mem de labores 2012 v14 - pemex | por el rescate de la soberanía · 2014-10-22 · ing. miguel...

Memoria de Labores 2012

Índice

Presentación 7

Perfil de Petróleos Mexicanos 9

1. Avances de la Reforma Energética aprobada en 2008 19

2. Aspectos financieros 23

2.1 Administración financiera 23 2.2 Situación financiera consolidada 27 2.3 Cumplimiento de la Ley Sarbanes Oxley (SOX) 33 2.4 Ejercicio del presupuesto. Flujo de efectivo 35

3. Programa de inversiones 41

3.1 Presupuesto de inversión de la industria petrolera estatal 42 3.2 Presupuesto de inversión por organismo subsidiario 43

4. Reservas de hidrocarburos 55

5. Resultados operativos 65

5.1 Exploración 65 5.2 Producción de petróleo crudo y gas natural 68 5.3 Convenios de colaboración 74 5.4 Proceso del gas natural y líquidos del gas 75 5.5 Producción de petrolíferos y gas licuado 76 5.6 Producción de petroquímicos 82

6. Atención al mercado 85

6.1 Mercado internacional de hidrocarburos 85 6.2 Mercado interno de hidrocarburos 90 6.3 Comercio internacional 97

7. Seguridad industrial y protección ambiental 103

7.1 Implantación del sistema Pemex-SSPA 106 7.2 Protección Ambiental 108

8. Gestión corporativa 117

8.1 Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos 117 8.2 Administración corporativa 118

9. Transparencia y rendición de cuentas 141

Petróleos Mexicanos

10. Estadísticas 147

Petróleos Mexicanos 148 Pemex-Exploración y Producción 159 Pemex-Refinación 185 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 200 Pemex-Petroquímica 214 Comercio Internacional 231

11. Métodos y factores de conversión 243

11.1 Notas a los cuadros estadísticos 243 11.2 Abreviaturas y símbolos usados 247 11.3 Factores de conversión utilizados en la industria petrolera 248 11.4 Peso específico de productos seleccionados 249


PRINCIPALES EJECUTIVOS

MTRO. EMILIO LOZOYA AUSTIN

Director General de Petróleos Mexicanos

ING. CARLOS ARNOLDO MORALES GIL

Director General de Pemex-Exploración y Producción

ING. MIGUEL TAME DOMÍNGUEZ

Director General de Pemex-Refinación

ING. ALEJANDRO MARTÍNEZ SIBAJA

Director General de Pemex-Gas y Petroquímica Básica

ING. MANUEL SÁNCHEZ GUZMÁN

Director General de Pemex-Petroquímica

ING. LUIS FELIPE LUNA MELO

Director General de P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V.

DR. VINICIO SURO PÉREZ

Director General del Instituto Mexicano del Petróleo


LIC. VÍCTOR DÍAZ SOLÍS

Director Corporativo de Administración

de Petróleos Mexicanos

ING. CARLOS RAFAEL MURRIETA CUMMINGS

Director Corporativo de Operaciones


LIC. MARIO ALBERTO BEAUREGARD ÁLVAREZ

Director Corporativo de Finanzas


ING. JOSÉ LUIS LUNA CÁRDENAS

Director Corporativo de Tecnología de Información

y Procesos de Negocio de Petróleos Mexicanos

LIC. MARCO ANTONIO DE LA PEÑA SÁNCHEZ

Director Jurídico de Petróleos Mexicanos

LIC. ANTONIO DOMÍNGUEZ SAGOLS

Titular del Órgano Interno de Control

en Petróleos Mexicanos


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Presentación

La Memoria de Labores es uno de los documentos de referencia por medio del cual Petróleos Mexicanos informa a la comunidad petrolera, académicos y público en general, acerca de sus principales resultados operativos, financieros y presupuestales. La fuerte tendencia evolutiva que caracteriza a esta industria marca la pauta respecto a la estructura e información que integran la Memoria, a lo cual contribuyen los comentarios y sugerencias de los lectores, por lo que este proceso conforma un ejercicio de transparencia por parte de la empresa.

La edición 2012 de la Memoria conserva la estructura del año anterior de manera simplificada, con el fin de hacerla más ejecutiva. Comprende once capítulos que abarcan los siguientes temas:

- Avance en la ejecución de los mandatos que derivan de la Reforma Energética aprobada en 2008 por el H. Congreso de la Unión.

- Aspectos destacados de la situación financiera, la ejecución del presupuesto de operación y del programa de inversión.

- Situación de las reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013.

- Principales resultados operativos de toda la cadena de valor.

- Atención al mercado interno y la evolución del comercio exterior.

- Actividades relevantes en materia de protección ambiental, seguridad industrial y salud ocupacional.

- Transparencia y rendición de cuentas.

- Estadísticas, métodos y factores de conversión.

Se resume la esencia del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos. Los principales resultados y la información detallada al respecto se presenta en el Informe Anual 2012 de Petróleos Mexicanos que atiende al artículo 70 de la Ley de Petróleos Mexicanos, publicado en:

http://www.pemex.com/files/content/informe_anual_2012_art70.pdf

Cabe señalar que la información financiera que se presenta corresponde a los estados financieros consolidados con los organismos subsidiarios, dictaminados bajo Normas Gubernamentales.


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Con el propósito de alcanzar un mayor número de usuarios, la Memoria de Labores se encuentra disponible en la página electrónica de la empresa, http://www.pemex.com/informes/pdfs/memoria_labores_2012.pdf además se cuenta con el correo [email protected], en el cual serán bienvenidos comentarios, lo que permitirá conocer la opinión de los lectores y mejorar su contenido.


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Perfil de Petróleos Mexicanos

Petróleos Mexicanos es un organismo descentralizado con fines productivos, personalidad jurídica y patrimonio propios que tiene por objeto realizar las actividades que le corresponden en exclusiva al Estado en el “área estratégica del petróleo, demás hidrocarburos y la petroquímica básica de acuerdo con la Ley Reglamentaria del artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y sus reglamentos.”1/

En este contexto, Petróleos Mexicanos lleva a cabo la exploración, explotación y demás actividades a que se refiere el artículo 2o. de la Ley de Petróleos Mexicanos, y ejerce, conforme a lo dispuesto en este instrumento jurídico, la conducción central y dirección estratégica de la industria petrolera. En el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-20172/ establece su Misión y Visión:

Misión

Maximizar el valor de los activos petroleros y los hidrocarburos de la nación, satisfaciendo la demanda nacional de productos petrolíferos con la calidad requerida, de manera segura, confiable, rentable y sustentable.

Visión

Ser reconocido por los mexicanos como un organismo socialmente responsable, que permanentemente aumenta el valor de sus activos y de los hidrocarburos de la nación, que es ágil, transparente y con alto nivel de innovación en su estrategia y sus operaciones.

En la realización de sus funciones, Petróleos Mexicanos cuenta con cuatro organismos subsidiarios:

- Pemex-Exploración y Producción. Realiza la exploración y aprovechamiento de las reservas de petróleo crudo y gas natural; así como su transporte,

1/ Artículos 2o. y 3o. de la Ley de Petróleos Mexicanos, publicada en el Diario Oficial de la Federación el 28 de noviembre de 2008. 2/ En julio de 2012 el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017. El avance en las metas de 2012 que se presenta posteriormente corresponde al Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2012-2016, de julio de 2011.


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almacenamiento en terminales y comercialización de primera mano. Estas actividades se llevan a cabo en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del territorio nacional: Región Norte, Región Sur (territorio continental), Región Marina Noreste y Región Marina Suroeste (territorio marino).

- Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Procesa el gas natural que recibe de Pemex-Exploración y Producción y obtiene gas licuado y productos petroquímicos básicos3/ para satisfacer, de manera eficiente, segura y oportuna, la demanda nacional de estos productos. Asimismo, ofrece a sus clientes industriales diversos servicios, entre los que se cuentan los mecanismos de coberturas de precios de gas natural.

- Pemex-Refinación. Realiza los procesos industriales de refinación, elaboración de productos petrolíferos y derivados del petróleo, su distribución, almacenamiento y venta de primera mano. Tiene también a su cargo, la planeación, administración y control de la red comercial, así como la suscripción de contratos con inversionistas privados mexicanos para el establecimiento y operación de las estaciones de servicio que atienden el mercado al menudeo de combustibles automotrices.

- Pemex-Petroquímica. Elabora, comercializa y distribuye productos petroquímicos para satisfacer la demanda del mercado. Su actividad fundamental consiste en la realización de los procesos petroquímicos no básicos derivados de la primera transformación del gas natural, metano, etano, propano y naftas. Guarda estrecha relación comercial con empresas privadas nacionales dedicadas a la elaboración de fertilizantes, plásticos, fibras y hules sintéticos, fármacos, refrigerantes y aditivos, entre otras.

Además, Petróleos Mexicanos y sus cuatro organismos subsidiarios tienen participación accionaria en diversas empresas, de las cuales cuatro son de participación estatal mayoritaria, debido a que Petróleos Mexicanos o alguno

3/ Conforme al artículo 3o. de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, los petroquímicos básicos están constituidos por: 1) etano, 2) propano, 3) butanos, 4) pentanos, 5) hexano, 6) heptano,7) materia prima para negro de humo, 8) naftas (gasolinas naturales) y 9) metano (este último cuando provenga de carburos de hidrógeno, obtenidos de yacimientos ubicados en territorio nacional y se utilice como materia prima en los procesos industriales petroquímicos). Diario Oficial de la Federación del 13 de noviembre de 1996.


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de sus organismos subsidiarios participa con más de 50% de su capital social.

Las empresas de participación estatal mayoritaria son:

- PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V. Tiene por objeto la comercialización, exportación e importación, entre otros, de petróleo crudo y productos derivados de su refinación e industrialización. Petróleos Mexicanos tiene 98.3% de las acciones de la empresa.

- Compañía Mexicana de Exploraciones, S.A. de C.V. Brinda asesoría en proyectos bidimensionales (2D) y tridimensionales (3D), control de calidad de datos en proyectos sísmicos, adquisición y procesamiento de datos sísmicos, métodos potenciales, y estudios geofísicos y geotérmicos del fondo marino. Pemex-Exploración y Producción participa con 60% de las acciones de la empresa.

- Instalaciones Inmobiliarias para Industrias, S.A. de C.V. y I.I.I. Servicios,

S.A. de C.V. Prestan servicios de consultoría y asesoría inmobiliaria, desarrollan proyectos y construcciones de calidad, administración integral, mantenimiento, arrendamiento y comercialización de bienes muebles e inmuebles para Petróleos Mexicanos, quien posee 100% de las acciones de la primera empresa, la cual a su vez tiene el 99.98% de las acciones de I.I.I. Servicios, S.A. de C.V.

Petróleos Mexicanos prepara dos tipos de estados financieros consolidados.

- Los que realiza conforme a las prácticas contables establecidas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, denominadas Normas de Información Financiera Gubernamental, Generales o Específicas para el Sector Paraestatal, NIFGGSP o Normas Gubernamentales (NG), y que son utilizados para la formulación de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal. En este caso sólo se integran los resultados financieros de los cuatro organismos subsidiarios y el Corporativo de Petróleos Mexicanos.

- Los que prepara de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF o IFRS, por sus siglas en inglés) emitidas por el International Accounting Standard Board (IASB). La consolidación considera a los organismos subsidiarios y a las compañías subsidiarias y vehículos financieros que se muestran en el cuadro siguiente:


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Compañías subsidiarias que consolidan sus estados financieros

con Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios

Grupo PMI

- P.M.I. Comercio Internacional, S.A. de C.V. - P.M.I. Services B.V.- P.M.I. Trading Ltd. - P.M.I. Marine Ltd. - P.M.I. Holdings North America, Inc. - P.M.I. Services North America, Inc. - P.M.I. Holdings Petróleos España, S.L. - Pemex Internacional España, S.A.- P.M.I. Holdings B.V. - Pemex Services Europe Ltd.- P.M.I. Norteamérica, S.A. de C.V.

Otras empresas Vehículos financieros

- Kot Insurance Company AG. - Pemex Finance, Ltd. - Integrated Trade Systems, Inc. - Mex Gas International, Ltd. Nota: No se incluyen los fideicomisos presentados en años anteriores, en virtud de que se extinguieron entre 2009 y 2010, años que ya no se utilizan como referencia.

El Grupo PMI tiene por objeto principal realizar operaciones comerciales de petróleo crudo y de productos en los mercados internacionales. Las empresas del grupo, dependiendo de las funciones de cada una de ellas, proporcionan servicios especializados, tales como: administrativos, financieros, legales, administración de riesgos, fletamento de buques e inteligencia de mercado.

Las empresas no paraestatales son aquellas en las que Petróleos Mexicanos o alguno de sus organismos participan en su capital social en una proporción menor a 50%.

Estructura de gobierno

La estructura de gobierno de Petróleos Mexicanos se conforma por un Consejo de Administración y un Director General, quienes en el ejercicio de sus atribuciones buscarán en todo momento la creación de valor económico en beneficio de la sociedad mexicana y tomarán en cuenta todos los objetivos previstos en el artículo 7 de la Ley de Petróleos Mexicanos.

La vigilancia interna de Petróleos Mexicanos está a cargo del Comité de Auditoría y Evaluación de Desempeño del Consejo de Administración, el Comisario y el Órgano Interno de Control.


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Su estructura de organización básica se integra con una dirección general, cinco direcciones corporativas, una Dirección Jurídica y cuatro organismos subsidiarios.

La integración y el funcionamiento del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos durante 2012, se realizó conforme a la Ley de Petróleos Mexicanos, el Reglamento de dicha Ley, el Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos y demás disposiciones legales aplicables.

Dicha ley establece acciones concretas para fortalecer el gobierno corporativo de la empresa, por lo que en 2009 se incorporaron al Consejo de Administración cuatro consejeros profesionales, designados por el Ejecutivo Federal y ratificados por el Senado de la República el 17 de marzo de ese año. Los consejeros profesionales, no tienen suplentes y como servidores públicos, están sujetos a las responsabilidades administrativas correspondientes.

Dirección Corporativa de Tecnología de

Información y Procesos de Negocio

Comités:I. Auditoría y Evaluación del DesempeñoII. Estrategia e InversionesIII. RemuneracionesIV. Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y

ServiciosV. Medio Ambiente y Desarrollo SustentableVI. Transparencia y Rendición de CuentasVII. Desarrollo e Investigación Tecnológica

Dirección Corporativa

de Administración

Dirección Corporativade Finanzas

Dirección Corporativa

de Operaciones

Consejo de Administración

Órgano Interno de Control

Dirección General

Pemex-Exploración y Producción Pemex-Refinación

Pemex-Gas y Petroquímica Básica Pemex-Petroquímica

1/ Vigente a partir del 1 de marzo de 2012.2/ El Consejo de Administración de cada organismo subsidiario cuenta con ambos Comités.

Consejos de Administración de los organismos subsidiarios

Comités: 2/

I. Estrategia e Inversiones II. Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios

DirecciónJurídica 1/

Comisario


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La Ley de Petróleos Mexicanos considera la integración de siete comités del Consejo de Administración:

- Auditoría y Evaluación del Desempeño.

- Estrategia e Inversiones.

- Remuneraciones.

- Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios.

- Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable.

- Transparencia y Rendición de Cuentas.

- Desarrollo e Investigación Tecnológica.

Recursos humanos

Para llevar a cabo las actividades de la industria petrolera estatal, Petróleos Mexicanos cuenta con un capital humano conformado por personal altamente especializado en todas las disciplinas requeridas, que le permite alcanzar los objetivos planteados.

Al cierre de 2012, el total de plazas ocupadas en Petróleos Mexicanos fue 150,697, con un crecimiento de 136 plazas ocupadas (0.1%) si se compara con el cierre del año precedente. Los movimientos tienen su origen principalmente en la aplicación de convenios administrativo-sindicales, transferencias de plazas y atención de programas y actividades operativas.

Del total, 134,324 plazas eran definitivas y 16,373 temporales. Conforme a su situación contractual, 79.9% eran sindicalizadas y 20.1% de confianza.

Por organismo subsidiario, 34.5% del total de plazas ocupadas correspondió a Pemex-Exploración y Producción, 30.7% a Pemex-Refinación, 17.8% al Corporativo de Petróleos Mexicanos, 8.9% a Pemex-Petroquímica y 8.1% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica.


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Plazas ocupadas en Petróleos Mexicanos

2010 2011 2012 Variación(%)

2012/2011

Petróleos Mexicanos 147,368 150,561 150,697 0.1 Confianza 30,297 30,583 30,344 -0.8 Sindicalizado 117,071 119,978 120,353 0.3

Pemex-Exploración y Producción 49,802 51,713 51,998 0.6 Confianza 11,675 11,833 11,308 -4.4 Sindicalizado 38,127 39,880 40,690 2.0

Pemex-Refinación 45,306 46,909 46,236 -1.4 Confianza 6,219 6,549 6,530 -0.3 Sindicalizado 39,087 40,360 39,706 -1.6

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 12,327 11,918 12,191 2.3 Confianza 2,315 2,154 2,286 6.1 Sindicalizado 10,012 9,764 9,905 1.4

Pemex-Petroquímica 13,542 13,541 13,487 -0.4 Confianza 1,813 1,830 1,841 0.6 Sindicalizado 11,729 11,711 11,646 -0.6

Corporativo 26,391 26,480 26,785 1.2 Confianza 8,275 8,217 8,379 2.0 Sindicalizado 18,116 18,263 18,406 0.8

Fuente: Base de Datos Institucional.

Infraestructura

Para el desarrollo de sus actividades, la empresa cuenta con una extensa infraestructura para la exploración y producción de petróleo crudo y gas natural; refinerías, complejos procesadores de gas y complejos petroquímicos para la transformación de hidrocarburos; una amplia red de ductos, instalaciones de almacenamiento y equipos de transporte; además instalaciones administrativas, de servicios médicos y de telecomunicaciones.

Para el otorgamiento del servicio médico a sus trabajadores y a sus familiares, Petróleos Mexicanos cuenta con hospitales centrales, hospitales generales, hospitales regionales, clínicas-hospitales, clínicas satélite, unidades médicas de consulta externa, unidades médicas en centros de trabajo y consultorios en Centros de Desarrollo Infantil (CENDI). Asimismo, como parte de los apoyos que otorga Petróleos Mexicanos a sus trabajadores, cuenta con CENDI´s y


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escuelas (Artículo 123), en las que se imparte educación primaria a los hijos de los trabajadores.

Infraestructura petrolera 2011-2012 Principales instalaciones

2 0 1 1 2 0 1 2 2 0 1 1 2 0 1 2

Pemex-Exploración y Producción Pemex-Gas y Petroquímica Básica Campos en producción 416 449 Complejos procesadores de gas5 9 9 Plataformas marinas 238 232 Endulzadoras de gas 20 20 Pozos en explotación1 8,271 9,476 Plantas criogénicas6 20 21 Oleoductos (km) 4,852 4,992 Plantas fraccionadoras 9 9 Gasoductos (km) 7,656 8,295 Endulzadoras de condensados 6 6 Recuperadoras de azufre 14 14

Pemex-Refinación Terminales de distribución de gaslicuado

18 18

Refinerías 6 6

Destilación primaria 17 18 Gasoductos (km) 10,307 9,038 Destilación al vacío 17 18 Ductos de productos (km) 3,659 3,640 Desintegración catalítica 10 11 Reducción de viscosidad 2 2 Pemex-Petroquímica7 Reformadoras 13 13 Complejos petroquímicos 8 8 Alquilación e isomerización2 14 14 Plantas de proceso 39 37 Hidrodesulfuradoras 40 40 Amoniaco 6 5 Coquizadoras 3 3 Etileno 4 4 Terminales de almacenamiento y reparto

77 77 Polietilenos de alta y bajadensidad

6 6

Ductos de crudo (km) 5,213 5,223 Óxido de etileno 3 2 Ductos de productos (km) 8,959 8,917 Cloruro de vinilo 2 2 Buquetanques propios3 11 17 Reformadora BTX 1 1 Autotanques propios4 1,360 1,360 Estireno 1 1 Estaciones de servicio (propias y terceros)

9,637 10,042 Otras8 16 16

1. Al final del periodo.2. En 2012 se incorporó una planta de alquilación en la refinería de Minatitlán. 3. Incluye diez en arrendamiento financiero. Asimismo, se cuenta con tres arrendados. 4. Además de 3,455 arrendados. 5. El Complejo Procesador de Gas Área Coatzacoalcos incluye los sectores, Cangrejera, Morelos y Pajaritos,

ubicados en Coatzacoalcos. 6. A partir de noviembre de 2012, inicia operaciones la planta criogénica 2 con capacidad instalada de

proceso de 200 millones de pies cúbicos diarios en Poza Rica. 7. Incluye plantas fuera de operación y en proceso de baja. 8. Acetaldehído 2; oxígeno 2; hidrógeno 1; acrilonitrilo 3; metanol 2; especialidades petroquímicas 1;

propileno 1 y dicloroetano 4. Fuente: Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios.

En telecomunicaciones la empresa cuenta con infraestructura de vanguardia mediante la cual se agrega valor a los procesos sustantivos y de apoyo de la


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industria petrolera. Los diversos servicios incluyen radiocomunicación, comunicación de datos, intercomunicación y voceo, Internet, telefonía, videoconferencia, voz empresarial, mensajería instantánea, así como servicios técnicos especializados de vanguardia, soporte a sistemas industriales, y soluciones integrales de automatización y medios de enlace.

Posición en el ámbito internacional

Petróleos Mexicanos es una empresa integrada que participa en todas las actividades propias de la industria petrolera, cuya preponderancia se refleja en el ámbito internacional, asimismo ubica a México entre los siguientes lugares:

Ubicación en el entorno mundial

Concepto 2011 2012

México Reservas probadas de petróleo crudo 17 18 Reservas probadas de gas natural 29 30 Producción de petróleo crudo 8 10 Producción de gas natural 1 12 13

1. Considera el nitrógeno que se extrae junto al gas natural, producto de la aplicación del proceso de recuperación secundaria.

Fuente: Petróleos Mexicanos. Oil & Gas Journal.


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1. Avances de la Reforma Energética aprobada en 2008

Los principales avances alcanzados durante 2012 en el proceso de instrumentación de la Reforma Energética aprobada en 2008, en el marco de la Ley de Petróleos Mexicanos, su Reglamento y otras disposiciones aplicables, se presentan a continuación:

- En enero se publicó la convocatoria para la licitación de los nuevos Contratos Integrales para Exploración y Producción en seis campos maduros de la Región Norte, para incrementar la producción de hidrocarburos, al contar con significativas reservas remanentes y recursos prospectivos. Incluyen dos áreas marinas (Arenque y Atún) y cuatro terrestres (Altamira, Pánuco, San Andrés y Tierra Blanca), ubicados en el sur de Tamaulipas y norte de Veracruz.

En mayo se cerró la venta de bases para la segunda ronda de licitaciones de los seis campos maduros en la Región Norte, participaron 31 empresas que adquirieron 83 bases.

En junio, Petróleos Mexicanos anunció los resultados de la licitación de los campos maduros Altamira, Pánuco, Tierra Blanca y San Andrés. Quedaron pendientes de adjudicarse las áreas de Arenque y Atún. Se estima que con la adjudicación de los contratos se alcanzará un volumen de producción adicional de aproximadamente 80 mil barriles diarios de petróleo crudo, duplicando así la producción actual de la Región Norte.

- En enero, el Consejo de Administración aprobó las “Modificaciones a las disposiciones administrativas de contratación en materia de adquisiciones, obras y servicios de las actividades sustantivas de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”.

- En febrero, el Consejo de Administración aprobó los “Lineamientos para la Aprobación de las Transacciones Estratégicas en Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Participadas”.

- En febrero, el Consejo de Administración aprobó incluir en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de sus Organismos Subsidiarios, un objetivo estratégico transversal relativo a temas internacionales, con sus correspondientes estrategias de despliegue.


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- En marzo, conforme al artículo 70 de la Ley de Petróleos Mexicanos, se presentó al Congreso de la Unión, por conducto de la Secretaría de Energía, el Informe Anual 2011 de Petróleos Mexicanos, mismo que se publicó en su página de Internet.

- El 21 de marzo de 2012, se publicó en el Diario Oficial de la Federación un decreto que tiene por objeto establecer la estructura, el funcionamiento y el control de los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos. Esto en atención al Artículo Tercero transitorio de la Ley de Petróleos Mexicanos, que establece que el Ejecutivo Federal emitirá los decretos de reorganización existentes de los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos, con base en la propuesta que le presente el Consejo de Administración para tales efectos.

- En julio, el Consejo de Administración aprobó el “Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2013-2017” y el “Programa Operativo y Financiero Anual de Trabajo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”.

- En agosto, el Consejo de Administración aprobó los contratos tipo “A” de servicios integrales para la perforación, prueba y terminación de pozos en aguas profundas y ultraprofundas localizados en el Golfo de México.

- En octubre, el Consejo de Administración aprobó reformas al Estatuto Orgánico de Petróleos Mexicanos para la creación y la estructura organizacional de la Unidad de Control Interno Institucional, así como sus respectivas adiciones y derogaciones. Adicionalmente aprobó los Lineamientos para el Uso de Tecnologías Eficientes en la Producción de Amoniaco en Pemex-Petroquímica.

- En noviembre, el Consejo de Administración aprobó el Programa Estratégico Tecnológico 2013-2027 y su incorporación al Plan de Negocios. Asimismo, tomó conocimiento del informe sobre la Reestructuración de Petróleos Mexicanos que presentó el Director General al Congreso, en cumplimiento al artículo Décimo Quinto Transitorio de la Ley de Petróleos Mexicanos, mismo que se presenta en el Anexo 8 de este informe.

- En diciembre, Petróleos Mexicanos publicó la convocatoria oficial para la tercera ronda de los Contratos Integrales de Exploración y Producción,


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correspondiente a seis áreas de Chicontepec. En total, las seis áreas a licitar (Pitepec, Amatitlán, Soledad, Miquetla, Humapa y Miahuapan) tienen reservas 3P por 2,205 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y la calidad del mismo es de mediana a ligera.


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2. Aspectos financieros

La Dirección Corporativa de Finanzas (DCF) es la encargada de realizar la planeación financiera de Petróleos Mexicanos, el programa de financiamientos y su desarrollo; negociar los términos y condiciones de las operaciones constitutivas de deuda pública de la empresa e instrumentar su estrategia; además, dirigir las acciones para asegurar su integridad financiera y patrimonial, así como la de los organismos subsidiarios. Propone los indicadores en materia de riesgos financieros para que se desarrollen las estrategias de manejo de riesgo de las posiciones financieras y operativas.

La DCF elabora el escenario indicativo de metas de balance financiero que abarquen periodos de cinco años, es la encargada del manejo corporativo de tesorería, contabilidad, evaluación del desempeño económico, implantación de controles sobre los recursos financieros y la evaluación de su efectividad, la generación de información para el control financiero interno, la aplicación del régimen fiscal, e integración y presupuesto conforme a los lineamientos emitidos por el Ejecutivo Federal.

2.1 Administración financiera

Política de financiamiento y estado de la deuda documentada

La política de financiamiento de Petróleos Mexicanos busca atender de manera óptima las necesidades de recursos financieros en el corto y largo plazo. Las estrategias que desarrolla se apegan a las disposiciones que en la materia dicta la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) en el marco de la Ley General de Deuda Pública, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria y de la Ley de Petróleos Mexicanos.

- La Ley General de Deuda Pública señala, entre otras, la facultad que tiene el Ejecutivo Federal, por conducto de la SHCP, de autorizar la contratación de financiamientos externos y vigilar la capacidad de pago de las entidades; así como la facultad del Congreso de la Unión de autorizar los montos de endeudamiento interno y externo necesario para el financiamiento.

- Conforme a la Ley de Petróleos Mexicanos corresponde al Consejo de Administración aprobar los términos y condiciones para la contratación de obligaciones constitutivas de deuda pública de Petróleos Mexicanos, de acuerdo con el programa de financiamiento aprobado por la SHCP y de los


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lineamientos correspondientes y con sujeción al techo global anual de financiamiento que apruebe el Congreso de la Unión.

- Petróleos Mexicanos es responsable de que las obligaciones que contrate no excedan su capacidad de pago; que los recursos obtenidos se destinen conforme a las disposiciones legales aplicables; se hagan los pagos oportunamente; de supervisar su programa financiero; y de registrar ante la SHCP las operaciones de crédito.

Principales acciones en materia de deuda y financiamiento

El programa de financiamientos de Petróleos Mexicanos asegura que se cuente con los recursos complementarios requeridos para llevar a cabo el programa de inversión de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, de acuerdo con las estrategias y líneas de acción establecidas en el Plan de Negocios, así como llevar a cabo operaciones de refinanciamiento y/o manejo de pasivos encaminadas a optimizar la estructura de los créditos contratados en periodos anteriores.

Para el ejercicio fiscal 2012, el Consejo de Administración autorizó los términos y condiciones para la contratación de obligaciones constitutivas de deuda pública de Petróleos Mexicanos, sujeto al cumplimiento de la normatividad aplicable. Se estima contratar un máximo de 128,852.3 millones de pesos (equivalentes a 10,088.6 millones de dólares); lo cual, tomando en consideración amortizaciones que se estima realizar, implica un endeudamiento neto máximo de 52,588.1 millones de pesos (equivalentes a 4,109.3 millones de dólares), de acuerdo con el endeudamiento aprobado por el Congreso de la Unión.

Al 31 de diciembre de 2012, la deuda total documentada, incluyendo intereses devengados, ascendió a 753,051.7 millones de pesos, contra 751,426 millones de pesos al cierre del año previo. La deuda con vencimientos menores a 12 meses fue 93,324 millones de pesos y la de largo plazo 659,727.7 millones de pesos.

Durante 2012 Petróleos Mexicanos ejerció los siguientes financiamientos:

- El 24 de enero se llevó a cabo la emisión de un bono en los mercados internacionales por un importe de 2,100 millones de dólares a tasa fija anual de 4.875%, con vencimiento en 2022, bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo, Serie C.


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- El 10 de abril, se emitió un bono por 300 millones de francos suizos, equivalente a 327.2 millones de dólares; esta emisión fue contratada a una tasa fija anual de 2.5%, con vencimiento en 2019, bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo, Serie C.

- El 26 de abril, Petróleos Mexicanos realizó la emisión de un bono en los mercados internacionales por un monto de 150 millones de dólares australianos, equivalente a 145.8 millones de dólares americanos con vencimiento en 2017, a una tasa de 6.125%. Dicha operación se realizó bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo, Serie C.

- El 26 de junio, Petróleos Mexicanos emitió un bono en los mercados internacionales por un monto total de 1,750 millones de dólares. Este es un nuevo bono con vencimiento en junio de 2044, el cual pagará un cupón de 5.5% bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo, Serie C.

- El 6 de julio, Petróleos Mexicanos llevó a cabo la emisión de dos bonos garantizados por el Export-Import Bank de los Estados Unidos de América (Ex-Im Bank), por un monto de 400 millones de dólares cada uno, con una vida media de 5.71 años, los cuales pagarán un cupón de 2% y 1.95% respectivamente, con vencimiento en diciembre de 2022.

- El 18 de julio, Petróleos Mexicanos obtuvo un crédito bilateral con el Export Development de Canadá (EDC) por un monto de U.S. $300 millones, a una tasa variable con vencimiento en julio de 2017.

- El 26 de julio, Petróleos Mexicanos efectuó la emisión de un tercer bono con la garantía del Ex-Im Bank por un monto de 400 millones de dólares, con vencimiento en diciembre de 2022 y una vida media de 5.65 años, el cual pagará un cupón de 1.7%.

- El 19 de octubre, Petróleos Mexicanos llevó a cabo una emisión de bonos en los mercados internacionales por un monto total de 1,000 millones de dólares, se trata de la reapertura del bono emitido en junio de 2012, con vencimiento en junio de 2044 y cupón de 5.5% bajo el Programa de Notas a Mediano Plazo, Serie C.

- El 23 de noviembre, la Comisión Nacional Bancaria y de Valores autorizó a Petróleos Mexicanos la ampliación del Programa Dual de Certificados Bursátiles, de 200 millones de pesos o su equivalente en unidades de inversión (UDI’s), hasta 300 millones de pesos o su equivalente en UDI’s.


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- El 29 de noviembre, Petróleos Mexicanos formalizó la emisión de Certificados Bursátiles de largo plazo por un monto de 721,564 miles de UDI’s, equivalentes a 3,500 millones de pesos con vencimiento en 2028 a una tasa fija de 3.02%.

- El 21 de diciembre, Petróleos Mexicanos contrató una línea de crédito directa con Nacional Financiera, S.N.C. por un monto de dos mil millones de pesos, con vencimiento en diciembre de 2022 a una tasa fija de 6.55%.

Al 31 de diciembre de 2012 se realizaron disposiciones por 40.6 millones de dólares por concepto de contratos de arrendamiento financiero de Pemex-Refinación y 560.2 millones de dólares por disposiciones de los contratos de obra pública financiada (COPFs) de Pemex-Exploración y Producción, para la explotación de yacimientos de gas natural en la cuenca de Burgos.

El destino de los financiamientos es complementar los recursos requeridos para el desarrollo de los proyectos de inversión de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, así como llevar a cabo operaciones de refinanciamiento o manejo de pasivos, encaminadas a optimizar la estructura de los financiamientos.

Durante 2012, Petróleos Mexicanos realizó las amortizaciones que se muestran a continuación:

Petróleos Mexicanos, amortizaciones 2012 C o n c e p to Millones de pesos Millones de dólares

Deuda interna 19,176.5

Créditos bancarios 6,133.3

Certificados bursátiles 12,500.0

ECAs 543.2

Deuda externa 61,644.9 4,619.2 Arrendamientos financieros 534.5 40.6 Créditos bancarios 19,333.9 1,405.0 ECAs 22,620.3 1,710.4 Bonos 8,906.5 687.1 Otros créditos (COPFs, FPSO)1 10,249.7 776.1

1. El rubro “Otros créditos” incluye la deuda con contratistas, esto es: i) el ejercicio de los Contratos de Obra Pública Financiada (COPFs) de Pemex-Exploración y Producción para la explotación de yacimientos de gas natural en la cuenca de Burgos, ii) los pagos por la adquisición de una unidad flotante de producción y almacenamiento (FPSO, por sus siglas en inglés).

La suma de los parciales puede no coincidir por redondeo.


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El monto contratado en el periodo enero-diciembre 2012 ascendió a 126,116.5 millones de pesos (equivalentes a 9,505.9 millones de dólares), que al tomar en cuenta las amortizaciones realizadas, representó que el endeudamiento neto del ejercicio ascendiera a 45,295.1 millones de pesos (equivalentes a 3,406.2 millones de dólares), monto menor al endeudamiento aprobado por el H. Congreso de la Unión.

2.2 Situación Financiera consolidada

Los estados financieros consolidados de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios se preparan conforme a las prácticas contables para entidades paraestatales, establecidas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) denominadas Normas de Información Financiera Gubernamental, Generales o Específicas para el Sector Paraestatal, NIFGGSP o Normas Gubernamentales (NG).

Los estados financieros consolidados que se presentan están auditados y fueron preparados para ser utilizados en la formulación e integración de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal4/. En opinión de la auditoría externa dichos estados financieros consolidados presentan razonablemente, en todos los aspectos importantes, la situación financiera consolidada de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios al 31 de diciembre de 2011 y 2012, los resultados consolidados de operaciones, las variaciones en el patrimonio y los flujos de efectivo, por los años terminados en esas fechas, de conformidad con las prácticas contables emitidas por la SHCP.

Estado de resultados

En 2012, los ingresos totales de Petróleos Mexicanos registraron un aumento, originado en mayor medida, por un ascenso en el precio del crudo en el mercado internacional.

- Las ventas en el país tuvieron un incremento de 87.8 miles de millones de pesos (11.3%) originado principalmente por el aumento en el precio unitario de venta (precio de venta del producto según factura) de las

4/ Por separado, Petróleos Mexicanos prepara los estados financieros consolidados de conformidad con las Normas Internacionales de Información Financiera (NIIF) emitidas por el Consejo Mexicano de Normas de Información Financiera, A. C. (CINIF), con sus organismos subsidiarios y compañías subsidiarias.


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gasolinas, combustóleo, diesel y turbosina, así como en el volumen comercializado de los principales productos petrolíferos, sobre todo en la gasolina Premium, diesel y combustóleo.

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios

Estado de Resultados consolidado del 1 enero al 31 de diciembre

Cifras Bajo Normas Gubernamentales (NG) (millones de pesos)

Concepto 2012 2011 Variación

Importe % Importe % Importe %

Ventas totales 1,557,439.5 100.0 1,478,562.3 100.0 78,877.2 5.3

En el país 867,036.7 55.7 779,198.0 52.7 87,838.7 11.3

De exportación 684,866.1 44.0 694,578.5 47.0 -9,712.4 -1.4

Ingresos por servicios 5,536.7 0.4 4,785.8 0.3 750.9 15.7

Costo de ventas 709,182.6 45.5 661,667.0 44.8 47,515.6 7.2 Rendimiento bruto 848,256.9 54.5 816,895.3 55.2 31,361.6 3.8

Gastos generales 112,855.8 7.2 98,016.5 6.6 14,839.3 15.1 Gastos de distribución 20,994.9 1.3 20,291.1 1.4 703.8 3.5

Gastos de administración 91,860.9 5.9 77,725.4 5.3 14,135.5 18.2

Rendimiento de operación 735,401.2 47.2 718,878.8 48.6 16,522.3 2.3 Otros ingresos (gastos) - neto 198,093.7 12.7 182,242.9 12.3 15,850.8 8.7

Resultado integral de financiamiento

-7,271.5 -0.5 -86,403.9 -5.8 79,132.4 91.6

Intereses pagados-neto -48,937.8 -3.1 -27,263.0 -1.8 -21,674.8 -79.5

(Pérdida) utilidad en cambios-neta

41,666.3 2.7 -59,140.9 -4.0 100,807.2 170.5

Participación en los resultados de subsidiarias y asociadas

12,559.2 0.8 3,208.9 0.2 9,350.3 291.4

Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos

938,782.5 60.3 817,926.7 55.3 120,855.8 14.8

Impuestos, derechos y aprovechamientos

901,876.1 57.9 872,395.2 59.0 29,480.9 3.4

Rendimiento neto 36,906.4 2.4 -54,468.5 -3.7 91,374.9 167.8 Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo. Fuente: Petróleos Mexicanos. Dirección Corporativa de Finanzas. Estados financieros consolidados auditados.

- Las ventas de exportación disminuyeron 9.7 miles de millones de pesos, equivalentes a 1.4%, debido a la reducción en el volumen comercializado de crudo en 2012, situación que fue compensada con el incremento en el precio promedio de venta de la mezcla de crudo mexicano en los mercados


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internacionales, que mostró un ligero aumento al pasar de 101.09 dólares promedio del 1 de enero al 31 de diciembre de 2011 a 101.86 dólares promedio por barril en 2012.

El incremento de 47.5 miles de millones de pesos (7.2%) en el costo de ventas respecto al mismo periodo del año previo, se debió en particular a una mayor importación de productos, básicamente en gasolina Premium, combustóleo y diésel; así como al incremento en los gastos de operación, conservación y mantenimiento, en las depreciaciones y amortizaciones, compensado con la disminución en el costo neto del periodo de beneficio a los empleados.

En el rubro de gastos generales, los cuales se integran por los gastos de distribución y los gastos de administración, se registró un ascenso de 14.8 miles de millones de pesos, originado principalmente por el aumento en el costo neto del periodo de los Beneficios a Empleados, debido a que el personal cuenta con un año más de edad y de antigüedad, junto con una modificación a la tasa de descuento, que pasó de 8.81% a 8.35%.

En otros ingresos (gastos) netos, se obtuvo un aumento de 15.9 miles de millones de pesos (8.7%), debido principalmente a mayores ingresos, derivados de la tasa negativa del Impuesto Especial de Producción y Servicios (IEPS) por 35.2 miles de millones de pesos (19.7%), compensado parcialmente con la disminución por 11.7 miles de millones de pesos en el reglón de recuperación de deterioro del activo fijo, así como con el incremento en gastos por la provisión para juicios en proceso por 2.1 miles de millones de pesos en Pemex-Refinación y el costo de activos dados de baja por 3.3 miles de millones de pesos.

La variación en el Resultado Integral de Financiamiento por 79.1 miles de millones de pesos, se debe en mayor medida a:

- Intereses a Cargo. El aumento por 21.7 miles de millones de pesos en el costo financiero neto se debió al incremento de los intereses a cargo por 12.6 miles de millones de pesos; compensado por la disminución de los intereses a favor de Petróleos Mexicanos por 9.1 miles de millones de pesos.

- Variación Cambiaria. Este rubro presentó en 2012 una utilidad cambiaria neta de 41.7 miles de millones de pesos que comparada con la pérdida neta de 2011, de 59.1 miles de millones de pesos, que resultó en un incremento


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de 100.8 miles de millones de pesos, como consecuencia de la apreciación del peso frente al dólar de Estados Unidos y al euro de 2012 respecto a 2011. El tipo de cambio del peso respecto al dólar en 2012 presentó un efecto favorable de 0.98 pesos, que representó 7.0% al pasar de 13.9904 a 13.0101; mientras que en 2011 el efecto fue desfavorable 13.2% al pasar de 12.3571 a 13.9904 pesos por dólar. El tipo de cambio del peso con respecto al euro en 2012 presentó un efecto favorable de 5.6% al pasar de 18.1595 a 17.1968 pesos por euro en 2011.

Por lo que respecta a los impuestos, derechos y aprovechamientos, en 2012 la carga se incrementó 29.5 miles de millones de pesos, que se debió en particular al aumento por 15 mil millones de pesos en Derechos Ordinarios sobre Hidrocarburos (DOSH) y en el Derecho sobre Hidrocarburos para el Fondo de Estabilización por 21.6 miles de millones de pesos; compensado con la disminución de los Derechos Extraordinarios sobre Exportación de Petróleo crudo por 14.9 miles de millones de pesos, derivado de un mayor precio promedio de la mezcla del crudo. La carga fiscal representó 57.9% de las ventas totales, en tanto que en 2011 fue 59%.

Balance general

Al 31 de diciembre de 2012, el activo total ascendió a 1,579.7 miles de millones de pesos, lo que representó un aumento de 5.5% respecto al cierre de 2011, cuando se ubicó en 1,497.5 miles de millones de pesos.

- El activo circulante disminuyó 4.9 miles de millones de pesos (1.7%), debido principalmente a:

Las cuentas y documentos por cobrar a clientes y otros presentó una reducción de 20.5 miles de millones de pesos (13.5%), a consecuencia principalmente de la disminución en clientes extranjeros por 14.4 miles de millones de pesos, deudores diversos por 8.8 miles de millones de pesos y con la estimación de cuentas incobrables por 0.6 miles de millones de pesos; lo anterior compensado parcialmente con el incremento en los clientes nacionales por 5.6 miles de millones de pesos.

- Los pozos, plantas, equipo e inmuebles aumentaron 91.1 miles de millones de pesos (7.9%), en comparación con 2011 debido a las nuevas inversiones, compensándose con el incremento de las depreciaciones y amortizaciones del periodo.


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Estados de situación financiera consolidados

Cifras Bajo Normas Gubernamentales (NG)(millones de pesos)

Concepto 31 de diciembre de

2012 31 de diciembre de

2011 Variación

Importe % Importe % Importe % Activo total 1,579,654.7 100.0 1,497,454.9 100.0 82,199.8 5.5

Activo circulante 277,549.2 17.6 282,461.5 18.9 -4,912.2 -1.7 Efectivo y equivalentes de efectivo

104,141.8 6.6 97,021.5 6.5 7,120.3 7.3

Ctas. y doc. por cobrar a clientes y otros

131,819.3 8.3 152,314.5 10.2 -20,495.2 -13.5

Inventarios 32,006.0 2.0 20,448.8 1.4 11,557.2 56.5 Instrumentos financieros 8,460.1 0.5 12,676.6 0.8 -4,216.5 -33.3 Instrumentos financieros disponibles para su venta

1,122.0 0.1 0.0 0.0 1,122.0 0.0

Inversiones en acciones 51,914.3 3.3 56,413.1 3.8 -4,498.8 -8.0 Pozos, plantas, equipo e inmuebles

1,242,779.4 78.7 1,151,635.4 76.9 91,144.0 7.9

Otros activos 7,411.7 0.5 6,944.9 0.5 466.8 6.7 Suma el pasivo 1,364,828.6 86.4 1,304,345.8 87.1 60,482.8 4.6

Pasivo corto plazo 221,397.5 14.0 228,442.4 15.3 -7,044.9 -3.1 Deuda de corto plazo 93,324.0 5.9 94,638.4 6.3 -1,314.4 -1.4 Proveedores 71,660.8 4.5 54,944.2 3.7 16,716.6 30.4 Ctas. y doc. por pagar y otros-neto-

12,610.0 0.8 13,918.7 0.9 -1,308.7 -9.4

Imp., der. y aprovechamientos por pagar

43,802.7 2.8 64,941.1 4.3 -21,138.4 -32.6

Largo plazo 1,143,431.1 72.4 1,075,903.3 71.8 67,527.8 6.3 Deuda a largo plazo 659,727.7 41.8 656,787.6 43.9 2,940.1 0.4 Reserva para beneficios a los empleados

409,909.3 25.9 354,989.9 23.7 54,919.4 15.5

Reserva para créditos diversos 67,995.0 4.3 58,741.3 3.9 9,253.7 15.8 Impuestos y créditos diferidos 5,799.1 0.4 5,384.5 0.4 414.6 7.7

Patrimonio 214,826.0 13.6 193,109.1 12.9 21,716.9 11.2 Certificados de aportación “A” 96,958.0 6.1 96,958.0 6.5 0.0 0.0 Aportaciones al patrimonio 180,382.4 11.4 180,382.4 12.0 0.0 0.0 Part. en el capital de otras subsidiarias

18,594.2 1.2 33,206.9 2.2 -14,612.7 -44.0

Superávit por donación 4,394.3 0.3 3,662.7 0.2 731.6 20.0 Instrumentos financieros -93.0 0.0 0.0 0.0 -93.0 0.0 Resultados acumulados

De ejercicios anteriores -122,316.3 -7.7 -66,632.4 -4.4 -55,683.9 -83.6 Del ejercicio 36,906.4 2.3 -54,468.5 -3.6 91,374.9 167.8

Total pasivo y patrimonio 1,579,654.7 100.0 1,497,454.9 100.0 82,199.8 5.5 La suma de los parciales puede no coincidir por redondeo. Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Estados financieros consolidados auditados bajo Normas Gubernamentales.


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El pasivo total creció 60.5 miles de millones de pesos (4.6%) en 2012.

- El pasivo de corto plazo, disminuyó 7 mil millones de pesos (3.1%) debido principalmente a:

Los impuestos, derechos y aprovechamientos por pagar disminuyeron en 21.1 miles de millones de pesos (32.6%), por mayores anticipos pagados durante 2012 por los derechos sobre hidrocarburos.

Lo anterior, fue parcialmente compensado con el incremento por 16,7 miles de millones de pesos (30.4%) en proveedores y contratistas, debido al aumento en proveedores nacionales por 11,7 miles de millones de pesos, en contratistas por 6.6 miles de millones de pesos, así como 0.3 miles de millones de pesos en salarios y prestaciones devengadas; compensado esto con una disminución en proveedores extranjeros por 1,6 miles de millones de pesos.

- La deuda total documentada aumentó 1.6 miles de millones de pesos (0.22%), debido sobre todo a la variación favorable en los tipos de cambio, no obstante que se han contratado nuevos financiamientos.

La reserva para beneficios a los empleados mostró un incremento de 54.9 miles de millones de pesos (15.5%), el cual corresponde al reconocimiento del costo neto del periodo, disminuido por las aportaciones efectuadas al Fondo Laboral Pemex (FOLAPE) (activos de plan), a los pagos efectuados por concepto de los servicios médicos otorgados a los jubilados y sus beneficiarios, a los pensionados post-mortem, así como a los pagos por concepto de terminación de la relación laboral antes de alcanzar la edad de jubilación.

El incremento que presentó la reserva para créditos diversos y otros por 9.3 miles de millones de pesos, (15.8%) se origina principalmente por los aumentos en intereses cobrados por anticipado, la provisión para juicios en proceso, la provisión para gastos de taponamiento de pozos y otros pasivos a largo plazo.

El patrimonio aumentó 21.7 miles de millones de pesos, (11.2%), por la utilidad del ejercicio, que ascendió a 36.9 miles de millones de pesos y la pérdida generada en ejercicios anteriores.


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Indicadores financieros seleccionados

De acuerdo con los resultados obtenidos por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, a continuación se presentan los principales indicadores financieros:

Razones financieras representativas

Indicador 2012 2011 Variación

Rendimiento Rendimiento neto sobre ventas (%) 2.4 -3.7 6.1 Rendimiento de operación sobre ventas (%) 47.2 48.6 -1.4 Costo de lo vendido sobre ventas totales (%) 45.5 44.8 0.7 Rendimiento antes de impuestos derechos y aprovechamientos sobre ventas (%)

60.3 55.3

5.0

Rendimiento neto sobre patrimonio (%) 17.2 -28.2 45.4 Impuestos, derechos y aprovechamientos sobre ventas (%) 57.9 59.0 -1.1

Liquidez Capital de trabajo (miles de millones de pesos) 56.2 54.0 2.1 Activo circulante a pasivo corto plazo (veces) 1.3 1.2 0.1 Activo circulante menos inventarios a pasivo corto plazo (veces) 1.1 1.1 0.0 Activo circulante a pasivo total (veces) 0.2 0.2 0.0 Efectivo y valores de inmediata realización sobre pasivo circulante (%) 47.0 42.5 4.5

Apalancamiento Pasivo total sobre activo total (%) 86.4 87.1 -0.7 Pasivo total a patrimonio (veces) 6.4 6.8 -0.4 Pasivo largo plazo sobre activo fijo neto (%) 92.0 93.4 -1.4 Ventas sobre patrimonio (veces) 7.2 7.7 -0.5

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Estados financieros consolidados auditados bajo Normas Gubernamentales.

2.3 Cumplimiento de la Ley Sarbanes Oxley (SOX -evaluación del

Sistema de Control Interno)

Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y las Compañías Subsidiarias que consolidan (Pemex), en su carácter de emisor extranjero de valores registrados ante la Securities and Exchange Commission (SEC), tiene la obligación de cumplir con las disposiciones aplicables en la Ley SOX emitida en 2002.

Así también, conforme a la sección 302 de dicha Ley, el Director General de Petróleos Mexicanos y el Director Corporativo de Finanzas, están obligados a revelar al Comité de Auditoría y Evaluación del Desempeño (CAED) y a sus


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auditores externos, cualquier Deficiencia Significativa o Debilidad Material detectada en los controles internos.

Por otra parte, Petróleos Mexicanos debe cumplir con lo establecido en la sección 404 de la Ley SOX, responsabilizando a la Administración de establecer y mantener una estructura adecuada de controles internos para el reporte financiero y evaluar la efectividad de los mismos.

Con el propósito de observar lo mencionado en los párrafos anteriores, en el primer trimestre de 2012, la Dirección Corporativa de Finanzas (DCF), concluyó la revisión de la documentación, producto de la autoevaluación que realizaron los Organismos Subsidiarios, Compañías Subsidiarias y Direcciones Corporativas, del ejercicio social 2011, llevando a cabo una contrastación entre los resultados de dicha Autoevaluación contra la Evaluación realizada por el personal de la DCF. Con estos resultados se elaboró el Informe Anual del estado que guarda el Sistema de Control Interno Financiero Institucional (SCIFI), del ejercicio 2011, para su presentación al CAED.

Se actualizaron las Matrices Maestras, atendiendo a los cambios en la normatividad y en los procesos de los diferentes Ciclos y Temas Relevantes que conforman el SCIFI. Adicionalmente se elaboraron dos nuevas Matrices de Control Maestras, una para la evaluación de los Contratos Integrales de Servicios y otra para la Información Presupuestaria. Todo esto para su presentación y aprobación del CAED.

Asimismo, se elaboraron el Programa de Trabajo de Control Interno (PTCI) para el ejercicio social 2012 y el Programa de Remediación para las Deficiencias Detectadas en los ejercicios sociales de 2010 y 2011, para su difusión y cumplimiento por parte de los Organismos Subsidiarios, Compañías Subsidiarias y Direcciones Corporativas.

Con relación a los Programas de Remediación para las Deficiencias Detectadas en los ejercicios sociales de 2010 y 2011, y con el propósito de dar seguimiento a las actividades encaminadas a solventar las deficiencias, se giraron diversas comunicaciones a Organismos Subsidiarios, Compañías Subsidiarias y Direcciones Corporativas, quienes concluyeron la tarea de Autoevaluación del Sistema de Control Interno.


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Es importante mencionar que debido a la aplicación de una nueva estructura organizacional a partir de 2013, el cumplimiento de la Ley Sarbanes Oxley deja de formar parte de un proyecto específico, y se constituye como una función permanente a cargo de la Gerencia de Control Financiero, derivado de lo cual deja de ser necesario informar en torno al cumplimiento de la referida ley, como proyecto.

2.4 Ejercicio del presupuesto. Flujo de efectivo

El importe de gasto programable autorizado por el Congreso de la Unión en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) a Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios ascendió a 442,485.4 millones de pesos para el ejercicio 2012. De esta cantidad 141,230.4 millones de pesos correspondieron al gasto de operación y 301,255 millones de pesos al de inversión. El presupuesto total autorizado fue 5.8% mayor al de 2011. Esta diferencia está constituida por los siguientes componentes:

- El presupuesto para gasto corriente de 2012 fue 7% superior al autorizado en 2011, los incrementos más representativos fueron en los temas de pensiones y jubilaciones y servicios técnicos pagados a terceros, este último del gasto de operación, que en conjunto ascendieron a 4,569.6 millones de pesos mayores a los autorizados en 2011.

- El gasto de inversión aprobado para 2012 fue mayor 5.2%, situación en la que sobresale el aumento de 16,799.5 millones de pesos en el rubro de obra pública, equivalente a 6.1% de incremento.

Las variaciones más importantes en el flujo de efectivo fueron las siguientes:

Los ingresos totales registraron 1,928,144.3 millones de pesos, importe 5.2% mayor al obtenido en 2011 (167,289.4 millones de pesos en términos nominales) y 22.3% mayor (350,941.8 millones de pesos) al esperado en el programa original. Los ingresos propios (después de descontar de los ingresos totales, los impuestos y la mercancía para reventa) resultaron 12.6% mayores respecto a los de 2011 y 8% superior al programado.


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Presupuesto. Flujo de efectivo consolidado (PEF)

(millones de pesos) Concepto 2011 2012 Variación1 (%)

Ingresos propios 386,500.4 428,877.3 11.0 Ingresos 1,344,358.7 1,577,202.5 17.3

Ventas interiores 906,846.1 1,007,758.2 11.1 Ventas exteriores 399,452.0 513,908.2 28.7 Otros ingresos 38,060.6 55,536.0 45.9

Egresos 1,376,187.2 1,590,810.5 15.6 Gasto programable 418,328.9 442,485.4 5.8

Operación 131,991.0 141,230.4 7.0 Inversión 2 286,337.9 301,255.0 5.2

Mercancías para reventa 199,598.0 250,907.1 25.7 Impuestos indirectos 123,089.7 121,098.9 -1.6 Impuestos directos 635,170.7 776,319.1 22.2

Superávit primario -31,828.5 -13,608.1 -57.2 Intereses 42,495.0 34,839.6 -18.0

Superávit de operación -74,323.5 -48,447.7 -34.8 Endeudamiento neto 44,247.8 52,588.1 18.8

Disposiciones 127,396.9 128,852.3 1.1 Amortizaciones 83,149.1 76,264.2 -8.3

Incremento (uso) de caja -30,075.7 4,140.4 -113.8 1. Valores corrientes. 2. No incluye recursos no presupuestarios provenientes de fondos de inversión. Fuente: Presupuesto de Egresos de la Federación.

Las ventas interiores presentaron ingresos mayores 8.1%, a lo que contribuyeron los incrementos de precios en la mayoría de los productos, excepto el gas natural, respecto al año previo. Contribuyó de forma representativa la comercialización de mayores volúmenes de algunos productos, tales como: gasolina Pemex Premium, diesel y gas licuado, así como algunos petroquímicos, entre los cuales destacan los polietilenos, cloruro de vinilo y glicoles etilénicos. Dentro de los combustibles comercializados en el sector público, se reportaron mayores volúmenes de combustóleo y diesel al sector eléctrico, así como la turbosina al sector aeroportuario. Otro factor importante para los mayores ingresos fueron los pagos más oportunos de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) con respecto a 2011.


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Ejercicio presupuestal. Flujo de efectivo consolidado

(millones de pesos)

Concepto 2011 2012 Variación (%)

Programa Ejercicio Ejer./ Prog.

2012/2011 Real1

Ingresos propios 395,232.2 428,877.3 463,121.3 8.0 12.6 Ingresos 1,760,854.9 1,577,202.5 1,928,144.3 22.3 5.2

Ventas interiores 890,736.8 1,007,758.2 1,002,117.1 -0.6 8.1

Ventas exteriores 683,294.6 513,908.2 696,687.8 35.6 -2.1

Otros ingresos 186,823.4 55,536.0 229,339.4 313.0 17.9

Efecto tasa negativa del IEPS

165,237.0 50,565.3 221,893.6 338.8 29.0

Otros ingresos diversos 21,586.4 4,970.7 7,445.7 49.8 -66.9

Subs. y transfer. 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 Egresos 1,775,135.0 1,590,810.5 1,927,101.1 21.1 4.3

Gasto. programable 412,102.8 442,485.4 465,888.0 5.3 8.6

Operación 144,842.2 141,230.4 153,894.7 9.0 2.1

Inversión2 267,260.6 301,255.0 311,993.3 3.6 12.1

Merc. para reventa 381,396.7 250,907.1 397,214.2 58.3 0.0.

Operaciones ajenas netas -2,590.5 0.0 -3,809.8 n.r. -41.3

Impuestos indirectos 126,647.0 121,098.9 136,946.5 13.1 3.9

Impuestos directos 857,579.0 776,319.1 930,862.2 19.9 4.3

Superávit primario -14,280.1 -13,608.1 1,043.1 107.7 107.0 Intereses 25,228.0 34,839.6 38,396.6 10.2 46.2

Superávit de oper. -39,508.0 -48,447.7 -37,353.4 22.9 9.2 Endeudamiento neto 15,480.9 52,588.1 49,175.3 -6.5 205.1

Disposiciones 107,604.3 128,852.3 126,116.5 -2.1 12.6

Amortizaciones 92,123.4 76,264.2 76,941.2 0.9 -19.8

Incremento (uso) de Caja -24,027.1 4,140.4 11,821.9 185.5 147.3 1. Se aplicó un factor de 1.0411, conforme al Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC). 2. No incluye recursos no presupuestarios provenientes de los fondos de inversión de 0.2 millones de pesos en 2011. Fuente: Cuenta Pública de Petróleos Mexicanos.

Las ventas exteriores fueron 2.1% inferiores a las del ejercicio previo, derivado de menores volúmenes de combustóleo y turbosina, así como ajustes en el tipo de cambio y una disminución en los volúmenes de exportación de gasolinas naturales y gas butano con respecto a las realizadas el año pasado.

Los otros ingresos crecieron 17.9% respecto al año anterior, a lo que contribuyeron los importes captados de IEPS tasa negativa, que fueron 29% más altos y se obtuvieron por los mayores precios de referencia internacionales


38

vigentes en 2012. Los otros ingresos por servicios y diversos fueron 66.9% inferiores, resultado de variaciones cambiarias negativas.

En 2012, los egresos totalizaron 1,927,101.1 millones de pesos, importe 4.3% superior al año previo, en lo que influyeron pagos más elevados de impuestos directos e indirectos, los que a su vez resultaron de los mayores precios de referencia internacionales del crudo y de las ventas internas, así como el mayor gasto programable, sobre todo el de inversión. Su cumplimiento fue 121.1% respecto al presupuesto.

El gasto programable ejercido (corriente y de inversión) ascendió a 465,888 millones de pesos, 8.6% más que el erogado en 2011, con un cumplimiento de 105.3% respecto al presupuesto original.

- El gasto corriente registró 153,894.7 millones de pesos, 2.1% mayor que el año previo y representó 109% de cumplimiento respecto a lo programado.

En servicios personales se erogaron 75,633 millones de pesos, 0.6% superior al programado. La variación se reflejó en esencia en el rubro de sueldos y salarios, que fue contrarrestado por menores pagos en previsión social. Respecto al año previo el ejercicio fue 2.8% más alto, como efecto real del incremento salarial del ejercicio.

En el rubro de operación se erogaron 44,424.7 millones de pesos, importe 36.2% superior al autorizado y 1.2% al ejercicio previo, principalmente en Pemex-Corporativo, Pemex-Refinación y Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Los conceptos con mayor ejercicio fueron conservación y mantenimiento, servicios técnicos pagados a terceros, servicios técnicos pagados al Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), adquisición de materiales y servicios auxiliares-; destacan los fletes que se incrementaron debido al contrato de transporte con Gasoductos de Tamaulipas.

En pensiones y jubilaciones se tuvo un ejercicio 5.9% menor respecto al programa original, debido a que las aportaciones al Fondo Laboral Pemex (FOLAPE) fueron inferiores a las previstas, ya que las necesidades de recursos para el fondo fueron menores, en función de las disponibilidades del mismo. En contraste, el gasto fue 2.7% mayor al de 2011, en virtud de que se tuvieron mayores requerimientos de recursos.


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En otras erogaciones el ejercicio fue 2,914.8 millones de pesos (411.1%) mayor a la meta, derivado de que en la estructura de este rubro se incluyen diversos gastos supervenientes como indemnizaciones y laudos laborales, que por su origen no pueden ser previstos, así como otros gastos corrientes y donativos. Respecto al año anterior este tipo de erogaciones disminuyó 9.3% en términos reales.

El gasto de inversión fue 311,993.3 millones de pesos, importe 3.6% superior al original y 12.1% mayor al ejercido en 2011, en términos reales, variación en la que participa Pemex-Exploración y Producción de manera más representativa. Por rubro de gasto, los bienes muebles e inmuebles aumentaron básicamente por la adquisición de plataformas, y en obra pública por la modificación y rehabilitación por contrato, servicios auxiliares y adquisición de materiales de inversión.

La mercancía para reventa registró pagos por 397,214.2 millones de pesos, monto similar al de 2011, en términos reales, y 58.3% mayor a lo programado, resultado de los mayores precios de los productos importados como las gasolinas, diesel de bajo azufre y turbosina, entre otros; a lo anterior, se sumó el efecto de mayores volúmenes importados de combustóleo, gas natural e isobutano.

En el ejercicio se registraron operaciones ajenas netas a favor por 3,809.8 millones de pesos, resultado de las retenciones por cuenta de terceros, como son cuotas sindicales e indemnizaciones, así como del concepto de recuperables como son cobros de fletes de la turbosina vendida a Aeropuertos y Servicios Auxiliares y recuperación de préstamos diversos.

Los pagos de impuestos indirectos se incrementaron 3.9% en términos reales respecto al año anterior, derivado del incremento en el IVA por pagar a terceros, así como el enterado a la SHCP, por los mayores ingresos obtenidos.

Los impuestos directos crecieron 4.3% respecto al año previo, por mayores pagos del Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos y algunos de los otros derechos inherentes a la operación de Pemex-Exploración y Producción.

Con esta combinación de ingresos obtenidos y egresos ejercidos, se registró un superávit primario de 1,043.1 millones de pesos, que representa un balance primario 107.7% superior al comprometido en el presupuesto original, el cual era un déficit por 13,608.1 millones de pesos. A su vez, este balance primario fue 107% más elevado que el déficit por 14,280.1 millones de pesos, registrado el año anterior.


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- Por organismo subsidiario, Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y el Corporativo de Petróleos Mexicanos presentaron superávit primario; en contraste Pemex-Refinación y Pemex-Petroquímica tuvieron balances primarios deficitarios.

Descontando los pagos netos de intereses, Petróleos Mexicanos alcanzó un déficit financiero de 37,353.4 millones de pesos, el cual representa un balance financiero 22.9% superior al comprometido en el presupuesto original, que esperaba un déficit por 48,447.7 millones de pesos. El endeudamiento neto fue 49,175.3 millones de pesos, cantidad que representa un cumplimiento de 93.5% respecto al original, consecuencia de disposiciones 2.1% menores y amortizaciones 0.9% superiores.

80.9

2.0

-110.0

-5.8

56.5

-14.3

30.8

7.0

-46.2

-0.1

54.8

-13.6

74.0

3.6

-86.8

-2.4

67.2

1.0

Superávit primario. Flujo de efectivo

(miles de millones de pesos)

2011 Presupuesto Ejercicio

2012

PetroquímicaExploración y

Producción

RefinaciónGas y Petroquímica

Básica

TotalCorporativo

Fuente: Base de Datos Institucional. Dirección Corporativa de Finanzas.


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3. Programa de inversiones

El programa de inversiones de Petróleos Mexicanos se ha fortalecido para impulsar el desarrollo de proyectos estratégicos en toda la cadena de valor, que le permitan elevar la rentabilidad social y financiera de sus inversiones y garantizar la oferta de insumos energéticos, a precios competitivos, con calidad y con criterios de sustentabilidad ambiental, conforme a la política energética contenida en el Plan Nacional de Desarrollo, en el marco del Programa Sectorial de Energía, del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 (PNI), de la Estrategia Nacional de Energía (ENE) y del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos.

Durante 2012, Pemex-Exploración y Producción continuó con la ejecución de acciones orientadas a incrementar las reservas de hidrocarburos, estabilizar los niveles de producción de petróleo crudo y gas natural y optimizar su manejo, acondicionamiento y distribución, y mejorar el aprovechamiento de gas hidrocarburo, así como desarrollar las actividades de mantenimiento y de proyectos para la recuperación secundaria y mejorada y a la implantación de las etapas del Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental.

Las acciones de Pemex-Refinación se enfocaron al aumento de los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, a mejorar la confiabilidad operacional de sus instalaciones, así como garantizar el abasto de petrolíferos en el país al mínimo costo posible, con calidad y oportunidad. Asimismo, dirige esfuerzos a incrementar la eficiencia operativa a lo largo de la cadena de valor, bajo un entorno de seguridad y protección al ambiente.

En materia de gas y petroquímica básica, se diseñó un portafolio de proyectos que se orienta a disponer de la infraestructura de proceso para hacer frente a la oferta de hidrocarburos de Pemex-Exploración y Producción, contar con una flexibilidad operativa al sistema de transporte de gas natural y de gas licuado, aprovechar el potencial de cogeneración eléctrica, así como atender la demanda de etano requerida por el mercado.

Pemex-Petroquímica centra sus esfuerzos en incrementar su participación en la atención de la demanda de petroquímicos, además de orientar sus acciones en mejorar la eficiencia operativa de las plantas y sus márgenes de operación. Las inversiones están dirigidas a la modernización de su capacidad actual instalada.


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El Corporativo de Petróleos Mexicanos orienta sus iniciativas estratégicas a la modernización y al crecimiento de la industria petrolera estatal, a través del fortalecimiento de la infraestructura productiva, mejorar el desempeño operativo de manera integral y armonizar los esfuerzos de las diferentes líneas de negocio para maximizar su valor económico.

3.1 Presupuesto de inversión de la industria petrolera estatal

En el Presupuesto de Egresos de la Federación de 2012 (PEF) se aprobaron 328,636.2 millones de pesos de recursos presupuestarios para inversión en Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, importe 7% mayor al del PEF 2011.

Las cifras de la inversión devengada corresponden a información definitiva, integrada con base en la aplicación del momento contable devengado, en los términos establecidos por la Ley General de Contabilidad Gubernamental.

Inversión devengada

(millones de pesos)

Concepto 2011 2012 Cumplimiento

% Presupuesto

Variación real1 (%)

2012/2011 Presupuesto Ejercicio

Total 267,711.3 328,636.2 313,267.2 95.3 12.4 Pemex-Exploración y Producción 235,899.7 278,362.0 275,742.8 99.1 12.3 Pemex-Refinación 25,226.9 40,843.9 29,171.0 71.4 11.1 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 3,186.9 4,855.0 4,067.2 83.8 22.6 Pemex-Petroquímica 2,693.3 3,875.3 3,151.5 81.3 12.4 Corporativo 704.6 700.0 1,134.7 162.1 54.7

Presupuestaria 267,711.1 328,636.2 313,267.2 95.3 12.4 Pemex-Exploración y Producción 235,899.5 278,362.0 275,742.8 99.1 12.3 Pemex-Refinación 25,226.9 40,843.9 29,171.0 71.4 11.1 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 3,186.9 4,855.0 4,067.2 83.8 22.6 Pemex-Petroquímica 2,693.3 3,875.3 3,151.5 81.3 12.4 Corporativo 704.6 700.0 1,134.7 162.1 54.7

Fondos 0.2 - - - -100.0 Pemex-Exploración y Producción 0.2 - - - -100.0

1. El deflactor utilizado fue 1.0411, conforme al Índice Nacional de Precios al Consumidor. Nota. La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo. Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.


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Al 31 de diciembre de 2012, la inversión total ejercida por Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios ascendió a 313,267.2 millones de pesos, 12.4% superior en términos reales a lo ejercido en 2011.5/

En términos corrientes, se observaron mayores inversiones en todos los organismos subsidiarios, sobre todo en Pemex-Exploración y Producción, en sus proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Aceite Terciario del Golfo y Programa Estratégico de Gas. La inversión en su totalidad fue presupuestaria, ya que no se ejercieron recursos de los fondos de inversión.

3.2 Presupuesto de inversión por organismo subsidiario

Pemex-Exploración y Producción

Para mantener la restitución de reservas en 100%, el organismo subsidiario estableció varias líneas de acción, en las que es importante la atención a las siguientes áreas de oportunidad:

- Asegurar la inversión para continuar el programa exploratorio, asignando un presupuesto para mantener un programa de delimitación sostenido que permita reclasificar la reserva 3P descubierta.

- Continuar la gestión para la contratación de plataformas en aguas someras.

- Garantizar el enfoque en la conversión de recursos prospectivos en reservas certificadas.

- Obtener la tecnología especializada e inversión adicional que demanda la prospección de yacimientos no convencionales de aceite o gas en lutitas (Shale Oil/Gas).

- Fortalecer y mantener la actualización de la base de datos de oportunidades exploratorias, tomando como fuente los recursos prospectivos en base a los estudios post-perforación y de plays.6/

- Acelerar el procesamiento e interpretación de los diferentes cubos sísmicos en aguas profundas del Golfo de México, con la finalidad de identificar de

5/ En este apartado todas las comparaciones de 2012 respecto a 2011 se presentan en términos reales. El deflactor considerado es 1.0411 del Índice Nacional de Precios al Consumidor. 6/ Play: grupo de prospectos de campo que comparten similitudes geológicas.


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manera temprana oportunidades exploratorias de volúmenes importantes de recursos prospectivos e incrementar así la certidumbre del potencial petrolero en esta cuenca.

- Continuar el desarrollo del talento técnico, la aplicación selectiva de tecnología y el acceso y ejecución eficiente de los servicios, tanto de adquisición y procesado sísmico, como de perforación y terminación de pozos.

La inversión ejercida por Pemex-Exploración y Producción en 2012 ascendió a 275,742.8 millones de pesos, lo que representó 12.3% más que lo reportado en el año previo, debido al mayor gasto en servicios de apoyo a la perforación; rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato; arrendamientos varios y adquisición de materiales.

El ejercicio de los proyectos Cantarell, Programa Estratégico de Gas, Ku-Maloob-Zaap, Aceite Terciario del Golfo, Antonio J Bermúdez y Burgos, representó en su conjunto una participación de 73.6% de la inversión total del organismo subsidiario en el año. Con excepción de Burgos, los otros proyectos registraron mayores inversiones en términos reales, en comparación con 2011.

Entre los principales resultados de estas inversiones, se encuentran los siguientes:

- En el proyecto Cantarell se invirtieron 60,013.7 millones de pesos, sobresale la terminación en el transcurso del año de 15 pozos de desarrollo, dos gasoductos y un oleogasoducto con una longitud combinada de 18.5 kilómetros, y la instalación de la estructura adosada de la plataforma Akal-O.

- En el Programa Estratégico de Gas se erogaron 38,935.8 millones de pesos. Destaca la terminación de dos pozos exploratorios y 37 de desarrollo (16 en el Activo Integral Veracruz, 10 en el Activo de Producción Macuspana-Múspac y 11 en el Activo de Producción Litoral de Tabasco), tres oleogasoductos, el primero de 10 pulgadas de diámetro y 15 kilómetros de longitud, el segundo de 24 pulgadas de diámetro y 8.8 kilómetros, y el tercero de 24 pulgadas y 2.25 kilómetros, así como la instalación de las plataformas de perforación Tsimin-A y Tsimin-B. En el proyecto Crudo Ligero Marino destaca la instalación de las plataformas octápodas de perforación de Xux-A y Xux-B, la terminación de los trabajos


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de adecuación de plataformas marinas existentes (Sinan-A y Sinan-B); y la rehabilitación de los sistemas y equipos de las plataformas Kab-A y Yaxche-B.

- En Ku-Maloob-Zaap se gastaron 35,087.7 millones de pesos con lo que se terminaron 11 pozos de desarrollo; un oleogasoducto y un gasoducto con una longitud combinada de 5.9 kilómetros; la plataforma de perforación Maloob-D y la adecuación de la plataforma marina existente, así como los trabajos de adecuación de plataformas marinas: sistema integral de bombeo multifásico PP-Maloob-B, PP-Zaap-B y PP-Zaap-D.

- A Burgos se destinaron 18,163.3 millones de pesos con lo que se terminaron 200 pozos de desarrollo y 15 de exploración, además de la estación de recolección de gas de Bayo-1.

- En Aceite Terciario del Golfo se invirtieron 32,466.9 millones de pesos, con lo cual se terminaron 584 pozos de desarrollo, un gasoducto de 12 pulgadas de diámetro y 5.2 kilómetros de longitud de la batería de separación Remolino III a la estación de compresión El Chote, un gasoducto de 12 pulgadas y 9 kilómetros de longitud de la batería de separación Coapechaca IV a la batería de separación Coyula I, un gasoducto de 16

235,899.7278,362.0 275,742.8

0.2

2011 PEF Real

presupuestaria fondos



(millones de pesos)


Cumplimiento99.1%

235,899.5

2012


46

pulgadas, un oleoducto de 12 pulgadas, ambos de 2.7 kilómetros de longitud, así como la batería de separación Humapa III, primera etapa.

- En el Complejo Antonio J. Bermúdez se ejercieron 18,353.6 millones de pesos, con lo que se concluyó un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro y 14.7 kilómetros de longitud que corre de Batería Samaria II al Complejo Procesador de Gas Cactus.

Pemex-Refinación

Durante 2012, el organismo subsidiario ejerció 29,171 millones de pesos, monto 11.1% mayor al reportado en el año anterior, debido al mayor ejercicio del proyecto calidad de los combustibles, así como al mantenimiento de la capacidad de producción de cinco de las seis refinerías y el estudio de preinversión para incrementar la capacidad de refinación en Tula, Hidalgo, entre otros.

Los proyectos a los que se destinaron mayores recursos de inversión en este periodo fueron: calidad de los combustibles y su estudio de preinversión, 24.3% del total; mantenimiento de la capacidad en las seis refinerías del SNR, 32.5%; proyecto asociado al cierre administrativo de la reconfiguración de la refinería de Minatitlán, 17.1%; y otros proyectos, 26.1%.

Los principales resultados en 2012 fueron los siguientes:

- Proyecto calidad de los combustibles. Se ejercieron 7,098 millones de pesos (incluye 449.9 millones de pesos del estudio de preinversión para ingenierías básicas), con el fin de dar cumplimiento a la NOM-086, relativa a la calidad de los combustibles mediante las siguientes dos fases:

Fase gasolinas, tiene el propósito de producir gasolinas de Ultra Bajo Azufre (UBA). Al cierre de 2012 se realizaron los estudios de diagnóstico de la hidrodesulfuradora de gasóleos Madero, los cuales concluyeron en noviembre de 2012. Están en proceso de licitación la ingeniería, procura y construcción (IPC) de los turbogeneradores en Cadereyta y Madero.

Fase diesel, cuyo propósito es producir diesel UBA. Se encuentran en proceso los IPC (desarrollo de ingeniería, paquetes de licitación, estudios) para las seis refinerías.


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- Las inversiones para mantener la producción de las refinerías del SNR fueron 9,484 millones de pesos.

- Reconfiguración de la refinería de Minatitlán. Se invirtieron 732.5 millones de pesos, 79.9% menos en términos reales, respecto a 2011. Todas las plantas e instalaciones han sido físicamente terminadas y están bajo el control, resguardo, operación y mantenimiento de la refinería. Al cierre del año estaba en proceso la conclusión del cierre administrativo.

- Con respecto al estudio de preinversión para incrementar la capacidad de refinación en Tula, Hidalgo, continuaron los trabajos de ingeniería básica, trabajos de topografía, mecánica de suelos, protección catódica en el derecho de vía, así como obras de construcción para la reubicación de canales de riego; iniciaron los trabajos para la reubicación de líneas de alta tensión; concluyeron los estudios ambientales; está en desarrollo la ingeniería de integración y de servicios auxiliares de las plantas nuevas. En 2012 se ejercieron 358.7 millones de pesos. El avance físico al cierre de 2012 fue 7.6%.

- Aumento de la capacidad de almacenamiento y distribución Tuxpan-México. Se ejercieron 671.7 millones de pesos, monto 23.7% menor en términos reales respecto a 2011. Con este proyecto se garantizará el suministro de combustibles al Valle de México, al incrementar la capacidad de almacenamiento y transporte por ducto de la terminal de Tuxpan. Destaca la actualización de tres estaciones de bombeo en julio de 2011, y en diciembre de ese mismo año se inauguró la estación Beristáin. Al cierre de 2012 se encuentra concluido y en operación el poliducto de 18 pulgadas de diámetro (103 kilómetros); se realizan detalles finales para las pruebas hidrostáticas en dos de los cinco tanques de almacenamiento. El avance físico fue 78.3% al cierre de 2012.

- La Modernización de la Flota Mayor tiene por objeto la renovación de la flota petrolera, optimizar el sistema de transporte marítimo y reducir costos de operación del transporte de petrolíferos. En 2012 se concretó la formalización y recepción del buquetanque Ocean Current. De esta forma, al cierre de 2012 se encontraban en operación cinco buquetanques adquiridos mediante arrendamiento financiero en el transcurso de 2011 y 2012 (tres en el Pacífico y dos en el Golfo de México).


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- El proyecto relativo al cumplimiento a la NOM-148 (referente a la regulación de la emisión de compuestos de azufre proveniente de procesos de refinación) en Minatitlán y Salamanca, contempla el diseño, construcción y puesta en operación de plantas de recuperación de azufre en estas refinerías. En Minatitlán está en proceso de definición si se construye una planta nueva, mientras que en Salamanca el desarrollo de la ingeniería, procura y construcción alcanzó un avance físico de 89%.

- La reconfiguración de la refinería de Salamanca consiste en la construcción de ocho plantas y la modernización del tren de lubricantes. Busca posicionar a esta refinería como de alta conversión, rentable, competitiva, eficiente, segura y ambientalmente limpia, mejorar la balanza comercial y contribuir a la reducción de los niveles de contaminación en la zona, así como reducir la oferta comercial de combustóleo y asfalto.

Al cierre de 2012 concluyeron las ingenierías básicas de las plantas coquizadora, hidrodesulfuradora de naftas de coquización, hidrógeno, aguas amargas y regeneración de aminas; están en desarrollo las de azufre, corte profundo, reformadora, desintegración catalítica fluida (FCC), H-OIL e integridad mecánica; y está en desarrollo la ingeniería

25,226.9

40,843.9

29,171.0

2011 PEF Real

Pemex-Refinación


(millones de pesos)

Fuente: Base de Datos Institucional.2012

Cumplimiento71.4%


49

básica extendida de la hidrodesulfuradora de naftas de coquización. Se trabaja con la CFE en la reubicación de algunas líneas de alta tensión; en el dictamen de factibilidad técnica, económica y ambiental de la planta coquizadora; se cuenta con la ingeniería de detalle de la barda perimetral y se prepara el paquete técnico para la licitación.

- Implantación del Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA) en siete poliductos (SCADA 7); diez oleoductos, tres combustoleoductos y 34 poliductos (SCADA 47) de la Red Nacional de Ductos de Pemex-Refinación. Este proyecto contempla la ingeniería, suministro, hardware, software y los centros de control requeridos.

Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Durante 2012 este organismo subsidiario ejerció 4,067.2 millones de pesos, 22.6% más que el año previo, debido, entre otros, al mayor ejercicio en los proyectos: Conservación de la Capacidad de Recuperación de Licuables en el Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex; respaldo técnico y estratégico a la operación de los complejos procesadores de gas; Conservación de la Confiabilidad Operativa en el Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex; rehabilitaciones y adquisiciones para la red de ductos región Norte segunda etapa y Estación de Compresión Emiliano Zapata.

La cartera de proyectos incluye una planta criogénica de 200 millones de pies cúbicos diarios en el Complejo Procesador de Gas Poza Rica; mantenimiento integral de los sistemas de ductos de gas natural y gas licuado; rehabilitación de redes contraincendio en los complejos procesadores de gas; conservación de la capacidad de procesamiento en el Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex; conservación de la capacidad de recuperación de licuables en el Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex; y modernización de sistemas de medición, control y seguridad de complejos procesadores de gas, los cuales representaron en su conjunto 45.9% del total de la inversión ejercida en el organismo subsidiario.

Los avances fueron los siguientes:

- Se concluyó la planta criogénica de 200 millones de pies cúbicos diarios en el Complejo Procesador de Gas de Poza Rica, en Veracruz, se llevó acabo la prueba de hermeticidad, proceso de secado y arranque de la planta, la prueba de desempeño se realizó satisfactoriamente en la primera semana de


50

diciembre. Dicha planta se inauguró en noviembre de 2012. El ejercicio de los recurso fue 809.6 millones de pesos, 28.2% menor al reportado el año previo.

- Construcción de libramientos, rehabilitaciones y adquisiciones para la red de ductos de la Región Centro, etapa 2. La Estación de Compresión Emiliano Zapata y el Libramiento a Jalapa servirán para incrementar la capacidad de transporte de gas natural del ducto de 48 pulgadas de diámetro Cempoala-Santa Ana. La estación de compresión está concluida y operando. Para el proyecto libramiento de Jalapa, en marzo de 2012 se formalizó el contrato para realizar las obras complementarias para su conclusión. La interconexión se asignó a través de una licitación pública internacional, en la que se firmó contrato. Se tiene previsto que el libramiento inicie operaciones en 2013. El avance físico del proyecto al cierre de diciembre de 2012 fue 90%.

- En el proyecto de cogeneración en el Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex prosiguió la construcción, por parte de un tercero, de la primera planta de cogeneración de energía eléctrica a gran escala (300 megawatts), a efecto de suministrar energía eléctrica al propio complejo y disponer de excedentes para otras instalaciones de Petróleos Mexicanos, y contribuir así a la estrategia de protección ambiental por parte de la empresa. Con este proyecto se obtendrán de 550 a 800 toneladas-hora de vapor que se utilizarán en el proceso y se instalarán líneas de transmisión de energía eléctrica para su integración al Sistema Eléctrico Nacional. Dicha planta se inauguró en octubre de 2012.

- Etileno XXI. El objetivo es asignar a través de una subasta, un contrato de suministro de etano a largo plazo (20 años), para la construcción y operación de una planta de desintegración térmica de etano (cracker) con una capacidad de un millón de toneladas anuales para la producción de etileno y sus derivados. Al 31 de diciembre de 2012, en sesiones de trabajo realizadas en la Secretaría de Energía, las partes financieras, analizaron y acordaron diversos puntos de orden contractual relacionados con el otorgamiento del financiamiento respectivo.

- Contrato de servicio para el transporte de etano líquido y gaseoso desde los complejos procesadores de gas Ciudad Pemex, Nuevo Pemex y Cactus al Área Coatzacoalcos para garantizar el suministro de este producto a Pemex-Petroquímica y al proyecto Etileno XXI.


51

- Las actividades se programaron para su conclusión antes de las pruebas de operación del proyecto Etileno XXI. Se cuenta con la acreditación VCD I (Visualización, Conceptualización y Definición). En octubre de 2012, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó el contrato de “servicio de transporte de etano” y determinó que los términos y condiciones no podrían ser modificados sin su consentimiento. En diciembre de 2012 se firmó el contrato para la prestación del servicio de transporte de etano. Cabe señalar que el transporte de etano por medio de un contrato de servicio con un tercero motivó la cancelación de los proyectos Ductos Petroquímicos Vía Agave y Transporte de Petroquímicos de Nuevo Pemex-Cactus a Coatzacoalcos de la cartera de programas y proyectos de inversión de la SHCP.

Pemex-Petroquímica

En 2012, el organismo subsidiario invirtió 3,151.5 millones de pesos 12.4% más que en el año anterior. Los proyectos que ejercieron mayores recursos fueron: modernización y ampliación del tren de aromáticos I del Complejo Petroquímico Cangrejera (28.8%); sostenimiento de la capacidad de producción, almacenamiento y distribución del amoniaco del Complejo

3,186.9

4,855.0

4,067.2

2011 PEF Real

Pemex- Gas y Petroquímica Básica


(millones de pesos)

Fuente: Base de Datos Institucional. 2012

Cumplimiento83.8%


52

Petroquímico Cosoleacaque (17.2%); y sostenimiento de la capacidad de producción de derivados del etano IV en el Complejo Petroquímico Morelos (6.7%), el resto se empleó en otros proyectos.

- Los recursos se destinaron a proyectos estratégicos, entre los que se encuentra la Ampliación y Modernización del Tren de Aromáticos en el Complejo Petroquímico Cangrejera. La primera parte del proyecto IPC-I Unidad de Proceso CCR Platforming presentó al 31 de diciembre de 2012 un avance físico de 99.5%. La segunda parte, que corresponde al IPC-2, procesos de producción de benceno y xilenos (Tatoray), recuperación de xilenos (Parex) y renovaciones de las plantas (revamps), se encuentran en desarrollo de la etapa VCD III. Se ejercieron 907.6 millones de pesos, 35.6% menos que lo erogado el año previo.

- Ampliación de la planta de óxido de etileno en el Complejo Petroquímico Morelos (dos etapas). Para la segunda etapa (incremento de capacidad de 280 a 360 mil toneladas), Pemex-Petroquímica contrató al IMP para el desarrollo de la ingeniería conceptual fuera de límites de batería. Se prepara el paquete de licitación de los reactores ebullentes e inicia la conformación de los entregables para la etapa VCD III.

2,693.3

3,875.3

3,151.5

2011 PEF Real

Pemex-Petroquímica


(millones de pesos)

Fuente: Base de Datos Institucional. 2012

Cumplimiento81.3%


53

Corporativo de Petróleos Mexicanos

Durante 2012, el Corporativo de Petróleos Mexicanos invirtió 1,134.7 millones de pesos, 54.7% mayor a lo ejercido el año previo. Los proyectos a los que se destinaron más recursos fueron: equipamiento de unidades médicas (22%), construcción de unidades médicas (18.1%), procesos de automatización (9.1%) construcción de una clínica en la ciudad de Villahermosa, Tabasco (5.8%), construcción de un centro de desarrollo infantil en Salina Cruz, Oaxaca (3.6%), y lo restante a otros proyectos.

Contratos de Obra Pública Financiada (COPF)

El objetivo de los contratos de obra pública financiada es disponer de un esquema contractual para la ejecución eficiente de obras públicas, que incrementen las capacidades financieras y de ejecución de Petróleos Mexicanos, relativas a la producción de hidrocarburos. Los COPF son contratos de obra pública sobre la base de precios unitarios que integran diversos servicios en un solo contrato; en ellos Pemex-Exploración y Producción mantiene la propiedad de los hidrocarburos extraídos y de las obras realizadas.

De 2003 a 2010 se celebraron nueve contratos para ejecutar obras y servicios necesarios para la producción de gas natural en distintas áreas (bloques) de la Cuenca de Burgos, de los cuales ocho continúan vigentes (Reynosa-Monterrey, Misión, Cuervito, Fronterizo, Pirineo, Olmos, Monclova y Nejo), ya que a mediados de 2008 Pemex-Exploración y Producción dio por terminado el contrato del bloque Pandura-Anáhuac.

Resultado de las inversiones, la producción de gas natural de los bloques en 2012 promedió 417.8 millones de pies cúbicos diarios, con una disminución de 4.2% respecto a la del año previo. En diciembre alcanzó la mayor producción del año con 455.4 millones de pies cúbicos diarios; fue mayor 9.7% al registrado en el mismo mes de 2011. Destaca el aumento en la producción de los bloques Fronterizo (8 millones de pies cúbicos diarios), Nejo (6.4 millones de pies cúbicos diarios) y Cuervito (6.2 millones de pies cúbicos diarios).


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COPF, producción de gas natural por bloque

(millones de pies cúbicos diarios)

Periodo Reynosa-

Monterrey Misión Cuervito Fronterizo Pandura-Anáhuac1 Pirineo Olmos Monclova Nejo Total

2005 19.8 42.6 19.2 9.8 8.2 2.6 - - - 102.2 2006 37.8 50.2 17.2 10.5 16.9 5.1 - - - 137.7 2007 45.3 61.7 18.3 11.4 17.9 5.8 - 14.4 14.6 189.5 2008 44.6 70.8 19.9 12.3 7.6 12.7 - 48.3 39.8 256.0 2009 41.0 110.8 25.5 16.4 - 32.5 0.8 100.5 80.4 407.8 2010 42.8 123.5 27.5 18.1 - 38.9 0.6 88.7 129.9 470.2 2011 34.2 110.3 29.1 25.5 - 37.8 1.5 56.8 141.1 436.3 2012 27.5 104.5 35.3 33.5 - 31.9 0.9 36.8 147.4 417.8

1. En 2008 se dio por terminado, de manera anticipada, el contrato del bloque Pandura-Anáhuac. Fuente: Base de Datos Institucional.


55

4. Reservas de hidrocarburos

La información de reservas de hidrocarburos en la categoría probada o 1P fue dictaminada de manera favorable por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 14 de marzo del 2013 con base en su resolución CNH.E.01.001/13 tal y como se señala en los términos del Artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Asimismo, fueron publicadas de manera oficial el 18 de marzo del 2013 por parte de la Secretaria de Energía tal y como señala en el artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. Respecto a las reservas probables y posibles, la Comisión Nacional de Hidrocarburos en breve dará su dictamen.

Al 1 de enero de 2013, las reservas totales de hidrocarburos (3P), es decir, las reservas probadas más probables más posibles, ascienden a 44,530.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De este volumen, 13,868.3 millones de barriles son reservas probadas, 12,305.9 millones de barriles son probables y 18,355.8 millones de barriles son reservas posibles.

13,796.0 13,810.3 13,868.3

15,013.1

763.7

12,352.7

692.7

12,305.9

14,264.5 17,674.3 18,355.8

2011 2012 2013

Reservas totales de hidrocarburos (3P) al 1 de enero

(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Posibles

Probables

Probadas

43,073.6 43,837.3 44,530.0


56

La evaluación de reservas probadas, al igual que en años anteriores, se realizó de acuerdo a las definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) de los Estados Unidos de América y considerando las nuevas disposiciones, vigentes a partir del 1 de enero de 2010, entre las que destacan la evaluación de reservas con precios promedio de aceite y gas del año inmediato anterior, calculados con base en los valores registrados al primer día de cada mes. En cuanto a las reservas probables y posibles, éstas fueron estimadas de acuerdo a las definiciones emitidas por el Petroleum Resources Management System (PRMS), que publican en conjunto la Society of Petroleum Engineers (SPE), la American Association of Petroleum Geologists (AAPG), el World Petroleum Council (WPC) y la Society of Petroleum Evaluation Engineers (SPEE).

Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013

Totales 3P (MMbpce) Región

Distribución porcentual de reservas

( % )

Tipo de hidrocarburo

Distribución porcentual de

reservas ( % )

Total Probadas Probables Posibles

44,530.0 13,868.3 12,305.9 18,355.8

Marina Noreste 28.0 Petróleo crudo 69.2 Marina Suroeste 16.5 Condensados 0.7 Norte 42.7 Líquidos de planta 9.0 Sur 12.8 Gas seco

equivalente a líquido

21.1

Tipo de crudo1 ( % ) Tipo de gas natural ( % )

Pesado 52.2 Asociado 70.2 Ligero 35.3 No asociado 29.8 Superligero 12.5

La suma de los parciales puede no coincidir con el total, debido al redondeo de las cifras. 1. La clasificación de los aceites está basada en la densidad en grados API (American Petroleum Institute) que poseen,

siendo para el aceite pesado igual o menor a 27 grados, para el ligero mayor a 27 grados, pero igual o menor a 38 grados y para el superligero mayor a 38 grados.


Los conceptos principales que originan las variaciones de reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2013, con respecto al año precedente, son:

Adiciones: Variaciones originadas por descubrimientos a través de la perforación y terminación de pozos exploratorios y delimitadores. Las variaciones por delimitación, desarrollos y revisiones pueden resultar en aumentos o disminuciones, mientras que las variaciones por incorporación exploratoria siempre serán incrementos.


57

Desarrollos: Modificaciones a las reservas existentes por la perforación y terminación de pozos de desarrollo.

Revisiones: Rubro que agrupa diferentes situaciones que pueden originar modificaciones a las reservas, tales como cambios en el pronóstico de producción y en los precios de los hidrocarburos, actualizaciones a los modelos geológico-petrofísicos y de simulación de flujo de los campos, implantación de nuevas estrategias de explotación y modificaciones a las prácticas operativas, principalmente.

Incorporación de reservas 3P por descubrimientos

Las actividades exploratorias realizadas durante 2012, tanto en la porción terrestre, como costa afuera, permitieron incorporar reservas 3P por 1,731.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Por quinto año consecutivo se ha mantenido una incorporación mayor a la programada, lo que se explica por las inversiones crecientes que se han realizado en la actividad exploratoria. De las reservas descubiertas, 133.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente son reservas probadas, 373.4 millones de barriles son probables y 1,224.0 millones de barriles corresponden a posibles.

Las incorporaciones exploratorias más importantes se ubicaron en:

- La porción marina de las Cuencas del Sureste, donde se adicionaron 463.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas 3P. Destaca el descubrimiento realizado con el pozo Kunah-1, que se ubica en aguas profundas, lo que permitió fortalecer las reservas en la porción marina con tirantes mayores a 500 metros.

- Otros descubrimientos relevantes se dieron en la porción terrestre de las Cuencas del Sureste, donde se incorporaron reservas 3P por 515.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. En esta porción destaca el descubrimiento del pozo Navegante-1.

- En la Región Norte destaca el descubrimiento realizado en el Activo de Producción Poza Rica-Altamira a través del pozo Trión-1 con un total de reservas 3P de 482.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente


58

230.8 153.1 133.9

312.1

23.3

245.7

270.2

373.4

894.8 1,062.31,224.0

2010 2011 2012

Incorporación de reservas 3P por descubrimientos


Nota: Corresponde a la incorporación realizada durante el año.Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

1,437.8 1,461.1

1,731.3

Posibles

Probables

Probadas

950 966 1,053

1,482

1,774

1,438 1,461

1,731

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

Reservas 3P descubiertas

al 1 de enero




59

Tasa de restitución integrada de reservas probadas

La tasa de restitución integrada de reservas probadas, que incluye adiciones, revisiones y desarrollos7/ alcanzó 104.3 por ciento, cifra que es de suma relevancia ya que PEP cumple por segundo año consecutivo con valores de tasa de restitución superiores al 100 por ciento. El logro anterior es producto del esfuerzo y resultados positivos por parte de PEP en el desarrollo de los campos, lo cual ha permitido reclasificar reservas probables y posibles a probadas.

Relación reserva-producción

La relación reserva-producción, cociente que resulta de dividir la reserva remanente al 1 de enero de 2013 entre la producción de 2012 en petróleo crudo equivalente, es de 10.2 años para las reservas probadas, 19.3 años para las reservas 2P y de 32.9 años para las reservas 3P, datos que fueron calculados considerando una producción

7/ La tasa de restitución de reservas probadas integrada, se determina mediante la relación de la variación neta de reservas probadas entre la producción del periodo, donde dicha variación es originada por adiciones (descubrimientos y delimitaciones), revisiones y desarrollos.

26.4

41.0

50.3

71.877.1

85.8

101.1 104.3

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Tasa de restitución integrada de reservas probadas (1P)

(por ciento)



60

acumulada de 1,353.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente para el año 2012. Es importante mencionar que estos valores se estiman bajo la suposición de una producción constante durante el mismo periodo, sin tomar en cuenta reclasificaciones e incorporaciones por descubrimientos futuros, situaciones improbables de ocurrir en actividades de exploración y producción.

Evolución histórica de las reservas de hidrocarburos


Año Reservas al

inicio de año Descubri-mientos

Desarrollos y delimitaciones

Revisiones Producción Reservas al final de año

Totales 2012 43,837 1,731 -196 510 -1,353 44,530 2011 43,074 1,461 - 403 1,063 -1,358 43,837 2010 43,075 1,438 - 359 304 -1,384 43,074 2009 43,563 1,774 - 174 - 709 -1,378 43,075 2008 44,483 1,482 207 -1,158 -1,451 43,563

Probadas + probables 2012 26,163 507 361 496 -1,353 26,174 2011 28,809 399 -1,791 103 -1,358 26,163 2010 28,229 543 358 1,064 -1,384 28,809 2009 28,825 879 25 - 121 -1,378 28,229 2008 29,862 912 547 -1,045 -1,451 28,825

Probadas 2012 13,810 134 976 301 -1,353 13,868 2011 13,796 153 818 401 -1,358 13,810 2010 13,992 231 858 100 -1,384 13,796 2009 14,308 389 1,007 - 334 -1,378 13,992 2008 14,717 364 1,069 - 391 -1,451 14,308

Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Principales estadísticas

Con respecto al año anterior, las reservas probadas presentan un incremento neto de 58.0 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, justificado principalmente por el incremento en la incorporación neta de reservas probadas atribuible a los descubrimientos, desarrollos y revisiones, los cuales aportaron 1,411.2 millones de barriles, compensando el efecto de la producción del periodo durante 2012 de 1,353.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.


61

Para las reservas 2P, se tuvo un incremento de 11.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Para el caso particular de la reserva 3P se tuvo un incremento de 692.7 millones de barriles justificado principalmente por las incorporaciones de reservas de los campos descubiertos. Los años 2011 y 2012 fueron muy importantes no sólo por el volumen de reservas nuevas por descubrimientos, sino también, por los resultados positivos en la perforación de pozos de desarrollo que permitió reclasificar reservas probables y posibles a probadas logrando superar el 100 por ciento la reposición de reservas probadas.

Variación de las reservas de hidrocarburos

Año Variación neta

(%)

Tasa de restitución (%) Relación reserva/producción

(años) Sólo descubrimientos Adiciones, revisiones y

desarrollos Totales

2012 1.6 127.9 151.2 33 2011 1.8 107.6 156.3 32 2010 0.0 103.9 99.9 31 2009 -1.1 128.7 64.6 31 2008 -2.1 102.1 36.6 30

Probadas + probables 2012 0.0 27.5 100.8 19 2011 -9.2 29.4 -94.9 19 2010 2.1 39.2 141.9 21 2009 -2.1 63.8 56.8 20 2008 -3.5 62.9 28.5 20

Probadas 2012 0.4 9.9 104.3 10 2011 0.1 11.3 101.1 10 2010 -1.4 16.7 85.8 10 2009 -2.2 28.2 77.1 10 2008 -2.8 25.1 71.8 10


Región Marina Noreste

Los volúmenes de reservas probadas, al 1 de enero de 2013, alcanzaron 6,163.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cifra que representa un aumento de 24.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respecto al año anterior. Este aumento se explica principalmente por la producción en petróleo crudo equivalente de 432.4 millones de barriles que representan 84.5% de la producción nacional en petróleo crudo


62

equivalente, la cual ascendió en esta región a 517.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Respecto a las reservas 3P, registraron 12,490.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representa una variación negativa de 35.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, causada principalmente por los efectos de la producción.

Región Marina Suroeste

Al 1 de enero de 2013, las reservas probadas ascendieron a 2,165.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que significa un incremento neto de 49.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con respecto a las reservas reportadas el año anterior. Los desarrollos y revisiones incorporaron un volumen de reserva probada de 357.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que permitieron compensar la producción anual de 307.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de la región.

Las reservas 3P alcanzaron 7,337.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que significó un aumento respecto al año anterior de 283.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, principalmente por el descubrimiento de reservas adicionales del pozo Kunah-1.

Región Norte

Las reservas probadas al 1 de enero de 2013 ascendieron a 1,688.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que representa un incremento con respecto al año anterior de 113.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Los descubrimientos, desarrollos y revisiones de reservas probadas originaron un incremento de 318.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, los cuales compensaron la producción extraída durante 2012 de 205 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Respecto a las reservas totales 3P, éstas se ubicaron en 19,013.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que fue equivalente a un aumento de 324.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente respecto al año anterior, que significa una variación de 1.7%, ocasionada principalmente por los descubrimientos.

La incorporación exploratoria a nivel 3P alcanzó 752.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, siendo los descubrimientos más importantes los


63

realizados con los pozos Arbolero-1, Percutor-1, Habano-1, Mandarín-1, Master-1, Tepozán-1, Supremus-1, Trión-1 y Bedel-1.

Reservas totales de hidrocarburos al 1 de enero de 2013

Producto/Región 2011 Descubri-mientos

Desarrollos y delimita-

ciones

Revisio-nes

Produc-ción

2012

Petróleo crudo equivalente (MMbpce)

43,837 1,731 -196 510 -1,353 44,530

Región Marina Noreste 12,526 84 0 398 -518 12,490 Región Marina Suroeste 7,054 379 -10 222 -307 7,338 Región Norte 18,689 752 -223 1 -205 19,014 Región Sur 5,568 516 38 -110 -323 5,688

Aceite crudo (MMb) 30,613 851 -178 464 -933 30,817

Región Marina Noreste 11,595 69 0 355 -479 11,541 Región Marina Suroeste 4,026 0 27 197 -214 4,036 Región Norte 11,499 492 -221 36 -53 11,754 Región Sur 3,492 289 16 -124 -186 3,486

Condensado (MMb) 368 19 -1 -43 -15 328

Región Marina Noreste 143 2 0 -6 -7 133 Región Marina Suroeste 61 11 2 -16 -3 56 Región Norte 18 3 2 1 -2 21 Región Sur 146 3 -5 -22 -4 118

Líquidos de planta (MMb) 3,953 276 -142 29 -106 4,010

Región Marina Noreste 262 4 0 16 -11 271 Región Marina Suroeste 808 144 -14 148 -31 1,055 Región Norte 2,155 41 -138 -152 -13 1,892 Región Sur 728 87 11 17 -51 793

Gas seco (MMMpc) 46,309 3,044 652 314 -1,560 48,759

Región Marina Noreste 2,736 42 0 174 -110 2,843 Región Marina Suroeste 11,227 1,166 -133 -557 -308 11,396 Región Norte 26,091 1,125 698 601 -712 27,804 Región Sur 6,253 711 87 95 -430 6,716

Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Pemex-Exploración y Producción.


64

Región Sur

Al cierre de 2012, las reservas probadas 1P alcanzaron 3,850.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, que representan una reducción de 129.6 millones de barriles respecto al año precedente. Lo anterior, se debió a que el efecto de la producción de 2012 por 323 millones de barriles de petróleo crudo equivalente fue atenuado por la incorporación de reservas probadas, debido a los nuevos descubrimientos, desarrollos y revisiones de reservas que representaron 193.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente adicionales de reservas probadas.

La incorporación de reservas totales o 3P, por actividades exploratorias, alcanzó 515.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, esto permitió mitigar la reducción de reservas derivada de la producción de 2012, por lo que las reservas totales ó 3P presentan un aumento de 120.4 millones de barriles, con respecto al año anterior, y alcanzan 5,688.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.


65

5. Resultados operativos

En 2012, Petróleos Mexicanos presentó resultados favorables en diversos aspectos, entre los que destacan la conservación de la plataforma de producción de crudo, el incremento en la producción de gas natural y condensados, así como el aumento en adquisición de información sísmica.

5.1 Exploración

Durante 2012 se obtuvieron 3,505.2 kilómetros de información sísmica 2D, cifra 3.5% mayor a lo registrado en 2011, ya que se adelantó el programa para dar prioridad a la prospección de localizaciones de gas en lutitas gasíferas (Shale Gas).8/ Para exploración, la Cuenca de Burgos participó con 2,514 kilómetros y la cuenca del sureste terrestre con 169 kilómetros; para desarrollo de campos, la Cuenca Tampico-Misantla participó con 797 kilómetros y la Cuenca de Veracruz con 25 kilómetros.

A lo largo de 2012, la adquisición de información sísmica tridimensional (3D) alcanzó 26,532.8 kilómetros cuadrados, 40.1% menos al reportado el año previo, a causa de retrasos provocados por malas condiciones climatológicas, además de que se pospuso el levantamiento sísmico Sayab 3D, y de que en 2011 se adquirieron mayores volúmenes por la entrada del nuevo barco dedicado a aguas profundas. Destacan las regiones Norte con 21,313.2 kilómetros cuadrados, de los cuales 93.9% fueron de exploración y 6.1% de desarrollo, y Marina Noreste con 3,525.9 kilómetros cuadrados, 55.9% de desarrollo y 44.1% de exploración.

- De la adquisición de sismología 3D correspondieron 17,028 kilómetros cuadrados a la actividad de evaluación del potencial petrolero, 5,983 a incorporación de reservas y 3,522 a desarrollo de campos.

Evaluación del potencial petrolero

En esta actividad se adquirió información sísmica 3D por 17,028 kilómetros cuadrados, de los cuales en la Cuenca Golfo de México Profundo se aplicaron 13,866 kilómetros cuadrados en el estudio Sayab 3D, 2,416 en el Tzumat 3D y

8/ Las lutitas gasíferas se clasifican como yacimientos de hidrocarburos no convencionales debido a que la roca generadora funciona también como roca almacén, la cual requiere tratamientos a gran escala, tales como fracturamiento hidráulico masivo, para hacerla producir hidrocarburos a ritmos comerciales.


66

746 kilómetros cuadrados en el Centauro 3D, que en su conjunto representa una disminución de 57.6% respecto al año anterior, en virtud de que sólo se realizaron tres estudios, en comparación con siete llevados a cabo en 2011.

Incorporación de reservas

En la actividad de incorporación de reservas se adquirieron para la Cuenca Veracruz 956 kilómetros cuadrados para el estudio Loma Bonita Ixcatlán y 798 kilómetros cuadrados para el Mata Verde. Para la Cuenca Sureste Terrestre, 327 kilómetros cuadrados en el estudio Remero Cocal 3D, mientras que se difirieron 105 kilómetros cuadrados del Ojual 3D Transicional. En la Cuenca Sureste Marino se adquirieron 1,114 kilómetros para el estudio Tsimin-Tojual 3DTZ, 781 kilómetros cuadrados para el Yaxiltun Ote. 3D y 774 kilómetros cuadrados en el Takin 3D. En la Cuenca Burgos se alcanzaron 1,233 kilómetros cuadrados de nueva sísmica 3D en el estudio San Luis 3D. El avance total alcanzado se ubicó 45.2% por arriba del año anterior.

Delimitación de yacimientos

De los 3,522 kilómetros adquiridos de sísmica 3D, 800 kilómetros cuadrados fueron para el estudio Miquetla-Miahuapan y 498 kilómetros cuadrados para el Tres Hermanos 3D Norte, ambos dentro de la Cuenca Tampico-Misantla. En la Cuenca Sureste Terrestre se obtuvieron 204 kilómetros cuadrados para el estudio Tlacotalpa 3D Sur y 49 kilómetros cuadrados para el Samaria Iride 3D HD. En la cuenca Sureste Marino se obtuvieron para el estudio Ayatsil Tekel 3D 1,971 kilómetros cuadrados.

En cuanto a la terminación de pozos, se tuvieron los siguientes resultados:

- Se terminaron 37 pozos de exploración, de los cuales 21 fueron productores (tres de gas seco, ocho de gas y condensado, dos de gas húmedo y ocho de aceite y gas), además cinco pozos fueron productores no comerciales y 11 improductivos, lo que significó 56.8% de éxito en esta actividad, 8.3 puntos porcentuales por arriba de 2011. Las actividades exploratorias se concentraron en la Región Norte (21 pozos terminados), en especial en el Activo Integral Burgos (15 pozos terminados). Esta región participó con 15 pozos exitosos. La Región Sur participó con 29.7% del total de pozos terminados, en donde cuatro de ellos fueron exitosos. La Región Marina Suroeste contribuyó con 10.8% de los pozos terminados, así como con dos pozos exitosos, y la Región Marina Noreste con 2.7%, sin pozos exitosos.


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33

18

7

0

8

37

21

11

14

Total Norte Sur Marina Noreste Marina Suroeste

Pozos de exploración terminados por región

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Nota: No incluye proyectos especiales ni pozos accidentados.Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Éxito 2011 48.5%2012 56.8%

1,001

843

11530 13

1,201

926

232

27 16

Total Norte Sur Marina Noreste Marina Suroeste

Nota: No incluye proyectos especiales ni pozos accidentados.Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Éxito 2011 95.4%2012 96.5%

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Pozos de desarrollo terminados por región


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- Se terminaron 1,201 pozos de desarrollo, de los que 1,159 pozos fueron productivos (970 de crudo y 189 de gas). En la Región Norte se ubicaron 901 pozos (77.7%), sobre todo en los activos Aceite Terciario del Golfo y Burgos. La Región Sur registró 217 pozos productivos y las regiones marinas 41 pozos productivos. El éxito alcanzado fue 96.5%, superior en 1.1 puntos porcentuales al del año previo.

5.2 Producción de petróleo crudo y gas natural

Petróleo crudo

En 2012, la producción de petróleo crudo fue 2,547.9 miles de barriles diarios, 0.2% menos que el año anterior, equivalente a 4.7 miles de barriles menos, asociados principalmente a la menor producción de los activos Cantarell, Samaria-Luna y Bellota-Jujo.

A la disminución en la producción total contribuyeron principalmente los siguientes activos:

- La aportación de crudo del activo Cantarell fue 454.1 miles de barriles diarios, volumen 9.3% (46.6 miles de barriles diarios) menor al de 2011. Destaca, sin embargo, la disminución en el ritmo de declinación de este campo.

- En contraste, el activo Ku-Maloob-Zaap aportó 855.1 miles de barriles diarios, 1.5% (13 mil barriles diarios) más que el año previo.

Por tipo, la producción promedio se distribuyó de la siguiente forma:

- La producción de crudo pesado fue 1,385 miles de barriles diarios, 2.3% menor a 2011, debido al menor volumen proveniente de Cantarell. Este tipo de crudo participó con el 54.4% de la producción total de este hidrocarburo.

- La extracción de crudo ligero alcanzó 834 miles de barriles diarios, 4.5% mayor a la del año previo, principalmente por la producción adicional por la terminación de pozos en el Activo de Producción Litoral de Tabasco de la Región Marina Suroeste. Su participación en el total de crudo extraído fue 32.7%.

- La producción de crudo superligero fue 328.9 miles de barriles diarios, 2.5% menor a 2011. La participación de este crudo en la producción total


69

fue 12.9%. Destaca la disminución en la producción de crudo superligero de la Región Sur, que fue inferior 11.6 miles de barriles diarios, equivalente a 4.8%, al registro del año previo.

En 2012, la disponibilidad total de crudo, naftas y condensados fue 2,548.9 miles de barriles diarios, 0.2% menor a la del año anterior. El volumen de petróleo crudo distribuido fue 2,479.3 miles de barriles diarios, 1.4% por abajo del año anterior, de los cuales 51.2% se destinó a terminales de exportación y 48.8% a refinerías.

- El crudo enviado a refinerías se incrementó 3.3%, en virtud de que el proceso de crudo en el Sistema Nacional de Refinación fue mayor que el año precedente, por mayor proceso especialmente en las refinerías de Minatitlán y Cadereyta.

- El crudo enviado a terminales de exportación se redujo 5.6% respecto a 2011, en función de la disponibilidad resultante después del envío a refinerías.

1,464.0 1,417.1 1,385.0

792.3 798.3 834.0

320.7 337.2 328.9

2010 2011 2012

Producción de crudo por tipo

(miles de barriles diarios)

Superligero

Ligero

Pesado

2,577.0 2,552.6 2,547.9

1/

1/ Se modificó la integración por reclasificación.Fuente: Base de Datos Institucional.

1/


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Distribución de petróleo crudo


Producto 2010 2011 2012 Variación (%) 2012/2011

Producción de crudo 2,577.0 2,552.6 2,547.9 -0.2 Naftas y condensados 2.1 1.8 0.9 -50.0 Distribución 2,548.7 2,515.2 2,479.3 -1.4

Refinerías 1,190.7 1,172.3 1,211.0 3.3 Terminales de exportación1 1,358.0 1,342.9 1,268.3 -5.6

Otros2 30.4 39.2 69.6 77.6 Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. 1. Volúmenes facturados, medidos a 20oC. No incluye la producción de naftas y condensados. 2. Se refiere a empaque, movimiento de inventarios y diferencias estadísticas. Fuente: Base de Datos Institucional.

Gas Natural

En 2012, la producción de gas natural registró 6,384.7 millones de pies cúbicos diarios, 3.2% menor a 2011, que significó 209.3 millones, este volumen de gas incluye 708.5 millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno, que se obtiene asociado y que constituye un compuesto no deseado.

- La producción de gas asociado promedió 4,474.9 millones de pies cúbicos diarios (incluye 708.5 millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno), 1.2% mayor a 2011, debido a la producción asociada al incremento en el número de pozos terminados e interconectados y a la intensa aplicación de acciones orientadas al mantenimiento de la producción base en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo en la Región Norte y a la producción asociada a la terminación de pozos y optimización de la explotación en el proyecto Yaxché en el Activo de Producción Litoral de Tabasco de la Región Marina Suroeste.

- La producción de gas no asociado fue 1,909.8 millones de pies cúbicos diarios, 12% inferior a la del año anterior, resultado de la menor producción en todos los activos de las regiones Norte y Sur, destacan las siguientes variaciones: Veracruz (115.5 millones de pies cúbicos diarios), Burgos (105 millones de pies cúbicos diarios), Macuspana-Muspac (31.6 millones de pies cúbicos diarios), Poza-Rica Altamira (4.8 millones de pies cúbicos diarios) y Cinco Presidentes (4.3 millones de pies cúbicos diarios). De tal forma, los activos Burgos y Veracruz alcanzaron una producción de


71

1,804.5 millones de pies cúbicos diarios, que representaron 94.5% del gas no asociado.

Producción de gas natural por tipo y región


Concepto 2010 2011 2012

Var. (%)

12/11

Total1/ 7,020.0 6,594.1 6,384.7 -3.2

Por tipoAsociado 4,561.9 4,423.1 4,474.9 1.2 No asociado 2,458.1 2,171.0 1,909.8 -12.0

Por regiónRegión Marina Noreste 1,583.7 1,405.6 1,333.9 -5.1

Cantarell 1,251.9 1,074.7 1,004.2 -6.6 Ku-Maloob-Zaap 331.8 330.9 329.7 -0.4

Región Marina Suroeste 1,171.7 1,208.3 1,259.2 4.2 Abkatún-Pol-Chuc 594.2 559.0 523.6 -6.3 Litoral de Tabasco 577.6 649.3 735.6 13.3

Región Sur 1,764.7 1,692.3 1,652.4 -2.4 Cinco Presidentes 104.9 116.9 116.3 -0.5 Bellota-Jujo 305.9 288.2 297.4 3.2 Samaria-Luna 773.9 715.7 695.9 -2.8 Macuspana-Muspac 580.0 571.5 542.9 -5.0

Región Norte 2,499.9 2,287.8 2,139.3 -6.5 Burgos 1,478.4 1,344.1 1,269.3 -5.6 Poza Rica-Altamira 117.3 115.2 120.0 4.2 Aceite Terciario del Golfo 85.3 111.9 148.8 33.0 Veracruz 818.9 716.7 601.2 -16.1

Nitrógeno 683.0 680.6 708.5 4.1 Gas natural sin nitrógeno 6,337.0 5,913.4 5,676.3 -4.0

1/ Incluye bióxido de carbono y nitrógeno. La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.

El comportamiento de la producción de gas natural por región fue el siguiente:

- Región Marina Noreste. En 2012, la extracción alcanzó 1,333.9 millones de pies cúbicos diarios, 5.1% inferior al año anterior, debido a la declinación natural y ajuste por alto flujo fraccional de agua en Cantarell.

- Región Marina Suroeste. Se obtuvieron 1,259.2 millones de pies cúbicos diarios de gas, 4.2% más que en 2011, como resultado de la mayor producción asociada a la terminación de pozos y optimización de la


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explotación de pozos en los proyectos Yaxché y Och-Uech-Kax, en el Activo de Producción Litoral de Tabasco.

- Región Sur. La producción fue 1,652.4 millones de pies cúbicos diarios, 2.4% inferior a la reportada en 2011, a lo cual contribuyó la menor producción base a la esperada en el proyecto Cuenca Macuspana que fue 5% menor en el Activo de Producción Macuspana-Muspac; además de la menor extracción en el activo Samaria-Luna, 2.8% inferior por declinación natural de la producción e incremento en el flujo fraccional de agua y menor producción base a la esperada en el proyecto Antonio J. Bermúdez.

- Región Norte. La extracción de gas promedió 2,139.3 millones de pies cúbicos diarios, 6.5% inferior al obtenido a 2011, resultado de la menor producción de los activos integrales Burgos, por 74.8 millones de pies cúbicos diarios y Veracruz con 115.4 millones de pies cúbicos diarios, derivada de la reducción del número de pozos terminados, falta de supervisión y mantenimiento a pozos derivado de condiciones de seguridad y por la declinación natural de los campos.

Durante 2012, la disponibilidad de gas natural ascendió a 7,483.3 millones de pies cúbicos diarios, 0.5% superior al reportado el año previo. La participación

2,499.9 2,287.8 2,139.3

1,764.7

683.0

1,692.3

680.6

1,652.4

708.51,171.7 1,208.3 1,259.2

900.7 724.9 625.4

Gas natural Nitrógeno Gas natural Nitrógeno Gas natural Nitrógeno

Producción de gas natural por región


20122010 2011

1/ La cifra corresponde al total que incluye nitrógeno.2/ Gas hidrocarburo, incluye bióxido de carbono.Fuente: Base de Datos Institucional.

Marina Noreste NorteSurMarina Suroeste

7,020.06,594.1

2/ 2/ 2/

6,337.05,913.4 5,676.3

6,384.71/

1/1/


73

de la producción nacional en la disponibilidad fue 85.3%; 3.2 puntos porcentuales menor a la observada en 2011.

Distribución de gas natural


Producto 2010 2011 2012 Variación (%) 12/11

Disponibilidad de gas natural 7,572.0 7,448.7 7,483.3 0.5 Producción de gas natural 7,020.0 6,594.1 6,384.7 -3.2 Importación 535.8 790.8 1,089.3 37.7 Otras corrientes1 16.3 63.8 9.3 -85.4

Distribución 7,543.3 7,410.7 7,466.9 0.8 Consumo Pemex1 2,601.8 2,645.0 2,859.3 8.1 Ventas nacionales 3,254.9 3,382.7 3,402.3 0.6 Gas a la atmósfera2 611.2 360.4 145.6 -59.6 Exportación 19.3 1.3 0.9 -30.8 Condensación y encogimiento 1,037.0 1,017.6 1,012.7 -0.5 Empaque 19.1 3.6 46.0 n.s.

Diferencia estadística 28.7 38.0 16.4 -56.8 1. Excluye bombeo neumático en producción primaria y en refinación incluye gas de campos y gas seco de plantas.

2. Incluye bióxido de carbono y nitrógeno.

n.s. No significativo.

Nota: La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras.


Del total disponible, se distribuyeron 7,466.9 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, de los cuales 45.6% se destinó al mercado interno y 38.3% al consumo de Petróleos Mexicanos, principalmente.

De enero a diciembre de 2012, el aprovechamiento de gas natural fue 98%, lo que representa un aumento de 1.8 puntos porcentuales en comparación con el año previo.

El volumen de gas enviado a la atmósfera en 2012 ascendió a 134.9 millones de pies cúbicos por día, 215 millones menos que el enviado el año anterior. La reducción de 215 millones de pies cúbicos por día se debe principalmente a la construcción de infraestructura para el manejo y transporte de gas en plataformas marinas, la implementación y consolidación del Sistema de Confiabilidad Operacional, así como a las acciones emprendidas en el proyecto Cantarell para administrar la explotación de la zona de transición.


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5.3 Convenios de colaboración

Continuó la aplicación de la estrategia para fomentar mecanismos de cooperación en la ejecución de proyectos de infraestructura energética de alta tecnología, así como la promoción de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico que aporten las mejores soluciones a los retos que enfrenta el sector energético. Con tal motivo y conforme al marco jurídico vigente, Petróleos Mexicanos celebró convenios de colaboración no comerciales con entidades internacionales, a fin de intercambiar conocimientos tecnológicos en temas clave para el desarrollo de proyectos en aguas profundas, producción de crudos pesados e incremento en el factor de recuperación en campos terrestres y marinos mediante la aplicación de tecnologías de recuperación mejorada.

En el transcurso de 2012 se suscribieron tres convenios internacionales de colaboración no comercial entre Petróleos Mexicanos, Pemex-Exploración y Producción y diversas compañías petroleras, lográndose experiencia y conocimiento de metodologías a nivel internacional para optimizar resultados, así como el mejoramiento de las prácticas en materia de exploración y producción de hidrocarburos.

249.2

122.2

127.0

100.8 92.9

7.9

2011 Variación 2012

Gas enviado a la atmósfera


96.2 98.01.8

2011 Variación 2012

Aprovechamiento de gas

(por ciento)

215.0349.9

134.9

Hidrocarburo y bióxido de carbono

Nitrógeno

Nota: La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo.1/Considera únicamente gas hidrocarburo enviado a la atmósfera.Fuente: Base de Datos Institucional. Pemex-Exploración y Producción.

1/


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Acuerdos y convenios internacionales de colaboración en 2012

Compañía Tema

BP Exploration Operating Co. LTD. Convenio Específico de Colaboración para el Estudio Conjunto sobre "Tecnología Marina en Aguas Profundas".

BP Exploration Operating Co. LTD. Convenio General de Colaboración en materia de investigación, desarrollo científico, tecnológico y de recursos humanos en la exploración, perforación, producción, transporte y almacenamiento de hidrocarburos.

BP Exploration & Production Inc. and BP Corporation North America Inc.

Convenio de Licencia Tecnológica.


5.4 Proceso de gas natural y líquidos del gas

A lo largo de 2012 se procesaron 4,382 millones de pies cúbicos diarios de gas húmedo en los complejos procesadores de gas (77.5% de gas húmedo amargo y 22.5% de gas húmedo dulce), volumen 3.2% menor al del año anterior ocasionado por una caída en la oferta de gas húmedo amargo en el sureste, así como por la disminución en oferta de gas húmedo en Burgos y por la transferencia de gas húmedo dulce para bombeo neumático a la región marina de Pemex-Exploración y Producción. El proceso de condensados fue 45.7 miles de barriles diarios, 19.3% inferior al del año precedente, que se explica por un menor recibo de condensados amargos y dulces.

La producción de gas seco alcanzó 3,628.3 millones de pies cúbicos diarios, 1.7% por abajo de la registrada el año anterior, principalmente por una menor oferta de gas húmedo amargo en el sureste y de gas húmedo en Burgos.

Del fraccionamiento de líquidos de gas y de los condensados (etano, gas licuado, gasolinas naturales, además de los líquidos del Complejo Procesador de Gas Arenque), se obtuvieron 365.1 miles de barriles diarios de productos, 6.2% inferiores a los de 2011.

- En la producción de gas licuado se obtuvieron 176 mil barriles diarios, 5.1% menor a lo reportado el año previo, de etano fue 115.3 miles de barriles diarios, 4.4% inferior a 2011, y de gasolinas naturales (naftas) 72.3 miles de barriles diarios, 11.5% menos que el año anterior, debido a la menor oferta de gas húmedo amargo marino y del mesozoico, así como de condensados amargos y dulces; para gas licuado y gasolinas también contribuyó el retraso en la entrada en operación de la planta reformadora de


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naftas del Complejo Petroquímico Cangrejera.

- La recuperación de azufre, resultado del endulzamiento de gas y condensados amargos en los complejos procesadores de gas, totalizó 591.5 miles de toneladas, 7% menos que el año previo. Cabe destacar que la producción de azufre forma parte de la producción de petroquímicos desregulados.

Producción de gas seco y gas licuado en los complejos

procesadores de gas

Concepto 2010 2011 2012

Var. (%)

12/11

Gas seco (MMpcd) 3,618.2 3,691.6 3,628.3 -1.7 Gas licuado1/ (Mbd) 184.2 185.4 176.0 -5.1 1/ Producción de los complejos procesadores de gas. La producción total también incluye la proveniente de refinerías (25.2 miles de barriles diarios) y la del Campo Nejo de Pemex-Exploración y Producción (2.9 miles de barriles diarios). Con base en esta consideración la producción total de gas licuado en 2012 promedió 204.1 miles de barriles diarios. Fuente: Base de Datos Institucional.

5.5 Producción de petrolíferos y gas licuado

Petróleos Mexicanos tiene la responsabilidad de desarrollar las actividades que corresponden al Estado en materia de refinación del petróleo, así como el transporte, almacenamiento y distribución de los productos que se obtengan de la misma. Busca satisfacer la demanda nacional de petrolíferos en forma rentable y con calidad, en un entorno seguro para los trabajadores, la comunidad y de respeto al medio ambiente.

Las acciones se enfocan en mantener el proceso de crudo en niveles óptimos de la capacidad de refinación, mejorar los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, así como del margen variable de refinación, garantizar el abasto de petrolíferos en general y el suministro de combustibles limpios en particular.

Proceso de crudo

En 2012, el Sistema Nacional de Refinación procesó 1,199.3 miles de barriles diarios, volumen 2.8% superior al de 2011 en razón del mayor proceso en todas las refinerías, excepto Salina Cruz. La refinería de Tula procesó 23.1% del total, Salina Cruz 21.4%, Cadereyta 15.6%, Salamanca 14.9%, Minatitlán 14.2% y Madero 10.7%.


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- El retraso en la operación y estabilización de la reconfiguración de la refinería en Minatitlán afectó producciones asociadas que se consideraron en el programa; además de que falló una caldera en marzo.

- Ocurrieron suspensiones en Cadereyta, debido a problemas en el suministro de energía y por revisión efectuada en un calentador de vacío; en Madero, por fallas ocurridas en el servicio de energía eléctrica y en los servicios auxiliares; en Minatitlán por pruebas en plantas primarias; en Salina Cruz por problemas en calderas; en Tula por mantenimiento a plantas combinadas y a calentadores.

- El crudo ligero procesado ascendió a 696.8 miles de barriles diarios, inferior 4.8% al de 2011, debido a la disminución registrada en las refinerías de Minatitlán (54.6%) y Salina Cruz (10%). El crudo ligero representó 58.1% del crudo procesado, 4.6 puntos menos que el porcentaje de 2011.

- De crudo pesado se procesaron 501.1 miles de barriles diarios, 15.7% más al promedio de 2011; contribuyeron al resultado las refinerías de Minatitlán y Madero que aumentaron el proceso 124.1% y 12.6%, respectivamente. El proceso de crudo pesado correspondió a 41.8% del total, 4.7 puntos más que el porcentaje de 2011. El volumen de crudo reconstituido, procesado en la refinería de Salamanca, ascendió a 1.3 miles de barriles diarios y fue similar al de 2011. No se procesó crudo superligero durante el año.

Proceso de petróleo crudo por refinería


Concepto 2010 2011 2012

Var. (%)

12/11

Proceso de crudo 1,184.1 1,166.6 1,199.3 2.8

Cadereyta 176.9 170.6 187.7 10.0 Madero 126.4 117.4 127.8 8.9 Minatitlán 158.7 151.9 170.6 12.3 Salamanca 185.9 170.7 179.2 5.0 Salina Cruz 270.0 279.4 256.7 -8.1 Tula 266.2 276.6 277.3 0.3

La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras.Fuente: Base de Datos Institucional.

Producción de petrolíferos y gas licuado

Durante 2012, la producción de petrolíferos y gas licuado de Petróleos


78

Mexicanos y los organismos subsidiarios fue 1,404.8 miles de barriles diarios, superior 1.9% al volumen del año anterior, debido a la mayor elaboración de Pemex Diesel, gasolinas Pemex Magna y Pemex Premium, así como coque. La producción total incluyó 1,225.9 miles de barriles diarios de Pemex-Refinación, 176 mil barriles diarios de gas licuado procedentes de los complejos procesadores de gas y 2.9 miles de barriles diarios de gas licuado del Campo Nejo de Pemex-Exploración y Producción.

En 2012, la producción en el SNR promedió 1,225.9 miles de barriles diarios, 3% de aumento respecto al año previo, como resultado de la mayor oferta de productos obtenidos en las refinerías de Cadereyta, Minatitlán, Madero y Salamanca.

Producción total de petrolíferos y gas licuado


Concepto 2010 2011 2012

Var. (%)

12/11

Total 1,415.8 1,378.7 1,404.8 1.9 Pemex-Refinación 1,229.1 1,190.2 1,225.9 3.0 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 184.2 185.4 176.0 -5.1 Pemex-Exploración y Producción 1.9 2.4 2.9 20.8 Pemex-Petroquímica 0.6 0.6 0.0 -100.0

La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.

- En la refinería de Tula se obtuvo 22.8% de la producción del SNR, en Salina Cruz 21.2%, en Minatitlán 15.2%, en Cadereyta 15.8%, en Salamanca 14.3% y en Madero 10.7%.

- La elaboración de gas licuado alcanzó 25.2 miles de barriles diarios, equivalente a 17.8% de aumento en comparación al volumen de 2011 y a un cumplimiento de 93% de la meta. En las refinerías de Tula y Minatitlán se obtuvo 44.4% y 27.4% del gas licuado, en el mismo orden. Estos datos no incluyen 10 mil barriles diarios de gas licuado proveniente de la mezcla de butanos, el cual se encuentra considerado en la producción de los complejos procesadores de gas.


79

Producción de petrolíferos y gas licuado en el Sistema Nacional de Refinación


Concepto 2010 2011 2012

Variación

(%) 12/11

Total 1,229.1 1,190.2 1,225.9 3.0 Gas licuado1/ 25.5 21.4 25.2 17.8 Gasolinas 424.2 400.3 418.1 4.4

Pemex Magna 341.2 324.2 336.8 3.9 Pemex Magna UBA 67.3 61.7 61.5 -0.3 Pemex Premium 12.5 13.7 19.7 43.8 Otras 3.1 0.7 0.0 -100.0

Turbosina 51.9 56.3 56.6 0.5 Diesel 289.5 273.8 299.6 9.4

Pemex Diesel 221.0 193.6 225.9 16.7 Pemex Diesel UBA 67.7 80.1 72.6 -9.4 Otros 0.8 0.1 1.0 900.0

Combustóleo 322.3 307.5 273.4 -11.1 Otros petrolíferos2/ 115.8 131.0 152.9 16.7 1/ No incluye gas licuado proveniente de la mezcla de butanos.2/ Incluye coque, asfaltos, lubricantes, parafinas extracto de furfural, aeroflex, aceite cíclico ligero y gas seco de refinerías. La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo.Fuente: Base de Datos Institucional.

- La producción de gasolinas fue 418.1 miles de barriles diarios, 4.4% más con relación a la registrada en 2011 debido al aumento en el rendimiento de estos productos. La gasolina Pemex Magna constituyó 70.9% y 84.6% de ambas variaciones. En las refinerías de Salina Cruz y Tula, la producción de gasolinas disminuyó 6.6% y 5.2%, en el orden citado, respecto de la obtenida en 2011.

La gasolina Pemex Magna registró una elaboración de 398.4 miles de barriles diarios, mayor 3.2% al volumen de 2011, debido al mayor rendimiento alcanzado en el proceso de refinerías. La producción incluye 61.5 miles de barriles diarios de Pemex Magna UBA volumen similar al de 2011 y que respecto a la meta alcanzó un cumplimiento de 74.9%.

De gasolina Pemex-Premium se elaboraron 19.7 miles de barriles diarios, 43.8% superior a la producción del año anterior, en virtud del crecimiento en la demanda de este producto.


80

- De turbosina se elaboraron 56.6 miles de barriles diarios, 0.5% por arriba de lo registrado en 2011. Durante 2012, la refinería de Tula contribuyó con 42.2% de la producción de turbosina.

- En el caso del diesel, se elaboraron 299.6 miles de barriles diarios, volumen superior en 9.4% al registrado el año precedente, debido al aumento en el rendimiento del producto en el SNR.

La producción de 225.9 miles de barriles diarios de Pemex Diesel representó un aumento de 16.7% respecto a 2011, en el que contribuyeron todas las refinerías excepto Salina Cruz.

De Pemex Diesel UBA se obtuvieron 72.6 miles de barriles diarios, lo cual representó una disminución de 9.4% al compararla con el año anterior, variación que se explica por los problemas que afectaron el proceso de crudo en las refinerías de Minatitlán y Salamanca.

341.2 324.2 336.8

67.361.7 61.5

12.513.7 19.7

2010 2011 2012

Elaboración de gasolinas automotrices


Pemex Premium

Pemex Magna UBA

Pemex Magna


421.0399.6

418.1


81

- El combustóleo promedió 273.4 miles de barriles diarios, 11.1% inferior a la producción de 2011 debido a la baja que se registró en la producción de la refinería de Minatitlán, de acuerdo a lo esperado después de la reconfiguración. Destaca que el combustóleo pesado constituye la mayor parte de la producción, mientras que el volumen restante, 0.2 miles de barriles diarios corresponde a intermedio 15.

- La producción de otros petrolíferos ascendió a 152.9 miles de barriles diarios, 16.7% mayor a la obtenida en 2011 debido al aumento de 57.9% en la elaboración de coque que ascendió a 49.1 miles de barriles diarios, principalmente proveniente de Minatitlán con el inicio de operación de la planta coquizadora en esta refinería. Además del coque, en otros petrolíferos se consideran 67.8 miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente de gas seco de refinerías, 23.1 miles de barriles diarios de asfaltos, 7.9 miles de barriles diarios de aceite cíclico ligero, 3.9 miles de barriles diarios de lubricantes, 0.8 miles de barriles diarios de parafinas, 0.2 miles de barriles diarios de aeroflex y 0.1 miles de barriles diarios de extracto furfural.

Rendimiento de productos

En 2012, el rendimiento de gasolinas y destilados intermedios del crudo en el SNR fue de 64.4%, superior en 2.8 puntos porcentuales al de 2011. Las

67.7

80.172.6

2010 2011 2012


Producción de Pemex Diesel UBA



82

refinerías registraron aumentos en los rendimientos de crudo respecto a 2011, con excepción de Tula y Salina Cruz, destacando Minatitlán con 18 puntos porcentuales. No obstante, el resultado sigue siendo afectado por factores que limitan el proceso de crudo.

5.6 Producción de petroquímicos

Durante 2012, los organismos subsidiarios elaboraron 13,454.3 miles de toneladas de petroquímicos, 11% menos al año anterior, principalmente por la menor producción de pentanos, naftas y etano (petroquímicos básicos), así como de las cadenas de derivados de aromáticos y de propileno (desregulados). De la producción total, 6,320.9 miles de toneladas provinieron de Pemex-Petroquímica, 5,800 miles de toneladas de Pemex-Gas y Petroquímica Básica y 1,333.4 miles de toneladas de Pemex-Refinación.

La producción de petroquímicos básicos fue 5,688.7 miles de toneladas, 14.8% inferior si se compara al año previo, debido a la menor oferta de gas húmedo amargo en el sureste, de gas húmedo en Burgos y por la transferencia de gas húmedo dulce para bombeo neumático. La producción de gasolinas naturales se redujo 11.2% (355.2 miles de toneladas) y la del etano 4.1% (103.9 mil toneladas) en comparación con el año previo.

6,805.1 6,674.2 5,688.7

8,849.5 8,450.57,765.7

2010 2011 2012

Producción de petroquímicos

(miles de toneladas)

Desregulados

Básicos


15,654.6 15,124.713,454.3


83

Producción de petroquímicos


Concepto 2010 2011 2012

Var. (%)

12/11

Total 15,654.6 15,124.7 13,454.3 -11.0 Petroquímicos básicos1/ 6,805.1 6,674.2 5,688.7 -14.8 Naftas (gasolina natural) 3,045.0 3,162.7 2,807.5 -11.2 Etano 2,482.5 2,504.8 2,401.0 -4.1 Butanos 43.7 47.0 1.2 -97.4 Pentanos 752.5 472.5 3.9 -99.2 Hexano 50.9 44.7 5.1 -88.6 Heptano 20.1 19.2 3.2 -83.3 Materia prima-negro de humo 410.3 423.2 466.7 10.3

Petroquímicos desregulados 8,849.5 8,450.5 7,765.7 -8.1 Pemex-Petroquímica 7,465.8 7,120.6 6,307.5 -11.4 Pemex-Refinación 713.8 693.8 866.7 24.9 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 670.0 636.1 591.5 -7.0

1/ Pemex-Petroquímica produce butanos, pentanos, hexano y heptano, y Pemex-Refinación materia prima para negro de humo. La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo. Fuente: Base de Datos Institucional.

Los petroquímicos desregulados registraron 7,765.7 miles de toneladas, 8.1% inferior con respecto a 2011. En refinerías se obtuvieron 866.7 miles de toneladas (propileno, azufre, anhídrido carbónico e isopropanol), en los complejos procesadores de gas 591.5 miles de toneladas de azufre y en los complejos petroquímicos 6,307.5 miles de toneladas.

Por lo que respecta a los resultados de Pemex-Petroquímica, éstos fueron 11.4% menores respecto a 2011, por no haberse llevado a cabo las corridas de prueba de la planta reformadora catalítica, en marzo de 2012, al mismo tiempo que no se elaboraron 1,784 miles de toneladas de aromáticos y otros productos. Los complejos petroquímicos Cosoleacaque, Morelos y Cangrejera, produjeron 35.3%, 30.9% y 19.5% del total de petroquímicos del organismo subsidiario, en el mismo orden. A continuación se presentan los resultados por cadenas petroquímicas:

- Los derivados del metano alcanzaron una producción de 2,473 mil toneladas, 7.2% por arriba del volumen registrado en 2011, debido a la mayor producción de anhídrido carbónico y de amoniaco.

De anhídrido carbónico se elaboraron 1,382.6 miles de toneladas, volumen que fue 7.3% mayor a 2011. Destaca que la producción de


84

anhídrido carbónico representó 55.9% de los derivados del metano.

La elaboración de 939.1 miles de toneladas de amoniaco, fue 8.3% mayor a la de 2011, favorecida por el inicio de operación de una tercera planta de amoniaco en el Complejo Petroquímico Cosoleacaque, a partir del último trimestre de 2012.

El metanol registró una producción de 151.3 miles de toneladas, 0.5% más que en 2011, debido al buen desempeño de la planta de metanol en el Complejo Petroquímico Independencia.

- Los derivados del etano registraron una elaboración de 2,774.7 miles de toneladas, mayor 0.9% con respecto a 2011.

La producción de etileno ascendió a 1,127.8 miles de toneladas, 0.3% más que en 2011. De polietilenos se elaboraron 644.3 miles de toneladas, volumen 2.4% menor. El etileno y los polietilenos representaron 40.6% y 23.2%, respectivamente, de la producción de derivados del etano.

- De propileno y derivados se produjeron 49.1 miles de toneladas, con una disminución de 20.7% con relación a 2011, debido a diversas suspensiones en la operación de la planta de acrilonitrilo.

- Los aromáticos y derivados alcanzaron una producción de 165.9 miles de toneladas, 82% menos que el año previo, a causa de que los trabajos de integración de la reformadora (CCR) del Complejo Petroquímico Cangrejera y la reprogramación de las corridas de prueba durante 2012 detuvieron la producción durante parte del año.

- De otros productos se elaboraron 844.8 miles de toneladas, con una disminución de 21.7% respecto a 2011. En ambas variaciones destaca la menor producción de hidrógeno y líquidos de BTX.

- Adicionalmente, en los complejos petroquímicos se produjeron algunos petrolíferos (9.3 miles de toneladas de gasolina base octano, 13.8 miles de toneladas de gasolina amorfa y 3.4 miles de toneladas de nafta pesada) que se destinan a Pemex-Refinación y que forman parte de la producción de petrolíferos registrada, además de gasnafta. La elaboración de estos productos fue 94.1% inferior a la de 2011, como resultado de los trabajos en la reformadora del Complejo Petroquímico Cangrejera.


85

6. Atención al mercado

6.1 Mercado internacional de hidrocarburos

Las variaciones en los precios del petróleo crudo, el gas natural y los principales petrolíferos en el mercado internacional están determinadas por factores sociales, políticos, económicos, climatológicos, cambios de regulación, modificaciones en la relación oferta-demanda y competencia, entre otros, los cuales producen efectos que inciden de manera directa en el comportamiento de los mercados energéticos globales.

Mercado petrolero internacional

En 2012, los precios de referencia de los crudos marcadores presentaron variaciones ocasionadas por la volatilidad política y económica global, que se reflejó en una tendencia descendente más pronunciada que la del año anterior. El West Texas Intermediate (WTI) promedió 94.13 dólares por barril, 1% menos que en 2011, en tanto que el Brent del Mar del Norte promedio 111.67 dólares por barril, 0.4% superior al año previo. Los precios máximos mensuales se presentaron en marzo al alcanzar el WTI un promedio de 106.31 dólares y el Brent del Mar del Norte 125.33 dólares por barril. Durante el segundo trimestre del año, los precios de los crudos marcadores exhibieron una tendencia a la baja hasta alcanzar mínimos en junio, cuando el WTI llegó a 82.33 dólares por barril y el Brent 94.84 dólares, para recuperarse en el segundo semestre del año.

60

80

100

120

140

WTI Mezcla mexicana BrentFuente: Base de Datos Institucional.

Precio del crudo mexicano de exportación y precios de referencia

(dólares por barril)

2011 2012

Ene FebMar Abr May JunJul AgoSepOctNovDic EneFebMar AbrMay JunJul AgoSepOctNov Dic


86

El precio de la mezcla mexicana siguió una tendencia similar a la de los crudos marcadores. Promedió en el año 101.81 dólares por barril, 0.7% arriba del alcanzado en 2011. Por tipo de crudo, el Olmeca registró 109.39 dólares por barril, 0.4% menos que el año previo, el Istmo 107.28 dólares por barril y el Maya 99.79 dólares por barril, lo que significó un crecimiento de 1% en el Istmo y de 0.8% en el Maya, respecto a 2011.

Entre los factores que contribuyeron al alza del precio destacaron: la presión de Estados Unidos (EU) y la Comunidad Europea para imponer sanciones a Irán por su programa nuclear, lo que podría producir una interrupción en el suministro de crudo; la fragilidad de la recuperación económica en Europa y los altos costos del crudo en monedas europeas. Los elementos a la baja fueron: la expectativa de reducción en la demanda por el incremento en inventarios de crudo en EU; el limitado crecimiento de la actividad industrial en China y la consiguiente disminución en su demanda de crudo, así como el aumento en la producción de la Organización de Países Exportadores de Petróleo para controlar el alza de los precios del crudo.

Cabe hacer notar que el precio del WTI se ha mantenido por abajo del correspondiente a la mezcla mexicana de exportación desde el segundo semestre de 2011. El WTI se produce en Texas, Oklahoma y otros estados de la zona central de EU y durante el periodo mencionado, se registraron volúmenes históricamente altos de WTI en Oklahoma. Sin embargo, al cierre

60

80

100

120

140

Olmeca Istmo Maya

Precio del crudo mexicano de exportación



2011 2012

Ene FebMar Abr May JunJul AgoSepOctNovDic EneFebMar AbrMay JunJul AgoSepOctNov Dic


87

de 2012 no se contaba con la capacidad suficiente para transportarlo por ductos a otros mercados, lo que dio por resultado una sobreoferta en el lugar donde se produce y se establece el precio, que explica la afectación a la baja en el mismo.

Mercado internacional de gas natural

En materia de precios de gas natural en México continua vigente, desde agosto de 2009, la directiva sobre la determinación del precio máximo del gas natural publicado el 20 de julio de 2009 en el Diario Oficial de la Federación.

- El precio del gas natural se establece en México como el costo de oportunidad de vender el gas mexicano en la frontera con Texas, lugar en donde existe la posibilidad de flujo tanto de importación como de exportación. Por ello, la canasta de Reynosa se forma con base en los precios de referencia del sur de Texas en EU.

En 2012, el precio promedio de referencia internacional del gas natural se ubicó en 2.69 dólares por millón de Btu (British Thermal Unit), que representó una disminución de 1.17 dólares por millón de Btu, equivalente a 31% por abajo del promedio en el año anterior.

Durante 2012, los factores que más influyeron en el comportamiento de los precios en el mercado de EU fueron:

1

2

3

4

5

E F M A M J J A S O N D E F M A M J J A S O N D

Precio de referencia del gas natural

(dólares por millón de Btu)

Fuente: Base de Datos Institucional.2011 2012


88

- La producción de EU fue 64.7 miles de millones de pies cúbicos diarios, 4% superior al promedio de 2011, lo que representa el nivel más alto históricamente y se explica por la producción de fuentes no convencionales (Shale Gas), segmento que en 2012 representó 44.3% del total de la producción, al pasar de un promedio de 23.1 miles de millones de pies cúbicos diarios en 2011 a 28.6 miles de millones de pies cúbicos diarios en 2012.

- La demanda de gas natural en EU registró un promedio de 69.7 miles de millones de pies cúbicos diarios, 4.2% más respecto al año anterior, debido al crecimiento de la demanda del sector eléctrico, que se ubicó en 25 miles de millones de pies cúbicos, y representó un aumento de 20.2% respecto de 2011; ello como resultado del efecto sustitución en la generación eléctrica a favor del gas natural por su menor precio respecto a otros combustibles y como resultado de una regulación más estricta en materia de generación nucleoeléctrica. En contraparte, en el sector comercial y residencial se observó una reducción en su consumo por un invierno menos frío que el promedio histórico.

- El nivel de almacenamiento, se mantuvo elevado en el cierre de 2012, propiciado por el incremento en la producción; sin embargo, ante la fuerte demanda del sector eléctrico registrada en el verano, el inventario empezó a disminuir en junio y para diciembre se ubicó en un nivel de 3,517 miles de millones de pies cúbicos, volumen similar al registrado en 2011.

En 2012, el gas natural fue el combustible de menor precio en el mercado. En comparación con el combustóleo, su más cercano competidor, el diferencial de precios se mantuvo en niveles similares a los de 2011, por lo que el gas natural fue 13 dólares más barato. Respecto a otros combustibles como el diesel y la gasolina, los precios de estos fueron superiores respecto al precio del gas natural en más de 19 dólares.

Márgenes de refinación

En diciembre de 2012, el Sistema Nacional de Refinación (SNR) registró un margen variable de 0.01 dólares por barril de crudo procesado, que comparado con el obtenido en igual periodo de 2011, fue superior en 0.10 dólares por barril de crudo procesado. Este incremento fue resultado de un efecto positivo en volumen, que significó 1.02 dólares por barril, reflejo de una mejora en el desempeño operativo del SNR al incrementarse el rendimiento de destilados en 2.9 puntos porcentuales entre ambos años.


89

-0.09

0.15

3.62

2.76 -0.08 -1.58

-0.52 0.38 -4.63

0.01

-0.09 -0.15

2.25

1.15 0.100.68 -0.18 0.13 -4.90

-1.01

-0.09

0.30

1.37

1.61 -0.18 -2.26

-0.34 0.25 0.27 0.93

Pemex-Refinación

Comparación de los márgenes variables de refinación,

enero-diciembre 2011 vs. 20121/


1/Cifras preliminares.2/Incluye combustóleo, asfaltos, materia prima para negro de humo, coque y variación de inventarios residuales intermedios.3/Incluye parafinas, lubricantes, petroquímicos, otras materias primas (gas natural), variación de inventarios de otros productos intermedios y terminados y servicios auxiliares.Fuente: Pemex-Refinación.

Margen variable 2011

Gas licuado

Gasolinas Diesel Querosinas Residuales2/

Gasóleo de vacío

Otros 3/

Crudo Margen variable 2012

Efecto volumen1.02

Efecto Total0.10

Efecto precio-0.92


90

En términos de precio, se observó un efecto negativo de 0.92 dólares por barril, consecuencia de la gran volatilidad que presentó el mercado petrolero internacional por diversos factores socio-políticos y financieros ocurridos entre ambos periodos.

En diciembre de 2012, la contribución de las gasolinas al margen por volumen del SNR se incrementó en 1.37 dólares por barril de crudo procesado, al aumentar el rendimiento de este grupo en 1.5 puntos porcentuales con respecto al año anterior.

En el grupo de destilados intermedios, se observó un aumento del efecto volumétrico equivalente a 1.43 dólares por barril al incrementarse el rendimiento en 1.4 puntos porcentuales entre los periodos analizados.

El incremento de la participación de crudos pesados (4.6 puntos porcentuales) en la mezcla de crudo a proceso permitió una captura de 0.27 dólares por barril de crudo procesado, debido principalmente al cambio de dieta de crudo por la entrada en operación de la reconfiguración de la refinería de Minatitlán.

6.2 Mercado interno de hidrocarburos

Ventas de gas natural seco

En 2012 las ventas de gas natural seco alcanzaron 3,402.3 millones de pies cúbicos diarios, superiores 0.5% al año previo, debido al incremento en el suministro al sector industrial-distribuidoras y el sector eléctrico. Durante 2012, disminuyó el gas seco proveniente de campos y ocurrieron incidentes operativos en los complejos procesadores de gas Burgos y Nuevo Pemex, causas por las que 32% de las ventas de gas natural se cubrieran con importaciones, 8.6 puntos más que el porcentaje de 2011.

- El sector industrial y distribuidoras, que incluye empresas autogeneradoras de electricidad, demandó 1,374.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, 3.5% más que el consumo de 2011, debido al mayor volumen requerido por la industria del acero.

- La venta de gas natural al sector eléctrico fue 1,902.9 millones de pies cúbicos diarios, resultado 1% mayor si se compara a 2011. El sector eléctrico representó 55.9% de las ventas internas de este combustible; en el cuarto trimestre de 2012 se registró un mayor consumo por la menor


91

generación en las plantas hidroeléctricas y por restricciones de suministro de gas licuado a CFE.

- La venta a las comercializadoras de gas natural fue 124.9 millones de pies cúbicos diarios, 27.8% inferior a 2011, atribuible a los ajustes en las entregas a clientes durante 2012 para cumplir con las medidas de seguridad requeridas en la distribución de gas natural.

Ventas de petrolíferos y gas licuado

Durante 2012, las ventas de petrolíferos y gas licuado ascendieron a 1,841.1 miles de barriles diarios, volumen 3% mayor al de 2011. La comercialización de petrolíferos, sin considerar el gas licuado, fue 1,555.6 miles de barriles diarios, 3.6% superior a la de 2011. Destaca el aumento de las ventas de gasolina Pemex Premium UBA, coque, combustóleo pesado, Pemex Diesel y diesel industrial de bajo azufre; que en conjunto compensaron el decremento en el volumen comercializado de la gasolina Pemex Magna, entre otros productos.

Algunos de los principales eventos que explican el comportamiento de las ventas de petrolíferos y gas licuado en 2012, se identifican con la construcción

1,763.1 1,884.2 1,902.9

1,290.41,325.4 1,374.5

201.4 173.1 124.9

2010 2011 2012

Comercializadoras

Sector industrial,distribuidoras yautogeneración

Sector eléctrico


3,254.9 3,382.7 3,402.3

Estructura de la demanda de gas natural por sector de consumo



92

y uso de nueva infraestructura carretera en el país, la reactivación de rutas aéreas, las afectaciones en la entrega de condensados y líquidos para su proceso, el mayor uso de combustóleo para la generación de energía eléctrica, además de la reducción en la disponibilidad de algunos productos debido a la operación de las refinerías.

Ventas internas de petrolíferos y gas licuado


Concepto 2010 2011 2012

Var. (%)

12/11

Total 1/ 1,762.1 1,786.7 1,841.1 3.0 Petrolíferos 1,474.2 1,501.9 1,555.6 3.6 Gasolinas automotrices 801.5 799.0 803.0 0.5 Pemex Magna 743.7 738.6 715.3 -3.2 Pemex Premium 57.8 60.5 87.7 45.0

Turbosina 55.8 56.1 59.3 5.7 Diesel 371.1 383.6 400.5 4.4 Pemex Diesel 325.1 330.6 339.4 2.7 Otros 46.0 52.9 61.1 15.5

Combustóleo 184.9 200.6 214.4 6.9 Otros petrolíferos 60.9 62.5 78.4 25.4

Gas licuado 287.9 284.8 285.5 0.2 La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. 1/ Incluye de gasnafta 0.6 miles de barriles diarios en 2011, y 0.1 miles de barriles diarios en 2012. Fuente: Base de Datos Institucional.

El comportamiento en las ventas de los principales productos durante 2012, se presenta a continuación:

- De gasolinas automotrices se comercializaron 803 mil barriles diarios, volumen similar al de 2011. La importación de estos combustibles ascendió a 47.9% de sus ventas, menor en 1.8 puntos porcentuales al del año previo, debido al mayor rendimiento alcanzado en el SNR. Cabe señalar que al cierre de 2012 el número de automóviles en circulación9/ aumentó 2.9% respecto a diciembre del año previo.

9/ Fuente INEGI. Cifras preliminares estimadas con base en las ventas proporcionadas por la Asociación Mexicana de la Industria Automotriz (AMIA).


93

La gasolina Pemex Magna, con ventas por 715.3 miles de barriles diarios, disminuyó 3.2% respecto a 2011. En el caso de la gasolina Pemex Premium UBA, las ventas alcanzaron 87.7 miles de barriles diarios, mismas que fueron superiores 45% a las del año previo.

El número de estaciones de servicio aumentó en 405, al pasar de 9,637 a 10,042 estaciones, si se compara al cierre de diciembre de 2011; de estas últimas estaciones, 538 se incorporaron al Programa de Modernización de la Franquicia Pemex, con la denominación Cualli.

- En el caso del diesel, las ventas fueron 400.5 miles de barriles diarios, mayores 4.4% debido a la actividad económica del año, reflejado en un aumento de 2.1% y 4% en el número de vehículos para transporte de pasajeros y de carga, si se comparan las cifras reportadas por el INEGI para diciembre de 2012, con igual mes del año previo. Las importaciones de diesel cubrieron 33.2% de la demanda, menores 2.2 puntos porcentuales, derivado del mayor rendimiento del producto en el SNR.

La venta de Pemex Diesel promedió 339.4 miles de barriles diarios, equivalente a 84.7% del total, volumen que fue 2.7% mayor al alcanzado en 2011 a consecuencia de la demanda en el autotransporte de pasajeros.

El diesel industrial de bajo azufre promedió 45.5 miles de barriles diarios, mayores 23.6% a las ventas de 2011, debido a la sustitución de combustóleo (en el sector agrícola e industrial) y de gas natural (en los sectores industrial y energético) por diesel industrial de bajo azufre.

- La comercialización de combustóleo ascendió a 214.4 miles de barriles diarios, 6.9% superior al volumen de 2011. De las ventas del combustible, 20.8% fueron cubiertas por importaciones, 8.3 puntos porcentuales más al año anterior, en virtud de que la producción de combustóleo disminuyó, particularmente en la refinería de Minatitlán.

De combustóleo pesado se vendieron 196.5 miles de barriles diarios a la CFE, demanda que aumentó 12.1% respecto a 2011. La variación es atribuible a la utilización del combustóleo para generar electricidad, en reemplazo de la generación hidroeléctrica y de gas natural, derivado de los bajos niveles de las presas y del mantenimiento de centrales eléctricas operadas por gas natural.


94

- Las ventas de turbosina por 59.3 miles de barriles diarios, se situaron 5.7% por arriba de 2011, a partir del aumento del transporte aéreo de pasajeros y carga, a la inauguración e incremento de rutas.

- El gasóleo doméstico registró 0.6 miles de barriles diarios, similares a las ventas de 2011. El gasóleo doméstico se utiliza primordialmente en sistemas de calentamiento doméstico, de ahí que su demanda está asociada a las condiciones climatológicas en el norte del país que fueron menos frías a las esperadas.

- De otros petrolíferos, incluidos los asfaltos, lubricantes, parafinas, coque y gasavión, se comercializaron 77.8 miles de barriles diarios, 25.7% más que las ventas de 2011.

La demanda de coque fue 49.8 miles de barriles diarios, volumen 60.6% mayor a la de 2011, resultado del inicio de operación de la planta coquizadora en la refinería de Minatitlán.

La venta de asfaltos fue 22.3 miles de barriles diarios, 9.3% inferior al resultado de 2011 debido a la menor disponibilidad de asfaltos en Salina

66.0 65.7 65.5

27.2 27.5 27.5

4.6 4.3 4.82.2 2.5 2.2

2010 2011 2012

Estructura de la demanda de combustibles para transporte

(por ciento)

Turbosina

Diesel

Gasolinas automotrices

Otros 1/

1/ Incluye gasavión; gas licuado, combustóleo y lubricantes para transporte.No incluye ventas interorganismos.Fuente: Base de Datos Institucional.


95

Cruz, de septiembre a noviembre de 2012, que afectó el abasto en la zona sureste del país.

Los lubricantes registraron una demanda de 4.1 miles de barriles diarios, volumen menor 2.4% al comercializado durante 2011. La variación se explica por problemas operativos y la calidad del producto en la refinería de Salamanca.

De parafinas se vendieron 0.8 miles de barriles diarios, volumen similar al de 2011.

Las ventas de gas licuado alcanzaron 285.5 miles de barriles diarios, que representan 0.2% de aumento respecto a 2011, en virtud del mayor consumo en el norte y centro del país.

Ventas de petroquímicos básicos y desregulados

En el transcurso de 2012, la comercialización de petroquímicos ascendió a 4,188.3 miles de toneladas, volumen 1.5% menor al de 2011, debido a la baja en las ventas de estireno, amoniaco, anhídrido carbónico y óxido de etileno, entre otros. Los petroquímicos básicos representaron 12.2% y los desregulados 87.8%. Por organismo subsidiario, Pemex-Petroquímica comercializó 2,672.8 miles de toneladas, Pemex-Gas y Petroquímica Básica 859.2 miles de toneladas y Pemex-Refinación 656.3 miles de toneladas.

Las ventas de petroquímicos básicos fueron 509.6 miles de toneladas, menor 0.9% a la alcanzada en 2011. A partir de mayo de 2012, la comercialización de materia prima para negro de humo se transfirió de Pemex-Gas y Petroquímica Básica a Pemex-Refinación.

- Al mercado nacional se destinaron 3,678.7 miles de toneladas de ventas de petroquímicos desregulados, volumen 1.6% inferior si se compara con 2011. Por organismo subsidiario, 72.7% de las ventas correspondieron a Pemex-Petroquímica, 17.8% a Pemex-Gas y Petroquímica Básica (principalmente azufre) y 9.5% a Pemex-Refinación (sobre todo propileno grado químico y grado refinería).

- La comercialización de azufre alcanzó 649.1 miles de toneladas, lo cual representó un aumento de 0.2% respecto a 2011.


96

Ventas internas de petroquímicos


Concepto 2010 2011 2012

Var. (%)

12/11

Total 4,187.2 4,251.4 4,188.3 -1.5 Básicos 490.3 514.4 509.6 -0.9 Desregulados 3,696.9 3,737.0 3,678.7 -1.6

Por organismo subsidiarioPemex-Gas y Petroquímica Básica 1,078.1 1,164.9 859.2 -26.2 Pemex-Refinación 325.0 292.0 656.3 124.8 Pemex-Petroquímica 2,784.1 2,794.6 2,672.8 -4.4

Pemex-Petroquímica, por cadenaDerivados del etano 1,203.8 1,171.9 1,192.0 1.7 Derivados del metano 1,234.0 1,256.2 1,213.2 -3.4 Aromáticos y derivados 207.8 265.3 161.4 -39.2 Propileno y derivados 78.0 69.5 61.8 -11.1 Otros1/ 60.5 31.6 44.5 40.8

1/ No incluye gasnafta. La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional.

A continuación se presenta el comportamiento de las ventas de Pemex-Petroquímica por cadena en 2012:

- Derivados del etano. Las ventas totalizaron 1,192 mil toneladas, 1.7% superior a las del año previo, debido a una mayor oferta de cloruro de vinilo, monoetilenglicol y de polietileno de baja densidad.

La demanda de polietilenos participó con 601.1 miles de toneladas, 50.4% del total de la cadena de derivados del etano; mayor 1.9% al volumen de enero-diciembre de 2011. El nivel de ventas alcanzado es el mayor desde que se ofrecen los tres tipos de polietilenos (lineal, alta y baja densidad), particularmente en el mercado de rotomoldeo y en el de resinas.

- Derivados del metano. Los productos de esta cadena presentaron un comportamiento favorable debido al alza de precios, mientras la producción fue 1,213.2 miles de toneladas, 3.4% inferior a la demanda de 2011, debido a las condiciones climatológicas y a la falta de agua que afectaron la agricultura, así como a la suspensión del tránsito ferroviario en junio y, en el último trimestre del año, por escasez de gas natural, que es la materia prima.


97

Las ventas de amoniaco participaron con 66.9% del total de la cadena de derivados del metano, al registrar 812 mil toneladas, cifra 2.5% inferior a la de 2011. Para asegurar la autosuficiencia de este producto, en el cuarto trimestre del año se puso en marcha una planta adicional en el Complejo Petroquímico Cosoleacaque, no obstante, debido a las alertas críticas de gas natural se administró la producción.

De anhídrido carbónico se comercializaron 293.4 miles de toneladas, volumen 5.1% inferior a 2011.

El metanol registró ventas por 107.7 miles de toneladas, 5.5% inferior a 2011.

- Aromáticos y derivados. La comercialización alcanzó 161.4 miles de toneladas, equivalente a una reducción de 39.2%, respecto a la del año previo. Del volumen vendido, 50.1% fue de tolueno, 31.1% de xilenos, 17.6% de estireno, 0.9% de benceno y 0.3% de aromina 100.

Las ventas de xileno y tolueno se cubrieron con importaciones que pudieron disminuirse en el último trimestre de 2012 con el arranque de la planta de aromáticos.

- Propileno y derivados. Se vendieron 61.8 miles de toneladas, equivalentes a una baja de 11.1%, si se comparan al año previo, en virtud de las suspensiones realizadas en la operación de la planta de acrilonitrilo durante 2012.

- De otros productos, que incluyen ácido muriático, residuo propilénico y cera polietilénica, se vendieron 44.5 miles de toneladas, equivalente a 40.8% de aumento si se compara con 2011.

6.3 Comercio internacional

En 2012, el saldo favorable de la balanza comercial de Petróleos Mexicanos totalizó 20,995.1 millones de dólares, 16.2% por debajo de los montos del año previo, en virtud de que se acentuó la disminución en el valor de las exportaciones respecto a las importaciones. La reducción de las exportaciones estuvo asociada esencialmente a la del crudo y del combustóleo. En el caso de las importaciones, las mayores caídas estuvieron relacionadas con las naftas y el gas licuado, y se incrementaron las de diesel, combustóleo, gasolinas y metil terbutil éter entre otros.


98

Crudo

Las divisas provenientes de la exportación de crudo fueron 46,788.1 millones de dólares, importe 5.2% inferior al de 2011, por haberse registrado menores volúmenes de la mezcla mexicana de petróleo crudo de exportación. Por tipo, 35,128.5 millones de dólares correspondieron a crudo Maya, 7,754.3 millones a Olmeca y 3,905.3 millones de dólares a Istmo.

En 2012, las exportaciones de petróleo crudo promediaron 1,255.6 miles de barriles diarios, 6.1% menos a lo registrado en 2011. Por tipo, el petróleo crudo Maya participó con 76.7% del volumen exportado, el Olmeca con 15.4% y el Istmo con 7.9%.

- Por país de destino, el volumen de petróleo crudo se exportó a: Estados Unidos (76.3%), España (13.2%), India (6%), Canadá (1.8%), países del Convenio de San José (1.1%), China (0.8%), Holanda (0.4%), Portugal (0.2%) y otros (0.2%).

Las importaciones de Petróleos Mexicanos ascendieron a 31,024.5 millones de dólares, 0.7% superiores al año anterior resultado del aumento en las compras de petrolíferos y por los mayores precios de los hidrocarburos. De las

35,985.4

49,379.646,788.1

2010 2011 2012Fuente: Base de Datos Institucional.

Exportación de petróleo crudo

(millones de dólares)


99

importaciones totales, 89.6% fueron petrolíferos, 5.7% gas licuado, 3.9% gas natural y 0.8% petroquímicos.

Valor del comercio exterior de hidrocarburos

(millones de dólares)

Concepto 2010 2011 2012 Variación (%) 12/11

Saldo (millones de dólares) 19,577.1 25,054.3 20,995.1 -16.2 Exportaciones 41,025.8 55,858.9 52,019.7 -6.9

Petróleo crudo 35,985.4 49,379.6 46,788.1 -5.2 Gas natural 31.9 1.6 0.6 -62.5 Condensados 0.0 23.9 183.8 669.0 Petrolíferos 4,764.0 6,193.6 4,764.0 -23.1 Petroquímicos 244.6 260.2 283.1 8.8

Importaciones 21,448.8 30,804.6 31,024.5 0.7 Gas natural 939.2 1,272.2 1,216.2 -4.4 Petrolíferos 20,335.4 29,407.6 29,556.5 0.5 Petroquímicos 174.2 124.7 251.8 101.9

La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras.Fuente: Base de Datos Institucional.

Gas seco

La balanza comercial de gas natural en 2012 registró un saldo deficitario en 1,215.6 millones de dólares, 4.3% inferior al del año anterior, como resultado del menor precio de referencia, aunque se registraron mayores volúmenes importados.

Las exportaciones de gas natural alcanzaron tan sólo 0.6 millones de dólares, importe 62.5% inferior al captado el año anterior. El valor de las importaciones de gas natural ascendió a 1,216.2 millones de dólares, 4.4% por abajo del obtenido en el año previo. El volumen promedió 1,089.3 millones de pies cúbicos diarios, 37.7% superior al registrado en 2011. Las importaciones de gas natural representaron 32% de las ventas nacionales, 8.6 puntos porcentuales más que en el año anterior.

En 2012, la balanza comercial de productos petrolíferos y gas licuado presentó un saldo deficitario de 27,049.9 millones de dólares, mayor en 4.7% a 2011, como resultado de mayores importaciones.

- La exportación de petrolíferos y gas licuado totalizó 2,506.6 millones de dólares, importe 29.9% menor a 2011. La variación se explica por la disminución en las exportaciones de combustóleo (31.2 miles de barriles


100

diarios) derivado de la entrada en operación de la Planta Coquizadora de la refinería de Minatitlán a partir de enero de 2012, ya que el combustóleo es la carga que se utiliza para el proceso de dicha planta, lo que genera menor disponibilidad para ventas. Este producto representó 96.2% del volumen total de exportaciones de petrolíferos y gas licuado en 2012.

La importación de petrolíferos y gas licuado alcanzó 29,556.5 millones de dólares, 0.5% mayor a lo registrado en 2011, derivado de mayores compras de diesel, gasolina Premium, turbosina e isobutano, entre otros

Se realizaron importaciones de gasolinas por un monto de 19,056.3 millones de dólares, cifra 3.3% superior al año anterior. Las gasolinas representaron 68.6% de las divisas erogadas por importación de petrolíferos, así como 67.6% del volumen correspondiente, debido a menor producción derivada de la reprogramación en el mantenimiento de las plantas del SNR.

En 2012, la balanza comercial de productos petroquímicos registró un superávit de 31.3 millones de dólares, 76.9% menor al registrado en el año precedente, en razón de la mayores exportaciones de amoniaco, azufre, etileno, butadieno crudo y polietileno de alta densidad, compensado con importaciones de especialidades petroquímicas, mezcla de xilenos y tolueno.

535.8

790.8

1089.3

19.3 1.3 0.9

2010 2011 2012Importación Exportación


Comercio exterior de gas natural



101

- Las divisas obtenidas por la exportación de petroquímicos ascendieron a 283.1 millones de dólares, 8.8% más que en 2011. Sobresalen los incrementos en los volúmenes comercializados de amoniaco, azufre, etileno, butadieno crudo y polietileno de alta densidad, contrarrestados por los menores volúmenes de polietileno de baja densidad, estireno y benceno.

- La importación de petroquímicos totalizó 251.8 millones de dólares, 101.9% mayor a lo adquirido en 2011, en particular por la compra de mezcla de xilenos, tolueno y especialidades petroquímicas.

Los ingresos por exportación de gasolina natural ascendieron a 2,257.4 millones de dólares, 13.8% inferiores al año 2011, mientras que en volumen alcanzaron 69.4 miles de barriles diarios, 7.7% menor al registrado en el año previo. De este producto no se realizan importaciones.

Volumen del comercio exterior de hidrocarburos


Concepto 2010 2011 2012 Variación

12/11 Exportaciones

Petróleo crudo 1,360.5 1,337.8 1,255.6 -6.1 Maya 1,074.0 1,035.6 962.4 -7.1 Istmo 74.9 99.3 99.5 0.2 Olmeca 211.7 202.9 193.7 -4.5

Gas natural (MMpcd) 19.3 1.3 0.9 -30.8 Condensados 0.0 0.7 5.6 700.0 Petrolíferos y gas licuado 125.1 108.9 72.5 -33.4 Petroquímicos (Mt) 676.5 458.0 602.1 31.5 Gasolinas naturales 67.7 75.2 69.4 -7.7

ImportacionesGas natural (MMpcd) 535.8 790.8 1,089.3 37.7 Petrolíferos y gas licuado 627.3 678.2 669.4 -1.3 Petroquímicos (Mt) 268.2 101.3 190.1 87.7



103

7. Seguridad industrial y protección ambiental

El Sistema para la Administración de Seguridad, Salud y Protección Ambiental (Sistema PEMEX-SSPA)10/ de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios tiene como objetivo la transformación de la cultura organizacional, que permite lograr mejoras en los principales indicadores de accidentalidad, y reducir la gravedad de los accidentes, para que la industria petrolera mexicana se ubique en niveles comparables a los de cualquier empresa petrolera en el mundo y sea reconocida por realizar las mejores prácticas en la materia.

Las principales acciones del Pemex-SSPA durante 2012 fueron las siguientes:

- Asesoría y soporte para la conformación y funcionamiento de los equipos y subequipos de liderazgo.

- Incorporación al sistema, de las disposiciones establecidas en los lineamientos de Seguridad Industrial de la Secretaría de Energía (SENER).

- Atención a la auditoría al diseño, implementación y ejecución del Sistema por Perito Independiente.

- Visitas de asesoría y seguimiento a centros de trabajo con mayores índices de accidentabilidad.

- Coordinación y ejecución del plan de Contención de Accidentes a los centros de trabajo críticos.

- Rendición de cuentas en el desempeño en SSPA y en los avances de la implantación del sistema en el equipo de liderazgo directivo de SSPA, subequipo de liderazgo directivo de SSPA, subcuerpo de gobierno de SSPA, equipos y subequipos de liderazgo de SSPA de organismos subsidiarios y áreas corporativas en los tres niveles jerárquicos.

- Incorporación en el reglamento de seguridad e higiene de diversos temas del sistema Pemex-SSPA.

10/ El sistema PEMEX-SSPA se integra por tres subsistemas: Administración de la Seguridad de los Procesos (ASP), Administración de Salud en el Trabajo (AST) y Administración Ambiental (AA). El sistema se basa en la aplicación de las doce mejores prácticas internacionales en seguridad, salud y protección ambiental, bajo un proceso de disciplina operativa.


104

- Emisión y seguimiento al decálogo de SSPA para reforzar el desempeño en SSPA e implantación del Sistema Pemex-SSPA.

12 MPI Doce mejores prácticas internacionales

1. La Dirección General impulsó el esfuerzo sostenido, al establecer una rendición de cuentas periódica en el equipo de liderazgo directivo de SSPA.

2. Incorporación del Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) a los equipos de liderazgo de SSPA de la Dirección General y de los organismos subsidiarios en los tres niveles jerárquicos.

3. Proceso de rendición de cuentas a nivel subequipos de liderazgo con subdirectores operativos teniendo una cobertura en los principales centros de trabajo de Petróleos Mexicanos.

4. Instrumentación ordenada de las primeras cinco líneas de acción de la estrategia de implantación del sistema Pemex-SSPA.

5. Asesoría y seguimiento en campo para la aplicación de la política en actividades diarias, establecimiento de objetivos y metas, y programas para alcanzar metas de implantación.

6. Asesoría y seguimiento en la realización de auditorías efectivas de calidad, con énfasis en trabajos con alto riesgo.

7. Asesoría a los responsables de la función de SSPA de los organismos subsidiarios y áreas corporativas para que cumplan con sus roles de asesor, normativo, capacitador y auditor.

ASP Administración de la Seguridad de los Procesos

1. Instrumentación de una herramienta informática para el reporte de indicadores proactivos de ASP.

2. Capacitación a cerca de 500 trabajadores, mediante 25 talleres para personal de Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Refinación, Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex-Petroquímica, responsables de la carga de información relacionada con Indicadores ASP.

3. Rendición de cuentas bimestral a nivel de subdirectores para el seguimiento a seis indicadores de ASP.

4. Desarrollo de solución tecnológica para Procedimientos de Operación y Prácticas Seguras.

5. Asesoría y seguimiento en el registro, reporte y análisis de accidentes. 6. Soporte en el análisis de información y reporte de indicadores de ASP. 7. Asesoría en áreas operativas para la mejora en la implantación de elementos críticos de

ASP. 8. Atención a recomendaciones corporativas de Reaseguro Internacional.


105

SAA Sistema de Administración Ambiental

1. Se impartieron 821 cursos de Conciencia Ambiental, del subsistema de Administración Ambiental y de los Procedimientos a un total de 18,222 trabajadores.

2. Se actualizaron procedimientos relacionados directamente con el subsistema de Administración Ambiental.

3. Entrenamiento a 1,431 mandos medios y operadores sobre los aspectos ambientales significativos relacionados con sus actividades y los controles operaciones ambientales.

4. Formación de 40 especialistas ambientales para apoyar la implantación del SAA. 5. Aplicación en todos los complejos petroquímicos de las experiencias de implantación

obtenidas en la unidad de implantación piloto (Complejo Petroquímico Cangrejera). 6. Elaboración de listados homólogos para todos los complejos petroquímicos de los

documentos que sirven de evidencia de cumplimiento de los requisitos establecidos en las guías de autoevaluación.

SAST Sistema de Administración de la Salud en el Trabajo

1. Continuó la implementación del Plan Corporativo para apoyar la atención de los requerimientos del SAST de nivel dos.

2. Continuó el estudio de factores psicosociales y se establecieron programas de intervenciones para atender las brechas detectadas.

3. Se inició la comunicación del nuevo procedimiento para el reporte y calificación de accidentes de trabajo alineado al Pemex-SSPA.

4. Se definió la guía técnica de los indicadores de desempeño del SAST. 5. Se elaboraron las guías técnicas de Diagnóstico de Salud y Atlas de riesgos a la salud. 6. Se integraron los servicios multidisciplinarios de salud en el trabajo en unidades de

implantación. 7. Asesoría y capacitación a subequipos de liderazgo de Salud en el Trabajo. 8. Se iniciaron gestiones para contar con el Programa Presupuestario para Salud en el

Trabajo.

El avance en la elaboración de los programas particulares de cada organismo subsidiario de “Políticas, Bases y Lineamientos para la elaboración de las propuestas de programas relacionados con la prevención de derrames, contingencias ambientales, remediación de sitios contaminados y de eficiencia energética y sustitución progresiva de hidrocarburos por energías alternativas” el avance al cierre de 2012 fue:


106

Programa Avance

Prevención de derrames de hidrocarburos 100% Contingencia ambiental 100% Remediación de suelos y aguas afectados 100% Eficiencia energética y sustitución progresiva de los hidrocarburos por energías alternativas

90%

Avance en el nivel de implantación de PEMEX-SSPA

12 Mejores Prácticas de SSPA Nivel 1: 100% / Nivel 2: 98% y Nivel 3: 16% Nivel 1*

Seguridad de los procesos Nivel 1: 100% / Nivel 2: 87% y Nivel 3: 16% Nivel 1*

Salud en el trabajo Nivel 1: 94% / Nivel 2: 26% y Nivel 3: 0% Nivel 1*

Administración ambiental Nivel 1: 100% / Nivel 2: 71% y Nivel 3: 44% Nivel 1*

* El nivel de implantación corresponde al nivel más bajo reportado por la empresa.

El nivel de implantación al cierre de 2012 obedece a que los procesos de autoevaluación se aplican de forma más estricta y con la participación de todas las partes involucradas como lo indica la estrategia de implantación del sistema Pemex-SSPA.

7.1 Implantación del sistema Pemex-SSPA

Frecuencia de accidentes

Con el fin de contener la accidentabilidad y revertir su tendencia, la Dirección General instruyó a la Dirección Corporativa de Operaciones la coordinación e implementación del Plan de Contención de Accidentes que se ha desarrollado sobre cuatro líneas de acción y de rendición de cuentas:

- Identificar, evaluar y jerarquizar las actividades en los equipos e instalaciones de alto riesgo de operación y mantenimiento.

- Revisar la planeación, programación, ejecución y recepción segura de actividades de equipos e instalaciones de alto riesgo de operación y mantenimiento, por administración directa y por contratistas.

- Identificación y/o actualización de procedimientos de operación y mantenimiento (entrega / recepción, pre-arranque) (disciplina operativa).

- Auditorías efectivas a trabajos de alto riesgo y disciplina operativa.


107

- Informe semanal de resultados del grupo.

Durante 2012, Pemex-Petroquímica fue el organismo subsidiario que mejoró su índice de frecuencia respecto al año pasado en un 27.9%.

En septiembre ocurrió un accidente en la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Norte de Pemex-Exploración y Producción, el cual impactó sensiblemente los indicadores de frecuencia y gravedad de Petróleos Mexicanos.

Al cierre de 2012, el índice de frecuencia se situó en 0.61 accidentes por millón de horas-hombre laboradas. Cifra 13% superior respecto a 2011. Contribuyeron al incremento de este índice 91 accidentes en Pemex-Refinación, 78 en Pemex-Exploración y Producción, 21 en Pemex-Petroquímica y 11 en Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Índice de frecuencia de accidentes

(accidentes por millón de horas-hombre laboradas)Año PEMEX PEP PR PGPB PPQ

2011 0.54 0.39 0.80 0.20 0.68

2012 0.61 0.56 0.76 0.35 0.49

Variación % 13.0 43.6 -5.0 75.0 -27.9 Fuente: Base de Datos Institucional.

Durante 2012, el índice de gravedad de accidentes de Petróleos Mexicanos fue 10.3% superior al año precedente, al registrar 32 días perdidos por millón de horas-hombre laboradas, sobre todo por la magnitud de las lesiones presentadas en el accidente de la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos de la Región Norte de Pemex-Exploración y Producción.

Índice de gravedad de accidentes

(accidentes por millón de horas-hombre laboradas)

Año PEMEX PEP PR PGPB PPQ

2011 29 30 39 18 28 2012 32 36 40 21 30

Variación % 10.3 20.0 2.6 16.7 7.1 Fuente: Base de Datos Institucional.


108

Accidentabilidad de las compañias contratistas

En el transcurso de 2012, los contratistas aumentaron sus índices de frecuencia en Pemex-Petroquímica, Pemex-Refinación y Pemex-Exploración y Producción respecto a 2011.

El accidente ocurrido en el segundo semestre en las instalaciones de la Gerencia de Transporte y Distribución de Hidrocarburos Norte de Pemex-Exploración y Producción, al dejar un saldo de 23 lesionados y 26 fatalidades, impactó sensiblemente el índice de frecuencia de trabajadores contratistas de la empresa.

Índice de frecuencia de accidentes en personal de contratistas

(accidentes por millón de horas-hombre laboradas)

Año PEMEX PEP PR PGPB PPQ

2011 0.31 0.31 0.23 0.00 0.00 2012 0.46 0.46 0.54 0.00 0.60

Variación % 48.4 48.4 134.8 0.00 - Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

En el cuarto trimestre de 2012, se tuvo un incremento de lesiones principalmente en Pemex-Exploración y Producción con 35 accidentes ocurridos y en Pemex-Refinación con nueve. Al cierre de 2012, el índice de frecuencia se situó en 0.46 accidentes por millón de horas-hombre laboradas, resultado que reflejó un aumento de 48% respecto a 2011.

7.2 Protección Ambiental11/

Emisiones al aire

En 2012 se logró una reducción de 12.3% en las emisiones de óxidos de azufre (SOx), 4.3% en las de bióxido de carbono (CO2) y 4.2% en las de óxidos de nitrógeno (NOx). La disminución de SOx en 2012 se logró principalmente por la reducción de la quema de gas y la operación de módulos de inyección de gas a yacimientos en el activo Cantarell, al compararlo con

11/ Las emisiones al aire que contabiliza Petróleos Mexicanos están conformadas por: óxidos de azufre (SOx: SO2 y SO3), óxidos de nitrógeno (NOx: NO y NO2), compuestos orgánicos volátiles (COV´s) y partículas suspendidas totales. Dichas emisiones se estiman con base en los factores AP-42 de la Environmental Protection Agency (EPA) de Estados Unidos. El bióxido de carbono (CO2) se contabiliza por separado por ser gas de efecto invernadero. Información contenida en el Informe de Responsabilidad Social de Petróleos Mexicanos.


109

2011, a pesar del incremento en el consumo de combustóleo en las refinerías Salamanca y Tula, derivado de la escasez de gas natural en el centro del país. El volumen de gas amargo enviado a quemadores se redujo 64%, mientras que en Pemex-Refinación la recuperación de azufre en el Sistema Nacional de Refinación se mantuvo por arriba de 90%, cumpliendo con la NOM-148-SEMARNAT-2006 “Contaminación atmosférica.- Recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación del petróleo". Otro factor determinante en la reducción de las emisiones a la atmósfera, fue la tendencia a la baja de la producción de crudo, gas y sus procesos asociados.

Las reducciones de las emisiones de CO2 permitieron sobrepasar 50% la meta establecida por Petróleos Mexicanos en el Programa Especial de Cambio Climático 2009-2012 (PECC).

En Pemex-Gas y Petroquímica Básica las emisiones de las plantas recuperadoras de azufre de los Complejos Procesadores de Gas observaron un promedio mensual de 29.2 kilogramos por tonelada procesada, lo que permitió estar abajo del límite de la NOM-137-SEMARNAT-2003 “Contaminación atmosférica.- Plantas desulfuradoras de gas y condensados amargos.- Control de emisiones de compuestos de azufre”.

Emisiones al aire

(miles de toneladas/mes) Compuesto 2011 2012 Variación %

Óxido de azufre (SOx) 39.3 34.1 -13.2 Óxidos de nitrógeno (NOx) 9.4 8.9 -5.3 Bióxido de carbono (CO2) 3,454.1 3,305.8 -4.3 Nota: Información preliminar. Subsistema de Información de Seguridad Industrial y Protección Ambiental al 22 enero 2013 debido a la suspensión del servicio de la mesa de ayuda por parte de la Dirección Corporativa de Tecnología de Información y Procesos de Negocio. Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

Uso de agua

En 2012 el uso promedio mensual del agua cruda aumentó 1.3%, el reuso de agua creció 8.1% y las descargas de contaminantes se incrementaron 29.8%, respecto al año anterior.

El uso de agua cruda aumentó por la entrada en operación de las nuevas plantas de la Refinería General Lázaro Cárdenas a partir de 2011 hasta el cierre de 2012, incrementando el aprovechamiento de agua en 6,491 millones de metros cúbicos.

La descarga de contaminantes aumentó, principalmente por incremento en los


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sólidos suspendidos totales en las descargas de Pemex-Exploración y Producción, Región Marina Suroeste, durante noviembre y diciembre.

El reuso de agua aumentó por mejoría en los tratamientos de efluente de las refinerías, lo cual permite un mayor envío de agua a las plantas de tratamiento de aguas residuales del SNR.

Uso de agua

(millones de metros cúbicos/mes) Compuesto 2011 2012 Variación %

Uso de agua cruda 14.8 15.0 1.3 Descargas al agua (ton/mes) 258.6 335.6 29.8 Reuso de agua 3.21 3.47 8.1 Nota: Información preliminar. Subsistema de Información de Seguridad Industrial y Protección Ambiental al 22 enero de 2013, debido a la suspensión del servicio de la mesa de ayuda por parte de la Dirección Corporativa de Tecnología de Información y Procesos de Negocio. Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

Residuos peligrosos

Al cierre de 2012 el inventario final fue 18% superior al del inicio del año. Del inventario de residuos peligrosos, el 48% corresponde a actividades de refinación, principalmente por sosas gastadas. La relación de disposición respecto a la generación fue 0.94. La mayor disposición de residuos en toda la industria correspondió a lodos aceitosos (29.4%) y a cloro hidrocarburos pesados (13.9%). La mayoría de los residuos peligrosos tienen un proceso continuo de generación y en la mayoría de los casos su disposición se realiza por lotes, conforme a volúmenes que permiten una disposición técnica y económicamente factible.

Disposición de residuos de la industria petrolera %

Lodos aceitosos 29.4 Cloro hidrocarburos pesados 13.9 Residuos de estopa, equipo de seguridad, madera, arena y plásticos impregnados de aceite

12.0

Sosas gastadas 10.3 Otros 34.4

Total 100.0 Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones. Petróleos Mexicanos.


111

Pasivo ambiental

El inventario de sitios contaminados al cierre del año precedente fue de 1,054.8 hectáreas, durante 2012 se incorporaron 70.4 hectáreas nuevas al inventario de sitios contaminados (38.7 hectáreas de Pemex-Refinación y 31.7 hectáreas de Pemex-Exploración y Producción).

Durante 2012 se han desincorporado 102 hectáreas, de las cuales 43.7 corresponden a pasivos ambientales de Pemex-Refinación y 58.3 de Pemex-Exploración y Producción, principalmente en los activos de la Región Norte.

Estas acciones tuvieron como resultado un inventario total de 1,023.2 hectáreas al cierre de 2012, que representa una disminución de 3% respecto a 2011.

En lo relativo a la restauración de presas, Pemex-Exploración y Producción tuvo un inventario final de 88 presas en diciembre de 2012, lo cual representa una disminución de 46.3% respecto a 2011. Lo anterior como resultado de la restauración de 76 presas.

Del inventario total actual, el 80% de las presas corresponden a las zonas de Burgos (50), Aceite Terciario del Golfo (10) y Poza Rica (10). Las mayores actividades de restauración a lo largo del año correspondieron a los activos Altamira y Poza Rica.

Fugas y derrames

Las fugas y derrames en ductos de Petróleos Mexicanos en 2012 presentaron una tendencia ascendente de 87%, por arriba del cierre de 2011.

Por tal motivo, Petróleos Mexicanos implantó un plan de contención enfocado a la revisión y cumplimiento de los programas de administración de integridad y confiabilidad para mejorar la seguridad en el transporte, recolección y distribución de hidrocarburos por ducto.

Las principales causas de estos eventos en 2012 fueron daños por corrosión interior (31%), corrosión exterior (16%) y falla de materiales (8%).

- Un 38% de los eventos están en proceso de investigación para la determinación de su causa.

- No obstante el incremento en el número de eventos registrados en 2012, los impactos al ambiente tuvieron una disminución, al presentarse un


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volumen derramado menor (75%), así como un área afectada menor (16%), al compararlos con el año precedente.

Certificados de industria limpia

Como resultado de la implantación de sistemas de administración de la seguridad, salud y protección ambiental, así como de la verificación constante a las instalaciones mediante auditorías ambientales internas y externas a las instalaciones de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios, la empresa apuntala la obtención y mantenimiento de sus Certificados de Industria Limpia que otorga la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA).

Durante 2012, Petróleos Mexicanos recibió 198 certificados de industria limpia a través de la PROFEPA, de los cuales 87 fueron otorgados a instalaciones por primera vez y 111 por refrendo, como consecuencia de mantener o mejorar su desempeño ambiental.

Al cierre del año, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios cuentan con 321 instalaciones con certificaciones vigentes y 359 en proceso de certificación, de un total de 680 instalaciones o grupo de instalaciones inscritas en el Programa Nacional de Auditoria Ambiental.

Petróleos Mexicanos continuará su política y compromiso de incorporar nuevas instalaciones a este programa, conforme a las actividades de expansión en las áreas de exploración, explotación, refinación y distribución de hidrocarburos.

Certificados nuevos y refrendos obtenidos en 2012

(número)

Organismo Certificados obtenidos

Desempeño Nuevos Refrendos

Total 87 111 198 Pemex-Exploración y Producción 64 64 128 Pemex-Refinación 14 41 55 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 3 4 7 Pemex-Petroquímica 2 2 4 Corporativo 4 - 4

Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones. Petróleos Mexicanos.


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Instalaciones inscritas al cierre de 2012

(número)

Organismo Certificados

vigentes En proceso de certificación

Instalaciones inscritas

Total 321 359 680 Pemex-Exploración y Producción 198 204 402 Pemex-Refinación 98 109 207 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 12 28 40 Pemex-Petroquímica 6 2 8 Corporativo 7 16 23

Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones. Petróleos Mexicanos.

Cambio climático

La gestión de los proyectos para reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) bajo el esquema del Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL), ha sido una oportunidad valiosa para que México consiga incentivos económicos orientados a la reducción de GEI y en la promoción del desarrollo sustentable de la empresa. Sin embargo, es un proceso largo de varias etapas cuyos avances normalmente no son observables en el corto plazo. Durante la etapa de validación y para la posterior obtención del registro ante la Junta Ejecutiva del MDL, es necesario que los proyectos logren demostrar el cumplimiento de diversos criterios dictados por la Organización de las Naciones Unidas (ONU) en esta materia.

El 17 de abril de 2012 se obtuvo ante la Convención Marco sobre el Cambio Climático de la ONU el registro como MDL del proyecto "Recuperación de Calor en la Terminal Marítima Dos Bocas", de la Región Marina Suroeste de Pemex-Exploración y Producción.

Este proyecto consiste en aprovechar la energía residual de los gases de combustión de los turbogeneradores para su utilización en el calentamiento del aceite térmico usado en la deshidratación del crudo maya en la Terminal Marítima Dos Bocas, desplazando así el consumo de gas natural. La implementación del proyecto resultará en una reducción de emisiones de 88,111 toneladas de bióxido de carbono equivalente (CO2e) por año, durante diez años del periodo crediticio.

Las NAMAs (Nationally Appropriate Mitigation Actions) nacieron en 2007 a través del Plan de Acción de Bali, como medida alterna al MDL y son acciones


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de mitigación de emisiones a nivel sectorial, promovidas por los gobiernos de países en vías de desarrollo, que buscan en el contexto del desarrollo sustentable, soportar y permitir a través de la tecnología, financiamiento y fortalecimiento de capacidades, la reducción de emisiones de GEI de manera real, medible y auditable.

Petróleos Mexicanos identificó una oportunidad valiosa en este tipo de mecanismos por lo que busca su implantación y promoción dentro de la empresa.

Se trabaja con la Embajada Británica en el desarrollo de una NAMA enfocada a la reducción de emisiones fugitivas en el procesamiento y transporte de gas natural. De igual manera, se estableció un compromiso con el Gobierno de Canadá, mediante el cual Petróleos Mexicanos recibirá fondos (hasta 1.3 millones de dólares) para financiar el desarrollo de una NAMA relacionada con reducción de emisiones de metano.

A lo largo de 2012 se buscaron nuevos mercados en los que Petróleos Mexicanos pueda participar. Como parte de estos esfuerzos se firmaron acuerdos y compromisos entre los que destacan los firmados con el Banco Mundial, el Banco Interamericano de Desarrollo, el Fondo Mexicano de Carbono y el Banco Sumitomo, que permitirán a Petróleos Mexicanos ampliar sus oportunidades en los mercados de futuros de carbono.

Asimismo, la United States Agency for International Development (USAID), a través de la firma consultora TETRATECH, financiará la implantación de un sistema para el registro y estimación de la reducción de emisiones de GEI, con potencial de ser aplicado en instalaciones de Petróleos Mexicanos, que a su vez detectará los proyectos susceptibles de comercialización en los distintos mercados.

Al cierre de 2012, Petróleos Mexicanos cuenta con tres contratos de compra-venta tipo “Emission Reduction Purchase Agreement” -ERPA (Acuerdo de Compra de Reducción de Emisiones), y un estudio de factibilidad en desarrollo. Estos proyectos se encuentran en diferentes etapas del proceso de gestión MDL ante la ONU, dos de ellos registrados.


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Gestión de proyectos para reducir las emisiones de bióxido de carbono

Organismo Centro de

trabajo Proyecto

Reducción

estimada

toneladas de

CO2e/año

Estatus del proyecto


Terminal Marítima Dos Bocas

Aprovechamiento energético de gases de combustión de turbogeneradores.

88,111 RegistradoEn 2013 se acreditarán los Certificados de Reducción de Emisiones

Cerro Azul – Naranjos

Eliminación de quema de gas en el campo Tres Hermanos.

82,645 RegistradoEn 2013 se acreditarán los Certificados de Reducción de Emisiones

Pemex-Refinación

Refinería Salina Cruz

Sustitución de combustóleo por gas natural.

456,000 Proceso de Registro

Pemex-Petroquímica

Complejo Petroquímico

Morelos

Sistema de cogeneración eléctrica y de vapor al sustituir los turbogeneradores de vapor por turbogeneradores de gas con recuperación de calor.

295,711 En desarrollo de nueva metodología

Complejo Petroquímico

Cangrejera

Sistema de cogeneración eléctrica y de vapor al sustituir los turbogeneradores de vapor por turbogeneradores de gas con recuperación de calor.

233,452 En desarrollo de nueva metodología

Total 1,155,919 Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.


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8. Gestión corporativa

La administración de Petróleos Mexicanos enfoca los esfuerzos de optimización de su desempeño en el cumplimiento cabal de la disciplina y coordinación operativa, la ejecución de la estrategia, y la maximización del valor económico agregado de la empresa.

Durante 2012 las acciones de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios se inscribieron en el segundo eje rector del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND) “Economía competitiva y generadora de empleos, en electricidad e hidrocarburos”, sustentado en la visión del México que se requiere en 2030. El objetivo fue “Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores”.

8.1 Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos

Ejecución del programa anual y estratégico de Petróleos

Mexicanos (Plan de Negocios) 2012

El 5 de julio de 2011 el Consejo de Administración mediante el acuerdo CA-077/2011 aprobó el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2012-2016, con fundamento en los artículos 19, fracción III y 24 de la Ley de Petróleos Mexicanos.

El Plan de Negocios define 14 objetivos estratégicos atendidos por 49 estrategias, todas ellas encaminadas a maximizar el valor económico de la empresa de forma sustentable, considerando los procesos de la cadena de valor: Exploración y Producción, Transformación Industrial, Logística y Comercialización, así como Temas Transversales.

El Plan de Negocios define el rumbo que debe seguir la empresa para alcanzar su visión a través de cuatro líneas de acción:

- Crecimiento. Mediante el cual se busca incorporar y desarrollar nuevas reservas, desarrollo óptimo de los niveles de producción de hidrocarburos y petroquímicos, y garantizar un suministro más eficiente y al menor costo de la demanda nacional de energéticos.

- Eficiencia. Representa mejorar el desempeño actual de todas las operaciones, optimizando la inversión y gastos de operación para alcanzar


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un desempeño competitivo en todas las actividades industriales de Petróleos Mexicanos.

- Responsabilidad corporativa. Para mejorar la relación con los grupos de interés e incorporar el desarrollo sustentable en las decisiones de negocio.

- Modernización de la gestión. Para adquirir las competencias requeridas y con ellas operar y enfocar a Petróleos Mexicanos al logro de resultados, la promoción de la eficiencia de los procesos de negocios, la profesionalización de los recursos humanos, y el aprovechamiento del marco regulatorio para incrementar la autonomía de gestión e implantar una cultura enfocada a resultados.

Información más detallada se presenta en el Informe Anual 2012 de Petróleos Mexicanos (Artículo 70 de la Ley de Petróleos Mexicanos), así como en el Portal de Internet de la entidad, donde se incluye la versión actualizada del Plan de Negocios 2013-2017.

8.2 Administración corporativa

Programa de Mejora de la Gestión (PMG)

Antecedentes

A lo largo del ejercicio 2012, Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios a través del Programa de Mejora de la Gestión (PMG), desempeñó un papel destacado en la implementación de mejores prácticas en la obtención de altos rendimientos operativos y en la optimización de eficiencias en las cadenas de valor de los principales procesos, atendiendo escrupulosamente a las disposiciones emitidas por la Secretaría de la Función Pública (SFP).

La Dirección Corporativa de Administración, a través de la Coordinación de Programas Gubernamentales y Consolidación Estratégica, como Responsable Operativo del PMG en la institución, inició el año con la administración de ocho Proyectos y cuatro Iniciativas, a saber:


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Proyectos del Programa de Mejora de la Gestión

Proceso Nombre del Proyecto

Dirección del Negocio

Establecer las bases para la Planeación Estratégica en PEMEX

Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos – (Segunda Etapa)

Logística Un solo SCADA

Administración de Recursos Humanos

Solución Institucional de Recursos Humanos

Administración de la Información Iniciativas del Sistema de Gestión por Procesos (Finanzas)

Administración de Activos Físicos Pemex Confiabilidad

Sistema Institucional de Administración Patrimonial (SIAP)

Asociado a diversos procesos Gestión Jurídica Integral

Iniciativas del Programa de Mejora de la Gestión

Proceso Iniciativas

Upstream Gestión del Proceso de Negocio de Exploración y Producción

Downstream Cadena de Valor de Refinados, Gas y Petroquímicos Básicos y no Básicos

Administración de Activos Financieros

Solución Tecnológica del Modelo de Negocios para Suministros y Proyectos de Inversión

Administración de Activos Tecnológicos Administración del Conocimiento Tecnológico

Dado que lograron sus objetivos previstos o bien, cambiaron sus alcances (derivado de factores internos y/o externos), los proyectos denominados: “Establecer las Bases…”, dirigido por la Dirección Corporativa de Operaciones; “Solución Institucional…”, dirigido por la Dirección Corporativa de Administración, así como “Gestión Jurídica…”, dirigido por la Dirección Jurídica, fueron concluidos con éxito y consecuentemente cerrados, conforme a la metodología del Sistema de Administración del Programa de Mejora de la Gestión operado por la SFP; cuyos principales resultados se presentan a continuación:


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Proyecto Resultados

Establecer las Bases para la Planeación Estratégica de Petróleos Mexicanos

Optimización de los flujos de información durante el proceso de elaboración del Plan de Negocios y de los Productos Asociados.

Solución Institucional de Recursos Humanos y Nómina

Implementación de la Solución Tecnológica en Petróleos Mexicanos y en Pemex-Gas y Petroquímica Básica, que incluye:

- Alineación con objetivos del nuevo modelo de operación de Recursos Humanos y Relaciones Laborales.

- Información integral para la toma de decisiones sobre el Capital Humano.

- Simplificación Operativa.

- Mejora en la entrega del servicio.

- Mayor Transparencia.

Gestión Jurídica Integral Elaboración de los procedimientos que contendrá cada Manual de acuerdo al Subproceso Jurídico, donde se consideran:

- Jurídica Laboral, con 8 procedimientos administrativos.

- Jurídica Contenciosa, con 16 procedimientos administrativos.

- Jurídica de Consultoría y Prevención, con 7 procedimientos administrativos.

- Convenios y Contratos, con 5 procedimientos administrativos.

Los cinco proyectos vigentes continúan avanzando y los resultados que se obtengan de los mismos se darán a conocer a su conclusión.

Asimismo, derivado de que las iniciativas no se encontraban alineadas con los requisitos solicitados por la SFP para ser consideradas como proyectos, así como por la limitación presupuestal, las áreas responsables decidieron darlas de baja. En paralelo, Pemex-Refinación en coordinación con el Órgano Interno de Control, consideró relevante dar de alta la Iniciativa “Mejora del Desempeño Operativo en el Sistema Nacional de Refinación (MDO-SNR)”, misma que se ha mantenido como tal a la fecha.

Los resultados y beneficios alcanzados al cierre del ejercicio 2012 de los cinco proyectos vigentes se resumen a continuación:


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Proyecto Avance Beneficios alcanzados

Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos

(Segunda Etapa)

74%

1. Aplicación de la metodología VCD en los Proyectos de Seguridad y Protección Ambiental; así como continuidad al desarrollo del Manual de Proyectos de Mantenimiento e Instalaciones. 2. Capacitación a 545 Servidores Públicos en el Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos, 189 en Project Definition Rating Index y 187 en Project Health Indicator.

Un solo SCADA

42% 1. Automatización y control de la red de ductos de transporte en un 39.2%, equivalente aproximadamente a 12,536 km. de ductos.

Iniciativas del Sistema de Gestión por

Procesos Finanzas

55%

1. Conformación de la arquitectura de la Plataforma Tecnológica Base para el cumplimiento con las normas de IFRS. 2. Determinación de la vida útil remanente y el valor razonable de los activos de Petróleos Mexicanos. 3. Diseño de la solución homologada del Proceso Financiero de Petróleos Mexicanos.

Pemex Confiabilidad

73%

Organismos IPNP 2011

IPNP 2012

Pemex-Exploración y Producción (IPNP pérdida de función)

0.87 1.1

Pemex-Exploración y Producción (IPNP falla de equipos críticos)

5.26 3.5

Pemex-Refinación - SP* 13.7 11.9

Pemex-Petroquímica Básica – SO* 4.5 4.3

Pemex-Gas y Petroquímica Básica – SP* 0.8 2.2

* IPNP = Índice de Paros No Programados calculado con base en las fallas originadas por mantenimiento, operación (SO), retrasos en reparaciones, servicios principales (SP), falta de carga y causas externas. - Realización de 47 cursos de capacitación en técnicas de pruebas no destructivas para personal de los Organismos.

Sistema Institucional

de Administración

Patrimonial

67%

1. Mapeo en el nivel 5 de los subprocesos de administración patrimonial. 2. Identificación y validación de las funcionalidades del SIAP. 3. Validación junto con los organismos subsidiarios, de los campos a aplicar en el módulo de activos fijos.

Cabe destacar que con la participación de las diversas dependencias y entidades de la Administración Pública Federal, Petróleos Mexicanos logró el primer lugar en el concurso organizado por la SFP denominado: “Reconocimiento PMG 2008-2012”, con la implementación del proyecto: “Establecer las Bases para la Planeación Estratégica de Petróleos Mexicanos”, así como el tercer lugar con la puesta en marcha del Proyecto: “Auditorías


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Integrales SSPA”; proyectos que han mejorado sustancialmente la conducción estratégica y la seguridad y protección ambiental de la Institución.

Servicios de salud

Durante 2012 los programas y proyectos de prevención médica continuaron impactando positivamente la salud de la población derechohabiente entre los que destaca la esperanza de vida, que fue 4.7 años mayor que el promedio de población mexicana, la aplicación de un esquema ampliado de vacunación que ha permitido evitar enfermedades prevenibles por vacunación en menores de un año; de manera predictiva con el tamiz neonatal metabólico ampliado a 76 enfermedades y el tamiz neonatal auditivo se logró de manera oportuna el tratamiento, control y seguimiento de 100% de los casos positivos por enfermedades metabólicas, así como problemas de hipoacusia y sordera evitando así la discapacidad permanente.

Esperanza de vida, mortalidad infantil y mortalidad materna, 2012

Indicador1

Nacional


Meta 2011 Alcanzado

Esperanza de vida 75.4 años 80 años 80.1 años Tasa de mortalidad infantil (por 1,000 nacidos vivos)

15.1 10.6 9.9

Tasa de mortalidad materna (por 100,000 nacidos vivos)

62.8 42.2 0.0

1. Indicador y metas calculados anualmente. Fuente Nacional: Salud México 2001-2005, INEGI y Petróleos Mexicanos.

Otro logro significativo es tener las tasas más bajas de mortalidad infantil en este periodo, por cáncer cérvico-uterino, de mama y próstata, en comparación con el promedio nacional. Un logro muy importante fue el de cero muertes maternas.

Respecto a las enfermedades prevenibles por vacunación, se aplicaron 474,210 dosis de vacunas, con un promedio de cobertura de vacunación del 98%, lo que permitió evitar muertes debidas a este rubro.

Se realizaron 5,250 Tamices Neonatales Metabólicos, que permitieron detectar oportunamente e iniciar tratamiento temprano a 44 casos positivos, a los que se les evitó el desarrollo de enfermedad y discapacidad permanente; además, se realizaron 4,631 tamices neonatales auditivos a igual número de


123

recién nacidos, detectándose 16 casos positivos de hipoacusia y sordera que se enviaron a tratamiento y a un programa de rehabilitación para evitar la discapacidad permanente.

Durante el año se realizaron 196,091 detecciones de enfermedades transmisibles (dengue, VIH/SIDA, tuberculosis, entre otras) sujetas a vigilancia, para coadyuvar en el diagnóstico oportuno y el tratamiento adecuado, reduciendo el riesgo de brotes de estas patologías.

Gracias a la vigilancia epidemiológica de las enfermedades crónico degenerativas se realizaron 898,223 tamizajes para la detección oportuna de cáncer de mama, cérvico uterino y de próstata, diabetes e hipertensión arterial principales factores de riesgo para la mortalidad de la población derechohabiente, que permitieron la canalización oportuna de 6,166 casos detectados para su tratamiento, contención de la carga de la enfermedad y control de las complicaciones.

En lo correspondiente a “Promoción de la Salud”, en 2012 se realizaron actividades promocionales relacionadas con el programa “Atención Integral al Paciente con Sobrepeso y Obesidad”, con el fin de disminuir los factores de riesgo por estilo de vida; se impartieron 25,105 pláticas, se distribuyeron 295,165 mensajes a través de medios impresos y se capacitaron 49,555 personas sobre diabetes mellitus y enfermedad cardiovascular.

El programa “Atención Integral al paciente con Sobrepeso y Obesidad” tiene como registro base el sistema informático del expediente electrónico de los servicios de salud.

Otras actividades de “Promoción de la Salud” consistieron en la publicación de 94 mensajes de salud con enfoque preventivo; los cuales se difunden tanto por medios electrónicos, a través del sistema Pemex-Informa, con una cobertura de 70,000 lectores potenciales, como en las páginas los sitios Web de los servicios de salud como de comunicación social de Petróleos Mexicanos.

“Salud Integral en los Trabajadores”, es una estrategia que promueve estilos de vida saludable en los trabajadores para reducir la problemática del sobrepeso, obesidad y padecimientos concomitantes como diabetes mellitus, hipertensión arterial, enfermedad cardiovascular y otros daños al organismo; en la que participaron 9,914 trabajadores.

En las 45 unidades médicas reconocidas como “Edificios Libres de Humo de


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Tabaco” se continúa con la vigilancia y supervisión del programa.

Con base en la información de las unidades médicas del programa de control de fauna nociva y transmisora, se fumigaron 589,528 locales con la finalidad de eliminar los insectos transmisores de enfermedades. Como parte del programa se desinsectizaron 343,318 locales, se desinfectaron 58,910 y se realizaron 187,300 de otras actividades de control y eliminación de plagas.

Se realizaron cinco campañas de salud: “La Semana Nacional de Promoción de la Salud en la Adolescencia”, “Tercera Semana Nacional de Salud”, “Segunda Semana Nacional de Salud Bucal”, “La Semana Nacional de lucha contra la Diabetes” y la “Semana Nacional del Adulto Mayor”. Las actividades consistieron en información a través de pláticas y asesorías personalizadas, conferencias, socio dramas, talleres con diferentes temas de interés y con enfoque preventivo. Se instalaron módulos de información, se realizaron estudios de detección temprana de cáncer cérvico-uterino, mamario, próstata y cáncer dental. Detección a través del registro de presión arterial, glucosa, colesterol, triglicéridos y hemoglobina glucosilada. En la “Semana Nacional de Salud y del Adulto Mayor”, además de las acciones ya mencionadas, se aplicaron vacunas, en la primera se aplicaron a la población infantil predominantemente menor de cinco años y en la segunda a la población adulta mayor (influenza, anti-tetánica, anti-neumocócica y otras). Las actividades descritas de las cinco campañas de salud se realizaron en todas las unidades médicas de Petróleos Mexicanos.

Se capacitó a trabajadores provenientes de diferentes centros de trabajo y entidades federativas respecto a estilos de vida saludable en materia de orientación nutricional, de activación física y de salud mental, como parte del curso de “Desarrollo de Habilidades Personales y Liderazgo” se conformaron 103 grupos con un total de 1,378 trabajadores capacitados, por personal profesional de la unidad de promoción de la salud en el área metropolitana.

Se realizaron cinco cursos a nivel nacional dirigidos a personal médico, de nutrición y de activación física, con respecto a estilos de vida saludable, con base en el procedimiento del laboratorio de salud, con la capacitación de 141 profesionistas.

En relación al Programa de Control de Fauna Nociva, se realizaron tres cursos de capacitación con sedes en el Hospital Regional de Poza Rica, Hospital Regional de Minatitlán y en el Hospital Central Norte de la ciudad de México


125

se capacitó al personal operativo sindicalizado, así como al personal médico de las unidades involucradas, con 97 trabajadores capacitados.

Servicios médicos

La productividad asistencial en el ejercicio 2012 se muestra en el cuadro siguiente:

Servicios médicos otorgados

S e r v i c i o s 2 0 1 1 2 0 1 2

Consultas 4,446,637 4,673,089 Intervenciones quirúrgicas 35,211 35,748 Egresos hospitalarios 78,964 79,439 Estudios de anatomía patológica 55,630 55,850 Estudios de laboratorio 4,222,635 4,460,193 Estudios de imagenología 531,256 498,446 Partos 1,236 1,163 Cesáreas 3,036 2,989

Fuente: Dirección Corporativa de Administración, SIAH.

Los resultados asistenciales en 2012 muestran un incremento de 2.6% en promedio de actividades asistenciales en comparación con el año previo. Tal es el caso de las consultas otorgadas, egresos, intervenciones quirúrgicas, estudios de laboratorio y anatomía patológica, no así los estudios de imagenología, los partos y las cesáreas que disminuyeron.

Con relación al porcentaje de satisfacción del cliente, producto de las encuestas realizadas, se alcanzó un porcentaje de satisfacción del 92%, arriba de la meta anual establecida y por encima del estándar institucional de igual o mayor a 90%. Entre los factores que influyen para este resultado, se encuentran principalmente el surtimiento de medicamentos.

Administración y Finanzas

En la sexta adecuación el presupuesto anual en flujo de efectivo sumó 12,315 millones de pesos en su totalidad: 6,819 millones de pesos en servicios personales, 4,912 millones para adquisición de bienes y contratación de servicios y 584 millones en inversión.

Con el techo presupuestal asignado se instrumentaron mecanismos para atender los requerimientos de bienes y servicios, con la finalidad de estar en posibilidad de proporcionar atención médica integral (servicios preventivos,


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asistenciales y de salud en el trabajo) a los derechohabientes.

El gasto en flujo de efectivo registrado durante el año fue de 12,442 millones de pesos en operación e inversión: 7,092 millones en servicios personales, 2,972 millones de pesos en materiales y suministros, 1,792 millones en servicios generales y 586 millones en inversión.

Algunos conceptos representativos del gasto se muestran a continuación:

Gasto en servicios de salud

(millones de pesos)

Concepto 2011 2012 Variación Absoluta

Materiales y suministros 3,190 2,972 -218 Medicamentos 1,945 1,487 -458 Medicina subrogada 603 771 168 Otros insumos 642 714 72

Servicios generales 1,416 1,792 376 Gastos médicos pagados a terceros 875 1,132 257 Otros 541 660 119

Servicios personales 6,519 7,092 573 Operación 11,125 11,856 731 Inversión 460 586 126

Operación e Inversión 11,585 12,442 857 La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo de cifras. Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

El gasto realizado en 2012 fue 857 millones de pesos superior al del año anterior, a lo que contribuyeron: 67% el pago de servicios personales, 15% el fortalecimiento de la infraestructura, con la construcción de nuevas unidades médicas de primer nivel y su equipamiento y 18% a la integración de programas médicos relacionados con la prevención y atención de las adicciones de los trabajadores, así como diabetes mellitus, entre otros.

La cuota plana autorizada, que representa el costo de operación de los servicios médicos por cada familia de trabajador activo, jubilado y post-mortem se mantuvo en 65,385 pesos anuales, en línea con el monto autorizado al inicio del año. Los ingresos resultantes de la aplicación de esta cuota por trabajador se ajustan al cierre del ejercicio, a fin de obtener el punto de equilibrio donde los costos totales se igualan a los ingresos por cuota plana, con cifras al 28 de diciembre de 2012. El resultado de esta operación es la nueva cuota de cierre de 66,580 pesos anuales por trabajador, que se presentan en la tabla.


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La facturación de servicios médicos por cuota plana aumentó 19.3% respecto al ejercicio anterior:

Facturación de servicios médicos

Concepto 2011 2012 Variación Absoluta

Variación (%)

Ingresos de la Subdirección de Servicios de SaludPor cuota plana (millones de pesos) 15,535 18,532 2,997 19.3

Promedio de trabajadores – mensual(activos, jubilados y post-mortem) 271,168 278,338 7,170 2.6

Cuota plana anual de cierre (pesos) 57,288 66,580 9,292 16.2

Cuota plana de cierre mensual (pesos) 4,774 5,548 774 16.2 Fuente: Información de ingresos del Sistema SAP R/3 Módulo Controlling (CO) del Cierre Contable Anual 2011-2012; información de promedio de trabajadores: Subdirección de Recursos Humanos y Relaciones Laborales; cuota plana autorizada: Grupo de Trabajo de Precios de Servicios Corporativos.

Los ingresos totales de la Subdirección de Servicios de Salud se conforman de los relativos a la facturación a organismos subsidiarios por cuota plana más los obtenidos por servicios a no derechohabientes y a trabajadores de PMI Comercio Internacional, donde se obtuvo un incremento de 19.3%. Por otra parte, los costos de operación aumentaron en 20.1% con respecto al año anterior. El resultado del ejercicio arroja una pérdida de operación de 127 millones de pesos, que corresponde a los registros contables posteriores al 28 de diciembre de 2012, fecha en que se efectuó el Punto de Equilibrio.

Ingresos totales y costos de operación de la Subdirección de Servicios Médicos

(millones de pesos)

Concepto 2011 2012 Variación absoluta

(%)

Ingresos totales 15,549 18,548 2,999 19.3 Costos de operación 15,549 18,675 3,126 20.1 Pérdida de operación Servicios de Salud 0 127 127 -

Gastos de operación 11,285 12,321 1,036 9.2 Pasivo laboral 4,029 6,076 2,047 50.8 Compras y servicios inter-organismos e inter-compañías

24 32 8 33.3

Depreciación 211 246 35 16.6 Fuente: Información de ingresos del Sistema SAP R/3 Módulo Controlling (CO) del Cierre Contable Anual 2011-2012; información de promedio de trabajadores: Subdirección de Recursos Humanos y Relaciones Laborales; cuota plana autorizada: Grupo de Trabajo de Precios de Servicios Corporativos.


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Desarrollo social

Distribución de donativos y donaciones

El Consejo de Administración autorizó una previsión presupuestaria anual de recursos de donativos y donaciones de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios para el ejercicio 2012 de 2,425.9 millones de pesos, distribuidos en 879.6 millones para donativos (dinero) y 1,546.3 millones de pesos para donaciones (especie), consistentes en 1,002.3 millones de pesos para asfalto AC-20 y 544.0 millones de pesos para combustibles.

Lo autorizado, se sujetó a lo dispuesto por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, referente al Programa Nacional de Reducción del Gasto Público 2010-2012.

Del presupuesto para el otorgamiento de donativos y donaciones en 2011 y 2012, se autorizaron los siguientes recursos económicos:

Donativos y donaciones autorizados

( pesos )

B e n e f i c i a r i o s 2 0 1 1 % 2 0 1 2 % V a r . ( % )

Gobiernos de los estados 1,110,338,393 67.5 1,437,907,525 72.7 29.5 Gobiernos municipales 491,071,245 29.8 499,986,099 25.3 1.8 Organizaciones de la sociedad civil 44,881,077 2.7 40,215,747 2.0 -10.4 Total 1,646,290,715 100.0 1,978,109,371 100.0 20.2 Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

En 2011 se registraron 1,435 peticiones, 28.5% más que en 2012 de las cuales se seleccionaron 293 solicitudes para su atención (20.4% del total) en las que se ejerció un presupuesto de 1,646.3 millones de pesos.

Donativos y donaciones por entidad federativa

(miles de pesos) Actividad de la industria petrolera

Donativos en efectivo Donaciones en especie Total

2011 2012 2011 2012 2011 2012

Mayor 519,778.3 368,800.0 598,569.3 908,749.5 1,118,347.6 1,277,549.5 Mediana 140,067.5 73,352.9 238,295.7 477,557.4 378,363.2 550,910.3 Resto del país 19,500.0 7,847.0 130,079.7 141,802.3 149,579.7 149,649.4 Total 679,345.8 450,000.0 966,944.8 1,528,109.3 1,646,290.7 1,978,109.3 Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

En 2012 se recibieron 1,026 solicitudes de donativos y donaciones promovidas por estados, municipios y organizaciones de la sociedad civil; de las


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cuales se seleccionaron 319 solicitudes, las cuales representaron una erogación de 1,978.1 millones de pesos. A las entidades federativas prioritarias para la operación de Petróleos Mexicanos, se destinaron 1,828.4 millones de pesos que representan 92.4% del total de recursos asignados.

Entidades con mayor actividad de la industria petrolera

(millones de pesos)

Entidad Donativos en efectivo Donaciones en especie Total 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Campeche 96.0 106.0 175.2 218.4 271.2 324.4

Chiapas 27.0 9.0 61.5 81.9 88.5 90.9

Tabasco 194.5 114.5 111.2 228.6 305.7 343.1

Tamaulipas 53.2 53.4 112.1 179.0 165.2 232.4

Veracruz 149.1 85.9 138.7 200.9 287.8 286.8

Subtotal 519.8 368.8 598.6 908.7 1,118.3 1,277.5 Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

Entidades con mediana actividad de la industria petrolera

(millones de pesos)

Entidad Donativos en efectivo Donaciones en especie Total 2011 2012 2011 2012 2011 2012

Coahuila - - 5.3 26.5 5.3 26.5 Guanajuato 14.0 8.0 42.5 78.2 56.5 86.2 Hidalgo 15.2 16.0 68.2 115.0 83.4 131.0 Nuevo León 34.3 23.4 43.1 114.8 77.4 138.1 Oaxaca 43.0 26.0 65.5 107.9 108.5 133.9 Puebla 33.5 0 13.7 35.2 47.2 35.2 Subtotal 140.1 73.4 238.3 477.6 378.4 550.9 Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

El 7.6% restante del monto autorizado se otorgó a los 21 estados que no están comprendidos en los cuadros anteriores.

Conforme a la normatividad vigente, se realizan acciones para garantizar que los donatarios utilicen los apoyos sociales otorgados en los fines autorizados, a través de la suscripción de contratos de donativo y de donación, en donde se establece, entre otras obligaciones, la de aplicar los apoyos sociales otorgados en un tiempo determinado, así como la de enviar los informes correspondientes.


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Con los recursos autorizados, se impulsan proyectos y acciones que contribuyen a generar un entorno armónico en los lugares en los que se asientan las instalaciones de la empresa y a facilitar su operación.

Administración patrimonial

Derivado de la implantación de un programa para la desincorporación de activos, y con objeto de dar continuidad a esta tarea, se informan los resultados en el ejercicio 2012.

Al 31 de diciembre se obtuvo un avance de 63.4% en relación al monto programado en bienes muebles.

Los resultados se deben fundamentalmente a que en este periodo se enajenaron 46,303 toneladas de desechos, por un monto de 104 millones de pesos, así como 1,089 unidades vehiculares por 35.4 millones de pesos, así como la venta del buque-tanque Bacab y de una planta de absorción por 45.6 millones de pesos.

La variación observada entre lo realizado y lo programado, se debe a que no estuvieron disponibles 3,973 toneladas de desechos, seis plantas y 420 unidades vehiculares, ya que se dieron 21 licitaciones desiertas y se penalizaron siete, lo que representó la no obtención de ingresos estimados por 115.5 millones de pesos.

En los bienes inmuebles el avance fue de 657%, lo cual se debe principalmente a que en el Programa de Enajenación de Inmuebles 2012 de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios no se consideró la venta de los ramales de distribución de gas natural. Posteriormente se recibió por parte de Pemex-Gas y Petroquímica Básica la solicitud de iniciar el proceso de enajenación con base en el acuerdo número A/011/2012 de la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en el que se establecieron nuevas recomendaciones que se deberían incluir en el proceso de licitación.

El proyecto autorizado de enajenación de ramales de distribución consideró los siguientes ductos:

- Gasoducto Sector Salamanca-Huimilpan a Parque Industrial Querétaro 2000, Querétaro.

- Gasoducto Sector Madero - Lomas del Real a Comisión Federal de Electricidad (CFE) Altamira, Tamaulipas.


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- Gasoducto Sector Venta de Carpio - Jorobas a Apasco, Venta de Carpio a Minera Autlán y Santa Ana Viejo a Cruz Azul, Estados de México e Hidalgo.

- Gasoducto Sector Chihuahua - Centro del Sector a Complejo Industrial, Chihuahua.

- Gasoducto Sector Ciudad Juárez - Gloria a Dios a Terminal Juárez, Ciudad Juárez, Chihuahua.

Estos ductos se licitaron durante 2012, se enajenaron los gasoductos de los sectores Salamanca y Madero, por un total de 232.5 millones de pesos, y quedaron desiertas las licitaciones de Venta de Carpio, Chihuahua y Ciudad Juárez, con la reprogramación de estas dos últimas para 2013.

Avance en las acciones de Petróleos Mexicanos y Organismos

Subsidiarios, para implementar el Programa Nacional de Reducción

del Gasto Público y de Racionalidad, Austeridad y Disciplina

Presupuestal 2012

- Servicios personales. El monto de ahorro en el rubro de servicios personales para 2012, aplicando la reducción de 1.5% en plazas de mandos superiores y 2.5% en plazas de Oficialía Mayor o equivalentes, y considerando la actualización de la meta programada, es de 148.6 millones de pesos, mismo que fue alcanzado en el último trimestre del ejercicio fiscal. Por otra parte, se informa que al cierre de diciembre, no se superó el presupuesto asignado para este rubro. Avance 100%.

- Gasto administrativo y de apoyo. El Convenio de Desempeño para 2012 contempla un compromiso de ahorro para el ejercicio fiscal 2012 de 934.7 millones de pesos, el cual fue alcanzado en el último trimestre mediante la aplicación de la cuarta adecuación presupuestal. Se tiene un avance de 100%.

Servicios financieros:

- En espera de la resolución por parte de la SHCP a los cuestionamientos realizados por Petróleos Mexicanos, respecto al registro de contratos en el Módulo de Presupuesto Comprometido. Avance de 100%.

- En espera de la resolución por parte de la SHCP a los cuestionamientos realizados por Petróleos Mexicanos relativa a la incorporación de su personal a las pólizas institucionales coordinadas por la SHCP. Avance de 100%.


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- En espera de la respuesta por parte de la SHCP para liberar a Petróleos Mexicanos de unirse a los esquemas consolidados de aseguramiento de la infraestructura federal, debido a que la empresa ya lo hace de manera consolidada. Avance de 100%.

- El impacto del incremento salarial fue calculado en 550.1 millones de pesos. Por otra parte, se determinó el déficit actuarial total al 31 de diciembre de 2012 (Obligación por Beneficios Definidos) que asciende a 1,018.4 miles de millones de pesos. Avance de 100%.

- Se envió a la SHCP el informe del Convenio de Desempeño 2012 con el avance al cuarto trimestre. Avance de 100%.

Agregación de demanda de almacenes y bienes útiles

- Considerando las iniciativas de agregación de demanda multi-organismos, se consolidaron los contratos para el servicio integral de trasporte vehicular, de equipo de cómputo y video-proyección. Avance de 100%.

- Se recibió el programa de Agregación de Demanda al interior de las diferentes áreas contratantes por parte de Petróleos Mexicanos; de igual manera, se recibieron los avances de las acciones implementadas en sus respectivas áreas para el cuarto trimestre de 2012. Avance de 100%.

- Con base en las iniciativas de los organismos subsidiarios, se coordinó con la Subdirección de Servicios Corporativos la contratación de servicios integrales con aplicación en 2012. Asimismo, se recibieron los avances de las acciones implementadas en sus respectivas áreas para el cuarto trimestre de 2012. Avance 100%.

- Se recibió de parte de Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y la Subdirección de Servicios de Salud (SSS), la identificación de iniciativas que se planea contratar, mediante la adopción de contratos marco, así como la utilización de esquemas de ofertas subsecuentes de descuento. Avance de 100%.

- Se coordinaron acciones del Corporativo y organismos subsidiarios, para analizar sus inventarios y mejorar las políticas de mínimos y máximos. Avance de 100%.


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Servicios generales

- Energía eléctrica. Para el cuarto trimestre no se reportaron ahorros en kwh; sin embargo, se trabajó en la implementación de las acciones programadas que podrán incidir en la reducción de los consumos. Avance 100%.

- Agua. Para el cuarto trimestre no se reportaron ahorros en metros cúbicos; sin embargo, se trabajó en la implementación de las acciones programadas. Avance 100%.

- Boletos de avión para vuelos nacionales. Se exhortó por escrito a las áreas de Petróleos Mexicanos, la intención de reducir en uno por ciento la facturación contra la de 2011. Avance de 100%. Se comunicó a las áreas la facturación en este concepto al mes de octubre comparándola al mismo periodo de 2011. Avance de 100%.

- Combustible. Se exhortó por escrito a las áreas de Petróleos Mexicanos, el propósito de reducir en uno por ciento la facturación contra la de 2011. Avance 100%. Se comunicó a las áreas la facturación en este concepto al mes de octubre, comparándola al mismo periodo de 2011. Avance 100%.

- Papel. Se exhortó por escrito a las áreas de Petróleos Mexicanos, el objetivo de implementar acciones para incrementar la cultura entre los trabajadores respecto a la reutilización de papel y su separación para reciclado. Avance de 100%. Se comunicó a las áreas la facturación en este concepto al mes de octubre comparándola con 2011. Avance de 100%.

Tecnologías de información

- Concluyeron los procedimientos de contratación de los servicios de telefonía local y larga distancia a fin de conservar en 2012 los niveles de ahorro con base en los techos presupuestales autorizados en este concepto. Avance de 100%.

- En la página web de la Gerencia de Ingeniería de Telecomunicaciones se publicaron las gráficas de consumo de los servicios de telefonía local y de larga distancia del tercer trimestre. Avance de 100%.

- Se determinó el número de eventos y asistentes a las salas de videoconferencia, a fin de calcular el ahorro en el gasto en viáticos y gastos de traslado. Avance 100%.


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- Se formalizaron 16 enlaces de conducción de señales con la CFE y se encuentran en proceso de instalación. Se reprogramó para 2013 la instalación de cuatro enlaces más. Adicionalmente, se solicitó a la CFE la cotización actualizada de la modificación del plazo de los enlaces en operación de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, Pemex-Refinación, Subdirección de Servicios de Salud y la Gerencia de Ingeniería de Telecomunicaciones para iniciar los trámites de contratación plurianual 2012–2016. Avance 100%.

Bienes muebles e inmuebles

- Continuó la revisión y actualización del Programa 2012 del inventario de bienes muebles de la industria. En el Corporativo de Petróleos Mexicanos se registró un avance de 100%, Pemex-Exploración y Producción 96%, Pemex-Refinación 95%, Pemex-Gas y Petroquímica Básica 62%, Pemex-Petroquímica 73%.

- Continuó la revisión y actualización del Programa 2012 del inventario de bienes inmuebles de la industria. Avance Corporativo de Petróleos Mexicanos 100%, Pemex-Exploración y Producción 83%, Pemex-Refinación 100%, Pemex-Gas y Petroquímica Básica 26% y Pemex-Petroquímica 100%.

- Diseño y ejecución del programa de actualización del inventario y regularización de bienes inmuebles federales en uso por Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios para 2012. Avance de 100%.

- Rediseño y optimización del subproceso de enajenación de activo fijo no útil de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios. Avance de 100%.

- Diseño y ejecución del programa 2012 de identificación, regularización y registro de los arrendamientos de inmuebles de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Avance del Corporativo de Petróleos Mexicanos de 100%, Pemex-Exploración y Producción 85%, Pemex-Refinación 100%, Pemex-Gas y Petroquímica Básica 100%, Pemex-Petroquímica no aplica.

- Elaboración del calendario de ejecución del programa anual de enajenación 2012 de bienes muebles improductivos, obsoletos, ociosos o innecesarios de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios. Avance de 63%.


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- Enajenación a título oneroso de bienes muebles e inmuebles no útiles, buscando obtener las mejores condiciones económicas para Petróleos Mexicanos y por cuenta y orden para los organismos subsidiarios, de acuerdo a la normatividad aplicable. Avance de 100%.

Tecnología de Información y Procesos de Negocio

Soporte a la Cadena de Valor

Con el fin de dar mayor soporte a los procesos sustantivos de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiaros, la Dirección Corporativa de Tecnología de Información y Procesos de Negocio (DCTIPN) presentó al Cuerpo de Gobierno de los organismos subsidiarios industriales el documento denominado “Directrices para la reconciliación de balance de materia de petrolíferos y petroquímicos”, para su difusión en los centros de trabajo que componen dicho Cuerpo de Gobierno, para su aplicación.

En relación con el soporte mediante una solución integral, la administración y optimización de los procesos de Producción, Distribución y Entrega de Hidrocarburos a nivel nacional, que permite la toma de decisiones estratégicas, tácticas y operativas de los activos de producción y las áreas responsables de Pemex-Exploración y Producción, la DCTIPN desarrolló en una primera etapa la solución de Distribución de Hidrocarburos, para las regiones marinas (Noreste y Suroeste).

Por otra parte, la DCTIPN inició la consolidación de la iniciativa “UN SOLO SCADA” para Petróleos Mexicanos, la cual define la plataforma tecnológica única para la supervisión y control de los sistemas de transporte por ducto. En esta iniciativa se concentra el servicio de transporte por ducto, proporcionado por cada uno de los organismos subsidiarios, en un mismo centro de control. Con ello, se trabaja coordinadamente bajo la misma filosofía operativa y con procedimientos homologados; incrementando la confiabilidad y seguridad en el servicio de transporte de hidrocarburos por ducto.

Asimismo, la DCTIPN proporcionó soporte técnico a Pemex-Refinación en el proyecto de automatización en sitios con instalaciones asociadas, localizadas en los sistemas de transporte por ducto. Se integraron 16 sitios al sistema SCADA de Petróleos Mexicanos en 2012.

Con el propósito de establecer una fuente única para la integración de los datos que se generan en los distintos procesos industriales y servicios especializados


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de Petróleos Mexicanos, a través de sus sistemas de control y monitoreo, la DCTIPN llevó a cabo un proyecto que permitió realizar dicha integración en los complejos petroquímicos Morelos, Cosoleacaque, Independencia y Pajaritos. De igual forma, se integraron los datos operativos del Sistema de Ductos de Pemex-Refinación al @dipemex, así como también los datos de tanques en terminales marítimas de Tuxpan y Salina Cruz. Con esto se logrará hacer más eficientes los flujos de información, compartir datos entre organismos, eliminar la recaptura de información, así como proveer información veraz y oportuna para la toma de decisiones. Adicionalmente, se crearon cinco tableros de tiempo real para Pemex-Petroquímica y tres tableros de tecnología móvil para Pemex-Refinación, utilizando los datos de tiempo real.

La DCTIPN documentó e implementó el Tablero Operativo de Indicadores, Iniciativas y Proyectos (TOIIP), el cual es un tablero institucional en línea, que contiene los principales indicadores de la operación de Petróleos Mexicanos a nivel de resultados operativos y financieros en los organismos subsidiarios.

Asimismo la DCTIPN definió el proyecto de integración de los Sistemas de Información Geográfica de Petróleos Mexicanos, lo que agrupa las funcionalidades y los módulos adicionales de Pemex-Exploración y Producción en la solución conocida como “Mapa Nacional”, para soporte y reemplazo de soluciones.

Sistema de Gestión por Procesos (SGP)

En octubre de 2012, se emitieron las “Disposiciones para la Constitución, Integración, Funcionamiento y Disolución de Cuerpos y Subcuerpos de Gobierno para la mejora de procesos en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”, con la finalidad de asegurar la alineación de los procesos a la estrategia de negocio de Petróleos Mexicanos y brindar una mayor flexibilidad en su operación.

La DCTIPN implementó las iniciativas del SGP en una plataforma tecnológica única, con fines de simplificación, estandarización y optimización de los procesos, mediante la aplicación de mejores prácticas de negocio, reducción de duplicidad de esfuerzos en la administración de soluciones, mantenimiento y desarrollo de sistemas, al remplazar sistemas obsoletos y aislados e interfaces y obtención de información consistente, precisa y oportuna que soporte la toma de decisiones en los distintos niveles, áreas y líneas de negocio, en un contexto de transparencia en las operaciones de Petróleos Mexicanos.


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Las iniciativas del SGP que se encuentran en implementación son: SIRHN (Solución Institucional de Recursos Humanos y Nómina), Finanzas, Suministros, SSPA (Seguridad, Salud y Protección Ambiental), MPP (Mantenimiento, Proyectos y Patrimonial).

Al cierre de 2012, los resultados obtenidos de la iniciativa Sistema de Gestión por Procesos representan un 71.1% en lo relativo a contrataciones y 28.9% en las implementaciones de los procesos considerados.

Arquitectura Tecnológica

La DCTIPN definió el modelo y el proceso de innovación que contempla dos líneas básicas: la investigación formal y la participación en los foros donde se realiza la innovación.

En la línea de investigación formal, se desarrollaron los documentos de dirección tecnológica para: cómputo en la nube, Big Data, adquisición de equipos para uso industrial y general, clientes delgados y virtualización, centros de cómputo con tecnologías verdes, ambientes de desarrollo para aplicaciones móviles. Se desarrollaron y difundieron dos documentos normativos de comunicaciones unificadas, el primero denominado “Arquitectura Institucional de Comunicaciones Unificadas para Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios” y el segundo “Estándares de Comunicaciones Unificadas para Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”. Es importante mencionar que con la implementación de los servicios de comunicación unificada se lograron ahorros de alto impacto en viáticos, viajes, en llamadas de larga distancia y celular en telefonía corporativa.

Se logró la gobernabilidad para dictaminar las contrataciones de bienes y servicios de TIC y desde enero de 2012, se implantó el Sistema de Dictámenes Técnicos.

Integración de los Sistemas de Información de Petróleos Mexicanos

y Organismos Subsidiarios

Se desarrollaron las siguientes acciones:

- Se definió la estrategia y líneas de acción a corto, mediano y largo plazo, así como los criterios para llevar a cabo la consolidación y migración de aplicativos a la Nube Privada de Petróleos Mexicanos.


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- Se desarrolló e implementó una solución única para firma electrónica, factura electrónica y bóveda electrónica de documentos. Asimismo se obtuvo la solución única de autoridad certificadora para Petróleos Mexicanos.

Se llevó a cabo la alineación de la solución de factura y firma electrónica con la iniciativa del Sistema de Gestión por Procesos (SGP), al consolidar las soluciones existentes en un solo proceso de documentación electrónica.

Plataforma de contenido empresarial

En 2012, la DCTIPN trabajó en la integración de repositorios de la plataforma de contenido empresarial, los cuales se encuentran en operación. Se logró determinar el esquema de clasificación de la información generada por las áreas que integran la DCTIPN, por medio de acuerdos con el área de Archivística y Digitalización.

Telecomunicaciones

La DCTIPN, integró 119 redes en la red inalámbrica denominada Pemex Visitas y actualizó equipos en 53 centros de trabajo a nivel nacional.

Se documentó el proyecto “Evolución Estratégica de la Red de Servicios de Telecomunicaciones”, logrando la autorización correspondiente.

Se implementaron y consolidaron los servicios de Comunicación Unificada, eliminando duplicidades de infraestructuras tecnológicas, de procesos de atención y organizaciones de administración del servicio que existía en cada Organismo de Petróleos Mexicanos.

Al cierre de 2012 se cuenta con los siguientes servicios de Comunicación Unificada:

- Videoconferencia virtual (salas virtuales de videoconferencia e integración de Lync con la red de videoconferencia institucional).

- Voz empresarial (Extensión telefónica virtual y la integración de Lync con la red de telefonía Institucional).

- Mensajería Instantánea (chat).

- Voz sobre IP (llamadas de Voz entre Lync y en cualquier dispositivo móvil).


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Atención a usuarios finales

En relación con los Acuerdos de Niveles de Servicio, la DCTIPN concluyó nueve grandes acuerdos de niveles de servicio, mismos que se identifican con cada uno de los organismos subsidiarios, direcciones corporativas y el Órgano Interno de Control. Se coordinó la elaboración de los Acuerdos de Nivel Operativo de los principales servicios que proporciona la DCTIPN, con las gerencias de operación, centros de competencia, inteligencia de negocios y servicios a usuarios finales.

Seguridad de información de TI

Referente a la seguridad de información de TI, la DCTIPN inició la implementación del Sistema de Gestión de Seguridad de la Información. Este sistema ayudará a reducir riesgos que afecten a la información, prevenir incidentes tecnológicos de seguridad, tanto en sus procesos de negocio, como en sus infraestructuras industriales, y cumplir con las leyes y regulaciones aplicables a la materia, alineado al código de conducta institucional en su responsabilidad corporativa, transparencia y rendición de cuentas.

- Al cierre de 2012, los resultados obtenidos de la iniciativa Sistema de Gestión por Procesos, ascienden a un 78.1% en lo relativo a contrataciones y 28.9% para las implementaciones de los procesos considerados.


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9. Transparencia y rendición de cuentas

Petróleos Mexicanos participa e informa de todas las acciones que realiza dentro de los programas que el Gobierno Federal ha implantado para hacer más transparente la gestión pública. Con el cumplimiento de la normatividad se avanza en la rendición de cuentas, en el fortalecimiento de la credibilidad y la confianza interna y externa, y se garantiza a los ciudadanos el libre acceso a la información que se genera en las dependencias y entidades públicas.

Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública

Gubernamental (LFTAIPG)

Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios recibieron 3,879 solicitudes de información formuladas al amparo de la LFTAIPG, que representa 7.2% de disminución en el número de solicitudes respecto a 2011, en el que fueron 3,907. Al 31 de diciembre de 2012, se dio respuesta a 3,727 solicitudes, que incluyen algunas recibidas en 2011 y atendidas en 2012, quedando al cierre del año 247 solicitudes en proceso de trámite en concordancia con los plazos establecidos por la propia LFTAIPG.

Atención a solicitudes de información al amparo de la LFTAIPG, 2012

Entidad Total recibidas

Total atendidas1

% Atendidas en tiempo2

En proceso3

Total 3,879 3,727 100.0 247

Petróleos Mexicanos 1,692 1,512 100.0 180

Pemex-Exploración y Producción 1,083 1,152 100.0 26

Pemex-Refinación 557 528 100.0 29

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 325 316 100.0 9

Pemex-Petroquímica 222 219 100.0 3 1. Incluye las recibidas en 2012 y con respuesta en 2012. 2. Por ciento de solicitudes recibidas en 2011, con respuesta en 2012 dentro de los plazos previstos por la LFTAIPG. 3. Solicitudes recibidas en 2012, en proceso dentro de los plazos previstos por la LFTAIPG al 31 de diciembre de 2012. Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

Portal de Obligaciones de Transparencia

Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, actualizaron la información contenida en las 17 fracciones registradas en el Portal de Obligaciones de Transparencia, según lo indica el Artículo 7 de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental.

Por lo que corresponde a las fracciones: I. Estructura Orgánica, II. Facultades y


142

III. Directorio de los Servidores Públicos, se encuentran sujetas a cambios por los procesos de reestructura de Petróleos Mexicanos, Pemex-Exploración y Producción y Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Durante 2012 se formularon 859,105 consultas al Portal de Obligaciones de Transparencia de Petróleos Mexicanos del corporativo y de cada uno de sus organismos subsidiarios en su conjunto, lo cual representó un incremento de 21.9% respecto a 2011, en el que se registraron 704,486 consultas.

Consultas al Portal de Obligaciones de Transparencia

Entidad 2011 2012 Variación %

Total 704,486 859,105 21.9 Petróleos Mexicanos 361,876 400,476 10.7 Pemex-Exploración y Producción 127,684 158,764 24.3 Pemex-Refinación 115,411 164,685 42.7 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 56,104 73,741 31.4 Pemex-Petroquímica 43,411 61,439 41.5

Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

Índice de expedientes reservados

Con relación al Índice de Expedientes Reservados, se actualizó la información correspondiente al segundo semestre de 2011 y al primer semestre de 2012 en enero y julio. Al cierre de 2012 se cuenta con 20,049 expedientes clasificados (Corporativo y organismos subsidiarios) y 44,978 expedientes desclasificados (acumulados).

Expedientes reservados 2012

Entidad Clasificados Desclasificados

Total 20,049 44,978 Petróleos Mexicanos 5,292 32,165 Pemex-Exploración y Producción 5,431 695 Pemex-Refinación 1,208 186 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 7,158 11,689 Pemex-Petroquímica 960 243

Fuente: Dirección Corporativa de Operaciones.

Sistema Persona

Durante 2012, la industria petrolera nacional dio cumplimiento a lo establecido por la LFTAIPG, con respecto a las actualizaciones semestrales que


143

se realizan durante los meses de marzo y septiembre de 2012 al Sistema Persona, el cual contiene el listado de Sistemas de Datos Personales que la industria petrolera administra. En este año se redujeron de 20 a 16 los sistemas de datos personales.

Sistema Persona 2012

Entidad Número de sistemas

Total 16 Petróleos Mexicanos 13 Pemex-Refinación 1 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 2

Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

Instituto Federal de Acceso a la Información y Protección de Datos

Conforme a lo previsto en el artículo 29 fracción VII de la LFTAIPG se cumplió en tiempo y forma con el envío del reporte sobre resultados de la aplicación de la Ley, en los meses de enero y julio de 2012. Dicho reporte es solicitado por el Instituto Federal de Acceso a la Información y Protección de Datos a los Comités de Información para informar al H. Congreso de la Unión, como se encuentra establecido en el artículo 39 de la Ley para el Instituto.

Comité de Información de Petróleos Mexicanos

Las actividades de los comités de información fueron las siguientes:

Actividades de los comités de información, 2012

Entidad Sesiones

Asuntos atendidos

Resoluciones emitidas1

Recursos de revisión

atendidos Ordinarias Extraor-dinarias

Total 79 16 1,130 592 143 Petróleos Mexicanos 47 - 608 284 62 Pemex-Exploración y Producción 2 2 138 94 35 Pemex-Refinación3 3 - 214 131 28 Pemex-Gas y Petroquímica Básica 21 10 101 77 14 Pemex-Petroquímica 11 6 69 6 4

1. Resoluciones sobre inexistencias, reserva y confidencialidad. 2. El Comité de Información de Pemex-Exploración y Producción sesiona de manera permanente. 3. El Comité de Información de Pemex-Refinación sesiona de manera permanente y realiza una reunión mensual de

seguimiento. Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

En cuanto a la organización, conservación y custodia de los archivos de Petróleos Mexicanos:


144

- Se actualizó y publicó trimestralmente, en el portal institucional de Petróleos Mexicanos, la Guía Simple de Archivos, con información por direcciones corporativas y de la dirección general, incluyendo la descripción básica de las series documentales, indicando sus características fundamentales y datos generales de los responsables, las clasificaciones archivísticas y destino final de 151,019 expedientes en Archivo de Trámite.

- En febrero se entregó al Archivo General de la Nación, el Catálogo de Disposición Documental de Petróleos Mexicanos actualizado, en soporte electrónico.

- Se estableció y aplicó el Programa de Capacitación y Asesoría Archivística en el Corporativo durante 2012, induciendo a un total de 301 servidores públicos, los cuales forman parte de la Red de Enlaces y Responsables de Archivo de Trámite.

- Se concluyó cotejo físico y electrónico relativo a 54 procedimientos de transferencias primarias hacia el Archivo de Concentración de Petróleos Mexicanos, que integra 9,180 expedientes, cuya vigencia operativa en el archivo de trámite ha concluido, y que fueron cerrados documentalmente (ordenados, expurgados, foliados, digitalizados e indexados hacia el Módulo de Archivo de la Solución Tecnológica Documental).

Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y

Combate a la Corrupción (PNRCTCC)

Durante 2012 Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, las empresas filiales (PMI Comercio Internacional, III Servicios y Compañía Mexicana de Exploraciones), así como el Instituto Mexicano del Petróleo realizaron acciones, de manera coordinada, para la atención de los siguientes temas: blindaje electoral, transparencia focalizada, participación ciudadana, mejora de sitios Web, seguimiento a líneas de acción de programas sectoriales y lineamientos de integridad y ética.

- Blindaje Electoral. Se cumplió con lo dispuesto en materia de Blindaje Electoral y se obtuvieron los siguientes resultados a nivel industria:

Se llevaron a cabo acciones para verificar la existencia de controles internos referentes a la administración de recursos humanos, materiales, financieros y campañas de publicidad.


145

Se difundieron entre el personal las disposiciones vigentes en materia electoral, mediante circulares en las que se informó sobre los delitos electorales. Asimismo, se colocaron más de siete mil carteles en los centros de trabajo, así como 125 buzones para quejas y denuncias.

Se capacitó a 32,542 personas en el curso electrónico habilitado por la Fiscalía Especializada para la Atención de Delitos Electorales (FEPADE).

- Transparencia Focalizada. Se publicaron en cada sitio Web institucional, los contenidos de los apartados relativos a transparencia focalizada, normatividad en materia de transparencia; así como los criterios, acuerdos y resoluciones de los Comités de Información de Petróleos Mexicanos, sus organismos subsidiarios, el Instituto Mexicano del Petróleo y empresas filiales.

Se llevó a cabo la homologación de la Sección Transparencia en los portales institucionales de la industria petrolera nacional.

Se actualizaron, enriquecieron y mejoraron los contenidos y presentación de los siguientes temas focalizados: Donativos y donaciones; Franquicia – Pemex; Productos Petroquímicos, e Investigación y Posgrado en el IMP, que se publican en los portales institucionales de la industria petrolera.

Durante la denominada “veda electoral” se mantuvo la publicación, en los portales institucionales de Internet de algunos contenidos, aquellos no previstos en lo dispuesto por el artículo 41 constitucional, tales como: Franquicia Pemex (Pemex-Refinación); Productos Petroquímicos (Pemex-Petroquímica); e Investigación y Posgrado en el Instituto Mexicano del Petróleo; así como la normatividad en materia de transparencia, y los criterios, acuerdos y resoluciones de los comités de información.

A partir del segundo semestre de 2012 se reintegró, para su difusión en los sitios Web institucionales, la información de donativos y donaciones.

Para apoyar la difusión de la información socialmente útil o focalizada identificada por la institución, destacan la colocación en los portales institucionales de Internet de Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios y filiales, banners y anuncios que invitan a visitar el sitio de transparencia focalizada; invitación publicada también en la Gaceta del Instituto Mexicano del Petróleo, en la revista Octanaje de Pemex-Refinación y a través de correos electrónicos y de las redes sociales Twitter y Facebook de Petróleos Mexicanos.


146

Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios, el Instituto Mexicano del Petróleo y las empresas filiales: PMI, Comercio Internacional; III, Servicios y Compañía Mexicana de Exploraciones, publicaron en el apartado “Rendición de Cuentas” de sus respectivos sitios Web institucionales, su Informe de Rendición de Cuentas 2006-2012.

- Participación Ciudadana. Durante todo el año continuaron operando los mecanismos de participación ciudadana establecidos en la industria petrolera, las comisiones sectoriales macrofunciones de adquisiciones y de obra pública. Debido a que la industria petrolera cuenta con los referidos mecanismos de participación ciudadana (establecidos y en funcionamiento), así como del Grupo de Participación Ciudadana, se acordó con la Secretaría de la Función Pública (SFP) la no aplicación del tema, conforme a lo dispuesto por dicha instancia para 2012.

- Mejora de sitios WEB. La industria petrolera continuó los esfuerzos para mantener los estándares logrados en materia de: arquitectura de la información, imagen institucional, accesibilidad, tecnología, calidad en el servicio, calidad de contenidos y experiencia de usuario (encuesta de satisfacción), que fueron evaluados por el Sistema de Internet de la Presidencia.

- Seguimiento a Líneas de Acción de Programas Sectoriales. Se actualizó la información aportada por Pemex-Refinación, en materia de cumplimiento de las metas establecidas para el indicador “Porcentaje de cumplimiento de las acciones de vigilancia, supervisión y coordinación interinstitucional de combate al mercado ilícito de combustible”, y se elaboró el informe consolidado en la materia del periodo 2009-2012.

- Lineamientos de integridad y ética. Para cumplir con los “Lineamientos generales para el establecimiento de acciones permanentes que aseguren la integridad y el comportamiento ético de los servidores públicos en el desempeño de sus empleos, cargos o comisiones”, se instalaron los comités de ética de Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios; del Instituto Mexicano del Petróleo; de PMI Comercio Internacional; de III Servicios y de la Compañía Mexicana de Exploraciones, los cuales elaboraron y autorizaron sus respectivos planes anuales de trabajo, indicadores de evaluación y códigos de conducta actualizados.

147

10. Estadísticas

148

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Cuadro 1Petróleos Mexicanos: estadísticas operativas seleccionadas(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

ProducciónHidrocarburos líquidos 2 954 2 937 2 913

Petróleo crudo 2 577 2 553 2 548Condensados y líquidos del gas 377 384 365

Gas natural (MMpcd) 7 020 6 594 6 385Petrolíferos y gas licuado 1 1 416 1 379 1 405Petroquímicos (Mt) 2 13 192 12 384 10 673Naftas (Mt) 3 045 3 163 2 808Proceso de crudo 1 184 1 167 1 199

Ventas internasVolumen

Petrolíferos y gas licuado 1 763 1 788 1 842Gas licuado 3 288 285 286Gasolinas automotrices 802 799 803

Pemex Magna 744 739 715Pemex Premium 58 60 88

Turbosina 56 56 59Diesel 371 384 401Combustóleo 185 201 214Otros 4 61 63 79

Gas natural (MMpcd) 3 255 3 383 3 402Petroquímicos (Mt) 4 164 4 224 4 176

Pemex-Petroquímica 5 2 784 2 795 2 673Pemex-Refinación 325 292 656Pemex-Gas y Petroquímica Básica 6 1 055 1 137 847

Valor (MM$)Total 683 599 781 812 866 543

Petrolíferos y gas licuado 584 884 680 009 779 439Gas licuado 3 53 460 58 075 65 036Gasolinas automotrices 295 109 328 457 368 673

Pemex Magna 270 122 300 937 326 187Pemex Premium 24 987 27 520 42 486

Turbosina 22 935 31 560 36 337Diesel 144 010 166 241 193 723Combustóleo 56 767 80 265 99 840Otros 4 12 604 15 411 15 831

Gas natural 67 141 64 466 50 233Petroquímicos 31 573 37 336 36 871

Pemex-Petroquímica 5 24 428 28 405 27 679Pemex-Refinación 4 090 4 424 6 545Pemex-Gas y Petroquímica Básica 6 3 056 4 507 2 647

1. Incluye el gas licuado de plantas de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, de Pemex-Refinación y de Pemex-Exploración y Producción, así como gasnafta de Pemex-Petroquímica.2. Incluye los productos petroquímicos elaborados por Pemex-Petroquímica y Pemex-Refinación, así como etano y azufre de Pemex-Gas y Petroquímica Básica. De los petrolíferos de Pemex-Petroquímica, incluye gasolina base octano, nafta pesada y gasolina amorfa, mientras que no incluye gasnafta.3. Incluye propano (petroquímico básico).4. Incluye gasnafta de Pemex-Petroquímica y mezcla de pentanos.5. No incluye gasnafta de Pemex-Petroquímica.6. Incluye solventes, no incluye propano ni mezcla de pentanos.

150

Cuadro 1Petróleos Mexicanos: estadísticas operativas seleccionadas(miles de barriles diarios)

(continuación)

2010 2011 2012

Comercio exteriorVolumen

Exportación neta de hidrocarburos líquidos 926 844 734Exportación de petróleo crudo 1 361 1 338 1 256Petrolíferos y gas licuado 7

Exportaciones 193 185 147Importaciones 627 678 669

Exportación neta de gas natural (MMpcd) - 517 - 790 -1 088Petroquímicos (Mt)


Valor (MMUS$)Exportación Neta 19 577 25 054 20 995Exportación de petróleo crudo 35 985 49 380 46 788Petrolíferos y gas licuado 7

Exportaciones 4 764 6 218 4 948Importaciones 20 335 29 408 29 556

Exportación neta de gas natural - 907 -1 271 -1 216Petroquímicos


Precios (US$/b)Exportación

Petróleo crudo 8 72.46 101.13 101.81Istmo 78.63 106.22 107.28Maya 70.65 98.97 99.79Olmeca 79.58 109.83 109.39

Gas licuado 66.67 65.34 65.86Turbosina 88.07 123.53 -Diesel 89.33 - -Combustóleo (alto azufre) 63.50 89.34 94.13

Importación Gas licuado 55.04 67.60 52.11Gasolinas 93.44 124.65 131.38Combustóleo (bajo azufre) 74.67 106.25 104.50Gas natural (US$/MMBtu) 4.68 4.29 2.98

7. Incluye naftas y condensados.8. Mezcla.

151

Cuadro 2Petróleos Mexicanos: precios promedio al públicode productos seleccionados

2010 2011 2012

Gas natural y petrolíferos ($/m3) *

Gas natural ($/Gcal) 278.31 259.49 206.16Gas licuado ($/t) 7 278.69 8 070.16 8 928.69Gasolinas automotrices

Pemex Magna 8 301.92 9 257.26 10 286.23Pemex Premium 9 870.96 10 348.93 10 937.98

Turbosina 8 476.47 11 484.98 12 463.10Pemex Diesel 8 661.92 9 617.26 10 646.23Combustóleo pesado 6 301.95 8 311.77 9 189.46Asfaltos AC-20 7 727.87 8 817.23 10 437.64

Petroquímicos ($/t) **

Acrilonitrilo 25 241.51 30 696.07 27 059.49Amoniaco 4 758.52 6 485.31 7 336.92Cloruro de vinilo 9 344.57 9 917.39 10 194.26Estireno 18 772.65 21 472.80 24 052.39Monoetilenglicol grado fibra 12 655.59 16 456.05 15 826.17Hexano 12 538.50 14 798.59 19 373.73Polietileno alta densidad 17 496.50 19 241.61 20 245.33Polietileno baja densidad 22 201.13 22 298.14 21 447.32Polietileno lineal baja densidad 18 922.96 20 087.66 20 494.71Tolueno 12 412.08 16 174.26 19 040.87

* Excluye la frontera norte del país.** Excluye el I.V.A.Nota: Ver nota explicativa en la sección de métodos y factores de conversión.

152

Cuadro 3Petróleos Mexicanos: flujo de efectivo(millones de pesos)

2010 2011 2012

Ingresos 1 417 667 1 760 855 1 928 144

Ventas interiores 800 401 890 737 1 002 117Ventas exteriores 504 852 683 295 696 688Otros ingresos 112 413 186 823 229 339

Subsidios y transferencias - - -

Egresos 1 442 362 1 775 135 1 927 101

Operación 142 110 144 842 153 895Inversión 268 514 267 261 311 993Mercancía para reventa 259 632 381 397 397 214Operaciones ajenas netas - 493 -2 591 -3 810Impuestos indirectos 123 195 126 647 136 947Impuestos directos 649 403 857 579 930 862

Subsidios y transferencias - - -

Superávit primario -24 694 -14 280 1 043

Intereses 33 439 25 228 38 397Rendimientos mínimos garantizados - - -

Superávit de operación -58 134 -39 508 -37 353

Endeudamiento neto 68 716 15 481 49 175

Disposiciones 196 115 107 604 126 116Amortizaciones 127 399 92 123 76 941

Incremento (uso) caja 10 583 -24 027 11 822

153

Cuadro 4Petróleos Mexicanos: gasto de inversión devengado por empresa(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 256 639 267 711 313 267

Inversión programable 256 554 267 711 313 267

Inversión física 256 554 267 711 313 267

Fondos 85 0 -

Inversión física 85 0 -

Pemex-Exploración y Producción 228 257 235 900 275 743Programable 228 257 235 899 275 743

Inversión física 228 257 235 899 275 743Fondos - 0 -

Inversión física - 0 -

Pemex-Refinación 22 432 25 227 29 171Programable 22 347 25 227 29 171

Inversión física 22 347 25 227 29 171Fondos 85 - -

Inversión física 85 - -

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 3 693 3 187 4 067Programable 3 693 3 187 4 067

Inversión física 3 693 3 187 4 067Fondos - - -

Inversión física - - -

Pemex-Petroquímica 2 057 2 693 3 152Programable 2 057 2 693 3 152

Inversión física 2 057 2 693 3 152Fondos - - -

Inversión física - - -

Corporativo de Pemex 199 705 1 135Inversión física 199 705 1 135

154

Cuadro 5Petróleos Mexicanos: balance nacional de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

2010 2011 2012

Disponibilidad 7 572 7 449 7 483Producción de gas natural 7 020 6 594 6 385Importación 536 791 1 089Otras corrientes 1 16 64 9

Destino 7 543 7 411 7 467

Gas a la atmósfera 611 360 146CO2 11 10 11Gas 600 350 135

Condensación en gasoductos 241 245 275Encogimiento por extracción de licuables 631 612 585Encogimiento por endulzamiento 166 161 153Consumo Petróleos Mexicanos 2 602 2 645 2 859

Pemex-Exploración y Producción 2 1 654 1 700 1 900Pemex-Refinación 3 338 333 344Pemex-Gas y Petroquímica Básica 289 292 275Pemex-Petroquímica 320 320 341Corporativo de Pemex 0 0 0

Ventas internas 3 255 3 383 3 402

Sector eléctrico 1 763 1 884 1 903Sector industrial 826 854 899Sector distribuidoras 320 333 353Sector comercializadores 201 173 125Sector autogeneración 144 139 123

Exportación 19 1 1 Empaque 19 4 46

Discrepancia estadística 29 38 16

1. Incluye desempaque en ductos de Pemex-Exploración y Producción, gas de plantas de líquidos, y otras corrientes en Pemex-Gas y Petroquímica Básica y Pemex-Petroquímica.2. Excluye los volúmenes recirculados en el bombeo neumático, tanto de gas de formación como de gas seco que recibe de Pemex-Gas y Petroquímica Básica. Incluye envío a CNC y CO2 inyectado a yacimientos.3. Incluye el gas de campos (cuadro 26) y gas seco de plantas (cuadro 47).

155

Cuadro 6Petróleos Mexicanos: índices de seguridad industrial

2010 2011 2012

Frecuencia(número de accidentes incapacitantespor millón de horas hombre trabajadas)

Petróleos Mexicanos 0.42 0.54 0.61

Pemex-Exploración y Producción 0.43 0.39 0.56

Pemex-Refinación 0.66 0.80 0.76

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 0.18 0.20 0.35

Pemex-Petroquímica 0.29 0.68 0.49

Corporativo de Pemex 0.09 0.48 0.61

Gravedad(número de días perdidos por millón dehoras hombre trabajadas)

Petróleos Mexicanos 25 29 32

Pemex-Exploración y Producción 30 30 36

Pemex-Refinación 36 39 40

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 23 18 21

Pemex-Petroquímica 11 28 30

Corporativo de Pemex 4 14 10

156

Cuadro 7Petróleos Mexicanos: protección ambiental y certificaciones

2010 2011 1 2012

Protección Ambiental(índices)

Oxidos de azufre (SOx) (t/Mt) 2.08 1.62 1.38

Emisiones de CO2 (t/Mt) 149 142 132

Descargas totales al agua (kg/Mt) 10.19 10.65 13.61

Porcentaje de disposición de residuos peligrosos 2 109.80 110.18 94.10

Fugas y derrames

- Número 152 134 251

- Volumen (t) 3 045 2 920 2 123

Certificaciones(número)

Certificados de industria limpia acumulados 609 719 917

ISO 9001 16 18 19

ISO 14000 20 22 19

1. Cifras preliminares (no auditadas).2. Porcentaje relación de disposición de residuos peligrosos con respecto a la generaciónNota: El porcentaje de disposición puede ser mayor a lo generado debido a que existen inventarios previos.3. Incluye 110 certificados recibidos en 2011, (nuevos y refrendos)

3

157

Cuadro 8Petróleos Mexicanos: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2012

Total Definitivas Temporales

Total 156 282 137 599 18 683

Pemex-Exploración y Producción 54 093 42 703 11 390

Pemex-Refinación 48 264 42 924 5 340

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 12 813 11 920 893

Pemex-Petroquímica 13 834 13 412 422

Corporativo de Pemex 27 278 26 640 638

Servicios médicos 12 545 12 338 207

Otros 14 733 14 302 431

158

Cuadro 9Petróleos Mexicanos: número de plazas de trabajo del Corporativode Pemex al 31 de diciembre de 2012


Total 27 278 26 640 638

Dirección Corporativa de Finanzas 1 003 933 70

Servicios médicos 12 545 12 338 207

Sede 202 189 13

Central Sur (Picacho) 1 309 1 290 19

Central Norte (Azcapotzalco) 1 720 1 715 5

Madero 1 546 1 541 5

Minatitlán 2 361 2 337 24

Reynosa 919 890 29

Salamanca 832 832 -

Poza Rica 1 270 1 268 2

Villahermosa 2 386 2 276 110

Dirección Corporativa de Administración 8 151 7 847 304

Otras áreas corporativas 5 579 5 522 57

159

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161

Cuadro 11Pemex-Exploración y Producción: producción acumulada de hidrocarburos al 1 de enero de 2013

Crudo Gas naturalMMb MMMpc

Total 40 627.1 71 592.0

Marina Noreste 17 943.1 9 513.1Cantarell 14 062.2 7 694.6Ku-Maloob-Zaap 3 880.9 1 818.5

Marina Suroeste 6 459.5 8 435.1Abkatún-Pol-Chuc 5 635.6 6 545.5Litoral de Tabasco 823.9 1 889.6

Norte 5 813.2 23 992.8Aceite Terciario del Golfo 230.0 424.3Burgos 35.5 12 593.2Poza Rica-Altamira 5 465.8 7 550.3Veracruz 81.9 3 424.9

Sur 10 411.3 29 651.1Bellota-Jujo 3 142.2 4 860.4Cinco Presidentes 1 849.7 2 263.4Macuspana-Muspac 1 827.9 15 753.7Samaria-Luna 3 591.5 6 773.5

Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °C y 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.

162

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166

Cuadro 16Pemex-Exploración y Producción: equipos de perforación en operaciónpor región y activo(número de equipos promedio)

2010 2011 2012

Total 130 128 136

Total exploración 19 17 17

Región Marina Noreste 0 - 2Cantarell - - -Ku-Maloob-Zaap - - -Exploración Plataforma Continental Sur RMNE 0 - 2

Región Marina Suroeste 6 4 3Abkatún-Pol-Chuc - - -Litoral de Tabasco - - -Exploración Aguas Profundas Sur 1 1 1Exploración Plataforma Continental Sur RMSO 5 2 1

Región Sur 10 9 8Cinco Presidentes - - -Bellota-Jujo - - -Samaria-Luna - - -Macuspana-Muspac - - -Exploración Sur 10 9 8

Región Norte 3 4 4Burgos 3 2 2Poza Rica-Altamira - - -Aceite Terciario del Golfo - - -Veracruz 0 1 1Exploración Golfo de México Norte 0 1 1

Total desarrollo 111 111 119

Región Marina Noreste 13 10 14Cantarell 7 6 8Ku-Maloob-Zaap 5 4 6

Región Marina Suroeste 9 10 9Abkatún-Pol-Chuc 2 1 3Litoral de Tabasco 7 9 5

Región Sur 28 32 33Cinco Presidentes 5 5 9Bellota-Jujo 7 8 10Samaria-Luna 10 14 11Macuspana-Muspac 5 5 3

Región Norte 61 59 63Burgos 19 18 12Poza Rica-Altamira 9 13 12Aceite Terciario del Golfo 28 23 36Veracruz 5 5 4

167

Cuadro 17Pemex-Exploración y Producción: número de pozos perforadospor región y activo

2010 2011 2012

Total 994 1 000 1 290





Región Norte 19 21 20Burgos 17 15 15Poza Rica-Altamira - - -Aceite Terciario del Golfo - - -Veracruz 2 4 2Exploración Golfo de México Norte - 2 3

Total desarrollo 954 968 1 254





168

Cuadro 18Pemex-Exploración y Producción: número de pozos terminadospor región y activo

2010 2011 2012

Total 1 303 1 034 1 238





Región Norte 22 18 21Burgos 19 14 15Poza Rica-Altamira - - -Aceite Terciario del Golfo - - -Veracruz 2 3 2Exploración Golfo de México Norte 1 1 4

Total desarrollo 1 264 1 001 1 201




Región Norte 1 112 843 926Burgos 252 173 200Poza Rica-Altamira 91 133 126Aceite Terciario del Golfo 744 513 584Veracruz 25 24 16

169

Cuadro 19

por región y activo

2010 2011 2012


Región Marina Noreste 100 - -Cantarell - - -Ku-Maloob-Zaap - - -Exploración Plataforma Continental Sur RMNE 100 - -

Región Marina Suroeste 40 75 50Abkatún-Pol-Chuc - - -Litoral de Tabasco - - -Exploración Aguas Profundas Sur 100 100 67Exploración Plataforma Continental Sur RMSO - 67 -


Región Norte 55 33 71Burgos 53 36 73Poza Rica-Altamira - - -Aceite Terciario del Golfo - - -Veracruz 50 33 100Exploración Golfo de México Norte 100 - 50

Total desarrollo 95 95 97





Nota: No se incluyen pozos de proyecto especial, inyectores y taponados por accidente mecánico.

Pemex-Exploración y Producción: porcentaje de éxito en pozos terminados

170

Cuadro 20Pemex-Exploración y Producción: producción de petróleo crudopor región y activo(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Petróleo crudo 2 577 2 553 2 548

Región Marina Noreste 1 397 1 343 1 309

Cantarell 558 501 454Ku-Maloob-Zaap 839 842 855

Región Marina Suroeste 544 561 585

Abkatún-Pol-Chuc 296 276 266Litoral de Tabasco 248 284 319

Región Sur 532 531 508

Cinco Presidentes 72 83 96Bellota-Jujo 160 143 130Samaria-Luna 218 223 205Macuspana-Muspac 82 81 77

Región Norte 104 119 145

Burgos 1 3 5Poza Rica-Altamira 57 60 68Aceite Terciario del Golfo 41 53 69Veracruz 5 3 4

Memorandum:

Condensados entregados a plantas 46 50 40Región Marina Noreste 17 20 17Región Marina Suroeste 8 8 7Región Sur 7 8 6Región Norte 14 14 10

171

Cuadro 21Pemex-Exploración y Producción: producción de petróleo crudopor tipo y región(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Total 2 577 2 553 2 548

Crudo pesado 1 464 1 417 1 385

Crudo ligero 792 798 834

Crudo superligero 321 337 329

Región Marina Noreste 1 397 1 343 1 309

Crudo pesado 1 380 1 323 1 279


Región Marina Suroeste 544 561 585

Crudo pesado 0 0 1



Región Sur 532 531 508

Crudo pesado 17 17 19



Región Norte 104 119 145

Crudo pesado 67 78 86



172

Cuadro 22Pemex-Exploración y Producción: producción de petróleo crudoen campos seleccionados(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Total 2 577 2 553 2 548 Región Marina Noreste 1 397 1 343 1 309

CantarellAkal-Nohoch * 384 325 240Sihil 60 66 111Chac 14 9 6Ixtoc 12 15 23Kutz 21 19 13

Ku 337 311 277Zaap 274 280 290Maloob 218 243 279Otros 79 74 70

Región Marina Suroeste 544 561 585Ixtal 118 106 88Chuc 74 58 52Bolontiku 54 50 35Sinán 64 52 44Caan 43 34 24Otros 192 260 342

Región Sur 532 531 508Samaria 43 41 40Sen 54 58 51Jujo 23 14 14Pijije 50 62 44Iride 17 15 13Puerto Ceiba 19 16 16Tecominoacán 20 15 12Costero 22 22 21Tizón 15 12 19Cunduacán 11 7 7Cárdenas 16 12 8Guaricho 14 13 14Mora 10 10 10Sunuapa 13 9 6Yagual 9 7 5Otros 195 216 229

Región Norte 104 119 145Bagre 9 7 4Poza Rica 6 6 8Tajín 7 6 9Agua Fría 5 6 6Coapechaca 6 5 5Arenque 5 6 6Otros 67 83 108

* Históricamente Cantarell.

173

Cuadro 23Pemex-Exploración y Producción: producción y distribución de petróleo crudo(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Disponibilidad 2 579 2 554 2 549

Producción de petróleo crudo 2 577 2 553 2 548Naftas y condensados 2 2 1

Distribución 2 549 2 515 2 479

A refinerías 1 191 1 172 1 211

Pesado 443 435 505Ligero 747 737 706Superligero 0 - -

A terminales de exportación 1 358 1 343 1 268

Pesado * 1 071 1 037 973Ligero 75 100 103Superligero 212 205 193

Empaque, movimiento de inventarios, inyecciones, 30 39 70traspasos, mermas y diferencias estadísticas

Pesado -49 -55 -93Ligero -30 -39 26Superligero 110 133 136

* Incluye crudo pesado de Altamira.

174

Cuadro 24Pemex-Exploración y Producción: producción de gas naturalpor región y activo(millones de pies cúbicos diarios)

2010 2011 2012

Total 7 020 6 594 6 385

Gas asociado 4 562 4 423 4 475

Región Marina Noreste 1 584 1 406 1 334Cantarell * 1 252 1 075 1 004Ku-Maloob-Zaap 332 331 330

Región Marina Suroeste 1 172 1 208 1 259Abkatún-Pol-Chuc 594 559 524Litoral de Tabasco 578 649 736

Región Sur 1 619 1 573 1 569Cinco Presidentes 95 111 114Bellota-Jujo * 306 288 297Samaria-Luna * 774 716 696Macuspana-Muspac 444 458 461


Gas no asociado 2 458 2 171 1 910

Región Sur 145 119 83Cinco Presidentes 10 6 2Macuspana-Muspac 136 113 82

Región Norte 2 313 2 052 1 826Burgos 1 459 1 310 1 206Poza Rica-Altamira 38 27 22Veracruz 816 714 599

Gas natural por región 7 020 6 594 6 385

Región Marina Noreste 1 584 1 406 1 334Región Marina Suroeste 1 172 1 208 1 259Región Sur 1 765 1 692 1 652Región Norte 2 500 2 288 2 139

MemorándumNitrógeno 683 681 708

Región Sur ** 106 96 107Bellota-Jujo 47 33 35Samaria-Luna 59 63 72

Región Marina Noreste 577 585 601Cantarell 577 585 601

* Incluye nitrógeno.** La producción de nitrógeno en los activos de la Región Sur es oficial a partir de 2010.

175

Cuadro 25Pemex-Exploración y Producción: producción de gas naturalen campos seleccionados(millones de pies cúbicos diarios)

2010 2011 2012

Total 7 020 6 594 6 385

Región Marina Noreste 1 584 1 406 1 334Cantarell

Akal * -Nohoch ** 1 196 1 018 928Ixtoc 12 14 20Sihil 24 26 44Chac 6 4 3Kutz 9 9 6

Ku 175 172 152Otros 161 164 182

Región Marina Suroeste 1 172 1 208 1 259May 271 310 372Ixtal 241 214 189Caan 176 146 119Sinan 133 119 115Bolontiku 77 77 61Chuc 77 67 65Otros 197 274 339

Región Sur 1 765 1 692 1 652Sen 155 147 135Costero 160 167 170Iride 94 94 74Narváez 68 61 39Samaria 85 63 52Tizón 92 68 91Pijije 122 155 118Jujo 96 87 92Giraldas 59 57 54Cunduacán 69 40 62Muspac 24 21 21Oxiacaque 46 35 36Copanó 22 17 18Cráter 45 41 40Tecominoacán 31 22 23Cárdenas 34 25 17José Colomo 19 16 12Sunuapa 38 46 47Otros 506 529 550

* Incluye nitrógeno.** Históricamente Cantarell.

176

Cuadro 25Pemex-Exploración y Producción: producción de gas naturalen campos seleccionados(millones de pies cúbicos diarios)

(continuación)

2010 2011 2012

Región Norte 2 500 2 288 2 139Lizamba 192 137 90Papán 220 167 121Culebra 98 86 75Apertura 97 72 46Forastero 87 53 34Arcabuz 94 68 63Velero 50 45 53Cuitláhuac 85 87 87Nejo 130 141 147Fundador 54 40 38Arquimia 32 23 22Lankahuasa 38 27 22Corindón 42 33 26Otros 1 281 1 309 1 315

177

Cuadro 26Pemex-Exploración y Producción: producción y distribución de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

2010 2011 2012

Disponibilidad 8 222 7 754 7 600

Producción 7 020 6 594 6 385

Gas amargo 1 4 312 4 131 4 135Gas dulce 2 708 2 463 2 249

De Pemex-Gas y Petroquímica Básica 1 202 1 160 1 216

Distribución 8 222 7 754 7 600

Consumo propio 2 1 562 1 615 1 795

A la atmósfera 611 360 146

Bióxido de carbono (CO2) 11 10 11Gas natural 600 350 135

Empaque neto 7 - 53 42

CO2 inyectado a yacimientos 7 4 7

Encogimiento en compresión y transporte 241 245 275

A Pemex-Refinación 0 0 0

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica 5 795 5 583 5 335

Directo a ductos 1 312 1 047 912A plantas de proceso 3 4 483 4 536 4 423

Endulzadoras 3 427 3 454 3 401Criogénicas 1 056 1 082 1 022

Diferencias estadísticas,errores de medición y mermas 0 0 0

1. Incluye nitrógeno.2. Incluye gas de campos y residual de PGPB usado en la operación e inyectado a yacimientos. No incluye entrega a la CNC.3. Incluye gas para bombeo neumático.

178

Cuadro 27Pemex-Exploración y Producción: producción de petróleo crudo y gas naturalpor entidad federativa

2010 2011 2012

Petróleo crudo (Mbd) 2 577 2 553 2 548

Aguas territoriales 1 959 1 919 1 910Tabasco 470 463 433Veracruz 80 94 118Chiapas 47 46 45Tamaulipas 10 12 16Puebla 11 18 25San Luis Potosí 1 1 1

Gas natural (MMpcd) 7 020 6 594 6 385

Aguas territoriales * 2 824 2 678 2 660Tabasco 1 536 1 453 1 404Chiapas 216 222 226Tamaulipas 896 803 787Nuevo León 463 454 424Veracruz 938 853 762Puebla 19 35 52Coahuila 128 96 70San Luis Potosí 0 0 0

* Incluye nitrógeno.

179

Cuadro 28Pemex-Exploración y Producción: valor de las ventasa otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 981 516 1 270 486 1 333 081

A Pemex-Refinación 402 456 530 217 611 262

Petróleo crudo 402 366 530 041 611 040Pesado 140 753 188 304 246 579Ligero 261 485 341 738 364 461Superligero 129 - -

Gas húmedo amargo 4 16 1

Otros 86 160 222

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica 125 886 126 334 103 881

Gas natural 113 796 110 226 90 657Amargo 69 124 72 111 62 915Dulce 20 446 20 201 16 084Seco 24 226 17 914 11 659

Condensados 11 452 15 205 12 147Amargos 6 702 9 476 7 736Dulces 4 749 5 730 4 411

Ajuste comercial a PGPB - 10 - 31 -

Otros 649 933 1 077

A Pemex Internacional 453 174 613 935 617 938

Petróleo crudo 453 174 613 608 615 528Maya 344 360 458 736 453 598Olmeca 77 515 100 805 102 019Istmo 27 183 47 906 51 263Altamira 4 117 6 161 8 647

Condensados dulces - 327 2 410

180

Cuadro 29Pemex-Exploración y Producción: volumen de ventasa otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

A Pemex-Refinación

Petróleo crudo 1 191 1 172 1 211Pesado 443 435 506Ligero 747 737 706Superligero 0 - -

Gas húmedo amargo (MMpcd) 0 1 0

Otros 0 0 1

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Gas natural (MMpcd) 5 795 5 582 5 335Amargo * 3 428 3 455 3 402Dulce * 1 056 1 082 1 022Seco 1 312 1 045 911

Condensados 46 50 40Amargos 32 36 30Dulces 14 14 10

Otros 3 4 4

A Pemex Internacional **

Petróleo crudo 1 357 1 338 1 255Maya 1 058 1 022 944Olmeca 212 203 194Istmo 75 99 99Altamira 13 14 19

Condensados dulces - 1 6

* Incluye bombeo neumático.** Volúmenes medidos a 60°F.

181

Cuadro 30Pemex-Exploración y Producción: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 228 257 235 900 275 743



Fondos - 0 -

Inversión física - 0 -

Programas y proyectos 228 257 235 900 275 743

Burgos 32 838 26 937 18 163

Cantarell 47 312 50 351 60 014

Delta del Grijalva 6 004 7 141 6 759

Ku-Maloob-Zaap 22 814 28 963 35 088

Programa Estratégico de Gas 33 557 34 162 38 936

Proyecto Aceite Terciario del Golfo 27 533 26 156 32 467

Arenque 1 781 1 340 1 800

Ayin-Alux 1 225 619 48

Bellota-Chinchorro 6 000 6 075 4 932

Caan 2 310 2 812 3 767

Cactus-Sitio Grande 1 584 2 505 3 396

182

Cuadro 30Pemex-Exploración y Producción: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

(continuación)

2010 2011 2012

Cárdenas 1 232 641 -

Carmito Artesa 527 545 881

Complejo Antonio J. Bermúdez 11 521 13 918 18 354

Chuc 4 282 6 519 11 109

El Golpe-Puerto Ceiba 1 219 1 764 3 566

Ek-Balam 2 756 948 1 909

Jujo-Tecominoacán 7 001 6 153 6 193

Lakach 1 200 259 456

Och-Uech-Kax 1 455 1 228 1 345

Proyecto de Exploración Comalcalco - - 1 892

Proyecto de Exploración Campeche Oriente - - 2 431

Poza Rica 5 407 7 179 9 059

Reingeniería del Sistema de Recuperación Secundaria 3 418 5 160 5 864del Campo Tamaulipas-Constituciones

Yaxche 3 741 2 338 3 486

Otros 1 543 2 188 3 828

183

Cuadro 31Pemex-Exploración y Producción: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2012


Total 54 093 42 703 11 390

Región Marina Noreste 5 713 4 623 1 090Activo de Producción Cantarell 2 338 2 167 171Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap 1 200 525 675Salud ocupacional GRRL-Sureste (Marina Noreste) 4 2 2Subdirección de Administración y Finanzas 163 163 -Subdirección de Desarrollo de Campos 56 56 -Subdirección de Distribución y Comercialización 177 177 -Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos 319 317 2Subdirección de Producción Región Marina Noreste 1 278 1 194 84Subdirección de Servicios a Proyectos 178 22 156

Región Marina Suroeste 3 715 3 288 427Activo de Exploración Cuencas del Sureste Marino 85 73 12Activo de Producción Abkatun-Pol-Chuc 1 131 1 055 76Activo de Producción Litoral de Tabasco 525 381 144Activo de Exploración Aguas Profundas Sur 9 7 2Subdirección de Administración y Finanzas 65 65 -Subdirección de Aud. de Seg. Ind. y Prot. Ambiental 65 65 -Subdirección de Desarrollo de Campos 13 13 -Subdirección de Distribución y Comercialización 105 105 -Subdirección de Exploración 66 66 -Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos 99 99 -Subdirección de Producción Región Marina Suroeste 1 388 1 261 127Subdirección de Servicios a Proyectos 164 98 66

Región Sur 11 876 10 899 977Activo de Exploración Cuencas del Sureste Terrestre 327 276 51Activo de Producción Bellota-Jujo 2 357 2 119 238Activo de Producción Cinco Presidentes 2 406 2 385 21Activo de Producción Macuspana-Muspac 2 693 2 265 428Activo de Producción Samaria-Luna 1 772 1 596 176Subdirección de Administración y Finanzas 344 344 -Subdirección de Aud. de Seg. Ind. y Prot. Ambiental 135 135 -Subdirección de Distribución y Comercialización 86 86 -Subdirección de Exploración 149 149 -Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos 422 380 42Subdirección de Mantenimiento y Logística 212 212 -Centro de Distrib. de Gas Marino, Cd. Pemex 73 60 13Subdirección de Producción Región Sur 866 858 8Subdirección de Servicios a Proyectos 34 34 -

184

Cuadro 31Pemex-Exploración y Producción: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2012

(continuación)


Región Norte 9 949 8 498 1 451Activo de Exploración Golfo de Mex. Norte, Poza Rica,Ver 334 245 89Activo de Producción Poza Rica-Altamira 4 467 4 219 248Activo Integral Aceite Terciario del Golfo 675 196 479Activo Integral Burgos, Reynosa, Tamps. 1 779 1 406 373Activo Integral Veracruz, Veracruz, Ver. 942 773 169Salud ocupacional GRRL-Norte 1 1 -Subdirección de Administración y Finanzas 178 178 -Subdirección de Aud. de Seg. Ind. y Prot. Ambiental 48 48 -Subdirección de Distribución y Comercialización 89 89 -Subdirección de Exploración 73 73 -Subdirección de Gestión de Recursos Técnicos 344 286 58Subdirección de Mantenimiento y Logística 113 113 -Subdirección de Producción Región Norte 707 707 -Subdirección de Servicios a Proyectos 199 164 35

División Marina de Perforación 5 554 2 467 3 087

División Norte de Perforación 5 585 3 258 2 327

División Sur de Perforación 4 602 3 317 1 285

Mantenimiento y Logística 5 471 4 882 589

Sede México 700 700 -

Sede Vil lahermosa 704 547 157

Sede Vil lahermosa Unidad de Perforación 224 224 -

185

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186

Cuadro 32Pemex-Refinación: proceso de petróleo crudo en el Sistema Nacional de Refinación(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Recibo de petróleo crudo * 1 183 1 164 1 203

Variación de inventarios - 1 - 2 4

Proceso de petróleo crudo en refinerías 1 184 1 167 1 199

Petróleo crudo 1 184 1 167 1 199Pesado 439 433 501Ligero 743 732 697Superligero 0 - -Reconstituido 2 2 1

Elaboración de productos en refinerías 1 229 1 190 1 226

Gas licuado 26 21 25Gasolinas 424 400 418Turbosina 52 56 57Diesel 290 274 300Combustóleo ** 322 307 273Otros 116 131 153

* Incluye crudo reconstituido y otras corrientes.** Incluye transferencias de combustóleo de despuntadora de Cangrejera.

187

Cuadro 33Pemex-Refinación: proceso de petróleo crudo por refinería(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Total 1 184 1 167 1 199

Cadereyta 177 171 188Pesado 94 99 103Ligero 83 71 84

Madero 126 117 128Pesado 100 94 106Ligero 26 23 22Superligero - - -

Minatitlán 159 152 171Pesado 52 57 128Ligero 107 95 43Superligero 0 - -

Salamanca 186 171 179Pesado 37 31 28Ligero 148 138 150Superligero 0 0 -Reconstituido 1 1 1

Salina Cruz 270 279 257Pesado 92 87 83Ligero 177 193 174Superligero - - -Reconstituido 1 - -

Tula 266 277 277Pesado 65 65 54Ligero 201 211 224

188

Cuadro 34Pemex-Refinación: elaboración de productos(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Petrolíferos 1 229 1 190 1 226

Gas seco * 54 63 68

Gas licuado 26 21 25

Gasolinas 424 400 418Total Pemex Magna 409 386 398

Magna 341 324 337Magna UBA 67 62 62

Pemex Premium 12 14 20Base 3 1 0Otras 0 0 0

Querosenos 52 56 57Turbosina 52 56 57

Diesel 290 274 300Pemex Diesel 221 194 226Pemex Diesel UBA 68 80 73Carga a HDS 1 0 1

Combustóleo 322 307 273Pesado 322 307 273Intermedio 15 0 0 0

Asfaltos 25 26 23

Lubricantes 4 4 4

Coque 29 31 49

Otros 4 8 9

Petroquímicos (Mt) 1 124 1 117 1 333

* Mbpced.

189

Cuadro 35Pemex-Refinación: elaboración de productos petrolíferos por refinería, 2012(miles de barriles diarios)

Total Cadereyta Madero

Total 1 226 194 131

Gas seco 1 68 9 10

Gas licuado 25 2 0

Gasolinas 418 73 51Total Pemex Magna 398 71 50

Magna 337 56 50Magna UBA 62 15 -

Pemex Premium 20 2 1Base 2 0 - -Otras 0 - 0

Querosenos 57 5 6Turbosina 57 5 6

Diesel 300 72 31Pemex Diesel 226 50 30Pemex Diesel UBA 73 22 0Carga a HDS 1 0 1

Combustóleo 273 10 14Pesado 273 10 14Intermedio 15 0 - 0

Asfaltos 23 3 2

Lubricantes 4 - -

Coque 49 18 15

Otros 9 2 3

1. Mbpced.2. Incluye gasolinas de transferencias.

190

Cuadro 35Pemex-Refinación: elaboración de productos petrolíferos por refinería, 2012(miles de barriles diarios)

(continuación)

Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula

Total 187 175 260 279

Gas seco 1 15 8 15 11

Gas licuado 7 2 4 11

Gasolinas 59 61 86 89Total Pemex Magna 55 58 78 87

Magna 55 42 78 57Magna UBA - 17 - 30

Pemex Premium 4 3 8 2Base 2 0 - - -Otras 0 - - -

Querosenos 2 8 12 24Turbosina 2 8 12 24

Diesel 52 39 55 50Pemex Diesel 24 25 55 42Pemex Diesel UBA 28 14 - 9Carga a HDS 0 - - -

Combustóleo 33 41 86 89Pesado 33 41 86 89Intermedio 15

Asfaltos - 11 3 5

Lubricantes - 4 - -

Coque 16 - - -

Otros 2 1 - -

1. Mbpced.2. Incluye gasolinas de transferencias.

191

Cuadro 36Pemex-Refinación: valor de las ventas a otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 68 237 78 704 58 768 A Pemex-Exploración y Producción 8 052 8 260 10 516

Diesel 7 304 7 458 9 722Gasolinas 190 203 203Otros 558 599 592

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica 8 675 9 880 10 397Gas licuado 6 373 6 573 8 302Materia prima para negro de humo 1 806 2 448 1 087Azufre 259 637 841Gasolinas 45 46 50Diesel 38 45 48Otros 154 132 70

A Pemex-Petroquímica 13 629 15 171 3 816Reformado Importado - - 1 890Propileno 1 148 1 322 927Naftas 12 178 13 561 668Diesel 95 99 100Gasolinas 14 17 14Pentanos - - 12Isopropanol 1 2 3Gas nafta 16 - -Otros 177 169 202

A Pemex Internacional 36 820 44 380 32 922Combustóleo 35 815 41 220 31 611Diesel 466 2 182 1 311Turbosina 539 978 -

Al Corporativo de Pemex 1 061 1 013 1 116Asfaltos 604 768 537Otros 457 245 579

192

Cuadro 37Pemex-Refinación: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

A Pemex-Exploración y Producción Diesel 18 17 20Gasolinas 0 0 0Otros 0 0 0

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica Gas licuado 35 32 36Materia prima para negro de humo 7 7 3Azufre (Mt) 326 320 414Gasolinas 0 0 0Diesel 0 0 0Otros 0 0 0

A Pemex-Petroquímica Reformado Importado - - 2Propileno (Mt) 70 66 61Naftas 31 26 1Diesel 0 0 0Gasolinas 0 0 0Pentanos - - 1Isopropanol (Mt) 0 0 0Gasnafta 1 - -Otros (Mbd) 0 0 0

A Pemex Internacional Combustóleo 122 101 70Diesel 1 5 3Turbosina 1 2 -

Al Corporativo de PemexAsfaltos 2 2 1Otros 1 1 1

193

Cuadro 38Pemex-Refinación: valor de las ventas internas *(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 535 059 625 679 720 819

Petrolíferos 530 969 621 254 714 274

Gasolinas 295 431 328 870 369 165Pemex Magna 270 122 300 937 326 187Pemex Premium 24 987 27 520 42 486Gasaviones 247 353 396Otras ** 74 60 96

Querosenos 22 942 31 566 36 343Turbosina 22 935 31 560 36 337Otros 7 6 6

Diesel 144 010 166 241 193 723Pemex Diesel 125 556 142 560 163 114Industrial 13 135 16 636 23 010Marino 5 318 7 046 7 599

Gasóleo doméstico 173 210 218

Combustóleo 56 767 80 265 99 840Pesado 56 071 79 649 99 665Intermedio 15 695 616 175

Asfaltos 8 814 10 539 11 165Lubricantes 2 430 3 154 3 098Parafinas 297 304 377Coque 106 105 346

Petroquímicos 4 090 4 424 6 545

* No incluye impuestos ni fletes.** Incluye la gasolina de llenado inicial.

194

Cuadro 39Pemex-Refinación: volumen de ventas internas(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012


Gasolinas 802 800 804Pemex Magna 744 739 715Pemex Premium 58 60 88Gasaviones 0 1 0Otras * 0 0 0

Querosenos 56 56 59Turbosina 56 56 59Otros 0 0 0

Diesel 371 384 401Pemex Diesel 325 331 339Industrial 32 37 46Marino 14 16 16

Gasóleo doméstico 1 1 1

Combustóleo 185 201 214Pesado 183 199 214Intermedio 15 2 2 0

Asfaltos 24 25 22Lubricantes 5 4 4Parafinas 1 1 1Coque 30 31 50

Petroquímicos (Mt) 325 292 656

* Incluye la gasolina de llenado inicial.

195

Cuadro 40Pemex-Refinación: valor y volumen de las ventas internas de productospetrolíferos por producto y región, 2012

Total Gasolinas Querosenos* Diesel Combustóleo Otros

Valor(millones de pesos)

Total 714 274 369 165 36 560 193 723 99 840 14 986

Centro 183 959 105 511 14 423 36 727 24 959 2 339

Centro-Occidente 152 173 85 574 5 033 45 849 6 677 9 039

Noreste 127 078 65 782 4 004 46 445 8 758 2 088

Sur-Sureste 162 318 64 407 9 102 34 896 52 392 1 520

Noroeste 88 747 47 890 3 998 29 805 7 054 -

Volumen(miles de barriles diarios)

Total 1 556 804 60 401 214 77

Centro 390 230 24 76 56 5

Centro-Occidente 322 187 8 95 15 16

Noreste 317 142 7 96 19 54

Sur-Sureste 343 141 15 72 113 3

Noroeste 183 103 7 61 13 -

* Incluye gasóleo doméstico.

196

Cuadro 41Pemex-Refinación: valor del comercio exterior(millones de dólares)

2010 2011 2012

Exportaciones netas -15 847 -23 738 -25 301

Exportaciones 2 913 3 539 2 504

Turbosina 42 79 -

Diesel 14 - -

Combustóleo 2 834 3 288 2 403

Otros 23 171 101

Importaciones 18 760 27 276 27 804

Gasolinas 12 953 18 445 19 056

Naftas 964 1 096 51

Diesel 3 862 6 507 6 565

Gasóleo de vacío 379 - -

Combustóleo 300 970 1 707

Isobutano 92 124 224

Otros 160 71 192

Petroquímicos 51 64 11

197

Cuadro 42Pemex-Refinación: volumen del comercio exterior(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Exportaciones 125 107 72

Turbosina 1 2 -

Diesel 0 - -

Combustóleo 122 101 70

Otros 1 5 3

Importaciones

Gasolinas 379 405 395

Naftas 31 26 1

Diesel 108 136 133

Gasóleo de vacío 12 - -

Combustóleo 11 25 45

Isobutano 3 3 7

Otros 4 1 4

Petroquímicos (Mt) 36 35 7

198

Cuadro 43Pemex-Refinación: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 22 432 25 227 29 171



Fondos 85 - -

Inversión física 85 - -

Proyectos estratégicos 11 233 12 615 10 667

Minatitlán 4 779 3 504 732

Infraestructura para incrementar la capacidad 564 846 672del Sistema de Almacenamiento y Distribución Tuxpan-México

Estudio de preinversión para incrementar la 139 70 359capacidad de refinación en Tula, Hgo.

Mantenimiento de la capacidad de producción 1 416 1 102 1 469de la Refinería de Salamanca

Estudio de preinversión para ingenierías 464 1 104 450básicas de Calidad de Combustibles

Implantación del sistema SCADA a 7 poliductos 448 125 142de la Red Nacional de Ductos

Conversión de residuales Salamanca 64 79 196

Calidad de los combustibles 3 359 5 785 6 648

Proyectos operacionales 10 142 11 490 17 645

Otras inversiones 1 056 1 122 859

199

Cuadro 44Pemex-Refinación: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2012


Total 48 264 42 924 5 340

Producción 23 308 21 542 1 766

Subdirección de Producción 300 239 61Refinería Cadereyta, N.L. 3 171 3 058 113Refinería Cd. Madero, Tamps. 4 198 4 113 85Refinería Minatitlán, Ver. 4 171 3 747 424Refinería Salamanca, Gto. 4 469 4 397 72Refinería Salina Cruz, Oax. 2 936 2 706 230Refinería Tula, Hgo. 4 063 3 282 781

Distribución 10 802 9 555 1 247

Subdirección de Distribución 650 534 116Subgerencia de Distribución Ducto Centro 1 106 951 155Subgerencia de Distribución Ducto Golfo 739 572 167Subgerencia de Distribución Ducto Norte 693 567 126Subgerencia de Distribución Ducto Sureste 1 264 1 073 191Superintendencia Ducto Pacífico 334 291 43Gerencia de Operación y Mantenimiento 6 016 5 567 449

Almacenamiento y Reparto 9 983 8 914 1 069

Subdirección de Almacenamiento y Reparto 82 79 3Centro 3 293 3 033 260Golfo 2 156 1 895 261Norte 2 097 1 769 328Pacífico 2 355 2 138 217

Oficinas sede 4 171 2 913 1 258

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Cuadro 45Pemex-Gas y Petroquímica Básica: proceso de gas y condensados(millones de pies cúbicos diarios)

2010 2011 2012

Proceso

Gas húmedo total 4 472 4 527 4 382Gas húmedo amargo 3 422 3 445 3 395Gas húmedo dulce 1 050 1 082 987

Proceso de condensados (Mbd) 53 57 46

Condensados dulces 14 14 10Condensados amargos 32 36 30Corrientes internas 7 7 6

Producción

Gas seco * 3 618 3 692 3 628Líquidos del gas y condensados (Mbd) 383 389 365

Líquidos del gas 331 334 325Condensados estabilizados 47 51 41Otras corrientes a fraccionamiento 6 5 0

Productos totales (Mbd) 384 389 365Gas licuado 184 185 176Etano 119 121 115Gasolinas naturales (naftas) 79 82 72Otros ** 1 1 2

Azufre (Mt) 670 636 592

* No incluye etano a ductos de gas seco.** Productos líquidos C2+ del CPG Arenque.

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204

Cuadro 47Pemex-Gas y Petroquímica Básica: balance de gas seco(millones de pies cúbicos diarios)

2010 2011 2012

Origen 5 540 5 604 5 692

Producción 3 618 3 692 3 628Etano a ductos de gas seco 74 76 64Directo de campos 1 312 1 045 911Importación 536 791 1 089

Destino 5 509 5 571 5 676

Consumo Petróleos Mexicanos 2 235 2 187 2 273

Ventas a otros organismos 1 946 1 895 1 998Pemex-Exploración y Producción * 1 288 1 242 1 314Pemex-Refinación 338 333 344Pemex-Petroquímica 320 320 341Corporativo de Pemex 0 0 0

Autoconsumo PGPB 289 292 275

Exportación 19 1 1

Ventas internas ** 3 255 3 383 3 402Sector eléctrico 1 763 1 884 1 903Sector industrial 826 854 899Sector distribuidoras 320 333 353Sector comercializadores 201 173 125Sector autogeneración 144 139 123

Empaque 0 0 0

Diferencia estadística 31 33 16

* Incluye bombeo neumático.** Volúmenes medidos.

205

Cuadro 48Pemex-Gas y Petroquímica Básica: valor de las ventasa otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 49 056 44 573 34 657

A Pemex-Exploración y Producción 25 044 22 073 17 414

Gas seco * 24 044 20 784 16 538Otros 1 000 1 288 876

A Pemex-Refinación 10 428 11 072 9 482

Gas seco 6 840 6 168 4 995Butanos 2 585 3 583 3 577Gasolinas 326 561 524Líquidos del Gas 261 243 229Otros 416 517 157

A Pemex-Petroquímica 13 555 11 377 7 728

Gas seco 5 993 5 630 4 533Etano 3 998 3 546 2 652Gasolinas 3 217 1 901 273Hexano 6 3 126Propano alta pureza 3 3 1Otros 338 294 143

Al Corporativo de Pemex 29 51 32

Gas seco 10 11 6Otros 19 41 26

* Incluye ventas de gas seco para regeneración y venteo de nitrógeno en la planta NRU.

206

Cuadro 49Pemex-Gas y Petroquímica Básica: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

A Pemex-Exploración y Producción

Gas seco (MMpcd) * 1 288 1 242 1 314Otros 1 1 0

A Pemex-Refinación

Gas seco (MMpcd) 338 333 344Butanos 11 13 13Gasolinas 1 1 1Líquidos del Gas 1 1 2

A Pemex-Petroquímica

Gas seco (MMpcd) 320 320 341Etano (Mt) 1 529 1 520 1 499Gasolinas 9 4 1Hexano (Mt) 1 0 6Propano 0 0 0

Al Corporativo de Pemex

Gas seco (MMpcd) 0 0 0

* Incluye ventas de gas seco para regeneración y venteo de nitrógeno en la planta NRU.

207

Cuadro 50Pemex-Gas y Petroquímica Básica: valor de las ventas internas(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 123 801 127 280 117 963

Gas natural 67 141 64 466 50 233

Sector eléctrico 36 345 35 640 27 619Sector industrial 17 229 16 640 13 664Sector distribuidoras 6 643 6 400 5 359Sector comercializadores 4 047 3 261 1 886Sector autogeneración 2 877 2 525 1 705

Gas licuado 53 386 57 981 64 966

Petroquímicos 3 218 4 803 2 678

Azufre 663 1 355 1 167Materia prima para negro de humo 1 809 2 368 1 116Butano 189 241 265Propano 74 94 70Pentanos 144 232 47Heptano 61 106 9Hexano 279 408 5

Otros 56 29 86

Solventes 56 29 86

208

Cuadro 51Pemex-Gas y Petroquímica Básica: volumen de ventas internas

2010 2011 2012

Gas natural (MMpcd) * 3 255 3 383 3 402

Sector eléctrico 1 763 1 884 1 903Sector industrial 826 854 899Sector distribuidoras 320 333 353Sector comercializadores 201 173 125Sector autogeneración 144 139 123

Gas licuado (Mbd) 288 285 286

Petroquímicos (Mt) 1 072 1 162 852

Azufre 582 648 649Materia prima para negro de humo 419 430 167Butano 20 21 23Propano 9 9 8Pentanos 15 19 4Heptano 5 7 0Hexano 23 29 0

Otros (Mt) 6 3 7

Solventes 6 3 7

* Volúmenes medidos.

209

Cuadro 52Pemex-Gas y Petroquímica Básica: valor del comercio exterior (millones de dólares)

2010 2011 2012

Exportaciones netas - 641 - 754 - 674


Gas natural 32 2 1

Gas licuado * 2 35 3

Azufre 42 57 52

Gasolinas naturales 1 849 2 619 2 257

Importaciones 2 566 3 468 2 986

Gas natural 939 1 272 1 216

Gas licuado * 1 012 988 842

Propano 615 1 208 920

Hexano 1 - 7

* Incluye butanos.

210

Cuadro 53Pemex-Gas y Petroquímica Básica: volumen del comercio exterior

2010 2011 2012

Exportaciones

Gas natural (MMpcd) 19 1 1

Gas licuado (Mbd) * 0 1 0

Azufre (Mt) 414 297 359

Gasolinas naturales (Mbd) 68 75 69

Importaciones

Gas natural (MMpcd) 536 791 1 089

Gas licuado (Mbd) * 50 40 44

Propano (Mbd) 29 42 41

Hexano (Mt) 1 - 5

* Incluye butanos.

211

Cuadro 54Pemex-Gas y Petroquímica Básica: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 3 693 3 187 4 067



Proyectos estratégicos 1 823 1 115 924

Ductos 90 31 102Producción y plantas industriales 1 733 1 084 822

Proyectos operacionales 1 870 2 072 3 143

Seguridad 608 377 477Protección ecológica 20 4 6Modernización 93 403 525Infraestructura 32 173 35Desarrollo tecnológico e ingenierías 36 16 144Incremento de capacidad 85 7 -Mantenimiento 867 919 1 768Siniestros 128 142 126Tecnologías de información - - 62Gestión de Administración - 32 -

212

Cuadro 55Pemex-Gas y Petroquímica Básica: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2012


Total 12 813 11 920 893

Producción 8 749 8 293 456Complejo Procesador de Gas Arenque, Tamps. 72 72 -Complejo Procesador de Gas Cactus, Chis. 1 965 1 866 99Complejo Procesador de Gas Ciudad Pemex, Tab. 1 224 1 194 30Complejo Procesador de Gas La Venta, Tab. 483 464 19Complejo Procesador de Gas Matapionche, Ver. 249 236 13Complejo Procesador de Gas Nuevo Pemex, Tab. 1 831 1 717 114Complejo Procesador de Gas Poza Rica, Ver. 783 769 14Complejo Procesador de Gas Reynosa Burgos, Tamps. 915 897 18Área de Coatzacoalcos, Ver. 1 227 1 078 149

Proyectos y Construcción 121 11 110Proyecto y Construcción Cd. Pemex, Tab. 35 5 30Proyecto y Construcción Coatzacoalcos, Ver. 17 2 15Proyecto y Construcción Nuevo Pemex, Tab. 26 1 25Residencia de Construcción Salamanca, Gto. 10 - 10Residencia de Construcción Poza Rica, Ver. 33 3 30

Terminales de Distribución 514 481 33Terminal Terrestre de Distribución Gas Licuado Salina Cruz, Oax. 27 25 2Terminal de Distribución Gas Licuado Matapionche, Ver. 5 5 -Terminal de Distribución Gas Licuado Monterrey, N.L. 35 35 -Terminal de Distribución Gas Licuado Abasolo, Gto. 31 31 -Terminal de Distribución Gas Licuado Cactus, Chis. 45 36 9Terminal de Distribución Gas Licuado Cd. Juárez, Chih. 44 44 -Terminal de Distribución Gas Licuado Cd. Madero, Tamps. 1 1 -Terminal de Distribución Gas Licuado Poza Rica, Ver. 24 23 1Terminal de Distribución Gas Licuado Puebla, Pue. 40 40 -Terminal de Distribución Gas Licuado Rosarito, B.C.N. 37 31 6Terminal de Distribución Gas Licuado Topolobampo, Sin. 55 55 -Terminal de Distribución Gas Licuado Tula, Hgo. 46 39 7Terminal de Distribución Gas Licuado Zapopan, Jal. 41 41 -Terminal de Distribución Gas Licuado San Juan Ixhuatepec, Méx. 23 23 -Terminal de Distribución Gas Licuado Tepeji del Rio, Hgo. 41 36 5Representaciones 19 16 3

213

Cuadro 55Pemex-Gas y Petroquímica Básica: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2012

(continuación)


Ductos 2 043 1 835 208Ductos Área Cananea, Son. 23 19 4Ductos Área Poza Rica, Ver. 30 30 -Ductos Área San Fernando, Tamps. 22 22 -Ductos Coordinación Regional Monterrey, N.L. 24 24 -Ductos Coordinación Regional Veracruz, Ver. 1 1 -Ductos Coordinación Regional Venta de Carpio, Méx. 25 25 -Ductos Sector Cárdenas, Tab. 160 128 32Ductos Sector Chihuahua, Chih. 102 97 5Ductos Sector Guadalajara, Jal. 77 77 -Ductos Sector Madero, Tamps. 76 76 -Ductos Sector Mendoza, Nogales, Ver. 157 157 -Ductos Sector Minatitlán, Ver. 207 188 19Ductos Sector Monterrey, N.L. 182 167 15Ductos Sector Nuevo Pemex, Tab. 79 72 7Ductos Sector Reynosa, Tamps. 124 100 24Ductos Sector Salamanca, Gto. 149 149 -Ductos Sector Sistema San Fernando Reynosa, Tamps. 38 6 32Ductos Sector Tlaxcala, Tlax. 152 152 -Ductos Sector Torreón, Coah. 107 98 9Ductos Sector Venta de Carpio, Méx. 150 129 21Ductos Sector Veracruz, Paso del Toro, Ver. 158 118 40

Oficinas sede 1 093 1 063 30

Sede regional 293 237 56

214

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215

Cuadro 56Pemex-Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos(miles de toneladas)

2010 2011 2012

Total 8 943 8 155 6 347

Total sin petrolíferos 8 333 7 704 6 321

Derivados del metano 2 282 2 306 2 473

Anhídrido carbónico 1 367 1 289 1 383Amoniaco 899 867 939Metanol 16 151 151

Derivados del etano 2 831 2 750 2 775

Etileno 1 126 1 124 1 128Polietileno baja densidad 460 486 471Óxido de etileno 372 355 345Dicloroetano 306 275 301Cloruro de vinilo 187 168 185Polietileno alta densidad 181 174 174Glicoles etilénicos 198 168 172

MEG puro 9 10 9MEG impuro 2 2 1Monoetilénglicol 164 139 144Dietilénglicol 21 16 16Trietilénglicol 1 1 1Polietilénglicol 1 1 1

Aromáticos y derivados 1 042 923 166

Etilbenceno 77 144 35Estireno 65 128 29Xilenos 5° 100 93 26Benceno 118 118 26Tolueno 188 159 25Hidrocarburo de alto octano 444 232 24Fluxoil 2 3 1Aromina 100 41 40 0Aromáticos pesados 8 7 -

216

Cuadro 56Pemex-Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos(miles de toneladas)

(continuación)

2010 2011 2012

Propileno y derivados 84 62 49

Acrilonitrilo 55 39 32Propileno 21 17 13Ácido cianhídrico 6 4 3Acetonitrilo 2 2 1

Otros 2 094 1 662 858

Oxígeno 460 447 418Nitrógeno 167 165 164Ácido clorhídrico 109 98 108Ácido muriático 34 16 45Líquidos de pirólisis 44 44 42Butadieno crudo 35 35 40CPDI 30 18 17Especialidades petroquímicas 10 9 8Hexano 51 45 5Pentanos 316 189 4Heptano 20 19 3Ceras polietilénicas 2 2 2Butanos 44 47 1Pentanos isomerizados 437 284 -Líquidos de BTX 177 117 -Hidrógeno 159 128 -

Petrolíferos 610 451 26

Gasolina amorfa 127 98 14Gasolina base octano 356 264 9Nafta pesada 99 60 3Gasnafta 27 29 -

217

Cuadro 57Pemex-Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos por complejo(miles de toneladas)

2010 2011 2012

Total 8 943 8 155 6 347

Cosoleacaque 2 122 2 028 2 196Anhídrido carbónico 1 223 1 161 1 256Amoniaco 899 867 939

Cangrejera 3 934 3 364 1 272Etileno 495 536 510Polietileno baja densidad 264 274 259Oxígeno 130 142 117Óxido de etileno 101 116 98Etilbenceno 77 144 35Nitrógeno 30 34 30Estireno 65 128 29Xilenos 5° 100 93 26Benceno 118 118 26Tolueno 188 159 25Hidrocarburo de alto octano 444 232 24Butadieno crudo 21 22 19Gasolina amorfa 127 98 14Glicoles etilénicos 11 11 10MEG puro 9 10 9MEG impuro 2 2 1Gasolina bajo octano 356 264 9Hexano 51 45 5Pentanos 316 189 4Nafta pesada 99 60 3Butanos 44 47 1Aromina 100 41 40 0Pentanos isomerizados 437 284 -

Hidrógeno de BTX 159 128 -Líquidos de BTX 177 117 -

Aromáticos pesados 8 7 -Otros 77 77 28

218

Cuadro 57Pemex-Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos por complejo(miles de toneladas)

(continuación)

2010 2011 2012

Morelos 2 111 1 919 1 987Etileno 529 472 531Oxígeno 330 305 302Óxido de etileno 272 239 247Polietileno lineal de baja densidad 196 212 212Polietileno alta densidad 181 174 174Glicoles etilénicos 187 157 162

Monoetilénglicol 164 139 144Dietilénglicol 21 16 16Trietilénglicol 1 1 1Polietilénglicol 1 1 1

Nitrógeno 136 131 135Anhídrido carbónico 144 128 126Acrilonitrilo 55 39 32Otros 80 63 67

Pajaritos 751 685 733Dicloroetano 306 275 301Cloruro de vinilo 187 168 185Ácido clorhídrico 109 98 108Etileno 102 117 87Otros 46 27 53

Independencia 26 159 159Metanol 16 151 151Otros 10 9 8

Nota: Excluye los Complejos Petroquímicos Camargo, Escolín y Tula por estar fuera de operación.

219

Cuadro 58Pemex-Petroquímica: valor de las ventas a otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 16 322 14 497 7 577

A Pemex- Exploración y Producción 795 1 165 1 450Xilenos 314 581 712Especialidades petroquímicas 356 539 699Glicoles etilénicos 7 8 7Aromina 100 1 6 -Residuo largo 42 - -Otros 74 30 32

A Pemex-Refinación 9 977 8 243 2 504Hidrocarburo de alto octano 4 334 2 864 717Metanol 429 416 584Especialidades petroquímicas 300 311 292Gasolinas 3 407 3 241 215Hidrógeno - 8 93Tolueno 19 30 23Nafta pesada 576 775 -Pentanos de DiC6 - 40 -Residuo largo 202 - -Otros 709 558 580

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica 2 924 2 452 503Pentanos 141 219 50Hexano 267 377 25Metanol 11 12 18Butanos 368 366 9Heptano 59 101 8Líquidos de BTX 1 441 983 -Gasolinas 156 - -Otros 481 393 392

A Pemex Internacional 2 559 2 512 3 059

Butano crudo 512 748 930Amoniaco 448 272 828Polietilenos 652 1 112 662Etileno 232 116 628Glicoles etilénicos 2 7 11Estireno 41 207 -Benceno 644 52 -Tolueno 28 - -Otros 0 - 0

Al Corporativo de Pemex 67 125 60Servicios 67 125 60

220

Cuadro 59Pemex-Petroquímica: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de toneladas)

2010 2011 2012

A Pemex-Exploración y Producción Xilenos 25 34 37Especialidades petroquímicas 4 6 8Glicoles etilénicos 0 0 0Aromina 100 0 0 -Residuo largo 0 - -Otros 4 1 0

A Pemex-Refinación Hidrocarburo de alto octano (Mm3) 580 299 63Metanol (Mt) 93 83 94Especialidades petroquímicas (Mt) 5 4 4Gasolinas (Mbd) 9 7 0Hidrógeno (MMpcd) - 1 10Tolueno 2 2 1Nafta pesada (Mbd) 1 2 -Pentanos de DiC6 (Mt) - 3 -Residuo largo (Mbd) 1 - -Otros 0 0 0

A Pemex-Gas y Petroquímica Básica Pentanos (Mt) 15 18 4Hexano (Mt) 23 29 2Metanol (Mt) 2 2 2Butanos Mbd) 1 1 0Heptano (Mt) 5 7 0Líquidos de BTX (Mbd) 5 4 -Gasolinas (Mbd) 0 - -Otros 1 0 0

A Pemex Internacional Butano crudo 35 33 43Amoniaco 99 31 106Polietilenos 46 71 43Etileno 19 9 51Glicoles etilénicos 0 0 1Estireno 3 13 -Benceno 58 3 -Tolueno 3 - -Otros 0 - 0

221

Cuadro 60Pemex-Petroquímica: valor de las ventas internas(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 24 738 28 854 27 761


Polietileno baja densidad 7 331 7 818 8 019Polietileno alta densidad 2 636 2 657 2 792Glicoles etilénicos 2 043 2 252 2 219

Monoetilénglicol 1 763 1 996 1 976Dietilénglicol 263 239 215Trietilénglicol 15 3 3Mezcla de glicoles 2 14 25

Óxido de etileno 2 206 2 225 2 124Cloruro de vinilo 1 555 1 534 1 725Etileno 44 55 66


Amoniaco 3 996 5 332 5 833Metanol 390 556 665Anhídrido carbónico 69 68 64

Aromáticos y derivados 2 719 4 387 2 979

Tolueno 1 057 1 251 1 464Xilenos 5° 563 823 927Estireno 919 2 109 555Benceno 30 34 23Aromina 100 149 170 10

Propileno y derivados 1 384 1 467 1 135

Acrilonitrilo 1 081 952 718Propileno 296 510 414Ácido cianhídrico 7 4 3

Otros 366 504 139

Gasnafta * 311 448 82Ácido muriático 14 4 10CPDI 0 0 0Otros 41 51 47

* Petrolífero.Nota: Excluye notas de crédito y débito.

222

Cuadro 61Pemex-Petroquímica: volumen de ventas internas(miles de toneladas)

2010 2011 2012

Total 2 811 2 824 2 678


Polietileno baja densidad 409 427 441Polietileno alta densidad 175 162 160Glicoles etilénicos 197 167 172

Monoetilénglicol 175 149 153Dietilénglicol 21 17 16Trietilénglicol 1 0 0Mezcla de glicoles 0 1 3

Óxido de etileno 235 241 229Cloruro de vinilo 185 170 186Etileno 3 4 4


Amoniaco 825 833 812Metanol 84 114 108Anhídrido carbónico 325 309 293

Aromáticos y derivados 208 265 161

Tolueno 89 81 81Xilenos 5° 47 51 50Estireno 57 121 28Benceno 2 2 1Aromina 100 12 10 1

Propileno y derivados 78 70 62

Acrilonitrilo 54 39 33Propileno 18 26 26Ácido cianhídrico 6 4 3

Otros 87 61 49

Gasnafta * 27 29 5Ácido muriático 27 8 23CPDI 28 17 17Otros 5 6 5


223

Cuadro 62Pemex-Petroquímica: valor de las ventas internas por complejo(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 24 738 28 854 27 761

Cangrejera 8 651 10 702 8 682Polietileno baja densidad 4 595 4 638 4 575Tolueno 1 057 1 251 1 464Xilenos 5° 563 823 927Óxido de etileno 925 1 070 914Estireno 919 2 109 555Glicoles etilénicos 110 154 129

Monoetilénglicol puro 98 140 123Monoetilénglicol impuro 12 13 6

Gasnafta * 294 448 82Benceno 30 34 23Aromina 100 149 170 10Otros 9 5 4

Morelos 10 021 10 620 10 733Polietileno baja densidad 2 736 3 180 3 444Polietileno alta densidad 2 636 2 657 2 792Glicoles etilénicos 1 933 2 098 2 090

Monoetilénglicol grado fibra 1 653 1 843 1 847Dietilénglicol 263 239 215Mezcla de glicoles 2 14 25Trietilénglicol 15 3 3

Óxido de etileno 1 281 1 155 1 210Acrilonitrilo 1 081 952 718Propileno 296 510 414Anhídrido carbónico 18 18 18Etileno - - 0Otros 38 49 46

Cosoleacaque 4 047 5 382 5 879Amoniaco 3 996 5 332 5 833Anhídrido carbónico 51 50 46

* Petrolífero.

224

Cuadro 62Pemex-Petroquímica: valor de las ventas internas por complejo(millones de pesos)

(continuación)

2010 2011 2012

Pajaritos 1 612 1 593 1 801Cloruro de vinilo 1 555 1 534 1 725Etileno 44 55 66Ácido muriático 14 4 10

Tula 17 - -Gasnafta * 17 - -

Independencia 392 558 665Metanol 390 556 665Especialidades petroquímicas 2 2 -


225

Cuadro 63Pemex-Petroquímica: volumen de ventas internas por complejo(miles de toneladas)

2010 2011 2012

Total 2 811 2 824 2 678

Cangrejera 583 664 522Polietileno baja densidad 240 242 247Tolueno 89 81 81Xilenos 5° 47 51 50Óxido de etileno 98 116 99Estireno 57 121 28Glicoles etilénicos 11 11 10

Monoetilénglicol puro 9 10 9Monoetilénglicol impuro 2 2 1

Gasnafta * 25 29 5Benceno 2 2 1Aromina 100 12 10 1Otros 1 0 0

Morelos 827 774 782Polietileno baja densidad 169 186 194Polietileno alta densidad 175 162 160Glicoles etilénicos 186 156 163

Monoetilénglicol grado fibra 164 138 144Dietilénglicol 21 17 16Mezcla de glicoles 0 1 3Trietilénglicol 1 0 0

Óxido de etileno 137 125 130Acrilonitrilo 54 39 33Propileno 18 26 26Anhídrido carbónico 50 52 52Etileno - - 0Otros 38 27 25

Cosoleacaque 1 100 1 090 1 054Amoniaco 825 833 812Anhídrido carbónico 275 257 242

* Petrolífero.

226

Cuadro 63Pemex-Petroquímica: volumen de ventas internas por complejo(miles de toneladas)

(continuación)

2010 2011 2012

Pajaritos 216 182 212Cloruro de vinilo 185 170 186Etileno 3 4 4Ácido muriático 27 8 23

Tula 1 - -Gasnafta * 1 - -

Independencia 84 114 108Metanol 84 114 108Especialidades petroquímicas 0 0 -


227

Cuadro 64Pemex-Petroquímica: valor del comercio exterior(millones de dólares)

2010 2011 2012

Exportaciones netas 80 142 - 3


Butadieno crudo 41 60 70

Amoniaco 35 20 63

Etileno 18 9 48

Polietileno baja densidad 31 83 34

Polietileno alta densidad 20 8 15

Glicoles etilénicos 0 1 1

Benceno 51 4 -

Otros 6 18 0

Importaciones 122 61 234

Xilenos 5° - 8 82

Tolueno - - 77

Metanol 52 22 19

Estireno 2 - 1

Amoniaco 28 - -

Otros 40 31 55

Nota: Excluye notas de crédito y débito.

228

Cuadro 65Pemex-Petroquímica: volumen del comercio exterior(miles de toneladas)

2010 2011 2012

Exportaciones netas 30 94 65


Butadieno crudo 35 33 43

Amoniaco 99 31 106

Etileno 19 9 51

Polietileno baja densidad 26 64 30

Polietileno alta densidad 19 7 14

Glicoles etilénicos 0 0 1

Benceno 58 3 -

Otros 6 13 0


Xilenos 5° - 6 62

Tolueno - - 60

Metanol 158 54 46

Estireno 2 - 1

Amoniaco 64 - -

Otros 9 6 10

Nota: Excluye notas de crédito y débito.

229

Cuadro 66Pemex-Petroquímica: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2010 2011 2012

Total 2 057 2 693 3 152



Proyectos estratégicos 919 1 402 906

Proyectos operacionales 643 440 550

Seguridad 18 8 49

Protección ecológica 6 - -

Modernización 19 11 44

Infraestructura 600 422 458

Otras inversiones 495 852 1 696

230

Cuadro 67Pemex-Petroquímica: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2012


Total 13 834 13 412 422

Producción 12 741 12 404 337

Complejo Petroquímico Independencia 928 825 103(San Martin Texmelucan Pue.)

Complejo Petroquímico Cangrejera 3 314 3 240 74(Veracruz)

Complejo Petroquímico Cosoleacaque 1 984 1 932 52(Veracruz)

Complejo Petroquímico Escolín 682 682 -(Poza Rica, Ver.)

Complejo Petroquímico Morelos 3 120 3 046 74(Veracruz)

Complejo Petroquímico Pajaritos 2 170 2 136 34(Veracruz)

Complejo Petroquímico Tula 295 295 -(Tula, Hgo.)

Unidad Petroquímica Camargo 248 248 -(Camargo, Chih.)

Oficinas sede 1 093 1 008 85

231

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232

Cuadro 68Comercio Internacional: valor del comercio exteriorde hidrocarburos y sus derivados(millones de dólares)

2010 2011 2012

Exportaciones netas 19 577 25 054 20 995

Exportaciones 41 026 55 859 52 020

Petróleo crudo 35 985 49 380 46 788

Olmeca 6 149 8 133 7 754Istmo 2 149 3 849 3 905Maya * 27 687 37 398 35 129

Condensados - 24 184

Gas natural ** 32 2 1

Productos petrolíferos ** 4 764 6 194 4 764

Productos petroquímicos ** 245 260 283

Importaciones ** 21 449 30 805 31 025

Gas natural 939 1 272 1 216

Productos petrolíferos 20 335 29 408 29 556

Productos petroquímicos 174 125 252

* Incluye crudo Altamira.** Incluye las transacciones realizadas directamente por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

233

Cuadro 69Comercio Internacional: volumen del comercio exteriorde hidrocarburos y sus derivados(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Exportaciones

Petróleo crudo 1 361 1 338 1 256

Olmeca 212 203 194Istmo 75 99 99Maya * 1 074 1 036 962

Condensados - 1 6

Gas natural (MMpcd) ** 19 1 1

Productos petrolíferos ** 193 184 142

Productos petroquímicos (Mt) ** 677 458 602

Importaciones **

Gas natural (MMpcd) 536 791 1 089

Productos petrolíferos 627 678 669

Productos petroquímicos (Mt) 268 101 190

* Incluye crudo Altamira.** Incluye las transacciones realizadas directamente por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

234

Cuadro 70Comercio Internacional: valor de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(millones de dólares)

2010 2011 2012

Total 35 985 49 380 46 788

América 31 101 41 745 37 053Estados Unidos 30 035 40 289 35 657Otros 1 066 1 457 1 396

Europa 3 409 4 888 6 560

Lejano Oriente 1 476 2 747 3 175

Olmeca 6 149 8 133 7 754

América 6 149 8 133 7 754Estados Unidos 5 792 7 689 7 377Otros 357 444 378

Istmo 2 149 3 849 3 905


Europa 513 344 1 363

Lejano Oriente 69 256 207

Maya * 27 687 37 398 35 129


Europa 2 895 4 544 5 197

Lejano Oriente 1 408 2 491 2 968

* Incluye crudo Altamira.

235

Cuadro 71Comercio Internacional: volumen de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Total 1 361 1 338 1 256

América 1 179 1 133 994Estados Unidos 1 140 1 095 957Otros 39 38 37

Europa 128 131 176


Olmeca 212 203 194

América 212 203 194Estados Unidos 200 192 184Otros 12 11 9

Istmo 75 99 99


Europa 18 9 34


Maya * 1 074 1 036 962


Europa 109 122 142


* Incluye crudo Altamira.

236

Cuadro 72Comercio Internacional: precio de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(dólares por barril)

2010 2011 2012

Total 72.46 101.13 101.81

América 72.29 100.93 101.84Estados Unidos 72.21 100.81 101.79Otros 74.48 104.22 103.16

Europa 73.20 102.35 101.76

Lejano Oriente 74.55 102.08 101.66

Olmeca 79.58 109.83 109.39


Istmo 78.63 106.22 107.28


Europa 77.76 110.27 109.94

Lejano Oriente 80.72 109.10 113.40

Maya 70.65 98.97 99.79


Europa 72.44 101.79 99.81

Lejano Oriente 74.27 101.41 100.95

237

Cuadro 73Comercio Internacional: volumen de las exportaciones de petróleo crudopor país de destino(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Total 1 361 1 338 1 256

Estados Unidos 1 140 1 095 957

España 116 111 166

India 28 37 75

Canadá 24 20 23

Convenio de San José 15 18 14

China 26 37 10

Holanda 4 7 6

Portugal 5 5 3

Otros 3 7 2

238

Cuadro 74Comercio Internacional: valor del comercio exteriorde productos petrolíferos y gas natural(millones de dólares)

2010 2011 2012

Exportaciones netas -16 479 -24 461 -25 824



Gas licuado * 2 35 3Gasolinas 1 849 2 619 2 257Turbosina 42 79 -Diesel 14 - -Combustóleo 2 834 3 288 2 403Otros 23 195 285

Gas natural * 32 2 1

Importaciones 21 275 30 680 30 773

Petrolíferos 20 335 29 408 29 556

Gas licuado * 1 012 988 842Propano * 615 1 208 920Gasolinas 12 953 18 445 19 056Naftas 964 1 096 51Diesel 3 862 6 507 6 565Combustóleo 300 970 1 707Otros 631 195 415

Gas natural * 939 1 272 1 216

* Transacciones realizadas por Pemex-Gas y Petroquímica Básica. En gasolinas, se incluyen las gasolinas naturales comercializadas por esta empresa.

239

Cuadro 75Comercio Internacional: volumen del comercio exteriorde productos petrolíferos y gas natural(miles de barriles diarios)

2010 2011 2012

Exportaciones


Gas licuado * 0 1 0Gasolinas 68 75 69Turbosina 1 2 -Diesel 0 - -Combustóleo 122 101 70Otros 1 5 8

Gas natural (MMpcd) * 19 1 1

Importaciones


Gas licuado * 50 40 44Propano * 29 42 41Gasolinas 379 405 395Naftas 31 26 1Diesel 108 136 133Combustóleo 11 25 45Otros 19 5 11

Gas natural (MMpcd) * 536 791 1 089

* Transacciones realizadas por Pemex-Gas y Petroquímica Básica. En gasolinas, se incluyen las gasolinas naturales comercializadas por esta empresa.

240

Cuadro 76Comercio Internacional: valor del comercio exterior de productos petroquímicos(millones de dólares)

2010 2011 2012



Polietilenos 52 91 50Butadieno crudo 41 60 70Amoniaco 35 20 63Etileno 18 9 48Glicoles etilénicos 0 1 1

Azufre * 42 57 52

Otros 57 22 0


Xilenos 5° - 8 82Tolueno - - 77Metanol 52 22 19Amoniaco 28 - -

Hexano * 1 - 7

Otros 93 95 67

* Transacciones realizadas por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

241

Cuadro 77Comercio Internacional: volumen del comercio exterior de productos petroquímicos(miles de toneladas)

2010 2011 2012



Polietilenos 46 71 43Butadieno crudo 35 33 43Amoniaco 99 31 106Etileno 19 9 51Glicoles etilénicos 0 0 1

Azufre * 414 297 359

Otros 64 17 0


Xilenos 5° - 6 62Tolueno - - 60Metanol 158 54 46Amoniaco 64 - -

Hexano * 1 - 5

Otros 46 41 18

* Transacciones realizadas por Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

243

11. Métodos y factores de conversión

11.1 Notas a los cuadros estadísticos

Las siguientes notas explicativas incorporan definiciones, métodos estadísticos y coberturas de las series estadísticas para una mejor comprensión e interpretación de la información presentada.

Fuentes. Base de Datos Institucional (BDI), Base Única de Datos (BUD) y bases de datos de las direcciones corporativas y de los organismos subsidiarios. Tipo de cambio. El tipo de cambio utilizado para convertir de dólares a pesos las transacciones del comercio internacional fue el siguiente:

Tipo de cambio (pesos por dólar)

2010 2011 2012 Enero 12.8070 12.1477 13.5047 Febrero 12.9624 12.0726 12.8014 Marzo 12.6138 12.0173 12.7561 Abril 12.2420 11.7584 13.0512 Mayo 12.6826 11.6479 13.5556 Junio 12.7234 11.7920 13.9820 Julio 12.8341 11.6760 13.3894 Agosto 12.7261 12.1707 13.1790 Septiembre 12.8610 12.9291 12.9871 Octubre 12.4535 13.4808 12.8728 Noviembre 12.3251 13.6358 13.0872 Diciembre 12.4011 13.7516 12.8670

Promedio 12.6360 12.4233 13.1695

Reservas de hidrocarburos (aclaración a los cuadros 10, 12, 13, 14 y 15). La información de reservas de hidrocarburos en la categoría probada o 1P fue dictaminada de manera favorable por la Comisión Nacional de Hidrocarburos el 14 de marzo del

244

2013 con base en su resolución CNH.E.01.001/13 tal y como se señala en los términos del Artículo 10 del Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Asimismo, fueron publicadas de manera oficial el 18 de marzo del 2013 por parte de la Secretaria de Energía tal y como señala en el artículo 33, fracción XX de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal. Respecto a las reservas probables y posibles la Comisión Nacional de Hidrocarburos en breve dará su dictamen.

Reservas de hidrocarburos. (aclaración a los cuadros 10, 11, 12, 13, 14 y 15). Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 ºC y 14.7 libras de presión por pulgada. Producción de petróleo crudo por tipo. El petróleo crudo producido se considera pesado, ligero o superligero, según los siguientes criterios: Crudo pesado. Petróleo crudo con densidad API igual o inferior a 27°. Crudo ligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 27° y hasta 38°. Crudo superligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 38°.

Crudo despuntado. Petróleo crudo al cual se le han extraído naftas y otros hidrocarburos ligeros para la producción de aromáticos. Crudo reconstituido. Petróleo crudo despuntado con inyecciones de pentanos y naftas ligeras. Gasolina base. Gasolina que no requiriendo otro procesamiento, es utilizada en la mezcla de las gasolinas automotrices terminadas, o exportada como tal. Regionalización para las ventas de productos petrolíferos. Corresponde a la regionalización económica que utiliza la Presidencia de la República:

Región Centro: Estado de México, Distrito Federal, Morelos, Tlaxcala, Hidalgo y Puebla. Región Noreste: Chihuahua, Durango, Coahuila, Tamaulipas y Nuevo León. Región Noroeste: Baja California, Baja California Sur, Sonora y Sinaloa.

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Región Centro-Occidente: Nayarit, Zacatecas, Aguascalientes, Jalisco, Colima, San Luis Potosí, Guanajuato, Querétaro y Michoacán. Región Sur-Sureste: Veracruz, Guerrero, Oaxaca, Chiapas, Tabasco, Campeche, Yucatán y Quintana Roo.

Estadísticas operativas seleccionadas. Petroquímicos (total). Incluye los productos petroquímicos elaborados por Pemex-Petroquímica, Pemex-Refinación, el etano y azufre de Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Precios promedio al público (cuadro 2). Los precios al público que se presentan corresponden a diferentes lugares de referencia, los cuales se muestran en la tabla siguiente:

Producto Lugar de referenciaGas natural Zona centro base adicional con aviso Gas licuado Precio LAB centro embarcador Abasolo Turbosina Aeropuerto Cd. de MéxicoCombustóleo pesado Centro productor TulaAcrilonitrilo Centro productor MorelosAmoniaco Centro productor Cosoleacaque Cloruro de vinilo Centro productor PajaritosEstireno Centro productor Cangrejera Monoetilenglicol grado fibra Centro productor MorelosHexano Centro productor Cangrejera Polietileno alta densidad 65050 Centro productor MorelosPolietileno baja densidad 20020P Centro Productor Cangrejera Polietileno lineal baja densidad Centro productor MorelosTolueno Centro productor Cangrejera

Ingresos por ventas al público y comercio exterior. Los ingresos por comercialización provienen de las áreas operativas de la empresa, pueden no coincidir

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con los proporcionados por las áreas financieras dado el lapso de tiempo que transcurre entre la salida física del producto y el registro contable. Proyectos de inversión estratégicos. Son aquéllos que su realización obedece a decisiones que comprometen el rumbo de la Institución; que en el corto y mediano plazos utilizan grandes cantidades de recursos y que requieren de largos periodos de maduración. Proyectos de inversión operacionales. Son aquéllos que responden a problemas operativos de corto plazo; sus montos de inversión son proporcionalmente menores a los requeridos por los proyectos de inversión estratégicos; sus lapsos de maduración son cortos para poder dar respuesta a las necesidades inmediatas y generalmente, se trata de proyectos complementarios o de mantenimiento de la planta productiva actual. Fondos (cuadros 4, 30 y 43). Son los recursos que la Secretaría de Hacienda y Crédito Público asigna a Petróleos Mexicanos adicionalmente a la inversión presupuestaria originalmente autorizada. Incluye el aprovechamiento de obras de infraestructura (AOI), el aprovechamiento sobre rendimientos excedentes (ARE), el fondo de ingresos excedentes (FIEX) y el fondo de excedentes (FEX). Advertencias. – Los totales pueden no sumar debido a redondeos. – Por la magnitud de las cifras utilizadas, el "cero" representa un valor no

significativo a excepción de los cuadros 14 y 15. – Las cifras correspondientes a 2012 son preliminares.

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11.2 Abreviaturas y símbolos usados

Btu Unidad térmica británica cc Centímetros cúbicos MM$ Millones de pesos MMUS$ Millones de dólares Mbd Miles de barriles diarios MMb Millones de barriles Mbcoed Miles de barriles de combustóleo equivalente diario Mbpced Miles de barriles de petróleo crudo equivalente diario MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente Mm3 Miles de metros cúbicos MMMpc Miles de millones de pies cúbicos MMpcd Millones de pies cúbicos diarios Mt Miles de toneladas MTA Miles de toneladas anuales BTX Benceno, tolueno y xileno CPG Complejo procesador de gas CSM Contratos de Servicios Múltiples FCC Proceso de desintegración catalítica en lecho fluidizado CO2 Bióxido de carbono

C2+ Etano y más pesados HDS Hidrodesulfuradora IEPS Impuesto especial sobre productos y servicios LAB Libre a Bordo MTBE Metil terbutil éter CNC Compañía de Nitrógeno de Cantarell, S.A. de C.V. COPF Contrato de obra pública financiada NRU Unidad recuperadora de nitrógeno (por sus siglas en inglés) CPDI Corriente de proceso destinado a incineración MEG Monoetilenglicol D.N. Diámetro nominal SOx Oxidos de azufre TI Tecnologías de información SCADA Supervisión, control y adquisición de datos °F Grados Fahrenheit °C Grados Centígrados

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t Toneladas Dic6 Deisohexanizadora 1P Reservas probadas 2P Reservas probadas más probables 3P Reservas probadas más probables más posibles CENDI Centro de Desarrollo Infantil LEY SOX Ley Sarbanes Oxley PEF Presupuesto de Egresos de la Federación PIDIREGAS Proyecto de Infraestructura Productiva de Largo Plazo SEMARNAT Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales GRRL Gerencia Regional de Relaciones Laborales SFP Secretaría de la Función Pública SIDP Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos SNR Sistema Nacional de Refinación SSPA Seguridad Salud y Protección Ambiental UBA Ultra Bajo Azufre US$/b Dólares por barril US$/MMBtu Dólares por millón de Btu $/Gcal Pesos por gigacaloría $/m3 Pesos por metro cúbico $/t Pesos por tonelada gr/cc Gramos por centímetro cúbico kg/Mt Kilogramos por miles de toneladas t/Mt Toneladas por miles de toneladas 11.3 Factores de conversión utilizados en la

industria petrolera

Volumen 1 pie cúbico = 0.02831702 metros cúbicos 1 metro cúbico = 35.314455 pies cúbicos 1 metro cúbico = 6.28981041 barriles 1 galón (EUA) = 3.7854 litros 1 litro = 0.26417 galones (EUA) 1 barril = 42 galones 1 barril = 158.987304 litros

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Peso 1 tonelada métrica = 0.98420741 toneladas largas 1 tonelada métrica = 2 204.6227 libras 1 libra = 0.45359235 kilogramos Calor 1 Btu = 0.252 kilocalorías 1 kilocaloría = 3.968254 Btu 11.4 Peso específico de productos seleccionados

Producto Peso específico gr/cc

Asfaltos 1.0300 Butano butileno 0.5890 Butano crudo 0.6000 Butanos 0.5766 Combustóleo pesado 0.9820 Coque 0.9030 Diesel 0.8500 Etano 0.3580 Gas licuado 0.5400 Gasolina 0.7070 Isobutano 0.5631 Lubricantes 0.8900 Materia prima para negro de humo 1.0700 Metanol 0.7920 Metil terbutil éter 0.7460 Naftas (gasolinas naturales) 0.6670 Parafinas 0.8207 Pentanos 0.6290 Propano 0.5110 Propano propileno 0.5150 Propileno 0.5140

Esta edición consta de 1500 ejemplares

La producción estuvo a cargo de la Dirección Corporativa de Finanzas


2013

mem de labores 2012 v14 - pemex | por el rescate de la soberanía · 2014-10-22 · ing. miguel...

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