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v. final

Informe de Avance del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y

sus Organismos Subsidiarios al Segundo Trimestre de 2010

JULIO DE 2010

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CONTENIDO

1. Antecedentes 2. Resumen ejecutivo 3. Avance en el cumplimiento del Programa

3.A. Pemex-Exploración y Producción

3.B. Pemex-Refinación

3.C. Pemex-Gas y Petroquímica Básica

3.D. Pemex-Petroquímica

3.E. Petróleos Mexicanos

4. Respuesta a algunas observaciones específicas de la SENER 5. Indicadores y metas 6. Relación de acciones del Programa Anexo.- Acrónimos y abreviaturas

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1. Antecedentes El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos (PEO) y sus Organismos Subsidiarios, contemplado en el Artículo Noveno transitorio del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Ley Federal de Derechos, publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 1 de octubre de 2007 (el Decreto), fue aprobado por la Secretaría de Energía el 27 de junio de 2008 y enviado a la Comisión Permanente del Congreso de la Unión el 30 de junio de 2008. La fracción II del mismo Artículo Noveno transitorio del Decreto y el Capítulo IV de los Lineamientos a los que deberán sujetarse Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios en la ejecución del programa para incrementar su eficiencia operativa (los Lineamientos), publicados en el DOF el 3 de junio de 2008, establecen la obligación de Petróleos Mexicanos de integrar y enviar a la Secretaría de Energía informes trimestrales de avance del cumplimiento del Programa a más tardar el último día hábil de los meses de octubre, enero, abril y julio de cada año, iniciando en octubre de 2008 y concluyendo con el informe de enero de 2013. En este contexto, el presente documento corresponde al informe del segundo trimestre de 2010, en el que se presenta el avance en la ejecución de las acciones planteadas en el Programa, así como el cumplimiento de las metas establecidas para los indicadores, con información al mes de Junio de 2010, de conformidad con lo establecido en los capítulos III y IV de los Lineamientos.

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2. Resumen ejecutivo

Durante el primer semestre de 2010 PEP continuó con la ejecución de las principales acciones orientadas a incrementar las reservas de crudo y gas natural, a estabilizar los niveles de producción de hidrocarburos, a mejorar el aprovechamiento de gas hidrocarburo producido, y a implementar las etapas del Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental.

De los 17 indicadores a reportar trimestralmente, en el primer semestre de 2010, el resultado fue que tres resultaron con calificación de “insuficiente”, 9 “aceptable” y cinco indicadores con registro “sobresaliente”.

Es relevante mencionar que este año se ha mantenido el cumplimiento en los dos indicadores de producción así como en el de costo de producción. Por otro lado, respecto a los dos indicadores que evalúan la frecuencia de accidentes en el Organismo, en ambos se mantiene una tendencia decreciente y continúan estando a nivel internacional, como los más bajos en el ámbito de la exploración y producción de hidrocarburos.

En Pemex Refinación, al primer semestre de 2010, 13 indicadores resultaron aceptables o sobresalientes y 9 indicadores insuficientes. El costo de transporte, gasolina UBA producida/ gasolina total producida, utilización de la capacidad de coquización, participación del transporte por ducto, días de autonomía de gasolinas y emisiones de SOx alcanzaron resultados sobresalientes. En contraste, proceso de crudo, rendimiento de gasolinas y destilados del crudo, productividad laboral en refinerías, Índice de Intensidad Energética, utilización de la capacidad de destilación equivalente, entre otros, registraron resultados insuficientes. Las acciones de este Organismo se enfocan en incrementar los rendimientos de gasolinas y destilados intermedios, así como garantizar el abasto de petrolíferos en el país al mínimo costo, con calidad y oportunidad. Asimismo, dirige esfuerzos para incrementar la eficiencia operativa a lo largo de la cadena de valor, bajo un entorno de seguridad y protección al ambiente. Pemex Gas y Petroquímica Básica presenta el avance de las acciones establecidas en el PEO relacionadas con: el proceso de gas y condensados, con la producción de líquidos del gas, la comercialización y distribución de gas natural y gas LP. De las 21 acciones consideradas originalmente en el programa, 16 continúan vigentes en 2010. SENER y Pemex Gas acordaron para 2010, evaluar 25 indicadores con sus metas respectivas de los 30 originales del Programa. Lo anterior como resultado del proceso de autorización de las metas para ese año, donde se valoró la efectividad de estos en cumplimiento del Programa. Adicionalmente, se definió incluir un indicador de avance físico-financiero en la construcción de la nueva planta criogénica en Poza Rica y seis indicadores volumétricos sin una meta predeterminada.

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En el presente documento que corresponde al segundo trimestre de 2010, 21 de los 25 indicadores que se reportan calificaron como aceptables o sobresalientes, 2 calificaron como insuficientes (relacionados con la calidad del gas natural) y otros 2 no se evaluaron por estar asociados a la entrada en operación de nuevas plantas criogénicas. Pemex Petroquímica orienta sus esfuerzos en materia de eficiencia operativa a través de los compromisos de desempeño operativo que establece para los procesos petroquímicos, de acuerdo al diseño de las plantas y conforme a las mejores prácticas alcanzadas por la operación propia de las instalaciones. Durante el periodo enero-junio de 2010, de los 15 indicadores operativos evaluados en PPQ, 8 resultaron aceptables y 7 insuficientes. Entre los indicadores con calificación aceptable, se encuentra la eficiencia en el uso de materias primas y energía vs estándares tecnológicos, consumo de energía y emisiones de SOx, entre otros; en cambio, entre los que calificaron como insuficientes están la producción de petroquímicos, índice de productividad laboral y gastos de operación. En el año 2010 se estableció como estrategia para incrementar la rentabilidad de las cadenas productivas de este organismo, la sustitución de la producción de la despuntadora de crudo por nafta importada, con lo que se pretende lograr una mejoría en los márgenes de la cadena de aromáticos. Por otro lado, a finales de 2009, inició operaciones la ampliación de la planta de óxido de etileno en el Complejo Petroquímico Morelos, incrementando la capacidad de producción de la cadena del etano, y se espera que para finales del año se tenga lista para operar, la planta de Metanol II del Complejo Petroquímico Independencia. Lo anterior, cuidando en todo momento la seguridad física de las instalaciones, del personal que en ella trabaja y del medio ambiente que la rodea.

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3. Avance en el cumplimiento del Programa

3A. Pemex Exploración y Producción Avance en la ejecución de las acciones del PEO

1. Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México Profundo y mantenerla en cuencas restantes

Durante el periodo enero – junio de 2010 se han adquirido 969 kilómetros de sísmica 2D y 11,508 kilómetros cuadrados de sísmica 3D, de éstos últimos 8 mil 223 corresponden al Golfo de México Profundo y 529 kilómetros cuadrados de sísmica 3D de desarrollo de campos.

En cuanto a la perforación exploratoria, se han terminado 18 pozos de acuerdo a la siguiente distribución:

Doce en la Cuenca de Burgos-Sabinas. Uno en la Cuenca de Tampico Misantla. Cuatro en Cuencas del Sureste. Uno en Golfo de México Profundo.

A continuación se enlistan los pozos terminados, así como sus datos de aforo y resultado:

Datos de aforo

Activo Pozo Aceite (bpd)

Gas (mmpcd)

Condensado (bpd)

Resultado

Activo Integral Burgos

JARAGUAY 1 1.70 216 Productor de gas y condensado

LAUD 1 Improductivo invadido de agua salada

EXITO 1 Improductivo seco

PALERMO 1 Improductivo invadido de agua salada

HECHIZO 1 Improductivo invadido de agua salada

ANTILLANO-1 2.26 85 Productor de gas y condensado

PERILLAN-1 1.98 44 Productor de gas y condensado

NEJO-401 4.36 196 Productor de gas y condensado

ARENARIA-1 2.49 39 Productor de gas y condensado

TAPADO-1 5.88 48 Productor de gas y condensado

CASTAÑUELA-1 Improductivo invadido de agua salada

TIGRILLO-1 Improductivo invadido de agua salada

Activo de Exploración Golfo de México Norte

TILAPIA 1 110 0.02 Productor de aceite y gas

Activo de Exploración Sur

BRICOL 1DL 1,487 1.80 Productor de aceite y gas

JUSPI-101A 2,893 9.58 Productor de aceite y gas

Activo Integral Holok-Temoa

LABAY 1 12.00 Productor de gas seco

Activo de UTSIL-1 3,250 0.49 Productor de aceite y gas

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Datos de aforo

Activo Pozo Aceite (bpd)

Gas (mmpcd)

Condensado (bpd)

Resultado

Exploración Plataforma

Continental Sur KIOOL-1 Productor no comercial de aceite

La ubicación aproximada de los pozos en los Activos de PEP se ilustra en la siguiente figura:

Pozos exploratorios terminados, enero-junio 2010

Gas no asociado

Aceite y gas asociado

Palermo ‐1

Éxito‐1

Tilapia‐1

Bricol ‐1DL

Laúd‐1 Jaraguay ‐1

Hechizo‐1

Labay‐1

Antillano‐1 Nejo‐401

Perillán‐1

Kiool ‐1

Productor

Productor en certificación

Improductivo

A

C

D

Pozos

Arenaria‐1

Tigrillo‐101

Tapado‐1

Utsil‐1

B

Juspi‐101A

Castañuela‐1

E

Cuencas

SABINAS BURGOS

TAMPICO-MISANTLA

GOLFOPROFUNDO

CUENCAS DELSURESTE

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2. Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y el tamaño promedio de las localizaciones

Para continuar con el fortalecimiento de la cartera de oportunidades exploratorias se levantaron 11 mil 508 kilómetros cuadrados de sísmica 3D distribuidos de la siguiente manera: 8 mil 223 kilómetros cuadrados en el cubo de Han Sur-Oeste de Tamil de la Región Marina Suroeste, con el objetivo de definición de estructuras mesozoicas de aceite en aguas profundas, análogas a los yacimientos Alak, Kach, Kastelán y Tamil en la Región Marina; 2 mil 29 kilómetros cuadrados en Cuencas del Sureste, en cinco cubos, con el objetivo principal de identificar oportunidades en rocas del Mesozoico; 727 kilómetros cuadrados en los activos Burgos y Veracruz, con la finalidad de fortalecer la cartera de oportunidades de gas no asociado y 529 kilómetros cuadrados de sísmica 3D para desarrollo de campos.

En lo que se refiere al levantamiento de sísmica 2D, durante 2010 se han levantado 969 kilómetros en cuatro estudios del proyecto Burgos en la Cuenca de Sabinas.

Para asegurar la adquisición de sísmica 3D de azimut amplio en el Golfo de México, se contrató a partir del 14 de septiembre un barco dedicado, mismo que estará operando hasta 2014.

Como parte fundamental del fortalecimiento de la cartera de oportunidades exploratorias, actualmente, en el ámbito del procesamiento sísmico tridimensional, se dispone de soluciones técnicas empleando algoritmos, tales como: “Beam Migration”, “Reverse Time Migration”, “WaveEquation Migration” y “Kirchhoff Migration”. Lo anterior, tiene el propósito de mejorar la imagen sísmica del subsuelo, aplicando el proceso de migración en profundidad antes de apilar, dicho proceso está disponible, a través de compañías de servicio; además, la aplicación de estas soluciones ha sido enfocada a resolver problemas geológicos específicos, principalmente, en áreas de la Región Sur y Región Marina Suroeste, donde se tiene la presencia de influencia de tectónica salina.

A la fecha, los resultados obtenidos durante el procesamiento sísmico, con estas tecnologías se ha favorecido de manera significativa la definición de la imagen sísmica del subsuelo, particularmente a nivel de objetivos del Mesozoico y Terciario y como en el caso de la Región Sur, ha permitido ubicar con mayor precisión la propuesta de la localización exploratoria y por ende la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo.

Por otro lado, también se han logrado obtener imágenes subsalinas, las cuales muestran rasgos geológicos de interés, con lo cual se fortalecerá la evaluación del potencial petrolero de la Cuenca del Golfo de México afectado por tectónica salina.

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El programa y avance al segundo trimestre de 2010 se observa en la tabla siguiente:

Procesos especiales 3D

Programa anual Km2

Realizado Km2

Avance%

PSDM 3D 25,149 11,572 46

PSTM 3D 13,484 7,161 53

AVO 805 402.5 50

Procesos especiales 2D

Programa anual Km

Realizado Km

Avance%

PSDM-2D 5,060 2,024 40

PSTM-2D 2,128 883 41

PSTM: Migración en tiempo antes de apilar PSDM: Migración en profundidad antes de apilar POSTM: Migración en tiempo después de apilar POSDM: Migración en profundidad después de apilar AVO: Amplitude versus offset

3. Actualizar los procedimientos relacionados con los proyectos exploratorios de acuerdo a los nuevos requerimientos de SENER, CNH y SHCP

En el primer semestre de 2010, las áreas responsables del tema exploratorio en el Organismo atendieron puntualmente los requerimientos de las Secretarías de Energía y Hacienda y Crédito Público, así como de la Comisión Nacional de Hidrocarburos relacionados con:

Asignaciones petroleras, incluye los prototipos de los documentos del proyecto y de asignaciones asociados al proyecto Julivá de la Región Sur de PEP.

Permisos petroleros, se desarrolló un prototipo de documento para el permiso de Exploración Superficial Yoka Butub 3D, está en proceso de aceptación por parte de la Secretaría de Energía para que los Activos procedan a documentar sus proyectos

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4. Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas

Las actividades involucradas en esta acción, conllevan impactos relevantes en los resultados de producción y recuperación de los hidrocarburos en cada uno de los proyectos de PEP. Su seguimiento y control involucra diversas áreas de la organización, siendo por lo tanto muy complicado su puntual seguimiento y apropiada medición de los beneficios en la producción y mejora del factor de recuperación.

Como parte de los ajustes y mejoras propuestas en las iniciativas del Plan de Negocios de PEP, esta acción ha sido replanteada para focalizar y tener de manera más directa las mejoras logradas; de esta forma a partir de este trimestre se informa de los avances en la nueva acción denominada: “Revertir disminución en producción”, la cual se explica a continuación así como las tareas y avances a la fecha:

Esta acción se ejecutará en los siguientes 5 años y sus programas de trabajo se están determinando para presentarse en el último trimestre del año en las siguientes iniciativas:

A. Implementar mejores prácticas para administrar la declinación de campos.

B. Implementar prácticas de recuperación secundaria y mejorada.

C. Implementar el mapa tecnológico de desarrollo y explotación.

D. Optimizar el desarrollo integral y rentable de campos.

E. Desarrollar e implementar la estrategia de explotación de crudo extrapesado.

F. Acelerar la entrada a producción de campos nuevos y la reactivación de campos.

En estos programas, a su vez, se han definido hitos y metas, en donde se está en proceso de validar los grupos encargados de su ejecución y se realizan las siguientes acciones:

Implementar mejores prácticas para administrar la declinación de campos.

Se han iniciado acciones para establecer e identificar las aplicaciones de las mejores prácticas ya desarrolladas por las redes de expertos.

Se continúa con la recopilación y documentación de mejores prácticas.

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Se tiene un primer documento de mejores prácticas (Modelado integral de redes).

Implementar prácticas de recuperación secundaria y mejorada.

Se desarrolló la Estrategia de Recuperación Mejorada.

Se definieron proyectos, tecnologías y pilotos objetivos.

Definición del proceso para desarrollo de piloto.

A partir de lo anterior se seleccionaron 11 pilotos en 19 campos/complejos los objetivos son los siguientes:

Campos (19)  Análogos  Pilotos (11) 

Cantarell, Ku  Akal Kl, Chac  Inyección de surfactantes espumados en zona invadida por gas en Akal KL 

Inyección de solución surfactante en zona invadida por agua en Chac 

Maloob‐Zaap  Zaap  Inyección de CO2 en Zaap 

Ayatsil ‐ Tekel   

Complejo AJB  Cunduacán  Inyección de surfactantes espumados en Cunduacán 

Abkatún‐Pol‐Chuc 

Chuc  Inyección de gas hidrocarburo en Chuc

Jujo‐Tecominoacán 

Cárdenas  Combustión in situ en Cárdenas 

Poza Rica  Poza Rica  Inyección de solución surfactante en Poza Rica 

Ébano‐Chapacao 

Samaria Terciario  Inyección de vapor (Huff & Puff) en Samaria Terciario 

Pánuco   

Campos ATG (10) 

Soledad / Coyotes  Inyección de CO2 en Soledad /Coyotes 

  San Ramón  Combustión in situ en yacimiento homogéneo, San Ramón 

  Inyección de CO2 en Rodador (5P) 

Implementar el mapa tecnológico de desarrollo y explotación.

Se desarrolló el procedimiento para dictaminar proyectos tecnológicos.

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Se desarrollaron los lineamientos para documentar proyectos tecnológicos.

Se está integrando información de talleres con Activos para determinar procesos actuales de adquisición e implementación de nuevas tecnologías.

Optimizar el desarrollo integral y rentable de campos.

Se definió el alcance e hitos principales del programa.

Talleres/entrevistas para identificación de prácticas actuales de administración de proyectos, para el 31 de noviembre de 2010.

Diagnóstico de procesos actuales de administración de proyectos de explotación, para el 15 de diciembre de 2010.

Definición del alcance del plan maestro de ejecución de proyectos, para 15 de noviembre de 2010.

Índice general de plan maestro de ejecución de proyectos de explotación, para 31 de diciembre de 2010.

Identificación de mejores prácticas de seguimiento a proyectos de explotación, para 31 de diciembre de 2010.

Asimismo, se está definiendo y cuantificando la necesidad de apoyos externos necesarios para el desarrollo de la iniciativa.

Desarrollar e implementar la estrategia de explotación de crudo extra pesado.

Se continúa con el desarrollo de la estrategia tecnológica para el desarrollo y explotación de campos de crudo extra pesado.

El Activo trabaja en la documentación de la fase FEL-V de Ayatsil-Tekel.

Acelerar la entrada a producción de campos nuevos y la reactivación de campos.

Definición de 8 Bloques de campos marginales de la Región Sur.

Definición de 10 Bloques de campos marginales de la Región Norte.

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Construcción de “Data Rooms” de los primeros tres bloques de la Región Sur.

Base de datos del personal profesional requerido para el estudio y desarrollo de campos nuevos.

Se están completando las cédulas técnicas de los campos marginales identificados y estableciendo acuerdos con los Activos para la construcción de los “Data Rooms” restantes.

5. Ejecutar la estrategia definida para el manejo y la comercialización de petróleo crudo extra pesado

Esta acción trae ya una ejecución desde el inicio del Programa y se reportan los avances conforme a la realización de actividades:

Documentar la estrategia institucional de manejo y comercialización de crudos extra pesados del campo Maloob y Campeche Oriente.

Se ha concluido la documentación de la estrategia institucional de manejo y comercialización de crudos extrapesados.

Actualizar la estrategia de manejo y comercialización, considerando el desarrollo de nuevos campos de crudo extra pesados

La estrategia se ha venido actualizando en función del proceso de planeación de la empresa con respecto al escenario medio y se continua con la actualización de la documentación del sistema de transporte Terminal Marítima Dos Bocas - CCC Palomas/CAE Tuzandépetl considerando el incremento de la producción de los proyectos Campeche Oriente y Samaria Terciario. Asimismo, siguen las actividades de documentación con conceptos VCD del proyecto de manejo de la producción del crudo extra pesado del sector Ébano-Pánuco-Cacalilao y su integración con los crudos del sector Tamaulipas-Constituciones.

Plan maestro de manejo y comercialización de crudo extra pesado

Se mantiene actualizado el Plan Integral de Transporte y Acondicionamiento de Hidrocarburos, de acuerdo a los escenarios de producción estimados.

Proyecto documentado de la estrategia institucional de manejo y comercialización de crudos extra pesados

En este rubro se ha actualizado la estrategia e identificado dos nuevos programas que contemplan el desarrollo de la infraestructura requerida:

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1. Mejorar flexibilidad en el sistema de distribución a través de nueva infraestructura en zonas críticas, a través de:

o Reforzamiento del corredor TMDB / CC.

o Incremento de capacidad en el corredor Samaria / CPG Cactus.

o Construcción de la central de rebombeo el Misterio.

2. Incrementar el valor y calidad de hidrocarburos a través de segregación y mezclado de corrientes, a través de:

o Construir obras que ayuden al mezclado de crudos (como instalación de bombas reforzadoras y patines de mezclado).

o Instalar tanques “Gun Barrels”, sistemas de calentamiento, realizar perforación de pozos letricas y construir y rehabilitar plantas de tratamiento para la deshidratación y desalado de crudo.

o Construir plantas de NRU para controlar nitrógeno en el gas producido.

Programa de seguimiento de obras

En la mejora de la capacidad de almacenamiento contingente de crudo pesado, la construcción del tanque de 500 MB para almacenamiento en la TMP, se continúa con el armado, conformado, soldadura e inspección del tercer y cuarto anillo de refuerzo. Se comenzó a instalar la tubería de 30" y 42" de entrada y salida del tanque.

Con respecto a las obras en la plataforma Abkatún-A, se concluyó la instalación de las siete bombas reforzadoras y se realizó la prueba de desempeño con una duración de 72 hrs de las bombas E y F las cuales ya están disponibles. Se concluyó la interconexión del “by-pass2 para alinear la producción procedente de Abk-D a las vasijas electrostáticas. Con la conclusión de estas obras se alcanza la capacidad de deshidratado y desalado de 250 Mbd de crudo ligero.

Para las obras de conversión de tanques a “Gun Barrels”, se concluyó la aplicación de recubrimiento interior del tanque TV-5005, se continuó con la reparación de la cúpula y se ha comenzado la etapa de las pruebas hidrostáticas para la detección de posibles fallas en el sellado del tanque, actualmente se procede al llenado del tanque. Se iniciaron los trabajos de las interconexiones al cabezal de crudo pesado deshidratado.

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6. Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento

Avances en contratación para los sistemas 2 y 5:

Sistema 2.- Se continúa, por la entrada en vigor de la ley de Petróleos Mexicanos, con la adecuación de las bases técnicas en su aspecto legal, quedando pendiente por ello su licitación.

Sistema 5.- Se continúa con la elaboración de las bases técnicas, actualmente se cuenta con un avance de 55 por ciento en esta actividad. Se tienen en operación 3 sistemas bajo este esquema de contratación, considerándose como una acción implantada y de desempeño operativo. Por lo que, ya no se consideró en el nuevo Plan de Negocios 2010-2024 del Organismo como una acción estratégica, no obstante se continúa dando seguimiento a nivel operativo.

Implantación del Sistema de Control de Operación (SCO) en instalaciones AAA (fase 2)

En el primer trimestre de 2010 se tiene un avance en la Implantación del SCO de 46 por ciento en los 7 elementos y 23 subelementos reportados para las 42 instalaciones tipo "A", lo anterior de acuerdo al programa para esta actividad.

Actas de inicio de implantación del SCO en 20 instalaciones AA (fase2)

Como resultados de la acción, se obtuvo que el número de fallas en equipos principales (turbobombas, turbocompresores, turbogeneradores) ha disminuido, en el periodo, de 253 a 184 fallas, observándose que la tasa de fallas ha disminuido de 1.78 a 1.14, de igual manera el tiempo promedio entre falla, su frecuencia en tiempo es cada vez mayor pasando de 563 a 881 horas. También se identifica la disminución de horas fuera de operación, registrándose en el mes de junio 15,485 horas de las 21,162 horas que se registraron en el mes de enero del presente año. Esto ha impactado de manera positiva en mantener los costos de mantenimiento correctivo en valores por debajo del 10%, y alcanzar en el período, un 8% en mantenimiento correctivo (736 millones de pesos) del total del gasto erogado en actividades de mantenimiento (8,941 millones de pesos).

Se tiene programado, en el tercer trimestre protocolizar 10 actas de inicio. Actualmente a través de los equipos de asesores regionales se difunde en sus respectivas instalaciones el SCO y se integran los equipos de trabajo para protocolizar las actas de inicio de implantación.

Ductos con plan base

Respecto a plan base en ductos, en el primer semestre de este año, se ha realizado el plan base a 198 ductos lo cual representa un avance al programa

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anual del 52%. Sé continúan realizando las acciones de revisión y actualización del documento marco del cual se tiene un avance del 50%.

Equipos críticos de instalaciones con planes y programas en SAP R/3

Se obtuvo un avance del 52% de los equipos críticos con planes y programas realizados en PM-SAP. El menor avance esperado se debió a que en el primer trimestre se cancelaron planes de mantenimiento por la aplicación de mantenimientos a través de los contratos de integridad y confiabilidad en los sistemas de transporte de hidrocarburos por ducto (sistema 1 y sistema 4).

A partir del próximo trimestre, el avance de este entregable formará parte de la acción estratégica Implantación del SCO.

7. Elaborar nuevos esquemas de ejecución para mejorar la rentabilidad del desarrollo de campos marginales y maduros

Se han concluido los siguientes hitos:

Definición de 8 bloques de campos marginales de la Región Sur.

Definición de 10 bloques de campos marginales de la Región Norte.

Construcción de “Data Rooms” de los primeros tres bloques de la Región Sur.

Base de datos del personal profesional requerido para el estudio y desarrollo de campos nuevos.

Actualmente se completan las cédulas técnicas de los campos marginales identificados, y al mismo tiempo se está acordando con los Activos la construcción de los “Data Rooms” restantes, una vez que sean autorizados por la Dirección General. Actualmente se tienen 3 bloques listos de la Región Sur para licitación una vez que sea autorizado por el Consejo de Administración de PEMEX

8. Fortalecer el diseño de los proyectos de exploración, desarrollo y explotación

La metodología VCDPY se revisó y redefinió en 2009 a partir de las observaciones realizadas por los integrantes de los equipos multidisciplinarios y la Subdirección Técnica de Exploración (STER), lo anterior trajo en consecuencia actualización de la herramienta IDCF (instrumento de determinación de cumplimiento de fase) y la introducción de nuevas herramientas. En esta revisión mantiene consistencia con:

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a. El proceso exploratorio establecido y normado.

b. El sistema de calidad, documento rector y guía VCD-PEP.

c. El proceso Integrado de evaluación volumétrica y de probabilidades de éxito en exploración.

d. Aplicación de llaves técnicas.

e. Flexibilidad de la herramienta para realizar diagnósticos integrales por: proyectos, grupos o niveles de productos; considerando las necesidades particulares, y clasificarlos de acuerdo al grado de definición de éstos.

A partir de la metodología VCDPY a los proyectos exploratorios se derivan:

a. Documentos de Soporte de Decisión (DSD), siendo los Activos responsables de su elaboración.

b. Dictámenes Técnicos por parte de la STER, de los cuales a junio de 2010 se han elaborado tres y se encuentran en proceso tres más.

La aplicación y utilización de resultados de la metodología VCDPY ha enfrentado dificultades principalmente por:

La documentación VCDPY de los proyectos de exploración no está acoplada a la documentación y evaluación de los proyectos de PEMEX Exploración y Producción, cuyos lineamientos, formas y tiempos los establece la Subdirección de Planeación y Evaluación.

Se requiere actualizar los VCDPY de los proyectos exploratorios en virtud de que:

a. En 2009 se redefinió la metodología en función de la actualización de las herramientas existentes y la adición de nuevas.

b. Se ha tenido nueva actividad exploratoria dentro del área de los proyectos:

1. Adquisición de nueva sísmica 2D y 3D.

2. Detección de nuevas oportunidades.

3. Perforación de nuevos pozos.

4. Descubrimiento de nuevos campos.

5. Realización de nuevos estudios, etc.

c. Los proyectos exploratorios modificarán sus áreas geográficas, montos y alcances a partir del 2011.

Falta completar la documentación de los VCDPY de los proyectos con los análisis de rentabilidad por áreas y plays.

En el caso de los proyectos de explotación, los cuales consideran también parte exploratoria, se han estado realizando las siguientes acciones:

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Desarrollo del proceso para documentar la componente exploratoria de los proyectos de explotación.

Elaboración de la guía para la definición de los aspectos que debe contener el Modelo Integrado del Activo (MIA).

Mejoramiento al proceso para la generación de los pronósticos de producción con modelo de simulación usando modelos de aproximación.

Actualización de lineamientos para la incorporación de los proyectos diseñados con FEL para la cartera de inversión.

9. Realizar una transformación operativa de la función de perforación, terminación y reparación de pozos

Para asegurar el contar con los equipos de perforación, se manejaron en grupos denominados “paquetes”, las acciones al periodo enero-junio son:

Paquete a, se adecua el modelo económico y bases técnicas a la ley de PEMEX con un avance de 40%.

Paquete b, se elabora el modelo económico y adecuación de bases técnicas a la ley de PEMEX y se efectúa solicitud de suficiencia presupuestal para el servicio de mantenimiento de 5 años.

Paquete c, se integran bases de usuario con grupo multidisciplinario (Perforación, Telecom, Obras estratégicas y Servicios Médicos), y se realizan gestiones para la contratación de la clasificación y diseño de la plataforma.

En cuanto a la modernización y automatización de 52 equipos de perforación terrestres y marinos, se tienen los siguientes avances:

Se determinaron las especificaciones técnicas de los componentes a instalar en la modernización y automatización de equipos y se elaboraron los anexos técnicos en base a la Ley de Pemex para los equipos terrestres de 1000-1200, 1500, y 2000-3000 HP terrestres; así como para equipos marinos de 2000 HP, estando en proceso la elaboración del modelo económico.

Se encuentra en fase de formalización el convenio para la “Asistencia técnica para continuar con la implantación del sistema de confiabilidad operacional en PEP” por la Gerencia de Administración del Mantenimiento.

Asegurar los insumos estratégicos (tuberías, árboles de válvulas y preventores)

En la contratación de insumos estratégicos de tuberías, se tiene firmado un contrato de suministro con vigencia hasta el año 2011, el cuál con base en el promedio de consumo se estima terminar en enero del 2011, se prepara

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justificación técnica y plurianualidad 2011-2014 e iniciar trámites para un nuevo contrato; en el caso de preventores la vigencia terminó en abril del 2010, se integrará un nuevo requerimiento de tres años, misma que iniciará con la nueva ley de PEMEX.

Para árboles de válvulas se cuenta ya con los contratos de suministro para el periodo 2010 a 2011 en la División Sur; la División Norte tiene en proceso en trámite de la plurianualidad para 2011 a 2013; la División Marina tiene cubierto el suministro hasta octubre de 2010, actualmente adecua bases técnicas para el proceso que cubre 2010 a 2013.

10. Desarrollar mecanismos que permitan aumentar la capacidad de ejecución en proyectos clave

Proyecto de Aguas Profundas

El avance en cuanto a la definición de áreas que delimiten la explotación de campos en Aguas Profundas, al mes de junio se tiene:

Evaluación de diferentes criterios de los sistemas petroleros en la cuenca de aguas profundas, particularmente para las zonas conocidas como: Cinturón Plegado Perdido, Nox.-Hux, Holok Occidente, Jaca-Patini, Lipax, Oreos, Cinturón Subsalino, Han, Holok Oriente, Temoa y Nancan.

Para la evaluación se consideraron los siguientes parámetros: probabilidad de descubrimiento, tipo de hidrocarburos, tamaño de reservas, productividad de yacimientos y la complejidad del desarrollo y la operación.

Se identificaron treinta y tres áreas y se seleccionaron las primeras siete oportunidades para aplicación de contratos integrales de exploración y producción en su primera fase, y se continúa acciones encaminadas a contar con un cuarto de datos.

Se presentó el modelo de “Implantación del Marco de Contratación en PEP”, a las Regiones de PEP, por parte del área de Nuevos Modelos de Ejecución

Continúan en ejecución los dos estudios:

1) Metoceánico: caracterización metoceánica en la zona somera, donde se realiza un estudio de dinámica costera para obtener los patrones de transporte de sedimentos. Estas actividades se llevan a cabo con la compañía COMESA y tendrán una duración de seis meses a partir de este mes de abril de 2010.

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2) Estudios Geofísicos y Geotécnicos: en proceso la licitación para llevar a cabo un levantamiento a lo largo de la ruta propuesta para tuberías. Se tomarán además muestras de suelo por medio de herramienta especializada y muestreo por gravedad. Se tiene como fecha estimada octubre de 2010 la terminación de este trabajo.

En cuanto al dictamen de proyectos, continúa la integración del Documento de Soporte de Decisión en la fase de Conceptualización de FEL del Proyecto Integral Lakach, y continúan las actividades de la fase FEL-I del proyecto Kach-Alak.

Proyecto Aceite Terciario del Golfo

Para fortalecer la ejecución y resultados del proyecto, se han considerado las estrategias de Laboratorios de Campos (LC) y Contratos de Desempeño (CD), para que empresas -tanto de servicios como operadoras- puedan aplicar en un contexto de operación integral las tecnologías más apropiadas y resolver los problemas técnicos que implica el área de Chicontepec, beneficiando la rentabilidad en el menor plazo posible.

Para lo anterior se consideran los siguientes alcances:

Diseño de la estrategia de explotación, incluyendo la propuesta de mantenimiento de presión y recuperación secundaria o mejorada, así como la solución tecnológica que lo soporte.

Ejecución de la estrategia de explotación.

Operación, mantenimiento y optimización de pozos nuevos y existentes.

Identificación y propuesta de iniciativas para reducción de costos de desarrollo y producción.

Ejecución de programa de toma de información.

Y obtener los siguientes beneficios:

Incremento del factor de recuperación.

Cumplimiento en tiempo y calidad de los proyectos.

Ahorros sustanciales en la construcción de localizaciones de pozos múltiples.

Incremento de la productividad por pozo.

Disminución del riesgo al realizar proyectos pilotos vía Laboratorios de campo.

Reducción sustancial del impacto ambiental.

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Sinergia con los equipos existentes.

Los resultados obtenidos por incorporación de tecnología y mejores prácticas determinarán el ritmo de explotación de reservas de Chicontepec.

11. Fortalecer la relación con proveedores clave

Se continúa la aplicación de estrategias para la contratación de adquisiciones y servicios y se reportan avances en las siguientes acciones:

La contratación de válvulas, tiene un avance del 100% de las actividades establecidas en el programa de trabajo. Se tienen las bases técnicas de la licitación que fueron consensuadas con los distintos participantes y discutida la normatividad aplicable con la CANACINTRA y la AMEXVAL, se llevó a cabo la convocatoria y publicada la licitación.

Se definieron las metodologías de evaluación de propuestas para el nuevo régimen de contratación por: Precio Máximo de Referencia (PMR), Precios Unitarios, Evaluación Binaria, PMR sin porcentaje de descuento, puntos y porcentajes con precio Máximo de Referencia Variable, las cuales serán desarrollados e implantados.

En la evaluación de proveedores y contratistas se desarrolló un módulo del sistema de evaluación para mostrar el comportamiento de proveedores y contratistas en función del cumplimiento de la contratación (penas convencionales, sanciones y retenciones) accidentabilidad, inconformidades, etc.

12. Mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustentabilidad del Organismo

A continuación se describe el avance al periodo de las actividades relevantes de esta acción.

Para 2010, se tienen programadas realizar 625 auditorías de SIPA más 421 seguimientos al cumplimiento de auditorías realizadas para hacer un total de 1,046 auditorías internas en materia de SIPA. Al cierre del primer semestre se logró un avance de 74 por ciento en la realización de las auditorias y un 100 por ciento en los seguimientos de lo programado para el periodo referido.

En cuanto a la certificación de las instalaciones de industria limpia, desde su inicio y al mes de junio de 2010 se han incorporado un total de 591 instalaciones de proceso y 921 ductos de transporte, ya sea en forma individual o a nivel de

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subsistemas, de éstas, 202 instalaciones (34%) y 483 ductos (52%) cuentan con certificado de Industria Limpia.

Respecto a la actividad de capacitación el avance se registró con lo acontecido en los CASES, que incluyen los cursos en los pozos escuela de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, a junio de 2010 se tiene un avance total de 1,038 cursos impartidos de 1,004 programados lo que representa un mayor cumplimiento para el periodo.

Para reforzar la administración de la seguridad física en 2010 se tienen programados 119 estudios de análisis de vulnerabilidad de las instalaciones, al cierre del primer semestre se tiene un avance de 54 estudios realizados lo que representa un avance en el semestre de 78 por ciento.

En lo referente al reforzamiento de los planes de respuesta a emergencias, se programó implantar, mantener y actualizar los Planes de Respuesta a Emergencias (PRE), teniendo programados a realizar 211 reportes, en el primer semestre de 2010 se han realizado 102 de los 106 programados para este periodo lo que representa un avance del 96 por ciento.

En el proceso de implantación de las 12 MPI en los centros de trabajo se ha desarrollado una base de datos para integrar los resultados de las autoevaluaciones, llevando un 100 por ciento de avance de acuerdo a lo programado y un 50 por ciento con respecto al año.

Subsistema de Administración de la Seguridad de los Procesos (SASP)

La guía técnica de responsabilidades de la línea de mando en el sistema de administración PEMEX SSPA, fue autorizada por el Director General de PEP y difundida por oficialmente el 25 de junio de 2010.

Como parte del Programa de Implementación Operativa del SASP se está desarrollando como prueba piloto el Programa de Capacitación Específica del SASP en la Subdirección de Perforación y Mantto. de Pozos, a la fecha se han impartido 18 talleres y capacitado 631 trabajadores. Asimismo, se ha proporcionado asesoría en la implementación homologada y sistémica en los proyectos pilotos de las Unidades Operativas de Perforación y Mantenimiento de Pozos.

Subsistema de Administración de Salud en el Trabajo (SAST)

Se están desarrollando y actualizando los procedimientos y se han establecido los indicadores oficiales. Se encuentra en proceso la integración y formalización de los grupos multidisciplinarios de salud en el trabajo en cada una de las unidades de implantación, así como su homologación en las cuatro Regiones para facilitar sus auditorías y nivel de madurez.

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Subsistema de Administración Ambiental (SAA)

En lo que respecta a los programas de sensibilización y difusión del Subsistema, en el primer semestre de 2010 se han impartido 135 cursos y capacitado a 1,425 trabajadores de 2,042 programados en el año.

También se han identificado y jerarquizado los Aspectos Ambientales y planes de acción de 62 instalaciones de 245 programadas en el año, teniendo un cumplimiento del 25 por ciento.

Y para la implementación de un sistema de administración del conocimiento en protección ambiental, se ha iniciado el proceso para la identificación de expertos.

Se realizaron inspecciones de estudios de vulnerabilidad a 10 instalaciones estratégicas terrestres y 11 complejos marinos.

En cuanto a la adquisición y operación de los sistemas de vigilancia, detección y disuasión con tecnología de vanguardia para las instalaciones de PEP, se implantó la tecnología “M-Top” que consiste en cinturones de seguridad de tres puntas en número correspondiente al de pasajeros sentados, incluido el conductor.

Y se ha iniciado la evaluación y definición de tecnologías de control de comando, donde se pretende implantar los sistemas relacionadas con la inclusión de la computación, comunicación y sistemas inteligentes. Se han iniciado acciones para elaborar bases técnicas para reforzar la infraestructura tecnológica para integrar los sistemas operativos, tácticos y estratégicos.

13. Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera

Durante el segundo trimestre del año las actividades se acotaron a la difusión interna que se realiza en cada Región de PEP.

Región Norte

En el estado de Coahuila, se ha continuado con la colocación de 2.0 km de tubería en unidad de riego en el poblado de Abasolo, rehabilitación del canal de riego en el ejido Escobedo, construcción de invernaderos en el ejido Mota Corona en Progreso, inicio de la construcción del Centro de Estudios Ecológicos del Desierto en Parras.

Se procedió a la instalación de un equipo recuperado e incinerador en la estación de recolección de Santa Gertrudis, con el propósito de eliminar la emisión de vapores a la atmósfera, como parte de las acciones emprendidas por la empresa para evitar el efecto invernadero.

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En el Estado de Tamaulipas se continúa con la construcción del Museo de Historia en Nueva Cd. Guerrero, se iniciaron los trabajos de pavimentación de la brecha “El Becerro”, de 57.2 km. misma que beneficia a 38 comunidades y se ubica en el kilómetro 198.5 de la carretera a Monterrey.

Generando alrededor de 249 empleos directos por estas obras.

El pasado 19 de Mayo, en el Activo Integral Burgos, se realizó la reunión de la Comisión Especial de la Cuenca de Burgos de la Cámara de Diputados con la Dirección General de PEP y funcionarios del Activo, en donde se revisaron y analizaron los proyectos de exploración, además de demostrar la necesidad de incrementar los presupuestos para la explotación de los campos en operación.

Asimismo se firmaron convenios de colaboración con las siguientes instituciones:

Universidad Autónoma de Tamaulipas.

Universidad Autónoma de Nuevo León.

Universidad Autónoma Agraria Antonio Narro de Coahuila.

Instituto Mexicano del Petróleo.

Instituto Politécnico Nacional.

Universidad Tecnológica del Centro de Coahuila.

Región Sur

En la elaboración de proyectos con la variable social incluida se realizó el análisis del entorno social en los bloques de campos marginales en el proyecto “Reactivación Campos Marginales en la Región Sur Bloque I: Magallanes, Bloque II: Comalcalco, Bloque III: Carrizo”.

Asimismo, se documentaron 3 diagnósticos del entorno social de proyectos de inversión correspondiente al Activo Bellota-Jujo.

Con respecto al compromiso del 2010 de 38 por ciento (8 proyectos) con los diagnósticos elaborados, se registra un avance de 37 por ciento y con relación al semestre enero-junio un avance es de 75 por ciento.

En cuanto a reclamaciones finiquitadas, del periodo enero–junio de 2010 se han recibido 16,617 reclamaciones de las que se han finiquitado 15,100, mostrando un avance del 91 por ciento.

Con relación a la construcción de obras de beneficio mutuo, en el periodo de enero-junio se realizaron 30 obras, este avance implica un cumplimiento mucho mayor a lo estimado para el periodo.

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Y con respecto a la producción diferida por efecto de bloqueos no se registró afectación por esos eventos.

En el mes de abril en la expo feria Tabasco 2010, y en el mes de julio se efectuó una instalación en el CTA del centro de acopio para apoyo de los estados de Tamaulipas, Coahuila y Nuevo León impactados por el huracán Alex.

Se participó con el CONACYT en la Semana de Ciencia y Tecnología, en donde se mostró a alumnos de nivel básico, los diversos procesos de la producción de hidrocarburos y los beneficios que nos aportan a través de los diversos productos que utilizamos en nuestra vida diaria.

Se realizaron actividades de comunicación de Simulacro Nivel V en el Activo Integral 5 Presidentes con las comunidades del estado de Tabasco, ejidos de Nicolás Bravo, Las Piedras, Jose Ma. Morelos y Pavón, Blasillo, Huimanguillo, y Benito Juárez en Cárdenas.

Región Marina Suroeste.

En el mes de mayo se presentó la caracterización del entorno marino del prospecto sismológico Tsimín-Tojual 3D, el cual se llevará a cabo en tierra (PEP Región Sur) y mar (PEP Región Marina Suroeste), y se mantiene el Cero bloqueos en la región.

En cuanto a reclamaciones por parte de la comunidad de 342 registradas sólo 255 han procedido, lo cual ha superado la meta del 2010 (73 por ciento) ya que en este semestre han procedido el 74.5 por ciento.

Asimismo no se ha tenido producción diferida por bloqueos.

Se participó en la Feria Paraíso 2010, donde se exhibieron diversas láminas y proyecciones con los logros obtenidos por la subsidiaria durante 2009 y las diversas obras de infraestructura realizadas por PEMEX en beneficio de la comunidad.

Región Marina Noreste

En la Región se mantienen vigentes las actividades realizadas hasta el primer trimestre; visita al Centro de Adiestramiento en Seguridad, Ecología y Sobrevivencia (CASES), con la participación de 8 visitantes, y se efectuaron dos visitas guiadas a la sala interactiva petrolera con la participación de 34 personas.

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2009

Se informa a continuación sobre las acciones que requieren un seguimiento adicional, como se refirió en el informe del primer trimestre, la atención específica de los proyectos Aceite Terciario del Golfo y de Ku-Maloob-Zaap se informa en la

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acciones anteriores en este documento, limitándose ahora solamente al proyecto Cantarell.

14. Ejecución de acciones para administrar la declinación en el proyecto Cantarell

El proyecto mantiene como principal reto el administrar la declinación e incrementar el factor de recuperación de hidrocarburos; durante el primer semestre se ha continuado con el mantenimiento de presión, la perforación de pozos de desarrollo y procesos de recuperación mejorada, y en se da seguimiento a las siguientes acciones:

Incremento de la actividad en intervención de pozos para la optimización de la productividad y la sustitución de pozos cerrados.

Restitución de la producción mediante la perforación de pozos convencionales.

Re-inyección de gas al yacimiento para continuar el mantenimiento de presión en la zona de aceite.

Las acciones emprendidas para afrontar los retos visualizados en el campo Cantarell son llevados a cabo durante todo el periodo enero-diciembre de 2010.

Hasta el momento, en el corto plazo se ha reducido el ritmo de la declinación de la producción y en el largo plazo se estima un ritmo de declinación con la misma tendencia. En el periodo, el resultado en la producción en relación a su estimada es favorable.

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Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Indicador Unida-des

Obje-tivos rela-

ciona-dos

Accio-nes

relacio-nadas

% de avance

de cada

acción

Valor del

indi-cador

(1)

Meta Original

PEO Anuala

(2)

Meta Auto-rizada

PEO ene-jun (3)

Desvia-ciónb (1) vs

(2)

Desvia-ción (1) vs

(3)

Calificación (1) vs (3)

Producción de crudo total

Mbd 1 4 35% 2,592 mín 2,877 2,493 -14% 1% Sobresaliente 7 19% máx 3,002 2,567 9 50%

10 83% 15 Producción de crudo entregada a ventas

Mbd 1 5 70% 2,556 mín 2,873 2,456 -15% 1% Sobresaliente 6 63% máx 2,999 2,542 7 19%

12 100% Producción de gas total c

MMpcd 1 4 35% 6,360 mín 6,729 6,034 -7% -1% Aceptable 7 19% máx 6,836 6,398 9 50%

10 83% 15 Producción de gas asociado

e

MMpcd 1 4 35% 3,768 mín 3,491 0% Sobresaliente 7 19% máx 3,752 9 50%

10 83% 15 Producción de gas no asociado

e

MMpcd 1 4 35% 2,593 mín 2,543 -2% Aceptable 7 19% máx 2,646 9 50%

10 83% 15 Producción de gas entregada a ventas

MMpcd 1 5 70% 5,908 mín 6,244 5,500 -7% 0% Aceptable 6 63% máx 6,343 5,924

12 100% Costo de descubrimiento y desarrollo

d

US$/ bpce

2, 9 2 63% 11.78 mín 13.20 -21% 3 15% máx 14.90 4 35% 7 19% 9 50%

10 83% 16 Costo de producción US$/

bpce 2, 9 4 35% 4.48 mín 5.22 4.82 -18% 16% Sobresaliente

5 70% máx 5.45 5.33 7 19% 9 50%

10 83% 12 100% Costo de transporte US$/

bpce 2, 15 5 70% 0.81 mín 0.73 0.67 8% -9% Insuficiente

6 63% máx 0.75 0.74 12 100%

Autoconsumo de gas % 2 6 63% 8.2 mín 9.0 7.9 -10% 14% Aceptable 9 50% máx 9.1 9.6

Productividad laboral Mbpce/ plazas

ocupadas

3 4 35% 52.2 mín 40.2 49.3 25% 4% Sobresaliente 9 50% máx 41.8 50.2

10 83% 15

Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción

Índice 5 13 41% 0.02 mín 0.00 0.00 -93% Insuficiente

máx 0.27 0.00

Índice de frecuencia de accidentes en perforación

Índice 5 10 83% 1.03 mín 0.00 1.00 -56% 50% Aceptable

13 41% máx 2.35 2.08

Procesos de dictamen y sanción técnica de proyectos con metodología FELd

Número 6 4 35% 29 mín 31 -34%

9 50% máx 44

16

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Indicador Unida-des

Obje-tivos rela-

ciona-dos

Accio-nes

relacio-nadas

% de avance

de cada

acción

Valor del

indi-cador

(1)

Meta Original

PEO Anuala

(2)

Meta Auto-rizada

PEO ene-jun (3)

Desvia-ciónb (1) vs

(2)

Desvia-ción (1) vs

(3)

Calificación (1) vs (3)

Tasa de restitución de reservas probadasd

% 8 1 55% 77.1 mín 75.4 -11%

2 63% máx 86.2 4 35% 9 50%

16 Tasa de restitución de reserva 3P

d

% 8 1 55% 128.7 mín 63.8 73% 2 63% máx 74.4 4 35% 9 50%

16 Incorporación de reservas 3P

d,e

Mmbpce 8 1 55% 1,774 mín 2 63% máx 4 35% 9 50%

16 Relación Reservas probadas/producción d,e

Años 8 1 55% 10.1 mín 2 63% máx 4 35% 9 50%

16 Factor de recuperación actuald

% 10 4 35% 26.5 mín 27.3 -6%

7 19% máx 28.3

9 50%

Éxito exploratorio comercial

d

% 11 1 55% 36 mín 30 -11% 2 63% máx 40 9 50%

Productividad por pozod

MMbpce/pozo 12 4 35% 1.38 mín 0.78 58% 9 50% máx 0.87

Aprovechamiento de gas

c

% 13 6 63% 94.7 mín 96.4 94.2 -3% -3% Aceptable 9 50% máx 98.0 97.5

15 Proporción de crudo ligero en la producción total

% 14 4 35% 44.1 mín 43.2 44.7 1% -2% Insuficiente

9 50% máx 43.9 45.2

15

Índice de mermas y pérdidas

15, 16 5 70% 0.53 mín 0.51 0.48 2% 6% Aceptable 6 63% máx 0.52 0.57

Fugas de hidrocarburos

e

Número 15, 16 6 63% 35 mín 30 46% Aceptable 9 50% máx 65

13 41% Derrames de hidrocarburos

e

Barriles 15, 16 6 63% 588 mín 464 16% Aceptable

9 50% máx 702 13 41%

a. Referida en el documento del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO) b. Con base en procedimiento establecido por la SENER, la desviación calculada en esta columna es contra un valor anual c .Gas total producido sin considerar el volumen de nitrógeno. En el periodo el nitrógeno promedió 582 millones de pies cúbicos día. d. Indicadores de seguimiento anual, los datos de "valor del indicador" corresponden a las del cierre del año anterior. e. Indicadores incluidos a partir de 2010.

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Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Costo de transporte

Causas de desviación

En el periodo, el costo unitario de transporte ascendió a 0.81 dólares por barril de petróleo crudo equivalente facturado, lo anterior debido a la revaluación en 8.6 por ciento de la paridad cambiaria pesos por dólar, así como al incremento de actividades y gastos de mantenimiento para cumplir el programa y atender requerimientos en protección anticorrosiva de ductos, reparación de fugas por corrosión exterior e interior de ductos y actos vandálicos a las instalaciones, y en mantenimiento predictivo de infraestructura civil, equipos estáticos y dinámicos

Acciones correctivas o de mejora:

Enfocado a la parte de mantenimiento, concepto que ha incrementado su participación en la estructura del costo de transporte, Pemex Exploración y Producción, como parte de su mejora operativa, estableció como una de sus acciones la denominada "Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento". Las acciones de mejora en el indicador se llevan a cabo en ese apartado reportado en este informe.

Proporción de crudo ligero en la producción total

Causas de desviación

La variación observada fue ocasionada por el incremento en la producción total para el segundo trimestre de 2010 respecto a lo programado. Lo anterior debido principalmente a que la producción en crudos pesados de los proyectos Cantarell y Ku-Maloob-Zaap, presentaron mejores resultados a los estimados.

Acciones correctivas o de mejora:

Para el caso en cuestión no se proponen acciones correctivas o de mejora, debido a que, se tuvo un mayor volumen de producción total, y para el caso también se obtuvo mayor volumen de producción de crudo ligero, por lo que el resultado del indicador es efecto de la mayor obtención en la fracción de crudo pesado.

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Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción

Causas de desviación

Respecto a la variación en este indicador, la misma se presenta al evaluarse contra una meta de cero accidentes, situación que, estadísticamente no ocurre en la industria.

En el periodo se registró sólo un accidente ocurrido a un trabajador en el Activo Litoral Tabasco de la Región Marina Suroeste, mientras se laboraba en el cuarto de control de motores al momento de realizar mediciones de aislamiento a barras energizadas; el análisis de causa raíz determinó que el equipo por diseño no considera salvaguarda que evite un corto circuito.

Acciones correctivas o de mejora:

Las iniciativas de mejora para este indicador, están incluidas en la acción “Mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustentabilidad del Organismo”, mismas que han estado avanzando y dando resultados en periodos previos, apoyando a las áreas al logro de mejoras en el índice.

Factores que permitieron mejor desempeño en indicadores seleccionados

Producción de crudo total

La producción de crudo resultó superior a la meta máxima para el periodo, lo anterior debido principalmente a una mayor producción en los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Delta del Grijalva, Ek-Balam y Yaxché; lo anterior por efecto de una mayor producción base, disminución del ritmo de declinación, manejo de pozos con alta relación gas-aceite, incremento en las reparaciones de pozos, menor producción diferida por efecto de intervenciones y libranzas, y mayor productividad en pozos.

Producción de gas total

La producción de gas resultó para el periodo con un desempeño “aceptable”, lo anterior derivado también del desempeño mostrado en la producción de crudo además de mejores resultados en campos de la Región Marina Suroeste, May, Ixtal, Caan y Sinan, y de la Región Sur, Sen y Costero.

Costo de producción

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El valor del indicador al trimestre se ubicó dentro de los límites establecidos para el periodo, esto se debió principalmente a un mayor nivel de producción registrado en el semestre, aunado a un menor gasto en los rubros de mantenimiento de pozos e instalaciones.

Aprovechamiento de gas

La cifra alcanzada para este indicador en el periodo se ubicó entre el rango de sus metas autorizadas, determinándose como “aceptable. Lo anterior como resultado de la implementación de acciones para incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión, mejorar la eficiencia del proceso de endulzamiento de gas, incrementar las capacidades de inyección de gas amargo al yacimiento (de 350 a mil 230 millones de pies cúbicos por día), de manejo de gas de alta presión (de 2 mil 480 a 2 mil 620 millones de pies cúbicos por día), y de compresión con equipo Booster, además del cierre de pozos con alta relación gas-aceite.

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3B. Pemex Refinación

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

1. Reconfiguración de 4 refinerías

En la refinería de Minatitlán, se tienen los siguientes avances por paquete:

Paquete Avances a junio de 2010

II Obras de integración y servicios auxiliares 97.9%

III Planta combinada, hidrodesulfuradora de diesel y catalítica 94.6% IV Plantas HDS de gasóleos, hidrógeno y azufre 91.4% V Plantas de coquización, hidrodesulfuradora de naftas y regeneradora de aminas

92.1%

VI Plantas de alquilación 96.6% Obra adicional I (sistemas de desfogues, oleoducto 30” y gasoducto 12”)

99.1%

A finales de Marzo de 2010 se pagó un segundo anticipo a las contratistas con la finalidad de atenuar sus problemas financieros. Además se formó un grupo de análisis de los reclamos y actualmente se están llevando a cabo audiencias con la Secretaría de la Función Pública (SFP) para conciliar los reclamos más relevantes como son: la mayor permanencia de recursos en obra, impacto por paridad cambiaria e incremento salarial por cambio de régimen sindical.

Arranque de Plantas (Primer Bloque refinería de Minatitlán):

Las plantas involucradas en el primer bloque son:

Hidrodesulfuradora de Diesel de Ultra Bajo Azufre

Servicios Auxiliares e Integración requerida

Primer Tren (1 de 4) de la Planta Recuperadora de Azufre

Un tren de Aguas Amargas

Planta de Hidrógeno

Dicho bloque de plantas se encuentra en la etapa de inicio de los arranques, algunos equipos ya han sido probados y en otros se están efectuando preparaciones tales como secado de refractario y cargado del catalizador para que estén en condiciones de recibir carga para su puesta en operación. Los Servicios Auxiliares se encuentran disponibles y en operación.

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Se estima tener estas plantas en operación en agosto, generando con ello una producción inicial de 25,000 BPD de diesel UBA (ultra bajo azufre).

Se estima que todas las Plantas de esta Reconfiguración se encuentren operando en marzo del 2011, dependiendo de la respuesta a la solución financiera de los reclamos de las compañías.

Reconfiguración de la refinería de Salamanca:

Se cuenta con la ingeniería conceptual de integración, desarrollada por el Instituto Mexicano del Petróleo (IMP), donde se definieron los alcances, se realizó el proceso de selección de tecnología y se elaboró la línea base con un estimado de inversión clase IV (-20% a +35%).

Se contrataron con el IMP el desarrollo de las Ingenierías Básicas de las plantas Hidrodesulfuradora de Naftas de Coquización y Agotamiento de Aguas Amargas.

Se cuenta con dictamen favorable del Comité de Obras Públicas para la contratación de ingenierías básicas de la remodelación de la planta de Desintegración Catalítica (FCC) y de la planta Reformadora de Naftas nueva e Hidrodesulfuradora de Gasóleos.

Con la aplicación de la Ley de Petróleos Mexicanos a partir del 30 de junio, se está en espera de las reglas de operación del CAAOS (Comité de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios) para presentar los casos de asignación directa de las Ingenierías Básicas de la Planta Coquizadora, Hidrógeno y Azufre.

Se tiene propuesta del IMP (asociado con una compañía de prestigio internacional) para realizar las funciones de Administrador de Proyecto y desarrollar la ingeniería básica extendida del proyecto, de acuerdo con las mejores prácticas indicadas en el Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos.

El Grupo de Trabajo de Inversiones (GTI), solicitó presentar la acreditación del FEL-II, previo a la contratación de las Ingenierías Básicas y PMC - FEED, se elaboraron los entregables correspondientes, mismos que se encuentran en proceso de validación por parte de la Dirección Corporativa de Operaciones (DCO), Dirección Corporativa de Finanzas (DCF), Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP) y Gerencia de Análisis de Inversiones y Gasto Operativo (GAIGO).

Aprovechamiento de residuales (refinerías de Tula y Salina Cruz):

Para Salina Cruz se cuenta con estudio de factibilidad y esquema de proceso definido mediante simulación rigurosa, no hubo asignación de presupuesto en 2009 para continuar con el aprovechamiento de residuales.

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En el caso de Tula, tras la decisión de instalar una nueva refinería, se definió que ésta última recibirá los residuales de la refinería actual de Tula, con lo que se descarta efectuar una reconfiguración en la refinería existente.

2. Implementar mejores prácticas en refinerías

Mejoramiento del Desempeño Operativo.- Para la Refinería Cadereyta, en diciembre de 2006 se contrataron los servicios de la Compañía Shell Global Solutions, para que en una primera etapa detectara áreas de oportunidad y se elaborara un programa de Mejora del Desempeño Operativo para esa refinería. Derivado de lo anterior, se puso en práctica la implementación de algunas áreas de oportunidad que estuvieron al alcance de los recursos de la refinería, mismas que se llevaron a cabo durante los años 2007 y 2008, dando como resultado una captación de ingresos de aproximadamente 150 millones de dólares al primer semestre de 2010.

Para capturar las brechas de la citada refinería se requiere la contratación de una segunda etapa consistente en la implementación de las actividades y proyectos, así como la transferencia cultural para capacitar al recurso humano para que estén en condiciones de continuar con el ciclo de mejora continua, para lo cual se tiene programando fincar un nuevo contrato, que dependiendo de la existencia de los recursos presupuestales, iniciará en el año 2011.

La Subdirección de Producción cuenta con un programa jerarquizado para los proyectos en comento para las refinerías de Madero, Salina Cruz y Tula. Actualmente se están realizando las gestiones para la contratación de los proyectos de reducción de brechas para las refinerías de Madero y Salina Cruz por ser las de mayor impacto, para lo cual ya se cuenta con los recursos presupuestales requeridos y solo se está en espera de las Reglas de Operación derivadas de la aplicación de la Ley de Petróleos Mexicanos. Se pretende que este mismo año se finquen los contratos respectivos, los cuales tendrán una duración de 24 meses toda vez que incluyen hasta la etapa de implementación de las áreas de oportunidad que se detecten, así como la transferencia cultural.

3. Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura)

Optimización de la reconfiguración en la refinería de Madero (Válvulas deslizantes en tambores de coquización)

En diciembre de 2009 se terminó el paquete de licitación, el estimado de inversión y las bases de usuario. Sin embargo, se requirió tramitar el cambio de monto y alcance, mismo que está en proceso de revisión y autorización por las entidades responsables tanto del Organismo, como del Corporativo y finalmente por la SHCP.

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De acuerdo a las Reglas de Operación del Subgrupo de Trabajo de Inversiones de Pemex Refinación (SGTI), el proyecto debe someterse a acreditación para lo cual la refinería desarrolló los documentos entregables según la metodología del Sistema Integral para el Desarrollo de Proyectos (SIDP).

El compromiso es hacer la entrega de los documentos el 16 de agosto de 2010, para que sean validados y se acredite el proyecto. Una vez acreditado se estará en posibilidades de iniciar el proceso de contratación, para lo cual será necesario que sea validado el Modelo Económico que se desarrolló en cumplimiento de la Nueva Ley de Petróleos Mexicanos.

También se hará un análisis final y recomendaciones para tomar la decisión final respecto al tipo de contratación que sea más conveniente.

Se espera iniciar los trabajos este mismo año, para ello se cuenta con 2.5 millones de pesos para ejercer en 2010.

Construcción de una nueva planta Reformadora en Minatitlán, reemplazo de las Reformadoras BTX y NP-1.

Cuenta con recursos para 2010 y está en trámite la autorización de la solicitud de cambio de monto y alcance, se prepara documentación para presentarla para su validación a las instancias correspondientes de acuerdo al SIDP y posterior presentación al Subgrupo de Trabajo de Inversión de Pemex Refinación.

Se solicitó a la DCIDP la validación de la Ingeniería Básica dentro de límites de batería (ISBL) desarrollada por UOP e ingeniería de detalle para la integración fuera de límites de batería (OSBL) realizada por el ITSA.

Optimización de la operación y recuperación de isobutano e instalación del módulo Merichem.

Cuenta con asignación presupuestal para 2010. Se autorizó en el Subcomité de Obras, con seguimiento de acuerdo, la contratación de la ingeniería básica y licencia de funcionamiento con la Compañía Merichem. El día 09 de junio del 2010 el Departamento de Contratos solicitó a la Unidad de Ingeniería de Proceso y Gestión del Negocio (UIPGN) la actualización del apostillado y de la propuesta técnica.

Modernización de la 2da y 3ra etapas de la planta Catalítica de Minatitlán.

Cuenta con recursos para 2010 y se están reactivando las plazas para integrar el grupo de trabajo que concluirá los trámites para la licitación del IPC (Ingeniería, Procura y Construcción). Adicionalmente se está tramitando la

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acreditación ante el Grupo de Trabajo de Inversión. Pendiente iniciar con el proceso de Licitación.

4. Definición de proyectos de ampliación de capacidad

El 14 de abril de 2009 el Director General de Petróleos Mexicanos, anunció la construcción de la nueva refinería en México. Del análisis correspondiente se concluyó que la localización geográfica de las nuevas instalaciones sería la región del altiplano mexicano. Los resultados técnico-económicos de la evaluación orientaron la decisión de construcción hacia la localidad de Tula, Hidalgo., en primera instancia y como segunda alternativa la región de Salamanca, Guanajuato. Derivado de lo anterior y con el objetivo de garantizar los derechos de propiedad en la tenencia de las aproximadamente 700 has., que el proyecto requiere, Petróleos Mexicanos estipuló un periodo de 100 días naturales, contados a partir de la fecha del anuncio para recibir en donación el terreno antes mencionado. Ante la disposición y garantía sobre la posesión de los terrenos por parte del Estado de Hidalgo, el 12 de agosto de 2009, PEMEX informó la construcción de la nueva refinería en Tula, Hidalgo y la reconfiguración de la refinería de Salamanca. Los trabajos para el desarrollo de las ingenierías conceptuales se iniciaron en 2009. El IMP estuvo encargado de desarrollar la ingeniería conceptual de integración. Acorde al terreno presentado por el Gobierno del Estado de Hidalgo, se cuenta con el primer borrador del plano de arreglo general y con información de vértices del terreno para la elaboración del plano coordenado; y se trabaja en el estudio morfológico del sitio. El 10 de diciembre del 2009, se acreditó la etapa FEL I (Front End Loading), metodología para la definición y planeación de proyectos de inversión del proyecto de la nueva refinería en Tula, Hidalgo, ante el Grupo de Trabajo de Inversiones (GTI), en virtud de la revisión y visto bueno otorgado por las instancias de validación del Documento de Soporte de la Decisión (DSD) y entregables correspondientes. Se elaboró un contrato de servicios, bajo los supuestos de la nueva Ley de Petróleos Mexicanos. Se desarrollaron los entregables técnicos que formarán el núcleo de los Términos de Referencia, en los que se establecerá el alcance del contrato. Avances enero-junio de 2010:

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Se concluyeron los estudios morfológicos, el plano general de localización de unidades de proceso y servicios, el esquema integral de procesos, el arreglo de tanques de almacenamiento de cargas, productos intermedios y finales y reactivos, los diagramas de interconexión entre plantas de proceso y el diagrama de interconexión con la refinería existente. Se encuentra en desarrollo el estimado de costos clase IV; se estimó el consumo de agua y se cuenta con un esquema para su uso integral con máximo reuso de agua tratada y mínimo consumo de agua cruda de pozos; y se trabaja en los términos de referencia para el proceso de selección de tecnólogos. Con relación a la infraestructura externa, se definió la construcción del Oleoducto Nuevo Teapa - Poza Rica - Tula y se realiza la definición del alcance para contratación de la ingeniería conceptual del oleoducto; el suministro de gas se realizará por medio del ramal de 20” del gasoducto de 36” Cactus -Guadalajara y se encuentra en elaboración su trazo hacia la nueva refinería. Se definió la ruta de las líneas de interconexión para residuales y subproductos y se requiere la adquisición de una franja de terreno en un derecho de vía de 25 m de ancho en toda su longitud. Se trabaja en la propuesta de trazos de un poliducto desde la nueva refinería a la región sur-oriente del Valle de México y en la definición para la ubicación de una nueva TAR al sur-oriente del Valle de México. Se encuentra en estudio la alternativa de suministro de servicios principales por parte de la CFE, a través de un proyecto de cogeneración de la misma. Se cuenta con el volumen de obra y el presupuesto requerido para la barda perimetral y acondicionamiento de terrenos, y se tiene una propuesta de COMIMSA para la elaboración de las bases de licitación. Se sostuvo una reunión el pasado 11 de marzo, en la que participaron el Director General de Petróleos Mexicanos, Dr. Juan José Suárez Copel, y el Gobernador de Hidalgo, Lic. Miguel Ángel Osorio Chong, en la cual se presentaron tanto el alcance del proyecto como los avances de la Estrategia de Desarrollo Ambiental y Social. Asimismo, se refrendaron los compromisos por parte del Gobierno del Estado respecto a la entrega de los terrenos y el desarrollo de infraestructura. En reuniones posteriores, se definieron en acuerdo con el gobierno del estado las mejores alternativas para los accesos carreteros a la Nueva Refinería, el acceso a puerta principal y edificios en área administrativa, se tiene propuesta arquitectónica preliminar, y se trabaja en la contratación de la ingeniería de esta etapa del proyecto.

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Asimismo, se definieron los requerimientos de Infraestructura Externa.- (CENDI, Sindicato, IMP, Zona Habitacional, avenida principal, vialidades secundarias, áreas verdes, estacionamientos, franja de seguridad, etc.) En proceso de contratación las ingenierías correspondientes. Se iniciaron negociaciones con la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA) a nivel central, para utilizar agua residual urbana e industrial tratada. Pendiente los trámites de concesión. El Gobierno del estado de Hidalgo, entregó a PEMEX Refinación, el 17 de junio de 2010, 4 escrituras que respaldan las 700 hectáreas prometidas, y está pendiente la consolidación del documento en una sola escritura para oficializar la entrega del terreno. Sin embargo, por el momento esta actividad no es crítica, dado que las actividades que se están desarrollando no requieren estrictamente la posesión del mismo. Asimismo, se entregó el reporte de la primera fase del ‘Proyecto de Investigación para la Valoración de Aspectos Ambientales Críticos en el Desarrollo de Infraestructura de Refinación’, por parte del Centro Mario Molina. Se contrató al IMP para que lleve a cabo un estudio para la evaluación integral de la calidad del aire y su pronóstico en la cuenca atmosférica del Valle del Mezquital. Pemex- Refinación inició pláticas con el Instituto Nacional de Antropología e Historia (INAH) para iniciar los estudios sobre la afectación por vestigios arqueológicos.

5. Uso eficiente de energía

Además de que durante el año 2009 se ejecutaron diversos proyectos para reducir el Índice de Intensidad de Energía en el Sistema Nacional de Refinación, las refinerías realizan prácticas operativas encaminadas al uso eficiente de la energía. Es importante señalar que entre los factores que estimulan directamente el incremento del Índice de Intensidad de Energía son los paros no programados de las plantas de proceso. Durante el primer semestre los paros no programados, principalmente de la refinería de Tula, afectaron el desempeño energético del SNR.

Por otra parte, actualmente se cuenta con una cartera de proyectos para el horizonte 2010-2015 encaminados a la reducción de la brecha de este indicador, acorde con el Plan de Negocios de Pemex Refinación, la cual deberá estar soportada con la gestión y otorgamiento en tiempo y forma de los recursos presupuestales. De manera adicional se están gestionando, por cada una de las refinerías, un proyecto de inversión integral de eficiencia energética.

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6. Generación eficiente de energía eléctrica

En este período se establecieron las bases técnicas para el primer proyecto de cogeneración entre la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Pemex Refinación. El alcance del proyecto considera la posibilidad de desarrollar una central eléctrica de 400 a 460 MW y la compra de vapor por parte de la refinería de Salamanca. Este proyecto incrementará la eficiencia del ciclo completo, central de generación y refinería, a niveles de entre 80 y 90%. Se tiene previsto continuar con la definición de los detalles técnicos del proyecto, la CFE lo registró en mayo de 2009 para la cartera presupuestal 2010. La CFE espera realizar el proceso de licitación en el segundo semestre de 2010, ya que actualmente está en la etapa de aclaración de dudas del proceso licitatorio. La GAIGO realizó un análisis de factibilidad económica que concluye que es viable, por lo que actualmente están en pláticas con la CFE para el establecimiento de los costos de los servicios a comprar así como la venta de los insumos que proporcionará la refinería.

7. Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan-México

El Proyecto fue concebido con el objetivo de garantizar el suministro de combustibles al Valle de México, al mínimo costo y con operaciones seguras; a través del incremento del transporte de 70 a 140 mil barriles diarios, de Tuxpan a Azcapotzalco.

Este proyecto integral está conformado por tres unidades de inversión, cuyo alcance se describe a continuación:

Almacenamiento: Ampliación de la capacidad de almacenamiento de la Terminal Marítima de Tuxpan, a través de la construcción de 5 tanques de 100 mil barriles cada uno.

Transporte: Ampliación de la capacidad del sistema actual a través de:

Construcción del Poliducto 18” D.N. x 103 Km. Cima de Togo - Venta de Carpio

Construcción de la Estación de Bombeo Beristaín

Actualización de las Estaciones de Bombeo: Ceiba, Zoquital y Catalina

Descarga: Selección y ejecución de la mejor alternativa para la descarga de combustibles de importación vía marítima

Para la construcción del poliducto, se cuenta con el 100% de la tubería entregada en los patios de almacenamiento destinados para tal fin; asimismo, se cuenta con los permisos de paso y están en proceso de pago los Contratos de Ocupación Superficial de los libramientos y los daños a Bienes Distintos a la Tierra en los derechos de vía existentes.

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Se licitó y adjudicó el contrato para la ingeniería, procura y construcción del poliducto 18” DN x 103 Km Cima de Togo - Venta de Carpio, cuya ejecución dio inicio el 22 de junio de 2009 y a julio observa un avance de 54.6 por ciento.

Como estrategia se pretenden obtener los primeros beneficios con la puesta en operación de 21.85 kilómetros del nuevo poliducto de 18” D.N., del tramo Cima de Togo - Tecocomulco, a partir de septiembre de 2010.

De la construcción de la estación de bombeo Beristaín, se atendieron las inconformidades presentadas a la primera licitación, habiéndose declarado improcedentes por el Órgano Interno de Control; se realizó una segunda licitación, misma que fue declarada desierta el 15 de diciembre de 2009. En el primer trimestre de 2010 se celebró una nueva licitación, habiendo resultado ganadora la compañía Abengoa México, S.A. de C.V. en conjunto con Turbo-Mex Refacciones, Mantenimiento y Seguridad Industrial, S.A. de C.V., se estima ejecutar los trabajos en el plazo de un año, con fecha de inicio 26 de abril de 2010. Se tiene un avance de 1.1 %.

Respecto a la actualización de las estaciones de bombeo Ceiba, Zoquital y Catalina, a julio se registra un avance de 91% con la instalación y puesta en operación de las tres primeras turbobombas, una en cada estación y la instalación del segundo paquete de turbobombas, actualmente en proceso de comisionamiento y protocolo de pre-arranque para concluirse en agosto del 2010.

Para la construcción de almacenamiento en la Terminal Marítima de Tuxpan, se realizó una licitación pública de la cual se emitió fallo en el mes de septiembre de 2009, resultando ganador el consorcio Tradeco. Las obras iniciaron en el mes de octubre de 2009 y su conclusión estaba originalmente programada para diciembre del 2010; sin embargo, conflictos sindicales en contra de dicha compañía han generado retrasos en la ejecución, por lo que se estima su conclusión para el mes de marzo de 2011. A la fecha se tiene un avance del 9.14 por ciento.

Respecto a las instalaciones para descarga de combustible en la Terminal Marítima de Tuxpan, a través de convenio con la CFE se analizaron distintas opciones considerando la construcción de un muelle, resultando económicamente no viables conforme a las premisas operativas originalmente planteadas en el proyecto Tuxpan-México.

De acuerdo al estudio de factibilidad realizado por CFE, recomienda utilizar el sistema de monoboyas con el que cuenta la Terminal Marítima de Tuxpan como instalaciones de descarga de combustibles, garantizando la logística de operación de la misma. Así mismo el incremento del almacenamiento (500 MB), la construcción de Estación de Rebombeo Beristaín y el descuellamiento de la línea de 18” D.N x 103 Km de Cima de Togo a Venta de Carpio

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sustituyendo la línea actual de 14” D.N., garantizará el incremento a 140 MB objetivo principal del Proyecto.

El avance global del proyecto es 42.5 por ciento.

8. Reparto local

A la fecha se ha adquirido un total de 1,187 autos tanque de 1,313 programados, de la forma siguiente:

Año 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Total

Cantidad de equipos

30 60 60 321 356 360 1,187

Para el presente ejercicio 2010 se tiene considerado adquirir un total de 126 equipos (69 equipos tractor-tonel de capacidad 30 M3 y 57 autos tanque de capacidad 20 M3), teniendo el siguiente avance:

El día 17 de junio del actual, se publicaron las Convocatorias Públicas de carácter Internacional para los 69 equipos tractor-tonel y para los 57 autos tanque.

El día 29 de junio del actual, se llevó a cabo la junta de aclaración de dudas, para los 69 equipos tractor-tonel.

9. Modernizar el transporte marítimo

Conforme a lo establecido en la estrategia de renovación de la flota petrolera, aprobada por el Consejo de Administración de Pemex Refinación, en 2008 se incorporaron a la Flota Petrolera, bajo el esquema de arrendamiento financiero con opción a compra, cuatro buques tanque: “Chicontepec” en agosto; “Burgos” en septiembre; “Bicentenario” en octubre y “Tampico” en noviembre. Tres de ellos se encuentran dedicados al transporte de productos limpios en el litoral del Pacífico Mexicano y uno en el litoral del Golfo de México.

Asimismo, y a efecto de concretar lo ordenado por el Consejo de Administración de Pemex Refinación, al cierre de 2009 quedaron registrados ante la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) dos proyectos integrales, uno para el arrendamiento financiero del quinto buque de la primera etapa y otro para la adquisición mediante este mismo esquema de 5 buques adicionales.

En el primer trimestre de 2010 se realizó el estudio de las condiciones actuales del mercado, habiéndose confirmado la viabilidad del proyecto por firma especializada; por lo que se actualizó el análisis costo-beneficio para

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someterse a la autorización de la SHCP; dicho análisis plantea también la alternativa de compra directa de los buques, mediante licitación pública.

En el mes de abril quedó instalada la mesa de acompañamiento, con la participación de Pemex Refinación, la Oficina del Abogado General, la DCF, DCO, el Órgano Interno de Control, la Secretaría de la Función Pública y Testigo Social.

En el mes de mayo se elaboró el modelo de convocatoria por arrendamiento financiero al amparo de la LAASSP.

En el mes de junio se elaboró el modelo de convocatoria para compra de contado de 5 Buques Tanque al amparo de la LAASSP y se situaron recursos al presupuesto para la compra de 5 Buques Tanque. Por otra parte, se prepararon los documentos y se sometió el proyecto a la acreditación de las siguientes instancias: SHCP, Grupo de Trabajo de Inversiones de Petróleos Mexicanos y al Consejo de Administración de Pemex Refinación y se presentó el Proyecto para la Estrategia de la Flota Petrolera para conocimiento del Comité de Estrategia e Inversiones.

También en el mes de junio, se obtuvo el Dictamen de Factibilidad Técnica, Económica y Ambiental de la “Renovación de la Flota Mayor” por parte de un perito independiente (UNAM), en términos de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria.

En cumplimiento a lo establecido por el artículo 18 fracción III de la Ley de Petróleos Mexicanos, el Ejecutivo Federal realizó la designación de los Consejeros Profesionales de cada uno de los Organismos Subsidiarios; en razón de lo anterior, en sesión extraordinaria celebrada el pasado 30 de junio, se declaró instalado el Consejo de Administración de Pemex Refinación, y el de los otros Organismos, en términos de lo previsto por la disposición legal en cita.

Es así, que a partir del 30 de junio de 2010, con la integración de los Consejos de Administración de los Organismos Subsidiarios en términos del artículo 18 de la Ley Petróleos Mexicanos, se cumplieron los requisitos legales para la aplicación del régimen especial de contratación en los Organismos Subsidiarios, por tanto, todas las adquisiciones, arrendamientos, servicios así como las obras que requieran contratar Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, tratándose de las actividades sustantivas de carácter productivo a que se refieren los artículos 3° y 4° de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo, así como de la petroquímica distinta de la básica, se deberán realizar conforme a lo dispuesto por la Ley de Petróleos Mexicanos, su Reglamento y las Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las Actividades Sustantivas de Carácter

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Productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (DAC), emitidas por el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos.

A partir del mes de julio se procedió a elaborar la convocatoria para adquirir por compra de Contado y/o Arrendamiento financiero 5 Buques Tanque.

Se estima licitar a finales del mes de julio, con ventanas de entrega del 28 de octubre al 6 de diciembre del presente año.

10. Almacenamiento de productos

Se concluyó la construcción del tanque vertical de 30,000 barriles de capacidad en la TAR Mérida y se encuentra operando con Pemex Magna a partir del 24 de junio de 2010.

Respecto a la construcción del tanque vertical de 5,000 barriles de capacidad en la TAR San Juan Ixhuatepec, se emitió el dictamen de adjudicación el día 22 de junio de 2010, en el cual se estableció un periodo de ejecución de 166 días calendario con fecha de inicio 15 de julio y terminación 27 de diciembre de 2010.

En el renglón de cambio de servicio de tanques, el TV-1 de la TAR Rosarito de 65,000 barriles de capacidad, programado para reasignarse de Combustóleo a Pemex Diesel, el fallo del proceso licitatorio se emitió el 4 de junio de 2010, en el cual se estableció un periodo de ejecución de los trabajos de 150 días calendario con fecha de inicio 28 de junio y terminación 24 de noviembre de 2010.

En la nueva TAR de Tapachula, se revisa el escenario de la rehabilitación de infraestructura ferroviaria por FERROISTMO, que podría modificar el esquema de suministro de productos y la capacidad de la TAR; se actualiza el caso de negocio para definir el monto de inversión.

El proyecto para la nueva TAR Reynosa continúa en fase de selección del sitio, se negocian condiciones de adquisición de dos opciones posibles, para elegir la más conveniente a Pemex Refinación.

Respecto a la “estrategia de inventarios Nodos TAR’s” que busca asegurar niveles de inventarios, que garanticen el abasto nacional de productos petrolíferos, reduciendo el impacto económico de los movimientos fuera de programa, se tiene el siguiente avance:

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El 19 de Abril del 2010 se tuvo el máximo histórico de inventario en el Sistema con 6.62 días de Autonomía, considerando por productos Pemex Magna, Pemex Premium y Pemex Diesel.

Se continúa trabajando en los nodos y se está replanteando el objetivo hacia el establecimiento de bandas operativas de inventarios en todos los nodos para asegurar el suministro reduciendo así el gasto por transporte.

En proceso de ejecución: Nodo Salamanca, Nodo Tula y Nodo Cadereyta.

En preparación: Nodo Madero, Nodo Rosarito y Nodo Puebla.

11. Almacenamiento de petróleo crudo

Se continúan los trabajos de rehabilitación a fin de alcanzar la autonomía óptima que requiere el SNR: en la refinería de Minatitlán el TV-101 y el TV-103, fueron rescindidos y posteriormente se licitaron reiniciando trabajos en el año 2010, el TV-101 a partir de mayo y el TV-103 a partir de julio, el TV-104 inició trabajos el 03 de mayo de 2010 con avance actual de 31 % y el TV-110 está pendiente por falta de presupuesto; en Salina Cruz los tanques TV-503 (terminó la limpieza y se encuentra en trámite de recursos presupuestales para la obra mecánica) y TV-505 está entregado a operación; y en la refinería de Tula se inició la rehabilitación del tanque TV-69 el 29 de marzo de 2010 con avance de 28% y la del tanque TV-92 se inició en diciembre de 2009 con avance de 72%.

12. Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya

Se tramitó el registro ante la SHCP de un Estudio de Preinversión; se analiza la opción para realizar estudios del mejor medio logístico de suministro y de la ubicación que ofrezca más ventajas para Pemex Refinación.

13. Mantenimiento de refinerías

Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR)

Se continúa con la implantación, para lo cual se designaron los responsables y coordinadores de la implantación en cada Centro de Trabajo.

A principios de 2010, se inició con la tercera etapa de implantación donde se tienen las siguientes actividades:

1. Se continúa con la ejecución y seguimiento de los programas de acción de los casos de negocio, haciendo una revisión mensual de sus resultados.

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2. Ejecución y seguimiento de los programas de acción para la implantación de las 14 Mejores Prácticas, haciendo una revisión mensual de sus resultados.

3. Se continúa con el cálculo de los 22 indicadores del Tablero de Confiabilidad Operacional, así como con el análisis de los resultados preliminares de dichos indicadores.

Rehabilitación de Plantas en las 6 Refinerías del SNR

En el año 2010 se programó la rehabilitación de 54 plantas de proceso.

Se han rehabilitado ocho plantas, siendo dos en Madero (Fraccionadora de Gases y Reformadora U-900) y seis en Minatitlán (Primaria 3, Alto Vacío 1, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-100, Isomerizadora U-200, Hidrodesulfuradora de Naftas U-400 y Reformadora de Naftas U-500).

Están en rehabilitación siete plantas, siendo seis en Cadereyta (Combinada 2, Catalítica 2, Hidrógeno, Hidrodesulfuradora de Gasóleos, Coquizadora y Alquilación 1) y una en Tula (Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-1).

14. Mantenimiento de ductos y terminales marítimas

Al mes de junio de 2010 se inspeccionaron interiormente 1,365 km de ductos y se atendieron 336 indicaciones reparadas por administración directa, principalmente en los Sectores de ductos: Mendoza, Madero, Monterrey, Victoria, Rosarito, Minatitlán, Poza Rica y Veracruz. Adicionalmente, se destacan las actividades de rehabilitación de los oleos de 24” y 30” D.N., Nuevo Teapa - Venta de Carpio y 30” D.N., Nuevo Teapa - Salina Cruz, donde se han detectado, caracterizado y rehabilitado 305 defectos, algunos de los cuales ya representaban una amenaza e impacto al negocio del transporte.

Con respecto al Modelo de Integridad basado en riesgo y confiabilidad operativa, el 12 de julio dio inicio el Sistema de Ductos Marinos y Playeros, con una fecha de terminación para el último trimestre del 2014.

El modelo contempla dentro de su alcance:

La instalación de un Centro de Administración de Integridad en cada Terminal Marítima y Sector de Ductos, con el soporte y manejo de base de datos y la elaboración e implementación de algoritmos de riesgo, la inspección, evaluación y rehabilitación de los ductos de cada sistema y la implementación de un Plan de Administración de Integridad, en el cual se integra la Filosofía de Operación y Mantenimiento, en un marco de seguridad de los procesos por activos y confiabilidad y eficiencia operativa de éstos.

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El proceso de licitación pública de los trabajos de rehabilitación de ductos, del Sistema Nuevo Teapa–Madero– Cadereyta, está en proceso para los sectores Poza Rica y Veracruz/Minatitlán, los trabajos de Corrosión y de Administración de la Integridad están suspendidos, por la entrada en vigor de la nueva Ley de Petróleos Mexicanos, por lo que se requiere reiniciar los procesos de licitación de acuerdo a las Nuevas Disposiciones Administrativas de Contratación.

Al primer semestre de 2010, el programa de mantenimiento preventivo al sistema de transporte por ducto se cumplió al 99.3% con la ejecución de 42,240 órdenes de servicio.

En el 2010 se programaron por ciclo de mantenimiento 11 tanques a los cuales se incorporaron 2 (no previstos) por daños. Se ejecutan en la Terminal Marítima Pajaritos 4 tanques de la gestión 2009 y se gestiona la contratación para el mantenimiento de 9 tanques en esa terminal, con inicio en 2010 y terminación en 2011, se cuenta con autorización plurianual. En la Terminal Marítima Tuxpan, se encuentran en ejecución 2 tanques y en proceso de asignación 1 tanque.

De la construcción del Muelle de La Paz, en Baja California Sur, al cierre de 2009 se obtuvo la autorización de la SHCP al cambio de monto y alcance del proyecto; en el primer trimestre del 2010 quedó autorizada la plurianualidad correspondiente. Se cuenta con el rediseño de la bocatoma, se adecuarán bases por entrada en vigor de la Ley de Petróleos Mexicanos, se someterá a acreditación la etapa correspondiente al FEL III ante el SGTI – PR.

15. Mantenimiento de terminales terrestres

Para el año 2010 se programaron un total de 103 tanques de almacenamiento para su mantenimiento, de los cuales 52 se contemplaron para iniciar en el segundo trimestre. El avance real que se tiene al cierre del mes de junio es de 27 tanques en proceso de ejecución y 25 fueron reprogramados para el tercer trimestre.

– En su mayoría el programa de mantenimiento de tanques se vio afectado por el retraso en los procesos licitatorios y en menor porcentaje a que algunos procesos se declararon desiertos, a continuación se describe su distribución: 3 en la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Norte, 1 en la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Pacífico, 3 en la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Centro y 18 en la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Golfo.

A fin de corregir estas desviaciones, se toman las acciones necesarias para reponer estos procesos durante el tercer trimestre del presente año, en todos los casos.

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16. Calidad de combustibles

Para suministrar la totalidad de los combustibles con calidad de Ultra Bajo Azufre (UBA), requeridos por la NOM-086, Pemex Refinación a través de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP) desarrolla el Proyecto de Calidad de Combustibles (PCC), el cual se ha dividido en dos fases.

Fase Gasolina

Se terminó con el proceso de licitación del IPC (Ingeniería de detalle, Procura y Construcción) de esta fase, para los tres paquetes.

Para la licitación del primer paquete correspondiente a las refinerías de Tula y Salamanca, las propuestas fueron presentadas por tres compañías el 16 de diciembre de 2009 para su evaluación; la DCIDP dio el fallo correspondiente el 8 de febrero/10 a favor de la Cía. SAIPEM, contratándose esta compañía el 9 de marzo /10, con un tiempo de ejecución de 1,150 días a partir de la firma del contrato, estimándose terminar el 29 de mayo de 2013. Al mes de junio de 2010, se tiene un avance físico realizado de 2.29%.

El fallo del segundo paquete, correspondiente a las refinerías de Madero y Cadereyta, lo dio la DCIDP el 20 de agosto de 2009 y fue favorable a la compañía ICA Fluor Daniel, firmándose el contrato correspondiente el 11 de septiembre de 2009, con un tiempo de ejecución de 1,320 días para terminar el 2 de mayo de 2013. Al mes de junio de 2010, se tiene un avance físico realizado de 9.6 %.

Para el tercer paquete, correspondiente a las refinerías de Minatitlán y Salina Cruz, se publicó el 21 de julio de 2009. La DCIDP realizó la onceava junta de aclaraciones el 30 de diciembre de 2009; la recepción de propuestas se efectuó el 15 de enero/10. El fallo se dio el 25 de febrero/10 a favor de la Cía. ICA Fluor Daniel, firmándose los contratos el 23 de marzo/10, con un tiempo de ejecución de 1,290 días estimándose terminar el 22 de octubre /13. Al mes de junio de 2010, se tiene un avance físico realizado de 2.72 %.

Instalaciones Complementarias: DCIDP prepara los paquetes técnicos para contratar Ingenierías Básicas entre Agosto/10 y Enero/11 y determinar alcances para la implementación de trabajos como son: Adquisición e instalación de turbogeneradores, Acondicionamiento de Tanques y Tuberías, Ampliación de Laboratorios, Mezclado en Línea de Gasolinas, Manejo de Corrientes Parásitas en las refinerías del SNR y la Conversión de CDHydro a Depentanizadora (Madero) y Sistema de Recuperación de Condensado (Salamanca). Estudios derivados de las recomendaciones del Perito, la Cía. Jacobs: DCIDP integra la documentación para contratar en Agosto/10, los estudios de los licenciadores para la FCC-2 de Cadereyta y Minatitlán, las Hidrodesulfuradoras de Gasóleos de Cadereyta y Madero por el IMP, la

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optimización de los tratamientos cáusticos de LPG en la FCC-2 de Madero y FCC-1/2 de Salina Cruz y la planta de Hidrógeno U-9 de Salamanca.

Fase Diesel

Para la refinería de Cadereyta ya se tienen desarrolladas las Ingenierías Básicas Extendidas dentro de límites de batería “ISBL” para el proceso de Diesel UBA y la planta tratadora de aguas amargas, así como la Ingeniería para fuera de límites de baterías (OSBL) de esta fase. La DCIDP programó contratar la ingeniería ISBL de la Planta Recuperadora de Azufre el 2 de julio de 2010. Respecto a la Planta de Hidrógeno, se homologará la tecnología seleccionada para la reconfiguración de la refinería de Salamanca y se programa contratar para septiembre de 2010 a la Cía. Haldor Topsoe para el desarrollo de la Ingeniería Básica. También se prepara la documentación del proyecto de la fase Diesel para la refinería de Cadereyta para tramitar la acreditación de FEL III en el periodo julio-agosto 2010 y tramitar su registro ante la SHCP y salir a licitar el IPC de esta fase del proyecto.

Para el resto de las refinerías del SNR, DCIDP firmó el contrato en marzo de 2010 con la Cía. Haldor Topsoe para el desarrollo de las Ingenierías Básicas y Básicas Extendidas ISBL, para las plantas Hidrodesulfuradoras de Diesel (nuevas y a modificar) de las refinerías de Tula y Salamanca, estimándose terminar en julio de 2011; y el correspondiente a las refinerías de Madero, Minatitlán y Salina Cruz se contrató por DCIDP en mayo de 2010 con la Cía. Axens, estimándose terminar en septiembre de 2011. Asimismo, la DCIDP programa contratar al IMP para el desarrollo de las Ingenierías Básicas de las Plantas Tratadoras de Aguas Amargas nuevas y a remodelar en agosto de 2010.

Respecto a las Plantas de Recuperación de Azufre y Generación de Hidrógeno se homologará a los mismos tecnólogos que se seleccionaron para estos procesos en el proyecto de reconfiguración de la refinería de Salamanca y se programa contratar a la DCIDP para el segundo semestre de 2010; excepto para la nueva planta de Hidrógeno de Salina Cruz, para lo cual DCIDP programa contratar al IMP en agosto de 2010 para la selección de tecnología. Para el caso especial de la planta de Hidrógeno U-9 de la refinería Salamanca, DCIDP programa contratar a la Cía. Foster Wheeler para elaborar un estudio que defina si se remodela dicha planta o se construye una nueva.

Proyectos Complementarios al Proyecto de Calidad de Combustibles En cuanto a los proyectos paralelos impulsados por la Subdirección de Producción con recursos propios, de inicio, se realizó la formulación de la gasolina Premium UBA con corrientes de alto octano y bajo contenido de azufre en las refinerías de Cadereyta, Madero, Salamanca y Salina Cruz, para

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producir 30 MBD en el SNR y suministrar este combustible desde octubre de 2006, lo cual complementó la importación de este producto para abastecer la demanda de todo el país.

En diciembre de 2008 se concluyó la conversión de la planta H-Oil a Hidrodesulfuradora de Gasóleos de Vacío e inició su operación en la refinería de Tula. Actualmente, se encuentra operando el tren 2 por arriba de su capacidad de diseño. El tren 1, se encuentra fuera de operación por mantenimiento y se programa su arranque para el segundo semestre de 2010.

También se cambiaron los sistemas catalíticos en las plantas Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-II de Cadereyta, Hidrodesulfuradora de Diesel U-14 de Salamanca e Hidrodesulfuradora de Diesel (HDD-5) de Tula para producir aproximadamente 30, 22 y 25 MBD de diesel UBA, concretándose el primero en noviembre de 2008 y el segundo y tercero en julio de 2009.

17. Adecuar la plantilla sindicalizada y crear nuevas categorías y reglamentos de labores del personal sindicalizado de mantenimiento.

La Dirección Corporativa de Administración incluyó en la Agenda Laboral del año 2010 la reorganización de las áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, cuyo modelo conceptual está basado en la presentación que realizó la Subdirección de Producción de Pemex Refinación al Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) sobre el proceso de optimización del Mantenimiento en las Refinerías.

La concertación requiere de la oficialización de los 54 nuevos Reglamentos de Labores avalados por la representación sindical, que resultaron del análisis de la materia de trabajo y que, en caso de aprobarse, sustituirían a las 153 categorías originales.

18. Racionalizar estructuras

La Dirección Corporativa de Administración incluyó en la Agenda Laboral con el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM), el programa de reorganizaciones para el año 2010, el cual contempla las áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, la estructura sindicalizada del Sistema Nacional de Ductos y la restructuración de las 77 Terminales de Almacenamiento y Reparto, como parte de los estudios para optimizar las estructuras y reubicar al personal adscrito a instalaciones fuera de operación.

Áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, avance:

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a) La Subdirección de Recursos Humanos a través de la Gerencia de Concertación Laboral informa que se realizaron gestiones para proseguir con la concertación, durante el año 2010.

Sistema Nacional de Ductos, avance:

a) Antes de iniciar la concertación laboral, se revisó el modelo conceptual para verificar y confirmar que se estuvieran cubriendo las expectativas de la línea de negocio, lo que en su momento implicó el rediseño del mismo, el cual se encuentra en proceso de validación por parte de la línea de negocio.

b) La Subdirección de Recursos Humanos a través de la Gerencia de Concertación Laboral informa que se realizan gestiones para reiniciar concertación, durante el año 2010.

c) Se ratifica que el modelo prevé incrementar la especialización del personal y con ello niveles tabulares para aumentar la Productividad Laboral. Por lo que, se determinó que previo al inicio de la concertación con el STPRM durante el presente año, se asegure la disponibilidad presupuestal requerida para implementar la nueva estructura por los costos adicionales que pudiera implicar, considerando las restricciones establecidas en el Programa de Austeridad y Racionalidad del Gasto.

Reestructuración de 77 Terminales de Almacenamiento y Reparto:

a) Derivado de la Presentación a la representación sindical de la metodología para optimizar las operaciones de almacenamiento y reparto, se iniciaron los trabajos para desarrollar ajustes a estándares y factores de dicha metodología, que se encuentran en validación por parte de la línea de negocio.

b) Se reitera como parte fundamental de la aplicación de la metodología señalada, que existe la posibilidad de: eliminar categorías de puestos obsoletas, movilizar puestos detectados con escasa materia de trabajo para fortalecer las áreas operativas de otros Centros de Trabajo, o en su caso, reclasificar puestos por incremento cualitativo en la materia de trabajo.

19. Desarrollo de personal

Para el programa de desarrollo de competencias, se concluyó la validación de los reactivos para las evaluaciones de nueve puestos críticos de las Subdirecciones Sustantivas del Organismo (Producción, Distribución y Almacenamiento y Reparto), por expertos de las líneas de negocio, listos para ser aplicados a los ocupantes de esos puestos durante el segundo semestre del presente año.

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Asimismo, para el programa de formación de cuadros de reemplazo, se desarrollaron los contenidos del Temario de cursos de la especialidad de mantenimiento, mismos que darán inicio en el próximo mes de agosto. Por otro lado, se inició el plan piloto de cierre de brechas conductuales para el Grupo Directivo de la Refinería “Ing. Antonio Dovalí Jaime” en Salina Cruz, Oaxaca.

20. Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo

Cartera de Proyectos de Investigación y Desarrollo Tecnológico

Durante 2006, 2007 y recientemente en 2009, con el fin de actualizar el diagnóstico tecnológico e identificar áreas tecnológicas estratégicas, PEMEX Refinación realizó talleres en los que participaron especialistas de las diferentes subdirecciones del Organismo, así como del Instituto Mexicano del Petróleo (IMP) y de instituciones académicas.

Los resultados de estos talleres han servido para alinear con la estrategia del negocio las carteras de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico (IDT) inscritos en los dos fideicomisos creados para el impulso de la investigación, desarrollo y asimilación de tecnología, en los que actualmente tiene participación PEMEX Refinación:

Fideicomiso del Comité de Innovación, Investigación y Soluciones (CIIS)-IMP.

Fideicomiso del Fondo CONACYT – Secretaría de Energía – Hidrocarburos.

El estado actual de la cartera de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico de PEMEX Refinación es el siguiente:

En el CIIS se tienen 40 proyectos actualmente en ejecución en las diversas etapas del proceso de IDT (investigación básica, desarrollo o asimilación) y se han concluido con resultados satisfactorios desde la perspectiva de la investigación 8 proyectos. Sin embargo, la etapa de transferencia industrial ha representado un obstáculo para que los resultados se transmitan como innovaciones a la industria de la refinación. A este respecto, se ha identificado que el CIIS ha sido exitoso en la promoción y conducción de la investigación, pero la ausencia de una regulación clara en la etapa de transferencia de los resultados, que defina responsabilidades e identifique la distribución de los riesgos entre la investigación y la aplicación de los productos, conduce a la acumulación de investigaciones que no se reflejan en un incremento de la productividad industrial.

El Programa de Investigación, Desarrollo de Tecnología y Formación de Recursos Humanos Especializados del año 2009 contiene 7 temas de

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investigación relacionados con PEMEX Refinación, los cuales ya han sido publicados para su atención y se tienen registrados 7 proyectos aprobados para su financiamiento por el Fondo Sectorial CONACYT-Secretaría de Energía-Hidrocarburos.

Para el 2010, el Programa de Investigación, Desarrollo de Tecnología y Formación de Recursos Humanos Especializados, contiene 10 temas de investigación para PEMEX Refinación. La primera convocatoria para estos temas se publicó en mayo y la segunda convocatoria se lanzará en julio.

En relación a la formación de recursos humanos especializados, el Organismo no cuenta con candidatos inscritos en el Fondo para estudios de posgrado. Parte de la problemática se derivó, inicialmente, de las fechas manejadas por el Fondo, que no estuvieron alineadas con las convocatorias de Universidades extranjeras, particularmente estadounidenses y europeas. Hace falta una mayor difusión en el Organismo para inscribir personal en programas de formación de especialistas en áreas de tecnología.

21. Implantación del Sistema Pemex SSPA (Seguridad, Salud y Protección Ambiental

En 2010, se continúa trabajando en la implantación del sistema Pemex SSPA en los Centros de Trabajo con instalaciones industriales y se tiene programado hasta el segundo semestre realizar el ciclo de auditorías que nos permitirá conocer el estado de implantación del mismo, por lo que se mantiene el resultado de avance en cada subsistema reportado al cierre de 2009 (70% en las 12 Mejores Prácticas Internacionales, 70% para en el Subsistema de Administración de la Seguridad de los Procesos, 60% en el Subsistema de Administración Ambiental y 19% en el Subsistema de Salud en el Trabajo) hasta contar con la actualización al concluir el ciclo de auditorías en este año.

Durante el primer semestre de 2010 se dedicaron recursos para el seguimiento a los hallazgos de no conformidad detectados durante las auditorías al proceso de implantación realizadas durante 2009 con la orientación por parte del equipo auditor a los Centros de Trabajo auditados con el fin de cerrar adecuadamente el ciclo de auditoría, tal como lo marcan las guías corporativas en la materia.

Debido a que las Auditorías Efectivas siguen siendo una de las herramientas más valiosas para el proceso de implantación de la cultura de prevención en materia de Seguridad, Salud y Protección Ambiental, se realiza el seguimiento al Índice de Actos Seguros de forma permanente, consiguiendo al mes de junio del actual un valor global de 96% en este indicador, producto de la práctica de 183,449 auditorías efectivas realizadas, en las que se observaron a 1,437,247 personas trabajando en el momento de realizarlas. En todos los casos se reportan más auditorías realizadas que las que han programado en cada periodo.

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La implantación del SSPA ha contribuido en la disminución de los índices de frecuencia de accidentes y de emisiones de SOx del Organismo, pasando el primero de1.16 en 2005 a 0.30 en enero-junio de 2010 y el segundo, de 5.9 ton/mton de proceso de crudo a 3.74, en el mismo período.

En las refinerías se ha venido incrementando la recuperación de azufre; durante este primer semestre se destaca el cumplimiento normativo de las refinerías de Cadereyta, Madero, Salamanca, Tula y Salina Cruz.

Respecto al seguimiento de los trabajos programados, se reporta:

-Refinería Minatitlán: Concluyó la puesta en operación del compresor GB-601, la optimización de la planta de azufre y se continua con la instalación de los sistemas de filtración.

-Refinería Salina Cruz: Entraron en operación las plantas de Azufre I y III durante el mes de enero.

-Salamanca: Se puso en servicio su planta de tratamiento de gases de cola, TGTU.

22. Automatización y control de procesos

En cuanto al proyecto SIMCOT (Sistema Integral de Medición, Control y Operación de Terminales), para el paquete de actualización de 25 sistemas SIMCOT y en específico para las primeras 7 Terminales de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Centro se mencionan los siguientes aspectos relevantes con respecto al avance del proyecto:

Se asignaron los recursos presupuestales necesarios para el proyecto, los cuales fueron autorizados dentro del adecuado II del presupuesto 2010.

El día 28 de mayo del 2010, la GAIGO autorizó la adecuación del vector plurianual para contar con la suficiencia presupuestal en el ejercicio 2011.

El 10 de junio de 2010 la Gerencia de Recursos Materiales requirió mediante oficio someter nuevamente el caso para su dictamen al Comité de Adquisiciones Arrendamientos y Servicios (CAAS).

Fue necesario realizar la baja de los pedidos existentes y se elaboraron nuevas solicitudes de pedido y dictamen de justificación para la contratación de servicios, enviándose nuevamente a la GRM para presentar el caso al CAAS.

Continúa en ejecución el contrato suscrito con el proveedor TELVENT Energía, S.A. para la Automatización de 129 sitios asociados a 7 Poliductos de la Red de Distribución de PEMEX Refinación y su integración al sistema SCADA. Al cierre de junio, el avance físico del contrato es del 64.7%. A la fecha se tienen

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retrasos en el contrato de integrador por causas imputables al Proveedor y a Pemex Refinación.

Se encuentra en ejecución el contrato de Adquisición de Hardware, Software y Servicios de Desarrollo, formalizado con el proveedor Telvent Canadá Ltd., a través de la filial Integrated Trade Systems (ITS), para la Implantación del sistema SCADA en 7 Poliductos de la Red de Distribución de PEMEX Refinación. Al cierre de junio, el avance físico de este contrato es de 20%.

En mayo se formalizó el contrato con la filial de Petróleos Mexicanos, Instalaciones, Inmobiliarias para Industrias, S. A. de C. V. (iii Servicios), para la Contratación, Supervisión, Seguimiento y Control de la Obra para la Adecuación del piso 3 de la Torre Ejecutiva como Centro de Control Principal y la Construcción del Centro de Control Alternativo en Azcapotzalco, con una duración de 690 días.

El proyecto SCADA 47 ductos contempla un contrato para la automatización (Ingeniería, Suministro e Instalación) de 194 sitios de la Red Nacional de Ductos de PEMEX Refinación, así como contratos para el desarrollo de Aplicaciones Avanzadas e Interfaces al sistema SCADA. Actualmente el proyecto se encuentra en proceso de integración de información para su presentación al Grupo de Trabajo de Inversiones de PEMEX Refinación y con ello obtener la acreditación respectiva para iniciar los procesos de contratación correspondientes.

Los avances físicos de los proyectos SCADA 7 Poliductos y SCADA 47 Ductos al segundo trimestre de 2010, son del 49% y 7.9%, respectivamente.

Se realizó una ponderación por monto de inversión, por lo que el avance del proyecto SCADA al mes de junio fue de 30%.

En cuanto al proyecto SIMCOT (Sistema de Medición, Control y Operación de Terminales), para el paquete de actualización de 25 sistemas SIMCOT y en específico para las primeras 7 Terminales de la Gerencia de Almacenamiento y Reparto Centro y una vez asignados los recursos dentro del adecuado II del presupuesto 2010, se nos autorizó por parte de GAIGO la adecuación del vector plurianual el día 28 de mayo del 2010 para contar con la suficiencia presupuestal para la elaboración de los pedidos; sin embargo por indicaciones de la Gerencia de Recursos Materiales emitidas por oficio el día 10 de junio de 2010, donde nos requirieron nuevamente someter el caso de adjudicación al Comité de Adquisiciones Arrendamientos y Servicios (CAAS), se dieron de baja los pedidos existentes y se elaboraron nuevas solicitudes de pedido y dictamen de justificación para la contratación de servicios, enviándose nuevamente a la GRM para presentar el caso al CAAS.

El proyecto registra un avance ponderado del 3.3%.

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23. Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos

En esta acción se pretende incorporar e institucionalizar las mejores prácticas de la industria a los procesos de inversión del organismo a fin de lograr una mejora en el desempeño de los proyectos para reducir retrasos, sobrecostos e incumplimiento de objetivos de calidad, operativos y de negocio. Esto para lograr que en el mediano plazo los proyectos cumplan los objetivos de negocio, operativos y de calidad a un costo y tiempo promedio de la industria, y que en el largo plazo compitan con los de clase mundial.

Avances 2009:

En atención a los acuerdos del Subgrupo de Trabajo de Inversiones de Pemex Refinación (SGTI), las áreas operativas identifican proyectos piloto para iniciar la implantación de mejores prácticas y el Sistema Institucional de Proyectos (SIDP), así como a los responsables para integrar los respectivos equipos de proyecto.

Los primeros proyectos a los que se les aplica el diagnóstico a fin de identificar sus requerimientos para implantar las mejores prácticas de la industria y el SIDP son: nueva refinería de Tula, Conversión de Residuales Salamanca, SCADA 47, planta de Azufre para Minatitlán (Norma 148), SIMCOT, nueva reformadora para Minatitlán, Caldera y turbo para Minatitlán y TAR Tapachula. El proyecto Tuxpan-México desde su inicio funciona como piloto.

Se contrataron plazas temporales que realizaron el mapeo y alineación con FEL II de los procesos que sigue el IMP para la selección de tecnología y el desarrollo de la ingeniería conceptual para la integración del proyecto de Conversión de Residuales en Salamanca y se preparó el plan maestro de fechas clave. En diciembre concluyó la selección de tecnólogos excepto para lubricantes.

Del proyecto Nueva Refinería de Tula se acreditó la etapa FEL I, concluyó la integración del Plan de Ejecución del Proyecto para la etapa de FEL II, la elaboración de las Bases de Usuario, el análisis de riesgos, y se desarrolló el modelo de FEL para ductos.

El proyecto Tuxpan – México ya cuenta con el control de cambios de alcance, costo y programa y se integraron las secciones del plan maestro y estrategia de control del Plan de Ejecución de Proyecto para la fase de construcción del poliducto Cima de Togo–Venta de Carpio.

Se hizo una propuesta para adecuar la relación de Pemex Refinación con la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos a fin de que ambas partes puedan desempeñar el papel que les corresponde como responsable del negocio y administrador del proyecto respectivamente de una manera más equitativa respecto de sus responsabilidades administrativas, así

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como lo que establecen las mejores prácticas de la industria. Esta propuesta se adecuará una vez que se transfieran las funciones de la DCIDP a la DCO y a los Organismos Subsidiarios.

Se concluyó el plan y programa maestro para traducir la estrategia para “Fortalecer el desarrollo y ejecución de proyectos” a términos operativos, alinear la estructura a la misma, aterrizarla al trabajo cotidiano de todos y su institucionalización.

La propuesta de estructura de organización que soporte la estrategia antes mencionada se revisará para considerar la transferencia de funciones de la DCIDP a la DCO y Organismos Subsidiarios.

Avances enero-junio de 2010:

Se revisó el programa de implantación de la estrategia para “Fortalecer el desarrollo y ejecución de proyectos” a fin de que en el horizonte de 2010 - 2015 se enfoque a las siguientes acciones:

 

a. Justificar la necesidad de cambio y establecer compromiso con toda la organización para implantar la estrategia para mejorar el desempeño de los proyectos empleando mejores prácticas de la industria.

b. Acordar con las áreas involucradas los modelos de definición de proyectos

(FEL) y mejores prácticas, así como de los planes, proyectos, metas anuales y responsables de su implementación tanto en el Subgrupo de Trabajo de Inversiones como en los equipos de proyecto.

c. Alinear los procesos de justificación y presupuesto con los de FEL,

reestructurar la organización y desarrollar competencias para cubrir las cargas de trabajo, roles y perfiles de los equipos de proyecto, áreas de planeación de inversiones e ingeniería requeridos por la estrategia.

d. Aplicar la estrategia a proyectos seleccionados en planes anuales.

e. Desarrollar planes de recursos humanos y tecnologías de información

alineados a la estrategia; seguir y hacer ajustes a la implantación y resultados de la estrategia.

Los principales logros en cada una de esas acciones se resumen a continuación:

a. Se inició la difusión de la justificación del cambio considerando que ya no es posible aceptar problemas crónicos de proyectos con sobrecostos, retrasos e incumplimiento de objetivos de calidad, alcance, operativos y de negocio. Se acordó con las áreas operativas el programa de proyectos por acreditar en las diferentes compuertas de FEL ante el SGTI durante 2010.

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Se preparó una presentación ejecutiva para la Alta Dirección a fin de movilizar el cambio a la nueva forma de gestión de proyectos empleando el Sistema Institucional de Proyectos (SIDP), Front End Loading y mejores prácticas en administración de proyectos (Plan de Ejecución de Proyecto, Análisis de Riesgos, Alineación, Administración del alcance y Control de Cambios).

b. Se definieron los modelos de FEL para plantas industriales, ductos y modernizaciones con áreas usuarias, queda pendiente acordarlos con el Grupo de Liderazgo del SIDP para su integración en dicho sistema.

Se solicitó a las subdirecciones operativas actualizar su calendario de acreditaciones 2010 para reflejar los avances reales en la integración de los paquetes de acreditación. Asimismo, se les pidió la designación del personal que fungirá como Patrocinador, Líder operativo y Director de proyecto tal como lo establece el SIDP y mejores prácticas de la industria.

Se definieron estrategias para incorporar el SIDP y mejores prácticas a los proyectos de optimización de reconfiguración de refinería Madero (incluye válvulas deslizantes para coquizadora), Válvulas deslizantes de coquizadora de Cadereyta, Modernización de FCC Cadereyta, y planta Girbotol para Salina Cruz

c. Se trabaja en la alineación de los procesos de justificación y presupuesto con el de acreditación. Se impartió taller de inducción de FEL y al Manual del SIDP en el que se definieron los requerimientos, procesos, roles y responsabilidades para acreditación de proyectos de refinerías en 2010.

Se prepararon para los proyectos próximos a acreditarse programas de fechas clave tanto para los procesos de justificación de inversiones, presupuestales vigentes, como de los nuevos procesos de validación y acreditación. A partir de los mismos se identifican entre dichos procesos interfaces, información complementaria y responsables de su emisión.

d. Se da seguimiento y asesoría “coaching” para incorporar mejores prácticas que simplifiquen la integración de los paquetes de acreditación a 11 proyectos: Reducción Residuales Salamanca; Nueva Refinería en Tula; Reformadora para Minatitlán; Caldera y turbogenerador para Minatitlán; Optimización reconfiguración Madero; Planta de Aguas Amargas para Madero; Válvulas deslizantes de Coquizadora Cadereyta; Modernización de la FCC Cadereyta; Planta Girbotol para Salina Cruz y SCADA 47.

Se propuso un plan de acción para incorporar mejores prácticas y se apoyó en la integración de los entregables del paquete de acreditación, las líneas base de alcance y costo, y el control de cambios para la Conversión de Residuales de Salamanca. Se integró una propuesta de simplificación del SIDP para reducir el número de entregables del paquete de acreditación e

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integrarlos empleando una herramienta que mantenga la alineación con los objetivos de negocio y las prioridades del proyecto.

e. Se acordó con Recursos Humanos un programa de capacitación emergente para apoyar el cumplimiento de los programas de acreditación de proyectos en 2010. La Alta Dirección da seguimiento a la implantación y resultados de la estrategia con el Balanced Scorecard.

Se diseñó y publicó un tablero a base de semáforos para dar seguimiento integral a los procesos de justificación, presupuesto, integración del paquete de acreditación, validación y acreditación de los proyectos. Se da capacitación básica a personal a cargo de proyectos que ya contaban con un alto grado de avance al momento de establecerse el requisito de la acreditación con base en el SIDP y mejores prácticas para integrar:

Las líneas base de alcance y costo El Plan de Ejecución del Proyecto

Se diseña un plan para capacitar en forma masiva al personal de refinerías en las nuevas actividades de los procesos de acreditación y mejores prácticas de la industria que tendrán que alinearse y complementar al proceso institucional de justificación de inversiones.

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Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

 

Es muy importante resaltar que los indicadores Solomon son preliminares, ya que los que consideramos como definitivos corresponden a los que resultan de los estudios bianuales realizados formalmente por la compañía HSB Solomon Associates, quien es la que tiene los derechos registrados de su metodología.

Periodo: Enero-Junio 2010**

1 95%

2 21%

3 38%

4 5%

1 95%

2 21% mín 64 67

3 38% máx

69 68

4 5%

20 12%

7 55%

8 91%

9 40% na (a) 0.1630 na 4.8% Sobresaliente

12 10%

14 51%

15 46%

18 25%

19 26%

16 16% 15 1920 12% 18 2116 16% 8 2020 12% 25 26

Utilización de la capacidad de coquización

% 17 2 21% 88.5 na 85.8 na 2.7 Sobresaliente

Índice de frecuencia de accidentes

Índice 5 21 56% 0 0

1 0.245 25%

6 10%

Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

% 18 13 10% 75.9 76.3 80.0 -0.4 -4.1

7 55%8 91%

9 40%

10 26%

12 10%

Ductos % ductos 20 60.2 >=59 >=59 1.2 1.2 Sobresaliente

Buquetanque % B/T 20 31.2 >=33 >=33 -1.8 -1.8 Insuficiente

Autotanque % A/T 20 6.7 <=7 <=7 0.3 0.3 Aceptable

Carrotanque % C/T 20 1.9 >=1 >=1 0.9 0.9 Aceptable

Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

Días 20 10 26% 2.3 na 2.2 na 4.5% Sobresaliente

Días de autonomía de Pemex Premium en terminales

Días 20 10 26% 8.4 na 4.7 na 78.7% Sobresaliente

Días de autonomía de diesel en terminales

Días 20 10 26% 2.4 na 3.1 na -22.6% Insuficiente

Días de autonomía de crudo en refinerías

Días 20 11 29% 5.1 7.0 7.0 -27.1% -27.1% Insuficiente

Modernización de la flotilla de reparto local

% 20 8 91% 91 100 91 -9.0 0.0 Aceptable

Avance en modernización de Sistemas de medición

% 21 22 24% na 28.0 na na na

SIMCOT*** 22 - 12.0 na 10 Sobresaliente

SCADA 30 - 30.0 na 0 Aceptable

Emisiones de SOx t/Mt 5 21 56% 3.7 3.7 4.20 -1.1% 11.0% Sobresaliente

NOTAS:(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo** Cifras preliminares.*** En revisión la cuantificación de los avances del proyecto. (a) En proceso de revisiónLa desviación respecto a la meta que se muestra en los indicadores cuyas unidades son porcentajes, es absoluta.

Con base en las metas establecidas por la SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima  se considera "Insuficiente". En caso que el 

indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se 

considera Sobresaliente.

-4.8

Insuficientemáx

1,422 1,328

mín-5.9%

1,380 1,295-12.1%

Rendimientos de destilados del crudo ( gasolina, diesel y turbosina)

% 1, 6 y 17 63.2 -5.8

Diesel UBA producido/diesel total producido

% 4 21.7

Insuficiente

Gasolina UBA producida /gasolina total producida

% 4 21.9 3.9

-3.3 -4.3 Aceptable

0.9 Sobresaliente

221.9

126 126

Participación de los diferentes medios de transporte

20

Índice de Intensidad Energética

Índice 18 130.1 Insuficiente

Insuficiente

-3.3% -3.3%

0.30 70.0% -25.0% Insuficiente

208.0 5.0% -1.3%Productividad laboral en refinerías

PE/100KEDC 3 210.7

Insuficiente

Costo de transporte $/t-km 2 0.1552

Proceso de crudo Mbd 1 y 6 1,249.9

Desviación(*) (1) vs (2)

Acciones relacionadas

% de Avance de cada acción (a)

Valor del indicador

(1)

Meta Original PEO

Anual (2)Indicador Unidades

Desviación(*) (1) vs (3)

Calificación (1) vs (3)

Meta Autorizada PEO ene-jun (3)

Pemex Refinación

Objetivos Relacionados

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Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Proceso de crudo

Causas de desviación:

- Paros no programados:

Cadereyta: Catalítica FCC-1, Catalítica FCC-2, Hidrodesulfuradora de gasóleos de vacío, Reformadora de Naftas U-500-1 e Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-1.

Madero: planta Combinada # 3 BA, Coquizadora y Primaria #5.

Minatitlán: Catalítica FCC, Hidrodesulfuradora de Gasolina HDK y HDD.

Salamanca: Hidrodesulfuradora de Residuales U-10, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios #2 U-8, Hidrodesulfuradora de Gasolina HDS-2, Reformadora RR2 y Desparafinadora 1 LG.

Salina Cruz: Primaria 1, Planta Catalítica FCC-1, Reductora de Viscosidad, Hidrodesulfuradora de Gasolina U-400-1, Alquilación 1 e Hidrodesulfuradora de destilados intermedios U-700-2.

Tula: Reductora de Viscosidad, Hidrodesulfuradora de Gasóleos # 2 (Ex HDR), Hidrodesulfuradora de gasóleos de vacío y afectaciones por fallas de suministro de energía eléctrica.

- Crudo Maya fuera de especificación (alto contenido de sal y metales pesados), que causa inestabilidad en los procesos y afecta la confiabilidad de los equipos, rendimientos de productos de mayor valor agregado y programas de producción. Daña y aumenta el consumo de catalizadores, disminuye la transferencia de calor en los equipos, entre otros aspectos.

- Retraso de la entrada en operación de las plantas de la reconfiguración de la refinería de Minatitlán.

Acciones correctivas o de mejora (1. Reconfiguración de refinerías, 13. Mantenimiento de refinerías):

Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) del cual

61

deriva, entre otros, la minimización de los cuellos de botella de diseño, mejoramiento de la operación de las instalaciones, el cumplimiento a los programas de rehabilitaciones y adquisición de refaccionamiento; lo anterior para incrementar la confiabilidad de las instalaciones del SNR.

Asimismo, reforzar las actividades de la reconfiguración de Minatitlán.

Rendimiento de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina).

Causas de desviación:

Baja calidad del crudo suministrado al SNR.

Inestabilidades operativas de plantas (paros no programados) y fallas de

servicios auxiliares.

Cabe señalar que la incorporación de crudo pesado del Activo Ku-

Maloob-Zaap (13° API) al crudo Maya ha ocasionado el incremento de la

densidad (reducción de densidad °API) y viscosidad del crudo que se

entrega a Pemex Refinación.

La viscosidad promedio del crudo Maya recibido por Pemex Refinación se ha incrementado de 363 SSU registrados en promedio durante 2007 a niveles superiores a los 500 SSU durante el primer semestre de 2010 (PMI indica una viscosidad máxima de 321 SSU para el crudo Maya de exportación).

Acciones correctivas o de mejora (Optimización de la dieta de crudo del SNR):

Continuar con las gestiones correspondientes para que se cumpla con la calidad del crudo de acuerdo al contrato con PEP, en cantidad, calidad y oportunidad. Asimismo, considerar la incorporación de crudos de importación a la dieta del SNR.

Mejorar la confiabilidad operativa de los procesos complementarios corrientes abajo para mejorar rendimientos de destilados. Incrementar los rendimientos de las plantas reparadas.

Índice de intensidad energética

Causas de desviación:

Inestabilidades operativas de plantas (paros no programados).

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Problemas de confiabilidad operativa en las áreas de fuerza y servicios principales, así como por cumplimiento al programa de reparación y rehabilitación de calderas y turbogeneradores.

Crudo Maya fuera de especificación (alto contenido de sal y metales pesados), que causa inestabilidad en los procesos y afecta la confiabilidad de los equipos, rendimientos de productos de mayor valor agregado y programas de producción. Daña y aumenta el consumo de catalizadores, disminuye la transferencia de calor en los equipos, entre otros aspectos.

Acciones correctivas o de mejora (5. Uso eficiente de energía):

Con la estabilización de las plantas en el SNR, con el incremento en la confiabilidad del área de Fuerza y Servicios Principales, soportados en Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR), y con la conclusión de proyectos de ahorro de energía durante el año, lo cual dependerá de suficiencia presupuestal asignada y apoyará los resultados del indicador.

Utilización de la capacidad de destilación equivalente.

Causas de desviación:

Inestabilidades operativas de plantas (paros no programados).

A continuación se citan los principales paros no programados que se tuvieron en el SNR durante el período de evaluación:

Cadereyta: Catalítica FCC-1, Catalítica FCC-2, Hidrodesulfuradora de gasóleos de vacío, Reformadora de Naftas U-500-1 e Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios U-700-1. Madero: planta Combinada # 3 BA, Coquizadora y Primaria #5. Minatitlán: Catalítica FCC, Hidrodesulfuradora de Gasolina HDK y HDD. Salamanca: Hidrodesulfuradora de Residuales U-10, Hidrodesulfuradora de Destilados Intermedios #2 U-8, Hidrodesulfuradora de Gasolina HDS-2, Reformadora RR2 y Desparafinadora 1 LG.

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Salina Cruz: Primaria 1, Planta Catalítica FCC-1, Reductora de Viscosidad, Hidrodesulfuradora de Gasolina U-400-1, Alquilación 1 e Hidrodesulfuradora de destilados intermedios U-700-2. Tula: Reductora de Viscosidad, Hidrodesulfuradora de Gasóleos # 2 (Ex HDR), Hidro de gasóleos de vacío y afectaciones por fallas de suministro de energía eléctrica.

Problemas de confiabilidad operativa en las áreas de fuerza y servicios principales, así como por cumplimiento al programa de reparación y rehabilitación de calderas y turbogeneradores.

Crudo Maya fuera de especificación (alto contenido de sal y metales pesados), que causa inestabilidad en los procesos y afecta la confiabilidad de los equipos, rendimientos de productos de mayor valor agregado y programas de producción. Daña y aumenta el consumo de catalizadores, disminuye la transferencia de calor en los equipos, entre otros aspectos.

Acciones correctivas o de mejora (13. Mantenimiento de refinerías):

Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) del cual deriva, entre otros, la minimización de los cuellos de botella de diseño, mejoramiento de la operación de las instalaciones, el cumplimiento a los programas de rehabilitaciones y adquisición de refaccionamiento; lo anterior para incrementar la confiabilidad de las instalaciones del SNR.

Asegurar los recursos presupuestales plurianuales con apoyo de la Subdirección de Planeación y la SUFA, para disponer de los mismos con suficiencia y oportunidad para llevar a cabo los programas anuales y atender rezagos de años anteriores y poder realizar las reparaciones de las instalaciones distribuidas a lo largo de todo el año.

Productividad laboral en refinerías.

Causas de desviación y acciones correctivas de mejora:

Iguales a las de utilización de la capacidad de destilación equivalente.

Días de autonomía de crudo en refinerías.

Causas de desviación:

El recibo de crudo en el SNR respecto al proceso, solo fue superior en

0.86%

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Acciones correctivas o de mejora (11. Almacenamiento de petróleo crudo):

Continuar con la implementación del Proyecto Pemex-Confiabilidad en las 6 refinerías del Sistema Nacional de Refinación (SNR) centrado en confiabilidad de tanques de almacenamiento a efecto de incrementar la capacidad de almacenamiento de crudo.

Utilización por medio de transporte (Buquetanque)

Causas de desviación:

La desviación en 1.8 puntos porcentuales del transporte por buque realizado respecto a la meta establecida, es debido a:

Baja disponibilidad de producto en las Refinerías de Madero y Salina Cruz, en lo que se refiere a productos terminados en tiempo y especificación, mantenimiento de plantas en programa y fuera de programa. En Madero se dejó de producir Pemex Premium y se redujo la producción de Pemex Magna.

Reducción en el requerimiento de trasporte de diluente y gasóleo de vacío en el litoral del Golfo.

Retrasos en sustitución de Buques Tanque. Mantenimiento fuera de programa de embarcaciones, como es el caso

de los buques tanques Nuevo Pemex II, Burgos, Angimar y Faja de Oro II en el litoral del Golfo, Nuevo Pemex IV, Tampico, Guadalupe Victoria II, Choapas II y Chicontepec en el litoral del Pacífico.

Incremento de flete muerto por falta de producto en Salina Cruz derivado de la baja disponibilidad de productos terminados y al mantenimiento realizado a la propia Refinería.

Conforme a los balances realizados en el GIO, se solicitó reducir la carga de volúmenes conforme a la capacidad de carga de embarcaciones, como por ejemplo el BT Tampico (Cap. 265 MB de Pemex Magna, cargó 204 MB), se solicitó dejar pendiente el programa de carga del BT Tampico por espacio de 8 días aproximadamente y del BT Nuevo Pemex IV por un mes ( se aprovechó su capacidad para realizar un gran cabotaje Pacífico-Golfo-Pacífico)

Mal tiempo, se retrasaron las operaciones de las embarcaciones en el litoral del Golfo aproximadamente 1,481 hrs. y para el Pacífico 619 hrs aproximadamente.

Acciones correctivas o de mejora (10. Programa de Modernización del Transporte Marítimo /y Traspasos de insumos y productos entre el Pacífico y el Golfo).

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Pemex Refinación busca maximizar el movimiento de productos por los medios de transporte más económicos, sin embargo la logística se ve afectada en ocasiones por factores externos como el mal tiempo y la demanda de productos.

Días de autonomía de Pemex Diesel en terminales

Causas de desviación:

Se registró una desviación de 0.7 días respecto a la meta, debido principalmente a los siguientes factores:

En el mes de mayo de 2010 se presentaron diversas reparaciones en las plantas de la refinería de Tula afectando principalmente a la producción de Diesel UBA.

En el mes de abril la refinería de Cadereyta presentó baja producción de Diesel afectando los suministros hacia Gomez Palacios, Chihuahua, Saltillo y Durango.

Durante el trimestre de abril – junio se tuvo un incumplimiento en las importaciones de Diesel UBA hacia la frontera Norte como es el caso de Nuevo Laredo, Reynosa, Sabinas, Cd. Juárez.

Durante el mes de junio, la terminación y las demoras para lograr la firma del nuevo contrato con la empresa ferroviaria KCSM y problemas con las vías fueron puntos importantes para que no se cumplieran los programas por este medio a las TAR de San Luis Potosí y Cd. Valles.

El crecimiento de la zona de influencia de Puebla y la capacidad limitada del ducto Minatitlán – México fue la causa para que se viera disminuido el inventario en la TAR de Puebla.

Las altas ventas en la zona centro y el litoral del pacífico fueron también factor importante para que en varias TAR´s de estas mismas zonas no se cumpliera con la meta de inventarios.

Acciones correctivas o de mejora (10. Almacenamiento de productos, inició en 2008 y termina en 2012):

En las reuniones operativas diarias en las que participan las áreas que intervienen en la logística de suministro de productos del Sistema Nacional de Refinación, se marcan prioridades y se establecen acciones complementarias para cubrir la demanda programada de producto, tales

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como traspasos extraordinarios entre TAR’s, adecuación en los programas de suministro por los distintos medios de transporte y ajustes a los requerimientos de importación, asimismo en la zona de Veracruz se incrementó su capacidad de almacenamiento implementando estrategias para apoyar a la zona centro, lo que ayudó a que se lograra incrementar la Autonomía de la zona de Puebla para finales del mes de junio.

Índice de frecuencia de accidentes

Causas de desviación:

A partir de 2005 el indicador de accidentabilidad, ha descendido y se mantiene a niveles internacionales, tal como se observa en las gráficas siguientes:

2.7 2.59

1.92

1.080.72 0.68

1.1

0.63

1.23 1.16

0.590.27 0.24 0.32 0.30

Índice de Frecuencia PEMEX REFINACIÓN

Nota: Los datos del 2010 son hasta al mes de junio.

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Al mes de junio de 2010 el índice de frecuencia fue de 0.30, con 17

lesiones incapacitantes (10 en la Subdirección de Producción, 5 en la Subdirección de Distribución y 2 en la de Almacenamiento y Reparto).

Acciones correctivas o de mejora (21. Implantación del Sistema Pemex SSPA)

Los Centros de Trabajo se encuentran en proceso de elaboración de los Análisis Causa Raíz correspondientes y deberán realizar su difusión a las áreas de seguridad para evitar su recurrencia.

Indicadores con carácter informativo:

Margen variable de refinación

Durante el primer semestre de 2010, el Sistema Nacional de Refinación registró un margen variable de -0.04 dólares por barril de crudo procesado, 2.70 dólares inferior al registrado en igual periodo de 2009. De esta disminución corresponde un efecto negativo en precio equivalente a 1.64 dólares por barril por deterioro de los márgenes internacionales y un efecto negativo en volumen de 1.06 dólares al disminuir el rendimiento de productos respecto al mismo periodo del año anterior derivado de los problemas operativos ocurridos en el SNR durante 2010.

0.1250.2 0.24

0.32 0.35 0.420.59

1.05 1.07

1.71.8

2.35

DuPont Esso ExxonM PREF BP PEMEXPetrobras Valero Chevron Statoil Shell Marathon

Fuente: Sitios web de Compañías 2008

Desempeño 2009

Benchmark internacional

Desempeño 2009

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Aprovechamiento de la capacidad de transporte por ducto Como resultado del crecimiento del transporte de gasolinas en 234.7 millones de toneladas kilómetro por los poliductos Cadereyta-Satélite y Brownsville-Reynosa-Cadereyta y a la puesta en operación del ducto CPI-Azcapotzalco con Pemex Diesel UBA; a pesar del decremento en el volumen total de crudo por el orden de 147.3 millones de toneladas kilómetro, los sistemas de ductos, en el período enero-junio de 2010, se incrementaron en 87.4 millones de toneladas kilómetro respecto al mismo lapso de 2009. Volumen total transportado Durante el periodo enero-junio de 2010, se transportó un volumen total de 39,055.5 millones de toneladas kilómetro de crudo y productos petrolíferos; de los cuales, el 60.2 por ciento se distribuyeron por ducto, 31.5 por ciento por vía marítima, 6.7 por ciento por auto tanque y el restante 1.9 por ciento por carro tanque. Comparado contra el mismo período del año 2009, registra un incremento del 7.2 por ciento en el volumen total transportado, explicado principalmente por el incremento, a nivel sistema, de 7.6 por ciento en el transporte de petrolíferos.

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3.C Pemex Gas y Petroquímica Básica

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

2. Desarrollar el proyecto de ampliación y confiabilidad operativa del CPG Poza Rica

Ampliación operativa Respecto a la ampliación operativa, el proyecto contempla las actividades para la construcción de una planta criogénica de 200 MMpcd. Conforme se describen a continuación: Adjudicación de contrato:

El fallo de adjudicación se dio el 15 de mayo de 2009.

La firma del Contrato de Obra Pública mixto a tiempo determinado entre Pemex Gas y el contratista ICA Fluor Daniel S. de R.L. y Linde Process Plants Inc., se llevó a cabo el 12 de junio 2009, por un monto de 707.2 millones de pesos para la parte de precios unitarios y de 213.8 millones de dólares para la parte a precio alzado.

La fecha de inicio de los trabajos fue el 17 de agosto 2009 y se prevé que se termine para el 24 de noviembre 2011.

La construcción de la planta criogénica presenta un avance físico de 26%, en el primer semestre de 2010, de acuerdo a las siguientes actividades relevantes: Desarrollo de la Ingeniería Básica y Detalle:

Básica: se concluyó al 100%.

Detalle: registra un avance de 49%.

En la fase de procura:

Se han colocado el 100% de las órdenes de compra de los equipos críticos y continúa la recepción de materiales y equipos principales de los módulos de la planta y la construcción de los mismos en instalaciones del fabricante.

Para la esfera de almacenamiento de gas LP TE-300 llegaron a sitio el total de las placas para dos secciones y las columnas; también se suministró en sitio el total de placas de dos secciones de la esfera TE-101.

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En la fase de construcción:

Se realizan las cimentaciones de las esferas de almacenamiento y del rack principal.

Continúa el movimiento de tierras y compactación del terreno donde se ubicarán las plataformas de operación de la planta criogénica y de los servicios auxiliares, con un avance del 94%.

Para el quemador de fosa se trabaja en la construcción de cimentaciones y muros de concreto. Del quemador elevado se realiza el montaje del soporte del módulo 1.

En la subestación eléctrica 15 continúan los trabajos de construcción de muros, ductos eléctricos e instalación de sistema de tierras.

En la subestación 13 se trabajan en las cimentaciones y colocación de acero de refuerzo en columnas.

En el cuarto de control continúan las actividades de construcción de columnas y colocación de cimbra.

En marzo de 2010, se acordó con la compañía contratista reprogramar la fecha de conclusión del proyecto para noviembre de 2011.

Confiabilidad operativa Respecto a la confiabilidad operativa del CPG Poza Rica, el proyecto contempla modernizar las instalaciones actuales, incorporando nuevas tecnologías a las plantas existentes: endulzadora de gas, recuperación de licuables, servicios auxiliares, infraestructura complementaria y fraccionamiento. El avance al segundo trimestre de 2010 es de 54%. Se considera el nuevo monto del proyecto, el cual se señala en el documento para la SHCP del ciclo de planeación 2010. De acuerdo a las siguientes actividades relevantes: Sistema de contraincendio

El proyecto para la modernización del sistema contraincendio, se encuentra programado a realizarse a partir del año 2011. Se tiene un avance en la revisión y actualización de las bases técnicas de un 70%.

Sistema eléctrico

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Para continuar con la construcción de la nueva planta criogénica, fue necesaria la reubicación de la trayectoria de la línea 63060 de 69KV de alimentación de energía eléctrica a la central de almacenamiento y bombeo de PEP y Refinación; esta actividad se encuentra al 100%.

Se programó para el 2011 la sustitución y modernización de tableros de baja tensión y tablero de distribución principal de la sala de generación eléctrica, además de los transformadores trifásicos de baja tensión en las Subestaciones Eléctricas.

Calderas y turbogeneradores

La Rehabilitación y repotenciación de la caldera BW-4 ya se concluyó. La caldera esta en operación desde agosto de 2009.

Rehabilitación y repotenciación de la caldera BW-1.- Se iniciaron los trabajos de rehabilitación en noviembre de 2009, se tiene un avance físico a junio de 2010 del 75%.

Rehabilitación del turbogenerador TG-6.- Los trabajos de rehabilitación iniciaron en junio de 2009, se tiene un avance físico del 96% a junio 2010. Durante este periodo se continuaron realizando pruebas preliminares de comportamiento, para la recepción y puesta en marcha del equipo.

Equipo de bombeo.- se suministraron nueve equipos que fueron inspeccionados y actualmente se encuentran operando.

3. Incrementar la producción de líquidos en planta criogénica e instalar la sección de fraccionamiento en el CPG Arenque

Esta acción consiste en ampliar la capacidad de procesamiento de la sección de fraccionamiento en 5 Mbd prevista en 2011, sin embargo de acuerdo con el nuevo escenario de oferta de gas de PEP, se reprogramo el incremento de capacidad de las plantas actuales. Por lo anterior, PGPB propone a la SENER suspender los reportes de avance de esta iniciativa, hasta que se reinicien las actividades del proyecto de ampliación del CPG Arenque, lo cual se estima para 2013.

4. Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex

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El proyecto para construir una planta de cogeneración de energía eléctrica de 300 MW en el CPG Nuevo Pemex tiene como fecha estimada de término octubre 2012. La construcción de la planta considera un plazo de 36 meses a partir de la firma del contrato para el desarrollo de las instalaciones y el sistema de transmisión. La duración del contrato de servicios es por 20 años a partir de la entrada en operación. En la construcción de esta planta se tienen programadas realizar las siguientes actividades relevantes:

Dentro de las actividades realizadas a junio de 2010 destacan:

Se concluyó la colocación de las pilas de cimentación en los dos trenes de

fuerza. Por su parte, los trabajos de la instalación de las pilas de los

tanques de condensado norte y sur tienen un avance de 33.4% y de 4.1%,

respectivamente.

En el área de Tanque 2 y Caseta de Bombas de agua de servicio, continúan

los trabajos de acondicionamiento de terracerías, en áreas este y sur.

Continúa el saneamiento de cuerpos de agua y corte del terreno natural en

el camino de acceso.

Subestaciones Eléctricas (S.E). El proyecto considera:

S. E. Tamulté.- En la plataforma de montaje continúan los trabajos de

relleno con material.

S. E. Reforma.- En la ampliación de esta subestación, se realiza el

desmantelamiento de la malla ciclónica.

Continúan los trabajos de cimentación de estructuras y habilitación de acero

para las torres de transmisión.

2010 2011 2012Actividades para desarrollar el proyecto

Desarrollo de Ingenierías (octubre 2009‐febrero2010)

Inicio de trabajos en sitio(enero 2010)

Desarrollo de instalaciones(marzo 2010‐agosto 2010)

Entrada en operación(Septiembre 2012)

Programa del desarrollo de las instalaciones y puesta en servicio

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Al cierre de junio de 2010 el Proyecto de Cogeneración tiene un avance del 17.4%. De este, el 12% corresponde al avance en la licitación pública y la gestión para la asignación de contrato, y el 5.4% corresponde a la construcción.

Concepto Avance

Programado (%)

Avance Real (%)

Ingeniería 17.1 29.4 Compras 17.1 30.1 Suministros y Fabricación 1.53 4.7 Construcción 0.35 1.7 Avance Global 2.2 5.4

5. Integrar nuevas estaciones de compresión al Sistema Nacional de Gasoductos: Chávez, Cabrito y repotenciación de Santa Catarina

Al segundo trimestre de 2010, el avance global de esta acción es de 52.5%, conforme a:

La Estación de Compresión Chávez presenta un avance de 99%, por lo que se iniciaron las pruebas de arranque. Los proyectos de Santa Catarina y El Cabrito reiniciarán la etapa de concurso en 2011 y se estima que concluyan en 2013, lo anterior debido a que CFE retrasó la entrada en operación de la central de ciclo combinado Norte II, de 2012 al 2013. En este sentido, la Estación de compresión El Cabrito, concluyó en el 2008 las bases de concurso de Ingeniería, Procura y Construcción (IPC). En 2009, se

Integrar nuevas estaciones de compresión al Sistema Nacional de Gasoductos: Chávez, Cabrito y repotenciación de Santa Catarina

Avance real %

Construcción de la estación de compresión Emiliano Zapata 100.0

Construcción de la estación de compresión Chávez 99.0

Construcción de la estación de compresión Cabrito 10.0

Repotenciación de Santa Catarina 1.0

Avance Global=(Sumatoria de % proyectos(i)*100/400 52.5

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elaboró la documentación técnica para definir el área de construcción y para 2010 se cuenta con recursos para realizar únicamente la ingeniería. Desde el 2009 se reporta un avance del 10% sin modificación.

6. Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y El Durazno (Guanajuato)

El avance al segundo trimestre de 2010 es de 93%

El libramiento de Jalapa cuenta con tubería en sitio y con 99% de las aprobaciones para el uso de los derechos de vía. Se formalizó el convenio de ampliación de tiempo (D3), por la negativa de los propietarios a otorgar el acceso al derecho de vía. El avance a junio de 2010 es de 87%. La construcción del libramiento de Morelia tiene un avance de 92%, un nuevo proveedor concluirá la obra debido a que se rescindió el contrato al contratista original. El 22 de abril de 2010 se dio el fallo de la nueva licitación; sin embargo la compañía contratista original se inconformó. Con fecha 7 de julio de 2010 se emitió la resolución por el área de Responsabilidades del Órgano Interno de control, OIC, declarando improcedente la inconformidad. Se estima que los trabajos iniciarán el 14 de julio de 2010.

7. Mantenimiento integral al gasoducto de 24” Reynosa –Chihuahua El 31 de diciembre de 2009 concluyó la fase II de las corridas de inspección con el diablo instrumentado en un total de 352 km, correspondiente a la fase II. El avance global de las tres fases, al segundo trimestre de 2010, es de 53%; mismo que se mantendrá hasta que inicien los trabajos para contratar la fase III.

Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y El Durazno (Guanajuato)

Avance real %

Construcción Libramiento de Jalapa (proyecto integral) 87.0

Construcción Libramiento Morelia 92.0

Construcción Libramiento el Durazno 100.0

Avance Global % avance=(279/300)*100=93 93.0

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En esta fase se hará la corrección de anomalías detectadas en las corridas de diablo. Para la última fase se prevé la autorización del presupuesto por la SHCP, para el último trimestre de 2010, por lo que se modificará el programa de ejecución. Este proyecto, inició en enero de 2008 y en diciembre de 2012 se estima la fecha de término.

10. Desarrollar el esquema comercial de gas LP ante el nuevo entorno regulatorio

Términos y Condiciones de Ventas de Primera Mano (TYCVPM)

El 27 de febrero de 2009 se entregó a la CRE una nueva versión de Lineamientos Operativos sobre Condiciones Financieras y Suspensión de Entregas (LOCSFE), documento que describe las condiciones relativas a pagos, garantías, líneas de crédito que se otorgarán a los clientes de gas licuado y que forman parte integral de los TYCVPM. Aún no se han recibido comentarios sobre los mismos. En diciembre de 2009 la CRE solicitó un documento con las justificaciones de los plazos, ajustes comerciales y tolerancias operativas establecidas en la propuesta de TYCVPM, lo anterior para ser integrado en la Manifestación de Impacto Regulatorio (MIR) para la COFEMER. El 26 de marzo de 2010, la CRE entregó a la COFEMER el proyecto de los Términos y Condiciones de Ventas de Primera Mano (TYCVPM), dando inicio al plazo de consulta pública por 30 días. Sin embargo, la CRE ha manifestado que debido a los comentarios recibidos en la consulta, el proyecto se encuentra detenido, por lo que PGPB está en espera de la definición por parte de esta autoridad.

Directiva de Precios

La CRE notificó la RES/001/2009 estableciendo que la Directiva quedaba sin efectos a partir del 9 de enero de 2009 y hasta el 31 de diciembre del mismo año. A través del oficio SE/UPE/870/2009 de fecha 27 de abril de 2009 y en respuesta a la consulta realizada por Pemex Gas, la CRE manifestó que subsistían

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obligaciones de entrega de información. El 27 de mayo de 2009 mediante oficio OAG/GJGPB/736/2009 se envió a la CRE un programa de cumplimiento a las obligaciones pendientes. El 22 de septiembre de 2009 se publicó en el Diario Oficial de la Federación, el nuevo Reglamento de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo; en éste se modifica el concepto de venta de primera mano, por lo que la CRE deberá emitir modificaciones a la Directiva de Precios suspendida, que incluya producto de importación. Se elaboró la propuesta de modelos de tarifas de terminales de Gas Licuado formalizando la entrega de la misma a la CRE mediante oficio OAG/GJGPB/730/2009 de fecha 26 de mayo de 2009; está pendiente recibir una respuesta por parte de dicha Comisión. Sin embargo, el 17 de noviembre de 2009, la CRE publicó en Diario Oficial de la Federación la RES/250/2009, la cual establece un nuevo plazo y requerimientos adicionales para la entrega de los modelos tarifarios; así como de las Condiciones Generales de Servicio de Plantas de Suministro. Como lo señala la última resolución RES/081/2010 emitida por la CRE el 31 de marzo de 2010, la Directiva para el cálculo de precios continua sin efectos. Sin embargo, se evalúa con las Autoridades la aplicación parcial de la Directiva durante el segundo semestre de 2010. El avance al segundo trimestre de 2010 es de 80%. 11. Diversificar el portafolio comercial de importación/ exportación de

gas natural Esta acción se dirige a ampliar la cartera de clientes y proveedores de Pemex Gas en los Estados Unidos de América, así como lograr una mayor flexibilidad en las operaciones de comercio exterior. Avances y actividades:

Con la Comisión Federal de Electricidad se cerraron operaciones de largo plazo (enero-marzo de 2010), por un volumen de 30,000 / 60,000 MMBtu para la CFE con un descuento ponderado de USD$ 0.2875/MMBtu. Para el periodo de enero– junio de 2009 se cerraron contratos mensuales con opciones por un volumen promedio de 80,000 MMBtu diarios a un descuento ponderado de USD $0.18 MMBtu. Para las importaciones logísticas, se cerraron contratos de largo plazo para el invierno (enero – marzo 2010), con un descuento ponderado de 0.2875 USD$/MMBtu sobre los índices mensuales de Permian y Tennessee. Para el

77

periodo de abril – junio de 2010 no se cerraron contratos de largo plazo ya que los descuentos mensuales eran más atractivos que los descuentos para el periodo completo. El proyecto de optimización con Total Gas & Power North America (Total) tiene como principal objetivo optimizar la capacidad de transporte y almacenamiento, que MGI tiene contratada en EUA, al reducir los costos fijos relativos a la reserva de capacidad. En forma adicional se pretende tener un entrenamiento comercial de dos funcionarios de PGPB, en las oficinas de Total en Houston, TX por un periodo de dos años. Se firmó un nuevo contrato de almacenamiento con la Cía. Total titulado “Natural Gas Storage Services Agreement” con vigencia del 1 de diciembre de 2009 al 31 de marzo de 2011, donde MGI no participa en ninguna pérdida o ganancia. De esta manera, se evita establecer residencia por parte de MGI en EUA y estar sujeto a impuestos sobre las operaciones comerciales. Se presenta a continuación el estatus de los documentos relacionados al proyecto con Total:

1. Contrato de Optimización. La optimización de la capacidad en los

gasoductos intraestatales (dentro de un solo estado) se realizará a través del contrato de compra-venta con North American Energy Standard Board (NAESB). Para el caso de los gasoductos interestatales (cruza más de un estado), se negocia un Asset Management Agreement.

2. Contrato de Colaboración. Establece los términos, condiciones y obligaciones bajo los cuales se llevará a cabo el entrenamiento del personal comisionado de PGPB en Houston. El contrato se encuentra ya firmado por ambas empresas.

3. Visas. Se tramitaron las visas tipo H3 (Professional Training Program), para que personal de PGPB inicie el entrenamiento en Houston, Tx. en agosto de 2010.

Se recibió al personal de la Cía. Total en las oficinas centrales con el objeto de que revisaran los contratos y la logística comercial de MGI para poder iniciar la estrategia de optimización de transporte. La capacidad contratada de almacenamiento le ha brindado a PGPB mayor flexibilidad para enfrentar las operaciones no programadas.

78

En diciembre de 2009, se envió una nueva propuesta, con el fin de tener un nuevo contrato de swap con una estructura de precios, que le permitiera a PGPB manejar el servicio en las bases firmes tanto en Bidweek2 como en Aftermarket1. El avance al segundo trimestre de 2010 es de 99%.

13. Mejorar las aplicaciones de Tecnologías de Información para la comercialización de gas natural y gas LP

A continuación se informa el avance de las actividades relacionadas: VIN 003/2006.- Para el registro financiero de las penalizaciones económicas

a contratistas. Se definió el alcance de la solución e inició el proceso de solicitud de autorizaciones normativas corporativas. El avance es del 5%.

Visualización e integración de procesos, para el seguimiento a la operación logística y de distribución de gases licuados y petroquímicos básicos: continuaron las actividades para mapeo de información operativa que reside en los sistemas de producción, el avance al segundo trimestre es del 60%.

Implementación del módulo Profitability Casting Management (PCM) para obtener un costeo de los procesos en SAP, con el propósito de realizar análisis de rentabilidad. De acuerdo al programa de trabajo, este módulo se encuentra actualmente en la fase de realización, con un avance del 100% al primer trimestre de 2010.

Ventas de Primera Mano de gas natural, para el cumplimiento al marco regulatorio de ventas de gas natural: Durante el segundo trimestre de 2010 no se registraron avances en esta iniciativa, por lo que el avance al segundo trimestre de 2010 continúa en 80%.

El avance global de la iniciativa al segundo trimestre de 2010 es de 91%.

14. Modernizar redes contraincendio en los CPG Nuevo Pemex y Cd.

Pemex La red contraincendio de Nuevo Pemex presenta un avance físico al segundo trimestre de 2010 de 90.4 %, con el siguiente desglose de actividades relevantes efectuadas:

1 Aftermarket.-Es la negociación de compra-venta de gas posterior al cierre de mercado. 2 Bidweek.- Es la negociación de compra-venta del mayor volumen de gas, en la última semana de cada mes (semana de cotizaciones).

79

El montaje de tuberías por áreas registró los avances siguientes: Cabezales principales: 86% en instalación de tubería y 2% en habilitación

de tubería.

Sistemas de aspersión en planta de líquidos 3: cuentan con el 99% de la instalación de tubería.

Patines de medición: instalación de tubería en 65% y tubería habilitada en 35%.

Tratamiento de efluentes: 95% de instalación de tubería y 2% para tubería habilitada.

Esferas TE-1406 y TE-1401: Avance de 100% y 96.5%, respectivamente como instalación de tubería, para la TE-1401 se tiene 3% de tubería habilitada.

Planta criogénica 1: 95% de tubería aérea habilitada; tubería subterránea 26% en instalación y 28% en tubería habilitada.

Almacenamiento de producto: 33% en instalación de tubería aérea, en tubería subterránea 47% como instalación de tubería y 7% de tubería subterránea habilitada.

En la esfera TE-1406, se realizó el habilitado e instalación de los arreglos para instalar los aspersores para la entrada hombre y las válvulas de seguridad (PCVs) solicitadas por el centro de trabajo.

La red contraincendio de Ciudad Pemex muestra un avance físico al segundo trimestre de 2010 de 79.5%, con el siguiente desglose de actividades relevantes efectuadas:

Sin cambios en los cabezales principales, se registra un avance de

57%. Los avances en área de la planta criogénica 1 y servicios auxiliares 2,

son de 89% y 79% respectivamente.

En el Tanque TV-700, concluyó la aplicación de soldadura en las juntas verticales del lado exterior del cuarto anillo e iniciaron las del lado interior, continúa el montaje de columnas y estructuras del techo.

La construcción de la subestación de servicios auxiliares 1 y de la que se localiza en la bocatoma “El Bayo”, están sin cambios, tienen avances del 84% y 39%, respectivamente.

80

Estos proyectos iniciaron en enero de 2008 y se estima concluyan en diciembre de 2010.

15. Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex

Con respecto a los sistemas de desfogue del CPG Ciudad Pemex, se tiene un avance físico del proyecto al segundo trimestre de 2010 de 47%, con el siguiente desglose de actividades relevantes realizadas: Con relación a las actividades de construcción, se destacan los siguientes avances:

El 18 de junio de 2010 inició la fabricación del quemador L-301.

98% en el montaje de marcos en el rack de tuberías norte al quemador L-301 (47 de 48 marcos).

23% en la obra civil de la subestación eléctrica norte.

72% en las cimentaciones para soportes de tuberías y equipos en explanada del quemador L-301.

62% en las cimentaciones para soportes de tuberías y equipos del quemador TC-3101 y quemador temporal, este avance se modificó por que se adicionaron soportes para tuberías.

7% en el montaje de tuberías en rack nuevo hacia el quemador L-301. Se realizó maniobra con grúa para el montaje de dos secciones de tubería de 20” y montaje del cabezal de 42”.

4% en el montaje de tuberías en área de integración

Se terminó el tendido y compactación de arcilla para la formación de terraplén en área de equipos y mochetas para el quemador L-303.

Se efectúo montaje de 11 de 48 marcos del rack de tuberías norte al quemador L-301.

Asimismo, se registró un avance del 80% en las cimentaciones para soportes de tuberías y equipos del quemador TC-3101 y quemador temporal.

Este proyecto inició en enero de 2008 y se estima concluirlo en diciembre de 2010.

81

16. Realizar el proyecto de seguridad física en las instalaciones de los centros procesadores de gas

Durante los meses de enero y febrero de 2010 se integraron propuestas de mejora, para la operación de los convenios de colaboración en materia de seguridad física que celebra PEMEX con la Secretaría de la Defensa Nacional y la Secretaría de Marina Armada de México, quedando formalizados en abril de 2010. Durante los meses de febrero y marzo de 2010, se efectuó el desarrollo de material didáctico y se preparó la logística para la campaña “manejo defensivo” dirigida a todo el personal de la Subdirección de Producción, certificándose a los promotores en el mes de junio de 2010, reprogramándose la difusión al último trimestre del 2010. Se tienen autorizados y programados para el año 2010, cuatro cursos de formación y capacitación para homologar los conocimientos del personal de vigilancia adscrito a los nueve Complejos Procesadores de Gas del organismo, estos iniciaron en el mes de mayo y se estima concluirlos en julio de 2010. Este proyecto, inició en enero de 2008 y en base a la cartera multianual 2011-2025, se estima como fecha de término diciembre 2015. El avance al segundo trimestre de 2010 es de 50%.

18. Consolidar el uso de la metodología Front End Loading (FEL) para proyectos de inversión

El 24 de febrero de 2009, el Grupo Directivo del Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP), autorizó la versión “0” (cero) del manual del sistema y en junio 18 de ese mismo año la primera revisión o versión 1. Dicho manual constituye el modelo y la estructura de gobernabilidad requerida que permitió instrumentar de manera formal el uso de la metodología FEL en el proceso de maduración de los proyectos de inversión de Petróleos Mexicanos. En este contexto, todos aquellos proyectos orientados a incrementar la capacidad de proceso y transporte del Organismo, así como a mejorar estas operaciones, deberán ajustarse cabalmente a lo establecido en el citado manual. Para lo anterior, la Subdirección de Planeación de Pemex Gas está asesorando a las líneas de negocio, para que estos proyectos cumplan con las disposiciones y los entregables establecidos en el manual del SIDP durante el proceso de acreditación de cada una de las etapas FEL.

82

No obstante, en 2009 el Grupo de Trabajo de Inversión acreditó dos proyectos y para 2010 se tiene previsto que siete proyectos se analicen y acrediten, en alguna de las etapas FEL, bajo esta metodología. 19. Reducir costos de suministro de bienes y servicios Sistematización de los procedimientos de contratación Al cierre de junio de 2010, el “Módulo de condiciones generales de contratación (CGC’s)”, establecido en el Sistema Integral de Información de Adquisiciones y Obras Públicas, mantiene un 40% de avance. La funcionalidad de CGC’s alcanzó la fase en productivo, y se encuentra en periodo de prueba, para su posterior entrada en operación. Cabe resaltar que la entrada en vigor de las disposiciones administrativas de contratación de la Ley PEMEX modificará el proceso de contratación, por lo que el módulo de CGC’s sufrirá importantes adecuaciones tanto en contenidos como en alcances y programación. Asimismo, se cuenta con un escenario que permite contratar o adquirir directamente con el fabricante, dueño de la tecnología o quién posea los derechos exclusivos de los bienes o servicios requeridos por Pemex Gas y Petroquímica Básica. Al 30 de junio de 2010 se han formalizado 90 convenios de habilitación para contar con los catálogos electrónicos pactados de estos proveedores (denominados primarios). Adicionalmente, y con objeto de implementar un mecanismo de colaboración y relación con los clientes internos, se consideraron las siguientes actividades para el año 2010:

Capacitación Bajo Demanda en materia de Contratación. Este año se estableció llevar a cabo un nuevo esquema de capacitación a través del sistema de “Módulos de Capacitación Bajo Demanda en materia de Contratación”, el cual consiste en cuatro módulos sobre aspectos básicos en la materia: I) “Módulo de recepción de requerimientos (MRR) y CGC’s”, II) “Cursos técnicos”, III) “Talleres” y IV) “Programas anuales e Informes técnicos”, destinados a los niveles de especialistas y expertos.

Esta nueva estrategia proporcionará a las Líneas de Negocio capacitación eficiente y oportuna en materia de contratación, mediante un esquema de coparticipación en el que se brinden los servicios sobre demanda. Con ello se pretende fortalecer áreas y conocimientos específicos, en tiempos, y formatos elegidos por los requirentes. El nuevo proceso de capacitación está previsto desarrollarse entre los meses de marzo y noviembre del presente año. El avance al segundo trimestre de 2010 se sitúa en 25%.

83

El programa de capacitación para este año también sufrirá importantes adecuaciones tanto de contenidos como de alcances y programación, con motivo de las disposiciones administrativas de contratación de la Ley PEMEX.

Finalmente, se definió un nuevo modelo de evaluación de los convenios de colaboración de las áreas de contratación de SAF con las Líneas de Negocio que contiene parámetros de operación de los procesos de contratación, los requerimientos de información y la atención de nuevos requerimientos que involucran a ambas partes, en términos de resultados. La primera evaluación se presentará durante el mes de agosto de 2010, con los resultados obtenidos durante el primer semestre del año. El avance también se ubica en el 25%.

El avance global de esta acción al segundo trimestre de 2010 continúa en 80%.

20. Implementar el Programa Cero Observaciones (PCO)

Esta acción alcanzó un avance de 100%, al primer trimestre de 2009, por lo que en este informe se dan algunas acciones de seguimiento. En la primera sesión del Comité de Control y Auditoría, celebrada el 25 de febrero de 2010, se informó del Proyecto de Plan de Trabajo que se presentó a la SFP, al cierre de 2009, en materia del Programa Cero Observaciones (PCO), con la aplicación de la metodología análisis causa-raíz, que se ha definido como la herramienta de estudio para la recurrencia de observaciones de alto riesgo, sin costos adicionales para el organismo. En el Comité se acordó que se actualizaría el Plan con los datos definitivos de cierre del año y lo más importante, que el seguimiento de las acciones que se realicen en el año en materia de PCO, se informarán en cada sesión del Comité, incluyendo los rubros identificados como de mayor recurrencia, así como el comportamiento del indicador establecido por la Secretaría de la Función Pública, para las dependencias y entidades de la Administración Pública Federal. En la segunda sesión del Comité de Control y Auditoría, celebrada el 3 de junio de 2010, se aprobó que los avances de las acciones en materia del Programa Cero Observaciones en los Centros de Trabajo que presentaron recurrencia de observaciones al cierre de 2009, sean revisados en Asuntos Generales.

21. Implementar el programa del ciclo de vida laboral

84

Esta iniciativa está orientada a lograr que los trabajadores de confianza que ocupan puestos clave (niveles tabulares 39 y superiores), cuenten con conocimientos, habilidades y actitudes acordes al perfil de su puesto. Como se mencionó en el informe anterior, la fase I que comprende contar con reportes comparativos puesto – trabajador (registrado en SAP) de los 512 trabajadores que ocupan puestos clave actualmente, se considera concluida con un avance de 100%, ya que mediante documento número ESRH-GPB-405-2009, de fecha 31 de diciembre de 2009, se entregaron los resultados de esta fase de implantación del Ciclo de Vida Laboral en la Subdirección de Producción de PGPB.

85

Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Periodo: enero-junio 2010

1 100% 99.9 min ---- 95 ------ -0.1%

2 26%max

100 Aceptable

19 80% 390.1 min 384 375 -4% 2%

20 100%max

408 384 Sobresaliente

21 100%7 53%

8 100% 0.0max

1 0.10 -100% -100% Sobresaliente

9 100%14 85%16 50%4 17% 11.7 min 17.2 11.7 -37% -9% Aceptable

10 80%max

18.7 12.9

11 99%

1 100%2 26% 2.8 min 2.3 2.8 -1% -12% Aceptable

3 9%max

2.8 3.2

4 17%19 80%1 100%2 26% 97.3 min 95.1 95.8 0.7% 0.7% Sobresaliente

3 9%max

96.6 96.6

5 52%6 93%

7 53% 0.14 min 0.13 0.14 3% -10% Aceptable

8 100%max

0.14 0.16

9 100%13 91%

25 10 80% 3.24 min 2.08 3.20 38% -15% Aceptable

13 91%max

2.34 3.82

14 85%

Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames

MM$/mes 15 47% 0max

0.1 0.1 -100% -100% Sobresaliente

4 17%14 85% 5.4 min 5.0 5.0 -8% -5% Aceptable

max

5.9 5.7

5 52%6 93% 84.4 min 85.1 81.0 -11% -2% Aceptable

7 53%max

94.9 85.9

8 100%9 100%

13 91%5 52%6 93%7 53% 462,160 515,160 462,160 -10% 0% Aceptable8 100%9 100%

13 91%1 100%2 26% 5,800 5,800 5,800 0% 0% Aceptable3 9%1 100% 80.6 min 87.2 77.0 -9% 4% Sobresaliente

2 26%max

88.1 77.7

3 9%

1 100%

2 31% ---- min 84 96 ------ ----- -----max

88 98

Valor del indicador

(1)

Meta Original

PEO Anual (2)

Meta Autorizada PEO ene-

jun (3)

Desviación(*)

(1) vs (2)Desviación(*) (1)

vs (3)Calificación (1)

vs (3)

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas

% de Avance de

cada acción (b)

Índice de frecuencia de accidentes

Número 5

Margen por unidad de energía

comercializada5 $/MMBtue 7

Eficiencia en procesamiento de gas húmedo en centros procesadores de gas de

PGPGB ( CPGs)1

%1

Productividad laboralMMBtue/plaza ocupada

3

Costo promedio diario de transporte de gas

seco2

25

Costo promedio diario de transporte de gas

LP2

26

Autoconsumos de gas3 %26

Gastos de operación por energía producida

$/MMBtue 22

Recuperación de propano en CPG

% 23

Capacidad instalada de recuperación de licuables

MMpcd 23

UpTime criogénicas % 23

UpTime Sistema Nacional de Gasoductos

% 25

Capacidad instalada de compresión

HP 25

Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en proyectos de

inversión4

% 1

86

Periodo: enero-junio 2010

19 80% 2.02 min 2.62 2.62 -27% -27% Sobresaliente

20 100%max

2.76 2.76

21 100%4 17% 1,845 min 2,192 1,850 -19% -8% Sobresaliente

10 80%max

2,279 2,000

11 99%1 100%

2 26% 29.5Max

34 39 -13% -24% Aceptable

3 9%1 100%2 31% 0.84 min 0.8 0.8 -7% -7% Aceptable

3 9%max

0.9 0.9

4 17%19 80%1 100%2 26% 42.7 min 40 40 -1% -1% Aceptable

3 9%max

43 43

4 17%19 80%1 100%2 31% 36.2 min 32 33 6% 1% Sobresaliente

3 9%max

34 36

4 17%19 80%1 100%2 26% 18.1 min 16 16 7% 7% Sobresaliente

3 9%max

17 17

4 17%19 80%1 100% ---- min 100 100 ---- ---- ----

2 26%max

120 104

3 9%Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en

nitrógeno al SNG6% 24 13 91% 22

Max

0 - Insuficiente

Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de

norma en nitrógeno al SNG6% 24 13 91% 40

Max

0 - Insuficiente

* En base a las metas establecidas por SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En caso

que el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por arriba del

meta máxima se considera sobresaliente

Comentarios:

Se señala que las metas de los indicadores presentan desviaciónes con respecto a los valores reales, debido

a la incertidumbre de los escenarios de la oferta en gas y condensados. Por lo anterior, las metas se deberán actualizar cada año.

Se señala que el porciento de avance de algunas iniciativas no presentará variaciones significativas en los periodos de evaluación trimestral,

ya que estan basados en proyectos de largo plazo a 10 años.

El porciento de avance en las acciones se actualizó a junio de 2010.

Notas:

1.-Para 2010 de comun acuerdo con SENER se sustituye el indicador capacidad criogénica utilizada por eficiencia en procesamiento de gas húmedo:Gas húmedo procesado/gas húmedo entregado

2.-El indicador relativo al costo de transporte diario de gas natural y gas LP corresponde al período enero-mayo, evaluados con la medologia autorizada por SENER en 2009

de acuerdo al oficio DGA500.015/2009. Esta metodológia considera la incorporación de tres nuevas cuentas de autoconsumo: una corresponde al gas combustible utilizado en

compresión, bombeo y mermás desfogues y venteos.

3.-Para el cálculo del indicador autoconsumo de gas en %, se utilizó la metodología autorizada en el Consejo de Adminastración de Pemex Gas

del 23 de marzo sesión 124. En la nueva metodología, se considera la energía consumida para el proceso del gas y condensado,

a diferencia de la anterior la cual consideraba otros consumos no relacionados con el proceso (consumo en planta NRU, consumos

en porteo de energía electrica y compresión de nitrógeno) .

4.-Estos indicadores se encuentran asociado a los proyectos de construcción de plantas criogénicas, se reportará con la entrada en operación de la nueva planta criogénica en el CPG Poza Rica

5.-Valor preliminar a junio 2010, el cálculo de este indicador considera la nueva metodología autorizada por el Consejo de Administración en la sesión 131 ordinaria del pasado 29 de marzo de 2010.

6.- Por acuerdo con SENER, se sustiruye el indicador de Inyecciones de gas fuera de norma por Inyecciones de gas natural de CPGs fuera de norma en Nitrógeno

al SNG y días de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en Nitrógeno al SNG

Valor del indicador

(1)

Meta Original

PEO Anual (2)

Meta Autorizada PEO ene-

jun (3)

Desviación(*)

(1) vs (2)Desviación(*) (1)

vs (3)

Calificación (1) vs (3)

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas

% de Avance de

cada acción (b)

Costos de operación por CPG$/MMpc

producidos7

Emisiones de SO2 a la atmósfera

Kg de S02/Tn de

S° procesado

23

Índice de personal$/MMBtue producidos

3

Producción de etano por unidad procesada

Bd/MMpcd de carga

22

Producción de gasolinas por unidad procesada

Bd/MMpcd de carga

22

Producción de gas seco por unidad procesada

MMpcd/MMpcd de carga

22

Producción de gas licuado por unidad procesada

Bdd/MMpcd de carga

22

Costo real/Costo estimado de

proyectos4 % 2

87

Avance financiero de la acción Desarrollar el proyecto de ampliación de Poza Rica. La construcción de la planta criogénica de Poza Rica de 200 MMpcd presenta el siguiente avance físico- financiero.

Desglose del cálculo.

Indicadores que dependen directamente del gas que entrega PEP POT I 2010

1 100%

2 17% 78.0

3 9%

1 100%

MMpcd 23 2 17% 4,369

3 9%

1 100%

2 17% 3663

3 9%

1 100%

Producción de gas licuado 2 17% 187

3 9%

1 100%

2 17% 122

Producción de etano 3 9%

1 100%

Producción de gasolinas (naftas) 2 17% 79

3 9%

Mbd 23

Mbd 23

Mbd 23

Producción de gas seco MMpcd 23

Gas húmedo procesado en Plantas Criogénicas

Capacidad criogénica Utilizada % 23

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas

% de Avance de

cada acción (b)

Valor del indicador

Prog Real Prog Real29 26 35 35

Fisico Financiero

Avance del Proyecto(%)

88

Indicadores Insuficientes. Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG y días

de inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en nitrógeno al SNG

Estos indicadores calificaron como insuficientes, con respecto a la meta establecida por SENER de 0%. Causas: Los Complejos Procesadores de Gas no fueron diseñados para manejar

nitrógeno en el gas húmedo.

El alto contenido de nitrógeno es una consecuencia de la producción de crudo, controlar este gas inerte afectaría directamente los ingresos por la disminución de las exportaciones.

Pemex Gas no cuenta con instalaciones especiales para eliminar el contenido de nitrógeno en el gas seco a ventas.

Acciones correctivas: Pemex ha iniciado proyectos encaminados a cumplir con la norma en el contenido de nitrógeno del gas seco a ventas. Para este fin, se integró un equipo multidisciplinario coordinado por la Dirección Corporativa de Operaciones, dando como resultado las siguientes acciones:

Acciones Inversión Unidades 2009 11er sem

ene‐jun

Total 2010Costo Total 

4

Avance Programado % 16 35

Monto programado2 MM$ 667 758

Programado acumulado MM$ 667 1,426 1,514 4,094

� Desarrollar el proyecto de 

ampliación  del CPG Poza RicaAvance Real % 16 35

Ejercicio3 MM$ 670 747 747 4,094

Ejercicio acumulado MM$ 670 1,417

Nota: 1.‐Los montos se actualizan a pesos 2010

            2.‐ Fuente:  2009: Adecuado cierre, 2010: Adecuado II B; datos en flujo de efectivo

            3.‐ Fuente:  2009: Cuenta Pública, 2010: Cierre al mes de junio 

            4.‐ Costo total autorizado por la SHCP a pesos 2010

89

Fuente de información: Documento AOG/GJGPB/031/2010 de fecha 19 de enero de 2010, entregado a la CRE por medio de la oficina del Abogado General. Derivado de las reuniones internas del grupo de trabajo, se actualizaron avances y fechas de conclusión.

Desempeño de los principales indicadores En esta sección se incluyen algunos detalles de indicadores que explican los resultados logrados: Costo promedio diario de transporte de gas LP Al mes de mayo de 2010, el valor alcanzado por el indicador es de 3.24 $/Mb-Km, muy cercano a la meta inferior establecida en el POT I (3.20 a 3.82 $/Mb-Km). Esto se debió principalmente a un incremento del 14% en el volumen transportado. Este indicador se ve afectado por los volúmenes de importaciones de gas LP realizado por terceros, mismos que por disposiciones legales no son controladas por PGPB. Estos volúmenes influyen en un menor aprovechamiento de la capacidad de transporte, con impacto directo en sus costos.

Acciones Responsable Descripción de avance

Procedimiento operativo para el control de la concentración del

nitrógeno en el gas de procesoPEP‐PGPB/D C O

Este procedimiento permitirá controlar la variabilidad del gas

entregado a ductos, acotando los límites máximos de composición

del gas amargo entregado por las Regiones Marinas y la Región

Sur a plantas. En octubre de 2009 se firmó el procedimiento y se

encuentra operando desde este año.

Segregación de corrientes de gas amargo en el centro de

distribución de gas marino (Atasta)PEP

La segregación consiste en enviar el gas amargo con mayor

contenido de nitrógeno al CPG Cd. Pemex maximizando el uso de

la planta recuperadora de nitrógeno(NRU).La corriente con menor

contenido se enviará al CPG Nuevo Pemex que inyecta el gas al

SNG. Fecha estimada de térmio en Septiembre de 2010.

Modificación a planta criogénica II Cd. Pemex y Regulación y

mezclado de gas en Cactus.PGPB

La modificación a la planta criogénica II del CPG Ciudad Pemex

permitirá aprovechar al máximo la capacidad instalada de la NRU.

La Fase I es el desarrollo de la ingeniería básica y de detalle de la

rehabilitación de tres bypasses que permitirá incrementar el

recibo de nitrógeno en el gas amargo del 12 al 17.5 % vol. Esta

fase para el periodo de reporte presenta un avance fisico es de

74.1%.La fecha estimada de termino es el cuarto trimestre de

2010.

Re‐inyección de gas amargo en la Región Sur(Campo Jujo) PEP

La inyección a pozos de 60 MMpcd de gas amargo (con mayor

contenido de nitrógeno) permitirá controlar y mejorar la calidad

del gas entregado a plantas de la Región Sur. En abril entró a

operar un separador que forma parte de la reinyección, mismo

que permite separar parcialmente el N2.

Construcción de dos plantas recuperadoras de nitrógeno en la

Región Sur(Campos Cunduacán y Jujo)PEP

Planta de Cunduacán lleva siete juntas de aclaraciones y para la

planta de Jujo, se emitierón bases técnicas en octubre 2009.

90

Nota: El análisis incluye los valores del indicador para el período enero - mayo de 2010, toda vez que los estados financieros y cifras operativas correspondientes a junio, aún se encuentran en revisión. El valor definitivo se informará en el siguiente reporte trimestral al contarse con el cierre contable, a finales de agosto de 2010. Gasto de operación por energía producida

Para el periodo de análisis este indicador se ubicó en 2.82 $/MMbtue, ligeramente por arriba del límite inferior de la meta. Este indicador se vio favorecido por la oferta de condesados amargos de PEP, al cumplirse el 97.9% del programa, por lo que PGPB continuará haciendo esfuerzos encaminados a la mejora en la programación operativa de corto plazo con PEP. Margen por unidad de energía equivalente En la sesión 131 ordinaria del Consejo de Administración de Pemex Gas del 29 de marzo de 2010, se autorizó modificar la metodología de cálculo de este indicador. El cambio consiste en sustituir el denominador de energía equivalente producida por el de energía equivalente comercializada. Con esto, la meta anual de 2010 quedó en un rango de 11.7 a 12.9 $/MMbtu comercializado. Para el segundo trimestre de 2010, de acuerdo a la nueva metodología, el valor del indicador fue de 11.7 $/MMbtu comercializado.

Costo promedio diario de transporte de gas seco Este indicador varía en función del volumen transportado, del costo de ventas y de los costos de operación. Al mes de mayo de 2010, el costo de transporte diario de gas natural fue de 0.14 $/MMpcd. Nota: El análisis incluye los valores del indicador para el período enero - mayo de 2010, toda vez que los estados financieros y cifras operativas correspondientes a junio, aún se encuentran en revisión. El valor definitivo se informará en el siguiente reporte trimestral al contarse con el cierre contable, a finales de agosto de 2010.

91

Recuperación de propano en CPG

Este indicador se ubicó en el primer semestre de 2010, en un nivel de cumplimiento de 97.3%, por encima del valor máximo de la meta. No obstante, para continuar manteniendo la eficiencia en la recuperación de propano, PGPB lleva a cabo el proyecto de modificación de la planta Criogénica II del CPG Cd. Pemex, para procesar gas húmedo dulce con alto contenido de nitrógeno. Autoconsumos de gas

El valor de autoconsumo reportado para el segundo trimestre 2010 cerró en 5.4% de acuerdo al cambio de metodología de 2009, en la que se eliminan los consumos que no corresponden al proceso de gas:

a). Consumo de gas en planta NRU en Cd. Pemex

b). Consumo en generación eléctrica de porteo

c). Compresión de nitrógeno.

Al separar los consumos de gas combustible no asociados al proceso de gas y condensados, permitió que el indicador reflejara el consumo real, los otros consumos corresponden a los procesos de compresión de nitrógeno y porteo de energía eléctrica. Volúmenes de autoconsumo enero-junio de 2010:

  Producción de gas licuado Respecto a este indicador, cabe señalar que en el segundo trimestre de 2010 se ubicó en 186.7 Mbd, al cumplirse la oferta programada de gas húmedo y condensados.

ConsumosAutoconsumos de gas       

MMBtudProceso 230,944

Porteo de Energía  9,534

Compresión de nitrógeno 3,494

Total 243,971

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Adicionalmente, la entrada en operación de las plantas criogénicas 5 y 6 del CPG Burgos permitió que Pemex Gas, en 2009, suspendiera definitivamente la operación de la planta de absorción (recuperadora de licuables) del CPG Reynosa que tenía una menor eficiencia que las plantas criogénicas.

Otra variable que influye directamente en la producción de gas licuado es el recibo de condensados amargos en el sureste del país. En el periodo enero-junio 2009 se procesaron 47.9 Mbd y en el segundo trimestre de este año alcanzó 46.9 Mbd, lo cual representa una reducción de 2%, con respecto al 2009.

Producción de gasolinas por unidad procesada

Las principales acciones que ayudaron a cumplir la meta fueron el incremento de la capacidad de recuperación de licuables, tales como la entrada en operación de las plantas criogénicas 5 y 6 de Burgos. Adicionalmente en el segundo trimestre de 2010, se procesó mayor volumen de condensados amargos, que tienen mayor rendimiento de gasolina natural respecto a los condensados dulces.

Producción Etano

Este indicador, para el periodo del reporte, se ubicó en 122 Mbd, al cumplirse la oferta programada de gas húmedo. Respecto a la calidad del gas etano entregado a Pemex Petroquímica, Pemex Gas señala que cumple con lo establecido en los contratos de compra-venta y con los parámetros de calidad establecidos en la norma oficial mexicana. A continuación se anexa el comportamiento histórico del primer semestre de este año.

Programa RealVariación absoluta

Variación relativa (%)

Gas Húmedo (MMpcd) 4,431.6 4,539.4 107.8 2.5

Condesado 47.9 46.90 -1.0 -2.1

Porcentaje de desviación: Programa POT I contra Real

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Etano a Pemex Petroquímica(Porciento vol)

CO2 C1 C2 C3Anhídrido Carbónico Metano Etano Propano

0.03Max 3.5 Max 93 min 4 máx

ene/2010 0.02 2.16 96.32 1.50

feb/2010 0.03 2.17 96.19 1.61

mar/2010 0.01 2.17 96.19 1.63

abr/2010 0.02 2.46 95.57 1.95

may/2010 0.02 2.62 95.41 1.95

jun/2010 0.02 2.91 95.38 1.69

ene/2010 0.02 1.89 96.96 1.13

feb/2010 0.02 1.86 96.95 1.17

mar/2010 0.02 1.79 96.94 1.25

abr/2010 0.01 2.09 96.97 0.93

may/2010 0.01 2.31 96.11 1.57

jun/2010 0.01 2.53 96.14 1.32

Cangrejera

Morelos

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3.D. Pemex Petroquímica (PPQ)

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

1. Implantación de la metodología FEL de IPA para la evaluación de proyectos estratégicos

Dentro de la cartera de inversión de PPQ se tienen en ejecución los proyectos estratégicos “Ampliación de la capacidad de producción a 280 MTA de la planta de óxido de etileno (1ª etapa) en el Complejo Petroquímico Morelos y Modernización y Ampliación del Tren de Aromáticos I, en el CPQ Cangrejera”. La ampliación de la capacidad de producción a 280 MTA de la planta de óxido de etileno (1ª etapa), se encuentra actualmente operando de manera satisfactoria; sin embargo aún están pendientes de entrega equipos para dar por concluido este proyecto. Con respecto a la Modernización y Ampliación del Tren de Aromáticos I, en junio de 2009 se formalizó la firma del contrato para el desarrollo de la ingeniería, procura, construcción y puesta en operación del paquete I con la compañía CCR Plattforming. Actualmente se encuentra en la etapa de construcción de acuerdo a programa. El Organismo se encuentra en etapa de incorporación al Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP) que es la herramienta para instrumentar en Petróleos Mexicanos un proceso institucional de proyectos de inversión. El 21 de agosto de 2009 se instauró el Subgrupo de Trabajo de Inversión de Pemex Petroquímica (SGTI-PPQ), que tiene como objetivo revisar y en su caso acreditar que los proyectos de inversión sometidos al Grupo de Trabajo de Inversión de PEMEX (GTI) cumplan con las disposiciones y los entregables establecidos en el manual del SIDP previo a su ejecución. A principios del 2010 se presentó la propuesta del calendario de sesiones a los representantes del subgrupo y se espera presentar cuatro casos a nivel FEL I de proyectos estratégicos durante el año y, en el GTI, se tiene programado presentar tres proyectos estratégicos durante el año.

2. Productividad del personal Al cierre del primer semestre de 2010, se encuentra pendiente la cancelación de plazas definitivas sindicalizadas asignadas a plantas fuera de operación; hasta en tanto se concluyan las negociaciones con el STPRM para la concertación de los convenios administrativos sindicales correspondientes, que le permitan a la Entidad optimizar su plantilla laboral.

95

3. Mejora tecnológica La metodología de Estándares de Consumo de Materia Prima y Energéticos que se emplea en cada una de las plantas de proceso de Pemex Petroquímica, desde el año 2003, permite analizar el desempeño y la eficiencia operativa en función del consumo de materias primas y energía por cada tonelada de producto elaborada. En este sentido, estos indicadores miden y comparan por cada tonelada de producto elaborada, el consumo óptimo de todas las materias primas y cada uno de los energéticos que requiere cada planta de proceso, denominado “estándar”, contra el consumo real de materias primas y energía que se emplearon para producir una tonelada. Se expresan en pesos por tonelada para poder dimensionar y comparar el beneficio que se obtiene en las diferentes plantas de proceso al aplicar diversas estrategias como son la disciplina operativa, control y ajustes al proceso de producción para disminuir la variabilidad, que conlleven a una menor utilización de materias primas y energía por cada tonelada producida. Por ser indicadores de eficiencia operativa, se orientan a determinar el impacto de las variaciones en consumos, y con esa información es posible identificar las mayores diferencias en consumos en una misma planta de proceso, con lo cual se pueden detectar áreas de oportunidad para mejorar el desempeño de dicha instalación. El uso de los Estándares de Consumo de Materia Prima y Energía, ha permitido mantener un estricto control operativo, lo cual propicia que las operaciones se orienten hacia la mejor práctica alcanzada por la propia operación de cada planta de proceso, de forma que se logren desempeños competitivos; derivado de esto, la eficiencia operativa de las plantas observa una tendencia ligeramente superior a lo pactado durante el primer semestre del 2010, lo que generó un ahorro en los costos de producción contra los estándares establecidos equivalente a 477 MM$, principalmente en las plantas de aromáticos, en las plantas de polímeros las cuales mostraron continuidad operativa durante el periodo, así como la planta de óxido de etileno en el Complejo Petroquímico Morelos.

4. Cadena de valor En el período enero-junio de 2010, se alcanzó la producción total de 4 millones 579 mil toneladas, cantidad inferior en 2 por ciento respecto al POA. La diferencia con respecto al programa, se debe a la menor producción de aromáticos ocasionada por la gran variabilidad en la composición de los lotes de nafta importada.

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Derivados del Metano

La producción de derivados del metano 1127 MT resultó superior en 10 por ciento respecto al POA, como resultado de la operación continua de las plantas de Amoníaco.

Derivados del Etano

En este período, la cadena del etano obtuvo un resultado deficitario en 7 por ciento 1528 MT con respecto al POA, debido principalmente a lo siguiente: a) la planta de polietileno de baja densidad de Cangrejera disminuyó su volumen de producción durante el primer semestre del año, por problemas operativos en dos trenes productores, por lo que en abril un tren salió a mantenimiento programado y en el período mayo-junio se adelantó el mantenimiento a otro tren, el cual estaba originalmente programado para realizarse en el tercer trimestre del presente año, b) la planta Swing de polietileno suspendió operaciones durante once días en el mes de febrero y 13 días en el mes de mayo por formación de aglomerados en la reacción y c) por efecto de lo anterior, la producción de etileno se afectó, debido a la falta de capacidad de almacenamiento de este producto en la Terminal Refrigerada Pajaritos, que impidió mantener los niveles de producción al faltar el consumo.

Aromáticos y Derivados

En el período enero junio de 2010, el volumen de aromáticos 536 MT resultó 15 por ciento inferior al POA, esto debido principalmente al cambio de esquema de producción a partir de nafta importada, la cual presenta gran variabilidad en la composición, afectando con esto los rendimientos y la calidad de los productos terminados. Así mismo, el mantenimiento de la planta de Estireno en el mes de mayo, que estaba contemplado para realizarse en el mes de agosto y el diagnóstico técnico de un equipo crítico, después del mantenimiento, originaron que la planta permaneciera fuera de operación durante todo el mes de junio.

5. Gestión Operativa

En México, los indicadores económicos de los primeros seis meses del año muestran que, en términos de demanda, el consumo interno se recupera de forma moderada. En términos de producción sobresale la manufactura, mientras que la industria de la vivienda aún se encuentra deprimida. Un factor que ha influido y que anima el comportamiento positivo del mercado interno es el fortalecimiento del peso frente al dólar, que soporta el desaliento que se vive en sectores como la agricultura y el inmobiliario. La demanda y los precios de los productos petroquímicos responden a la recuperación económica que se está dando, en especial, sobresalen las ventas de

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polietileno de alta densidad, óxido de etileno, cloruro de vinilo, y el impacto positivo del acrilonitrilo que se comercializa desde el pasado mes de noviembre. La cadena del etano continúa con un sólido desempeño en concordancia con la recuperación de la economía que se inició en el segundo semestre de 2009 y con expectativas de extender su crecimiento. En el corto plazo, el horizonte es alentador con el desarrollo del sector de la vivienda que depende de la liberación de créditos inmobiliarios y familiares. La cadena del metano muestra márgenes favorables dado el efecto competitivo del precio de la materia prima y a una mayor colocación del anhídrido carbónico al registrarse una mayor demanda por la industria refresquera. Durante el segundo semestre del año 2008 se inició el deterioro de la demanda de los aromáticos y sus derivados, crisis que se prolongó durante todo el año 2009. Esta situación obligó a PPQ a realizar ajustes en sus esquemas operativos. En línea con el proyecto, y una vez realizados y concluidos los trabajos en planta, (habilitar y rehabilitar infraestructura para el recibo, almacenamiento y manejo de productos entre los diferentes centros de distribución) y de gestionar los contratos para la importación y el manejo de nafta, se logró, el 12 de enero de este año, iniciar la operación del complejo de aromáticos con nafta importada, es decir, se dejó de consumir crudo Istmo con la salida de operación de la despuntadora de crudo. Con esta estrategia y la recuperación de precios, se ha logrado el cometido de mejorar la economía de la cadena, logrando recuperar y superar las expectativas económicas en lo que va del periodo.

7. Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica

Al mes de Junio de 2010, los índices de frecuencia y gravedad de Pemex Petroquímica se ubican en 0.24 y 12 respectivamente, resultado de 4 accidentes incapacitantes ocurridos, en los complejos Pajaritos, Cosoleacaque, Independencia y Morelos. Con respecto al año pasado en el mismo periodo se ubicaron en 0.67 y 31, observándose una reducción del 64 por ciento y 62 por ciento respectivamente. El Índice de mortalidad es cero, en el periodo no se registran accidentes fatales. Los avances reportados al segundo trimestre de 2010 en la implantación del sistema SSPA son los siguientes:

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Desempeño en las 12 mejores prácticas de SSPA Se encuentran en el nivel 3 de implantación, y dentro de las actividades a realizar están, la difusión de la nueva versión del manual y la realización de auditorías efectivas cruzadas entre los Organismos de Pemex. Desempeño en Seguridad de los Procesos (ASP) El proceso de implantación se encuentra en el nivel 2, teniendo como meta cumplir con la NOM-028 (organización del trabajo de seguridad en los procesos de sustancias químicas), e integrar los elementos de confiabilidad operacional (ventanas operativas y planes de producción), al elemento (procedimientos de operación y prácticas seguras). Desempeño en administración de la salud en el trabajo (SAST) Se encuentra en el nivel de implantación 1, teniendo como acciones en proceso la especialización de administradores de los servicios multidisciplinarios de salud en el trabajo y la formación de nuevos administradores de ST. Desempeño en Administración Ambiental (SAA) Al segundo trimestre de 2010 se encuentra en el nivel 2 de implantación, teniendo en ejecución la promoción de proyectos de ecoeficiencia y producción más limpia a través de mejores prácticas del SAA, el análisis de las tendencias del IASA para tomar acciones de mejora, la operación del parque ecológico Jaguaroundi y las auditorías internas de seguimiento para el cumplimiento del nivel 3 del SAA.

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Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Periodo: Enero- Junio 2010

NOTAS:

(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo(1): Para el ejercicio 2010 se cambia la metodología de calculo al incluir la planta Swing.(2): Incluye las plantas de etileno de Cangrejera, Morelos y Pajaritos(3): El indicador sustituye al anterior para ser congruente con el esquema actual de operación del tren de aromáticos.(4): Este indicador se incorpora a solicitud de SENER

-82% Aceptable0.0620.011 0.013 0.063

-43% Aceptable

Emisiones de SOX t/Mt 5 7 n/a

0.24 1.00 0 - .43 0 - .43

0% Insuficiente

Índice de frecuencia de accidentes índice 5 7 n/a

99.9099.81 96.00 99.90

-15% Aceptable

Producto en especificación /producto entregado

% 27 y 28 6 n/a

12.49 N/A 14.61 14.61

-2% Insuficiente

Consumo de Eenrgía (4) GJ/ton 4, 7 y 27 3 n/a

4,6864,579 15,100 9,192

2% Insuficiente

Producción de petroquímicos Mt 6, 7 y 27 3 n/a

773 530 884 761

-6% Aceptable

Gasto de operación $/t 6, 7 y 27 5 n/a

6%0% <6% 6%

-5% Aceptable

Desviación en volumen alcumplimiento de los programas deoperación (POT)

% 6, 7 y 27 4 n/a

13.98 4.00 14.70 14.70

9% Insuficiente

Factor de insumo nafta -

aromáticos + gasolinas (3) Bls/t 4, 7 y 27 3 n/a

22.9724.94 23.00 22.97

1% Insuficiente

Factor de insumo gas natural -amoniaco

MMBtu/t 4, 7 y 27 3 n/a

1.32 1.30 1.31 1.31

1% Insuficiente

Factor de insumo etano - etileno (2) t/t 4, 7 y 27 3 n/a

1.011.02 1.02 1.02

0% Aceptable

Factor de insumo etileno -

polietilenos (1) t/t 4, 7 y 27 3 n/a

100 100 100 100

-7% Insuficiente

Eficiencia en el uso de materiasprimas y energía vs estándarestecnológicos

% 4, 7 y 27 3 n/a

373348 1,041 732

0% Aceptable

Índice de productividad laboralt/plaza

ocupada3 y 7 2 n/a

4% <20% 4% 4%

10% Aceptable

Diferencia entre costo observadoen proyectos estratégicos nuevos /Costo aprobado en proyectosestratégicos nuevos

% 1, 2 y 7 1 n/a

<18%8% <18% <18%

Desviación(*)

(1)vs(4)Calificación (1)

vs (4)

Producción programada enproyectos estratégicos nuevos vsobservada durante los primerosdos años de inicio del proyecto

% 1, 2 y 7 1 n/a

Valor del indicador

(1)

Meta Original PEO Anual (2)

Meta Autorizada PEO 2010 (3)

Meta Autorizada PEO ene - jun

(4)

Pemex Petroquímica

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas% de Avance de

cada acción

100

Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas Índice de Productividad Laboral

Causas de la desviación Al cierre del primer semestre de 2010, se observa un incremento en las plazas ocupadas con respecto a las contabilizadas al cierre de 2009, derivado principalmente del Proyecto Diesel UBA, así como de la ocupación de plazas definitivas sindicalizadas vacantes por parte del STPRM. Acciones correctivas o de mejora Al cierre del primer semestre de 2010, se encuentra pendiente la cancelación de plazas definitivas sindicalizadas asignadas a plantas fuera de operación; hasta en tanto se concluyan las negociaciones con el STPRM para la concertación de los convenios administrativos sindicales correspondientes, que le permitan a la Entidad optimizar su plantilla laboral.

Factor de insumo etileno-polietilenos Causas de desviación En el resultado del indicador al segundo trimestre del año se observa una desviación del 1% debido principalmente a que la planta de polietileno de baja densidad de Cangrejera disminuyó su volumen de producción por problemas operativos en dos de los trenes; Por lo cual se adelantó el mantenimiento del tren 1 para el período Mayo-Junio, el cual estaba originalmente programado para realizarse en el tercer trimestre del año.

ENERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

Polietileno de Alta Densidad

Mensual 1.02 1.04 1.05 1.05 1.04Materia Prima 16,444 14,908 14,059 15,992 15,831

Producción 16,095 14,290 13,355 15,272 15,216

Acum 1.02 1.03 1.03 1.04 1.04Materia Prima 16,444 46,713 60,772 76,764 92,595

Producción 16,095 45,421 58,775 74,047 89,263

Polietileno de Baja DensidadMensual 1.05 1.06 1.04 1.04 1.07

Materia Prima 23,175 23,953 20,512 23,211 12,214Producción 21,971 22,659 19,745 22,360 11,441

Acum 1.05 1.06 1.05 1.05 1.05Materia Prima 23,175 68,858 89,370 112,581 124,795

Producción 21,971 65,041 84,786 107,146 118,587

Planta Swing

Mensual 0.95 0.94 1.02 0.99 0.95Materia Prima 18,810 21,123 19,192 12,456 19,891

Producción 19,898 22,394 18,873 12,560 21,024

Acum 0.95 0.95 0.96 0.97 0.96Materia Prima 18,810 52,294 71,486 83,942 103,833

Producción 19,898 55,217 74,090 86,650 107,674

FEBRERO ACUMULADO

0.95 0.9631,171 103,83332,823 107,674

0.96 0.9612,361 103,83312,926 107,674

1.06 1.0544,905 124,79542,382 118,587

1.06 1.0521,730 124,79520,411 118,587

1.02 1.0431,805 92,59531,131 89,263

1.02 1.0415,361 92,59515,036 89,263

101

Acciones correctivas o de mejora Se efectúan las reparaciones necesarias y se mantienen los controles de proceso para dar continuidad operativa a las plantas productivas.

Factor de insumo etano-etileno Causas de desviación Aun cuando las planta de Etileno de los Complejos Cangrejera y Morelos cumplen con los indicadores durante este periodo, el resultado del indicador al segundo trimestre del año se mantiene por encima de la meta en 1%, debido principalmente al paro no programado de la Planta de Etileno de Pajaritos del 11 al 23 de Abril y a problemas operativos en la misma a partir del 18 de Junio, asimismo impacta la problemática del primer trimestre con respecto a la alta concentración de CO2 del Etano proveniente de PGPB, misma que actualmente se encuentra bien.

Acciones correctivas o de mejora Se efectúan las reparaciones necesarias y se mantienen los controles de proceso para dar continuidad operativa a las plantas productivas.

ENERO MARZO ABRIL MAYO JUNIOEtileno Cangrejera

Mensual 1.29 1.28 1.27 1.29 1.31Materia Prima 57,404 57,468 54,326 55,268 50,334

Producción 44,460 44,980 42,699 42,843 38,360

Acum 1.29 1.32 1.31 1.30 1.30Materia Prima 57,404 165,183 219,509 274,777 325,111

Producción 44,460 125,467 168,166 211,009 249,369

Etileno Morelos

Mensual 1.31 1.32 1.32 1.32 1.34Materia Prima 63,420 60,614 60,014 59,347 56,629

Producción 48,397 45,933 45,400 45,087 42,136

Acum 1.31 1.31 1.32 1.32 1.32Materia Prima 63,420 179,798 239,812 299,159 355,788

Producción 48,397 136,945 182,345 227,432 269,568

Etileno Pajaritos

Mensual 1.34 1.42 4.28 2.83 4.31Materia Prima 19,343 18,744 28,149 37,595 50,615

Producción 14,486 13,208 6,571 13,303 11,754

Acum 1.34 1.36 1.78 2.01 2.39Materia Prima 19,343 54,129 82,278 119,874 170,489

Producción 14,486 39,671 46,242 59,545 71,299

ACUMULADOFEBRERO

1.34 1.30107,715 325,111

80,487 249,369

1.40 1.3050,311 325,11136,027 249,369

1.31 1.32119,184 355,788

91,012 269,568

1.31 1.3255,764 355,78842,615 269,568

1.34 2.3935,385 170,48926,463 71,299

1.34 2.3916,042 170,48911,977 71,299

102

Factor de insumo gas natural – amoniaco

Causas de desviación El resultado del indicador al segundo trimestre del año se mantiene superior a 7%, ya que en el primer trimestre se tuvo el agotamiento de los catalizadores de mutación de alta y baja temperatura de la planta de Amoniaco VI situación que se solvento en el mes de febrero con el cambio de los mismos, durante el segundo semestre el catalizador del reformador primario y mutador de baja temperatura de la planta de Amoniaco VII llego al término de su vida útil lo que incremento el indicador de esta planta.

Acciones correctivas o de mejora Para incrementar la eficiencia de las plantas de amoniaco, se reprogramó el cambio de catalizador de la planta, amoniaco VII, para el mes de Agosto, con lo que se espera contar con mejoras en este indicador para el tercer trimestre del año.

Gasto de operación Causas de desviación La desviación del 0.2 por ciento con relación a la meta se presenta aun cuando el gasto registrado en el primer semestre fue inferior en 26.9 millones de pesos en comparación al mismo periodo de la meta establecida, derivado de una menor producción con relación a la programada.

ENERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO

Amoniaco Mensual 24.80 26.15 25.77 23.10 24.22VI M. Prima 935,095 784,620 977,944 1,020,639 966,380

Producción 37,713 30,008 37,942 44,181 39,901

Acum 24.80 26.88 26.54 25.63 25.35Materia Prima 935,095 2,270,043 3,247,987 4,268,626 5,235,006

Producción 37,713 84,445 122,387 166,568 206,469

Amoniaco Mensual 22.77 22.82 30.18 25.70 25.49VII M. Prima 997,701 1,012,500 840,577 995,786 984,947

Producción 43,818 44,376 27,848 38,740 38,638

Acum 22.77 23.06 24.35 24.62 24.77Materia Prima 997,701 2,918,894 3,759,471 4,755,257 5,740,204

Producción 43,818 126,556 154,403 193,144 231,782

FEBRERO ACUMULADO

27.29 25.351,485,423 5,235,006

54,437 206,469

32.91 25.35550,329 5,235,006

16,724 206,469

23.20 24.771,906,394 5,740,204

82,180 231,782

23.69 24.77908,693 5,740,204

38,362 231,782

103

Acciones correctivas o de mejora En razón de que la variable principal de este indicador es el gasto, el cual resultó menor a lo programado, no se establecen acciones correctivas, sin embargo, se mantienen los controles en el gasto de operación para incrementar los ahorros.

Producción de petroquímicos Causas de desviación Se alcanzó una producción total de 4 millones 579 mil toneladas, cantidad inferior en 2 por ciento respecto al programa. La diferencia con respecto al programa, se debe a la menor producción de aromáticos ocasionada por la gran variabilidad en la composición de los lotes de nafta importada así como a la disminución de producción en la cadena del etano del polietileno de baja densidad por presentar problemas operativos. En este período, el volumen de aromáticos resultó 15 por ciento inferior a lo programado, esto debido principalmente al cambio de esquema de producción a partir de nafta importada, la cual presenta gran variabilidad en la composición, afectando con esto los rendimientos y la calidad de los productos terminados. Así mismo, el mantenimiento de la planta de Estireno en el mes de mayo, cuyo programa estaba contemplado para realizarse en el mes de agosto y el diagnóstico técnico de un equipo crítico, después del mantenimiento, originaron que la planta permaneciera fuera de operación durante todo el mes de junio. En la cadena del etano se obtuvo un resultado deficitario en 7 por ciento con respecto al programa, principalmente a que la planta de polietileno de baja densidad de Cangrejera disminuyó su volumen de producción durante el primer semestre del año, por problemas operativos en dos trenes productores por lo que en abril un tren salió a mantenimiento programado; y en el período mayo-junio se adelantó el mantenimiento a otro tren, el cual estaba originalmente programado para realizarse en el tercer trimestre del año.

104

Acciones correctivas o de mejora Se efectúan reparaciones y se mantienen los controles operativos para dar continuidad operativa a las plantas productivas. Adicionalmente, se ha solicitado a los proveedores de materia prima que suministren a Pemex Petroquímica productos con las especificaciones requeridas.

Producto en especificación / producto entregado Causas de desviación Durante el primer semestre del año se presentaron reclamos de clientes a polietilenos por olor y desempeño del producto, así mismo se efectuaron entregas del producto xilenos 5° bajo concesión del cliente. Acciones correctivas o de mejora Se efectúan ajustes a los procesos para mantener los parámetros de calidad dentro de especificación.

Elaboración de Productos por Cadena. (miles de toneladas)

Producto Meta 2 0 1 0 Volumen %

Total 4,686 4,579 -106 -2

Derivados del metano 1,023 1,127 104 10

Derivados del etano 1,641 1,528 (113) (7)

Aromáticos y derivados 632 536 (97) (15)

Propileno y derivados 46 44 (2) (4)

Otros productos 1,045 1,051 7 1

Petrolíferos 299 293 (6) (2)

Variación

105

3.E Petróleos Mexicanos

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

Petróleos Mexicanos desarrolla las actividades de soporte que les permite a los Organismos Subsidiarios operar y perseguir sus objetivos estratégicos. Algunas de estas actividades tienen carácter normativo en el sentido que su finalidad es establecer lineamientos para la operación de los Organismos, otras tienen carácter de coordinación, y algunas más son operaciones orientadas a brindar servicios a los Organismos.

En el contexto de la eficiencia operativa, Petróleos Mexicanos puede tomar acciones que promuevan la eficiencia en los Organismos Subsidiarios, como mejorar los instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación, o bien acciones que contribuyan a incrementar la eficiencia con la que realiza sus propias operaciones, como la gestión de servicios médicos y la administración de pasivos.

Estas acciones tendrán un impacto en los resultados de Pemex, directo o indirecto dependiendo del aspecto (normatividad, coordinación u operación) del trabajo corporativo que estén abordando.

Instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación

Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos

Se trabaja en la integración al documento de las Bases de las disposiciones en materia de Planeación Estratégica contenidas en las leyes que conforman la Reforma Energética y el Reglamento de la Ley de Pemex. Asimismo, se continúa con el análisis de los ajustes necesarios derivados de las definiciones en materia de planeación estratégica que han sido autorizadas por la Comisión Asesora, para incorporarlos al mismo documento.

Avance: 95.7%.

Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de inversión en Petróleos Mexicanos

Avances del SIDP

Concluyó el desarrollo, la documentación e inicio de aplicación de la Fase de Diseño y Acreditación (etapas FEL) del SIDP. Se espera que la aplicación

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práctica produzca iniciativas de mejora continua promovidas por las áreas vinculadas a los proyectos de inversión y los Organismos Subsidiarios.

El Sistema se encuentra en la etapa de difusión que ha excedido la meta inicial establecida. Adicionalmente, se ha realizado la capacitación en metodologías que complementan al Sistema, y que contribuyen a la adecuada definición y ejecución de los proyectos de inversión, siendo estas la de PDRI (siglas del índice en inglés Project Definition Rating Index), y la de PHI (siglas del indicador en inglés Project Health Indicator).Se planea continuar con el desarrollo del Sistema mediante la definición del alcance de la segunda etapa de implementación del SIDP.

Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

Durante el primer semestre de 2010 Petróleos Mexicanos obtuvo U.S.$984.2 millones provenientes de líneas de crédito garantizadas por Agencias de Crédito a la Exportación. A continuación se describen las transacciones realizadas recientemente en el mercado de capitales: El 17 de mayo de 2010 Petróleos Mexicanos emitió Certificados Bursátiles por aproximadamente Ps. 15.0 miles de millones distribuidos en tres tramos:

Ps. 8.5 miles de millones con vencimiento en 2014 y cupón TIIE-28 más 44 puntos base;

Ps. 5.0 miles de millones con vencimiento en 2020 y cupón semestral de 9.1%; y

aproximadamente Ps. 1.5 miles de millones (equivalentes a UDIS 337,670,900.00) con vencimiento en 2020 y cupón semestral de 4.2%.

Es importante señalar que los dos últimos tramos son una reapertura de una emisión realizada en febrero de 2010. El 21 de julio de 2010 Petróleos Mexicanos emitió bonos por U.S.$2.0 miles millones con vencimiento en enero de 2021 y cupón semestral de 5.5%. Los recursos obtenidos se destinarán al financiamiento del programa de inversión y a operaciones de refinanciamiento.

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Acción Objetivos relacionados

% de Avance

1.Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos

29 95.7 %

2.Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de inversión en Petróleos Mexicanos

29

100 %

De la primera etapa de implementación

3.Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

30 0 %*

4.Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

30 Actividad continua

* Se está elaborando un programa de trabajo para la “Modificación del Sistema Pensionario de Pemex”, en el próximo informe trimestral se reportará el avance del mismo.

Gestión de Servicios Médicos

Con relación al seguimiento, de los resultados observados en los indicadores de la atención médica asistencial, contenidos en el Programa de Eficiencia Operativa, se observa lo siguiente, durante el segundo trimestre de 2010: Esperanza de vida

La Esperanza de Vida al Nacer es un indicador que expresa, el grado de éxito y es el resultado de todas las acciones para conservar la salud, restaurarla cuando ésta se pierde y/o retrasar la muerte como un hecho irremediable e inevitable. Los actos médicos preventivos como la vacunación, la promoción y educación para la salud, el fomento de estilos de vida saludable, la detección temprana de enfermedades, la preservación de un medio ambiente sano así como los actos médicos curativo-asistenciales como la consulta, la hospitalización y la rehabilitación, contribuyen a que la sociedad alcance mayor esperanza de vida al

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nacer, es decir, que tengan una mayor expectativa de vida y calidad de la misma. Para el caso de los trabajadores y derechohabientes de Petróleos Mexicanos, se ha alcanzado que la Esperanza de Vida al nacer sea de 80 años, superando en 4 años el promedio de la población mexicana que se ubica en los 76 años. El valor alcanzado para este indicador es ya comparable con el logrado por países desarrollados como Francia, España y Alemania. El valor de este indicador para el universo de responsabilidad de los Servicios de Salud, para el año 2010, es de 80.11años en virtud de que por un lado la condición socioeconómica y de desarrollo general del país ha crecido muy discretamente y no alcanza a modificar las principales variables que conforman este indicador, lo que se refleja también a nivel institucional, por otra parte el nivel alcanzado se ha constituido en una especie de “tope” que hace complicado elevar aunque sea en una décima de punto el valor del indicador, incluso en países desarrollados alcanzar valores mayores puede tomar años. Tiempo de espera en primer nivel

De acuerdo a la meta establecida para este periodo, el tiempo de espera de 14 minutos, se mantiene dentro del rango establecido. Esto nos permite considerar que el personal de salud, continúa llevando a cabo de manera óptima sus procesos de atención médica en la Consulta Externa de Medicina General. Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos

Al igual que en el primer trimestre de este año, se observa un incremento de este indicador (99%), en comparación con la meta establecida para el segundo trimestre del 2010 (97.4%), derivado principalmente de la disponibilidad de los contratos de medicamentos, del flujo de efectivo para este rubro y de las acciones para mejorar la prescripción. Porcentaje de Satisfacción del Cliente

Se alcanzó un porcentaje de satisfacción al primer semestre del presente año del 91%, de acuerdo a la meta establecida. Entre los factores que influyen para alcanzar nuestra meta, se encuentran, un mayor porcentaje de surtimiento de medicamentos al derechohabiente y el otorgamiento de la consulta, de manera expedita.

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Mortalidad Materna Directa

Por su trascendencia en la salud de la mujer trabajadora y derechohabiente, la Mortalidad Materna Directa tiene importancia estratégica ya que se encuentra íntimamente vinculada con la calidad de la atención al proceso embarazo-parto-puerperio de una forma integral como una prioridad dentro de la responsabilidad de los servicios de salud. La salud de la mujer es una preocupación prioritaria para los Servicios de Salud de Petróleos Mexicanos, que integra una serie de acciones médico-preventivas tendientes a disminuir las muertes maternas al mínimo posible y mantener el indicador por debajo de la media nacional. Hasta este segundo trimestre, gracias al reforzamiento de las medidas preventivas, no se ha presentado ninguna muerte materna, por lo que el indicador se mantiene en CERO.

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Gestión de Servicios Médicos

PEMEX CORPORATIVO (Subdirección de Servicios de Salud)

Periodo: Abril - Junio 2010

min 80.12

max

mín 147 50% máx 13 15.5

mín 97.2

8 50% máx 97.3 97.4

mín 919 50% máx 91 92

min 0.01 nota b)

max

NOTAS:

En el caso de los indicadores Nos. 2, 3 y 4, la meta anual no es un resultado "acumulado"

Las metas establecidas para Esperanza de Vida sera: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Deficiente”. En caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Sobresaliente”. En el caso de Mortalidad Materna Directa será: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera “Sobresaliente”. En el caso que el indicador se encuentre entre la meta máxima y mínima se considera “Aceptable”. Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera “Deficiente”.

NOTA b): Los indicadores (No. 1 y 5) son para evaluación anual. La meta anual 2010 para el indicador Esperanza de vida es: 80.11. Para el caso del indicador Mortalidad materna, la meta anual 2010 es 0.04. Respecto a 1) Esperanza de Vida, se registra en años. En el caso de 5) Mortalidad Materna Directa, se debe considerar que para el reporte de resultados 2010 y el cálculo de las metas 2010-2012, la unidad de medida es en base a 100 nacidos vivos. Por lo anterior, las Metas y el Avance Anual expresan el número de casos (Muertes Maternas Directas) con relación porcentual a los nacimientos.

Aceptable

5. Mortalidad Materna Directa en 100 nacidos

vivos31 10 50% nota b) 0.0% nota b) Aceptable

4. Porcentaje de Satisfacción al Cliente

Porcentaje 31 91 0% -1%

-10% Aceptable

3. Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos

Porcentaje 31 99.0 1.7% 1.6% Sobresaliente

nota b) nota b) 0% nota b) Aceptable

2. Tiempo de Espera del Primer Nivel

Minutos 31 14 8%

Meta Original PEO Anual (2)

Meta Autorizada PEO abr-Jun (3)

Desviación(*)

(1)vs(2)Desviación(*)

(1)vs(3)

Calificación (1) vs (3)

1. Esperanza de Vida años 31 6 50%

PETROLEOS MEXICANOSDIRECCION CORPORATIVA DE ADMINISTRACION

SUBDIRECCION DE SERVICIOS DE SALUD

Indicador UnidadesObjetivos

RelacionadosAcciones

relacionadas% de Avance de

cada acción

Valor del indicador

(1)

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4. Respuesta a algunas observaciones específicas de la SENER

PEMEX REFINACIÓN

Observaciones a la información reportada por Pemex Refinación. Señalamiento SENER Costo de transporte. Si bien esta meta se cumplió en el segundo trimestre de 2010, el organismo señala que el proyecto del poliducto Tuxpan-México registra un avance menor a lo programado en la parte correspondiente al almacenamiento en Tuxpan, retrasando su entrada en operación de diciembre de 2010 a marzo de 2011, por conflictos sindicales de la contratista. En cuanto a la descarga de productos de acuerdo al estudio de factibilidad realizado por la CFE, se recomienda utilizar el sistema de monoboyas con el que cuenta la Terminal Marítima de Tuxpan como instalaciones de descarga de combustibles, garantizando la logística de operación de la misma. Solicita al organismo informe respecto del impacto del retraso de las obras de este proyecto en el programa de suministro de hidrocarburos al altiplano. Respuesta a la observación SENER. Pemex Refinación estima que en el corto plazo no habrá impacto en el programa de suministro de hidrocarburos al altiplano, sin embargo está analizando las posibles implicaciones que podrían presentarse en el mediano plazo y, en su caso, tomar las acciones correctivas correspondientes. La Subdirección de Distribución de Pemex Refinación conjuntamente con la Subdirección de Proyectos, han determinado a partir de Septiembre de 2010 iniciar la operación de los primeros 21.9 Km del nuevo poliducto de 18" D.N. Cima de Togo-Tecocomulco para incrementar el transporte a 130 MBD hacia la TAR Azcapotzalco y TAR Añil y así empezar a captar con antelación los primeros beneficios económicos del proyecto cuya meta es manejar hasta 140 MBD en el sistema de transporte por ductos Tuxpan-México

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PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA

Observaciones Generales al informe. Señalamiento SENER. Se debe dar mayor énfasis a las acciones que impulsará PEMEX para mejorar sus áreas de planeación, con el fin de disminuir problemáticas relacionadas con paros no programados y con el resto de las obras. Respuesta a la observación SENER. Pemex Gas en su procedimiento para la elaboración de los Programas Operativos tiene contemplado reuniones de acuerdos con los otros Organismos Subsidiarios y la Dirección Corporativa de Operaciones, ahí se analizan y definen los programas de mantenimiento integral, así como todas las transacciones Interorganismos. Señalamiento SENER. Se recomienda fortalecer los informes, presentando comparaciones internacionales que permitan identificar si los resultados se encuentran dentro de los estándares de calidad de la industria. Respuesta a la observación SENER. PGPB ha presentado dentro del programa cinco indicadores con estándares internacionales que por su naturaleza aplican a sus procesos. En algunos casos, se han propuesto metas aún más retadoras, como puede observarse en el indicador de emisiones de SO2 a la atmosfera en el que supera lo recomendado por la Norma. En otras, donde no existen referencias internacionales, debido a las condiciones particulares de esta empresa, se establecieron metas basadas en el mejor comportamiento histórico. Observaciones a la información reportada por Pemex Gas y Petroquímica Básica. Señalamiento SENER. Costo promedio de transporte de gas LP. Por otra parte, el organismo no respetó las metas acordadas y autorizadas por SENER para el indicador referente al costo promedio diario de transporte de gas LP. La meta acordada corresponde al rango de 2.5 Y 2.6 $/Mb-km, y la meta referida por el organismo en el informe es de 3.2 a 3.8 $/Mb-km.

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Respuesta a la observación SENER. PGPB señala que de acuerdo a la reunión sostenida el 25 de mayo en la SENER, explicó que para este indicador se modificó la metodología de cálculo al incorporarse costos no considerados originalmente. También se comentó que esta metodología se había autorizado para los informes del Consejo de Administración y para las metas del PEO en 2009 (oficio DGA 015/2009 del 30 de marzo). Por lo anterior, la meta de 3.2 a 3.8 $/Mb-km se autorizó en esta reunión tal y como se describe en el correo enviado por la SENER. Indicador “Costo promedio diario de transporte de gas LP” En este informe trimestral se reportará y evaluará este indicador, considerando la meta propuesta por PGPB, la cual es consistente con lo que presenta ante su Consejo de Administración y se calcula bajo una nueva metodología que incorpora cuentas adicionales, como parte del costo. Adicionalmente, en el informe se reportarán los valores históricos de este indicador en 2008 y 2009 bajo la nueva metodología (en las tablas de indicadores). Finalmente, en una nota aclaratoria se explicará brevemente en qué consiste el cambio metodológico y se reportarán los valores del indicador en 2008 y 2009 bajo la metodología anterior, con el fin de que se conozcan las diferencias de usar el nuevo método. PGPB solicita atentamente a la SENER reconsiderar su petición para mantener congruencia en las evaluaciones de este indicador. Señalamiento SENER. Producción de gas seco. Para el indicador de gas seco por unidad procesada. Este indicador mide la relación entre el gas húmedo que se procesa y el gas seco que se obtiene a la salida de las plantas. Varía de acuerdo con la cantidad de condensados y otros elementos que contiene el gas húmedo que entrega PEP. El alto contenido de nitrógeno del gas húmedo que entrega PEP a PGPB afecta el desempeño de este indicador, por lo que se solicita al organismo informe cuál ha sido la afectación en los indicadores relacionados con el procesamiento y la producción de gas, a fin de poder comparar la situación actual, con aquella sin la problemática de nitrógeno.

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Respuesta a la observación SENER. La afectación del alto contenido de nitrógeno se observa en los indicadores de: % de recuperación de propano, autoconsumos por compresión. Señalamiento SENER. Autoconsumo de gas. El indicador autoconsumo de gas. Este indicador refleja la calidad de gas seco equivalente que se consume en PGPB en la elaboración de productos. Es un indicador de eficiencia energética en los procesos de PGPB. Según lo que informa el Organismo la construcción de un proyecto de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex incidirá en la mejora de este indicador, sin embargo, no es clara la forma en que lo hará dado que el indicador únicamente considera el gas a proceso. Se solicita que se aclare este punto. Respuesta a la observación SENER. El proyecto consiste en la instalación de una planta de cogeneración con turbinas de gas y recuperador de calor, que utilizará agua y gas natural para producir vapor y energía eléctrica. Con este proyecto Pemex Gas y Petroquímica Básica, estará en condiciones de suministrar 55 por ciento de la demanda de vapor y la totalidad de energía eléctrica del Complejo Nuevo PEMEX, así como portear la energía eléctrica excedente (260 MW) a otros centros de trabajo de PEMEX. Actualmente, en el CPG Nuevo Pemex el diseño en la generación de vapor es mediante calderas, mientras que la generación de energía eléctrica es mediante turbos a gas y a vapor en forma simple. Generando una cascada de pérdidas de eficiencia en cada etapa de transformación de la energía. Con el proyecto de cogeneración se producirá la energía eléctrica y vapor que consume el complejo en forma directa y con mayor eficiencia, dando como resultado un menor consumo de gas combustible. Señalamiento SENER. Costo promedio de gas seco. SENER, con el objetivo de contar con una mejor comprensión del comportamiento operativo del organismo se solicita que se incluya información del volumen transportado en SNG en los periodos trimestrales.

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Respuesta a la observación SENER. Información mensual y promedio observado en 2010:

Señalamiento SENER. Costo promedio diario de transporte de gas LP. Costo promedio diario de transporte de gas LP. Este indicador mide el costo en el que incurre PGPB para transportar un barril de gas licuado una distancia de un kilómetro. El organismo informa que este indicador se ve afectado por los volúmenes de gas LP realizados por terceros (Manzanillo), mismos que no son controlados por PGPB. Estos volúmenes influyen en un menor aprovechamiento de la capacidad de transporte (LPG ducto Cactus-Guadalajara), con impacto directo en sus costos. Se solicita al Organismo que proporcione información más detallada respecto a esta problemática. Respuesta a la observación SENER. Con respecto al impacto en los costos de transporte de gas licuado, estos son directamente afectados por las importaciones de terceros. Estas acciones han provocado la caída en el volumen transportado por el LPG ducto Cactus-Guadalajara. Como se muestra en la tabla, el porciento de utilización del LPG ducto ha estado disminuyendo de manera paulatina.

Ene Feb Mar Abr May Jun 2010

Volumen de gas natural 

transportado (MMpcd)4,618 4,573 4,545 4,587 4,720 4,871 4,653

2004 2005 2006 2007 2008 20092010

Ene-Jun Capacida de Transporte(MTD)Mbd 242.0 242.0 242.0 242.0 242.0 242.0 242.0

Volumen transportado de gas LP (MBd) 230.6 213.1 198.5 189.5 184.9 171.2 162.4

Capacidad de Utilización(%) 95.3 88.0 82.0 78.3 76.4 70.7 67.1

Importaciones de gas LP (Mbd) 84.6 72.9 75.6 82.9 88.7 80.0 76.1

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PEMEX PETROQUÍMICA

Observaciones Generales al informe. Señalamiento SENER. Se observa un impacto significativo de los paros no programados y los problemas operativos en la eficiencia de las plantas de etileno, polietilenos y estireno. La SENER considera necesario se revisen las causas que originan estos problemas para establecer un programa de mantenimiento que permita mantener las plantas operando sin problemas ya que su salida de operación tiene un alto impacto en su productividad.

La SENER considera que el proyecto de Modernización y Ampliación del Tren de Aromáticos I lleva un atraso considerable. De acuerdo al último reporte de avance presentado en la sesión del CA-PPO del 25 de junio de 2010, el avance físico programado es del 43.1% y el real es de 18%.

El avance físico reportado al 31 marzo 2010 para esta planta fue de 15.9% en 10 meses: 1.59% mensual en promedio. Para cumplir con el programa establecido al 31 diciembre de 2011 debería de avanzar mínimo al 4.6% mensual. En 3 meses (abril-junio) avanzó 2.1% ósea 0.7% al mes disminuyendo el ritmo aún más. A un menor ritmo de avance, se prevé un inevitable incremento en costos y pérdida de VPN por retraso de entrada en operación.

Respuesta a la observación SENER.

El contrato No. POPL01509P, conforme el programa meta, se encuentra actualmente en pleno desarrollo de la fase de ingeniería, de la fase de procura e inició la fase de construcción.

En lo que respecta a la fase de Ingeniería, al mes de julio de 2010, ha continuado la emisión de documentación de Ingeniería de Detalle de todas las especialidades, tanto en revisión A como 0 (Aprobado Para Construcción, APC). Asimismo, el contratista ha continuado con los trabajos del modelo electrónico tridimensional.

Con respecto a la fase de procura, los equipos críticos (equipos de largo tiempo de entrega) se encuentran bajo programa, lo que garantiza que el proceso de fabricación de los mismos no ponga en riesgo el programa general de la obra. Por otro lado, los equipos mecánicos principales presentan un avance conforme lo esperado. La participación del tecnólogo en la revisión de algunos documentos de los proveedores ha ocasionado en algunos casos desfasamientos de una quincena. Asimismo, PPQ ha venido atestiguando las pruebas de estos equipos en taller, reportándose en todos los casos resultados satisfactorios.

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Algunas de las actividades relevantes son:

El tecnólogo UOP concluyó la revisión de los planos de fabricante de los hornos 10-H-1/2/3/4.

El 25 de junio pasado se realizó la prueba hidrostática de la torre despentanizadora 10-T-1, misma que ya se reporta lista para embarque.

Las bombas de proceso 10-P-1 A/B, 10-P-2 A/B, 10-P-3 A/B y 10-P-7 A/B se probaron en taller y se encuentran listas para embarque.

Se cuenta con el 80% del acopio de material en taller de los hornos 10-H-1/2/3/4, y con el 85% de acopio de materiales de los intercambiadores de calor y recipientes.

Están atestiguadas las pruebas del compresor de tornillo 10-M-1-C-1, del área de la Recovery Plus, al igual que la prueba hidrostática lado coraza y tubos del intercambiador 10-E-4-A/B

Con respecto a la fase de Construcción el contratista se encuentra completando trabajos de cimentaciones profundas y ha iniciado los trabajos de cimentaciones superficiales. PPQ da seguimiento diario a dichos trabajos en el sitio de las obras. La temporada de lluvias que se ha presentado en el sitio de los trabajos ha mermado el rendimiento de los trabajos programados.

Algunos de los trabajos de la fase de construcción son:

Continúan los trabajos de obra civil, en la construcción de pilas para el rack de integración y equipos estáticos.

A partir del 26 de julio pasado, iniciaron las actividades de preparación para ejecutar los trabajos de construcción para las pilas del reactor que serán las de tipo “Oblongas”, solución que mejora el tiempo de ejecución a la propuesta original.

Habilitado de acero de refuerzo para zapatas de la Subestación Eléctrica SE-13.

Al 15 de julio de 2010, el avance que presentan los trabajos es el siguiente:

Avance físico Prog. / Real 58.3 % / 34.6 %

Avance financiero Prog. / Real 52.1 % / 27.7 %

Señalamiento SENER.

Solicitó al organismo generar un plan de contingencia para que la contratista avance a más del 4% mensual y analizar la viabilidad de establecer penalizaciones progresivas al contratista

Respuesta a la observación SENER.

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A partir del mes de marzo PPQ solicitó al contratista la aplicación de un Plan de Recuperación de Avance, el cual se implantó en el mes de abril pasado y ha venido revisándose en conjunto. Las medidas han cambiado el sentido de la tendencia, sin embargo al día de hoy no se ha logrado la recuperación conforme el programa de contrato. Nuevas medidas se han implantado como la incorporación de recursos humanos adicionales, la expeditación de documentos de ingeniería a tiempos reducidos, con el fin de resolver el retraso en el mediano plazo.

La procura que representa cerca del 80% del monto del contrato, actualmente presenta avance por arriba del programa, sin embargo de acuerdo a momentos de estimación y atrasos documentales, algunos eventos han venido desfasándose y no se han incluido en los pagos de estimaciones quincenales.

Es importante mencionar que la mayor parte del contrato, se encuentra en la modalidad de precio alzado, por lo que de acuerdo a la LOPSRM no aplica ajuste de costos, ya que los equipos mecánicos ya fueron adquiridos por el contratista.

El contratista y PPQ identificaron la necesidad de modificar la mecánica de suelos incluida en el contrato debido a evidencias recientes de que la capacidad de carga no se comportaba uniforme en el predio donde se construye la unidad de proceso de reformado. De esta forma se realizó un trabajo conjunto para actualizar y verificar que los valores para aplicarse en el cálculo de las cimentaciones fueran satisfactorios para PPQ. Este evento requirió bajar el ritmo de producción de ingeniería civil con el fin de asegurar que los trabajos que se realicen en el sitio sean los adecuados para erigir los equipos de proceso. Actualmente PPQ revisa la solicitud del contratista de modificar el programa del contrato debido al impacto de modificación de la mecánica de suelos.

Con respecto al rubro de las penalizaciones, el contrato contempla la aplicación de retenciones en la cláusula 9.4 conforme lo establece la Ley de Obras

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Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas. PPQ ha aplicado puntualmente las retenciones de acuerdo al contrato y realiza reuniones periódicas para dar seguimiento a los trabajos, a la fecha en el Precio Alzado en dólares, al 31 de junio de 2010, las penalizaciones ascienden a $ 1,410,976.76 dólares y en la parte del contrato a precios unitarios las penalizaciones ascienden a $ 236,652.90 M.N.

Observaciones a la información reportada por Pemex Petroquímica.

Señalamiento SENER. Eficiencia en el uso de materias primas y energía vs estándares tecnológicos.

SENER solicita un reporte detallado de la metodología con ejemplos de aplicación de los referidos estándares en las plantas con mayores consumos de energía y de materias primas para evaluar el diseño de la metodología y, en dado caso, redefinir el alcance de la meta para que el indicador sea representativo de las acciones realizadas en las plantas con mayor potencial de mejora.

Respuesta a la observación SENER.

La metodología de Estándares de Consumo de Materia Prima y Energéticos que se emplea en cada una de las plantas de proceso de Pemex Petroquímica desde el año 2003, permite analizar el desempeño y la eficiencia operativa en función del consumo de materias primas y energía por cada tonelada de producto elaborada. En este sentido, es un indicador que mide y compara por cada tonelada de producto elaborada, el consumo óptimo de todas las materias primas y cada uno de los energéticos que requiere cada planta de proceso, denominado “estándar”, contra el consumo real de materias primas y energía que se emplearon para producir una tonelada. Para obtener cada indicador se divide el consumo mensual de la materia prima, catalizador, sustancia química o servicio auxiliar correspondiente entre la producción mensual de la planta, que en la tabla siguiente se identifica con en la columna con el número 3.

120

En el caso del ejemplo se presentan 12 indicadores para un periodo mensual, los cuales son analizados en su comportamiento histórico, con lo cual se genera un dato que es representativo de la mejor práctica operativa, al que se le denomina “estándar de consumo de materia prima y energéticos”. Para cada planta de proceso se emite un documento que aplicará todo el año y representa el compromiso operativo con todos los indicadores por planta, que es rubricado por el personal responsable de la operación de cada instalación de proceso. Por ejemplo, para el caso de la planta de Etileno del Complejo Petroquímico Morelos, en el año 2009 se estableció el estándar de consumo de materias primas y energía aplicable durante el año 2010, que se presenta en la última columna de la siguiente figura:

Complejo Petroquímico Morelos

Etileno

junio‐2010

Consumo Producción Indicador

(1) (2) (3 = 1/2)

Etano (Ton) 56,629 42,136 1.3440        

Diesel (M3) 338 42,136 0.0080        

Propileno G.P. (Ton) 810 42,136 0.0192        

Butadieno Crudo (Ton) 1,221 42,136 0.0290        

Líquidos de Pirolisis (Ton) 1,015 42,136 0.0241        

Metano Ballast (Ton) 89 42,136 0.0021        

Hidrogeno a PEAD (Ton) 6 42,136 0.0001        

Gas Seco (MMBTU) 146,796 42,136 3.4839        

Vapor de Alta y Media (Ton) 128,387 42,136 3.0470        

Agua de Enfriamiento (M3) 14,673,476 42,136 348.2408   

Electricidad (KWH) 410,989 42,136 9.7539        

Nitrogeno (Ton) 615 42,136 0.0146        

Materias Primas

Otras Substancias

Subproductos

Servicios

121

Con el objetivo de obtener el desempeño global de la planta se convierten estos indicadores a una relación de pesos por tonelada producida, lo cual se logra multiplicando cada uno de ellos por el precio del mes correspondiente obtenido del cuaderno de costos de Pemex Petroquímica. Con ello obtenemos un valor expresado en pesos por tonelada. En el caso de los datos reales históricos de un mes, al sumar todos los valores se obtiene el costo unitario variable de producción real y en el caso de los datos estándar el costo unitario variable de producción estándar de cada planta. Es decir, el costo unitario variable real es la suma de los productos de factor real del periodo por el precio correspondiente, y depende del desempeño de la planta:

Asimismo, el costo unitario variable estándar es la suma de los productos de factor estándar por el precio correspondiente, y es un dato constante que solo camba cuando hay variación de los precios respectivos:

Costo Unitario Estándar = (Factor Estándar * Precio)

Costo Unitario Real = (Factor Real * Precio)

122

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioEtilenojunio-2010

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasEtano (Ton) 2,555.7 1.3000 3,322.4 1.3440 3,434.8Costo de Materias Primas 3,322.4 3,434.8

Otras SubstanciasDiesel (M3) 5,930.0 0.0100 59.3 0.0080 47.5Costo de Otras Substancias 59.3 47.5

SubproductosPropileno G.P. (Ton) -17,342.6 0.0100 -173.4 0.0192 -333.4Butadieno Crudo (Ton) -15,676.0 0.0112 -175.6 0.0290 -454.3Líquidos de Pirolisis (Ton) -6,700.0 0.0350 -234.5 0.0241 -161.4Metano Ballast (Ton) 0.0 0.0030 0.0 0.0021 0.0Hidrogeno a PEAD (Ton) -2,609.8 0.0002 -0.5 0.0001 -0.4Costo de Subproductos -584.0 -949.4

Costo Mat. Primas, Otras Substancias y Subproductos 2,797.7 2,532.9

ServiciosGas Seco (MMBTU) 53.1 2.7000 143.4 3.4839 185.1Vapor de Alta y Media (Ton) 221.6 3.1000 686.9 3.0470 675.1Agua de Enfriamiento (M3) 0.3 350.0000 121.8 348.2408 121.2Electricidad (KWH) 1.1 17.4260 18.7 9.7539 10.5Nitrogeno (Ton) 582.7 0.0150 8.7 0.0146 8.5Costo de Servicios 979.6 1,000.4TOTAL 3,777 3,533

STD 2010

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioOxido de Etilenojunio-2010

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasEtileno (Ton) 3,495.0 0.8180 2,858.9 0.8120 2,838.0Oxigeno (Ton) 573.1 0.9010 516.4 0.9499 544.4Agua Desmineralizada (M3) 5.9 1.3500 8.0 1.2028 7.1Metano (Ton) 0.0 0.0090 0.0 0.0037 0.0Costo de Materias Primas 3,383.3 3,389.5

Substancias QuimicasNaOH (50%) (Kg) 8.2 3.8400 31.4 1.7699 14.5H2SO4 (98%) (Kg) 2.1 2.2300 4.6 0.9034 1.9Costo de Substancias Quimicas 35.9 16.3

SubproductosCO2 (Base Seca) (Ton) -354.4 0.4740 -168.0 0.5168 -183.2Purgas de Gas Argon (MMBTU) -53.1 0.2200 -11.7 0.0058 -0.3Costo de Subproductos -179.7 -183.5

Costo de M. Primas, S. Quimicas y Subproductos 3,239.5 3,222.3

ServiciosVapor de Alta y Media (Ton) 221.6 4.7900 1,061.3 2.6501 587.2Agua de Enfriamiento (M3) 0.3 585.0000 203.7 440.5857 153.4Electricidad (KWH) 1.1 194.0000 208.2 174.0606 186.8Nitrogeno (Ton) 582.7 0.0290 16.9 0.0275 16.0Costo servicios 1,490.0 943.3TOTAL 4,730 4,166

STD 2010

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioGlicoles

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasOxido de Etileno (Ton) 3,215.3 0.8100 2,604.4 0.8247 2,651.7Costo de Materias Primas 2,604.4 2,651.7

SubproductosDietilenglicol (Ton) -13,392.6 0.1120 -1,500.0 0.1255 -1,680.3Trietilenglicol (Ton) -16,725.0 0.0050 -83.6 0.0093 -156.0Polietilenglicol (Ton) -5,495.7 0.0020 -11.0 0.0036 -19.6Costo de Subproductos -1,594.6 -1,855.9TOTAL 1,010 796

STD 2010

junio-2010

1

2

3

123

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioOxigeno

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasAire (Ton) 0.0 5.4700 0.0 4.9772 0.0Costo de Materias Primas 0.0 0.0

ServiciosVapor de Alta y Media (Ton) 221.6 3.0000 664.7 2.9426 652.0Agua de Enfriamiento (M3) 1.1 195.0000 209.2 186.5569 200.2Electricidad (KWH) 0.3 45.0000 15.7 43.7132 15.2Costo de Servicios 889.6 867.4TOTAL 890 867

STD 2010

junio-2010

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioPolietileno de Alta Densidad (Mitsui)

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasEtileno (Ton) 3,495.0 1.0350 3,617.4 1.0380 3,627.7Hidrogeno (Ton) 2,609.8 0.0011 2.9 0.0010 2.5Buteno I (Ton) 19,166.2 0.0148 283.7 0.0127 243.9Costo de Materias Primas 3,903.9 3,874.1

Otras SubstanciasHexano (Ton) 11,398.0 0.1171 1,334.7 0.0479 545.7Mezcla de Antioxidante (Kg) 45.9 1.8000 82.6 0.0000 0.0Catalizador RZ-400 (Kg) 3,526.4 0.0900 317.4 0.1013 357.2Trietil Aluminio (Ton) 197.1 0.3570 70.4 0.2092 41.2Costo de Otras Substancias 1,805.1 944.2

SubproductosCeras Polietilenicas (Ton) -7,069.4 0.0359 -253.8 0.0258 -182.1Costo de Subproductos -253.8 -182.1

Costo Mat. Primas, Otras Substancias y Subproductos 5,455.2 4,636.1

ServiciosGas Seco (MMBTU) 53.1 0.0760 4.0 0.0051 0.3Vapor de Alta y Media (Ton) 221.6 2.4670 546.6 1.3411 297.1Agua Pretratada (M3) 3.5 2.7982 9.8 0.1465 0.5Agua de Enfriamiento (M3) 0.3 546.9000 190.4 218.3701 76.0Electricidad (KWH) 1.1 775.0000 831.6 658.3371 706.4Nitrogeno (Ton) 582.7 0.3000 174.8 0.1789 104.2Propileno G.T. (Ton) 16,318.9 0.0066 107.7 0.0033 53.9Costo de Servicios 1,864.9 1,238.5TOTAL 7,320 5,875

STD 2010

junio-2010

4

5

124

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioPolietileno Alta Densidad (Asahi)

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasEtileno (Ton) 3,495.0 1.0267 3,588.3 1.0423 3,643.0Propileno G.T. (Ton) 17,338.4 0.0186 322.5 0.0056 97.3Hidrogeno (Ton) 2,609.8 0.0016 4.2 0.0007 1.7Costo de Materias Primas 3,915.0 3,742.0

Otras SubstanciasHexano (Ton) 11,398.0 0.0600 683.9 0.0698 795.9Trietil Aluminio Cat. Liquido (Kg) 197.1 0.1200 23.6 0.2095 41.3Trietil Aluminio Sint. Catal. (Kg) 197.1 0.0039 0.8 0.0000 0.0Magnesio (Kg) 307.8 0.0129 4.0 0.0117 3.6Dicloruro de Etil Aluminio (Kg) 184.2 0.0270 5.0 0.0000 0.0Triisobutil Aluminio cat liq. (Kg) 256.4 0.0402 10.3 0.0058 1.5Cloruro de n-Butilo (Kg) 55.3 0.0457 2.5 0.0472 2.6n-Butanol (Kg) 25.2 0.0043 0.1 0.0187 0.5Tetracloruro de Titanio (kg) 260.1 0.0386 10.0 0.0339 8.8Estearato de Calcio (Kg) 14.5 0.8012 11.6 0.0000 0.0Antioxidante Primario (Kg) 37.7 0.4570 17.2 0.0000 0.0Mezcla de Antioxidante (Kg) 60.1 0.4870 29.3 0.0000 0.0Prot. a la Luz Ultravioleta (kg) 104.9 0.3000 31.5 0.0000 0.0Costo de Otras Substancias 829.8 854.2

SubproductosCeras polietilenicas (Ton) -7,069.4 0.0130 -91.9 0.0105 -74.4Costo de Subproductos -91.9 -74.4

Costo Mat. Primas, Otras Substancias y Subproductos 4,652.9 4,521.8

ServiciosVapor de Alta y Media (Ton) 221.6 1.5200 336.8 0.3177 70.4Vapor de Baja (Ton) 221.6 0.7500 166.2 0.7658 169.7Agua Tratada (M3) 5.9 1.2000 7.1 0.3969 2.3Agua Pretratada (M3) 3.5 1.0000 3.5 0.4474 1.6Agua de Enfriamiento (M3) 0.3 250.0000 87.0 268.5882 93.5Electricidad (KWH) 1.1 766.0000 821.9 604.6416 648.8Nitrogeno (Ton) 582.7 0.2033 118.5 0.1775 103.4Costo de Servicios 1,541.0 1,089.7TOTAL 6,194 5,611

STD 2010

junio-2010

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioAcrilonitrilo

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasPropileno 95% (Ton) 16,318.9 1.0900 17,787.6 1.0732 17,513.1Amoniaco 99.5% (Ton) 2,031.4 0.5300 1,076.6 0.4944 1,004.3Costo de Materias Primas 18,864.3 18,517.3

Otras SubstanciasAcido Sulfurico (Ton) 2,050.0 0.1130 231.7 0.1357 278.1Hidroquinona (Kg) 59.0 0.4000 23.6 0.1917 11.3Metil Eter Hidroquinona (Kg) 117.6 0.0500 5.9 0.1341 15.8Acido Acetico (Kg) 13.8 0.7300 10.1 0.6139 8.5Catalizador C49 MC-1 (Kg) 439.5 0.3000 131.8 0.1073 47.2Carbonato de Sodio (Kg) 6.8 0.7000 4.7 0.5581 3.8Antiespumante (Kg) 72.6 0.3000 21.8 0.0107 0.8Bioxido de Azufre (Kg) 101.7 0.0400 4.1 0.0135 1.4Sosa Caustica (Kg) 8.2 0.5500 4.5 0.7834 6.4Peroxido de Hidrogeno (Kg) 0.0 1.8500 0.0 7.0223 0.0Hipoclorito de Sodio (Ton) 0.0 3.3500 0.0 0.0058 0.0Costo de Otras Substancias 438.1 373.1

SubproductosAcido Cianhidrico (Ton) -1,215.8 0.1000 -121.6 0.1099 -133.6CPDI (Ton) -8.5 0.4100 -3.5 0.5938 -5.1Costo de Subproductos -125.1 -138.7

Costo M. Primas, Otras Substancias y Subproductos 19,177.3 18,751.7

ServiciosGas Seco (MMBTU) 53.1 8.5000 451.6 8.5716 455.4Vapor de Alta y Media (Ton) 221.6 0.0000 0.0 0.4334 96.0Agua de Enfriamiento (M3) 0.3 550.0000 191.5 609.3584 212.1Eletricidad (KWH) 1.1 178.0000 191.0 184.5473 198.0Nitrogeno (Ton) 582.7 1.2000 699.2 0.0362 21.1Agua Desmineralizada (M3) 5.9 0.2000 1.2 0.1479 0.9Costo de Servicios 1,534.5 983.5TOTAL 20,712 19,735

STD 2010

junio-2010

6

7

125

Para obtener el costo de producción variable global de cada Complejo es necesario multiplicar el costo unitario por la producción mensual de cada una de las plantas, obteniendo un costo en pesos que permite sumar cada uno para obtener el global del Centro de Trabajo. En otras palabras, el costo variable real del complejo Morelos número 10 en la tabla siguiente resulta de la suma de los costos variables reales de cada planta, identificados del 1 al 9 en las figuras anteriores. De manera similar se obtiene el costo variable estándar del mismo complejo, identificado con el número 11 en la tabla siguiente.

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioSwing (1-Buteno)

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasEtileno (Ton) 3,495.0 0.9400 3,285.3 0.9584 3,349.5Costo de Materias Primas 3,285.3 3,349.5

Otras Substancias1-Buteno (Ton) 19,166.2 0.0910 1,744.1 0.0866 1,660.4Hidrogeno (Kg) 2,609.8 0.1200 313.2 0.1131 295.1Iso-pentano (Ton) 18,427.8 0.0190 350.1 0.0117 214.9Trietil Alumino (Kg) 197.1 0.1309 25.8 0.1751 34.5Tri n-hexil Aluminio (Kg) 256.4 0.0320 8.2 0.0431 11.1Catalizador (Kg) 2,724.1 0.0440 119.9 0.0654 178.1Cloruro de Dietil Aluminio (Kg) 184.2 0.0570 10.5 0.0926 17.1Premezcla SW 5G (9K) (Kg) 81.7 1.3675 111.8 0.4807 39.3Microtalco (Kg) 6.7 3.7384 25.2 1.8802 12.7Erucamide (Kg) 71.1 1.0038 71.3 0.4113 29.2Aditivo Liq. Weston (Kg) 49.2 1.2659 62.3 0.0887 4.4Costo de Otras Substancias 2,842.4 2,496.6

Costo M. Primas y Otras Substancias 6,127.7 5,846.1

ServiciosVapor de Alta (Ton) 221.6 0.0647 14.3 0.0099 2.2Vapor de Media (Ton) 221.6 0.0458 10.1 0.0663 14.7Vapor de Baja (Ton) 221.6 0.1286 28.5 0.0566 12.5Agua de Enfriamiento (M3) 0.3 85.1250 29.6 110.6419 38.5Nitrogreno (Ton) 582.7 0.1196 69.7 0.1841 107.3Electricidad (KWH) 1.1 316.0000 339.1 346.8251 372.1Costo de Servicios 491.4 547.4TOTAL 6,619 6,394

STD 2010

junio-2010

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción UnitarioSwing (1-Hexeno)

PrecioFactor Costo $/T Factor Costo $/T

Materias PrimasEtileno (Ton) 3,166.0 1.0100 3,197.7 0.0000 0.0Costo de Materias Primas 3,197.7 0.0

Otras Substancias1-Hexeno (Ton) 26,212.9 0.0320 838.8 0.0000 0.0Hidrogeno (Kg) 4,024.3 0.4000 1,609.7 0.0000 0.0Iso-pentano (Ton) 18,354.7 0.0140 257.0 0.0000 0.0Trietil Alumino (Kg) 197.1 0.2000 39.4 0.0000 0.0Tri n-hexil Aluminio (Kg) 256.4 0.0350 9.0 0.0000 0.0Catalizador (Kg) 2,724.1 0.0630 171.6 0.0000 0.0Cloruro de Dietil Aluminio (Kg) 184.2 0.0410 7.6 0.0000 0.0Premezcla SW MI5 (Kg) 58.4 0.1111 6.5 0.0000 0.0Protector UV (Kg) 104.9 1.2887 135.2 0.0000 0.0Irganox 1076 (Kg) 47.6 0.0000 0.0 0.0000 0.0Estearato de Zinc (Kg) 22.5 0.4563 10.3 0.0000 0.0Costo de Otras Substancias 3,085.0 0.0

Costo M. Primas y Otras Substancias 6,282.7 0.0

ServiciosVapor de Alta (Ton) 214.7 0.0600 12.9 0.0000 0.0Vapor de Media (Ton) 214.7 0.0800 17.2 0.0000 0.0Vapor de Baja (Ton) 214.7 0.0850 18.2 0.0000 0.0Agua de Enfriamiento (M3) 0.4 90.0000 32.8 0.0000 0.0Nitrogreno (Ton) 686.6 0.1900 130.5 0.0000 0.0Electricidad (KWH) 1.1 330.0000 361.4 0.0000 0.0Costo de Servicios 573.0 0.0TOTAL 6,856 0

STD 2010

junio-2010

8

9

126

Una vez obtenidos estos valores para cada Complejo, se suman y con esto se obtienen los costos de producción globales de Pemex Petroquímica, tanto real como estándar. Cuando el costo variable real es menor que el estándar, se considera que el desempeño de la planta es más eficiente que la mejor práctica alcanzada por dicha instalación.

Para el cálculo del indicador se utilizan las 22 plantas que se encuentran en operación en Pemex Petroquímica, de acuerdo con la tabla siguiente:

Complejo Petroquímico MorelosCosto de Producción Unitario

Mes STD 2010 VAR M$

1 Etileno 42,136 3,777 3,533 244 10,2802 Oxido de Etileno 24,352 4,730 4,166 564 13,7323 Glicoles 16,615 1,010 796 214 3,5564 Oxigeno 26,839 890 867 22 5965 Polietileno de Alta Densidad (Mitsui) 6,663 7,320 5,875 1,445 9,6316 Polietileno de Alta Densidad (Asahi) 8,553 6,194 5,611 582 4,9817 Acrilonitrilo 4,659 20,712 19,735 976 4,5498 Swing (1-Buteno) 20,755 6,619 6,394 226 4,6829 Swing (1-Hexeno) 0 6,856 0 6,856 0

TOTAL 150,572 58,107 46,977 11,130 52,008

Costo $/Ton

769,259

28,260

163,65540,471

97,941

13,039

48,791

junio-2010

141,292

ProducciónAcumulado

141,292

94,517

Pemex PetroquímicaCosto de Producción Unitario STD-2010

Mes STD 2010 VAR M$

Cangrejera 1,895,081 9,555,507 9,285,834 269,673 269,673Morelos 150,572 650,608 598,599 52,008 52,008Cosoleacaque 76,769 162,348 177,440 -15,092 -15,092 Independencia 806 2,483 2,160 322 322Pajaritos 29,497 159,102 157,632 1,470 1,470Escolín 0 0 0 0 0Tula 0 0 0 0 0TOTAL 2,152,724 10,530,047 10,221,666 308,381 308,381

junio-2010

4,847

12,487,2080

192,764

Miles de pesos

460,262

0

Producción (Ton)Acumulado

11,060,076769,259

Pemex PetroquímicaListado de Plantas

Etileno CangrejeraOxido de Etileno CangrejeraPEBD CangrejeraEstirenoAromaticosOxigeno CangrejeraReformadora BTXHDSIsomerizadora de PentanosEtileno MorelosOxido de Etileno MorelosGlicolesOxigeno MorelosPEAD MitsuiPEAD AsahiAcrilonitrilo MorelosSwing 1-ButenoAmoniaco VIAmoniaco VIICloruro de ViniloEtileno PajaritosEspecialidadesTotal

127

El Indicador de eficiencia se obtiene de la división del costo de producción estándar de todos los complejos entre el costo de producción real de los mismos

Dado que el valor del indicador es 103%, se tiene la premisa de que si el resultado es mayor a cien por ciento se reporta 100%. Es conveniente señalar que este indicador se puede obtener a nivel de planta, Centro de Trabajo o global de Pemex Petroquímica. Señalamiento SENER. Factor de insumo nafta-gasolinas. Se requiere al organismo que indique los planes que se tienen para la planta despuntadora de crudo que se tiene en el CPQ Cangrejera y que se dejó de operar a finales de 2009. Respuesta a la observación SENER. Buscando las alternativas para la mejora económica del tren de Aromáticos de Cangrejera y debido a que PEP no garantizaba a PPQ el abasto necesario de petróleo crudo, atribuible a la declinación de yacimientos, en 2009 el Grupo Directivo de PPQ tomó la decisión de operar este tren con nafta importada en sustitución del crudo, por lo que a partir del 12 de octubre de 2009, en que salió a mantenimiento el tren de Aromáticos, la planta Estabilizadora de Crudo dejó de operar. Por lo anterior, y con la finalidad de asegurar el suministro de nafta importada y de conseguir precios competitivos, Pemex Refinación y PMI, con la participación de PPQ, firmaron un Contrato de Compra-Venta de nafta importada por un período de dos años. Respecto a los planes que se tienen, cabe hacer mención que en el Anteproyecto POA trianual 2010-2012 y POFAT 2011 no se prevé la operación de la planta Estabilizadora de Crudo. Benchmarking de Aromáticos

FORMULA

Costo Producción Estándar

Costo Producción Real

* 100

10,530,047

10,221,666* 100 = 103%

128

El Tren de Aromáticos de Pemex Petroquímica fue diseñado exclusivamente para generar productos aromáticos a partir del crudo, con la finalidad de abastecer el mercado nacional. Este Tren es una parte no integrada de la cadena de refinación del crudo, lo cual la hace única a nivel mundial. Bajo este esquema se operó hasta el año de 1998, en que empezó a declinar el abasto de petróleo crudo, atribuible a la declinación de yacimientos, lo que obligó a complementar la carga de crudo con nafta importada, bajo un esquema de 75-25, sin embargo las condiciones del mercado obligaron a buscar nuevas alternativas de producción. Por lo anterior, en el año 2009, el Grupo Directivo de PPQ tomó la decisión de operar este tren con nafta importada en sustitución del crudo, quedando la configuración bajo un esquema único en el mundo, cuya materia prima no tiene una caracterización específica, por tener diferentes orígenes. El mercado mundial no produce en específico este tipo de naftas como materia prima para su comercialización, más bien los productores la utilizan para sus procesos y generar productos finales. No existe un Benchmarking para el Tren de Aromáticos de PPQ, ya que la configuración “normal” de las plantas de este tipo que existen en el mundo, es tener integrada la parte de producción de petrolíferos y la producción de aromáticos, lo cual permite la facilidad de hacer el cambio de las líneas de producción para orientar hacia la gama de productos que generen mayor rentabilidad a la línea de negocio, es decir si los precios de las gasolinas y combustibles en general están a la alza, se orientan los procesos a producir gasolinas o por el contrario si lo rentable es producir aromáticos, los procesos se ajustan para producir estos y el Tren de Aromáticos de PPQ no tiene la infraestructura para hacer este tipo de ajustes. Señalamiento SENER. Emisiones de Óxidos de azufre (SOx). SENER requiriere al organismo que informe que plantas aportaron el mayor nivel de emisión a este indicador y que acciones concretas se realizan para mantener el nivel de emisiones global de PPQ por debajo de la meta. Respuesta a la observación SENER. Cabe señalar que en 2010 las aportaciones mayores de SOx corresponden a los Complejos Petroquímicos Morelos e Independencia, dentro de estos Complejos la generación de SOx se realiza específicamente en las Plantas de Generación de Vapor respectivamente (Calderas) de los centros de trabajo, derivado del uso de combustibles líquidos.

129

En el Complejo Petroquímico Morelos las emisiones de SOx se deben a la revalorización de residuos peligrosos (En el marco del Plan de Manejo de Aceites Usados y Solventes de Pemex Petroquímica aprobado por SEMARNAT), que anteriormente se llamaba reciclaje de residuos peligrosos, también autorizado por SEMARNAT. Esta revalorización (uso como combustible alterno en calderas) es actualmente la forma conocida más adecuada de destrucción de estos aceites usados y del diesel de sello procedente de la Planta de Etileno, aprovechando su poder calorífico en la generación de vapor. Finalmente, a través del tiempo se han tomado medidas para reducción de la generación de aceite usado, como es caso de la Lubricación por niebla (LUBRIMIST) en equipos dinámicos. También se dejó de usar combustibles con alto contenido de azufre como es el caso del Crudo Despuntado o el Combustóleo. El caso del CPQ. Independencia es similar al del CPQ. Morelos. En 2010 prácticamente solo se ha utilizado en sus Calderas Gas Combustible. Se anexa el desglose por centro de trabajo (cifras en toneladas).

Cabe hacer mención que de acuerdo a la NOM-085-SEMARNAT-1994, ésta estipula un valor de 26.7 para las emisiones de SOx, la cual está por arriba de los indicadores obtenidos en Pemex Petroquímica. Aunado a lo anterior, el benchmark de 0.0178 que se tiene es el mejor estimado de la meta (2012). Señalamiento SENER. Factor de insumo etileno-polietilenos AD y BD.

SOX 2010 

COMPLEJO ENE-2010 FEB 2010 MAR 2010 TOTAL 1ER.

TRIM. Abril Mayo Junio TOTAL 2° TRIM

2010

CANGREJERA 2.43 0.9 2.88 6.21 2.2 2.01 1.3 5.51

COSOLEACAQUE 0.37 0.27 0.34 0.98 0.31 0.36 0.35 1.02

ESCOLIN 0 0 0 0 0 0 0 0

INDEPENDENCIA 0.08 0.08 0.09 0.25 0.09 0.1 0.07 0.26

MORELOS 1.48 1.4 2.52 5.4 2.5 2.81 2.95 8.26

PAJARITOS 2.58 2.1 2.6 7.28 1.33 2.41 2.5 6.24

TULA 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 6.94 4.75 8.43 20.12 6.43 7.69 7.17 21.29

  

Reporte mensual de Emisiones Contaminantes al Aire

SOx - Totales - (ton) - 2010  PORCENTAJE 

Centro de trabajo

Ejercicio 2010 combustible l íquido consumido combustible gaseoso consumido 

% SOX l iq  %SOX gasEnero   Febrero   Marzo 1er Trim  Abri l  Mayo  Junio

2° Trim liquido unidades

SOX (ton) combustible gaseoso unidades 

SOX (ton)  

CANGREJERA  2.43  0.9  2.88  6.21  2.2  2.01  1.3 5.51 3448551 LITROS 2.9412 DIESEL 10107.568 MMPC   2.5307  53.7509823  46.2490177

COSOLEACAQUE  0.37  0.27  0.34  0.98  0.31  0.36  0.35 1.02 0 0 3760.539 MMPC   1‐0183  0 

ESCOLIN  0  0  0  0  0  0  0 0 0 LITROS 0 0 MMPC   0  0 

INDEPENDENCIA  0.08  0.08  0.09  0.25  0.09  0.1  0.07 0.26 0 0 979.995 MMPC   0.2541  0  100

MORELOS   1.48  1.4  2.52  5.4  2.5  2.81  2.95 8.26 6993060 LITROS 5.958 DIESEL/GASOLINA 7934.737 MMPC   2.0612  74.2966879  25.7033121

PAJARITOS   2.58  2.1  2.6  7.28  1.33  2.41  2.5 6.24 43562.66 BARRILES 5.9907 DIESEL 1813.535 MMPC   0.2526  95.9540628  4.04593724

TULA  0  0  0  0  0  0  0 0 0   0   16.498 MMPC   0.0021  0  100

TOTAL   6.94  4.75  8.43  20.12  6.43  7.69  7.17 21.29 10485173.66 24612.872         

 

130

SENER requiere se especifique cual es el límite mínimo en consumo de materia prima a alcanzar con la tecnología actual de cada planta, para evaluar las metas establecidas y posibles acciones para inversión en mejoras de proceso, para analizar la necesidad de una evaluación técnico-económica para definir si se requiere invertir para mejorar la tecnología. Respuesta a la observación SENER. El valor estándar 2010 corresponde a la meta del año 2010 y se estableció en el año 2009 en función del desempeño alcanzado hasta ese momento, por lo que se considera dicho dato estándar como valor mínimo histórico en el momento de su establecimiento.

Producto Estándar 2010

(Ton/Ton) Real 2010*(Ton/Ton)

PEBD Cangrejera 1.0650 1.0788 PEAD Asahi 1.0267 1.0337 PEAD Mitsui 1.0350 1.0418 Swing 1-Buteno 0.9400 0.9591 Swing 1-Hexeno 1.0100 0.9915 * Periodo: Enero-Junio 2010

Asimismo se anexa archivo donde se indica el SRI 2005 para las plantas de PEABD, PEAD y PELBD, dónde se indica el factor de insumo etileno/polietilenos.

131

132

133

134

Señalamiento SENER. Factor de insumo etano-etileno. SENER solicita al organismo un reporte mensual sobre la calidad del etano que reciba de PGPB, así como de un plan de contingencia en caso de que PGPB siga incumpliendo con la calidad requerida. Adicionalmente, se requiere que informe el potencial de la planta Pajaritos para mejorar el factor de insumo si se efectúa una mejora tecnológica. Respuesta a la observación SENER. En el próximo Informe del PEO, PPQ enviará el reporte mensual sobre la calidad del etano que reciba de PGPB. PGPB es el único proveedor de etano en el país. Si la calidad del etano sufre una variación drástica, lo primero que se hace es bajar carga a las plantas de etileno, hasta que se restablezcan las condiciones contractuales. Cabe aclarar que para el suministro de esta materia prima, PGPB se esfuerza por cumplir con las especificaciones estipuladas en el Contrato de Compra-Venta de Etano; sin embargo las variaciones en la calidad se presentan en forma intempestiva y ocasional, debido a que están ligadas a los procesos aguas arriba, como consecuencia de la declinación de los pozos. Con respecto a la planta de etileno II de Pajaritos, en mayo de 2005 se realizó el Estudio “Revamp/Modernization Break Point Audit para la planta de etileno del C.P. Pajaritos“, donde se estableció la necesidad de realizar una Auditoría operativa y de integridad mecánica de la planta, así como de un Estudio para evaluar las instalaciones y proponer soluciones óptimas a la problemática detectada en cuanto a operación o integridad mecánica, para asegurar confiabilidad a las instalaciones existentes que permitan restaurar la capacidad nominal y continuidad operativa dentro de un marco de competitividad y normatividad adecuados. De realizarse estos estudios, darían como resultado la viabilidad de un aumento en la conversión de etano a etileno, para una potencial reducción del factor de insumo. Cuáles fueron los factores que influyeron en la producción de etileno no obtenida durante el primer semestre de 2010. Actualmente, Pemex Petroquímica (PPQ) opera tres plantas de etileno, Pajaritos, Cangrejera y Morelos. En el POA 2010, para el lapso enero-junio, se estableció una producción de 649 mil toneladas (Mt), en POT-I 648 Mt y se obtuvieron 590 Mt. Con la producción total de etileno en PPQ, se atienden dos plantas de óxido de etileno, una de glicoles, una de estireno, una de cloruro de vinilo y 8 trenes de

135

producción de polietileno en sus diferentes grados, y se tiene un contrato en el mercado nacional. Como parte de la infraestructura para manejo del etileno, a principios de los 70´s arrancó la primera etapa de la Terminal Refrigerada de Etileno Pajaritos (TREP). La segunda y última etapa arrancó a principio de la década de 1980. Para el período que se reporta, enero-junio 2010, el factor principal que influyó para no alcanzar la producción programada es la falta de capacidad de manejo, licuación y almacenamiento en la TREP. Es decir, cuando alguna de las 13 plantas de derivados presenta alguna falla operativa, no se tiene la capacidad suficiente para manejar los volúmenes excedentes en el sistema. La TREP, activos con más de 30 años de servicio, ya resultan obsoletos y no cuentan con la flexibilidad necesaria para las condiciones actuales de PPQ. Otro factor que afecta, aunque en una medida menor, es el abasto de etano (materia prima) que proviene de Pemex Gas y Petroquímica Básica. Durante enero 2010, se tuvieron restricciones en el suministro de etano debido a problemas operativos de PGPB en el Sureste del país. Un tercer factor, de carácter marginal, que impacta en la producción de etileno, se debe a las propias fallas operativas en alguna de las tres plantas de etileno. A continuación, una tabla con ponderaciones estimadas sobre la forma como afectaron los diferentes factores a la producción de etileno.

FACTOR Influencia (%) Comentarios TREP 90 Por obsolescencia

Etano 6 Problemas operativos

Paros 4 Fallas de etileno 100

Señalamiento SENER. Factor de insumo gas natural-amoniaco. SENER requiere al organismo un informe mensual detallado, en costo y consumo de gas natural, del impacto de cambio de catalizador en las plantas VI y VII de amoniaco y su impacto en el costo de operación para estas unidades. Respuesta a la observación SENER. La relación del consumo de gas natural a proceso por tonelada de amoníaco en la planta VI, antes del cambio de catalizador muestra un promedio de 24.7 mmbtu/ton y después del cambio de catalizador bajó al nivel promedio de 23.1, lo que representa una disminución de 1.6 mmbtu/ton. Esto se muestra en la gráfica:

136

Si se aplica un precio promedio de gas a partir del cambio de catalizador, se estima un ahorro de 189 pesos por tonelada, lo que representa un ahorro de 8.3 millones de pesos mensuales. Es importante señalar que este nivel de consumo es el mejor que se puede obtener con catalizador nuevo y en condiciones normales de operación. Mantenimiento de la planta Amoníaco VII Inicio del mantenimiento: 6 de agosto de 2010 Conclusión del mantenimiento 5 de septiembre de 2010 Arranque de la planta 6 de septiembre de 2010 El mantenimiento está en programa. Señalamiento SENER. Gastos de operación. SENER requiere al organismo presentar un reporte adicional de gastos por planta para poder evaluar el desempeño del organismo con el nuevo escenario de producción. Respuesta a la observación SENER. Cabe señalar que la información presupuestal no se encuentra estructurada por planta, sino por centro de trabajo, por lo cual consideramos que bajo este esquema se puede igualmente evaluar el desempeño de PPQ respecto de su producción. Se anexa la tabla de gastos por centro de trabajo.

20

21

22

23

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01/0

1/20

10

08/0

1/20

10

15/0

1/20

10

22/0

1/20

10

29/0

1/20

10

05/0

2/20

10

12/0

2/20

10

19/0

2/20

10

26/0

2/20

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05/0

3/20

10

12/0

3/20

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19/0

3/20

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26/0

3/20

10

02/0

4/20

10

09/0

4/20

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16/0

4/20

10

23/0

4/20

10

30/0

4/20

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07/0

5/20

10

14/0

5/20

10

21/0

5/20

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28/0

5/20

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04/0

6/20

10

11/0

6/20

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18/0

6/20

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25/0

6/20

10

02/0

7/20

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09/0

7/20

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16/0

7/20

10

23/0

7/20

10

30/0

7/20

10

mmbtu / ton

Consumo de Gas en Planta Amoniaco VI (mmbtu/Ton Amoniaco)

Cambio de catalizador

137

Asimismo se anexa archivo donde se indica cómo se obtiene y calcula el indicador de gastos de operación para su programa y el seguimiento.

Filial ENE FEB MAR ABR MAY JUN

Total PPQ 3,539,894,620 724,850,449 474,550,373 670,285,172 532,292,241 500,234,601 637,681,785

Camargo 23,097,032 2,720,696 3,325,702 6,189,894 3,724,436 2,941,909 4,194,396 Independencia 238,441,765 67,860,005 31,133,995 40,485,535 33,486,881 28,743,507 36,731,841 Tula 50,021,093 7,795,115 6,329,703 16,848,156 6,447,337 6,637,840 5,962,942 Escolin 120,009,646 17,678,129 25,036,792 29,352,848 14,374,250 13,929,430 19,638,196 Morelos 937,426,363 199,925,863 103,364,592 167,924,585 109,378,942 138,110,766 218,721,615 Pajaritos 812,050,006 153,473,232 69,654,637 138,174,594 183,054,110 124,717,532 142,975,901 Cosoleacaque 352,356,490 62,876,130 65,552,026 69,763,036 52,592,904 48,116,686 53,455,707 Cangrejera 763,884,171 173,608,477 129,467,732 151,781,218 90,499,569 96,380,938 122,146,237 Oficinas 242,608,053 38,912,801 40,685,194 49,765,305 38,733,810 40,655,993 33,854,950

Gastos de Operación (pesos) Flujo de efectivo

138

139

140

En los programas de mantenimiento de plantas del primer semestre de 2010, no registraron cambios o diferimientos atribuibles a la falta de presupuesto. Señalamiento SENER. Producción de petroquímicos. SENER solicita al organismo que le envíe las acciones y controles que aplicará para el control de calidad de la nafta importada, así como la secuenciación programada de los periodos de mantenimiento de manera que permita mantener las plantas operando sin problemas con alto impacto en su productividad. Respuesta a la observación SENER. Para el recibo de nafta importada, PPQ se rige de acuerdo a las cláusulas del Contrato de Compra-Venta de Nafta de importación, (que firmaron Pemex Refinación y PMI, con la participación de PPQ), mismo que en sus anexos establece las especificaciones que se deben cumplir. Las especificaciones de la nafta no son puntuales, sino que se estipulan dentro de un rango, y debido a esto, todas las naftas que se reciben aún dentro del mencionado rango, fluctúan algunas veces hacia el rango superior y otras hacia el rango inferior, promoviendo la producción de compuestos ligeros y pesados, que

141

originan que entre lote y lote se estén modificando las condiciones de operación de la planta. Una medida en la que se está trabajando es la de incrementar la capacidad de almacenamiento en la TMP y en Cangrejera, lo que garantizará la continuidad operativa y permitirá que los diferentes lotes de nafta se homogenicen y el proceso disminuya variabilidad. Así mismo, cabe aclarar que en la Terminal Marítima Pajaritos (TMP), antes de proceder a la descarga de un buque de nafta importada, se toman muestras representativas del producto y se analizan en los laboratorios de la TMP y de Cangrejera, para comprobar que cumple con las especificaciones y se proceda a su descarga. De no cumplir con los parámetros especificados, PPQ tiene la facultad de negarse a descargar el barco. El POFAT no contempla el mantenimiento en 2011; sin embargo, debido a la integración de un Proyecto de Modernización y Ampliación en 2012 está previsto un paro mayor. Asimismo se anexa archivo donde se indican las constancias de calidad de la gasolina nafta virgen de importación que se ha recibido durante el presente año.

142

143

144

5. Indicadores y metas Pemex Exploración y Producción

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

MínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáx

Mín

Máx

Mín

Máx

MínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáxMínMáx

1/ A partir de 2009 en atención al requerimiento de la Secretaría de Energía, se reporta el volumen de gas producido sin considerar el volumen de nitrógeno2/ A partir de 2009 el cálculo de lo alcanzado en el índice, considera las plazas ocupadas al mes de diciembre de 2009, sin incluir las áreas de Perforación y Mantenimiento de Pozos, Servicios Marinos, Distribución y Comercialización, Ingenieria y Desarrollo de Obras Estratégicas y Órgano Interno de Control, debido a que en la práctica internacional son áreas constituidas por terceros.3/ A partir de 2009 la metodología de cálculo de éste Indicador ha sido modificada, en ese sentido se ajustan sus metas en relación a las previamente autorizadas

-2

1.6

87.7

37

0.45

338

186

2.18

6

5

1381

71.8

102.0

2,792

2,754

6,919

5,640

11.80

6.16

0.74

7.4

39.1

-14

4460

29 FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfo MMM$

29 FEND del proyecto Crudo Ligero Marino MMM$

42929 FEND del proyecto Burgos MMM$

29 FEND del proyecto Ku Maloob Zaap MMM$ 168

136

0.52

29 FEND del proyecto Cantarell MMM$

0.4415, 16 Índice de mermas y pérdidas % 0.40 0.40 0.42 0.42

31 34 4214 Proporción de crudo ligero en la producción total % 28 27 28

13 Aprovechamiento de gas /3 % 94.4 96.7 96.2 94.9 92.3 90.1

1.412 Productividad por pozo MMbpce / pozo 1.4 1.8 2.1 2.2 2.2

49.0 36.032.011 Éxito exploratorio comercial % 47.0 35.0 49.0 41.0

25.1 25.6 26.526.110 Factor de recuperación actual % 23.7 24.4 25.0

8 Tasa de restitución de reservas 3P % 44.7 56.9 59.2 59.7 65.7 128.7

77.1

829

8 Tasa de restitución de reservas probada % 25.5 22.7 26.4 41.0 50.3

9127 Ingresos totales /3 MMM$ 427 561 716 858

7Metodología FEL aplicada en los proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero Marino y Aceite Terciario del Golfo

Número

6Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL

Número 3 6 29

2.085 Indice de frecuencia perforación Núm./(h-h) 2.90 4.00 3.40 2.60 3.30

0.30 0.100.115 Indice de frecuencia exploración y producción Núm./(h-h) 0.70 0.60 0.40 0.30

6.0 8.2 10.09.04 Perforación no convencional % 1.9 2.4 2.6

3 Productividad laboral /2 MMbpce / plaza 45.0 46.1 44.8 44.6 44.0 51.2

7.5

0.67

2 Autoconsumo de gas % 9.5 10.1 9.7 8.6 8.0

0.662, 15 Costo de transporte US$@2008/bpce N/D N/D 0.40 0.50

4.37 4.85 4.552, 9 Costo de producción US$@2008/bpce 3.78 3.92 4.62

2, 9 Costo de descubrimiento y desarrollo US$@2008/bpce 8.56 14.56 10.64 9.28 9.94 11.12

5,7861 Producción de gas entregada a ventas MMpcd 4,590 4,776 4,924 5,342 5,622

6,058 6,5341 Producción de gas total /1 MMpcd 4,498 4,573 4,818 5,356

3,244 3,0481 Producción de crudo entregada a ventas Mbd 3,358 3,366 3,309

3,333 3,256 3,076 2,601

2,594

Objetivo relacionado

Indicador UnidadesHistórico

1 Producción de crudo total Mbd 3,371 3,383

145

ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IV T

Mín 2,493 2,493 2,480 2,461 2,877

Máx 2,592 2,567 2,551 2,526 3,002

Mín 2,459 2,456 2,440 2,420 2,873

Máx 2,536 2,542 2,523 2,496 2,999

Mín 6,116 6,034 5,965 5,873 6,729

Máx 6,474 6,398 6,349 6,285 6,836

Mín 5,539 5,500 5,462 5,405 6,244

Máx 5,942 5,924 5,915 5,869 6,343

Mín 11.77 13.20

Máx 13.79 14.90

Mín 4.82 4.82 4.82 4.82 5.22

Máx 5.33 5.33 5.33 5.33 5.45

Mín 0.67 0.67 0.67 0.67 0.73

Máx 0.74 0.74 0.74 0.74 0.75

Mín 7.9 7.9 7.9 8.0 9.0

Máx 9.5 9.6 9.7 9.9 9.1

Mín 49.8 49.3 48.7 47.7 40.2

Máx 50.2 50.2 50.0 49.6 41.8

Mín 0.05 0.00

Máx 0.10 0.27

Mín 1.00 0.00

Máx 2.08 2.35

Mín 31 31

Máx 44 44

Mín 64.2 75.4

Máx 79.0 86.2

Mín 68.0 63.8

Máx 94.0 74.4

Mín 27.1 27.3

Máx 27.6 28.3

Mín 31 30.2

Máx 45 40.4

Mín 0.78 0.78

Máx 0.87 0.87

Mín 93.2 94.2 94.8 94.7 96.4

Máx 96.9 97.5 98.0 98.0 98.0

Mín 44.4 44.7 44.9 45.2 43.2

Máx 44.9 45.2 45.4 45.8 43.9

Mín 15.0 30.0 45.0 78.0 N.D.

Máx 30.0 65.0 90.0 118.0 N.D.

Notas:a No incluye inyección de gas al yacimiento ni el consumo de CNCb El cálculo del índice considera un factor de conversión de crudo equivalente preliminar

c Indicador anual

Bench-mark

Objetivo relacionado

Indicador UnidadesMetas 2010

2010 PEO original

1 Producción de crudo total Mbd

1 Producción de crudo entregada a ventas Mbd

1 Producción de gas total MMpcd

1 Producción de gas entregada a ventas MMpcd

2, 9 Costo de descubrimiento y desarrollo c Usdls / bpce

2, 9 Costo de producción Usdls / bpce

3 Productividad laboral b Mbpce / plaza

2, 15 Costo de transporte Usdls / bpce

2 Autoconsumo de gas a %

5 Indice de frecuencia perforación Núm/h-h

6Procesos de dictámen y sanción técnica

de proyectos con metodología FEL c Número

5Indice de frecuencia exploración y producción

Núm/h-h

8 Tasa de restitución de reservas 3P c %

10 Factor de recuperación actual c %

Tasa de restitución de reservas

probadas c8 %

11 Éxito exploratorio comercial c %

12 Productividad por pozo c MMbpce / pozo

13 Aprovechamiento de gas %

14Proporción de crudo ligero en la producción total

%

15, 16 Fugas de hidrocarburos Número

146

Pemex Refinación

Indicador Unidades 2003* 2004* 2005* 2006* 2007* 2008* 2009**

1 Proceso de Crudo Mbd 1,285.9 1,303.4 1,284.4 1,284.2 1,269.8 1,261.0 1,294.9

2Rendimientos de gasolinas y destilados en banda propuesta

% 62.5 64.3 63.9 65.0 66.5 66.9 65.5

3 Costo de transporte 1/ $ / t-km 0.0782 0.0855 0.1032 0.1241 0.1499 0.1786 0.1881

4 Productividad laboral en refineríasPE/100KED

CND 221.9 ND 222.6 N.D. 235.7 208.6

5Gasolina UBA producida /gasolina total producida

% 0 0 0 1.1 5.9 7.0 17.9

6 Diesel UBA producido / diesel total producido % 0 0 0 0 0 0.07 13.20

7 Utilización de la capacidad de coquización %Nuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador93.6

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0.63 1.23 1.16 0.59 0.27 0.24 0.32

9 Índice de Intensidad Energética % ND 133.5 ND 134.5 ND 134.6 128.9

10Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

% ND 77.7 ND 76.9 ND 76.9 79.6

11Ventas de gasolinas UBA / Ventas totales de gasolinas

%Nuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador25.2

12 Ventas Diesel UBA /Ventas totales de diesel %Nuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador15.1

13 Utilización de ductos % ductos 61.5 61.8 57.2 58.0 60.0 62.7 62.0

14 Utilización de buquetanque % B/T 34.8 33.9 38.1 36.6 33.4 30.2 30.3

15 Utilización de autotanque % A/T 3.4 3.3 3.9 4.5 5.7 6.0 6.4

16 Utilización carrotanque % C/T 0.4 1.0 0.8 1.0 0.9 1.0 1.3

17Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador2.0

18Días de autonomía de Pemex Premium en terminales

DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador7.6

19 Días de autonomía de diesel en terminales DíasNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

IndicadorNuevo

Indicador3.1

20 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 3.7 4.5 4.6 4.7 4.5 4.9 6.7

21 Modernización de la flotilla de reparto local % NA 2 6 10 35 62 91

22Avance en modernización de Sistemas de medición

% NA NA NA NA NA NA NA

23 Emisiones de SOx t / Mt 6.03 6.09 5.89 5.61 4.42 4.52 4.4

1/ Sin siniestros y a pesos corrientes

** Cifras preliminares

Histórico

* Cifras revisadas o validadas por las áreas del Organismo a solicitud de la SENER, para lo cual se realizaron las justificaciones correspondientes ( julio y agosto de 2009).

147

Pemex Refinación

No. indicador

Indicador Unidades2010

original2010 1t 2t 3t 4t

Objetivo relacionado

1 Proceso de crudo Mbd1,422 1,380

13281219

13281219

13281219

13281219

13281219

1 y 6

2Rendimientos de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina)

% 69 646867

6867

6867

6867

6867

1, 6 Y 17

3 Costo de transporte 1/ $/ t-km na 0.1668 0.1611 0.1630 0.1649 0.1668 2

4 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC < 221.9 < 208.0 < 208.0 < 208.0 < 208.0 < 208.0 3

5Gasolina UBA producida/gasolina total producida

% 15 a 182119

2119

2119

2119

2119

4

6Diesel UBA producido/diesel total producido

% 8 a 252620

2620

2620

2620

2620

4

7Utilización de la capacidad de coquización 3/

% na 85.8 85.8 85.8 85.8 85.8 17

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0 - 1 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 5

9 Índice de Intensidad Energética % 126 126 126 126 126 126 18

10Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente 4/

% 76.3 79.6 79.6 79.6 79.6 79.6 18

13Participación de los diferentes medios de transporte

20

Ductos % ductos ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 20

Buquetanque % B/T ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 20

Autotanque % A/T ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 20

Carrotanque % C/T ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 20

14Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

Días na 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 20

15Días de autonomía de Pemex Premium en terminales

Días na 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 20

16 Días de autonomía en terminales de diesel Días na 3.1 3.1 3.1 3.1 3.1 20

17 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 7 7 7 7 7 7 20

18 Modernización de la flotilla de reparto local % 100 100% 91% 91% 91% 100% 20

19Avance en modernización de Sistemas de medición % 28 21

SIMCOT 2/ % - 12% 12% 12% 12% 12%

SCADA 3/ % - 40% 26% 30% 35% 40% 21

20 Emisiones de SOx t/ Mt 3.7 4.2 4.2 4.2 4.2 4.2 51/ Se cambió la metodología de cálculo.2/ Se consideran un total de 25 terminales: 7 en el centro, 1 en el golfo, 12 en la zona norte y 5 en el pacífico3/ Se consideran 7 + 47 ductosNota: Se eliminaron los indicadores de ventas de productos UBA relativos a las ventas totales respectivas por no corresponder a indicadores de Eficiencia Operativa.

148

Pemex-Gas y Petroquímica Básica

# Objetivo Indicador 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

1

Eficiencia en procesamiento de gas húmedo en

centros procesadores de gas de PGPGB ( CPGs)1 % 99.8 99.2 99.2 99.9 99.6 99.5

2Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 361.3 377.0 373.8 407.2 410.4 388.8 375.2

3Índice de frecuencia de accidentes Número 0.9 0.4 0.3 0.1 0.1 0.5 0.1

4Margen por unidad de energía equivalente $/MMBtue ND ND 17.4 17.4 16.9 19.3 17.8

5Gastos de operación por energía producida $/MMBtue ND ND 2.3 2.4 2.5 2.9 3.2

6Recuperación de propano en CPG % 93.2 95.2 96.2 96.4 94.7 96.3 95.8

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco3 $/MMpc-km ND 0.11 0.14 0.13 0.13 0.18 0.18

8 Costo promedio diario de transporte de gas LP3 $/Mb-km ND ND 1.80 1.73 2.00 3.54 3.22

9Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames MM$/mes 0 0 0 0 136 0 0

10Autoconsumos de gas % 5.7 5.6 5.7 5.7 5.5 5.5 5.5

11UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 75.0 71.7 70.8 78.4 86.0 80.5 80.7

12Capacidad instalada de compresión HP ND ND 431,360 431,360 433,610 465,460 469,090

13Capacidad instalada de recuperación de licuables MMpcd 5,146 5,342 5,342 5,742 5,742 5,600 5,800

14UpTime criogénicas % 69.4 66.0 74.1 77.4 78.8 78.5 77.8

15

Diferencias porcentuales entre la producciónobservada y estimada en proyectos de inversión

% ND ND ND ND ND 87 96

16Índice de personal $/MMBtue 3.1 3.0 3.0 3.1 3.2 1.7 1.85

17Costos de operación por CPG $/MMpc 1,705 1,955 2,195 2,375 2,396 1,714 1,851

18Emisiones de SO2 a la atmósfera g de S02/Tn de S° procesad 33.3 37.3 37.0 32.3 33.6 41.4 39.4

19Producción de gas seco por unidad procesada2 MMpcd/MMpcd carga 0.82 0.83 0.85 0.86 0.86 0.85 0.84

20Producción de gas licuado por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 61.2 60.9 60.0 55.1 48.7 44.4 42.6

21Producción de etano por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 36.1 35.9 36.0 32.4 29.2 28.5 36.9

22Producción de gasolinas por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 25.0 24.3 24.5 23.4 20.7 18.1 17.9

23Costo real/Costo estimado de proyectos % ND ND ND ND ND 103.7 ----

24

Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma

en nitrógeno al SNG4 % ---- ---- ---- ---- ---- 18 18

25

Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de

norma en nitrógeno al SNG4 % ---- ---- ---- ---- ---- 40.4 34.8

26Capacidad Criogénica Utilizada

1 % 74.7 75.2 71.9 74.6 75.7 76.5 76.0

27

Gas húmedo dulce procesado en Plantas

Criogénicas1 MMpcd 3,334 3,577 3,489 3,790 3,951 3,968 4,241

28Producción de gas seco MMpcd 3,029 3,144 3,147 3,445 3,546 3,461 3,572

29Producción de gas licuado Mbd 212.1 224.9 215.4 215.3 198.9 182.4 180.6

30Producción de etano Mbd 125.2 132.5 129.0 126.7 119.4 117.1 120.7

31Producción de gasolinas (naftas) Mbd 86.5 89.8 87.9 91.5 84.6 74.3 75.7

Notas Comentarios entregados en la validación ante SENER1.- Por acuerdo con SENER en 2009 el indicador de capacidad criogénica utilizada se sustituye por eficiencia en el procesamiento de Gas húmedo en Centros Procesado se adicionan el indicador capacidad criogénica utilizada y el Gas Húmedo dulce procesado en plantas criogénicas y se reportaran sin evaluación2.-El indicador producción de gas seco por unidad procesada, no considera el reprocesamiento de gas seco en Pajaritos3.-Valor de cierre del indicador a diciembre de 2009 fue de 3.22 $/Mb-km. El año 2008 y 2009 se evaluaron con la metodología autorizada de acuerdo al oficio 500-DGA-015 Esta metodológia incorpora tres nuevas cuentas de autoconsumo: una corresponde al gas combustible utilizado en compresión, bombeo y mermás desfogues y venteos.4.- Por acuerdo con SENER, se adicionan dos nuevos indicadores para medir al calidad del gas natural , y sustituyen al indicador Inyecciones de gas natural al SNG fuera d

Históricos

Indicadores que dependen del gas que entrega PEP

149

Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Pemex Gas y Petroquímica Básica

ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IV T

1Eficiencia en procesamiento de gas húmedo en

centros procesadores de gas de PGPGB ( CPGs)5 % 95 - 100 95 - 100 95 - 100 95 - 100 -----

2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 375 - 384 375 - 384 375 - 384 375 - 384 384 - 408

3 Índice de frecuencia de accidentes4 Número 0.1 0.1 0.1 0.1 <1 <0.1

4 Margen por unidad de energía equivalente6,1 $/MMBtue 11.7 - 12.9 11.7 - 12.9 11.7 - 12.9 11.7 - 12.9 17.2- 18.7

5 Gastos de operación por energía producida3,1 $/MMBtue 2.8 - 3.2 2.8 - 3.2 2.8 - 3.2 2.8 - 3.2 2.3 - 2.8

6 Recuperación de propano en CPG % 95.8 - 96.6 95.8 - 96.6 95.8 - 96.6 95.8 - 96.6 95.1 - 96.6 95

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco1,8 $/MMpc-km 0.14 - 0.16 0.14 - 0.16 0.14 - 0.16 0.14 - 0.16 0.13 - 0.14

8 Costo promedio diario de transporte de gas LP1

,8 $/Mb-km 3.2-3.82 3.2-3.82 3.2-3.82 3.2-3.82 2.08-2.34

9 Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames MM$/mes 0.1 0.1 0.1 0.1 <0.1 0

10 Autoconsumos de gas % 5.0-5.7 5.0-5.7 5.0-5.7 5.0-5.7 5.0 - 5.9 6

11 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos1 % 81-85.91 81-85.91 81-85.91 81-85.91 85.1-94.9

12 Capacidad instalada de compresión HP 462,160 462,160 469,270 469,270 515,160

13 Capacidad instalada de recuperación de licuables MMpcd 5,800 5,800 5,800 5,800 5,800

14 UpTime criogénicas % 77.0-77.7 77.0-77.7 77.0-77.7 77.0-77.7 87.2 - 88.1

15Diferencias porcentuales entre la producción

observada y estimada en proyectos de inversión7 % 96-98 96-98 96-98 96-98 84-88

16 Índice de personal3 $/MMBtue 2.62 - 2.76 2.62 - 2.76 2.62 - 2.76 2.62 - 2.76 2.62 - 2.76

17 Costos de operación por CPG3 $/MMpc 1,850-2,000 1,850-2,000 1,850-2,000 1,850-2,000 2,192 - 2,279

18 Emisiones de SO2 a la atmósfera2 Kg de S02/Tn de S° procesado <39 <39 <39 <39 <34 <51

19 Producción de gas seco por unidad procesada1 MMpcd/MMpcd carga 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9

20 Producción de gas licuado por unidad procesada1 Bpd/MMpcd carga 40 - 43 40 - 43 40 - 43 40 - 43 40 - 43

21 Producción de etano por unidad procesada1 Bpd/MMpcd carga 33-36 33-36 33-36 33-36 32 - 34

22 Producción de gasolinas por unidad procesada1 Bpd/MMpcd carga 16 - 17 16 - 17 16 - 17 16 - 17 16 - 17

23 Costo real/Costo estimado de proyectos7 % 100-104 100-104 100-104 100-104 100-120

24Inyección de gas natural de CPGs fuera de norma en

it ó l SNG9

% 0 0 0 0

25Dias de inyección de gas natural de CPGs fuera de

norma en nitrógeno al SNG9 % 0 0 0 0

Notas:

1.-Las metas 2010, se evaluaron con el POT I

2.-SENER modifica la meta de este indicador a una que resulta más agresiva que el valor límite recomendado por la NOM-137-SEMARNAT-2003

3.-Los indicadores de costo de producción e indice de personal estan basados en el presupuesto minimo requerido 2010

4.- SENER determina modificar la meta del indice de frecuencia de <1 a 0.1 para el periodo 2010

5.- Por acuerdo con SENER se sustituye el indicador capacidad criogénica utilizada por eficiencia en procesamiento de gas húmedo en centros procesadores de gas de PGPB(CPGs)

El indicador capacidad criogénica utilizada y gas húmedo dulce procesado en plantas criogénicas se reportarán sólo como informativo sin evaluación

6.- El cálculo de este indicador considera la nueva metodología por autorizada por el Consejo de Administración en la sesión 131 ordinaria del pasado 29 de marzo de 2010.

7.- El cálculo de este indicador, aplica solo a nuevos proyectos de plantas criogénicas, en ausencia de estos se reportará el avance financiero en el segundo reporte trimestral

8.- El cálculo de este indicador se realizó con la metodología autorizada por SENER de acuerdo al oficio 500-DGA-015/2009, que considera la incorporación de tres nuevas cuentas

de autoconsumo: una corresponde al gas combustible utilizado en compresión, gas combustible usado en bombeo y mermas,desfogues y venteos.

 9.‐ Por acuerdo con SENER, se sustiruye el indicador de Inyecciones de gas fuera de norma por Inyecciones de gas natural de CPGs fuera de norma en Nitrógeno 

Bench mark

# Indicador UnidadesMetas 2010

2010 PEO original

150

Pemex Petroquímica

Objetivo Indicador Unidades

1 Producción programada en proyectos estratégicos nuevosvs observada durante los primeros dos años de inicio delproyecto

% NA NA NA NA 47% 23% 16%

2 Diferencia entre costo observado en proyectosestratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectosestratégicos nuevos

% NA NA NA NA NA 1% 4%

3 Índice de productividad laboral (a) t / plaza ocupada 416 463 464 486 562 592 578

4 Eficiencia en el uso de materias primas y energía vsestándares tecnológicos

% 100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%

5 Factor de insumo etileno - polietilenos t / t 1.04 1.05 1.05 1.04 1.01 1.01 1.016 Factor de insumo etano - etileno (b) t / t 1.34 1.03 1.30 1.33 1.32 1.32 1.317 Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu / t 25.22 23.74 23.88 23.28 24.02 23.78 24.588 Factor de insumo nafta - aromáticos + gasolinas (c) Bls / t NA NA NA NA NA 14.74 14.75

9 Desviación en volumen al cumplimiento de los programasde operación (POT)

% 10 11 11 8 15 7 14

10 Gasto de operación (d) $ / t 858 786 909 951 841 884 1,07111 Producción de petroquímicos Mt 5,672 6,223 6,219 6,572 12,562 13,164 11,48612 Consumo de energía (e) Gj / t NA NA NA NA 18.90 17.27 16.2713 Producto en especificación / producto entregado % 99.14 99.00 99.60 99.60 99.47 99.85 98.76

14 Índice de frecuencia de accidentesAccidentes por millón

de horas laboradas con exposición al riesgo

1.16 2.00 1.13 0.70 0.48 0.80 0.45

15 Emisiones de SOX t / Mt 0.541 0.581 1.635 0.181 0.030 0.088 0.063

(a): Considera la producción total sin Residuo Largo

(b): Incluye las tres plantas de etileno (Cangrejera, Morelos y Pajaritos)

(c): Nueva parametrización acorde al esquema actual de producción de la planta de aromáticos

(d): Considera la producción total sin Residuo Largo

(e): Indicador adicionado a partir del 2010. Utiliza el criterio de cálculo establecido por la CONUEE

2009

Histórico

2003 2004 2005 2006 2007 2008

151

Pemex Petroquímica

NOTAS:

(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo

(1): Para el ejercicio 2010 se cambia la metodología de calculo al incluir la planta Swing.

(2): Incluye las plantas de etileno de Cangrejera, Morelos y Pajaritos

(3): El indicador sustituye al anterior para se congruente con el esquema actual de operación del tren de aromáticos.

(4): Este indicador se incorpora a solicitud de SENER

23

15

6%

761

6%

805

Consumo de Eenrgía (4) GJ/ton

6%

884

9,192

15

6,838

15

4,686

15

Emisiones de SOX t/Mt 0.064

Índice de frecuencia de accidentes índice

Producto en especificación / productoentregado

% 100

0 - .43

23

15

1.3 1.3

15

0.013 0.063

N/A

6%

831

96 100 100 27 y 28

5

100100

0 - .43

50.062

1 0 - .43 0 - .43

0.060

0 - .43

0.063

Desviación en volumen al cumplimiento de losprogramas de operación (POT)

%

6, 7 y 27

<6% 6% 6, 7 y 27

530 884

4, 7 y 27

15100 9,192 6, 7 y 27

Gasto de operación $/t

2,415

15

Producción de petroquímicos Mt

Factor de insumo nafta - aromáticos +

gasolinas (3) Bls/t

Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t

4, 7 y 27

23 23 4, 7 y 2723

154 15

1.02

1.3

23

15

1.3

1.01

1.3

1.01

Eficiencia en el uso de materias primas yenergía vs estándares tecnológicos

%

Índice de productividad laboralt/plaza

ocupada

4, 7 y 27

1.02 1.02 4, 7 y 27

1.3

100 100 100 100

192 544

100

373

100

Factor de insumo etano - etileno (2) t/t

Factor de insumo etileno - polietilenos (1) t/t

4, 7 y 27

1,041 732 3 y 7732

1.02

<18%

4%

<18%

4% 1, 2 y 7

<18% 1, 2 y 7<18%

4%4%

Objetivo relacionado

Indicador Unidades 1t 3t2010

original2010 2t 4t

Producción programada en proyectosestratégicos nuevos vs observada durante losprimeros dos años de inicio del proyecto

%

Diferencia entre costo observado en proyectosestratégicos nuevos / Costo aprobado enproyectos estratégicos nuevos

%

<18% <18%

<20% 4%

4

5

6

7

No. indicador

1

2

3

13

14

15

8

9

10

11

12

152

Petróleos Mexicanos

Objetivo relacionado

Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

30 Déficit Actuarial Total (Obligaciones devengadas por beneficios proyectados)

Miles de millones de pesos* 312.9 400.5 471.5 580.3 666.7 638.3 919.3

30 Déficit Actuarial, componente de gasto del sistema de salud

Miles de millones de pesos** N/A** 61.3 63.4 89.5 96.6 101.1 194.2

* Pesos corrientes de cada año

** Inició el cálculo del indicador en 2004

Histórico

31 Esperanza de Vida Años 80.01 80.06 80.08 80.11 80.16 80.10 80.11

31 Tiempo de Espera del Primer Nivel Minutos nd 20.8 14.0 13.0 13.0 15 14

31 Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje nd 93.00 99.43 99.0 nd 97.1 97.8

31 Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje nd 82.00 92.44 91.2 nd 90 91

31 Mortalidad materna Directa Tasa por cada 100 Nacidos Vivos nd nd nd nd nd 0.04 0.02

INFORMACIÓN INDICADORES Y METASSUBDIRECCIÓN SERVICIOS DE SALUD

HistóricoObjetivo

relacionado Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

INFORMACIÓN INDICADORES Y METAS

SUBDIRECCIÓN SERVICIOS DE SALUD

IT 2009 II T 2009 IIIT 2009IVT 2009

Meta Anual*

31 1) Esperanza de Vida * Años 80.11

31 2) Tiempo de Espera del Primer Nivel Minutos 14 15 14 14

31 3) Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje 97.1 97.3 97.2 97.2

31 4) Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje 90 91 91 91

31 5) Mortalidad Materna Directa * Tasa por cada 100 Nacidos Vivos

0.02

Por lo anterior, las Metas y el Avance Anual expresan el número de casos (muertes maternas directas) con relación porcentual a los nacimientos.

Se hace la aclaración de que, con fines de comparación y benchmarking nacional con Instituciones del Sector Salud y Paises desarrollados respectivamente, se registra

en el 2008 para Petróleos Mexicanos, una Tasa de Mortalidad Materna Directa de 42 por 100,000 NV, dado que se registraron 2 fallecimientos y 4,739 nacimientos.

En el caso de los indicadores Nos. 2, 3 y 4, la meta anual no es un resultado "acumulado"; dada la naturaleza del propio indicador ( no es un indicador de tendencia trimestral); sin embargo, y para cumplir con la solicitado por la SENER, se plasman las "metas intermedias".

En el caso del indicador de satisfacción al cliente, éste se mide en forma semestral, debido a la mecánica que implica su instrumentación

Los indicadores No. 1 y 5 son para evaluación anual. Respecto a 1) Esperanza de Vida, se registra en años.

En el caso de la Mortalidad Materna Directa (5), se debe considerar que para el reporte de resultados 2008 y el cálculo de las metas 2009-2012, la unidad de medida es en base a 100 nacidos vivos.

Objetivo relacionado Indicador Unidades

Metas Actualizadas

153

6. Relación de acciones del Programa Pemex-Exploración y Producción

Relación de acciones que se reportan con avance en el periodo enero-junio de 2010:

Acción Objetivos relacionados

Exploración

1. Intensificar la actividad exploratoria en el Golfo de México profundo y mantenerla en cuencas restantes

8 y 11

2. Fortalecer la cartera de oportunidades exploratorias aumentando el número y tamaño promedio de las localizaciones

2, 8, 9 y 11

3. Actualizar los procedimientos relacionados con los proyectos exploratorios de acuerdo a los nuevos requerimientos de SENER, CNH y SHCP

6

Desarrollo

4. Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas

1, 4, 8, 10

5. Ejecutar la estrategia definida para el manejo y la comercialización de petróleo crudo extra pesado

1, 14

Producción

6. Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento 2, 14, 15, 16

7. Elaborar nuevos esquemas de ejecución para mejorar la rentabilidad del desarrollo de campos marginales y maduros

1, 10, 12

Eficiencia operativa

8. Fortalecer el diseño de los proyectos de exploración, desarrollo y explotación

6, 13

9. Realizar una transformación operativa de la función de perforación, terminación y reparación de pozos

1, 2, 3, 6, 9

10. Desarrollar mecanismos que permitan aumentar la capacidad de ejecución en proyectos clave

4, 6

11. Fortalecer la relación con proveedores clave 2, 4, 9,

Acción Objetivos

relacionados

Seguridad y medio ambiente

154

Acción Objetivos relacionados

12. Mejorar los indicadores de seguridad industrial y fortalecer la sustentabilidad del Organismo

5, 16

13. Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera

5, 16

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2009

14. Continuar con la ejecución de los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Aceite Terciario del Golfo así como definir una estrategia de explotación mediante la aplicación de procesos de recuperación mejorada en el campo Akal.

1, 4, 12

Pemex Refinación

Producción

Acción Objetivo

relacionado 1. Reconfiguración de 4 refinerías:

Minatitlán y las 3 refinarías restantes 1\ 1, 4, 7, 17, 1

2. Implementar mejores prácticas en refinerías 1, 7, 17, 18

3. Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura)

1, 4, 7, 17,18

4. Definición de proyectos de ampliación de capacidad 1, 4, 7, 17, 18

1\ Para el desarrollo de estos proyectos es indispensable que el Organismo cuente con mejores herramientas para incrementar la capacidad de ejecución de obras.

Consumo de energía

Acción Objetivo

relacionado 5. Uso eficiente de energía 18

6. Generación eficiente de energía eléctrica 18

Transporte y almacenamiento

Acción Objetivo

relacionado 7. Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan – México 2, 20

8. Reparto local 2, 20

9. Modernizar el transporte marítimo 2, 20

10. Almacenamiento de productos 20

11. Almacena-miento de petróleo crudo 20

155

Acción Objetivo

relacionado 12. Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya 20

Mantenimiento

Acción Objetivo

relacionado 13. Mantenimiento de refinerías 7, 18

14. Mantenimiento de ductos y terminales marítimas 2, 20

15. Mantenimiento de terminales terrestres 20

Calidad de combustibles

Acción Objetivo

relacionado 16. Calidad de combustibles 4, 19

Recursos humanos

Acción Objetivo

relacionado 17. Adecuar la plantilla sindicalizada y crear nuevas categorías y reglamentos

de labores del personal sindicalizado de mantenimiento 3

18. Racionalizar estructuras

3

19. Desarrollo de personal

3

Administración de tecnología

Acción Objetivo

relacionado 20. Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo 4

Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Acción Objetivo

relacionado 21. Implementación del Sistema Pemex SSPA

(Seguridad, Salud y Protección Ambiental) 5, 22

Medición y control

Acción Objetivo relacionado

22. Automatización y control de procesos 7, 21

Ejecución de proyectos

Acción Objetivo

relacionado

156

Acción Objetivo

relacionado 23. Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos 7

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2008

Acción Objetivo

relacionado 1.C Cumplir en forma efectiva los programas de Mantenimiento y desalojo

programado de los productos de la refinerías 1, 18, 20

2.C Modernizar el transporte marítimo. 20

3.C Incrementar el margen variable de Refinación 1, 2, 7, 17

4.C Disminuir la diferencia de precios entre las gasolinas Premium y Magna 1, 2, 7

5.C Modernizar el transporte marítimo 18, 20

6.C Fortalecer la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios de gasolina en las terminales de almacenamiento y reparto

1, 18, 20

7.C Fortalecer la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios de diesel en las terminales de almacenamiento y reparto

1, 18, 20

8.C Implantar el Sistema de Seguridad y Protección Ambiental SSPA en la rehabilitación de plantas de azufre

5, 19

Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Producción

Acción

Objetivos relacionados

1.-Incrementar la capacidad de recuperación de licuables en el CPG Burgos (Criogénicas 5 y 6)

1, 2, 4, 22, 23

2.-Desarrollar el proyecto de ampliación y confiabilidad operativa del CPG Poza Rica.

1, 2, 4, 22, 23

3.-Incrementar la producción de líquidos en planta criogénica e instalar sección de fraccionamiento en CPG Arenque.

2, 22, 23

4.-Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex. 2, 7, 22, 26

Transporte

Acción

Objetivos relacionados

5.-Integrar nuevas estaciones de compresión al SNG: Emiliano Zapata, Chávez, y Cabrito y repotenciación de Santa Catarina.

2, 6, 25

6.-Construir los libramientos de Jalapa, Morelia y el Durazno. 2, 6, 25

7.-Mantenimiento integral al gasoducto 24” Reynosa –Chihuahua. 2, 5, 6, 25

8.-Rehabilitar el gasoducto 24” Valtierrilla -Lázaro Cárdenas. 2, 5, 6, 25

9.-Mantenimiento integral al gasoducto 16” Chávez-Durango. 2, 5, 6, 25 Comercialización

157

Acción

Objetivos relacionados

10.-Desarrollar el esquema comercial de gas LP ante el nuevo entorno regulatorio.

7

11.-Diversificar el portafolio comercial de importación/exportación de gas natural

7

12.-Recuperar el diferencial de precios entre el gas LP importado y su venta en el mercado nacional.

7

13.-Mejorar las aplicaciones de Tecnología de Información para la comercialización de gas natural y gas LP

6, 24, 25

Seguridad Salud y Protección Ambiental

Acción

Objetivos relacionado

s 14.-Modernizar redes contraincendio en los CPG’s Nuevo Pemex y Cd. Pemex.

2, 5, 26

15.-Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex

2, 5

16.-Realizar el proyecto de seguridad física en las instalaciones de los centros procesadores de gas.

2, 5

Planeación

Acción

Objetivos relacionado

s 17.-Mejorar la programación operativa de corto plazo

6

18.-Consolidar el uso de la metodología FEL de IPA para proyectos de inversión.

2, 4

Administración y finanzas

Acción

Objetivos Relacionado

s 19.-Reducir costos de suministro de bienes y servicios

3, 22

20.-Implementar el Programa Cero Observaciones (PCO)

3

21.-Implementar el programa del ciclo de vida laboral

3

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2008

Acción Objetivo

relacionado

.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con 1, 6, 7, 23

158

Pemex Petroquímica

Acción Objetivos

relacionados 1. Implantación de la metodología FEL de IPA para la evaluación de proyectos

estratégicos 1, 2, 7

2. Productividad de Personal 3, 7 3. Mejora tecnológica

4, 7, 27

4. Cadena de valor

6, 7, 27, 28

5. Gestión Operativa

6, 7, 27

6. Satisfacción al cliente

27, 28

7. Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex-Petroquímica

5

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2008

Acción Objetivos relacionados

1.C Cadena de valor

6, 7, 27

2.C Gestión operativa 2, 7 3.C Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex-

Petroquímica 5, 28

Petróleos Mexicanos

Instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación

Objetivos

relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso .C Cambiar el cálculo del autoconsumo de gas combustible, excluyendo los

consumos de la planta NRU de Cd. Pemex y los utilizados en la generación eléctrica para porteo

2, 7, 23

.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso

1, 6, 7, 23

.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso

1, 6, 7, 23

.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso

1, 6, 7, 23

.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas húmedo amargo y dulce a proceso

1, 6, 7, 23

.C Ajustar las emisiones de S02 enviados a la atmósfera, a la meta recomendada por la norma oficial NOM-137-SEMARNAT-2003 de <51 kg de SO2/t de azufre

5, 24

.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso

1, 6, 7, 23

.C Mejorar los programas anuales y trimestrales conjuntamente con PEP con relación a la oferta de gas amargo, gas dulce y condensados a proceso

1, 6, 7, 23

159

Acción relacionados 1. Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos

Mexicanos 29

2. Mejorar la planeación y programación de corto plazo

29

3. Implementar un sistema institucional de desarrollo de proyectos de inversión en Petróleos Mexicanos

29

Administración de pasivos laborales y financieros

Acción

Objetivos relacionados

4. Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

30

5. Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

30

Gestión de servicios médicos

Acción Objetivos relacionados

6. Mejorar la calidad de atención a la salud

31

7. Mejorar los tiempos de espera de la consulta externa

31

8. Mejora del surtimiento de medicamentos

31

9. Mejora de la calidad en la atención al cliente

31

10. Mantener el indicador mínimo para Mortalidad Materna Directa

31

160

Anexo.- Acrónimos y abreviaturas

°API Medida estándar del Instituto Norteamericano del Petróleo (American Petroleum Institute), aceptada mundialmente para determinar la densidad de los hidrocarburos líquidos

A/T Autotanque b Barriles bpce Barriles de petróleo crudo equivalente bpd Barriles por día B/T Buquetanque CFE Comisión Federal de Electricidad CNC Compañía de Nitrógeno de Cantarell CPG Complejo Procesador de Gas C/T Carrotanque DCIDP Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos EC Estación de compresión FEL Front End Loading (Metodología para la definición y

planeación de proyectos de inversión) Gas LP Gas licuado de petróleo GLP Gas licuado de petróleo GN Gas natural hp Horsepower ICONO-F Proyecto de Implementación de Controles Operativos y

Financieros IPA Independent Project Analysis (Desarrollador de la metodología

FEL) ISBL Dentro de límites de batería (Inside Battery Limits) KEDC Miles de unidades de capacidad de destilación equivalente

(equivalent distillation capacity) b Mb Miles de barriles

Mbd Miles de barriles por día MDO Proyectos de mejora del desempeño operativo MGI MGI Supply Ltd. - Empresa filial de Pemex-Gas y Petroquímica

Básica con operaciones en los Estados Unidos de Norteamérica

MMbd Millones de barriles por día MMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMBtu Millones de unidades térmicas británicas (Btu) MMBtue Millones de Btu equivalentes (se refiere a la producción

agregada de gas seco y líquidos del gas.) MMMbpce Miles de millones de barriles de petróleo crudo equivalente MMM$ Miles de millones de pesos MMpc Millones de pies cúbicos MMpcd Millones de pies cúbicos por día MM$ Millones de pesos

161

Mpc Miles de pies cúbicos Mt Miles de toneladas M$ Miles de pesos OSBL Fuera de límites de batería (Outside Battery Limits) PE Personal equivalente POA Programa operativo anual POT Programa operativo trimestral Reserva 3P Reserva que incluye la reserva probada, posible y probable SCADA Sistema de Control y Adquisición de Datos (Supervisory

Control and Data Acquisition) SFP Secretaría de la Función Pública SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público SIDP Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos SIPA Seguridad Industrial y Protección Ambiental Sísmica 3D Estudios de sísmica tridimensional SNG Sistema Nacional de Gasoductos SNR Sistema Nacional de Refinación SOx Óxidos de azufre SSPA Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental t Toneladas TI Tecnologías de información TYCGVPM Términos y Condiciones Generales para las Ventas de

Primera Mano Total Total Gas & Power North America UBA Ultrabajo azufre UPMP Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos US$ Dólares de los Estados Unidos de Norteamérica $ Pesos de los Estados Unidos Mexicanos