEMANDA INTERNA DE GAS NATURAL POR ESTADO, SECTOR

AUTOTRANSPORTE, 2015-2029 (Millones de pies cúbicos diarios)

FUENTE: IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, Melgar, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Escenario rendimientos fijos IMP 2.6 2.7 2.8 2.9 2.9 3.0 3.1 3.2 3.2 3.3 3.3 3.4 3.5 3.5 3.6 2.4

Escenario rendimientos base PROS15-29 2.6 2.7 2.8 2.8 2.9 3.0 3.0 3.1 3.2 3.2 3.2 3.3 3.3 3.3 3.4 2.0

Caso Datos anuales tmca

2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Aguascalientes - - - - - - - - - - - - - - - - Baja California - - - - - - - - - - - - - - - - Baja California Sur - - - - - - - - - - - - - - - - Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - Chihuahua - - - - - - - - - - - - - - - - Coahuila - - - - - - - - - - - - - - - - Colima - - - - - - - - - - - - - - - - Distrito Federal 2.0 2.0 2.1 2.1 2.2 2.2 2.2 2.3 2.3 2.3 2.4 2.4 2.5 2.5 2.6 1.9Durango - - - - - - - - - - - - - - - - Guanajuato - - - - - - - - - - - - - - - - Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - Hidalgo - - - - - - - - - - - - - - - - Jalisco 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 4.6México 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.9Michoacán - - - - - - - - - - - - - - - - Morelos - - - - - - - - - - - - - - - - Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - Nuevo León 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 2.0Oaxaca - - - - - - - - - - - - - - - - Puebla - - - - - - - - - - - - - - - - Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - - Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí - - - - - - - - - - - - - - - - Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - Sonora - - - - - - - - - - - - - - - - Tabasco - - - - - - - - - - - - - - - - Tamaulipas - - - - - - - - - - - - - - - - Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz - - - - - - - - - - - - - - - - Yucatán - - - - - - - - - - - - - - - - Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - -

Aguascalientes - - - - - - - - - - - - - - - - Baja California - - - - - - - - - - - - - - - - Baja California Sur - - - - - - - - - - - - - - - - Campeche - - - - - - - - - - - - - - - - Chiapas - - - - - - - - - - - - - - - - Chihuahua - - - - - - - - - - - - - - - - Coahuila - - - - - - - - - - - - - - - - Colima - - - - - - - - - - - - - - - - Distrito Federal 2.0 2.0 2.1 2.1 2.1 2.2 2.2 2.2 2.3 2.3 2.3 2.3 2.4 2.4 2.4 1.5Durango - - - - - - - - - - - - - - - - Guanajuato - - - - - - - - - - - - - - - - Guerrero - - - - - - - - - - - - - - - - Hidalgo - - - - - - - - - - - - - - - - Jalisco 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 4.3México 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1.5Michoacán - - - - - - - - - - - - - - - - Morelos - - - - - - - - - - - - - - - - Nayarit - - - - - - - - - - - - - - - - Nuevo León 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 1.6Oaxaca - - - - - - - - - - - - - - - - Puebla - - - - - - - - - - - - - - - - Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - - Quintana Roo - - - - - - - - - - - - - - - - San Luis Potosí - - - - - - - - - - - - - - - - Sinaloa - - - - - - - - - - - - - - - - Sonora - - - - - - - - - - - - - - - - Tabasco - - - - - - - - - - - - - - - - Tamaulipas - - - - - - - - - - - - - - - - Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - - Veracruz - - - - - - - - - - - - - - - - Yucatán - - - - - - - - - - - - - - - - Zacatecas - - - - - - - - - - - - - - - -

Escenario rendimientos base PROS15-29

Caso Estado Datos anuales tmca

Escenario rendimientos fijos IMP

129

5.4. Anexo D. Balances nacionales históricos y prospectivos. Estadísticas complementarias de petróleo y petrolíferos, 2014-2029

TABLA D. 1 BALANCE NACIONAL DE PETROLÍFEROS, 2004-2014

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: elaborado por IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, SCT, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 2 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a.: no aplica. FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 1385.5 1422.1 1460.7 1494.5 1540.2 1532.1 1519.0 1553.0 1588.6 1540.2 1494.9 0.8

Producción 1188.5 1143.6 1131.4 1115.2 1105.3 1138.5 1044.2 1005.2 1031.1 1057.3 995.7 -1.8

Cadereyta 187.2 167.8 180.5 184.6 183.2 186.7 155.0 144.9 161.2 162.5 154.3 -1.9

Madero 133.7 129.3 141.7 131.3 131.9 130.6 111.8 90.3 105.0 109.3 99.2 -2.9

Tula 262.4 260.5 240.6 255.4 237.1 262.2 237.2 245.2 242.6 216.2 219.5 -1.8

Salamanca 165.8 158.7 157.5 145.4 151.4 150.6 150.3 133.8 142.2 158.0 136.1 -2.0

Minatitlán 171.3 161.0 149.9 147.9 143.3 148.5 141.4 137.0 149.6 146.9 141.1 -1.9

Salina Cruz 268.2 266.3 261.2 250.5 258.4 259.8 248.6 254.1 230.5 264.3 245.5 -0.9

Importación 197.1 278.5 329.3 379.4 434.9 393.6 474.7 547.8 557.5 483.0 499.2 9.7

Destino 1377.7 1426.3 1455.0 1512.2 1537.4 1549.1 1530.6 1538.4 1549.0 1545.4 1486.3 0.8

Demanda interna 1,359.8 1,415.3 1,406.1 1,463.0 1,460.9 1,406.9 1,396.4 1,427.9 1,463.7 1,431.5 1,346.5 -0.1

Sector transporte 853.1 902.7 968.1 1,025.8 1,069.6 1,037.1 1,057.4 1,063.6 1,077.8 1,058.9 1,058.0 2.2

Sector eléctrico 308.7 320.0 253.0 245.7 218.4 215.1 197.9 219.5 247.0 224.0 151.5 -6.9

Generación pública de electricidad 282.8 294.2 228.1 220.4 196.4 193.4 174.3 197.6 224.1 201.2 128.1 -7.6

Generación por particulares de electricidad 25.8 25.8 24.9 25.3 21.9 21.8 23.6 21.9 22.9 22.8 23.3 -1.0

Productores independientes de electricidad 0.2 0.3 0.0 0.3 0.6 0.0 0.0 0.0 0.3 0.3 0.6 9.6

Autogeneración de energía eléctrica 25.6 25.5 24.9 25.0 21.4 21.7 23.6 21.9 22.6 22.5 22.8 -1.2

Sector industrial 133.2 129.9 128.9 134.1 115.9 98.4 90.7 93.7 92.2 97.4 88.3 -4.0

Sector petrolero 64.8 62.7 56.0 57.5 57.1 56.3 50.4 51.1 46.7 51.2 48.7 -2.8

Exportación 17.8 11.0 48.9 49.2 76.5 142.1 134.3 110.5 85.3 113.9 139.8 22.9

Variación de inventarios 7.9 -4.2 5.7 -17.7 2.8 -17.0 -11.6 14.6 39.6 -5.2 8.5 0.8

Datos anuales Concepto tmca2004-2014

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 184.7 207.5 214.0 221.5 208.5 202.8 203.1 219.0 224.9 205.3 193.0 0.4

Producción - - - - - - - - - - - -

Cadereyta - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación 8.0 18.3 25.0 51.5 80.1 64.7 54.9 68.7 78.2 56.0 56.2 21.5

De otras regiones 176.7 189.2 189.0 169.9 128.4 138.1 148.2 150.2 146.7 149.3 136.8 -2.5

Destino 184.8 208.3 213.3 223.0 208.8 203.6 204.5 218.6 221.7 205.8 192.4 0.4

Demanda interna 184.7 208.3 213.3 223.0 208.8 203.6 204.5 218.6 221.7 205.8 192.4 0.4

Sector transporte 110.4 119.6 128.2 135.7 142.4 133.6 135.5 139.3 141.9 138.7 136.5 2.1

Sector eléctrico 60.0 75.6 71.3 73.2 55.6 61.2 61.9 70.9 70.1 56.0 46.3 -2.6

Generación pública de electricidad 59.2 75.1 70.8 72.7 55.2 60.9 61.5 70.6 69.9 55.7 45.7 -2.6

Generación por particulares de electricidad 0.7 0.5 0.5 0.5 0.4 0.3 0.4 0.2 0.3 0.3 0.6 -2.6

Productores independientes de electricida - - - - - - - - - - 0.0 -

Autogeneración de energía eléctrica 0.7 0.5 0.5 0.5 0.4 0.3 0.4 0.2 0.3 0.3 0.6 -3.0

Sector industrial 14.3 13.1 13.8 14.0 10.7 8.8 7.0 8.4 9.7 11.2 9.6 -4.0

Sector petrolero - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 0.0 0.0 - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.0 -0.8 0.7 -1.5 -0.3 -0.8 -1.4 0.4 3.2 -0.5 0.6 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

130

TABLA D. 3 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 4 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a.: no aplica. FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 372.1 370.6 410.2 422.2 432.3 419.9 400.7 377.7 390.5 409.2 373.3 0.0

Producción 320.8 297.1 322.2 316.0 315.1 317.3 266.7 235.2 266.2 271.8 253.5 -2.3

Cadereyta 187.2 167.8 180.5 184.6 183.2 186.7 155.0 144.9 161.2 162.5 154.3 -1.9

Madero 133.7 129.3 141.7 131.3 131.9 130.6 111.8 90.3 105.0 109.3 99.2 -2.9

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación 42.2 55.8 77.9 96.8 112.3 89.6 125.7 133.4 119.7 131.6 117.5 10.8

De otras regiones 9.0 17.6 10.2 9.4 5.0 13.0 8.2 9.1 4.7 5.8 2.4 -12.4

Destino 370.7 371.8 409.4 425.5 434.5 423.3 403.3 365.3 378.1 402.8 369.9 0.0

Demanda interna 244.5 254.4 255.8 264.1 265.6 248.9 242.1 239.2 248.3 245.3 234.7 -0.4

Sector transporte 164.7 176.3 193.6 210.2 220.3 209.0 208.6 206.6 207.7 203.7 206.6 2.3

Sector eléctrico 45.7 48.0 30.7 24.9 19.1 19.9 16.4 14.8 20.4 19.1 8.9 -15.1

Generación pública de electricidad 44.7 46.8 30.0 23.6 18.4 18.8 15.5 13.5 19.2 17.9 6.7 -17.3

Generación por particulares de electricidad 1.0 1.1 0.7 1.3 0.7 1.1 0.9 1.3 1.2 1.2 2.2 8.3

Productores independientes de electricidad - 0.1 - - - - - - - 0.1 0.0 n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 1.0 1.1 0.7 1.3 0.7 1.1 0.9 1.3 1.2 1.1 2.2 8.1

Sector industrial 25.5 22.8 26.0 24.8 21.9 15.6 13.8 14.8 17.4 18.1 16.6 -4.2

Sector petrolero 8.6 7.3 5.5 4.2 4.3 4.4 3.3 3.0 2.9 4.4 2.5 -11.5

Exportación 6.5 3.5 17.5 21.4 14.8 23.9 28.9 16.0 8.2 9.8 24.7 14.3

A otras regiones 119.7 114.0 136.1 140.0 154.1 150.6 132.3 110.1 121.6 147.7 110.6 -0.8

Variación de inventarios 1.4 -1.2 0.8 -3.3 -2.1 -3.5 -2.6 12.3 12.4 6.4 3.4 9.7

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 328.9 329.5 319.7 331.9 357.8 337.7 346.4 353.4 351.2 347.1 329.4 0.0

Producción 165.8 158.7 157.5 145.4 151.4 150.6 150.3 133.8 142.2 158.0 136.1 -2.0

Cadereyta - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca 165.8 158.7 157.5 145.4 151.4 150.6 150.3 133.8 142.2 158.0 136.1 -2.0

Minatitlán - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación 7.9 9.5 5.7 15.3 27.4 17.5 14.7 16.1 13.8 7.7 15.0 6.6

De otras regiones 155.2 161.3 156.5 171.2 179.0 169.6 181.4 203.5 195.2 181.4 178.4 1.4

Destino 327.0 328.3 317.9 333.7 348.0 339.2 348.9 354.0 349.2 350.7 328.4 0.0

Demanda interna 324.9 327.5 316.2 330.7 343.6 325.8 325.9 330.2 330.4 333.5 296.8 -0.9

Sector transporte 201.2 213.6 227.3 236.1 243.3 241.7 249.0 249.0 250.8 246.5 241.0 1.8

Sector eléctrico 80.2 74.3 51.9 56.8 65.8 52.4 44.1 51.4 56.5 60.2 32.6 -8.6

Generación pública de electricidad 63.4 55.4 32.4 38.2 48.7 35.4 24.6 33.2 37.1 40.7 13.5 -14.3

Generación por particulares de electricidad 16.8 18.8 19.4 18.6 17.0 16.9 19.6 18.2 19.4 19.4 19.1 1.3

Productores independientes de electricidad 0.1 0.1 - 0.2 0.2 - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 16.7 18.8 19.4 18.4 16.9 16.9 19.6 18.2 19.4 19.4 19.1 1.3

Sector industrial 36.1 34.2 31.8 32.7 29.7 27.4 29.1 26.1 19.7 23.0 20.4 -5.6

Sector petrolero 7.3 5.5 5.1 5.1 4.8 4.4 3.6 3.7 3.4 3.8 2.8 -9.3

Exportación 1.5 0.0 0.8 0.0 2.5 12.5 19.4 23.3 14.5 9.8 26.6 33.5

A otras regiones 0.6 0.8 1.0 3.0 1.9 0.9 3.7 0.5 4.3 7.4 5.1 23.7

Variación de inventarios 1.9 1.2 1.8 -1.8 9.8 -1.5 -2.5 -0.7 2.0 -3.6 1.0 -6.0

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

131

TABLA D. 5 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a.: no aplica. FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 6 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a.: no aplica. FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 348.1 365.6 370.3 384.0 381.9 388.7 396.2 404.9 408.2 388.0 389.8 1.1

Producción 262.4 260.5 240.6 255.4 237.1 262.2 237.2 245.2 242.6 216.2 219.5 -1.8

Cadereyta - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - -

Tula 262.4 260.5 240.6 255.4 237.1 262.2 237.2 245.2 242.6 216.2 219.5 -1.8

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación - 5.9 5.4 9.0 11.2 10.0 15.9 16.6 18.7 - - n.a.

De otras regiones 85.7 99.2 124.2 119.6 133.6 116.5 143.0 143.1 146.8 171.8 170.2 7.1

Destino 346.6 366.9 369.6 388.6 384.8 392.7 395.4 403.8 400.3 387.0 389.3 1.2

Demanda interna 324.2 341.6 343.6 359.0 357.8 345.3 349.7 362.7 366.0 347.6 342.4 0.5

Sector transporte 238.5 246.8 259.5 270.7 277.0 273.1 280.3 282.3 283.2 277.6 278.8 1.6

Sector eléctrico 28.3 35.3 27.7 31.3 29.8 28.4 29.0 36.1 40.2 35.6 29.5 0.4

Generación pública de electricidad 27.5 34.5 27.0 30.6 29.1 27.6 28.3 35.7 39.8 35.4 29.3 0.6

Generación por particulares de electricidad 0.8 0.8 0.6 0.7 0.7 0.8 0.7 0.5 0.4 0.2 0.3 -10.0

Productores independientes de electricidad - - - - - - - - - - - -

Autogeneración de energía eléctrica 0.8 0.8 0.6 0.7 0.7 0.8 0.7 0.5 0.4 0.2 0.3 -10.0

Sector industrial 44.0 46.5 44.0 44.0 38.8 32.9 30.3 32.9 34.3 26.5 25.1 -5.5

Sector petrolero 13.5 13.0 12.5 12.9 12.3 10.9 10.2 11.3 8.4 7.9 9.0 -3.9

Exportación - - 0.0 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - n.a.

A otras regiones 22.4 25.3 26.0 29.3 27.0 47.4 45.7 41.0 34.4 39.4 46.9 7.7

Variación de inventarios 1.5 -1.3 0.7 -4.6 -2.9 -4.0 0.7 1.1 7.9 0.9 0.4 -11.4

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 582.3 620.4 632.3 611.2 614.8 627.1 659.9 710.3 715.0 707.8 713.7 2.1

Producción 439.5 427.3 411.1 398.4 401.7 408.4 389.9 391.1 380.1 411.2 386.6 -1.3

Cadereyta - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán 171.3 161.0 149.9 147.9 143.3 148.5 141.4 137.0 149.6 146.9 141.1 -1.9

Salina Cruz 268.2 266.3 261.2 250.5 258.4 259.8 248.6 254.1 230.5 264.3 245.5 -0.9

Importación 138.9 189.0 215.3 206.7 203.9 211.9 263.5 312.9 327.0 287.6 310.5 8.4

De otras regiones 3.9 4.1 5.9 6.1 9.1 6.8 6.4 6.4 7.8 8.9 16.5 15.5

Destino 579.1 622.4 630.5 617.7 616.4 634.4 665.8 708.9 700.8 709.6 710.3 2.1

Demanda interna 281.5 283.5 277.1 286.3 285.1 283.4 274.3 277.2 297.2 292.6 279.9 -0.1

Sector transporte 138.3 146.4 159.5 173.1 186.6 179.7 183.9 186.5 194.3 192.3 195.0 3.5

Sector eléctrico 94.5 86.9 71.4 59.5 48.1 53.3 46.5 46.2 59.8 53.2 34.2 -9.7

Generación pública de electricidad 88.0 82.4 67.8 55.3 45.0 50.6 44.5 44.6 58.1 51.4 33.0 -9.3

Generación por particulares de electricidad 6.5 4.5 3.6 4.2 3.0 2.7 2.0 1.7 1.7 1.7 1.2 -15.5

Productores independientes de electricidad 0.1 0.1 0.0 0.1 0.4 0.0 0.0 0.0 0.3 0.3 0.5 15.3

Autogeneración de energía eléctrica 6.4 4.3 3.6 4.1 2.7 2.6 2.0 1.6 1.4 1.5 0.7 -19.7

Sector industrial 13.3 13.3 13.4 18.4 14.8 13.7 10.5 11.5 11.1 11.9 16.3 2.1

Sector petrolero 35.4 36.9 32.8 35.3 35.6 36.7 33.3 33.0 32.0 35.1 34.4 -0.3

Exportación 9.9 7.6 30.6 27.4 59.3 105.7 86.0 71.1 62.6 94.3 88.6 24.5

A otras regiones 287.8 331.4 322.8 304.0 272.1 245.2 305.5 360.6 341.0 322.6 341.8 1.7

Variación de inventarios 3.1 -2.1 1.8 -6.5 -1.6 -7.3 -5.9 1.4 14.2 -1.8 3.4 0.8

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

132

TABLA D. 7 BALANCE NACIONAL DE COMBUSTÓLEO, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica * Incluye transferencias del despuntado de La Cangrejera a combustóleo. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.

TABLA D. 8 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 385.8 377.2 339.5 318.5 321.6 355.4 333.3 332.5 318.1 300.1 272.2 -3.4

Producción 368.0 350.8 325.2 301.5 288.7 316.2 322.3 307.5 273.4 268.8 259.2 -3.4

Cadereyta 25.3 21.2 19.6 8.5 11.5 8.7 16.2 11.2 9.9 13.0 15.2 -4.9

Madero 33.3 19.5 24.6 20.8 12.1 16.8 17.4 7.0 14.1 11.5 19.0 -5.5

Tula 77.7 86.9 77.5 80.2 74.3 86.2 83.8 89.7 88.6 77.5 79.1 0.2

Salamanca 54.9 48.4 42.0 37.4 35.5 42.2 46.7 40.4 41.4 46.3 38.8 -3.4

Minatitlán* 75.4 75.5 66.6 63.7 62.9 67.2 64.6 65.4 33.4 19.5 14.9 -15.0

Salina Cruz 101.5 99.2 95.0 90.9 92.4 95.1 93.5 93.9 86.1 101.2 92.3 -1.0

Importación 17.7 26.4 14.3 17.0 32.9 39.2 11.0 25.0 44.6 31.3 13.0 -3.1

Destino 380.0 383.9 336.9 327.3 314.8 363.4 335.7 331.9 308.1 310.3 275.0 -3.2

Demanda interna 377.3 383.1 301.3 293.8 255.8 242.2 213.4 231.0 238.4 215.2 146.2 -9.0

Sector transporte marítimo 1.4 1.5 1.2 1.2 1.0 0.7 0.8 0.7 0.2 0.0 0.2 -16.1

Sector eléctrico 268.5 278.4 213.7 210.0 183.1 178.5 160.0 179.1 199.9 178.4 115.2 -8.1

Generación pública de electricidad 256.2 267.5 205.2 201.7 178.0 173.1 155.9 176.1 196.5 175.6 112.5 -7.9

Autogeneración de energía eléctrica 12.2 10.9 8.5 8.4 5.1 5.4 4.1 3.0 3.4 2.8 2.7 -14.1

Sector industrial 62.6 60.7 48.8 45.6 35.5 29.8 24.1 20.8 14.3 10.9 6.5 -20.3

Sector petrolero 44.9 42.4 37.6 36.9 36.1 33.2 28.5 30.4 24.0 25.9 24.3 -5.9

Exportación 2.6 0.8 35.6 33.6 59.0 121.2 122.3 100.9 69.7 95.2 128.8 47.5

Variación de inventarios 5.8 -6.6 2.6 -8.9 6.8 -8.0 -2.4 0.6 9.9 -10.2 -2.8 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 58.8 72.8 68.0 69.0 53.0 56.4 55.0 62.2 62.1 48.1 39.2 -4.0

Producción - - - - - - - - - - - -

Cadereyta - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación 5.2 7.0 3.7 3.5 11.4 14.7 5.0 11.1 14.7 10.0 6.8 2.8

De otras regiones 53.6 65.7 64.3 65.5 41.6 41.8 50.0 51.0 47.4 38.1 32.4 -4.9

Destino 58.8 73.7 67.5 70.0 52.2 56.5 55.3 62.1 60.9 49.0 39.4 -3.9

Demanda interna 58.8 73.7 67.5 70.0 52.2 56.5 55.3 62.1 60.9 49.0 39.4 -3.9

Sector transporte 0.2 0.2 0.0 - - - - - - - - n.a.

Sector eléctrico 53.1 68.6 63.3 66.1 49.5 54.2 54.8 61.4 60.8 48.9 39.4 -2.9

Generación pública de electricidad 52.6 68.3 63.1 66.0 49.4 54.1 54.6 61.3 60.8 48.9 39.4 -2.9

Autogeneración de energía eléctrica 0.5 0.3 0.2 0.2 0.1 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 -22.0

Sector industrial 5.5 4.9 4.1 3.9 2.8 2.3 0.6 0.7 0.1 0.1 0.0 n.a.

Sector petrolero - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 0.0 - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios -0.1 -0.9 0.5 -1.0 0.8 -0.1 -0.3 0.1 1.2 -0.9 -0.3 14.3

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

133

TABLA D. 9 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.

TABLA D. 10 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 66.5 58.2 56.6 41.3 31.6 40.4 44.1 31.1 34.3 34.5 39.3 -5.1

Producción 58.6 40.8 44.1 29.2 23.6 25.5 33.7 18.2 24.1 24.5 34.2 -5.2

Cadereyta 25.3 21.2 19.6 8.5 11.5 8.7 16.2 11.2 9.9 13.0 15.2 -4.9

Madero 33.3 19.5 24.6 20.8 12.1 16.8 17.4 7.0 14.1 11.5 19.0 -5.5

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación - 1.1 3.1 3.4 3.4 2.8 2.8 4.5 5.9 4.6 2.9 n.a.

De otras regiones 7.9 16.4 9.4 8.7 4.6 12.1 7.6 8.4 4.3 5.4 2.2 -12.1

Destino 65.2 58.8 56.6 42.3 31.1 41.2 44.5 30.7 33.4 34.8 39.6 -4.9

Demanda interna 59.3 57.3 38.8 29.4 23.2 23.5 18.1 15.9 21.6 21.6 9.8 -16.5

Sector transporte 0.1 0.2 0.2 0.2 0.1 0.0 0.0 0.2 - - - n.a.

Sector eléctrico 41.4 43.5 28.0 22.6 17.3 17.8 14.6 12.9 17.6 15.9 6.8 -16.5

Generación pública de electricidad 40.5 42.7 27.5 21.6 17.0 17.4 14.3 12.4 17.0 15.6 5.8 -17.6

Autogeneración de energía eléctrica 0.9 0.9 0.5 1.0 0.3 0.4 0.3 0.5 0.6 0.3 1.0 1.6

Sector industrial 9.8 6.8 5.5 2.8 1.8 1.6 0.4 0.1 1.3 1.7 0.6 -24.4

Sector petrolero 8.0 6.8 5.1 3.9 4.0 4.0 3.0 2.8 2.7 4.1 2.4 -11.5

Exportación - - 12.4 11.9 6.7 17.7 25.7 14.8 7.6 9.1 22.8 n.a.

A otras regiones 5.9 1.5 5.3 1.1 1.3 0.0 0.6 - 4.2 4.1 7.1 1.8

Variación de inventarios 1.3 -0.6 0.1 -1.0 0.5 -0.8 -0.3 0.4 0.9 -0.3 -0.3 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Origen 90.2 80.9 55.8 57.1 70.0 60.8 61.2 65.0 55.5 58.9 47.8 -6.2

Producción 54.9 48.4 42.0 37.4 35.5 42.2 46.7 40.4 41.4 46.3 38.8 -3.4

Cadereyta - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca 54.9 48.4 42.0 37.4 35.5 42.2 46.7 40.4 41.4 46.3 38.8 -3.4

Minatitlán - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación 5.8 7.3 2.0 6.0 14.6 7.3 0.4 4.0 0.6 2.4 2.5 -8.0

De otras regiones 29.4 25.2 11.8 13.7 20.0 11.3 14.1 20.6 13.6 10.3 6.5 -14.0

Destino 89.3 82.1 55.4 58.5 67.9 61.8 61.4 65.8 56.3 62.4 48.0 -6.0

Demanda interna 89.3 82.0 54.5 56.5 64.8 50.0 40.7 44.1 39.1 46.7 19.1 -14.3

Sector transporte 0.6 0.8 0.6 0.6 0.6 0.3 0.6 0.2 0.0 0.0 0.2 -12.2

Sector eléctrico 63.1 56.6 34.0 38.5 47.4 35.0 24.5 31.6 33.8 37.6 13.4 -14.3

Generación pública de electricidad 58.8 51.3 29.8 35.3 45.1 32.7 22.7 30.6 32.2 36.3 12.5 -14.4

Autogeneración de energía eléctrica 4.4 5.3 4.2 3.2 2.2 2.4 1.7 1.0 1.6 1.3 1.0 -13.9

Sector industrial 18.8 19.4 15.2 12.7 12.3 10.5 12.3 8.9 2.1 5.5 2.9 -17.0

Sector petrolero 6.8 5.1 4.8 4.7 4.5 4.0 3.4 3.5 3.2 3.5 2.6 -9.3

Exportación - - 0.7 - 2.3 11.6 18.0 21.6 13.5 9.1 24.6 n.a.

A otras regiones - 0.2 0.1 2.0 0.8 0.3 2.7 - 3.7 6.6 4.3 n.a.

Variación de inventarios 0.9 -1.3 0.5 -1.4 2.2 -1.1 -0.2 -0.8 -0.8 -3.4 -0.2 n.a.

Conceptotmca2004-2014

Datos anuales

134

TABLA D. 11 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.

TABLA D. 12 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 77.7 86.9 77.5 80.2 74.3 86.2 83.8 89.7 88.6 77.5 79.1 0.2

Producción 77.7 86.9 77.5 80.2 74.3 86.2 83.8 89.7 88.6 77.5 79.1 0.2

Cadereyta - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - -

Tula 77.7 86.9 77.5 80.2 74.3 86.2 83.8 89.7 88.6 77.5 79.1 0.2

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación - - - - - - - - - - - -

De otras regiones - - - - - - - - - - - -

Destino 76.3 88.0 76.7 82.1 73.1 87.5 83.8 89.4 85.0 78.5 79.5 0.4

Demanda interna 59.4 66.7 54.2 56.7 50.6 45.2 43.6 52.5 54.1 42.8 36.7 -4.7

Sector transporte - - - - - - - - - - - n.a.

Sector eléctrico 26.1 32.4 25.4 28.7 27.2 25.9 26.4 33.2 37.0 32.9 27.2 0.4

Generación pública de electricidad 25.5 32.0 25.1 28.4 27.0 25.6 26.2 33.1 36.9 32.8 27.1 0.6

Autogeneración de energía eléctrica 0.6 0.5 0.3 0.3 0.2 0.3 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 -21.4

Sector industrial 21.0 22.5 17.6 16.2 12.2 9.5 8.2 9.2 10.3 3.5 3.0 -17.8

Sector petrolero 12.3 11.8 11.2 11.8 11.2 9.8 9.0 10.1 6.8 6.4 6.6 -6.1

Exportación - - - 0.3 - - - - - - - n.a.

A otras regiones 16.8 21.3 22.5 25.0 22.5 42.4 40.2 36.9 30.9 35.7 42.7 9.8

Variación de inventarios 1.4 -1.1 0.8 -1.8 1.2 -1.3 0.0 0.3 3.6 -1.0 -0.4 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 183.6 185.8 167.1 158.7 158.8 176.8 160.8 164.6 143.7 140.0 123.1 -3.9

Producción 176.9 174.8 161.6 154.5 155.2 162.3 158.1 159.2 119.4 120.6 107.2 -4.9

Cadereyta - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán* 75.4 75.5 66.6 63.7 62.9 67.2 64.6 65.4 33.4 19.5 14.9 -15.0

Salina Cruz 101.5 99.2 95.0 90.9 92.4 95.1 93.5 93.9 86.1 101.2 92.3 -1.0

Importación 6.7 11.0 5.5 4.2 3.6 14.4 2.7 5.4 23.5 14.3 0.7 -20.2

De otras regiones - - - - - 0.1 - - 0.8 5.1 15.3 n.a.

Destino 181.3 188.5 166.3 162.3 156.7 181.6 162.4 163.9 138.7 144.6 124.7 -3.7

Demanda interna 110.5 103.4 86.2 81.1 64.9 67.1 55.6 56.4 62.6 55.1 41.2 -9.4

Sector transporte 0.5 0.3 0.4 0.4 0.2 0.3 0.2 0.3 0.1 0.0 0.1 -16.1

Sector eléctrico 84.7 77.2 63.0 54.1 41.8 45.5 39.7 40.1 50.7 43.0 28.3 -10.4

Generación pública de electricidad 78.9 73.3 59.7 50.4 39.5 43.2 38.0 38.8 49.6 42.0 27.7 -9.9

Autogeneración de energía eléctrica 5.9 4.0 3.3 3.7 2.2 2.3 1.7 1.4 1.1 1.1 0.6 -20.6

Sector industrial 7.5 7.1 6.4 10.0 6.4 5.9 2.6 1.8 0.5 0.1 0.0 n.a.

Sector petrolero 17.8 18.8 16.4 16.5 16.5 15.4 13.1 14.1 11.4 11.9 12.8 -3.2

Exportación 2.6 0.8 22.5 21.4 50.1 91.9 78.6 64.4 48.7 77.0 81.4 40.9

A otras regiones 68.2 84.3 57.5 59.9 41.7 22.5 28.2 43.2 27.4 12.5 2.1 -29.4

Variación de inventarios 2.3 -2.7 0.8 -3.6 2.1 -4.7 -1.6 0.7 5.0 -4.6 -1.6 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

135

TABLA D. 13 BALANCE NACIONAL DE COQUE DE PETRÓLEO, 2004-2014

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 14 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN NOROESTE

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 3,563.5 3,820.1 4,795.4 5,267.4 5,334.0 4,115.1 4,386.0 5,089.5 5,828.7 5,915.5 5,091.1 3.6

Producción 1,452.9 1,523.0 1,632.5 1,689.1 1,880.5 1,962.5 1,511.0 1,628.0 2,578.7 2,992.1 2,705.1 6.4

Cadereyta 813.3 754.1 811.8 984.8 975.0 1,069.1 817.2 849.8 966.6 926.7 865.7 0.6

Madero 639.5 768.9 820.7 704.3 905.5 893.3 693.8 772.9 766.9 945.5 698.9 0.9

Tula - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - 5.3 845.2 1,119.9 1,140.5 n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - -

Importación* 2,110.6 2,297.1 3,162.9 3,578.2 3,453.5 2,152.6 2,875.0 3,461.5 3,250.1 2,923.3 2,386.1 1.2

Destino 3,551.0 3,770.1 4,740.6 5,227.4 4,653.9 4,062.1 4,038.4 4,214.2 5,060.2 5,727.8 4,891.9 3.3

Demanda interna 3,551.0 3,623.2 4,623.1 5,183.9 4,603.9 3,968.6 3,989.8 4,212.2 4,358.5 5,026.0 4,827.7 3.1

Sector eléctrico 831.8 894.6 1,024.2 1,018.1 982.2 976.8 1,204.7 1,167.4 1,209.0 1,232.7 1,228.0 4.0

Generación pública de electricidad - - - - - - - - - - - - Autogeneración de energía eléctrica

831.8 894.6 1,024.2 1,018.1 982.2 976.8 1,204.7 1,167.4 1,209.0 1,232.7 1,228.0 4.0

Sector industrial 2,719.1 2,728.7 3,598.9 4,165.8 3,621.7 2,991.8 2,785.1 3,044.8 3,149.6 3,793.3 3,599.7 2.8

Cemento hidráulico 2,405.7 2,285.0 2,998.5 3,472.3 2,963.4 2,807.1 2,624.5 2,850.4 2,854.0 3,446.9 3,444.2 3.7

Industria de metales básicos 168.3 116.4 189.5 191.3 189.1 109.6 60.8 67.0 77.8 77.3 28.0 -16.4

Química, hule y plásticos 46.9 195.2 310.8 401.9 372.0 32.7 52.4 46.1 55.5 64.9 18.1 -9.1

Maquinaria y aparatos eléctricos 19.2 62.5 67.0 50.2 54.9 7.5 40.0 53.0 56.3 47.2 7.3 -9.3

Vidrio 36.9 21.2 14.8 4.2 0.4 0.2 0.2 1.1 0.2 0.2 - n.a.

Resto de la industria 42.1 48.3 18.3 45.8 42.1 34.6 7.1 27.3 105.7 156.9 102.2 9.3

Exportación - 146.9 117.5 43.5 50.0 93.5 48.6 2.0 701.7 701.7 64.2 n.a.

Variación de inventarios 12.5 50.0 54.8 40.0 680.2 52.9 347.6 875.3 768.5 187.7 199.2 31.9

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 331.6 284.4 383.8 397.8 264.8 215.5 165.9 210.4 263.4 353.0 245.3 -3.0

Producción - - - - - - - - - - - n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación* - - 1.0 1.2 0.9 1.0 1.1 1.4 1.5 101.5 1.3 n.a.

De otras regiones 331.6 284.4 382.8 396.5 263.8 214.5 164.7 209.0 261.9 251.5 244.0 -3.0

Destino 331.6 284.4 383.8 397.8 264.8 215.5 165.9 210.4 263.4 353.0 245.3 -3.0

Demanda interna 331.6 284.4 383.8 397.8 264.8 215.5 165.9 210.4 263.4 353.0 245.3 -3.0

Sector eléctrico - - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica - - - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 331.6 284.4 383.8 397.8 264.8 215.5 165.9 210.4 263.4 353.0 245.3 -3.0

Cemento hidráulico 331.6 284.4 382.8 396.5 263.8 214.5 164.7 209.0 261.9 251.5 244.0 -3.0

Industria de metales básicos - - - - - - - - - - - n.a.

Química, hule y plásticos - - - - - - 0.1 1.2 1.4 1.3 1.3 n.a.

Maquinaria y aparatos eléctricos - - - - - - - - - - - n.a.

Vidrio - - - - - - 0.1 0.1 0.1 0.1 - n.a.

Resto de la industria - - 1.0 1.2 0.9 1.0 1.0 - - 100.0 - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

136

TABLA D. 15 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN NORESTE

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 16 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 3450.8 3364.4 4319.2 4582.8 4555.7 3419.5 3279.0 3928.1 3678.2 4661.9 3948.8 1.4

Producción 1452.9 1523.0 1632.5 1689.1 1880.5 1962.5 1511.0 1622.7 1733.5 1872.2 1564.6 0.7

Cadereyta 813.3 754.1 811.8 984.8 975.0 1069.1 817.2 849.8 966.6 926.7 865.7 0.6

Madero 639.5 768.9 820.7 704.3 905.5 893.3 693.8 772.9 766.9 945.5 698.9 0.9

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación* 1997.9 1841.5 2686.7 2893.7 2675.2 1457.1 1768.0 2305.4 1944.8 2789.7 2384.2 1.8

De otras regiones - - - - - - - - - - - 0.0

Destino 3490.2 3474.3 4333.1 4627.1 4559.5 3446.7 3280.2 3158.1 3153.7 4240.8 3849.2 1.0

Demanda interna 554.8 578.8 935.9 1087.5 940.3 501.4 423.2 436.6 409.4 420.9 433.1 -2.4

Sector eléctrico - - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica - - - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 554.8 578.8 935.9 1087.5 940.3 501.4 423.2 436.6 409.4 420.9 433.1 -2.4

Cemento hidráulico 381.4 304.5 411.8 456.0 287.0 320.8 268.7 265.9 198.5 229.5 380.1 n.a.

Industria de metales básicos 54.0 35.7 116.6 133.1 187.4 107.4 58.7 64.7 76.7 75.7 27.4 -6.5

Química, hule y plásticos 46.8 115.0 310.6 401.8 372.0 32.7 52.4 44.8 54.1 63.6 16.8 -9.8

Maquinaria y aparatos eléctricos 19.2 62.5 67.0 50.2 54.9 7.5 40.0 53.0 56.3 47.2 7.3 -9.3

Vidrio 36.8 21.1 14.8 4.2 0.0 - - 0.9 - - - n.a.

Resto de la industria 16.6 39.9 15.3 42.3 39.1 32.9 3.3 7.3 23.8 4.9 1.5 -21.6

Exportación - 146.9 117.2 43.5 49.8 93.5 48.1 1.4 0.1 0.1 8.5 n.a.

A otras regiones 2935.4 2748.5 3280.0 3496.0 3569.3 2851.9 2808.9 2720.1 2744.3 3819.8 3407.6 1.5

Variación de inventarios -39.4 -109.8 -14.0 -44.2 -3.7 -27.2 -1.2 770.0 524.5 421.1 99.6 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 1570.2 1613.4 1830.2 2069.3 2429.3 1839.3 1936.8 1908.6 1988.1 2010.9 2023.8 2.6

Producción - - - - - - - - - - - n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación* 112.7 49.3 95.0 55.1 0.0 0.1 1.7 0.6 0.2 0.4 0.2 -47.6

De otras regiones 1457.5 1564.1 1735.2 2014.1 2429.3 1839.2 1935.0 1908.0 1987.9 2010.6 2023.6 3.3

Destino 1518.2 1453.6 1761.5 1985.1 1745.4 1759.1 1936.8 1908.6 1988.1 2010.9 2023.8 2.9

Demanda interna 1518.2 1453.6 1761.3 1985.1 1745.4 1759.1 1936.8 1908.6 1988.1 2010.9 2023.8 2.9

Sector eléctrico 831.8 894.6 1024.2 1018.1 982.2 976.8 1204.7 1167.4 1209.0 1232.7 1228.0 4.0

Generación pública de electricidad - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 831.8 894.6 1024.2 1018.1 982.2 976.8 1204.7 1167.4 1209.0 1232.7 1228.0 4.0

Sector industrial 686.4 559.0 737.1 967.0 763.3 782.3 732.0 741.2 779.1 778.2 795.8 1.5

Cemento hidráulico 573.7 509.7 667.7 911.9 763.2 782.3 730.3 740.6 778.9 777.8 795.6 3.3

Industria de metales básicos 112.6 49.3 69.4 55.1 - 0.1 0.5 0.6 0.2 0.4 0.2 -47.6

Química, hule y plásticos - - - - - - - - - - - n.a.

Maquinaria y aparatos eléctricos - - - - - - - - - - - n.a.

Vidrio - - - - - - - - - - - n.a.

Resto de la industria 0.0 - 0.0 0.0 0.0 0.0 1.2 0.0 - 0.1 - n.a.

Exportación - - 0.1 0.0 - 0.0 - 0.0 0.0 0.0 - n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 51.9 159.8 68.7 84.2 683.9 80.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -96.4

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

137

TABLA D. 17 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN CENTRO

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 18 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 1013.0 1131.0 1302.6 1414.0 1349.8 1223.6 1509.0 1359.9 1358.9 1396.5 1222.8 1.9

Producción - - - - - - - - - - - n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación* - 406.4 377.2 625.7 776.4 693.3 1103.2 1153.6 1303.2 - - n.a.

De otras regiones 1013.0 724.7 925.4 788.3 573.5 530.3 405.7 206.3 55.8 1396.5 1222.8 1.9

Destino 1013.0 1131.0 1302.6 1414.0 1349.8 1223.6 1160.2 1259.9 1258.9 1256.2 1226.7 1.9

Demanda interna 1013.0 1131.0 1302.6 1414.0 1349.7 1204.1 1159.7 1256.6 1252.0 1256.2 1226.7 1.9

Sector eléctrico - - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica - - - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 1013.0 1131.0 1302.6 1414.0 1349.7 1204.1 1159.7 1256.6 1252.0 1256.2 1226.7 1.9

Cemento hidráulico 985.8 1010.9 1299.6 1411.0 1346.6 1202.2 1157.4 1235.3 1169.4 1222.4 1225.8 2.2

Industria de metales básicos 1.6 31.4 0.7 0.7 0.7 1.0 0.6 1.2 0.6 0.5 0.2 -19.0

Química, hule y plásticos 0.1 80.2 0.2 0.1 - - 0.0 - - 0.0 - n.a.

Maquinaria y aparatos eléctricos - - - - - - 0.0 0.0 - - - n.a.

Vidrio 0.1 0.1 - - 0.3 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 - n.a.

Resto de la industria 25.4 8.4 2.0 2.3 2.0 0.7 1.6 20.0 81.9 33.2 0.7 -30.0

Exportación - - 0.0 - 0.2 - 0.5 0.5 0.4 - - n.a.

A otras regiones - - - - - 19.5 - 2.8 6.5 - - n.a.

Variación de inventarios 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 348.8 100.0 100.0 140.3 -4.0 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 133.3 175.5 239.6 299.4 303.7 288.5 304.3 405.4 1,290.8 1,329.4 1,146.7 24.0

Producción - - - - - - - 5.3 845.2 1,119.9 1,140.5 n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - 5.3 845.2 1,119.9 1,140.5 n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación* - - 3.0 2.5 1.0 1.2 0.9 0.6 0.4 31.8 0.4 n.a.

De otras regiones 133.3 175.5 236.6 296.9 302.7 287.3 303.4 399.5 445.2 177.7 5.8 -26.9

Destino 133.3 175.5 239.6 299.4 303.7 288.5 304.3 400.1 1,146.8 1,243.1 1,017.5 22.5

Demanda interna 133.3 175.5 239.5 299.4 303.7 288.5 304.3 400.1 445.6 525.0 873.2 20.7

Sector eléctrico - - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica - - - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 133.3 175.5 239.5 299.4 303.7 288.5 304.3 400.1 445.6 525.0 873.2 20.7

Cemento hidráulico 133.3 175.5 236.6 296.9 302.7 287.3 303.4 399.5 445.2 524.3 873.0 20.7

Industria de metales básicos - - 2.8 2.4 1.0 1.2 0.9 0.6 0.4 0.7 0.2 n.a.

Química, hule y plásticos - - 0.0 0.0 - - - - - 0.0 0.1 n.a.

Maquinaria y aparatos eléctricos - - - - - - - - - - - n.a.

Vidrio - - - - - - - - - - - n.a.

Resto de la industria - - - - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Exportación - - 0.2 - - - - - 701.2 701.6 55.7 n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - 16.5 88.6 n.a.

Variación de inventarios 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5.3 144.0 86.3 129.2 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

138

TABLA D. 19 BALANCE NACIONAL DE DIESEL, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.

TABLA D. 20 BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 328.3 343.0 369.4 386.8 411.5 384.7 397.5 409.5 432.5 420.5 419.5 2.5

Producción 324.7 318.2 328.1 334.0 343.5 337.0 289.5 273.8 299.6 313.4 286.6 -1.2

Cadereyta 76.1 69.1 75.2 83.8 81.8 86.3 66.2 63.3 71.8 69.0 61.1 -2.2

Madero 37.7 42.9 45.9 43.1 48.1 43.4 34.6 29.1 31.1 33.5 30.7 -2.0

Tula 65.1 59.0 56.7 62.2 59.8 60.1 49.7 48.2 50.1 44.5 42.5 -4.2

Salamanca 41.4 42.1 44.5 42.4 51.0 45.0 41.7 37.7 39.2 44.4 38.7 -0.7

Minatitlán 40.2 39.2 42.2 44.4 39.7 37.9 37.7 34.1 52.1 63.0 57.2 3.6

Salina Cruz 64.1 65.9 63.7 58.2 63.1 64.4 59.6 61.2 55.3 59.0 56.4 -1.3

Importación1 3.7 24.8 41.3 52.7 68.0 47.7 108.0 135.7 132.8 107.1 132.9 43.2

Destino 326.2 337.4 362.4 384.3 406.0 383.7 390.6 401.2 420.3 413.9 410.2 2.3

Demanda interna 318.5 336.5 359.8 375.5 399.5 378.9 390.2 401.2 420.3 413.9 410.2 2.6

Sector industrial 26.6 25.1 24.4 24.8 25.5 23.1 24.5 27.4 31.4 30.9 29.4 1.0

Sector petrolero 15.9 16.4 15.0 17.1 17.6 19.9 19.1 17.6 19.8 22.2 20.8 2.7

Sector transporte 269.0 288.1 312.7 329.1 349.7 327.3 338.6 346.8 355.0 346.9 350.4 2.7

Autotransporte 243.9 261.6 285.2 301.9 320.1 303.3 312.5 317.2 326.7 320.5 323.6 2.9

Transporte ferroviario 11.5 11.8 12.7 12.6 11.9 11.2 12.6 13.5 12.7 12.7 12.8 1.0

Transporte marítimo 13.5 14.7 14.8 14.6 17.8 12.8 13.5 16.1 15.6 13.7 14.0 0.4

Sector eléctrico 7.1 6.9 7.8 4.5 6.8 8.6 8.0 9.5 14.1 13.9 9.5 2.9Generación pública de electricidad (CFE y LyFC)

6.5 5.7 6.8 2.9 4.5 6.7 6.2 7.6 12.2 11.8 6.8 0.5

Generación por particulares de electricidad 0.7 1.1 1.0 1.6 2.3 1.9 1.8 1.9 1.8 2.0 2.7 15.3

Productores independientes de electricidad 0.2 0.3 0.0 0.3 0.6 0.0 0.0 0.0 0.3 0.3 0.6 9.6

Autogeneración de energía eléctrica 0.4 0.9 0.9 1.3 1.7 1.8 1.8 1.8 1.5 1.7 2.2 17.5

Exportación 7.7 0.8 2.5 8.8 6.4 4.8 0.4 - - - - n.a.

Variación de inventarios 2.1 5.6 7.0 2.5 5.6 1.0 6.9 8.3 12.1 6.6 9.3 16.2

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 44.3 47.2 51.9 53.3 56.9 51.0 53.3 59.1 62.3 60.0 61.2 3.3

Producción - - - - - - - - - - - n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 0.5 1.9 6.3 19.5 23.3 17.1 20.5 23.8 28.0 22.6 27.7 48.5

De otras regiones 43.8 45.2 45.7 33.7 33.6 33.9 32.8 35.3 34.3 37.5 33.5 -2.6

Destino 44.2 46.7 51.4 53.0 56.5 50.9 52.6 58.3 61.0 59.2 60.3 3.1

Demanda interna 44.2 46.7 51.4 53.0 56.5 50.9 52.6 58.3 61.0 59.2 60.3 3.1

Sector industrial 3.7 3.7 3.8 4.1 3.9 3.2 4.0 4.6 5.8 6.0 6.0 5.0

Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.

Sector transporte 37.9 41.3 44.6 46.9 50.3 44.9 45.8 48.9 50.6 50.0 50.5 2.9

Autotransporte 29.7 33.0 36.7 39.0 41.2 37.7 38.2 40.7 43.2 42.8 43.1 3.8

Transporte ferroviario 1.2 1.2 1.2 1.2 1.4 1.1 1.3 1.5 1.4 1.6 1.6 2.8

Transporte marítimo 7.0 7.1 6.7 6.8 7.7 6.2 6.3 6.7 6.0 5.6 5.9 -1.7

Sector eléctrico 2.7 1.7 3.0 1.9 2.3 2.8 2.8 4.7 4.6 3.2 3.7 3.4

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC) 2.5 1.5 2.8 1.6 1.9 2.5 2.6 4.5 4.3 3.0 3.2 2.6

Generación por particulares de electricidad 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.5 10.5

Productores independientes de electricidad - - - - - - - - - - 0.0 n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.5 10.1

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones 0.0 0.0 - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.1 0.4 0.5 0.3 0.5 0.1 0.6 0.9 1.3 0.8 0.9 22.8

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

139

TABLA D. 21 BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 114.2 113.6 126.5 140.0 151.5 140.7 131.7 127.6 131.8 135.6 119.4 0.4

Producción 113.8 112.0 121.1 126.9 129.9 129.7 100.8 92.4 102.9 102.5 91.8 -2.1

Cadereyta 76.1 69.1 75.2 83.8 81.8 86.3 66.2 63.3 71.8 69.0 61.1 -2.2

Madero 37.7 42.9 45.9 43.1 48.1 43.4 34.6 29.1 31.1 33.5 30.7 -2.0

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 0.0 1.6 5.4 13.1 21.7 11.0 30.9 35.2 28.8 33.0 27.6 158.7

De otras regiones 0.3 0.0 - - - - - - - - - n.a.

Destino 113.6 112.0 124.6 139.3 150.0 140.5 129.8 125.4 128.6 133.8 117.0 0.3

Demanda interna 67.4 73.3 80.5 85.6 93.3 85.9 89.5 92.9 95.8 93.9 94.5 3.4

Sector industrial 7.0 7.1 6.5 6.2 6.4 6.7 7.2 8.4 10.0 10.2 9.7 3.4

Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.

Sector transporte 59.4 65.1 73.5 78.9 86.5 78.6 81.7 83.6 84.4 81.6 83.2 3.4

Autotransporte 55.3 60.9 68.6 73.6 80.4 73.7 76.2 76.9 78.5 76.7 78.2 3.5

Transporte ferroviario 2.9 2.8 3.3 3.7 3.5 3.3 3.9 4.1 3.9 3.5 3.8 2.9

Transporte marítimo 1.2 1.5 1.5 1.5 2.6 1.5 1.7 2.6 1.9 1.4 1.2 0.2

Sector eléctrico 1.1 1.0 0.5 0.5 0.5 0.7 0.6 0.9 1.4 2.0 1.5 3.3

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC) 1.0 0.8 0.4 0.3 0.1 - 0.1 0.1 0.9 1.1 0.4 -9.5

Generación por particulares de electricidad 0.1 0.2 0.2 0.2 0.4 0.7 0.6 0.8 0.5 0.9 1.1 31.5

Productores independientes de electricidad - 0.1 - - - - - - - 0.1 0.0 n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 0.1 0.2 0.2 0.2 0.4 0.7 0.6 0.8 0.5 0.9 1.1 31.0

Exportación 5.8 0.2 2.1 7.6 6.3 2.4 0.4 - - - - n.a.

A otras regiones 40.4 38.6 42.1 46.1 50.3 52.2 39.9 32.5 32.8 40.0 22.5 -5.7

Variación de inventarios 0.5 1.5 1.9 0.7 1.6 0.1 1.9 2.2 3.1 1.7 2.4 16.3

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

140

TABLA D. 22 BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 75.9 78.7 83.2 85.6 89.4 86.1 92.1 94.8 98.4 94.4 93.0 2.1

Producción 41.4 42.1 44.5 42.4 51.0 45.0 41.7 37.7 39.2 44.4 38.7 -0.7

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca 41.4 42.1 44.5 42.4 51.0 45.0 41.7 37.7 39.2 44.4 38.7 -0.7

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 - 0.3 0.3 1.5 1.8 1.0 2.5 3.7 7.1 3.2 5.7 n.a.

De otras regiones 34.5 36.3 38.3 41.6 36.7 40.1 48.0 53.3 52.1 46.9 48.5 3.5

Destino 75.5 77.7 82.0 85.2 88.6 85.8 91.0 93.4 96.4 93.4 91.6 1.9

Demanda interna 74.0 77.7 82.0 85.2 88.6 85.8 91.0 93.4 96.4 93.4 91.6 2.2

Sector industrial 5.9 5.2 4.8 5.1 5.5 4.7 5.2 5.8 6.2 5.8 5.7 -0.3

Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.

Sector transporte 67.9 72.3 76.7 79.5 82.6 80.6 85.4 87.1 87.5 85.8 85.5 2.3

Autotransporte 62.5 66.1 69.9 73.2 76.0 75.0 79.1 80.3 81.5 80.8 81.1 2.6

Transporte ferroviario 4.5 4.9 5.6 5.0 4.8 4.3 4.8 4.9 4.3 4.3 3.6 -2.4

Transporte marítimo 0.9 1.2 1.2 1.3 1.8 1.3 1.5 2.0 1.6 0.8 0.8 -1.5

Sector eléctrico 0.2 0.3 0.5 0.6 0.6 0.5 0.4 0.5 2.6 1.8 0.4 7.8

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC) 0.1 0.1 0.3 0.1 0.1 0.2 0.1 0.2 2.3 1.6 0.1 6.1

Generación por particulares de electricidad 0.1 0.2 0.2 0.5 0.5 0.3 0.3 0.3 0.3 0.2 0.3 8.4

Productores independientes de electricidad 0.1 0.1 - 0.2 0.2 - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 0.0 0.1 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.2 0.3 27.3

Exportación 1.5 - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones 0.0 0.0 - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.4 0.9 1.2 0.4 0.8 0.2 1.1 1.3 2.0 1.0 1.4 13.7

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

141

TABLA D. 23 BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 67.3 67.7 71.7 74.1 76.8 72.9 75.4 75.7 77.3 74.3 78.1 1.5

Producción 65.1 59.0 56.7 62.2 59.8 60.1 49.7 48.2 50.1 44.5 42.5 -4.2

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula 65.1 59.0 56.7 62.2 59.8 60.1 49.7 48.2 50.1 44.5 42.5 -4.2

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 - - - - - - - - - - - n.a.

De otras regiones 2.2 8.7 15.0 11.9 17.0 12.8 25.7 27.5 27.3 29.8 35.6 32.1

Destino 66.8 66.7 70.4 73.6 75.8 72.8 74.4 74.5 75.6 73.4 76.8 1.4

Demanda interna 64.0 66.3 70.4 73.6 75.8 72.8 74.4 74.5 75.6 73.4 76.8 1.8

Sector industrial 6.8 6.0 6.2 6.2 6.2 5.3 4.7 4.9 5.2 4.6 4.2 -4.6

Sector petrolero 0.2 0.3 0.4 0.2 0.2 0.3 0.5 0.3 0.5 0.4 0.7 12.6

Sector transporte 57.0 59.7 63.4 66.9 69.0 66.7 68.7 69.0 69.7 68.3 71.7 2.3

Autotransporte 56.1 58.8 62.6 65.9 68.2 65.9 67.8 67.9 68.5 67.0 70.0 2.2

Transporte ferroviario 0.9 0.9 0.9 0.9 0.8 0.8 0.9 1.1 1.2 1.3 1.7 6.1

Transporte marítimo - - - - - - - - - - - n.a.

Sector eléctrico 0.1 0.3 0.3 0.4 0.5 0.4 0.5 0.4 0.3 0.1 0.2 8.3

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC) 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -6.7

Generación por particulares de electricidad 0.1 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.4 0.3 0.1 0.2 8.3

Productores independientes de electricidad - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 0.1 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.4 0.3 0.1 0.2 8.3

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones 2.8 0.4 - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.4 1.0 1.3 0.5 0.9 0.1 1.1 1.2 1.7 0.9 n.a.

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

142

TABLA D. 24 BALANCE DE DIÉSEL 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX y SENER.

TABLA D. 25 BALANCE NACIONAL DE GASOLINAS, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 107.5 126.1 135.1 121.1 124.1 120.8 151.5 168.4 176.3 170.4 185.4 5.6

Producción 104.4 105.1 105.8 102.6 102.8 102.2 97.3 95.4 107.4 122.1 113.6 0.8

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán 40.2 39.2 42.2 44.4 39.7 37.9 37.7 34.1 52.1 63.0 57.2 3.6

Salina Cruz 64.1 65.9 63.7 58.2 63.1 64.4 59.6 61.2 55.3 59.0 56.4 -1.3

Importación1 3.1 21.0 29.3 18.5 21.2 18.6 54.2 73.0 68.9 48.3 71.9 36.8

De otras regiones - 0.0 - - - - - - - - - n.a.

Destino 106.9 124.4 133.0 120.5 122.3 120.4 149.3 165.7 172.4 168.2 182.2 5.5

Demanda interna 68.8 72.6 75.6 78.2 85.3 83.5 82.7 82.1 91.5 94.1 87.1 2.4

Sector industrial 3.3 3.1 3.1 3.3 3.5 3.2 3.3 3.7 4.2 4.2 3.7 1.3

Sector petrolero 15.7 16.1 14.6 17.0 17.3 19.6 18.7 17.3 19.3 21.8 20.1 2.5

Sector transporte 46.8 49.7 54.5 56.9 61.4 56.5 57.0 58.1 62.9 61.2 59.5 2.4

Autotransporte 40.3 42.8 47.4 50.1 54.3 51.0 51.2 51.4 54.9 53.2 51.2 2.4

Transporte ferroviario 2.0 1.9 1.7 1.7 1.4 1.7 1.7 1.8 1.9 2.0 2.2 0.7

Transporte marítimo 4.5 5.0 5.4 5.0 5.7 3.8 4.2 4.9 6.1 6.0 6.2 3.3

Sector eléctrico 3.1 3.6 3.4 1.1 3.0 4.2 3.7 2.9 5.2 6.8 3.7 1.8

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC) 2.9 3.4 3.3 0.9 2.4 4.0 3.5 2.8 4.7 6.2 3.1 0.7

Generación por particulares de electricidad 0.2 0.2 0.1 0.2 0.6 0.2 0.2 0.2 0.5 0.6 0.6 13.1

Productores independientes de electricidad 0.1 0.1 0.0 0.1 0.4 0.0 0.0 0.0 0.3 0.3 0.5 15.3

Autogeneración de energía eléctrica 0.1 0.1 0.0 0.1 0.2 0.2 0.1 0.1 0.2 0.3 0.1 5.5

Exportación 0.4 0.7 0.5 1.2 0.1 2.4 - - - - - n.a.

A otras regiones 37.6 51.1 56.9 41.1 37.0 34.5 66.6 83.7 80.8 74.2 95.1 9.7

Variación de inventarios 0.6 1.7 2.2 0.6 1.7 0.4 2.2 2.7 3.9 2.2 3.2 17.8

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 639.7 671.2 716.2 753.7 776.7 784.4 783.1 793.4 810.9 783.3 779.3 2.0

Producción 466.0 439.5 442.4 443.8 436.7 455.3 404.8 388.8 416.4 425.1 409.2 -1.3

Cadereyta 81.1 73.2 81.9 82.2 82.6 85.2 68.6 65.0 72.8 75.7 73.4 -1.0

Madero 53.7 57.3 60.9 61.5 61.8 61.0 51.9 44.3 50.6 51.4 40.1 -2.9

Tula 111.8 103.8 94.4 100.5 90.8 105.9 91.4 94.1 89.2 80.3 86.5 -2.5

Salamanca 65.5 63.6 66.3 63.4 62.8 62.4 61.0 54.6 60.8 64.6 56.3 -1.5

Minatitlán 57.2 45.5 42.0 41.7 43.1 46.1 41.0 39.0 57.1 56.4 62.1 0.8

Salina Cruz 96.8 96.0 96.9 94.5 95.5 94.8 90.9 91.9 85.8 96.6 90.7 -0.7

Importación1 173.7 231.8 273.8 309.8 340.0 329.1 378.3 404.7 394.5 358.3 370.0 7.9

Destino 637.7 672.7 719.1 761.3 792.8 794.0 802.3 800.0 804.4 788.2 778.4 2.0

Demanda interna 636.8 672.1 718.9 761.0 792.6 792.6 802.3 800.0 804.4 788.2 778.4 2.0

Sector transporte 636.1 671.5 718.3 760.3 792.0 791.9 801.6 799.1 803.2 786.9 776.3 2.0

Sector petrolero 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 0.7 0.7 0.9 1.2 1.3 2.1 11.2

Exportación 0.9 0.6 0.2 0.4 0.2 1.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Variación de inventarios 2.0 -1.4 -3.0 -7.7 -16.2 -9.6 -19.2 -6.6 6.5 -4.8 0.9 -8.4

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

143

TABLA D. 26 BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.

TABLA D. 27 BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Origen 79.0 85.4 91.9 97.8 102.3 99.2 99.1 101.0 103.3 98.4 95.4 1.9

Producción - - - - - - - - - - - n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 2.3 10.6 17.8 34.1 53.7 38.4 34.9 39.8 41.5 25.7 25.5 27.4

De otras regiones 76.7 74.8 74.1 63.7 48.7 60.9 64.2 61.2 61.8 72.7 69.9 -0.9

Destino 78.9 85.6 92.2 98.3 103.9 100.0 100.7 101.6 102.6 98.8 95.3 1.9

Demanda interna 78.9 85.6 92.2 98.3 103.9 100.0 100.7 101.6 102.6 98.8 95.3 1.9

Sector transporte 78.9 85.6 92.2 98.3 103.9 100.0 100.7 101.6 102.6 98.8 95.3 1.9

Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.1 -0.2 -0.3 -0.5 -1.6 -0.8 -1.6 -0.6 0.7 -0.5 0.1 -3.6

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Origen 151.0 162.5 179.5 189.9 202.9 211.9 200.5 181.8 191.4 191.2 176.2 1.6

Producción 134.8 130.5 142.8 143.7 144.4 146.2 120.5 109.3 123.3 127.1 113.5 -1.7

Cadereyta 81.1 73.2 81.9 82.2 82.6 85.2 68.6 65.0 72.8 75.7 73.4 -1.0

Madero 53.7 57.3 60.9 61.5 61.8 61.0 51.9 44.3 50.6 51.4 40.1 -2.9

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 16.3 32.0 36.7 46.2 58.5 65.7 80.0 72.6 68.1 64.1 62.7 14.4

De otras regiones - - - - - - - - - - - 0.0

Destino 150.6 162.9 180.3 191.7 206.8 214.3 204.9 183.3 190.5 192.6 176.1 1.6

Demanda interna 121.8 129.0 139.4 147.3 153.6 151.4 148.1 142.2 141.7 141.3 142.1 1.6

Sector transporte 121.8 129.0 139.4 147.3 153.6 151.4 148.1 142.2 141.7 141.3 142.1 1.6

Sector petrolero 0.0 - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - 1.1 - - - - - n.a.

A otras regiones 28.9 33.9 40.9 44.4 53.2 61.8 56.8 41.0 48.8 51.3 34.0 1.6

Variación de inventarios 0.4 -0.3 -0.8 -1.8 -3.9 -2.4 -4.4 -1.4 0.9 -1.4 0.1 -11.2

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

144

TABLA D. 28 BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.

TABLA D. 29 BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 147.4 155.0 165.2 174.5 178.3 182.3 184.1 185.4 188.4 180.4 176.8 1.83

Producción 65.5 63.6 66.3 63.4 62.8 62.4 61.0 54.6 60.8 64.6 56.3 -1.50

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca 65.5 63.6 66.3 63.4 62.8 62.4 61.0 54.6 60.8 64.6 56.3 -1.50

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 - 0.7 2.1 7.8 12.0 10.4 14.1 9.9 7.4 2.3 7.8 n.a.

De otras regiones 81.9 90.7 96.8 103.3 103.5 109.5 109.0 121.0 120.2 113.4 112.6 3.24

Destino 147.1 155.3 165.8 175.8 181.0 183.9 187.3 186.6 187.5 181.5 176.7 1.85

Demanda interna 147.1 155.3 165.8 175.8 181.0 183.9 187.3 186.6 187.5 181.5 176.7 1.85

Sector transporte 147.1 155.3 165.8 175.8 181.0 183.9 187.3 186.6 187.5 181.5 176.7 1.85

Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.3 -0.3 -0.6 -1.3 -2.7 -1.6 -3.1 -1.1 0.9 -1.1 0.1 -14.95

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 194.8 200.1 209.6 216.8 221.4 221.7 225.4 229.4 231.6 226.2 226.8 1.5

Producción 111.8 103.8 94.4 100.5 90.8 105.9 91.4 94.1 89.2 80.3 86.5 -2.5

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula 111.8 103.8 94.4 100.5 90.8 105.9 91.4 94.1 89.2 80.3 86.5 -2.5

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 - - - - - - - - - - - n.a.

De otras regiones 83.0 96.3 115.2 116.3 130.5 115.8 134.0 135.3 142.4 145.9 140.3 5.4

Destino 194.3 200.6 210.4 218.6 224.8 223.9 229.3 230.9 230.9 227.4 226.7 1.6

Demanda interna 194.3 200.6 210.4 218.6 224.8 223.9 229.3 230.9 230.9 227.4 226.7 1.6

Sector transporte 194.3 200.6 210.4 218.6 224.8 223.9 229.3 230.6 230.2 226.7 225.2 1.5

Sector petrolero - - - - - - - 0.3 0.7 0.7 1.5 n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones - - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.4 -0.5 -0.8 -1.8 -3.5 -2.2 -3.9 -1.5 0.8 -1.3 0.1 -12.4

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

145

TABLA D. 30 BALANCE DE GASOLINAS 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX y SENER.

TABLA D. 31 BALANCE NACIONAL DE TURBOSINA1, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Origen 309.1 329.9 356.0 357.9 354.5 355.4 381.1 413.3 420.5 419.2 426.9 3.3

Producción 154.0 141.5 138.9 136.2 138.6 140.8 132.0 130.8 143.0 153.0 152.9 -0.1

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán 57.2 45.5 42.0 41.7 43.1 46.1 41.0 39.0 57.1 56.4 62.1 0.8

Salina Cruz 96.8 96.0 96.9 94.5 95.5 94.8 90.9 91.9 85.8 96.6 90.7 -0.7

Importación1 155.1 188.4 217.1 221.6 215.9 214.6 249.1 282.5 277.6 266.2 274.0 5.9

De otras regiones - - - - - - - - - - - n.a.

Destino 308.3 330.1 356.5 360.1 358.9 357.9 387.2 415.2 417.3 419.8 426.4 3.3

Demanda interna 94.7 101.7 111.1 120.9 129.3 133.3 136.8 138.8 141.7 139.0 137.6 3.8

Sector transporte 94.0 101.0 110.5 120.3 128.6 132.6 136.2 138.1 141.2 138.5 137.0 3.8

Sector petrolero 0.7 0.7 0.7 0.7 0.6 0.7 0.7 0.6 0.6 0.6 0.6 -2.0

Exportación 0.9 0.6 0.2 0.4 0.2 0.3 - - - - - n.a.

A otras regiones 212.7 227.8 245.2 238.8 229.5 224.3 250.4 276.5 275.6 280.8 288.8 3.1

Variación de inventarios 0.9 -0.2 -0.5 -2.3 -4.5 -2.6 -6.1 -1.9 3.2 -0.6 0.5 -5.3

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 62.1 63.3 64.9 66.3 64.0 57.1 51.9 56.3 59.7 64.0 65.1 0.5

Producción 62.1 63.3 64.8 66.3 64.0 57.1 51.9 56.3 56.6 60.8 53.4 -1.5

Cadereyta 5.1 4.5 4.8 9.8 6.8 5.2 2.9 3.6 4.7 3.5 3.6 -3.3

Madero 6.7 7.0 7.2 4.9 6.8 6.0 5.5 6.0 5.9 7.5 4.9 -3.1

Tula 21.8 22.5 22.9 24.2 22.7 22.2 22.1 23.0 23.9 22.4 20.7 -0.5

Salamanca 11.2 12.2 13.3 10.5 10.5 8.7 8.1 7.5 8.3 10.6 9.2 -2.0

Minatitlán 2.5 2.8 1.2 0.3 0.2 0.1 0.0 0.0 2.1 0.1 0.0 n.a.

Salina Cruz 14.9 14.4 15.3 16.6 17.1 14.9 13.3 16.1 11.8 16.7 15.0 0.1

Importación1 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 3.1 3.2 11.7 n.a.

Destino 64.6 65.6 67.5 71.3 70.7 59.2 57.1 57.9 59.3 63.4 66.5 0.3

Demanda interna 57.8 58.7 61.2 67.9 65.0 55.0 55.8 56.1 59.3 62.2 66.5 1.4

Sector transporte 57.8 58.7 61.2 67.9 65.0 55.0 55.8 56.1 59.3 62.2 66.5 1.4

Sector petrolero 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Exportación 6.8 6.9 6.3 3.4 5.7 4.2 1.3 1.8 0.0 1.2 0.0 n.a.

Variación de inventarios -2.4 -2.3 -2.5 -5.0 -6.7 -2.1 -5.2 -1.6 0.4 0.6 -1.4 -5.3

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

146

TABLA D. 32 BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.

TABLA D. 33 BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 7.1 7.3 7.3 7.3 6.0 5.9 6.2 6.4 6.5 7.1 7.3 0.2

Producción - - - - - - - - - - - n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 - - - - - - 0.1 - - - - n.a.

De otras regiones 7.1 7.3 7.3 7.3 6.0 5.9 6.2 6.4 6.5 7.1 7.3 0.2

Destino 7.2 7.4 7.5 7.6 6.3 6.1 6.6 6.4 6.5 7.1 7.3 0.2

Demanda interna 7.2 7.4 7.5 7.6 6.3 6.1 6.6 6.4 6.5 7.1 7.3 0.2

Sector transporte 7.2 7.4 7.5 7.6 6.3 6.1 6.6 6.4 6.5 7.1 7.3 0.2

Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones 0.0 - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios -0.1 -0.1 -0.1 -0.3 -0.3 -0.1 -0.3 -0.1 0.0 0.0 -0.1 -5.6

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 11.9 11.5 12.1 14.7 13.6 11.2 8.3 9.6 10.7 11.3 9.0 -2.8

Producción 11.8 11.5 12.1 14.7 13.6 11.2 8.3 9.6 10.6 11.0 8.5 -3.2

Cadereyta 5.1 4.5 4.8 9.8 6.8 5.2 2.9 3.6 4.7 3.5 3.6 -3.3

Madero 6.7 7.0 7.2 4.9 6.8 6.0 5.5 6.0 5.9 7.5 4.9 -3.1

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 - - - - - - - - 0.1 0.3 0.4 n.a.

De otras regiones 0.1 - - - - - - - - - 0.0 -8.6

Destino 12.2 11.7 12.4 15.6 14.6 11.5 8.8 9.8 10.7 11.2 9.1 -2.9

Demanda interna 4.5 4.3 4.7 9.5 6.7 5.2 4.4 5.2 6.2 5.2 5.9 2.7

Sector transporte 4.5 4.3 4.7 9.5 6.7 5.2 4.4 5.2 6.2 5.2 5.9 2.7

Sector petrolero - - - - - - - - - - - 0.0

Exportación 0.7 1.2 0.4 0.4 0.6 0.2 - - - - - n.a.

A otras regiones 7.0 6.2 7.4 5.7 7.3 6.1 4.4 4.5 4.5 6.0 3.2 -7.6

Variación de inventarios -0.3 -0.2 -0.3 -0.9 -1.0 -0.3 -0.5 -0.2 0.1 0.1 -0.1 -9.8

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

147

TABLA D. 34 BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.

TABLA D. 35 BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 11.4 12.4 13.5 10.7 10.5 8.9 8.1 7.7 8.6 11.1 9.6 -1.7

Producción 11.2 12.2 13.3 10.5 10.5 8.7 8.1 7.5 8.3 10.6 9.2 -2.0

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca 11.2 12.2 13.3 10.5 10.5 8.7 8.1 7.5 8.3 10.6 9.2 -2.0

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 - - - - - - - - - - - n.a.

De otras regiones 0.2 0.2 0.3 0.2 0.0 0.2 0.0 0.2 0.4 0.5 0.4 8.2

Destino 11.9 12.9 13.9 11.5 11.6 9.2 8.9 7.9 8.6 11.0 9.8 -1.9

Demanda interna 11.2 12.3 13.1 10.6 10.4 8.6 8.2 7.4 8.2 10.7 9.4 -1.8

Sector transporte 11.2 12.3 13.1 10.6 10.4 8.6 8.2 7.4 8.2 10.7 9.4 -1.8

Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones 0.6 0.6 0.9 0.8 1.2 0.6 0.8 0.5 0.4 0.3 0.5 -2.9

Variación de inventarios -0.4 -0.5 -0.4 -0.8 -1.1 -0.3 -0.8 -0.2 0.0 0.0 -0.2 -5.9

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 21.9 22.8 23.4 24.2 22.9 22.2 22.6 23.6 24.7 23.4 21.5 -0.2

Producción 21.8 22.5 22.9 24.2 22.7 22.2 22.1 23.0 23.9 22.4 20.7 -0.5

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula 21.8 22.5 22.9 24.2 22.7 22.2 22.1 23.0 23.9 22.4 20.7 -0.5

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - n.a.

Salina Cruz - - - - - - - - - - - n.a.

Importación1 - - - - - - - - - - - n.a.

De otras regiones 0.1 0.3 0.5 - 0.3 0.0 0.4 0.6 0.8 1.0 0.8 21.3

Destino 22.7 23.6 24.2 25.9 25.2 23.1 24.8 24.2 24.5 23.2 22.1 -0.3

Demanda interna 21.2 21.6 22.5 23.5 22.5 21.6 22.3 23.0 23.5 22.2 21.3 0.0

Sector transporte 21.2 21.6 22.5 23.5 22.5 21.6 22.3 23.0 23.5 22.2 21.3 0.0

Sector petrolero - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - n.a.

A otras regiones 1.5 1.9 1.8 2.4 2.8 1.5 2.4 1.3 1.0 1.0 0.8 -5.8

Variación de inventarios -0.8 -0.8 -0.8 -1.7 -2.3 -0.8 -2.2 -0.6 0.2 0.2 -0.6 -3.6

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

148

TABLA D. 36 BALANCE DE TURBOSINA 2004-2014, REGIÓN SUR-SURESTE1

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. 1 Incluye maquila para el período histórico. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de ASA, DGAC, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Origen 19.4 18.8 19.3 18.8 22.2 17.6 15.4 16.7 17.3 20.6 26.3 3.08

Producción 17.3 17.1 16.5 16.9 17.2 15.0 13.3 16.1 13.9 16.8 15.0 -1.45

Cadereyta - - - - - - - - - - - n.a.

Madero - - - - - - - - - - - n.a.

Tula - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán 2.5 2.8 1.2 0.3 0.2 0.1 - 0.0 2.1 0.1 - n.a.

Salina Cruz 14.9 14.4 15.3 16.6 17.1 14.9 13.3 16.1 11.8 16.7 15.0 0.09

Importación1 - - 0.1 - - - - - 2.9 3.0 11.3 n.a.

De otras regiones 2.1 1.6 2.6 1.9 5.0 2.6 2.1 0.6 0.5 0.9 - n.a.

Destino 20.1 19.5 20.1 20.1 24.2 18.1 16.8 17.2 17.2 20.4 26.7 2.85

Demanda interna 13.6 13.1 13.5 16.7 19.1 13.5 14.4 14.1 14.9 17.0 22.6 5.21

Sector transporte 13.6 13.1 13.5 16.7 19.1 13.5 14.4 14.1 14.9 17.0 22.6 5.21

Sector petrolero - - - - - - - - - - - 0.00

Exportación 6.1 5.7 5.9 3.0 5.2 4.0 1.3 1.8 - 1.2 - n.a.

A otras regiones 0.4 0.7 0.7 0.5 - 0.6 1.1 1.3 2.4 2.2 4.0 26.68

Variación de inventarios -0.7 -0.7 -0.8 -1.4 -2.0 -0.5 -1.4 -0.5 0.1 0.2 -0.4 -5.49

Concepto tmca2004-2014

Datos anuales

149

TABLA D. 37 DEMANDA ESTATAL DE COMBUSTÓLEO 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CFE, CRE, PEMEX y SENER.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Aguascalientes - - - - - - - - - - - n.a.

Baja California 1.4 2.1 2.0 1.1 0.7 0.6 0.5 0.3 0.1 0.1 - n.a.

Baja California Sur 5.2 6.0 12.8 18.3 15.6 19.8 16.5 10.0 10.6 15.9 7.1 3.1

Campeche 5.6 7.8 6.3 5.8 6.3 5.1 5.1 5.4 5.0 4.7 5.2 -0.7

Coahuila 0.7 0.4 0.3 0.8 0.2 0.3 0.1 0.4 0.5 0.1 0.9 2.8

Colima 36.9 31.6 12.0 17.5 28.9 20.3 9.5 16.6 14.9 23.3 5.9 -16.8

Chiapas 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Chihuahua 11.6 13.3 10.7 9.7 8.2 8.6 6.7 6.1 6.5 6.8 3.7 -10.8

Distrito Federal - 0.0 0.0 - - - - - - 0.0 - n.a.

Durango 10.0 10.1 7.9 7.4 5.9 6.2 5.3 4.2 0.9 3.3 1.6 -16.6

Guanajuato 32.0 29.6 27.7 21.6 19.7 13.0 14.6 11.0 7.3 9.7 6.6 -14.5

Guerrero 8.6 1.0 - - 3.7 4.5 - - - - - n.a.

Hidalgo 58.8 66.2 53.9 56.4 50.4 44.9 43.4 52.4 54.0 42.8 36.7 -4.6

Jalisco 1.1 2.1 1.2 0.3 0.2 0.3 0.2 0.1 0.3 0.5 0.1 -20.9

México - - 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.0 - 0.0 0.0 n.a.

Michoacán 3.3 2.7 2.0 2.3 2.2 2.2 1.6 1.8 1.3 1.8 0.8 -12.8

Morelos 0.6 0.5 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 -20.5

Nayarit 0.1 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 - - - - - n.a.

Nuevo León 9.5 6.8 7.9 4.5 4.4 4.4 2.7 2.3 3.5 4.9 2.5 -12.6

Oaxaca 14.7 15.6 16.5 16.1 14.5 12.7 11.7 11.7 10.2 11.2 12.2 -1.9

Puebla 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -42.8

Querétaro 0.1 0.3 0.6 0.5 0.3 0.3 0.3 0.2 0.2 0.2 0.2 9.3

Quintana Roo 0.3 0.3 0.1 0.1 0.1 0.2 0.0 0.1 0.1 0.1 0.0 n.a.

San Luis Potosí 15.1 14.6 10.3 13.7 12.9 13.2 14.3 14.4 15.1 11.1 5.4 -9.8

Sinaloa 26.0 38.8 25.2 26.9 21.5 21.3 22.2 28.8 27.2 21.4 18.3 -3.5

Sonora 26.1 26.8 27.5 23.7 14.4 14.9 16.1 23.1 23.0 11.7 14.0 -6.0

Tabasco 1.6 0.2 0.1 0.1 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 -39.4

Tamaulipas 27.5 26.6 12.1 7.0 4.6 4.0 3.3 3.0 10.3 6.5 1.1 -27.5

Tlaxcala - - - - - - - - - - - n.a.

Veracruz 71.7 71.7 58.8 56.5 39.7 43.3 37.8 36.6 45.5 37.5 21.7 -11.3

Yucatán 8.0 6.7 4.4 2.5 0.6 1.2 0.8 2.4 1.9 1.6 2.1 -12.5

Zacatecas 0.8 1.0 0.5 0.6 0.4 0.6 0.2 0.1 0.0 0.1 0.0 -29.4

Total 377.3 383.1 301.3 293.8 255.8 242.2 213.4 231.0 238.4 215.2 146.2 -9.0

Datos anuales Estado tmca2004-2014

150

TABLA D. 38 DEMANDA ESTATAL DE COQUE DE PETRÓLEO 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Aguascalientes 0.0 0.0 25.5 0.0 0.0 108.3 93.4 115.4 143.3 184.1 194.2 n.a.

Baja California 71.6 53.9 66.3 63.3 58.8 54.1 45.6 48.3 37.5 39.7 33.6 -7.3

Baja California Sur - - - - - - - - - - - n.a.

Campeche - - - - - - - - - - - n.a.

Coahuila 166.7 138.8 197.9 169.8 109.2 155.5 138.7 128.8 106.7 124.6 119.1 -3.3

Colima 29.2 79.5 113.0 147.4 133.2 125.5 118.7 83.9 111.6 131.2 124.1 15.6

Chiapas - - - - - - - - - - - n.a.

Chihuahua - - - - - 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.1 n.a.

Distrito Federal - - - - - - - 18.0 75.5 30.5 0.2 n.a.

Durango - - - - - - - - - - - n.a.

Guanajuato 112.7 - 0.00 55.1 0.02 - - - - 0.0 - n.a.

Guerrero 8.6 23.3 33.1 17.0 15.4 25.8 13.4 9.5 16.9 22.9 19.5 8.6

Hidalgo 480.0 351.6 502.4 626.0 581.0 553.0 512.3 544.0 484.1 672.3 901.7 6.5

Jalisco 241.3 179.3 273.9 292.8 218.2 224.1 187.1 194.2 181.2 199.2 179.4 -2.9

México 185.7 273.5 202.2 241.3 184.3 181.4 153.4 125.5 166.9 210.5 183.6 -0.1

Michoacán - 49.3 69.4 0.0 0.0 0.1 0.0 0.1 0.1 0.0 0.2 n.a.

Morelos - 266.8 306.6 197.1 215.2 154.9 181.2 178.8 163.4 200.4 220.6 n.a.

Nayarit - - - - - - - - - - - n.a.

Nuevo León 388.1 440.0 738.0 917.7 831.1 261.5 236.4 266.1 264.8 253.5 150.1 -9.1

Oaxaca - - - 28.2 58.9 54.8 54.4 96.1 128.0 129.7 144.4 n.a.

Puebla 347.3 239.1 291.4 349.7 369.1 314.8 312.7 390.3 362.3 443.7 292.8 -1.7

Querétaro - - - - - 0.0 1.2 0.0 - - - n.a.

Quintana Roo - - - - - 0.0 0.0 - - - 0.0 n.a.

San Luis Potosí 1135.1 1145.5 1279.5 1489.7 1394.0 1301.1 1536.3 1515.1 1551.9 1640.4 1645.4 3.8

Sinaloa - - - - - - - - - - - n.a.

Sonora 260.0 230.4 317.5 334.4 205.9 161.3 120.3 162.1 225.9 353.1 257.2 -0.1

Tabasco - - - 61.5 55.6 36.0 52.3 41.6 40.0 42.1 46.8 n.a.

Tamaulipas 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 84.2 47.8 41.4 37.6 49.7 9.2 n.a.

Tlaxcala - - - - - - - - - - - n.a.

Veracruz 30.5 83.1 120.9 100.0 89.1 92.4 102.2 167.4 197.9 224.5 241.1 23.0

Yucatán 94.2 69.1 85.4 92.7 84.8 79.5 82.0 85.5 62.7 73.6 64.4 -3.7

Zacatecas - - - - - - - - - - - n.a.

Total 3,551.0 3,623.2 4,623.1 5,183.9 4,603.9 3,968.6 3,989.8 4,212.2 4,358.5 5,026.0 4,827.7 3.1

Datos anuales Estado tmca2004-2014

151

TABLA D. 39 DEMANDA ESTATAL DE DIESEL 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con información de CRE, CFE, PEMEX, SCT, SENER y empresas privadas.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Aguascalientes 4.3 4.5 4.8 4.9 4.8 4.7 5.0 5.2 5.3 5.0 5.6 2.5

Baja California 10.9 12.8 14.6 15.3 16.3 13.0 13.5 14.3 14.9 14.3 13.5 2.2

Baja California Sur 5.3 4.2 5.3 5.0 5.5 5.3 5.3 7.5 7.9 5.8 6.8 2.5

Campeche 16.2 16.9 15.0 17.9 18.3 21.1 19.3 17.8 20.7 23.5 20.6 2.4

Coahuila 8.8 8.8 9.5 10.7 11.6 11.3 12.1 12.9 13.1 12.9 11.6 2.8

Colima 4.2 4.7 5.1 6.7 7.4 7.8 13.2 14.1 13.6 10.2 12.0 11.1

Chiapas 4.1 4.6 5.6 5.6 5.9 5.4 5.7 6.5 6.8 5.7 5.5 2.9

Chihuahua 11.3 12.3 13.5 14.9 16.3 15.3 15.3 16.4 17.2 17.6 17.1 4.3

Distrito Federal 24.2 25.0 26.8 27.3 27.1 26.4 25.2 25.2 26.8 26.0 26.8 1.1

Durango 10.6 11.2 12.5 13.3 13.5 13.3 14.9 14.2 14.5 14.4 14.5 3.2

Guanajuato 15.0 15.7 16.0 15.5 16.1 15.1 15.7 15.8 16.3 16.8 16.7 1.1

Guerrero 3.2 3.3 3.7 3.9 4.3 4.3 4.2 4.1 4.2 4.1 4.3 3.0

Hidalgo 9.9 10.4 11.3 12.2 13.4 12.8 14.3 15.0 14.8 14.1 16.0 4.9

Jalisco 19.9 20.8 22.1 21.2 22.3 20.9 18.0 18.2 17.8 18.7 17.9 -1.1

México 15.0 15.2 16.0 16.7 17.6 16.6 16.9 17.4 17.0 16.5 17.0 1.3

Michoacán 8.5 8.8 9.4 10.5 11.2 10.9 11.3 11.8 11.9 12.5 11.9 3.4

Morelos 3.1 3.6 3.5 3.6 3.8 3.8 3.7 3.7 3.8 3.5 3.5 1.1

Nayarit 1.1 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.3 1.3 1.4 1.4 1.6 3.4

Nuevo León 18.0 20.6 23.7 23.7 26.9 25.1 25.7 25.1 27.5 26.7 28.8 4.8

Oaxaca 5.0 5.4 5.5 5.6 7.6 5.6 5.4 5.4 5.9 5.5 5.4 0.7

Puebla 11.9 12.0 12.9 13.7 13.8 13.3 14.1 13.3 13.3 13.4 13.4 1.3

Querétaro 10.2 10.9 11.5 11.7 11.4 11.5 12.5 12.7 15.0 14.0 11.0 0.8

Quintana Roo 0.7 1.4 0.3 0.2 0.5 1.1 0.2 0.2 0.7 1.1 0.4 -5.8

San Luis Potosí 7.4 7.7 8.6 9.8 10.6 9.9 10.5 10.9 11.4 11.2 10.9 3.9

Sinaloa 16.1 16.6 17.3 17.8 19.2 18.2 18.1 18.5 18.7 19.0 19.4 1.9

Sonora 12.0 13.1 14.1 14.8 15.4 14.3 15.7 18.0 19.6 20.1 20.5 5.5

Tabasco 7.5 7.5 8.3 8.4 9.3 9.0 8.0 7.5 8.4 8.1 6.4 -1.5

Tamaulipas 18.8 20.3 21.3 23.1 25.0 20.8 21.6 24.3 23.5 22.3 22.6 1.8

Tlaxcala - 0.0 - - - - - - - - - n.a.

Veracruz 22.4 23.2 24.8 26.0 26.6 25.9 27.8 28.7 31.7 32.2 32.3 3.8

Yucatán 9.8 10.2 12.4 10.7 12.8 11.2 12.2 11.8 13.1 13.8 12.2 2.2

Zacatecas 3.3 3.5 3.3 3.7 3.5 3.8 3.6 3.4 3.8 3.6 4.1 2.3

Total 318.5 336.5 359.8 375.5 399.5 378.9 390.2 401.2 420.3 413.9 410.2 2.6

Datos anuales Estado tmca2004-2014

152

TABLA D. 40 DEMANDA ESTATAL DE GASOLINAS 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. Nota. La información está desagregada por punto de venta, no por lugar de consumo. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de PEMEX.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Aguascalientes 9.9 10.4 11.1 11.9 11.6 12.3 12.1 12.1 12.5 12.1 12.0 2.0

Baja California 32.7 35.5 37.5 39.6 41.7 38.5 39.2 40.6 41.2 39.3 37.0 1.2

Baja California Sur 7.0 7.6 8.4 9.1 9.5 9.0 9.0 8.9 8.9 8.7 8.6 2.1

Campeche 3.6 3.9 4.0 4.5 4.6 5.0 5.0 4.9 5.1 5.1 4.8 2.9

Coahuila 12.2 13.2 14.5 15.5 16.4 16.3 17.3 16.4 16.2 16.3 15.9 2.7

Colima 6.1 6.5 7.0 12.3 14.7 14.5 21.5 21.0 21.3 17.9 17.6 11.3

Chiapas 11.1 11.9 13.5 15.1 16.5 16.9 18.6 19.7 20.1 18.9 18.5 5.2

Chihuahua 28.7 30.2 31.6 33.3 34.5 32.9 32.3 31.6 31.6 31.4 31.3 0.9

Distrito Federal 98.1 98.8 101.1 104.2 104.7 102.5 104.0 103.5 103.8 102.1 101.7 0.4

Durango 15.3 16.5 18.2 19.5 19.8 20.3 19.9 19.2 19.1 19.5 20.1 2.8

Guanajuato 26.2 27.5 28.9 31.4 32.7 33.2 34.4 34.0 34.1 34.1 33.4 2.5

Guerrero 10.7 11.4 11.9 12.8 13.7 14.0 14.0 13.5 13.5 13.0 13.2 2.1

Hidalgo 17.1 18.4 19.4 20.8 22.9 23.7 24.7 25.2 24.7 24.2 26.6 4.5

Jalisco 43.0 45.4 48.3 46.1 46.6 46.4 41.0 41.5 40.5 41.1 39.9 -0.8

México 41.2 44.0 47.4 49.0 51.4 51.8 52.5 54.1 54.2 54.0 52.9 2.5

Michoacán 23.2 24.5 26.5 27.4 28.9 29.8 29.8 29.5 29.0 27.9 27.9 1.9

Morelos 12.0 12.8 13.6 13.5 14.0 14.7 15.1 15.1 15.2 15.0 14.7 2.1

Nayarit 3.6 3.6 3.8 4.1 4.2 4.6 4.6 4.5 4.6 4.7 4.9 3.0

Nuevo León 35.7 39.2 43.7 46.0 47.7 46.9 46.3 44.7 44.8 44.9 45.6 2.5

Oaxaca 9.8 10.6 11.1 12.2 12.9 13.5 13.9 13.9 14.3 14.3 14.1 3.8

Puebla 26.0 26.8 28.9 31.1 31.8 31.2 33.1 33.0 33.0 32.1 30.9 1.7

Querétaro 14.7 15.7 17.1 18.3 18.2 18.6 19.1 19.4 21.0 20.9 18.8 2.5

Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

San Luis Potosí 13.0 13.8 15.2 15.9 16.4 16.6 16.6 16.2 16.3 15.9 15.7 1.9

Sinaloa 21.3 22.8 24.7 26.4 28.5 28.6 28.4 27.6 27.6 26.7 26.1 2.1

Sonora 18.0 19.7 21.6 23.1 24.3 24.0 24.1 24.4 24.8 24.1 23.7 2.8

Tabasco 13.6 13.8 15.0 15.5 16.9 17.3 17.3 18.0 18.4 18.2 16.2 1.8

Tamaulipas 29.9 29.8 31.4 33.0 35.1 35.1 32.3 30.3 30.0 29.2 29.1 -0.3

Tlaxcala - - - - - - - - - - - n.a.

Veracruz 29.6 31.6 34.8 38.1 40.3 42.5 43.5 43.5 44.7 44.4 45.1 4.3

Yucatán 16.4 18.5 20.7 22.7 24.3 23.9 24.6 25.2 25.6 25.1 25.7 4.6

Zacatecas 7.4 7.9 7.8 8.4 7.7 8.0 8.4 8.3 8.3 7.0 6.5 -1.2

Total 636.8 672.1 718.9 761.0 792.6 792.6 802.3 800.0 804.4 788.2 778.4 2.0

Datos anuales Estado tmca2004-2014

153

TABLA D. 41 DEMANDA ESTATAL DE TURBOSINA, 2004-2014

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. Nota. La información está desagregada por punto de venta, no por lugar de consumo. Nota: No incluye gasavión. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de PEMEX.

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014Aguascalientes - - - - - - - - - - - n.a.

Baja California 3.5 3.5 3.3 0.0 0.3 2.8 2.9 2.6 2.8 3.0 3.2 -0.7

Baja California Sur 1.8 2.0 2.0 2.3 1.9 1.8 2.0 2.0 2.1 2.1 2.2 2.1

Campeche - - - - - - - - - - - n.a.

Coahuila - - - - - - - - - - - n.a.

Colima - - - - - - - - - - - n.a.

Chiapas - - - - - - - - - - - n.a.

Chihuahua - - - - - - - - - - - n.a.

Distrito Federal 19.1 19.5 20.2 19.6 18.2 19.8 19.6 20.8 22.1 20.7 19.6 0.2

Durango - - - - - - - - - - - 0.0

Guanajuato 10.1 12.3 13.1 10.6 10.4 8.6 8.2 7.4 8.2 10.7 9.4 -0.8

Guerrero - - - - - - - - - 0.02 - n.a.

Hidalgo 2.1 2.1 2.3 3.9 4.3 1.9 2.7 2.2 1.5 1.6 1.7 -2.1

Jalisco 1.1 - - - - - - - - - - n.a.

México - - - - - - - - - - - n.a.

Michoacán - - - - - - - - - - - n.a.

Morelos - - - - - - - - - - - n.a.

Nayarit - - - - - - - - - - - n.a.

Nuevo León 4.3 4.0 4.4 9.5 6.3 5.0 3.0 3.4 4.9 3.4 3.8 -1.2

Oaxaca 1.7 1.9 2.3 5.8 5.6 5.0 5.4 8.0 5.3 8.1 7.8 16.2

Puebla - - - - - - - - - - - n.a.

Querétaro - - - - - - - - - - - n.a.

Quintana Roo - - - - - - - - - - - n.a.

San Luis Potosí - - - - - - - - - - - n.a.

Sinaloa - - - - - - - - - - - n.a.

Sonora 2.0 1.9 2.1 5.3 4.1 1.5 1.7 1.9 1.7 2.0 2.0 n.a.

Tabasco - - - - - - - - - - - n.a.

Tamaulipas 0.3 0.3 0.3 0.0 0.4 0.2 1.4 1.8 1.3 1.8 2.1 23.8

Tlaxcala - - - - - - - - - - - n.a.

Veracruz 3.7 3.0 2.4 2.9 4.2 1.8 2.9 1.4 3.6 1.8 5.9 4.8

Yucatán 8.2 8.2 8.8 8.1 9.2 6.7 6.1 4.8 6.0 7.0 8.9 0.9

Zacatecas - - - - - - - - - - - n.a.

Total 57.8 58.7 61.2 67.9 65.0 55.0 55.8 56.1 59.3 62.2 66.5 1.4

Datos anuales Estado tmca2004-2014

154

TABLA D. 42 BALANCE NACIONAL DE PETROLÍFEROS, 2014-2029

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 43 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a. no aplica. FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 1,494.9 1,442.7 1,453.1 1,512.4 1,555.6 1,484.8 1,521.1 1,502.2 1,557.2 1,611.2 1,661.7 1,713.8 1,768.5 1,814.2 1,863.8 1,907.7 1.6

Producción 995.7 951.7 959.5 1,169.7 1,180.6 1,228.0 1,223.7 1,227.2 1,231.3 1,231.2 1,235.7 1,238.0 1,238.1 1,239.4 1,235.6 1,235.3 1.4

Cadereyta 154.3 146.1 145.9 191.4 190.0 190.4 190.4 192.0 192.1 192.3 192.3 192.9 193.3 193.9 193.9 195.0 1.6

Madero 99.2 97.0 98.6 136.5 135.3 137.0 137.2 137.3 137.4 137.4 137.7 137.7 137.7 137.8 137.7 137.7 2.2

Tula 219.5 213.1 214.7 250.2 250.1 277.4 276.3 278.0 278.8 278.8 278.0 278.7 278.3 279.3 279.3 278.4 1.6

Salamanca 136.1 120.3 127.2 153.2 156.0 168.6 167.8 167.9 167.3 167.9 167.8 168.8 168.0 168.4 168.3 168.2 1.4

Minatitlán 141.1 146.1 141.4 178.4 185.5 191.6 189.1 179.9 183.0 182.4 187.1 187.1 188.0 187.8 184.8 185.4 1.8

Salina Cruz 245.5 229.1 231.7 260.1 263.7 263.0 263.0 272.1 272.6 272.4 272.7 272.7 272.7 272.2 271.6 270.6 0.7

Importación 499.2 491.0 493.7 342.6 375.0 256.8 297.4 275.0 325.9 379.9 426.0 475.8 530.4 574.8 628.2 672.4 2.0

Destino 1,486.3 1,442.7 1,453.1 1,512.4 1,555.6 1,484.8 1,521.1 1,502.2 1,557.2 1,611.2 1,661.7 1,713.8 1,768.5 1,814.2 1,863.8 1,907.7 1.7

Demanda interna 1,346.5 1,306.9 1,241.7 1,269.1 1,308.6 1,335.8 1,376.9 1,432.5 1,492.0 1,545.6 1,596.4 1,649.8 1,701.9 1,738.9 1,788.5 1,830.5 2.1

Sector transporte 1,058.0 1,072.7 1,077.1 1,113.9 1,146.0 1,188.2 1,229.0 1,284.6 1,341.5 1,393.9 1,445.2 1,496.0 1,547.0 1,592.9 1,643.8 1,684.7 3.2

Sector eléctrico 151.5 98.6 33.9 36.4 43.2 32.3 32.0 31.9 32.9 32.8 31.5 32.5 32.2 21.9 19.5 19.1 -12.9

Generación pública de electricidad 128.1 76.2 13.2 15.8 22.4 13.0 12.9 12.5 12.8 12.4 12.6 12.8 12.3 3.3 0.7 0.3 -33.0

Generación por particulares de electricidad 23.3 22.4 20.7 20.6 20.8 19.3 19.1 19.4 20.1 20.4 18.9 19.6 19.9 18.7 18.8 18.8 -1.4Productores independientes de electricidad

0.6 1.7 1.0 0.9 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 2.0 0.4 0.9 1.4 0.1 0.1 0.2 -5.6

Autogeneración de energía eléctrica 22.8 20.7 19.6 19.6 19.6 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.7 18.5 18.6 18.7 18.6 -1.4

Sector industrial 88.3 91.2 90.3 89.5 90.1 89.3 89.8 91.5 93.2 94.5 95.3 96.9 98.2 99.6 100.7 102.2 1.0

Sector petrolero 48.7 44.4 40.4 29.3 29.3 26.0 26.0 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 24.4 -4.5

Exportación 139.8 135.9 211.4 243.2 247.0 149.0 144.3 69.7 65.2 65.6 65.3 64.0 66.7 75.3 75.3 77.2 -3.9

Variación de inventarios 8.55 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 193.7 178.4 160.2 161.0 166.4 162.1 170.1 178.3 185.2 190.8 196.4 202.1 207.1 212.8 220.7 225.4 1.0

Producción - - - - - - - - - - - - - - - - -

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 56.2 4.5 5.3 5.5 6.2 6.3 7.1 7.3 7.4 7.6 7.6 7.8 7.9 8.1 8.2 8.4 -11.9

De otras regiones 137.5 173.9 154.9 155.6 160.2 155.8 163.0 171.0 177.8 183.2 188.8 194.3 199.1 204.7 212.5 217.0 3.1

Destino 193.0 178.4 160.2 161.0 166.4 162.1 170.1 178.3 185.2 190.8 196.4 202.1 207.1 212.8 220.7 225.4 1.0

Demanda interna 193.0 178.4 160.2 161.0 166.4 162.1 170.1 178.3 185.2 190.8 196.4 202.1 207.1 212.8 220.7 225.4 1.0

Sector transporte 136.5 136.1 134.2 138.7 142.9 149.4 156.4 164.8 171.0 176.8 181.8 186.7 192.1 197.2 204.4 209.2 2.9

Sector eléctrico 46.3 30.9 14.1 10.9 11.5 0.9 1.0 0.4 0.8 0.3 0.6 1.0 0.2 0.5 1.0 0.4 -27.2

Generación pública de electricidad 45.7 29.6 13.0 9.7 10.3 0.9 0.9 0.4 0.7 0.2 0.5 0.7 0.2 0.4 0.7 0.3 -28.7

Generación por particulares de electricidad 0.6 1.3 1.2 1.2 1.2 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.3 0.1 0.1 0.2 0.1 -10.3Productores independientes de electricidad

0.02 - - - - - - - - - - - - - - - -

Autogeneración de energía eléctrica 0.6 1.3 1.2 1.2 1.2 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.3 0.1 0.1 0.2 0.1 -10.1

Sector industrial 10.2 11.5 11.8 11.5 12.0 11.8 12.7 13.0 13.4 13.8 14.0 14.4 14.7 15.1 15.4 15.7 2.9

Sector petrolero -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - 0.0 0.0 0.0 - - 0.00 - 0.00 - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.64 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

155

TABLA D. 44 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGION NORESTE

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 45 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a. no aplica. FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 373.3 287.5 293.9 341.3 345.6 327.4 327.6 331.6 339.0 345.8 351.9 358.0 364.2 373.4 383.2 391.1 0.3

Producción 253.5 243.1 244.5 327.8 325.3 327.4 327.6 329.3 329.5 329.8 330.0 330.6 331.0 331.7 331.6 332.7 1.8

Cadereyta 154.3 146.1 145.9 191.4 190.0 190.4 190.4 192.0 192.1 192.3 192.3 192.9 193.3 193.9 193.9 195.0 1.6

Madero 99.2 97.0 98.6 136.5 135.3 137.0 137.2 137.3 137.4 137.4 137.7 137.7 137.7 137.8 137.7 137.7 2.2

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 117.5 27.0 30.3 13.5 20.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - -

De otras regiones 2.4 17.4 19.06 0.0 0.0 0.0 0.0 2.3 9.5 16.1 21.9 27.4 33.2 41.7 51.7 58.4 23.7

Destino 369.9 287.5 293.9 341.3 345.6 327.4 327.6 331.6 339.0 345.8 351.9 358.0 364.2 373.4 383.2 391.1 0.4

Demanda interna 232.4 231.6 223.8 236.2 248.2 255.8 263.2 274.5 286.3 297.0 306.9 317.6 328.2 328.7 336.6 344.7 2.7

Sector transporte 206.6 203.9 205.3 212.7 218.4 226.1 233.1 243.8 255.1 265.4 274.9 285.0 295.1 304.3 314.6 322.2 3.0

Sector eléctrico 8.9 9.7 0.4 6.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.2 2.9 0.1 0.1 -25.9

Generación pública de electricidad 6.7 8.8 0.2 6.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 12.1 2.9 0.0 0.0 -30.2

Generación por particulares de electricidad 2.2 0.9 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 0.1 -20.6Productores independientes de electricidad

0.0 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 0.1 3.6

Autogeneración de energía eléctrica 2.2 0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -40.0

Sector industrial 14.4 15.6 15.3 15.7 16.1 16.0 16.4 16.9 17.4 17.9 18.3 18.8 19.3 19.8 20.3 20.8 2.5

Sector petrolero 2.5 2.5 2.7 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 1.6 -3.0

Exportación 24.66 - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 112.8 55.9 70.1 105.1 97.4 71.6 64.4 57.1 52.8 48.8 45.0 40.5 36.0 44.8 46.6 46.3 -5.8

Variación de inventarios 3.43 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 331.2 318.9 324.2 334.8 347.3 320.0 330.3 344.8 360.1 374.2 387.8 401.9 415.9 428.1 441.4 454.0 2.1

Producción 136.1 120.3 127.2 153.2 156.0 168.6 167.8 167.9 167.3 167.9 167.8 168.8 168.0 168.4 168.3 168.2 1.4

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca 136.1 120.3 127.2 153.2 156.0 168.6 167.8 167.9 167.3 167.9 167.8 168.8 168.0 168.4 168.3 168.2 1.4

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 14.98 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 180.1 198.6 197.0 181.6 191.3 151.5 162.5 176.9 192.8 206.3 220.0 233.1 247.8 259.8 273.1 285.8 3.1

Destino 330.2 318.9 324.2 334.8 347.3 320.0 330.3 344.8 360.1 374.2 387.8 401.9 415.9 428.1 441.4 454.0 2.1

Demanda interna 298.5 293.6 290.9 301.6 310.9 320.0 330.3 344.8 360.1 374.2 387.8 401.9 415.9 428.1 441.4 454.0 2.8

Sector transporte 241.0 242.6 245.6 258.4 268.8 280.1 290.5 304.7 319.8 333.7 347.2 361.1 375.0 387.0 400.2 412.5 3.6

Sector eléctrico 32.6 23.8 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 -3.7

Generación pública de electricidad 13.5 5.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Generación por particulares de electricidad 19.1 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 -0.2

Productores independientes de electricidad - - - - - - - - - - - - - - - - -

Autogeneración de energía eléctrica 19.1 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 18.5 -0.2

Sector industrial 22.1 24.2 23.7 23.1 22.0 21.5 21.3 21.6 21.9 22.1 22.1 22.3 22.5 22.7 22.8 23.0 0.3

Sector petrolero 2.8 3.0 3.1 1.6 1.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Exportación 26.55 - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 5.1 25.3 33.3 33.2 36.4 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 1.02 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

156

TABLA D. 46 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

n.a. no aplica. FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 47 BALANCE DE PETROLÍFEROS 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente)

FUENTE: IMP, con información de ASA, CFE, CRE, DGAC, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 394.7 397.1 397.4 410.2 418.3 343.4 351.8 365.7 380.8 394.6 409.1 422.1 434.8 446.2 457.5 468.7 1.2

Producción 219.5 213.1 214.7 250.2 250.1 277.4 276.3 278.0 278.8 278.8 278.0 278.7 278.3 279.3 279.3 278.4 1.6

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula 219.5 213.1 214.7 250.2 250.1 277.4 276.3 278.0 278.8 278.8 278.0 278.7 278.3 279.3 279.3 278.4 1.6

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación - - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 175.2 183.9 182.7 160.0 168.1 66.0 75.5 87.7 102.0 115.8 131.1 143.5 156.5 166.9 178.2 190.3 0.6

Destino 394.7 397.1 397.4 410.2 418.3 343.4 351.8 365.7 380.8 394.6 409.1 422.1 434.8 446.2 457.5 468.7 1.2

Demanda interna 347.8 334.3 323.7 325.4 333.2 341.4 351.8 365.7 380.8 394.6 409.1 422.1 434.8 446.2 457.5 468.7 2.0

Sector transporte 278.8 290.4 289.7 295.9 302.7 312.5 323.3 337.0 351.8 365.5 380.0 392.8 405.4 416.7 428.0 439.0 3.1

Sector eléctrico 29.5 9.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Generación pública de electricidad 29.3 9.89 - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Generación por particulares de electricidad 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Productores independientes de electricidad -

Autogeneración de energía eléctrica 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Sector industrial 30.5 27.5 27.5 27.5 28.5 28.6 28.1 28.4 28.7 28.8 28.8 29.0 29.1 29.1 29.1 29.3 -0.3

Sector petrolero 9.0 6.5 6.5 2.0 2.0 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 -19.4

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 46.9 62.8 73.6 84.8 85.1 2.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - 0.0 - - n.a.

Variación de inventarios 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 713.6 898.2 941.5 879.1 915.1 709.5 747.1 725.1 779.1 832.7 884.0 932.7 989.0 1,039.6 1,091.4 1,135.2 3.1

Producción 386.6 375.2 373.1 438.5 449.1 454.7 452.1 451.9 455.7 454.8 459.9 459.9 460.7 460.0 456.4 456.0 1.1

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán 141.1 146.1 141.4 178.4 185.5 191.6 189.1 179.9 183.0 182.4 187.1 187.1 188.0 187.8 184.8 185.4 1.8

Salina Cruz 245.5 229.1 231.7 260.1 263.7 263.0 263.0 272.1 272.6 272.4 272.7 272.7 272.7 272.2 271.6 270.6 0.7

Importación 310.5 459.5 458.0 323.7 348.5 250.5 290.3 267.7 318.4 372.3 418.4 468.0 522.5 566.6 619.9 664.0 5.2

De otras regiones 16.5 63.5 110.4 116.9 117.5 4.3 4.7 5.5 5.1 5.6 5.7 4.9 5.8 13.0 15.0 15.1 -0.6

Destino 710.2 898.2 941.5 879.1 915.1 709.5 747.1 725.1 779.1 832.7 884.0 932.7 989.0 1,039.6 1,091.4 1,135.2 3.2

Demanda interna 274.8 269.0 243.1 245.0 250.0 256.4 261.5 269.1 279.5 288.9 296.2 306.1 315.9 323.1 332.2 337.8 1.4

Sector transporte 195.0 199.8 202.2 208.3 213.2 220.1 225.7 234.3 243.8 252.5 261.3 270.4 279.5 287.7 296.6 301.8 3.0

Sector eléctrico 34.2 24.3 0.9 1.0 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 2.0 0.4 0.8 1.3 0.0 0.0 0.2 -29.9

Generación pública de electricidad 33.0 22.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -46.6

Generación por particulares de electricidad 1.2 1.7 0.9 0.9 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 1.9 0.3 0.8 1.3 0.0 0.0 0.2 -12.5

Productores independientes de electricidad 0.5 1.4 0.9 0.9 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 1.9 0.3 0.8 1.3 0.0 0.0 0.2 -7.1

Autogeneración de energía eléctrica 0.7 0.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Sector industrial 11.2 12.4 12.0 11.7 11.6 11.4 11.3 11.5 11.8 12.0 12.1 12.4 12.6 12.9 13.1 13.4 1.2

Sector petrolero 34.4 32.5 28.1 24.1 24.1 24.1 24.1 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 22.5 -2.8

Exportación 88.6 135.9 211.4 243.2 247.0 149.0 144.3 69.7 65.2 65.6 65.3 64.0 66.7 75.3 75.3 77.2 -0.9

A otras regiones 346.8 493.3 487.0 390.9 418.2 304.1 341.3 386.3 434.4 478.3 522.5 562.7 606.4 641.3 683.9 720.2 5.0

Variación de inventarios 3.4 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

157

TABLA D. 48 BALANCE NACIONAL DE GASOLINAS, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 49 BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 779.3 786.8 771.8 783.0 794.7 818.3 840.6 878.6 921.2 960.4 996.6 1,032.4 1,065.9 1,093.8 1,127.3 1,147.4 2.6

Producción 409.2 401.9 405.5 488.2 499.8 594.2 596.5 628.3 632.0 633.7 640.9 640.6 639.4 637.1 636.7 632.7 2.9

Cadereyta 73.4 66.9 67.4 82.6 87.2 87.8 87.7 89.1 89.4 89.6 89.4 89.7 90.5 91.8 91.8 90.1 1.4

Madero 40.1 49.0 49.5 63.0 60.2 61.3 61.6 62.3 61.9 61.9 61.8 61.9 61.8 61.5 61.9 61.9 2.9

Tula 86.5 81.5 81.6 103.7 103.8 172.5 172.0 172.5 170.2 171.6 171.4 170.3 170.2 170.5 170.9 170.0 4.6

Salamanca 56.3 48.2 51.8 62.4 63.1 87.3 86.6 86.9 87.1 87.0 87.1 87.5 87.0 87.0 87.1 87.0 2.9

Minatitlán 62.1 72.1 70.2 79.9 85.1 86.0 88.7 79.1 87.0 86.1 91.9 91.9 90.6 90.4 89.0 87.5 2.3

Salina Cruz 90.7 84.3 85.0 96.7 100.5 99.3 99.9 138.3 136.5 137.6 139.3 139.3 139.2 136.0 136.0 136.2 2.7

Importación1 370.0 385.0 366.3 294.8 295.0 224.1 244.1 250.4 289.2 326.8 355.7 391.8 426.5 456.7 490.6 514.7 2.2

Destino 778.4 786.8 771.8 783.0 794.7 818.3 840.6 878.6 921.2 960.4 996.6 1,032.4 1,065.9 1,093.8 1,127.3 1,147.4 2.6

Demanda interna 778.4 786.8 771.8 783.0 794.7 818.3 840.6 878.6 921.2 960.4 996.6 1,032.4 1,065.9 1,093.8 1,127.3 1,147.4 2.6

Sector transporte 776.3 785.5 770.8 781.9 793.6 817.2 839.5 877.5 920.1 959.4 995.5 1,031.3 1,064.8 1,092.8 1,126.2 1,146.3 2.6

Sector petrolero 2.1 1.3 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 -4.3

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.9 - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 95.4 92.8 89.6 90.1 89.5 90.9 92.0 95.4 99.1 102.2 104.1 105.8 107.3 108.5 111.5 112.4 1.1

Producción - - - - - - - - - - - - - - - - -

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación1 25.5 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 69.9 92.8 89.6 90.1 89.5 90.9 92.0 95.4 99.1 102.2 104.1 105.8 107.3 108.5 111.5 112.4 3.2

Destino 95.3 92.8 89.6 90.1 89.5 90.9 92.0 95.4 99.1 102.2 104.1 105.8 107.3 108.5 111.5 112.4 1.1

Demanda interna 95.3 92.8 89.6 90.1 89.5 90.9 92.0 95.4 99.1 102.2 104.1 105.8 107.3 108.5 111.5 112.4 1.1

Sector transporte 95.3 92.8 89.6 90.1 89.5 90.9 92.0 95.4 99.1 102.2 104.1 105.8 107.3 108.5 111.5 112.4 1.1

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

158

TABLA D. 50 BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 51 BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 176.2 136.9 133.4 145.5 147.4 149.1 149.4 154.1 162.8 170.8 177.7 184.7 191.1 196.5 203.7 206.7 1.1

Producción 113.5 115.8 116.9 145.5 147.4 149.1 149.4 151.4 151.3 151.4 151.2 151.6 152.4 153.3 153.7 152.0 2.0

Cadereyta 73.4 66.9 67.4 82.6 87.2 87.8 87.7 89.1 89.4 89.6 89.4 89.7 90.5 91.8 91.8 90.1 1.4

Madero 40.1 49.0 49.5 63.0 60.2 61.3 61.6 62.3 61.9 61.9 61.8 61.9 61.8 61.5 61.9 61.9 2.9

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación1 62.7 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 21.0 16.5 2.7 11.5 19.4 26.5 33.1 38.7 43.2 50.0 54.7 n.a.

Destino 176.1 136.9 133.4 145.5 147.4 149.1 149.4 154.1 162.8 170.8 177.7 184.7 191.1 196.5 203.7 206.7 1.1

Demanda interna 142.1 136.9 133.4 135.4 137.5 141.9 146.3 154.1 162.8 170.8 177.7 184.7 191.1 196.5 203.7 206.7 2.5

Sector transporte 142.1 136.9 133.4 135.4 137.5 141.9 146.3 154.1 162.8 170.8 177.7 184.7 191.1 196.5 203.7 206.7 2.5

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 34.0 - - 10.2 9.9 7.2 3.1 - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.1 - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 176.8 173.2 170.8 176.5 181.5 188.5 195.1 205.5 217.0 227.7 237.5 247.4 256.7 263.9 272.0 278.0 3.1

Producción 56.3 48.2 51.8 62.4 63.1 87.3 86.6 86.9 87.1 87.0 87.1 87.5 87.0 87.0 87.1 87.0 2.9

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca 56.3 48.2 51.8 62.4 63.1 87.3 86.6 86.9 87.1 87.0 87.1 87.5 87.0 87.0 87.1 87.0 2.9

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación1 7.8 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 112.6 125.1 119.0 114.0 118.5 101.2 108.5 118.6 130.0 140.7 150.5 160.0 169.7 177.0 184.9 191.1 3.6

Destino 176.7 173.2 170.8 176.5 181.5 188.5 195.1 205.5 217.0 227.7 237.5 247.4 256.7 263.9 272.0 278.0 3.1

Demanda interna 176.7 173.2 170.8 176.5 181.5 188.5 195.1 205.5 217.0 227.7 237.5 247.4 256.7 263.9 272.0 278.0 3.1

Sector transporte 176.7 173.2 170.8 176.5 181.5 188.5 195.1 205.5 217.0 227.7 237.5 247.4 256.7 263.9 272.0 278.0 3.1

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

159

TABLA D. 52 BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 53 BALANCE DE GASOLINAS 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 226.8 236.0 231.0 232.3 235.8 242.8 250.0 260.2 271.7 282.3 293.2 303.5 313.2 321.5 329.4 336.8 2.7

Producción 86.5 81.5 81.6 103.7 103.8 172.5 172.0 172.5 170.2 171.6 171.4 170.3 170.2 170.5 170.9 170.0 4.6

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula 86.5 81.5 81.6 103.7 103.8 172.5 172.0 172.5 170.2 171.6 171.4 170.3 170.2 170.5 170.9 170.0 4.6

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación1 - - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 140.3 154.5 149.4 128.6 132.0 70.3 78.0 87.7 101.5 110.8 121.7 133.2 143.0 151.0 158.5 166.8 1.2

Destino 226.7 236.0 231.0 232.3 235.8 242.8 250.0 260.2 271.7 282.3 293.2 303.5 313.2 321.5 329.4 336.8 2.7

Demanda interna 226.7 236.0 231.0 232.3 235.8 242.8 250.0 260.2 271.7 282.3 293.2 303.5 313.2 321.5 329.4 336.8 2.7

Sector transporte 225.2 235.4 230.8 232.0 235.5 242.5 249.7 259.9 271.5 282.1 292.9 303.2 313.0 321.2 329.2 336.5 2.7

Sector petrolero 1.5 0.6 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 11.1-

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 426.9 541.4 521.5 471.3 480.5 409.5 432.7 467.8 512.7 550.5 586.9 622.9 656.3 683.1 715.6 738.4 3.7

Producción 152.9 156.4 155.1 176.5 185.5 185.3 188.6 217.4 223.5 223.7 231.1 231.1 229.8 226.4 225.0 223.7 2.6

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán 62.1 72.1 70.2 79.9 85.1 86.0 88.7 79.1 87.0 86.1 91.9 91.9 90.6 90.4 89.0 87.5 2.3

Salina Cruz 90.7 84.3 85.0 96.7 100.5 99.3 99.9 138.3 136.5 137.6 139.3 139.3 139.2 136.0 136.0 136.2 2.7

Importación1 274.0 385.0 366.3 294.8 295.0 224.1 244.1 250.4 289.2 326.8 355.7 391.8 426.5 456.7 490.6 514.7 4.3

De otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Destino 426.4 541.4 521.5 471.3 480.5 409.5 432.7 467.8 512.7 550.5 586.9 622.9 656.3 683.1 715.6 738.4 3.7

Demanda interna 137.6 148.0 147.0 148.8 150.4 154.2 157.2 163.4 170.6 177.4 184.1 191.0 197.6 203.5 210.7 213.5 3.0

Sector transporte 137.0 147.3 146.1 148.0 149.5 153.4 156.4 162.6 169.8 176.6 183.3 190.2 196.8 202.7 209.9 212.6 3.0

Sector petrolero 0.6 0.7 0.9 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 2.5

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 288.8 393.4 374.5 322.6 330.1 255.3 275.5 304.4 342.0 373.1 402.8 431.9 458.7 479.6 504.9 524.9 4.1

Variación de inventarios 0.5 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

160

TABLA D. 54 BALANCE NACIONAL DE DIESEL, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 55 BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 419.5 408.5 422.2 445.9 465.5 482.2 501.0 522.0 540.6 557.2 573.0 592.1 612.6 631.2 651.5 672.5 3.2

Producción 286.6 284.7 282.5 373.8 374.4 432.8 432.0 478.2 485.6 481.5 479.8 483.0 483.3 486.8 485.9 486.9 3.6

Cadereyta 61.1 63.5 61.1 92.6 86.8 86.5 86.3 86.3 86.0 85.9 86.0 86.7 85.9 85.8 85.8 88.1 2.5

Madero 30.7 33.9 32.3 48.7 56.3 53.2 53.0 52.7 53.1 53.2 53.2 53.3 53.3 53.3 53.5 53.5 3.8

Tula 42.5 46.8 45.6 52.1 51.2 91.5 91.2 91.9 97.1 93.5 93.4 95.0 96.6 97.3 97.0 96.8 5.6

Salamanca 38.7 32.7 35.6 50.8 50.3 69.8 69.7 69.9 69.3 69.8 69.8 70.5 70.1 70.4 70.3 70.3 4.1

Minatitlán 57.2 56.8 55.1 61.8 62.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 0.7

Salina Cruz 56.4 51.0 52.8 67.8 67.8 67.8 67.8 113.5 116.1 115.2 113.5 113.5 113.5 116.1 115.5 114.2 4.8

Importación 132.9 123.7 139.8 72.1 91.0 49.4 69.0 43.8 55.0 75.6 93.2 109.1 129.3 144.4 165.5 185.6 2.3

Destino 410.2 408.5 422.2 445.9 465.5 482.2 501.0 522.0 540.6 557.2 573.0 592.1 612.6 631.2 651.5 672.5 3.4

Demanda interna 410.2 408.5 422.2 445.9 465.5 482.2 501.0 522.0 540.6 557.2 573.0 592.1 612.6 631.2 651.5 672.5 3.4

Sector industrial 29.4 30.2 29.2 28.5 28.7 28.6 29.3 30.0 30.8 31.5 32.2 33.0 33.8 34.7 35.5 36.4 1.4

Sector petrolero 20.8 19.5 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 20.7 0.0

Sector transporte 350.4 354.9 368.9 393.2 411.9 431.9 450.4 470.3 487.5 502.9 519.6 537.1 556.6 575.6 594.8 615.1 3.8

Sector eléctrico 9.5 3.9 3.4 3.4 4.1 0.9 0.6 0.9 1.6 2.0 0.5 1.2 1.5 0.2 0.4 0.4 -19.6

Generación pública (CFE y ex-LyFC) 6.8 2.3 2.4 2.5 2.9 0.1 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.3 0.1 0.2 0.4 0.1 -23.2

Generación por particulares 2.7 1.7 1.0 0.9 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 2.0 0.4 0.9 1.4 0.1 0.1 0.2 -15.2

Productores independientes 0.6 1.7 1.0 0.9 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 2.0 0.4 0.9 1.4 0.1 0.1 0.2 -5.6

Autogeneración 2.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -42.6

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 9.35 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 61.2 58.8 59.0 62.5 67.2 69.3 75.2 80.5 83.4 86.3 89.5 93.0 96.5 100.4 105.0 108.5 3.9

Producción - - - - - - - - - - - - - - - - -

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 27.7 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 33.5 58.8 59.0 62.5 67.2 69.3 75.2 80.5 83.4 86.3 89.5 93.0 96.5 100.4 105.0 108.5 8.1

Destino 60.3 58.8 59.0 62.5 67.2 69.3 75.2 80.5 83.4 86.3 89.5 93.0 96.5 100.4 105.0 108.5 4.0

Demanda interna 60.3 58.8 59.0 62.5 67.2 69.3 75.2 80.5 83.4 86.3 89.5 93.0 96.5 100.4 105.0 108.5 4.0

Sector industrial 6.0 5.9 5.7 5.4 5.5 5.4 5.6 5.8 6.0 6.2 6.4 6.6 6.8 7.0 7.2 7.4 1.4

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector transporte 50.5 51.0 51.3 54.8 58.9 63.8 69.6 74.7 77.4 80.1 83.1 86.1 89.7 93.3 97.5 101.0 4.7

Sector eléctrico 3.7 1.9 2.1 2.3 2.9 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.3 0.0 0.1 0.3 0.1 -21.6

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC 3.2 1.9 2.1 2.3 2.9 0.1 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.3 0.0 0.1 0.3 0.1 -20.8

Generación por particulares de electricidad 0.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Productores independientes de electricidad 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - -

Autogeneración de energía eléctrica 0.5 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.9 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

161

TABLA D. 56 BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 57 BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 119.4 97.4 98.8 141.3 143.2 139.7 139.3 138.9 139.2 139.1 139.2 140.1 140.2 145.0 149.4 154.7 1.7

Producción 91.8 97.4 93.4 141.3 143.2 139.7 139.3 138.9 139.2 139.1 139.2 140.1 139.2 139.1 139.2 141.6 2.9

Cadereyta 61.1 63.5 61.1 92.6 86.8 86.5 86.3 86.3 86.0 85.9 86.0 86.7 85.9 85.8 85.8 88.1 2.5

Madero 30.7 33.9 32.3 48.7 56.3 53.2 53.0 52.7 53.1 53.2 53.2 53.3 53.3 53.3 53.5 53.5 3.8

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 27.6 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones - - 5.4 - - - - - - - - - 1.1 5.9 10.2 13.1 -

Destino 117.0 97.4 98.8 141.3 143.2 139.7 139.3 138.9 139.2 139.1 139.2 140.1 140.2 145.0 149.4 154.7 1.9

Demanda interna 94.5 95.3 98.8 103.8 107.5 111.3 114.8 119.2 123.4 127.0 130.9 135.3 140.2 145.0 149.4 154.7 3.3

Sector industrial 9.7 10.1 9.6 9.4 9.4 9.4 9.7 10.0 10.4 10.7 11.0 11.3 11.7 12.0 12.4 12.8 1.8

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector transporte 83.2 84.6 88.8 94.3 98.0 101.9 105.0 109.1 112.9 116.3 119.9 123.9 128.5 132.9 137.0 141.8 3.6

Sector eléctrico 1.5 0.6 0.4 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -16.6

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC 0.4 0.3 0.2 0.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -15.5

Generación por particulares de electricidad 1.1 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 0.1 -17.0

Productores independientes de electricidad 0.0 0.3 0.2 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.1 0.1 0.0 0.1 3.6

Autogeneración de energía eléctrica 1.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -39.9

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 22.5 2.1 37.5 35.7 28.4 24.5 19.8 15.8 12.1 8.3 4.7 - - - - n.a.

Variación de inventarios 2.4 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 93.0 93.3 97.4 104.4 109.5 114.6 119.2 124.3 129.5 134.1 139.1 144.3 150.0 155.6 161.6 168.3 4.0

Producción 38.7 32.7 35.6 50.8 50.3 69.8 69.7 69.9 69.3 69.8 69.8 70.5 70.1 70.4 70.3 70.3 4.1

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca 38.7 32.7 35.6 50.8 50.3 69.8 69.7 69.9 69.3 69.8 69.8 70.5 70.1 70.4 70.3 70.3 4.1

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 5.7 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 48.5 60.6 61.8 53.6 59.2 44.8 49.4 54.5 60.2 64.3 69.3 73.9 80.0 85.2 91.3 98.1 4.8

Destino 91.6 93.3 97.4 104.4 109.5 114.6 119.2 124.3 129.5 134.1 139.1 144.3 150.0 155.6 161.6 168.3 4.1

Demanda interna 91.6 93.3 97.4 104.4 109.5 114.6 119.2 124.3 129.5 134.1 139.1 144.3 150.0 155.6 161.6 168.3 4.1

Sector industrial 5.7 6.2 6.4 6.6 6.8 7.1 7.3 7.6 7.8 8.1 8.3 8.6 8.9 9.2 9.4 9.7 3.6

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector transporte 85.5 87.0 91.1 97.8 102.7 107.5 111.9 116.8 121.7 126.1 130.8 135.7 141.2 146.4 152.2 158.6 4.2

Sector eléctrico 0.4 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Generación por particulares de electricidad 0.3 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Productores independientes de electricidad - - - - - - - - - - - - - - - - -

Autogeneración de energía eléctrica 0.3 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 1.4 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

162

TABLA D. 58 BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 59 BALANCE DE DIESEL 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 78.1 76.7 79.2 83.4 86.4 91.5 92.2 95.1 97.9 100.4 103.2 106.0 109.0 112.1 115.2 118.6 2.8

Producción 42.5 46.8 45.6 52.1 51.2 91.5 91.2 91.9 97.1 93.5 93.4 95.0 96.6 97.3 97.0 96.8 5.6

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula 42.5 46.8 45.6 52.1 51.2 91.5 91.2 91.9 97.1 93.5 93.4 95.0 96.6 97.3 97.0 96.8 5.6

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación - - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 35.6 29.9 33.6 31.3 35.2 1.0 3.1 0.8 6.9 9.8 11.0 12.4 14.8 18.2 21.7 -3.2

Destino 76.8 76.7 79.2 83.4 86.4 91.5 92.2 95.1 97.9 100.4 103.2 106.0 109.0 112.1 115.2 118.6 2.9

Demanda interna 76.8 76.7 79.2 83.4 86.4 89.5 92.2 95.1 97.9 100.4 103.2 106.0 109.0 112.1 115.2 118.6 2.9

Sector industrial 4.2 4.2 4.1 3.9 3.8 3.6 3.5 3.3 3.2 3.1 3.0 2.9 2.7 2.6 2.5 2.4 -3.6

Sector petrolero 0.7 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -9.8

Sector transporte 71.7 72.4 75.0 79.4 82.5 85.7 88.6 91.6 94.6 97.1 100.1 103.0 106.2 109.3 112.5 116.0 3.3

Sector eléctrico 0.2 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC) 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - -

Generación por particulares de electricidad 0.2 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Productores independientes de electricidad - - - - - - - - - - - - - - - - -

Autogeneración de energía eléctrica 0.2 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - 2.0 - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 1.4 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 185.4 231.6 247.6 201.6 220.8 181.1 200.7 221.3 235.1 254.8 270.6 286.6 306.8 324.4 345.0 363.8 4.6

Producción 113.6 107.8 107.9 129.6 129.8 131.8 131.8 177.4 180.1 179.1 177.4 177.4 177.4 180.1 179.5 178.2 3.0

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán 57.2 56.8 55.1 61.8 62.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 64.0 0.7

Salina Cruz 56.4 51.0 52.8 67.8 67.8 67.8 67.8 113.5 116.1 115.2 113.5 113.5 113.5 116.1 115.5 114.2 4.8

Importación 71.9 123.7 139.8 72.1 91.0 49.4 69.0 43.8 55.0 75.6 93.2 109.1 129.3 144.4 165.5 185.6 6.5

De otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Destino 182.2 231.6 247.6 201.6 220.8 181.1 200.7 221.3 235.1 254.8 270.6 286.6 306.8 324.4 345.0 363.8 4.7

Demanda interna 87.1 84.4 87.8 91.7 94.8 97.5 99.7 102.9 106.4 109.3 110.3 113.5 116.8 118.1 120.2 122.4 2.3

Sector industrial 3.7 3.7 3.5 3.3 3.2 3.2 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.8 3.9 4.0 0.5

Sector petrolero 20.1 19.3 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 20.6 0.2

Sector transporte 59.5 59.9 62.8 66.9 69.8 72.9 75.3 78.2 80.9 83.3 85.7 88.4 91.1 93.6 95.6 97.6 3.4

Sector eléctrico 3.7 1.4 0.9 1.0 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 2.0 0.4 0.8 1.3 0.0 0.0 0.2 -18.7

Generación pública de electricidad (CFE y LyFC) 3.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 -37.5

Generación por particulares de electricidad 0.6 1.4 0.9 0.9 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 1.9 0.3 0.8 1.3 0.0 0.0 0.2 -8.1

Productores independientes de electricidad 0.5 1.4 0.9 0.9 1.2 0.8 0.5 0.9 1.5 1.9 0.3 0.8 1.3 0.0 0.0 0.2 -7.1

Autogeneración de energía eléctrica 0.1 - - - 0.00 - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 95.1 147.2 159.9 109.9 126.0 83.6 101.1 118.4 128.6 145.4 160.4 173.1 190.0 206.3 224.8 241.4 6.4

Variación de inventarios 3.2 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

163

TABLA D. 60 BALANCE NACIONAL DE TURBOSINA, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.

TABLA D. 61 BALANCE DE TURBOSINA 2014-2029, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 65.1 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.4 95.0 99.5 104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3 4.4

Producción 53.4 51.9 56.8 67.8 65.7 66.1 66.3 73.3 70.3 72.7 72.8 72.7 70.9 70.6 70.4 70.5 1.9

Cadereyta 3.6 3.9 4.4 6.1 6.3 6.5 6.7 6.9 7.0 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 4.7

Madero 4.9 4.0 7.2 8.3 4.6 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 3.6

Tula 20.7 18.7 20.5 25.5 26.3 22.6 22.5 22.6 20.0 22.6 22.0 21.9 20.0 20.0 20.0 20.0 -0.2

Salamanca 9.2 9.9 9.0 13.8 14.3 14.6 14.7 14.5 14.3 14.4 14.3 14.3 14.3 14.5 14.3 14.3 3.0

Minatitlán 0.0 0.0 0.0 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 n.a.

Salina Cruz 15.0 15.5 15.6 12.0 12.0 12.0 12.0 19.0 18.5 18.0 18.9 18.9 18.9 18.5 18.5 18.5 1.4

Importación2 11.7 17.4 15.3 7.7 13.6 15.9 19.8 17.0 24.7 26.9 31.6 35.5 41.2 45.4 49.6 53.8 10.7

Destino 66.5 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.4 95.0 99.5 104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3 4.3

Demanda interna 66.5 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.4 95.0 99.5 104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3 4.3

Sector transporte 66.5 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.4 95.0 99.5 104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3 4.3

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 1.4- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 7.3 8.5 9.1 9.6 10.3 10.7 11.1 11.5 12.0 12.5 13.0 13.5 14.0 14.5 15.1 15.7 5.3

Producción - - - - - - - - - - - - - - - - -

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación - - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 7.3 8.5 9.1 9.6 10.3 10.7 11.1 11.5 12.0 12.5 13.0 13.5 14.0 14.5 15.1 15.7 5.3

Destino 7.3 8.5 9.1 9.6 10.3 10.7 11.1 11.5 12.0 12.5 13.0 13.5 14.0 14.5 15.1 15.7 5.2

Demanda interna 7.3 8.5 9.1 9.6 10.3 10.7 11.1 11.5 12.0 12.5 13.0 13.5 14.0 14.5 15.1 15.7 5.2

Sector transporte 7.3 8.5 9.1 9.6 10.3 10.7 11.1 11.5 12.0 12.5 13.0 13.5 14.0 14.5 15.1 15.7 5.2

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.1- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

164

TABLA D. 62 BALANCE DE TURBOSINA 2014-2029, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.

TABLA D. 63 BALANCE DE TURBOSINA 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 9.0 7.9 11.6 14.4 10.9 14.8 15.0 15.2 15.3 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 3.7

Producción 8.5 7.9 11.6 14.4 10.9 14.8 15.0 15.2 15.3 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 4.1

Cadereyta 3.6 3.9 4.4 6.1 6.3 6.5 6.7 6.9 7.0 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 7.2 4.7

Madero 4.9 4.0 7.2 8.3 4.6 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 3.6

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 0.4 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 0.0 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Destino 9.1 7.9 11.6 14.4 10.9 14.8 15.0 15.2 15.3 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 15.5 3.6

Demanda interna 5.9 6.1 6.3 6.5 6.7 6.9 7.1 7.4 7.6 7.9 8.1 8.4 8.7 9.0 9.3 9.6 3.3

Sector transporte 5.9 6.1 6.3 6.5 6.7 6.9 7.1 7.4 7.6 7.9 8.1 8.4 8.7 9.0 9.3 9.6 3.3

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 3.2 1.7 5.3 7.9 4.2 7.8 7.8 7.8 7.7 7.6 7.4 7.1 6.8 6.5 6.2 5.9 4.2

Variación de inventarios 0.1- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 9.6 12.4 13.5 14.8 16.3 16.9 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 21.1 21.9 22.7 23.5 24.4 6.4

Producción 9.2 9.9 9.0 13.8 14.3 14.6 14.7 14.5 14.3 14.4 14.3 14.3 14.3 14.5 14.3 14.3 3.0

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca 9.2 9.9 9.0 13.8 14.3 14.6 14.7 14.5 14.3 14.4 14.3 14.3 14.3 14.5 14.3 14.3 3.0

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación - - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 0.4 2.4 4.4 1.1 2.0 2.3 2.8 3.7 4.6 5.2 6.0 6.8 7.6 8.2 9.2 10.1 23.8

Destino 9.8 12.4 13.5 14.8 16.3 16.9 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 21.1 21.9 22.7 23.5 24.4 6.2

Demanda interna 9.4 12.4 13.5 14.8 16.3 16.9 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 21.1 21.9 22.7 23.5 24.4 6.6

Sector transporte 9.4 12.4 13.5 14.8 16.3 16.9 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 21.1 21.9 22.7 23.5 24.4 6.6

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 0.5 - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.2- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

165

TABLA D. 64 BALANCE DE TURBOSINA, 2014-2029, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.

TABLA D. 65 BALANCE DE TURBOSINA, 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 21.5 23.8 24.3 25.5 26.3 26.8 28.9 31.1 33.5 35.9 38.6 39.9 41.3 42.7 44.2 45.8 5.2

Producción 20.7 18.7 20.5 25.5 26.3 22.6 22.5 22.6 20.0 22.6 22.0 21.9 20.0 20.0 20.0 20.0 -0.2

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula 20.7 18.7 20.5 25.5 26.3 22.6 22.5 22.6 20.0 22.6 22.0 21.9 20.0 20.0 20.0 20.0 -0.2

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación - - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 0.8 5.2 3.8 4.2 6.3 8.5 13.4 13.4 16.6 18.0 21.3 22.7 24.2 25.8 26.0

Destino 22.1 23.8 24.3 25.5 26.3 26.8 28.9 31.1 33.5 35.9 38.6 39.9 41.3 42.7 44.2 45.8 5.0

Demanda interna 21.3 23.8 24.3 25.1 25.9 26.8 28.9 31.1 33.5 35.9 38.6 39.9 41.3 42.7 44.2 45.8 5.2

Sector transporte 21.3 23.8 24.3 25.1 25.9 26.8 28.9 31.1 33.5 35.9 38.6 39.9 41.3 42.7 44.2 45.8 5.2

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 0.8 - - 0.4 0.4 - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.6- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 26.3 32.9 30.9 21.8 27.7 30.1 33.9 38.2 45.3 47.0 52.6 56.5 62.3 66.1 70.3 74.5 7.2

Producción 15.0 15.5 15.6 14.1 14.1 14.1 14.1 21.2 20.6 20.2 21.1 21.1 21.1 20.6 20.6 20.7 2.2

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - 0.0 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 2.1 n.a.

Salina Cruz 15.0 15.5 15.6 12.0 12.0 12.0 12.0 19.0 18.5 18.0 18.9 18.9 18.9 18.5 18.5 18.5 1.4

Importación 11.3 17.4 15.3 7.7 13.6 15.9 19.8 17.0 24.7 26.9 31.6 35.5 41.2 45.4 49.6 53.8 11.0

De otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Destino 26.7 32.9 30.9 21.8 27.7 30.1 33.9 38.2 45.3 47.0 52.6 56.5 62.3 66.1 70.3 74.5 7.1

Demanda interna 22.6 18.5 18.9 19.4 20.1 20.8 21.4 22.2 22.9 23.7 24.5 25.3 26.2 27.1 28.0 28.9 1.6

Sector transporte 22.6 18.5 18.9 19.4 20.1 20.8 21.4 22.2 22.9 23.7 24.5 25.3 26.2 27.1 28.0 28.9 1.6

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 4.0 14.4 12.0 2.4 7.6 9.3 12.4 16.1 22.3 23.4 28.2 31.2 36.1 39.0 42.3 45.6 17.5

Variación de inventarios 0.4- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

166

TABLA D. 66 BALANCE NACIONAL DE COMBUSTÓLEO 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 67 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2014-2029, REGIÓN NOROESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 272.2 227.6 231.7 245.9 247.6 130.5 125.6 31.1 27.9 28.2 28.3 27.8 30.1 30.7 27.7 30.0 -13.7

Producción 259.2 227.6 231.7 245.9 247.6 130.5 125.6 31.1 27.9 28.2 28.3 27.8 30.1 30.7 27.7 30.0 -13.4

Cadereyta 15.2 10.1 12.3 1.6 1.9 2.0 2.0 2.3 2.2 2.3 2.3 2.0 2.1 2.2 1.9 2.3 -11.8

Madero 19.0 6.3 6.0 8.2 4.7 4.8 4.7 4.7 4.7 4.7 5.0 4.7 5.0 5.5 4.8 4.7 -8.8

Tula 79.1 74.9 75.8 81.1 81.1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - n.a.

Salamanca 38.8 35.3 37.0 34.7 36.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 n.a.

Minatitlán* 14.9 14.5 14.0 27.0 29.4 29.7 25.3 24.1 20.9 21.2 21.0 21.0 23.0 23.0 21.0 23.0 2.9

Salina Cruz 92.3 86.5 86.7 93.3 93.7 94.0 93.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - n.a.

Importación 13.01 - - - - - - - - - - - - - - - -

Destino 275.0 227.6 231.7 245.9 247.6 130.5 125.6 31.1 27.9 28.2 28.3 27.8 30.1 30.7 27.7 30.0 -13.7

Demanda interna 146.2 101.6 35.7 20.4 18.6 6.8 5.1 3.1 3.4 3.0 3.2 3.4 2.9 3.1 3.3 3.0 -22.8

Sector transporte 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -3.8

Sector eléctrico 115.2 70.6 11.2 7.9 7.9 0.8 0.8 0.4 0.7 0.2 0.5 0.7 0.2 0.4 0.6 0.3 -33.1

Generación pública de electricidad 112.5 68.5 10.1 6.8 6.8 0.8 0.8 0.4 0.6 0.2 0.4 0.4 0.1 0.2 0.3 0.2 -35.0

Autogeneración de energía eléctrica 2.7 2.1 1.1 1.1 1.1 0.0 0.08 0.01 0.06 0.03 0.09 0.27 0.06 0.14 0.23 0.10 -19.4

Sector industrial 6.5 8.8 6.9 5.2 3.5 1.7 - - - - - - - - - - n.a.

Sector petrolero 24.3 22.1 17.5 7.1 7.1 4.1 4.1 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 2.6 -13.8

Exportación 128.8 126.0 196.0 225.5 229.0 123.7 120.5 28.0 24.5 25.2 25.1 24.4 27.2 27.6 24.4 27.0 -9.9

Variación de inventarios 2.80- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 39.2 27.8 11.9 8.5 8.3 0.9 0.8 0.4 0.7 0.2 0.5 0.7 0.2 0.4 0.6 0.3 -28.1

Producción - - - - - - - - - - - - - - - - -

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 6.8 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 32.4 27.8 11.9 8.5 8.3 0.9 0.8 0.4 0.7 0.2 0.5 0.7 0.2 0.4 0.6 0.3 -27.2

Destino 39.4 27.8 11.9 8.5 8.3 0.9 0.8 0.4 0.7 0.2 0.5 0.7 0.2 0.4 0.6 0.3 -28.1

Demanda interna 39.4 27.8 11.9 8.5 8.3 0.9 0.8 0.4 0.7 0.2 0.5 0.7 0.2 0.4 0.6 0.3 -28.1

Sector transporte - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector eléctrico 39.4 26.8 11.2 7.9 7.9 0.8 0.8 0.4 0.7 0.2 0.5 0.7 0.2 0.4 0.6 0.3 -28.1

Generación pública de electricidad 39.4 25.6 10.1 6.8 6.8 0.8 0.8 0.4 0.6 0.2 0.4 0.4 0.1 0.2 0.3 0.2 -30.3

Autogeneración de energía eléctrica 0.0 1.2 1.1 1.1 1.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.0 0.1 0.3 0.1 0.1 0.2 0.1 6.1

Sector industrial 0.0 1.0 0.7 0.5 0.3 0.1 - - - - - - - - - - n.a.

Sector petrolero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.3- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

167

TABLA D. 68 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2014-2029, REGIÓN NORESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 69 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 39.3 16.4 18.3 9.8 6.6 6.8 6.8 7.0 7.0 7.0 7.3 6.7 7.1 7.7 6.7 7.0 -10.8

Producción 34.2 16.4 18.3 9.8 6.6 6.8 6.8 7.0 7.0 7.0 7.3 6.7 7.1 7.7 6.7 7.0 -10.0

Cadereyta 15.2 10.1 12.3 1.6 1.9 2.0 2.0 2.3 2.2 2.3 2.3 2.0 2.1 2.2 1.9 2.3 -11.8

Madero 19.0 6.3 6.0 8.2 4.7 4.8 4.7 4.7 4.7 4.7 5.0 4.7 5.0 5.5 4.8 4.7 -8.8

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 2.9 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 2.2 - - - - - - - - - - - - - - - -

Destino 39.6 16.4 18.3 9.8 6.6 6.8 6.8 7.0 7.0 7.0 7.3 6.7 7.1 7.7 6.7 7.0 -10.9

Demanda interna 9.8 11.5 3.1 1.9 1.8 1.6 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 -11.7

Sector transporte - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector eléctrico 6.8 8.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - 0.0 -47.2

Generación pública de electricidad 5.8 7.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 1.0 0.6 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - - - 0.0 -40.0

Sector industrial 0.6 0.7 0.6 0.4 0.3 0.1 n.a.

Sector petrolero 2.4 2.3 2.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 1.5 -3.0

Exportación 22.8 - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 7.1 5.0 15.2 7.9 4.9 5.2 5.3 5.5 5.5 5.5 5.8 5.2 5.6 6.2 5.2 5.5 -1.6

Variación de inventarios 0.3- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 47.8 35.3 37.0 34.7 36.8 0.7 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -35.3

Producción 38.8 35.3 37.0 34.7 36.8 - - - - - - - - - - - n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca 38.8 35.3 37.0 34.7 36.8 - - - - - - - - - - - n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación 2.5 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 6.5 - - - - 0.7 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -26.0

Destino 48.0 35.3 37.0 34.7 36.8 0.7 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -35.3

Demanda interna 19.1 11.9 6.1 3.9 3.0 0.7 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -31.2

Sector transporte 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -5.1

Sector eléctrico 13.4 5.0 - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad 12.5 5.0 - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 1.0 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 2.9 4.0 3.2 2.3 1.4 0.6 n.a.

Sector petrolero 2.6 2.8 2.9 1.5 1.5 - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación 24.6 - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 4.3 23.5 30.9 30.8 33.8 - - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.2- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

168

TABLA D. 70 BALANCE DE COMBUSTÓLEO 2014-2029, REGIÓN CENTRO

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 71 BALANCE DE COMBUSTÓLEO, 2014-2029 REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de barriles diarios)

n.a. no aplica.

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 79.1 74.9 75.8 81.1 81.1 0.8 - - - - - - - - - - n.a.

Producción 79.1 74.9 75.8 81.1 81.1 - - - - - - - - - - - n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula 79.1 74.9 75.8 81.1 81.1 - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación - - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones - - - - - 0.8 - - - - - - - - - - -

Destino 79.5 74.9 75.8 81.1 81.1 0.8 - - - - - - - - - - n.a.

Demanda interna 36.7 16.7 7.5 2.9 2.6 0.8 - - - - - - - - - - n.a.

Sector transporte - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector eléctrico 27.2 9.2 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad 27.1 9.2 - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 0.1 - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 3.0 2.1 1.7 1.4 1.1 0.8 - - - - - - - - - - n.a.

Sector petrolero 6.6 5.4 5.7 1.5 1.5 - - - - - - - - - - - n.a.

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 42.7 58.2 68.3 78.2 78.5 - - - - - - - - - - - n.a.

Variación de inventarios 0.4- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 123.1 159.8 203.1 228.7 232.0 126.5 123.2 29.2 25.6 26.4 26.3 25.5 28.4 28.8 25.6 28.2 -9.4

Producción 107.2 100.9 100.7 120.3 123.1 123.7 118.8 24.1 20.9 21.2 21.0 21.0 23.0 23.0 21.0 23.0 -9.8

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán 14.9 14.5 14.0 27.0 29.4 29.7 25.3 24.1 20.9 21.2 21.0 21.0 23.0 23.0 21.0 23.0 2.9

Salina Cruz 92.3 86.5 86.7 93.3 93.7 94.0 93.5 - - - - - - - - - n.a.

Importación 0.7 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 15.3 58.9 102.4 108.4 108.9 2.8 4.4 5.1 4.7 5.2 5.3 4.5 5.4 5.8 4.5 5.2 -6.9

Destino 124.7 159.8 203.1 228.7 232.0 126.5 123.2 29.2 25.6 26.4 26.3 25.5 28.4 28.8 25.6 28.2 -9.4

Demanda interna 41.2 33.8 7.1 3.2 3.0 2.8 2.7 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 -21.2

Sector transporte 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -1.9

Sector eléctrico 28.3 21.2 - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Generación pública de electricidad 27.7 20.9 - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Autogeneración de energía eléctrica 0.6 0.3 - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Sector industrial 0.0 0.9 0.7 0.5 0.4 0.2 - - - - - - - - - - n.a.

Sector petrolero 12.8 11.6 6.3 2.6 2.6 2.6 2.6 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 -15.1

Exportación 81.4 126.0 196.0 225.5 229.0 123.7 120.5 28.0 24.5 25.2 25.1 24.4 27.2 27.6 24.4 27.0 -7.1

A otras regiones 2.1 - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 1.6- - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

169

TABLA D. 72 BALANCE NACIONAL DE COQUE DE PETRÓLEO, 2014-2029

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 73 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN NOROESTE

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 5,091.1 4,854.1 5,011.6 5,531.2 6,115.3 7,276.2 7,320.8 9,118.4 9,132.2 9,143.6 9,164.8 9,156.2 9,168.1 9,136.0 9,223.3 9,174.7 4.0

Producción 2,705.1 2,670.6 2,531.4 4,219.9 4,279.2 6,837.5 6,826.4 8,614.8 8,616.3 8,616.3 8,636.2 8,617.3 8,617.4 8,571.4 8,650.3 8,595.9 8.0

Cadereyta 865.7 873.4 798.0 1,583.7 1,582.9 1,583.3 1,587.5 1,583.4 1,583.3 1,583.8 1,587.3 1,583.7 1,608.4 1,583.7 1,599.8 1,579.5 4.1

Madero 698.9 826.1 821.2 1,297.2 1,357.2 1,378.3 1,392.7 1,385.1 1,381.8 1,379.3 1,382.8 1,383.3 1,375.4 1,356.1 1,382.6 1,377.9 4.6

Tula - - - - - 1,473.85 1,452.04 1,483.31 1,482.96 1,484.63 1,487.1 1,483.2 1,483.3 1,484.9 1,489.1 1,482.8 n.a.

Salamanca - - - - - 852.57 840.48 834.99 838.16 835.9 840.5 837.6 838.0 834.7 840.2 837.9 n.a.

Minatitlán 1,140.5 971.1 912.2 1,339.1 1,339.1 1,549.5 1,553.7 1,549.5 1,552.2 1,542.9 1,554.8 1,550.6 1,533.4 1,534.1 1,554.9 1,534.0 2.0

Salina Cruz - - - - - - - 1,778.62 1,777.88 1,789.83 1,783.73 1,778.86 1,778.9 1,777.9 1,783.7 1,783.8 n.a.

Importación* 2,386.1 2,183.5 2,480.2 1,311.3 1,836.1 438.7 494.4 503.6 515.9 527.2 528.6 538.9 550.7 564.5 573.0 578.9 -9.0

Destino 4,891.9 4,854.1 5,011.6 5,531.2 6,115.3 7,276.2 7,320.8 9,118.4 9,132.2 9,143.6 9,164.8 9,156.2 9,168.1 9,136.0 9,223.3 9,174.7 4.3

Demanda interna 4,827.7 4,854.1 5,011.6 5,531.2 6,115.3 6,194.2 6,326.9 6,380.9 6,443.0 6,484.2 6,508.9 6,542.5 6,582.0 5,984.0 5,819.5 5,844.2 1.3

Sector eléctrico 1,228.0 1,279.0 1,282.5 1,694.4 2,116.2 2,116.2 2,122.0 2,116.2 2,116.2 2,116.2 2,122.0 2,116.2 2,116.2 1,478.1 1,282.5 1,279.0 0.3

Generación pública - - 0.0 415.3 837.2 837.2 839.5 837.2 837.2 837.2 839.5 837.2 837.2 199.1 0.0 0.0 n.a.

Autogeneración 1,228.0 1,279.0 1,282.5 1,279.0 1,279.0 1,279.0 1,282.5 1,279.0 1,279.0 1,279.0 1,282.5 1,279.0 1,279.0 1,279.0 1,282.5 1,279.0 0.3

Sector industrial 3,599.7 3,575.1 3,729.1 3,836.8 3,999.1 4,078.0 4,204.9 4,264.7 4,326.8 4,367.9 4,386.9 4,426.3 4,465.8 4,505.9 4,536.9 4,565.1 1.6

Cemento hidráulico 3,444.2 3,519.0 3,672.3 3,778.5 3,938.6 4,015.8 4,140.9 4,198.7 4,259.0 4,298.4 4,315.7 4,353.5 4,391.3 4,429.5 4,459.1 4,485.5 1.8

Industria de metales básicos 28.0 28.2 28.3 28.9 29.8 30.3 30.9 31.5 32.0 32.6 33.1 33.5 34.0 34.3 34.4 35.0 1.5

Química, hule y plásticos 18.1 17.9 18.2 18.7 19.3 19.9 20.6 21.3 22.0 22.7 23.4 23.9 24.6 25.4 26.0 26.7 2.6

Maquinaria y aparatos eléctricos 7.3 7.7 7.9 8.3 8.9 9.3 9.8 10.4 10.9 11.3 11.6 12.1 12.6 13.2 13.8 14.2 4.6

Vidrio - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Resto de la industria 102.2 2.3 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1 3.3 3.4 3.5 3.6 3.8 -19.7

Exportación 64.2 - - - - 1,082.01 993.89 2,737.44 2,689.18 2,659.40 2,655.9 2,613.7 2,586.1 3,152.0 3,403.8 3,330.6 30.1

Variación de inventarios 199.17 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 290.8 313.4 371.7 378.4 428.3 438.7 494.4 503.6 515.9 527.2 528.6 538.9 550.7 564.5 573.0 578.9 4.7

Producción - - - - - - - - - - - - - - - - -

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación* 1.3 313.4 371.7 378.4 428.3 438.7 494.4 503.6 515.9 527.2 528.6 538.9 550.7 564.5 573.0 578.9 50.3

De otras regiones 289.6 - - - - - - - 0.0 - - - 0.0 - 0.0 - n.a.

Destino 290.8 313.4 371.7 378.4 428.3 438.7 494.4 503.6 515.9 527.2 528.6 538.9 550.7 564.5 573.0 578.9 4.7

Demanda interna 290.8 313.4 371.7 378.4 428.3 438.7 494.4 503.6 515.9 527.2 528.6 538.9 550.7 564.5 573.0 578.9 4.7

Sector eléctrico - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector industrial 290.8 313.4 371.7 378.4 428.3 438.7 494.4 503.6 515.9 527.2 528.6 538.9 550.7 564.5 573.0 578.9 4.7

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - 0.0 - 0.0 - - 0.0 - 0.0 - - - n.a.

Variación de inventarios 0.0- - - - - - - - - - - - - - - - -

tmcaConcepto Datos anuales

170

TABLA D. 74 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN NORESTE

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 75 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN CENTRO-OCCIDENTE

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 3,948.8 3,569.6 3,727.7 3,813.7 4,347.9 2,961.6 2,980.2 2,968.4 2,965.1 2,963.1 2,970.1 2,967.1 2,983.8 2,939.8 2,982.4 2,957.4 -1.9

Producción 1,564.6 1,699.5 1,619.2 2,880.9 2,940.2 2,961.6 2,980.2 2,968.4 2,965.1 2,963.1 2,970.1 2,967.1 2,983.8 2,939.8 2,982.4 2,957.4 4.3

Cadereyta 865.7 873.4 798.0 1,583.7 1,582.9 1,583.3 1,587.5 1,583.4 1,583.3 1,583.8 1,587.3 1,583.7 1,608.4 1,583.7 1,599.8 1,579.5 4.1

Madero 698.9 826.1 821.2 1,297.2 1,357.2 1,378.3 1,392.7 1,385.1 1,381.8 1,379.3 1,382.8 1,383.3 1,375.4 1,356.1 1,382.6 1,377.9 4.6

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación* 2,384.2 1,870.0 2,108.5 932.8 1,407.8 - - - - - - - - - - - n.a.

De otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - - -

Destino 3,848.3 3,569.6 3,727.7 3,813.7 4,347.9 2,961.6 2,980.2 2,968.4 2,965.1 2,963.1 2,970.1 2,967.1 2,983.8 2,939.8 2,982.4 2,957.4 -1.7

Demanda interna 278.4 328.2 353.1 824.2 1,277.8 1,290.1 1,305.1 1,315.7 1,326.8 1,338.7 1,349.6 1,356.6 1,367.8 739.4 549.8 558.4 4.7

Sector eléctrico - - 0.0 415.3 837.2 837.2 839.5 837.2 837.2 837.2 839.5 837.2 837.2 199.1 0.0 0.0 n.a.

Sector industrial 278.4 328.2 353.1 408.9 440.6 452.9 465.7 478.5 489.6 501.5 510.1 519.5 530.6 540.3 549.8 558.4 4.7

Exportación 8.5 - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones 3,561.4 3,241.4 3,374.6 2,989.5 3,070.2 1,671.6 1,675.0 1,652.7 1,638.3 1,624.3 1,620.5 1,610.4 1,616.0 2,200.5 2,432.6 2,399.0 -2.6

Variación de inventarios 100.4 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 2,143.2 2,223.9 2,249.9 2,254.2 2,221.1 2,237.3 2,257.7 2,255.0 2,255.9 2,249.3 2,242.1 2,231.8 2,221.0 2,216.0 2,209.8 2,199.6 0.2

Producción - - - - - 852.6 840.5 835.0 838.2 835.9 840.5 837.6 838.0 834.7 840.2 837.9 n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salamanca - - - - - 852.6 840.5 835.0 838.2 835.9 840.5 837.6 838.0 834.7 840.2 837.9 n.a.

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación* 0.2 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 2,143.1 2,223.9 2,249.9 2,254.2 2,221.1 1,384.8 1,417.3 1,420.0 1,417.7 1,413.5 1,401.6 1,394.2 1,383.0 1,381.3 1,369.6 1,361.8 -3.0

Destino 2,143.2 2,223.9 2,249.9 2,254.2 2,221.1 2,237.3 2,257.7 2,255.0 2,255.9 2,249.3 2,242.1 2,231.8 2,221.0 2,216.0 2,209.8 2,199.6 0.2

Demanda interna 2,143.2 2,223.9 2,249.9 2,254.2 2,221.1 2,237.3 2,257.7 2,255.0 2,255.9 2,249.3 2,242.1 2,231.8 2,221.0 2,216.0 2,209.8 2,199.6 0.2

Sector eléctrico 1,228.0 1,279.0 1,282.5 1,279.0 1,279.0 1,279.0 1,282.5 1,279.0 1,279.0 1,279.0 1,282.5 1,279.0 1,279.0 1,279.0 1,282.5 1,279.0 0.3

Sector industrial 915.3 944.9 967.4 975.1 942.1 958.3 975.2 976.0 976.8 970.3 959.5 952.7 942.0 937.0 927.2 920.6 0.0

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Concepto Datos anuales

tmca

171

TABLA D. 76 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN CENTRO

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 77 BALANCE DE COQUE DE PETRÓLEO 2014-2029, REGIÓN SUR-SURESTE

(Miles de toneladas anuales)

n.a. no aplica. * Incluye PEMEX y particulares. FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 1,568.5 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 1,672.1 1,709.6 1,737.8 1,764.0 1,779.5 1,793.9 1,811.8 1,828.1 1,835.6 1,847.2 1,860.2 1.1

Producción - - - - - 1,474 1,452 1,483 1,483 1,485 1,487.1 1,483.2 1,483.3 1,484.9 1,489.1 1,482.8 n.a.

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - 1,474 1,452 1,483 1,483 1,485 1,487.1 1,483.2 1,483.3 1,484.9 1,489.1 1,482.8 n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán - - - - - - - - - - - - - - - - -

Salina Cruz - - - - - - - - - - - - - - - - -

Importación* - - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones 1,568.5 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 198.2 257.5 254.5 281.0 294.9 306.8 328.6 344.7 350.7 358.2 377.5 -9.1

Destino 1,598.9 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 1,672.1 1,709.6 1,737.8 1,764.0 1,779.5 1,793.9 1,811.8 1,828.1 1,835.6 1,847.2 1,860.2 1.0

Demanda interna 1,598.9 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 1,672.1 1,709.6 1,737.8 1,764.0 1,779.5 1,793.9 1,811.8 1,828.1 1,835.6 1,847.2 1,860.2 1.0

Sector eléctrico - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector industrial 1,598.9 1,458.6 1,500.6 1,532.6 1,636.0 1,672.1 1,709.6 1,737.8 1,764.0 1,779.5 1,793.9 1,811.8 1,828.1 1,835.6 1,847.2 1,860.2 1.0

Exportación - - - - - - - - - - - - - - - -

A otras regiones - - - - - - - - - - - - - - - -

Variación de inventarios 30- - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Origen 1,140.9 971.1 912.2 1,339.1 1,339.1 1,638.0 1,554.0 3,328.1 3,330.1 3,332.8 3,338.6 3,329.5 3,312.2 3,780.5 4,043.5 3,977.6 8.7

Producción 1,140 971 912 1,339 1,339 1,549 1,554 3,328 3,330 3,333 3,338.6 3,329.5 3,312.2 3,312.0 3,338.6 3,317.8 7.4

Cadereyta - - - - - - - - - - - - - - - - -

Madero - - - - - - - - - - - - - - - - -

Tula - - - - - - - - - - - - - - - - n.a.

Salamanca - - - - - - - - - - - - - - - - -

Minatitlán 1,140 971 912 1,339 1,339 1,549 1,554 1,549 1,552 1,543 1,555 1,551 1,533 1,534 1,555 1,534 2.0

Salina Cruz - - - - - - - 1,779 1,778 1,790 1,784 1,779 1,779 1,778 1,784 1,784 n.a.

Importación* 0 - - - - - - - - - - - - - - - -

De otras regiones - - - - - 88.6 0.2 - - - - - - 468.5 704.9 659.8 n.a.

Destino 1,011.7 971.1 912.2 1,339.1 1,339.1 1,638.0 1,554.0 3,328.1 3,330.1 3,332.8 3,338.6 3,329.5 3,312.2 3,780.5 4,043.5 3,977.6 9.6

Demanda interna 516.3 530.0 536.2 541.8 552.1 556.0 560.1 568.9 580.5 589.4 594.8 603.4 614.4 628.5 639.7 647.0 1.5

Sector eléctrico - - - - - - - - - - - - - - - - -

Sector industrial 516.3 530.0 536.2 541.8 552.1 556.0 560.1 568.9 580.5 589.4 594.8 603.4 614.4 628.5 639.7 647.0 1.5

Exportación 56 - - - - 1,082 994 2,737 2,689 2,659 2,656 2,614 2,586 3,152 3,404 3,331 31.4

A otras regiones 440 441 376 797 787 - - 22 60 84 88 112 112 - - - n.a.

Variación de inventarios 129 - - - - - - - - - - - - - - - -

Concepto Datos anuales

tmca

172

TABLA D. 78 DEMANDA INTERNA DE GASOLINAS POR ESTADO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CONUEE, CRE, EIA, EPA, INEGI, PEMEX, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 778.4 786.8 771.8 783.0 794.7 818.3 840.6 878.6 921.2 960.4 996.6 1,032.4 1,065.9 1,093.8 1,127.3 1,147.4

Aguascalientes 12.0 11.8 11.6 12.0 12.3 12.8 13.3 14.0 14.8 15.5 16.2 16.8 17.5 17.9 18.5 18.9

Baja California 37.0 36.0 34.8 34.9 34.7 35.3 35.7 37.0 38.4 39.6 40.4 41.0 41.6 42.1 43.2 43.6

Baja California Sur 8.6 8.4 8.1 8.1 8.1 8.2 8.3 8.6 8.9 9.2 9.4 9.5 9.7 9.8 10.1 10.1

Campeche 4.8 5.2 5.3 5.4 5.4 5.5 5.6 5.8 6.1 6.3 6.5 6.7 6.9 7.1 7.3 7.4

Chiapas 15.9 15.3 14.6 14.9 15.0 15.4 15.7 16.3 17.1 17.8 18.3 18.9 19.4 19.8 20.5 20.6

Chihuahua 17.6 17.3 17.1 17.6 18.1 18.8 19.5 20.5 21.7 22.8 23.7 24.7 25.7 26.4 27.2 27.8

Coahuila 18.5 19.8 19.6 19.9 20.1 20.6 21.0 21.8 22.8 23.7 24.6 25.6 26.4 27.2 28.2 28.6

Colima 31.3 30.0 28.7 29.2 29.5 30.2 30.8 32.1 33.6 34.9 36.0 37.1 38.1 38.9 40.3 40.5

Distrito Federal 101.7 104.9 102.3 102.6 103.7 106.4 109.2 113.0 117.2 121.1 125.2 129.1 132.8 136.1 139.0 142.1

Durango 20.1 19.3 18.5 18.8 19.0 19.4 19.8 20.6 21.6 22.4 23.1 23.8 24.5 25.0 25.9 26.1

Guanajuato 33.4 32.8 32.3 33.4 34.3 35.7 36.9 38.9 41.1 43.1 44.9 46.8 48.6 49.9 51.4 52.6

Guerrero 13.2 14.2 14.1 14.3 14.4 14.8 15.1 15.7 16.4 17.1 17.7 18.4 19.0 19.6 20.3 20.5

Hidalgo 26.6 27.9 27.5 27.8 28.5 29.5 30.6 32.3 34.1 35.8 37.5 39.1 40.6 41.8 43.1 44.1

Jalisco 39.9 39.1 38.5 39.8 41.0 42.5 44.0 46.4 49.0 51.4 53.6 55.8 57.9 59.6 61.4 62.7

México 52.9 55.1 53.9 54.0 54.6 56.0 57.5 59.5 61.7 63.8 66.0 68.0 70.0 71.7 73.2 74.9

Michoacán 27.9 27.3 27.0 27.9 28.7 29.8 30.8 32.4 34.3 35.9 37.5 39.1 40.5 41.7 42.9 43.9

Morelos 14.7 15.5 15.3 15.5 15.8 16.4 17.0 17.9 19.0 19.9 20.8 21.7 22.6 23.2 24.0 24.5

Nayarit 4.9 4.8 4.8 4.9 5.1 5.3 5.4 5.7 6.1 6.3 6.6 6.9 7.2 7.4 7.6 7.8

Nuevo León 45.6 44.4 45.0 45.5 46.7 48.9 51.4 55.2 59.4 63.3 66.8 70.5 73.8 76.7 79.6 81.8

Oaxaca 14.1 15.2 15.0 15.2 15.4 15.8 16.1 16.7 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 20.9 21.6 21.9

Puebla 30.9 32.5 32.0 32.4 33.1 34.4 35.6 37.5 39.7 41.7 43.6 45.5 47.3 48.6 50.2 51.3

Querétaro 18.8 18.5 18.2 18.8 19.3 20.1 20.8 21.9 23.1 24.3 25.3 26.4 27.4 28.1 29.0 29.6

San Luis Potosí 15.7 15.3 15.1 15.6 16.0 16.7 17.3 18.2 19.2 20.1 21.0 21.9 22.7 23.3 24.0 24.6

Sinaloa 26.1 25.4 24.5 24.7 24.5 24.9 25.2 26.1 27.1 28.0 28.5 29.0 29.4 29.7 30.5 30.8

Sonora 23.7 23.0 22.2 22.3 22.2 22.5 22.8 23.7 24.6 25.4 25.8 26.2 26.6 26.9 27.7 27.9

Tabasco 16.2 17.4 17.3 17.5 17.7 18.1 18.5 19.2 20.1 20.9 21.7 22.5 23.3 24.0 24.8 25.1

Tamaulipas 29.1 27.9 26.6 27.1 27.4 28.0 28.6 29.8 31.1 32.4 33.4 34.4 35.3 36.1 37.4 37.6

Veracruz 45.1 48.5 48.1 48.7 49.2 50.5 51.5 53.5 55.9 58.1 60.3 62.6 64.8 66.7 69.1 70.0

Yucatán 25.7 27.7 27.4 27.8 28.1 28.8 29.4 30.5 31.9 33.2 34.4 35.7 37.0 38.1 39.4 39.9

Zacatecas 6.5 6.3 6.2 6.4 6.6 6.9 7.1 7.5 7.9 8.3 8.7 9.0 9.4 9.6 9.9 10.1

Estado Datos anuales

173

TABLA D. 79 DEMANDA INTERNA DE DIESEL POR ESTADO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en AMDA, AMIA, ANPACT, BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SCT, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 410.2 408.5 422.2 445.9 465.5 482.2 501.0 522.0 540.6 557.2 573.0 592.1 612.6 631.2 651.5 672.5

Aguascalientes 5.6 5.6 5.9 6.3 6.7 7.0 7.3 7.6 7.9 8.2 8.5 8.8 9.1 9.5 9.9 10.3

Baja California 13.5 13.4 13.4 14.2 15.3 16.5 18.0 19.4 20.1 20.8 21.6 22.5 23.4 24.4 25.5 26.4

Baja California Sur 6.8 5.9 6.0 6.4 7.2 4.6 4.9 5.1 5.2 5.3 5.5 5.9 5.8 6.1 6.5 6.4

Campeche 20.6 20.6 21.9 22.0 22.1 22.1 22.2 22.3 22.3 22.4 22.4 22.5 22.5 22.6 22.7 22.7

Chiapas 5.5 5.5 5.8 6.2 6.4 6.7 7.0 7.2 7.5 7.7 7.9 8.2 8.4 8.6 8.8 9.0

Chihuahua 17.1 16.5 16.8 17.7 18.4 19.1 19.7 20.5 21.3 22.0 22.7 23.5 24.4 25.3 26.0 26.9

Coahuila 11.6 11.5 11.7 12.3 12.6 13.1 13.5 14.1 14.6 15.1 15.6 16.2 16.8 17.4 17.9 18.6

Colima 12.0 12.5 13.0 13.9 14.6 15.2 15.8 16.5 17.2 17.8 18.4 19.1 19.9 20.6 21.4 22.3

Distrito Federal 26.8 26.5 27.2 28.4 29.3 30.2 31.0 31.8 32.6 33.3 34.1 34.9 35.7 36.6 37.5 38.3

Durango 14.5 14.7 15.1 16.0 16.7 17.3 17.9 18.6 19.4 20.0 20.7 21.4 22.2 23.0 23.7 24.6

Guanajuato 16.7 16.8 17.6 18.9 19.8 20.7 21.6 22.5 23.5 24.4 25.3 26.3 27.3 28.4 29.5 30.7

Guerrero 4.3 4.2 4.4 4.7 4.9 5.1 5.3 5.5 5.7 5.9 6.1 6.3 6.5 6.6 6.8 6.9

Hidalgo 16.0 16.1 16.7 17.7 18.3 19.0 19.6 20.3 21.0 21.6 22.2 22.9 23.7 24.4 25.1 26.0

Jalisco 17.9 18.3 19.1 20.4 21.4 22.4 23.3 24.3 25.3 26.3 27.2 28.3 29.4 30.5 31.7 33.0

México 17.0 17.1 17.6 18.5 19.1 19.8 20.3 20.9 21.5 22.0 22.6 23.2 23.8 24.4 25.1 25.7

Michoacán 11.9 12.2 12.7 13.6 14.3 15.0 15.6 16.3 16.9 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 21.1 22.0

Morelos 3.5 3.5 3.7 3.9 4.1 4.3 4.4 4.6 4.7 4.9 5.1 5.2 5.4 5.6 5.8 6.0

Nayarit 1.6 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9

Nuevo León 28.8 29.0 31.0 32.2 33.2 34.1 35.0 36.1 37.1 37.9 38.9 40.0 41.3 42.5 43.9 45.3

Oaxaca 5.4 5.4 5.7 6.0 6.3 6.6 6.8 7.1 7.3 7.5 7.8 8.0 8.2 8.5 8.6 8.8

Puebla 13.4 13.6 14.1 15.0 15.6 16.2 16.8 17.4 18.0 18.6 19.2 19.8 20.5 21.1 21.8 22.6

Querétaro 11.0 11.1 11.6 12.5 13.1 13.7 14.3 14.9 15.5 16.1 16.7 17.3 18.0 18.6 19.4 20.2

Quintana Roo 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

San Luis Potosí 10.9 11.0 11.5 12.3 12.8 13.4 13.9 14.5 15.1 15.6 16.2 16.8 17.4 18.1 18.7 19.5

Sinaloa 19.4 19.3 19.4 20.5 21.9 23.6 25.6 27.4 28.3 29.3 30.3 31.4 32.7 33.9 35.4 36.6

Sonora 20.5 20.3 20.3 21.4 22.8 24.5 26.7 28.6 29.7 30.8 32.0 33.2 34.6 36.0 37.6 39.0

Tabasco 6.4 6.5 6.8 7.2 7.5 7.8 8.1 8.4 8.7 8.9 9.2 9.5 9.8 10.1 10.3 10.5

Tamaulipas 22.6 23.5 24.1 25.6 26.6 27.7 28.7 29.9 31.0 32.0 33.0 34.2 35.6 36.8 37.9 39.3

Tlaxcala - - - - - - - - - - - - - - - -

Veracruz 32.3 32.5 33.6 35.3 36.6 38.0 38.9 40.5 41.9 42.9 43.5 44.9 46.1 47.4 48.5 49.5

Yucatán 12.2 9.8 9.7 10.3 11.0 11.1 11.5 11.9 13.0 14.0 13.4 14.2 15.2 14.3 14.6 15.0

Zacatecas 4.1 4.2 4.4 4.7 4.9 5.1 5.3 5.6 5.8 6.0 6.2 6.5 6.7 7.0 7.2 7.6

Estado Datos anuales

174

TABLA D. 80 DEMANDA INTERNA DE COMBUSTÓLEO POR ESTADO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: IMP, con base en información de BANXICO, CFE, CNIAA, CONAGUA, CONUEE, CRE, EIA, EPA, IEA, INE, INEGI, PEMEX, SE, SEMARNAT, SENER y empresas privadas.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029Total 146.2 101.6 35.7 20.4 18.6 6.8 5.1 3.1 3.4 3.0 3.2 3.4 2.9 3.1 3.3 3.0

Aguascalientes - 0.2 0.2 0.1 0.1 0.0 - - - - - - - - - -

Baja California 7.1 7.9 7.9 7.9 7.9 0.8 0.8 0.4 0.7 0.2 0.5 0.7 0.2 0.4 0.6 0.3

Baja California Sur 5.2 3.3 0.1 0.1 0.0 0.0 - - - - - - - - - -

Campeche 0.9 0.5 0.2 0.2 0.1 0.0 - - - - - - - - - 0.0

Chiapas 5.9 0.3 0.3 0.2 0.1 0.0 - - - - - - - - - -

Chihuahua - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - - - -

Coahuila 3.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - - - -

Colima - - - - - - - - - - - - - - - -

Distrito Federal 1.6 0.2 0.1 0.1 0.1 0.0 - - - - - - - - - -

Durango 6.6 3.5 3.5 1.9 1.7 0.1 - - - - - - - - - -

Guanajuato - 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - - - -

Guerrero 36.7 15.2 6.3 2.0 1.9 0.3 - - - - - - - - - -

Hidalgo 0.1 0.6 0.5 0.4 0.3 0.1 - - - - - - - - - -

Jalisco - 0.4 0.4 0.3 0.2 0.1 - - - - - - - - - -

México 0.8 1.0 0.8 0.6 0.4 0.2 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

Michoacán 0.1 0.4 0.4 0.3 0.3 0.2 - - - - - - - - - -

Morelos - 0.3 0.2 0.2 0.1 0.0 - - - - - - - - - -

Nayarit 2.5 2.0 2.2 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0

Nuevo León 12.2 11.3 5.9 1.7 1.7 1.6 1.6 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

Oaxaca 0.0 0.4 0.3 0.3 0.2 0.1 - - - - - - - - - -

Puebla 0.2 0.2 0.2 0.1 0.1 0.0 - - - - - - - - - -

Querétaro - 0.4 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - - - -

Quintana Roo 5.4 5.3 0.2 0.2 0.1 0.1 - - - - - - - - - -

San Luis Potosí 18.3 12.1 3.4 0.1 0.1 0.0 - - - - - - - - - -

Sinaloa 14.0 7.5 0.4 0.3 0.2 0.1 - - - - - - - - - -

Sonora 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - - - -

Tabasco 1.1 8.8 0.5 0.6 0.6 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5

Tamaulipas - 0.2 0.1 0.1 0.1 0.0 - - - - - - - - - -

Tlaxcala 21.7 16.1 1.0 1.4 1.3 1.2 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1

Veracruz 2.1 2.6 0.0 0.0 0.0 0.0 - - - - - - - - - -

Yucatán 0.0 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 - - - - - - - - - -

Zacatecas - 0.1 0.1 0.1 0.0 0.0 - - - - - - - - - -

Estado Datos anuales

175

TABLA D. 81 DEMANDA INTERNA DE COQUE DE PETRÓLEO POR ESTADO, 2014-2029

(Miles de toneladas anuales)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en CFE, CNIC, EIA, IEA, INEGI, PEMEX, SE, SENER y empresas privadas.

TABLA D. 82 DEMANDA INTERNA DE TURBOSINA NACIONAL POR ESTADO, 2014-2029

(Miles de barriles diarios)

FUENTE: Elaborado por IMP, con base en información de ASA, BANXICO, INEGI, PEMEX, SCT y SENER.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 4,827.7 4,854.1 5,011.6 5,531.2 6,115.3 6,194.2 6,326.9 6,380.9 6,443.0 6,484.2 6,508.9 6,542.5 6,582.0 5,984.0 5,819.5 5,844.2

Aguascalientes 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 194.2 191.4 189.3 186.3 180.9 176.4 172.6 168.3 165.5 163.0

Baja California 33.6 37.5 38.2 38.5 51.9 54.0 56.2 58.6 61.0 64.0 66.3 68.6 71.4 74.6 77.8 81.5

Chihuahua 119.1 142.2 152.5 161.1 172.7 176.2 179.9 182.9 185.5 188.0 188.7 189.4 190.2 191.1 191.1 191.9

Coahuila 124.1 107.7 123.2 128.3 128.3 128.3 128.3 127.1 125.7 124.0 120.2 118.3 115.3 112.3 110.4 108.5

Colima 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1

Distrito Federal 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3

Guanajuato 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Guerrero 19.5 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 24.9 26.7 28.2 29.8 31.3 33.2 35.2 37.4 39.8 41.7

Hidalgo 901.7 714.3 714.4 709.8 746.2 762.6 779.8 791.7 806.1 820.0 829.2 837.5 841.7 844.3 856.4 865.9

Jalisco 179.4 199.0 200.6 200.1 190.5 198.2 206.1 202.8 198.5 192.1 186.3 181.2 176.6 170.3 165.5 160.5

México 183.6 208.8 215.0 219.1 201.9 205.6 209.3 206.7 203.2 201.0 196.3 193.4 189.3 184.3 178.9 173.8

Michoacán 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.6 0.6

Morelos 220.6 184.5 184.5 184.5 184.5 184.5 184.5 188.6 190.9 190.7 191.9 192.2 194.3 194.9 196.7 197.3

Nuevo León 150.1 176.7 191.1 237.7 257.4 265.7 274.2 283.5 291.5 300.3 307.6 315.7 325.5 333.6 342.5 349.7

Oaxaca 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 144.4 149.5 154.5 159.8 164.7 171.5 178.8 185.7 193.1 197.6

Puebla 292.8 350.8 386.5 419.0 503.3 519.2 535.8 550.6 563.6 567.6 576.3 588.4 602.5 611.7 615.0 623.1

Querétaro - - - - - - - - - - - - - - - -

Quintana Roo 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

San Luis Potosí 1,645.4 1,722.8 1,731.8 1,731.3 1,707.8 1,716.4 1,728.8 1,733.4 1,742.0 1,746.6 1,754.3 1,755.4 1,756.1 1,764.6 1,767.9 1,767.0

Sonora 257.2 275.9 333.5 339.9 376.4 384.7 438.2 445.0 454.9 463.3 462.3 470.3 479.3 489.9 495.1 497.4

Tabasco 46.8 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 56.0 58.8 62.0 64.2 66.7 69.0 72.5 76.2 80.0 83.7

Tamaulipas 9.2 9.2 9.5 425.3 847.6 848.1 850.9 849.2 849.7 850.3 853.2 851.4 852.0 214.5 16.0 16.6

Veracruz 241.1 227.3 227.8 228.5 229.4 229.4 229.4 231.1 234.9 236.5 235.3 235.7 235.7 238.4 239.1 239.5

Yucatán 64.4 77.2 83.0 87.9 97.4 101.3 105.3 102.9 100.9 99.0 96.7 94.0 92.2 90.7 87.7 84.6

Estado Datos anuales

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029

Total 66.5 69.4 72.0 75.5 79.3 82.0 86.1 90.4 95.0 99.5 104.4 108.2 112.1 116.0 120.1 124.3

Baja California 3.2 3.8 4.0 4.2 4.5 4.7 4.9 5.1 5.3 5.5 5.7 5.9 6.2 6.4 6.6 6.9

Baja California Sur 2.2 2.6 2.8 2.9 3.1 3.3 3.4 3.5 3.7 3.8 4.0 4.1 4.3 4.4 4.6 4.8

Distrito Federal 19.6 22.3 22.8 23.5 24.3 25.0 27.0 29.1 31.3 33.6 36.1 37.3 38.6 40.0 41.4 42.8

Guanajuato 9.4 12.4 13.5 14.8 16.3 16.9 17.5 18.2 18.9 19.6 20.3 21.1 21.9 22.7 23.5 24.4

Guerrero 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

Hidalgo 1.7 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.9 2.0 2.2 2.3 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0

Jalisco - - - - - - - - - - - - - - - -

Nuevo León 3.8 4.0 4.1 4.3 4.4 4.6 4.7 4.9 5.0 5.2 5.4 5.5 5.7 5.9 6.1 6.3

Oaxaca 7.8 6.4 6.5 6.7 6.9 7.2 7.4 7.7 7.9 8.2 8.5 8.8 9.1 9.4 9.7 10.0

Sonora 2.0 2.2 2.3 2.5 2.6 2.7 2.8 3.0 3.1 3.2 3.3 3.5 3.6 3.7 3.9 4.0

Tamaulipas 2.1 2.1 2.1 2.2 2.3 2.4 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 3.0 3.1 3.2 3.3

Veracruz 5.9 4.6 4.6 4.8 4.9 5.1 5.3 5.5 5.6 5.8 6.0 6.2 6.4 6.7 6.9 7.1

Yucatán 8.9 7.5 7.7 7.9 8.2 8.5 8.7 9.0 9.3 9.7 10.0 10.3 10.7 11.0 11.4 11.8

Estado Datos anuales

176

5.5. Anexo E. Glosario

Aceite Líquido graso, insoluble en agua. Su origen puede ser vegetal, animal o mineral. Dentro del grupo de aceites minerales se encuentra el petróleo crudo, el cual es una mezcla compleja de diversos compuestos químicos.

Adiciones Es el incremento en la reserva resultante de la actividad exploratoria. Comprende los descubrimientos y delimitaciones de un campo durante el periodo de estudio.

Alquilación Los procesos de alquilación comprenden la combinación de una olefina con un hidrocarburo parafínico o aromático en presencia de un catalizador. En refinación el proceso involucra la unión de propileno o butilenos, principalmente de las plantas de desintegración catalítica, así como de hidrodesintegración, reductoras de viscosidad y coquizadoras; con isobutano en presencia de ácido fluorhídrico o sulfúrico como catalizador, para formar una isoparafina denominada alquilado ligero, compuesta básicamente de isoheptano o isoctano, según la carga empleada, productos que son excelentes para la elaboración de gasolinas de alto octano por su baja presión de vapor y elevado octanaje. Este proceso se considera opuesto al de desintegración, ya que a partir de moléculas pequeñas, produce moléculas más grandes.

Alquilado Producto de la reacción de alquilación, generalmente de isobutano con butileno, para formar hidrocarburos ramificados, principalmente isoctano y otros isómeros del octano, con un índice de octano de alrededor de 94, por lo cual es muy apreciado para preparar gasolina de alto octano

Aromático Familia de hidrocarburos que contienen en su molécula uno o varios núcleos de seis carbonos de cadena cerrada y forma hexagonal, los cuales poseen en su estructura tres dobles ligaduras (anillos bencénicos).

Barril de petróleo Unidad de volumen basada en la medida del barril utilizado en la industria del petróleo. Equivale a 158.9873 litros (42 galones de Estados Unidos de América).

Buquetanque Nombre generalizado para designar embarcaciones que transportan petróleo o sus derivados, aunque en la actualidad también se designa como buquetanque al que transporta líquidos a granel. En cuanto a su plural, la Real Academia Española de la Lengua recomienda que cuando la palabra se escriba separada se pluralice como buques tanque, y cuando se escriba junta se pluralice buquetanques.

Campos en producción Campos con pozos en explotación, es decir, que no están taponados. Incluyen pozos que están operando como productores o inyectores, así como pozos cerrados con posibilidades de

177

explotación.

Capacidad de refinación Se refiere a la capacidad por día de operación, no a la capacidad por día de calendario. La capacidad por día de operación de una planta es el volumen máximo que puede procesar trabajando sin interrupción, en tanto que la capacidad por día de calendario considera los paros normalmente exigidos por el mantenimiento y otras causas.

Carrotanque Recipiente diseñado para trabajar a presión o en condiciones atmosféricas, montado sobre una plataforma o directamente sobre ruedas para transportarlo sobre rieles (Su plural es similar al de buquetanque).

Centro embarcador (I)Planta de almacenamiento que se surte por vía marítima. Este tipo de planta debe disponer de las instalaciones necesarias para recibir la carga total de los buques.

(II) Instalación que realiza operaciones de venta y distribución de productos a clientes.

Combustible Material que, al combinarse con el oxígeno, se inflama con desprendimiento del calor. Sustancia capaz de producir energía por procesos distintos al de oxidación (tales como una reacción química), incluyéndose también los materiales fisionables y fusionables.

Combustión Fenómeno o cambio químico en el que los materiales se combinan rápidamente con el oxígeno y producen luz y calor. También se le conoce como oxidación rápida.

Combustóleo de bajo azufre Líquido de composición compleja de hidrocarburos pesados, obtenido de la mezcla de las corrientes de residuo de vacío, aceite pesado y aceite ligero de la desintegración catalítica. Es una sustancia oscura, viscosa, con olor a chapopote e insoluble en agua. Otras características importantes son:

- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 315–545 ºC

- Densidad del vapor (Aire = 1): 20

- Porcentaje de volatilidad: Baja

- Gravedad específica (20/4 ºC): 1.02 máximo

- Temperatura de inflamación: 60 ºC mínimo

- Temperatura de escurrimiento: + 15 ºC máximo

- Azufre porcentaje en peso: 2.0 máximo

Combustóleo intermedio 15 Producto líquido de composición compleja de hidrocarburos pesados, obtenido de la mezcla de las corrientes de residuo de vacío, aceite pesado y aceite ligero de la desintegración catalítica. Su color es oscuro viscoso, tiene olor a chapopote. Insoluble en agua. Otras características importantes son:

178

- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 315 – 545 ºC

- Densidad del vapor (Aire = 1): 20

- Porcentaje de volatilidad: Baja

- Gravedad específica (20/4 ºC): 0.9877 máximo

- Temperatura de inflamación: 66 ºC mínimo

- Temperatura de escurrimiento: 30 ºC máximo

- Azufre, porcentaje en peso: 4.0 máximo

Combustóleo pesado Líquido oscuro viscoso con olor característico a chapopote, de composición compleja de hidrocarburos pesados, obtenido de la mezcla de las corrientes de residuo de vacío, aceite pesado y aceite ligero de la desintegración catalítica. Como todo este tipo de compuestos, es insoluble en agua. Este producto es uno de los principales combustibles utilizados en la industria para la generación de vapor y electricidad, aplicándose en las industrias que tienen un uso intensivo de energía (CFE, industria azucarera, industria cementera, etcétera.) Otras características importantes son:

- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 315 – 545 ºC

- Densidad del vapor (Aire = 1): 20

- Porcentaje de volatilidad: Baja

- Temperatura de inflamación: 66 ºC mínimo

- Temperatura de escurrimiento: 15 ºC máximo

- Azufre, porcentaje en peso: 4.0 máximo

- Límites de inflamabilidad en aire, % volumen: inferior 1%, superior 5%.

Combustibles fósiles Mezclas de compuestos orgánicos que se extraen del subsuelo con el objeto de producir energía por combustión. Se consideran combustibles fósiles al carbón, al petróleo y el gas natural procedentes de otros organismos vivientes fosilizados por fenómenos geológicos durante largos periodos.

Condensados Hidrocarburos líquidos del gas natural que se recuperan en instalaciones de separación en campos productores de gas asociado y no asociado, generalmente pentanos y más pesados. Incluyen hidrocarburos líquidos recuperados de gasoductos, los cuales se forman por condensación durante el transporte del gas natural.

Coque de petróleo Producto sólido, poroso, de color negruzco, cuya densidad aproximada es 1.2 g/cm2. Se obtiene de la descomposición térmica de los hidrocarburos de alto peso molecular que se encuentran en las fracciones más pesadas o residuo, del proceso de refinación del petróleo. Sus propiedades más importantes son su poder calorífico, contenido de azufre, cenizas y materiales volátiles.

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Se usa como combustible industrial; purificado se puede utilizar como agente reductor o en ánodos en procesos metalúrgicos e industriales, así como abrasivos, grafito artificial, pigmentos, combustible y otros usos.

Coquización Proceso de la refinación mediante el cual se incrementa la producción de destilados ligeros e intermedios por el craqueo térmico de moléculas de mayor peso molecular, como subproducto se obtiene de este proceso se obtiene coque de petróleo.

Crudo Istmo Petróleo ligero mexicano con gravedad API de 33 a 34ºAPI. Sus principales características son:

- Peso específico (20/4 ºC): 0.858

- Viscosidad, SSU a 15.6 ºC: 60

- Contenido de azufre (%): 1.3

- Metales, vanadio: 39.5

- Contenido de (%Vol.):

- Gasolina: 26.0

- Destilados intermedios: 32.0

- Gasóleos: 18.0

- Residuo: 23.0

Crudo Maya Petróleo pesado mexicano que se produce principalmente en el mar. Su gravedad API es de 21.4 a 22.3ºAPI. Sus principales características son:

- Peso específico (20/4 ºC): 0.920

- Viscosidad, SSU a 15.6 ºC: 1288

- Contenido de azufre (%): 3.3

- Metales, vanadio: 343.0

- Contenido de (%Vol.):

- Gasolina: 17.0

- Destilados intermedios: 28.0

- Gasóleos: 16.0

- Residuo: 38.0

Crudo Olmeca Mezcla de crudos súper-ligeros que se producen en la Región mesozoica de Chiapas y Tabasco, con gravedad API de 39.3 ºAPI o mayores. Sus principales características son:

- Peso específico (20/4 ºC): 0.825

- Viscosidad, SSU a 15.6 ºC: 43.6

- Contenido de azufre (%): 0.77

- Metales, vanadio: 2.5

- Contenido de (%Vol.):

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- Gasolina: 38.0

- Destilados intermedios: 33.7

- Gasóleos: 20.5

- Residuo: 5.4

Densidad Propiedad intensiva de la materia que relaciona la masa de una sustancia y su volumen a través del cociente entre estas dos cantidades. Se expresa en kilogramo por metro cúbico (sistema internacional), en gramos por centímetro cúbico (sistema métrico decimal), o en libras por galón (sistema inglés).

Densidad relativa En caso de líquidos y sólidos, es la relación entre la densidad de un líquido y la densidad del agua, a la misma temperatura, y en el caso de gases, la relación entre la densidad del gas y la del aire, a las mismas condiciones de temperatura y presión.

Densidad API Es una medida indirecta de la densidad de los productos líquidos utilizada en la industria del petróleo; se deriva de la densidad relativa, de acuerdo con la siguiente ecuación:

Densidad API = (141.5 / densidad relativa) – 131.5.

La ecuación anterior aplica para líquidos menos densos que el agua. La densidad API se expresa en grados; la densidad relativa 1.0 es equivalente a 10 grados API.

Desarrollo Actividad que incrementa o decrementa reservas por medio de la perforación de pozos de explotación.

Descubrimiento Incorporación de reservas atribuible a la perforación de pozos exploratorios que prueban formaciones productoras de hidrocarburos.

Desintegración (cracking)

Proceso que consiste en descomponer las moléculas de hidrocarburos más grandes, pesadas o complejas en moléculas más ligeras y simples. La desintegración se lleva a cabo mediante la aplicación de calor y presión y, en técnicas más avanzadas, mediante el uso de catalizadores. La utilización de este proceso permite incrementar el rendimiento de gasolina y de otros productos importantes (gas seco, propano, propileno, butano-butileno, gasolinas, aceites cíclicos y decantados, etc.) que tienen aplicaciones diversas en la industria del petróleo. Los tipos más comunes de unidades de desintegración son las de desintegración catalítica, hidrodesintegración, desintegración de residuales, desintegración térmica, reducción de viscosidad y de desintegración con vapor.

Despunte del crudo Destilación para separar del crudo los componentes más ligeros, tales como la nafta y la querosina. Se extrae la nafta para someterla a otros procesos como pueden ser la fabricación de productos petroquímicos o para tratarla y obtener gasolina. La querosina se separa para producir parafinas lineales, que son la

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materia prima para la fabricación de detergentes biodegradables. Al residuo que queda después del proceso se le denomina crudo despuntado.

Destilación atmosférica Primera etapa de la destilación de crudos; consiste en la separación por destilación a presión ambiente de las diversas fracciones o constituyentes, apoyándose para tal fin en su diferencia de temperatura de ebullición (o volatilidad). Durante este proceso las fracciones o productos más ligeros (gases y nafta ligera) se destilan primero y posteriormente se sacan por el domo o parte superior de la torre. Los destilados intermedios (nafta pesada, turbosina, querosina, gasóleo o diésel) se extraen separadamente por la parte intermedia y el residuo por el fondo de la torre.

Destilación al vacío Proceso de destilación de crudos a una presión de vacío, funciona como paso intermedio para extraer, del residuo atmosférico, el gasóleo usado como carga a las plantas de desintegración catalítica FCC, así como las fracciones para la elaboración de los aceites lubricantes.

Destilado Producto de la destilación que proviene de la vaporización y posterior condensación de una mezcla de sustancias miscibles, en componentes individuales o en grupos o fracciones de componentes, siendo más rico en componentes más ligeros que la mezcla original.

Destilado(s) intermedio(s) Fracción de crudo o hidrocarburos proveniente de su destilación, que destilan entre 175 ºC y 330 ºC, que corresponden a una fracción de nafta, querosina y combustible diésel, utilizándose estos dos últimos productos, en algunos países como combustible para calefacción.

Diésel desulfurado Combustible líquido con olor a petróleo, de color amarillo claro (2.5 máximo, ASTM D 1500), producido a partir de una mezcla de hidrocarburos parafínicos, olefínicos, nafténicos y aromáticos, por procesamiento del petróleo crudo. Es insoluble en agua y se usa fundamentalmente como combustible para los motores (tipo diésel) de autotransportes, locomotoras ferroviarias, turbinas y equipos mecánicos. Como propiedades adicionales de importancia, se tienen las siguientes:

- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mmHg: 216-371º C

- Presión de vapor: 30 mm Hg @ 20 ºC

- Densidad del vapor (Aire = 1): 4

- Gravedad específica (20/40 ºC): 0.850

- Temperatura de inflamación: 41 ºC

- Índice de cetano: 45 mínimo

- Viscosidad cinemática a 40 ºC: 1.9 a 4.1 centistokes

- Azufre total, porcentaje en peso: 0.5 máxima.

- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior. 0.7%, sup. 5.0%.

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Diésel industrial de bajo azufre

Combustible exclusivo para quemadores de flama abierta, de color amarillo claro, con olor a petróleo, insoluble en agua. Se obtiene del fraccionamiento de los crudos en el corte correspondiente al gasóleo ligero, el cual se ha tratado para reducir su contenido de azufre total a 0.05 % en peso. Se utiliza principalmente, en calderas, generadores de electricidad, generadores de vapor, en hornos y calentadores industriales. Líquido insoluble en agua, cuyas propiedades principales son:

- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 216 – 371 ºC

- Presión de vapor: 30 mm Hg @ 20 ºC

- Densidad del vapor (Aire = 1): 4

- Gravedad específica (20/40 ºC): 0.850

- Temperatura de inflamación: 52 ºC

- Viscosidad cinemática a 40 ºC: 1.9 a 5.8 centistokes

- Azufre total, porcentaje en peso: 0.05 máxima.

- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior 0.7 %, superior 5.0%

Diésel marino especial Líquido combustible, teñido con color verde, de olor a petróleo e insoluble en agua. Se obtiene de una mezcla de hidrocarburos parafínicos, olefínicos, nafténicos, derivados del procesamiento del petróleo. Su principales propiedades son:

- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 216 – 371 ºC

- Presión de vapor: 30 mm Hg @ 20 ºC

- Densidad del vapor (Aire = 1): 4

- Gravedad específica (20/40 ºC): 0.850

- Temperatura de inflamación: 60 ºC mínimo

- Índice de cetano: 40 mínimo

- Viscosidad cinemática a 40 ºC: 1.9 a 4.1 centistokes

- Azufre total, porcentaje en peso: 0.50 máximo.

- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior 0.7%, sup 5.0 %.

Diésel (PEMEX Diésel) Combustible derivado de la destilación atmosférica del petróleo crudo. Se obtiene de una mezcla compleja de hidrocarburos parafínicos, olefínicos, nafténicos y aromáticos, mediante el procesamiento del petróleo. Es un líquido insoluble en agua, de olor a petróleo. Se expende con un color amarillo claro (2.5 máximo ASTM D 1500). Se consume principalmente en máquinas de combustión interna de alto aprovechamiento de energía, con elevado rendimiento y eficiencia mecánica. Su uso se orienta, fundamentalmente, como energético en el parque vehicular equipado con motores diseñados para combustible diésel, tales como camiones de carga de servicio ligero y pesado, autobuses de

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servicio urbano y de transporte foráneo, locomotoras, embarcaciones, maquinaria agrícola, industrial y de la construcción. Propiedades importantes:

- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 216 – 371 ºC

- Presión de vapor: 30 mm Hg @ 20 ºC

- Densidad del vapor (Aire = 1): 4

- Gravedad específica (20/40 ºC): 0.850

- Temperatura de inflamación: 45 ºC

- Índice de cetano: 48 mínimo

- Viscosidad cinemática a 40 ºC: 1.9 a 4.1 centistokes

- Azufre total, porcentaje en peso: 0.05 máxima.

- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior 0.7%, sup 5.0%

Ducto Tuberías destinadas para transportar aceites, gas, gasolinas y otros productos petrolíferos a las terminales de almacenamiento, embarque y distribución, o bien de una planta o refinería a otra. Su espesor varía entre 2 y 48 pulgadas, según los usos, las condiciones geográficas y el clima del lugar. Existen diferentes tipos de ductos, según el producto que transporta:

- gasoducto.

- gasolinoducto.

- oleoducto.

- poliducto.

- turbosinoducto.

Energético Sustancia o producto combustible con capacidad para producir calor o energía.

Energía Capacidad de producir trabajo.

Equipos en operación Promedio, en un determinado periodo de tiempo (mes o año), del número diario de equipos ocupados en la perforación de pozos o en actividades conducentes a la misma, tales como desmantelamiento, transporte y mantenimiento.

Estimulación Proceso de acidificación o fracturamiento llevado a cabo para agrandar los conductos existentes o crear conductos nuevos en la formación productora de un pozo.

Estación de servicio Espacio físico donde se expenden los productos elaborados por la industria de la refinación. Sus características pueden llegar a variar en función de la imagen que manejan los directivos de la gasolinería.

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Factor de recuperación (fr) Es las relaciones existentes entre el volumen original de aceite o de gas y la reserva original de un yacimiento, medidas bajo las mismas condiciones de temperatura y presión.

Factor de recuperación de condensados (frc)

Es el factor utilizado para obtener las fracciones líquidas que se recuperan del gas natural en las instalaciones superficiales de distribución y transporte. Se obtiene de la estadística de operación del manejo de gas y condensado del último periodo anual en el área correspondiente al campo en estudio.

Fase Es la parte de un sistema que difiere, en sus propiedades intensivas, de la otra parte del sistema. Los sistemas de hidrocarburos generalmente se presentan en dos fases: gaseosa y líquida. Cuando el petróleo viene mezclado con agua, se separa en dos fases líquidas o bien, en dos fases líquidas y una gaseosa.

Fraccionamiento Proceso en el que mediante destilación se separan fracciones pequeñas de una mezcla de hidrocarburos.

Franquicia PEMEX Sistema de comercialización mediante el cual PEMEX delega el uso de marca propia de la empresa a personas físicas o morales mediando entre ellos todo lo relativo a asistencia técnica así como la asesoría necesaria con respecto a los métodos operativos y de destacarse que la asistencia es proporcionada por el “franquiciante” (en este caso Petróleos Mexicanos) con respecto al franquiciatario por estar así estipulado dentro del marco legal que rige el concepto de franquicia. Concesión del derecho de utilizar la propia razón social o el propio logotipo a otra empresa a cambio de una regalía.

Gas natural Mezcla de hidrocarburos parafínicos ligeros, con metano como su principal constituyente. Usualmente contiene además etano, propano y otros hidrocarburos parafínicos más pesados, en proporciones decrecientes, así como proporciones variables de nitrógeno, dióxido de carbono, ácido sulfhídrico y vapor de agua. El gas natural puede encontrarse asociado con el petróleo crudo o en forma independiente en pozos de gas no asociado.

Gas natural asociado Se denomina gas natural asociado tanto al gas natural que está en contacto con el petróleo crudo en un yacimiento, en equilibrio con él, como al que se encuentra disuelto en el petróleo bajo las condiciones de temperatura y presión del yacimiento. El gas libre que se encuentra en el yacimiento en contacto con el petróleo conforma lo que se denomina casquete de gas.

Gas natural húmedo Mezcla de hidrocarburos en forma gaseosa que contiene cantidades significativas de hidrocarburos más pesados que el metano, que pueden ser recuperados comercialmente, pero que está libre de otros componentes

Gas natural no asociado Se denomina así al gas natural que se localiza en yacimientos que no contienen petróleo.

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Gas natural seco Gas natural que no contiene cantidades significativas de hidrocarburos más pesados que el metano. El gas que se obtiene de los centros procesadores de gas natural.

Gas LP En la industria petrolera se denomina así a la mezcla de propano y butano comprimido y licuado. Proviene ya sea de líquidos del gas natural y gasolina natural o de los procesos de refinación de crudo.

Gasóleo Producto refinado del petróleo cuya densidad es mayor que las de las gasolinas y querosinas, pero menor que la de los residuos; generalmente comprende los hidrocarburos destilados entre 190 y 370 ºC, cuyo rango de pesos específicos (20/4 ºC) es de 0.820 a 0.890. Esta mezcla de hidrocarburos tiene dos usos principales:

- Combustible para pequeñas máquinas diésel

- Combustible para hornos o calentadores, de donde toma sus nombres populares, diésel y aceite para hornos.

Gasóleo de vacío Destilado de punto de ebullición relativamente alto, se obtiene generalmente por destilación al vacío de residuo primario, del cual se producen comúnmente el gasóleo ligero y el gasóleo pesado de vacío, que junto con el gasóleo pesado extraído en la destilación atmosférica del crudo, se utiliza como carga a las plantas de destilación catalítica.

Gasolina Nombre comercial que se aplica de una manera amplia a los productos más ligeros de la destilación del petróleo. En la destilación del petróleo crudo la gasolina es el primer corte o fracción que se obtiene. En su forma comercial es una mezcla volátil de hidrocarburos líquidos con pequeñas cantidades de aditivos, apropiada para usarse como combustible en motores de combustión interna con ignición por chispa eléctrica, con un rango de destilación de aproximadamente 27 a 225 ºC. Indudablemente es el producto derivado del petróleo más importante por su volumen y valor en el mercado. Los diferentes grados de gasolina se refieren principalmente a su número de octano y a su presión de vapor, que se fijan de acuerdo a la relación de compresión de los motores y a la zona geográfica donde se venden.

Gasolina natural Gasolina que se encuentra en forma de rocío en el gas natural y que al igual que los condensados se recuperan del gas natural por enfriamiento o compresión. Es un líquido similar a la gasolina pero más ligero, volátil e inestable, debido a su menor peso molecular y a que contiene disueltos vapores de pentanos, butanos y propano; es además de bajo octano, por lo cual generalmente se somete a los procesos de fraccionamiento, reformación o isomerización, antes de mezclarse como componente de las gasolinas.

Gasolina PEMEX Magna Gasolina sin plomo que elabora PEMEX Refinación con un índice de octano mínimo de 87, a la que se le ha modificado su formulación para reducir su volatilidad y contenido de sustancias que pueden ser precursoras de la formación de ozono o tóxicas como son el

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azufre, las olefinas, los aromáticos y el benceno.

Gasolina PEMEX Premium Gasolina sin plomo que elabora PEMEX Refinación para motores de alta relación de compresión, que exigen un índice de octano superior al de la gasolina Magna de uso general y mayores restricciones en el contenido de precursores de ozono y compuestos tóxicos, como son las olefinas, los aromáticos y el benceno. Su índice de octano es de 93.

Hidrocarburo(s) Familia de compuestos químicos formada, principalmente, por carbono e hidrógeno. Pueden contener otros elementos en menor proporción, como son oxígeno, nitrógeno, azufre, halógenos (cloro, bromo, iodo y flúor), fósforo, entre otros. Su estado físico, en condiciones ambientales, puede ser en forma de gas, líquido o sólido, de acuerdo al número de átomos de carbono y otros elementos que posean.

Hidrodesulfuración Proceso por medio del cual se elimina el azufre de los hidrocarburos tales como gasolina, turbosina, diésel, lubricantes y residuales. La hidrodesulfuración se lleva a cabo en un reactor bajo condiciones de presión y temperatura, la presencia de hidrógeno y de un catalizador que acelera la reacción para eliminar el azufre de los hidrocarburos que entran al reactor. Los catalizadores son de base níquel-molibdeno y molibdeno-cobalto.

Hidrotratamiento Proceso cuyo objetivo es estabilizar catalíticamente los petrolíferos, además de eliminar los componentes contaminantes que contienen, haciéndolos reaccionar con hidrógeno a temperaturas comprendidas entre 315 y 430 ºC a presiones que varían de 7 a 210 kg/cm2, en presencia de catalizadores diversos, tales como óxidos de cobalto y molibdeno sobre alúmina (los más usados), así como el óxido o el tiomolibdato de níquel, sulfuros de tungsteno y níquel y óxido de vanadio. Entre las reacciones efectuadas, las de estabilización comprenden la conversión de hidrocarburos insaturados como olefinas, diolefinas de baja estabilidad precursoras de la formación de gomas, en compuestos saturados, por hidrogeneración o desintegración.

Isomerización Proceso mediante el cual se altera el arreglo fundamental de los átomos de una molécula sin adherir o sustraer nada de la molécula original. Por ejemplo, el butano es isomerizado a isobutano para ser utilizado en la alquilación de isobutileno y otras olefinas para la producción de hidrocarburos de alto octano.

Líquidos de planta Líquidos del gas natural recuperados en plantas de procesamiento de gas, consistiendo de etano, propano, butano y gasolinas naturales, principalmente.

Petróleo crudo Excluye la producción de condensados y la de líquidos del gas natural obtenidos en plantas de extracción de licuables. En México se preparan tres variedades de petróleo crudo para el mercado de exportación, con las siguientes calidades típicas:

MAYA. Petróleo crudo pesado con densidad de 22°API y un

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máximo de 3.3% de azufre en peso.

ISTMO. Petróleo crudo ligero con densidad 33.6°API y un máximo de 1.3% de azufre en peso.

OLMECA. Petróleo crudo muy ligero con densidad de 39.3°API y un máximo de 0.8% de azufre en peso.

Petróleo crudo extrapesado Aceite crudo con fracciones relativamente altas de componentes pesados, alta densidad específica (baja densidad API) y alta viscosidad. La producción de este tipo de crudo generalmente presenta dificultades de extracción y costos altos.

Petróleo crudo despuntado Petróleo crudo al que se le han eliminado, generalmente por destilación, las fracciones más ligeras tales como gas seco, gas licuado y la nafta.

Petróleo crudo ligero La densidad de este aceite es mayor a 27 grados API, pero menor o igual a 38 grados.

Petróleo crudo pesado Es aquél cuya densidad es menor o igual a 27 grados API.

Petróleo crudo súper-ligero Su densidad es mayor a los 38 grados API.

Petróleo equivalente El total de petróleo crudo, condensados, líquido de plantas y gas natural seco expresado en unidades equivalentes de petróleo.

Petrolífero(s) Productos que se obtienen mediante la refinación del petróleo. Pueden ser productos terminados (gasolina, diésel, gas licuado, etc.), semiterminados o subproductos (naftas).

Planta catalítica FCC Planta que se emplea para producir principalmente gasolina estabilizada de alto octano (59 % en volumen), gas residual que se adiciona al gas combustible de la refinería, propano-propileno, butano-butileno, aceite cíclico ligero y aceite cíclico pesado, teniendo como carga gasóleo pesado primario y gasóleos de la planta de vacío.

Planta H-Oil (hidrodesulfuradora de residuales)

Planta empleada en la refinación del petróleo para el proceso de hidrocarburos de alto peso molecular (residuos de vacío, etc.). La unidad H-Oil tiene como objetivo principal elaborar productos de peso molecular y puntos de ebullición bajos, con niveles de azufre reducidos y ganancia económica al obtenerse precios mayores en su comercialización.

Planta reductora de viscosidad

Proceso empleado en la refinación del petróleo para obtener hidrocarburos de bajo peso molecular tales como gases, gasolina, gasóleos y residuo de baja viscosidad a partir de residuos de vacío de alta viscosidad.

Play Conjunto de campos y/o prospectos en determinada región, que están controlados por las mismas características geológicas

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generales (roca almacén, sello, roca generadora y tipo de trampa).

Pozos Según su objetivo o función, los pozos se clasifican en exploratorios y de desarrollo Según su grado de terminación, los pozos se clasifican como perforados o terminados.

PERFORADOS. Pozos cuya perforación con la barrena ha sido concluida y cuentan con tubería de ademe o revestimiento ya cementada, pero que todavía no han sido sometidos a las operaciones subsecuentes que permitan la producción de hidrocarburos.

TERMINADOS. Pozos perforados en los que ya se han efectuado las operaciones de terminación, tales como: instalación de tubería de producción; disparos a la tubería de revestimiento para horadarla y permitir la comunicación entre el interior del pozo y la roca almacenadora; y limpieza y estimulación de la propia roca para propiciar el flujo de hidrocarburos.

Pozos de desarrollo Pozos perforados en un campo productor para producir hidrocarburos. Esta definición incluye a los pozos de inyección para recuperación secundaria.

Pozos exploratorios Pozos perforados con el propósito de obtener información detallada de las características de un yacimiento para determinar si contiene hidrocarburos económicamente recuperables. Incluye a los pozos de sondeo estratigráfico.

Recuperación mejorada Es la recuperación de aceite por medio de la inyección de materiales que normalmente no están presentes en el yacimiento y que modifican el comportamiento dinámico de los fluidos residentes. La recuperación mejorada no se restringe a alguna etapa en particular de la vida del yacimiento (primaria, secundaria o terciaria).

Recuperación primaria Extracción del petróleo utilizando únicamente la energía natural disponible en los yacimientos para desplazar los fluidos a través de la roca del yacimiento hacia los pozos.

Recuperación secundaria Técnicas de extracción adicional de petróleo después de la recuperación primaria. Esta incluye inyección de agua o gas, con el propósito de mantener la presión del yacimiento y de facilitar el flujo del petróleo desde la roca en que se encuentra embebido hacia el pozo productor.

Recurso Volumen total de hidrocarburos existente en las rocas del subsuelo. También conocido como volumen original in situ.

Recurso descubierto Volumen de hidrocarburos del cual se tiene evidencia a través de pozos perforados.

Recurso no descubierto Volumen de hidrocarburos con incertidumbre, pero cuya existencia se infiere en cuencas geológicas a través de factores favorables resultantes de la interpretación geológica, geofísica y geoquímica.

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Si comercialmente se considera recuperable se le llama recurso prospectivo.

Recurso prospectivo Es la cantidad de hidrocarburos evaluada, a una fecha dada, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han sido inferidas de la información geológica, geofísica y geoquímica disponible de la zona, y que se estima pueden ser recuperables.

Refinación La constituye el conjunto de procesos físicos y químicos a los cuales se someten los crudos obtenidos en las labores de perforación, a fin de convertirlos en productos de características comerciales deseables. Para ello se emplean distintos métodos entre los cuales se cuentan la destilación (en sus variantes atmosférica y al vacío), hidrotratamiento, hidrodesulfuración, reformación catalítica, isomerización, alquilación, producción de oxigenantes (MTBE y TAME), entre muchos otros que permiten el mejor aprovechamiento de los hidrocarburos que conforman al petróleo.

Refinería Instalación industrial en la que se lleva a cabo la refinación del petróleo crudo mediante diferentes procesos.

Reformación Proceso que mejora la calidad antidetonante de fracciones de la gasolina modificando la estructura molecular. Cuando se lleva a efecto mediante calor se le conoce como reformación térmica y como reformación catalítica cuando se le asiste mediante un catalizador.

Región Ámbito geográfico correspondiente a la división administrativa de PEMEX Exploración y Producción. Las cabeceras regionales se ubican a lo largo de la costa del Golfo de México: Poza Rica, Ver. (Región Norte), Villahermosa, Tab. (Región Sur) y Ciudad del Carmen, Cam. (Región Marina Noreste y Región Marina Suroeste).

ACTIVO INTEGRAL: Subdivisión administrativa de cada región. Como resultado de la reestructuración de las regiones en torno a sus principales activos integrales, quedan distribuidos de la siguiente manera:

REGIÓN MARINA NORESTE: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap.

REGIÓN MARINA SUROESTE: Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco.

REGIÓN SUR: Bellota-Jujo, Cinco Presidentes, Macuspana, Muspac y Samaria-Luna.

REGIÓN NORTE: Burgos, Poza Rica-Altamira y Veracruz.

Registro de pozos Representa la información sobre las formaciones del subsuelo obtenidas por medio de herramientas que se introducen en los pozos, y son de tipo eléctrico, acústico y radioactivo. El registro también incluye información de perforación y análisis de lodo y recortes, de núcleos y pruebas de formación.

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Refinería Instalación industrial en la que se lleva a cabo la refinación del petróleo crudo mediante diferentes procesos.

Reservas económicas Volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, que se espera recuperar económicamente a partir de la fecha específica en que se determina la reserva hasta el final de la explotación del yacimiento, utilizando los métodos y sistemas de explotación económicamente aplicables en esa fecha.

Reservas de hidrocarburos Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que será producido económicamente con cualquiera de los métodos y sistemas de explotación aplicables a la fecha de la evaluación.

Reservas no probadas Volúmenes de hidrocarburos y substancias asociadas, evaluadas a condiciones atmosféricas que resultan de la extrapolación de las características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de certeza razonable, o suponiendo escenarios futuros de producción que implican condiciones técnicas o económicas que no son las que prevalecen en el momento de la evaluación.

Reserva original Volumen de hidrocarburos a condiciones atmosféricas, inicialmente disponible en un yacimiento antes de iniciar su explotación comercial, que se espera recuperar económicamente con los métodos y sistemas de explotación económicamente aplicables a una fecha específica. Es la fracción del recurso descubierto y económico que podrá obtenerse desde el inicio de la explotación comercial de un yacimiento hasta el final de la explotación del mismo.

Reservas probables Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica, en trampas perforadas y no perforadas, definidas por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas adyacentes a yacimientos productores en donde se considera que existen probabilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico donde existan reservas probadas.

Reservas probadas Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas que se puede producir económicamente con los métodos y sistemas de explotación aplicables en el momento de la evaluación, tanto primarios como secundarios.

Reservas posibles Cantidad de hidrocarburos estimada a una fecha específica en trampas no perforadas, definida por métodos geológicos y geofísicos, localizadas en áreas alejadas de las productoras, pero dentro de la misma provincia geológica productora, con posibilidades de obtener técnica y económicamente producción de hidrocarburos, al mismo nivel estratigráfico en donde existan reservas probadas.

Reserva remanente Volumen de hidrocarburos medido a condiciones atmosféricas, que queda por producirse económicamente de un yacimiento a determinada fecha, con las técnicas de explotación aplicables. Es la

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diferencia entre la reserva original y la producción acumulada de hidrocarburos a una fecha específica.

Residuo atmosférico Producto que se obtiene del fondo de las torres de fraccionamiento de la destilación primaria, después de la extracción de gasolinas, querosinas y gasóleos primarios.

Residuo de vacío Residuo que se obtiene de la planta de destilación al vacío. Es el resultado de extraer de una torre de destilación al vacío los gasóleos contenidos en el residuo atmosférico. Está compuesto por hidrocarburos complejos de alto peso molecular e impurezas concentradas como el azufre, níquel y vanadio. Posteriormente el residuo de vacío se convierte en asfalto, betún o en coque de petróleo mediante otros procesos de refinación.

Tasa de restitución de reservas

Indica la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. Es el cociente que resulta de dividir los nuevos descubrimientos por la producción durante un periodo de análisis. Generalmente es referida en forma anual y expresada en términos porcentuales.

Turbosina Combustible para avión. Destilado del petróleo similar a la querosina. Líquido claro, olor a aceite combustible, insoluble en agua. Conocido también con los nombres de jet fuel y combustible de reactor. Se utiliza como combustible en las turbinas de los aviones de propulsión a chorro. Propiedades importantes:

- Temperatura de ebullición (rango) a 760 mm Hg: 149 – 300 ºC

- Presión de vapor: 0.1 mm Hg a 20 ºC

- Gravedad específica (20/4 ºC): 0.810

- Temperatura de inflamación: 38 ºC mínimo

- Temperatura de congelación: -47 ºC máximo

- Límites de inflamabilidad en aire, % en volumen: Inferior 0.6 %, superior 3.7%.

Viscosidad Resistencia a fluir de un líquido. Un hidrocarburo de alta viscosidad, por ejemplo, fluye con dificultad, mientras que los menos espesos son más móviles. La viscosidad disminuye con la temperatura.

Volatilidad Tendencia de un líquido a pasar a su fase de vapor. Las sustancias volátiles despiden vapores a las temperaturas ambientales. En la industria de refinación del petróleo, esta propiedad es muy importante tanto en los crudos como en los productos. Las mezclas de hidrocarburos, como la gasolina, pueden clasificarse como volátiles debido a que contienen componentes que se evaporan con facilidad. Para ello se controla su presión de vapor, determinación que refleja la volatilidad tanto del crudo como de sus productos.

Volumen original de petróleo o aceite

Cantidad de petróleo que se estima existe originalmente en el yacimiento, y está confinado por límites geológicos y de fluidos,

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pudiéndose expresar tanto a condiciones de yacimiento como a condiciones de superficie.

Yacimiento Porción de trampa geológica que contiene hidrocarburos, que se comporta como un sistema hidráulicamente interconectado, y donde los hidrocarburos se encuentran a temperatura y presión elevadas ocupando los espacios porosos.

Yacimiento petrolífero Cualquier estructura geológica o estrato poroso que contenga o pueda contener cualquiera de los hidrocarburos del grupo del petróleo. Los yacimientos se pueden clasificar de acuerdo al tipo y cantidad de fluido que contengan (gas, aceite o mezclas).

193

5.6. Anexo F. Abreviaturas y siglas

AMDA Asociación Mexicana de Distribuidores Automotor

AMIA Asociación Mexicana de la Industria Automotriz

ANPACT Asociación Nacional de Productores de Autobuses, Camiones y Tractocamiones

ASA Aeropuertos y Servicios Auxiliares

ATG Aceite Terciario del Golfo

bbl Barril

bd Barriles diarios

BP British Petroleum

BTU British Thermal Unit (Unidades Térmicas Británicas)

CC Ciclo Combinado

CIEP Contratos Integrales de Exploración y Producción

CFE Comisión Federal de Electricidad

CNGM Costa Norteamericana del Golfo de México

CONAPO Consejo Nacional de Población

CONUEE Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía

CRE Comisión Reguladora de Energía

DGAC Dirección General de Aeronáutica Civil

DOE Departamento de Energía de EUA (Department of Energy)

DOF Diario Oficial de la Federación

EAU Emiratos Árabes Unidos

EIA Energy Information Administration (EUA)

EPA Environmental Protection Agency

EPS Empresa productiva Subsidiaria

GLP Gas licuado de petróleo

GN Gas natural

GNC Gas natural comprimido

GWh Gigawatts hora

HDS Hidrodesulfuración

IEA Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency)

IEPS Impuesto Especial sobre Productos y Servicios

IMP Instituto Mexicano del Petróleo

INEGI Instituto Nacional de Estadística Geografía e Informática

IVA Impuesto al Valor Agregado

Km Kilómetros

194

Km/l Kilómetros por litro

mb Miles de barriles

mbd Miles de barriles diarios

mbdpce Miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente

mbpce Miles de barriles de petróleo crudo equivalente

mmb Millones de barriles

mmbd Millones de barriles diarios

mmbdpce Millones de barriles diarios de petróleo crudo equivalente

mmbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente

mmmbpce Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente

mmpcd Millones de piés cúbicos diarios

mmton Millones de toneladas

mt Millones de toneladas

mta Miles de toneladas anuales

MW Megawatts

n.a. no aplica

n.d. No disponible

NOM Norma Oficial Mexicana

OCDE Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico

OPEP Organización de Países Exportadores de Petróleo

PEMEX Petróleos Mexicanos

PEP PEMEX Exploración y Producción

PGPB PEMEX Gas y Petroquímica Básica

PIB Producto Interno Bruto

PIE Productores Independientes de Energía

POT Programa Operativo Trimestral

PR PEMEX Refinación

RP Resto del país

SCT Secretaría de Comunicaciones y Transportes

SE Secretaría de Economía

SENER Secretaría de Energía

SFM Sistema Ferroviario Mexicano

SNR Sistema Nacional de Refinación

tmca Tasa media de crecimiento anual

UBA Ultra Bajo Azufre

USD Dólares americanos

WTI West Texas Intermediate

195

ZF Zona Fronteriza

ZM Zona Metropolitana

ZMVM Zona Metropolitana del Valle de México

196

5.7. Anexo G. Factores de conversión

Volumen Cantidad

Unidad base Factor de

conversión Nueva unidad

1 metro cúbico 6.2898104 barriles

1 metro cúbico 35.31467 pies cúbicos

1 metro cúbico 1,000 litros

1 millón de metros cúbicos 6,289.80 miles de barriles

1 millón de pies cúbicos 178.107 miles de barriles

1 pie cúbico 0.0283168 metro cúbico

1 Galón 0.0238 barriles

1 barril 42 Galones

1 barril 158.987304 litros

Energía

Cantidad Unidad base

Factor de conversión

Nueva unidad

1 millón de toneladas de petróleo

40.4 MBTU(1012 BTU)

1 tonelada de petróleo crudo equivalente

41.868 x 109 GJ (109 Joules)

1 millón de toneladas de Petróleo crudo equivalente

41.868 PJ (1015 Joules)

1 tonelada métrica de petróleo crudo

7.3 barriles de petróleo

1 barril de petróleo 5,000 pies cúbicos de gas natural

1 millón de metros cúbicos de gas natural

0.9 miles de toneladas de petróleo crudo

1 millón de pies cúbicos de gas natural

0.026 miles de toneladas de petróleo crudo

1 metro cúbico de gas natural

8,460,000 calorías (para efectos de facturación de gas seco)

1 metro cúbico de gas natural 8,967,600 calorías (con un factor de corrección

calorífica de 1.06)

1 metro cúbico de querosina

8,841,586 Kilocalorías

1 metro cúbico de gas de alto horno

8,825 Kilocalorías

1 metro cúbico de gas de coque

4,400 Kilocalorías

1 barril de combustóleo pesado

1,593,000 Kilocalorías

1 tonelada de coque de petróleo 7,465,500 Kilocalorías

1 kilogramo de gas LP (mezcla nacional) 11,823.86 Kilocalorías

1 kilogramo de gas LP (mezcla de importación) 11,917.30 Kilocalorías

197

1 tonelada de bagazo 1,684,990 Kilocalorías

1 tonelada de carbón 4,662,000 Kilocalorías

1 tonelada de coque de carbón 6,933,000 Kilocalorías

1 BTU 1,055.06 Joules

1 BTU 252 Calorías

1 Caloría 4.1868 Joules

1 Kilocaloría 3.968254 BTU

1 Gigajoule (1 x109 joules) 0.94708 Millones de BTU

1 Gigajoule 239,000,000 calorías

1 Petacaloría 132.76 megawatts

1 watt-hora 3,600 Jo

5.8. Referencias

Bibliografía

• BP Statistical Review of World Energy June 2015. Formato digital. • Monthly Oil Market Report, December (Varios años), OPEP • Medium-Term Oil Report, 2015. AIE. • Indicadores Petroleros, PEMEX, varios años. • Annual Statistical Bulletin 2015 • World Economic Outlook, Fondo Monetario Internacional, abril de 2015. Formato digital. • World Energy Outlook 2015, International Energy Agency. Formato digital. • World Oil Outlook (Varios años), Organization of the Petroleum Exporting Countries. • Medium Term Oil market Report, varios reportes, Agencia Internacional de Energía. • Oil Market Report, Agencia Internacional de Energía. Formato digital. • Annual Energy Outlook 2011, Energy Information Administration. DOE, EUA. Formato digital. • Country Analysis Brief, Energy Information Administration, DOE, EUA. • Las reservas de hidrocarburos de México al 1° de enero de 2015, PEMEX Exploración y

Producción. • Reporte de reservas de hidrocarburos al 1° de enero de 2015. PEMEX Exploración y Producción

(Varios años), PEMEX. • Anuario Estadístico 2014, PEMEX • Memoria de Labores 2014, PEMEX. • Base de Datos Institucional de PEMEX. • Aeropuertos y Servicios Auxiliares. Boletín Informativo. Varios años. • Asociación Mexicana de la Industria Automotriz. Órgano Informativo Mensual, varios números. • Estadísticas de la Caña de Azúcar. Varios años. Unión Nacional de Cañeros, A. C. • Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática. Anuario Estadístico por Entidad

Federativa, varios años, México.

198

Referencias de internet

• Department of Energy, www.energy.gov • Energy Information Administration, www.eia.doe.gov • Petróleos Mexicanos, www.pemex.com • Organización de Países Exportadores de Petróleo, www.opec.org • Sistema de Información Energética (SIE), Secretaría de Energía: ssie_se.energia.gob.mx/ • Country Analysis Briefs (EIA): • Ethanol, British Petroleum: • Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, www.semarnat.gob.mx • National Highway Traffic Security Administration, EUA. http://www.nhtsa.gov/ • Weekly inputs, utilization and production EIA, EUA.

http://tonto.eia.doe.gov/dnav/pet/pet_pnp_wiup_dcu_nus_w.htm

Referencias para la recepción de comentarios

Los interesados en aportar observaciones, sugerencias o formular consultas pueden dirigirse a:

Responsable de la publicación

Dirección General de Planeación e Información Energéticas

Subsecretaría de Planeación y Transición Energética

Secretaría de Energía

Tel. 50 00 60 00 Ext. 2477 y 2097

e-mail: prospectivas@energia.gob.mx