Evolución de los requerimientos energéticos de México

Primera parte: Producción y procesamiento de energéticos primarios y oferta interna de energía

1.- Introducción

El análisis que se presenta a continuación está basado en las cifras de producción y consumo de energía, expresadas en petajoules (PJ), reportadas en los Balances de Energía para los años 2012-2023 publicados por la Secretaría de Energía [1].

En este análisis pretendemos presentar al lector la información que nos parece más relevante para entender cómo ha evolucionado nuestra matriz de consumo energético y cuáles son las áreas de oportunidad para poder transitar hacia una matriz más sustentable.

2.- Producción de energéticos primarios

Entre 2012 y 2019 se redujo tanto la producción total de energía primaria
(-30%) como la producción de energía fósil (-34%) y ambas se incrementaron nuevamente (16% y 11%, respectivamente) entre 2019 y 2023, mientras que, en el periodo analizado, la producción de energías limpias se incrementó en 110%.

2.1.- Producción de energías limpias

En el periodo analizado, los principales incrementos se dieron en energía solar (+205 PJ), energía eólica (+169 PJ), energía nuclear (+85 PJ) y energía hidráulica (+75 PJ). En cambio, por falta de nuevas inversiones, declinó la producción de energía geotérmica (-39 PJ)

2.2.- Producción de energía fósil

Entre 2012 y 2019 la producción de energía fósil primaria se redujo de 8,346 PJ a 6,160 PJ. la producción de crudo se contrajo 36% y de gas natural 22% (las cifras reportadas de producción de gas no incluyen los autoconsumos de Pemex en instalaciones costa afuera).

2.3.- Autoconsumo de energía en la producción de crudo y gas

En los últimos años, tanto el consumo de energía utilizada en la producción de hidrocarburos como la quema de gas asociado se incrementaron de manera significativa, hasta alcanzar 15% del total de energía producida y 45% de todo el gas natural producido.

El autoconsumo de energía en los procesos de producción en México para el año 2023 (9%) contrasta con los datos reportados por la Agencia de Información Energética (EIA) de los EEUU (6%).

2.4.- Balance de energía en la producción de crudo y gas en 2023

A continuación, se presenta el balance energético para la producción de petróleo y gas en 2023, año en que se reporta una producción neta de 6,031 PJ de hidrocarburos primarios (3,878 PJ de petróleo crudo, 570 PJ de condensados y 1,582 PJ de gas natural).

Para lograr dicha producción, fue necesario disponer en campo de 417 PJ de gas de formación y de 676 PJ de gas residual de plantas de proceso ubicadas costa afuera, de los cuales 449 PJ fueron recirculados a los campos para bombeo neumático, lo que da una producción total de gas natural en campo de 2,225 PJ.

Del total de 2,225 PJ de gas natural producido, es necesario descontar 395 PJ que se envían a los quemadores de campo (18% de la producción total de gas natural) y 616 PJ utilizados para usos propios (28% de la producción total de gas natural) que se consume en los procesos de producción, acondicionamiento y transporte del crudo, condensados y gas natural a los centros de proceso, las refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNG) y los complejos de procesamiento de gas (CPG).

3.- Procesamiento de combustibles primarios

La gran mayoría de las plantas que integran las seis refinerías del SNR y los CPG fueron instaladas hace más de 40 años, con las tecnologías y los criterios de diseño de aquellos años en que la energía era mucho más barata que ahora y los costos de capital mucho más elevados. Esto obligaba a sacrificar rendimientos y eficiencias energéticas para abatir los costos de inversión, razón por la cual los procesos de procesamiento y transformación de crudo y de gas natural con los que cuenta nuestro país son grandes consumidores de energía y son mucho menos eficientes, tanto en términos de rendimientos como en términos de consumo de energía, que los utilizados por nuestro vecino del norte 

3.1.- Procesamiento de crudo y condensados en el SNR

En el periodo analizado, el SNR ha pasado de procesar 2,817 PJ de petróleo crudo y producir 2,491 PJ de productos refinados en 2012, a procesar 1766 PJ (1,452 PJ de petróleo crudo y 314 PJ de condensados) y producir 1,719 PJ de productos refinados en 2023, una reducción de 31%.

La caída en la producción de los diferentes productos no fue pareja. En el periodo analizado, la producción de combustibles líquidos de alto valor (gasolina, turbosina y diésel) pasó de 1,518 PJ en 2013 a 908 PJ en 2023, una reducción de 40%, mientras que la producción de residuales de bajo valor (combustóleo, coque y productos no energéticos) pasó de 844 PJ a 757 PJ, una reducción de tan solo 10%.

Mientras que en el periodo 2012-2013, por cada 100 PJ de petróleo crudo refinado en el SNR se obtuvieron 55 PJ de combustibles líquidos de alto valor y 30 PJ de productos residuales de bajo valor, en el periodo 2022-2023 se produjeron 50 PJ de combustibles líquidos de alto valor y 40 PJ de productos residuales de bajo valor.

3.2.- Procesamiento de gas natural y condensados en los CPG

Tanto el volumen de gas natural enviado a proceso en los CPG, como la producción de gas seco, se han reducido considerablemente en el periodo analizado.

Del análisis de los datos de la cantidad de condensados enviados a los CPG y de los líquidos recuperados, resulta evidente que la gran mayoría de los condensados enviados a los CPG en los dos últimos años (2022 y 2023) no fueron procesados, sino que están siendo utilizados para otros propósitos[2]. En este análisis se asume que en 2022 y 2023 se procesa en los CPG la misma cantidad de condensados que en 2021 y la diferencia se destina a otros propósitos.

Adicionalmente, en los tres últimos balances (2021-2023), el rubro de gas natural enviado a los CPG incluye tanto el gas natural que fue procesado en los CPG, como el que se está usando como energético, después de pasar de haber sido deshidratado y desulfurado.

Como en los balances de energía no se presenta un desglose entre cuánto gas natural se envía a proceso y cuánto se utiliza como combustible, para este análisis se asume que en los años 2021 a 2023 se mantiene una proporción similar de gas seco producido a gas natural procesado que en años anteriores (75%) y que la diferencia es gas natural consumido como combustible en las operaciones de los CPG.

3.3.- Consumo de energía en el procesamiento de crudo y gas natural

El consumo de energía en los procesos de refinación de crudo y procesamiento de gas se ha incrementado sustancialmente en los últimos años. De acuerdo con los datos reportados en el último Balance, la energía autoconsumida en 2023 representó 31% del total de la energía procesada.

Esto contrasta muy desfavorablemente con las cifras reportadas por la Administración de Información de Energía de los EEUU para el autoconsumo de energía de su sistema nacional de refinación, que es tan solo 16%. Hay que tomar en cuenta adicionalmente que la operación de una refinería es mucho más compleja y requiere de un consumo mayor de energía que la operación de los centros de procesamiento de gas.

3.4.- Balance de los procesos de procesamiento de crudo y gas natural en 2023

En 2023, con los 3,198 PJ de petróleo crudo, condensados y gas natural que fueron enviados al SNR y a los CPG se produjeron 2,796 PJ de energéticos secundarios y otros productos no energéticos, por lo que 403 PJ de la energía primaria suministrada fueron desaprovechados en los procesos o utilizados para otros propósitos (13% de la energía básica suministrada).

Adicionalmente, el SNR y los CPG consumieron 793 PJ de los energéticos secundarios producidos en dichos centros y 191 PJ de gas seco fueron recirculados a las plataformas de producción.

El 27% del total de la energía primaria enviada al SNR y a los CPG es consumida en los propios procesos, 11% es desaprovechada, 2% es transformada en productos no energéticos y 6% es recirculada a los campos petroleros en forma de gas seco. Tan solo 54% queda disponible para atender el resto de la demanda nacional.

4.- Oferta nacional de energía

4.1.- Balance nacional de combustibles secundarios para 2023

El balance que se presenta a continuación presenta la disponibilidad total de energía fósil para todos los usuarios, incluyendo al propio Pemex, una vez que se descuentan las exportaciones y se incorporan las importaciones, antes de descontar los autoconsumos de energía para la producción y el procesamiento de hidrocarburos, y de los ajustes por desbalances y cambios de inventarios.

En 2023, 64% del total de la energía fósil que quedó a disposición de todos los usuarios, incluyendo el propio Pemex, fue energía importada, mientras que 36% fue energía de origen nacional.

En el caso específico de la oferta de combustibles líquidos para todos los usuarios, incluyendo los autoconsumos de Pemex, 64% fue importado y 36% fue de origen nacional y, en el caso de la oferta de gas seco para todos los usuarios, 70% fue importado 30% fue de origen nacional.

Si nos referimos a la oferta interna para los demás usuarios, después de descontar los autoconsumos de Pemex, 67% de la demanda interna de líquidos y más de 90% de la demanda de gas natural correspondió a energía importada.

4.2.- Evolución de la oferta nacional de energía fósil

En la gráfica siguiente se presenta la evolución, a lo largo del periodo de análisis, de la oferta interna de combustibles fósiles, antes de los autoconsumos de Pemex y antes de la generación de energía eléctrica.

La oferta interna fue determinada con base en los datos de producción, transformación, importaciones y exportaciones publicados en los Balances Nacionales de Energía, antes de los autoconsumos de Pemex y sin tomar en cuenta los diversos ajustes por desbalances y cambio de inventarios que se incorporan en dichos Balances.

En este balance de oferta interna se incorpora el gas natural consumido por Pemex en plataformas y en los CPG, pero no se incluye el gas natural quemado a la atmósfera.

En el periodo analizado, el consumo de energía fósil tuvo un incremento de tan solo 16%. En los últimos tres años, el consumo de esta energía se ha mantenido constante.

La participación de Pemex en la aportación de energías fósiles a la oferta interna se ha reducido considerablemente. Mientras que en 2012 Pemex aportó 63% de la que fue utilizada en el país y consumió el 14%, dejando un remanente disponible de 49% para el resto de la economía, en 2023 aportó 41% de la utilizada, consumió el 18% y dejó un remanente disponible de 23% para cubrir el resto de la demanda.

La participación de la energía fósil importada se incrementó de 37% a 59% del total demandado.

4.3.- Evolución de la oferta nacional de energía

En la oferta nacional, además de las energías limpias, se incorpora el consumo de madera y el gas quemado a la atmósfera, para mostrar su peso relativo en el abasto de energía del país. En el periodo analizado, la oferta de combustibles se incrementó 16%, la de gas natural 52% y las energías limpias 110%. La quema de gas se incrementó 630%.

En la última gráfica se presenta la evolución de la participación porcentual de las diferentes fuentes de energía en la oferta final a los usuarios. El porcentaje de energía fósil en la oferta totalde energía se redujo de 91% en 2012 a 87% en 2023, mientras que el porcentaje de energías limpias se incrementó de 6% a 11%.

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Notas:

[1]En la fecha de preparación de este trabajo, el Balance Nacional de Energía 2024 se encuentra disponible tan solo en su versión preliminar.

[2]Seguramente están siendo utilizados como diluyente del combustóleo y el crudo ligero que se está exportando para ser utilizados como carga en las refinerías del sur de Texa.