Informe de Avance del Programa para Incrementar la ... · Informe de Avance del Programa para Incrementar ... Se trabaja en la actualización de los modelos de simulación de yacimientos

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

sus Organismos Subsidiarios al Primer Trimestre de 2009

ABRIL DE 2009

Informe de Avance del PEO al 1er Trimestre de 2009 1

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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. Indicadores y metas 5. Informe sobre la modificación de metas 6. Relación de acciones del Programa 7. Respuesta a las observaciones de la Secretaría de Energía al Informe

del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Cuarto Trimestre de 2008

Anexo.- Acrónimos y abreviaturas


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1. Antecedentes

El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos 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, 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.

Con base en lo anterior, el presente documento corresponde al primer informe trimestral de 2009, en el que se presenta el avance en la ejecución de las acciones planteadas en el Programa y el cumplimiento de las metas establecidas para los indicadores asociados, con información al mes de marzo de 2009.


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Resumen ejecutivo

Este informe detalla el avance en la ejecución de las acciones que conllevan al cumplimiento de las metas establecidas en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO), durante el periodo enero-marzo de 2009. Posteriormente se presentan las tablas por Organismo Subsidiario con la descripción del indicador, su valor alcanzado en el periodo así como una columna donde se califica el grado de cumplimiento de la meta establecida en el PEO.

En el informe, si el cumplimiento del indicador es insuficiente, se explican las causas principales de las desviaciones así como las acciones correctivas para su mejora.

En PEMEX Exploración y Producción las acciones se concentran en atenuar las principales problemáticas de la empresa, estas son: la disminución de la producción de petróleo crudo por la declinación acelerada en Cantarell, la restitución de reservas, el aprovechamiento de gas y el avance en los proyectos estratégicos de la empresa.

Para el caso de Pemex Refinación las acciones se encaminan a mantener el proceso de crudo y los rendimientos de gasolinas y destilados en las bandas propuestas, mejorar el margen variable de refinación y garantizar el suministro de combustibles limpios. Asimismo, es necesario incrementar los días de autonomía del crudo para proceso en refinerías y de gasolinas y diesel en terminales de almacenamiento y reparto, para garantizar el abasto de la demanda nacional.

Pemex Gas y Petroquímica Básica, presenta el informe al primer trimestre de 2009, de las acciones establecidas en el PEO para mejorar la eficiencia operativa y que están relacionadas con el proceso de gas y condensados, así como con la producción de líquidos, la comercialización y distribución de gas natural y gas LP. En este informe, de los 30 indicadores registrados en el PEO, 29 de ellos resultan con calificación satisfactoria, mientras que uno se evalúa como insuficiente.

En PEMEX Petroquímica destacan las acciones de seguimiento a la ejecución del proyecto estratégico para la ampliación de la capacidad de producción de la planta de óxido de etileno (1ª etapa) en el Complejo Petroquímico Morelos. También se plantean acciones para mantener los márgenes en las cadenas petroquímicas, derivado de la aguda situación económica. Por último, se han llevado a cabo acciones para el desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica.

La Secretaría de Energía, en sus observaciones al avance del programa en el cierre del año 2008, ha solicitado se efectúe una evaluación objetiva de la efectividad de las acciones implementadas en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa (PEO) en Petróleos Mexicanos, a ese respecto se ha evaluado el avance, efectividad y prospectiva para que dichas acciones conlleven beneficios en su aplicación, en ese sentido se tienen las siguientes conclusiones:


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• Las acciones incluidas en el PEO, sí contribuyen con beneficios en los aspectos operativos, de control y de ejecución en las actividades para el logro de las metas.

• Las acciones han sido planteadas para una ejecución en el mediano y largo plazos, por lo que su efectos serán percibidos paulatinamente y con mayor determinación hasta pasado un lapso de dos años.

• Algunas de las acciones han requerido de ajustes, por lo que las áreas responsables han redimensionado sus alcances, implicando que los avances sufran de ajustes a la baja.

Posteriormente se presenta una sección con un resumen sobre la modificación de metas y finalmente se incluye la respuesta a las observaciones de la Secretaría de Energía al Informe del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Cuarto Trimestre de 2008.


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Avance en el cumplimiento del Programa

1.A. Pemex Exploración y Producción

Resumen ejecutivo sobre el ajuste a las metas 2009.

Las actividades de PEMEX-Exploración y Producción están enfocadas a determinar e incorporar nuevas reservas de hidrocarburos, delimitar y asegurar su recuperación, para satisfacer la demanda interna y comercializar los excedentes en el mercado internacional a través de la integración con los demás Organismos Subsidiarios. Teniendo como premisa cumplir con los compromisos antes mencionados, los ajustes en los programas de mediano y largo plazo son controlados a través de sus proyectos de inversión y los resultados obtenidos año con año, esto es reflejado en las Carteras de Proyectos de PEP.

Los factores que gobiernan y explican los cambios entre una propuesta a una fecha (caso del PEO 2008) y una nueva más reciente, para su ejercicio 2009, suelen ser comunes para la mayoría de los indicadores que se siguen en el Programa. Se mencionan las generalidades que motivaron los últimos ajustes:

• Los escenarios de incorporación y reclasificación de reservas, y producción de hidrocarburos fueron actualizados de acuerdo a la Prospectiva de Hidrocarburos 2008, publicada por SENER a finales de ese año, así como a la consideración de las metas más cercana con las que cuenta el organismo a través de su Programa Operativo Trimestral I de 2009.

• Para la evaluación económica de los dos escenarios se utilizó el pronóstico de precios proporcionado por la Dirección Corporativa de Finanzas, en donde el precio de la mezcla de crudo a exportación es 47.8 dólares por barril y para el gas natural 6.0 dólares por millar de pie cúbico.

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

Se presenta a continuación un resumen de la ejecución en el periodo enero-marzo de 2009 de las principales acciones planteadas en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Pemex Exploración y Producción.

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

Se han preparado los programas para, en el segundo trimestre, entregar la actualización de la estrategia de adquisición sísmica.

En el primer trimestre de 2009 se perforaron 12 pozos exploratorios, 4 de ellos en la Cuenca de Burgos, 7 en las Cuencas del Sureste y uno en el Golfo de México


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Profundo; el resultado de los pozos fue: tres pozos productores de aceite, dos productores de gas seco, uno productor de gas y condensado, dos productores no comerciales de aceite, dos improductivos por columna geológica imprevista y dos improductivos invadidos de agua salada. De los pozos productores anteriores se reportan 3 pozos que incorporan reserva estimada de 177.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

Actualmente se encuentran en perforación los pozos delimitadores Kayab-1A DL, Ayin-2DL, Ichalkil-1DL y Bricol-1DL.

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

Durante el primer trimestre de 2009, se han adquirido 3,858 kilómetros cuadrados de sísmica 3D y 8,638 kilómetros de sísmica 2D, con esta adquisición y con la adquisición de sísmica tomada en 2008 se está realizando la interpretación geológica y geofísica de los plays; con esto se espera obtener un mayor número de oportunidades aprobadas en los siguientes trimestres.

Se ha autorizado la contratación de un barco dedicado a adquirir información sísmica 3D para los próximos 5 años en el Golfo de México, donde se incluye la tecnología multi acimutal. En lo que respecta al procesado sísmico se cuenta con los servicios de una compañía especializada en el tema, así como un centro dedicado en la Ciudad de Poza Rica mismo que da sustento a los procesos sísmicos convencionales y especiales. Adicionalmente se encuentra en proceso de documentación la contratación de otros servicios de alta tecnología en procesado de sísmica.

Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios

Se programó una reunión con la Subdirección Técnica de Exploración para el mes de abril para acordar la actualización de la estrategia exploratoria, además se alinearon los programas operativos POT I y POT II de acuerdo a los compromisos de incorporación de reservas, adicionalmente se tiene el escenario sobresaliente de la cartera 2010-2034 y se están realizando los escenarios medio y bajo.

Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento y desarrollo

En 2008 se concluyó el programa para la aplicación de la metodología de Visualización, Conceptualización y Definición (VCD) en los proyectos exploratorios, lo que permitirá programar con mayor certidumbre los tiempos y costos de las actividades exploratorias.

Las áreas especializadas de exploración propondrán la estrategia de delimitación para su realización en forma conjunta al final del primer semestre, además se trabaja en la integración de una base de datos de campos que requerirán ser


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delimitados. Se continúa trabajando por parte de Subdirección técnica de Exploración en la metodología de Visualización, Conceptualización y Definición de los proyectos prioritarios.

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

En el periodo se finalizó la documentación de la cartera de Proyectos del Activo Abkatún Pol-Chuc, se han realizado trabajos para analizar las estrategias de explotación en el campo Ixtal (fase VCD-C), en los campos del proyecto Chuc (fase VCD-V) y se trabaja en la construcción y/o validación de los modelos de simulación de los campos Caan, Pol y Kuil. Se finalizó la fase I del VCD Chuc integral, se realiza la fase V del proyecto Caan. Se trabaja en la actualización de los modelos de simulación de yacimientos de Caan y Pol l y la validación de Kuil.

Se realizó un taller con personal de la Región Marina Noreste para mejorar el factor de recuperación. Se documentó en la cartera de proyectos el Proceso de Inyección de Gas en el bloque este del campo Chuc, mismo que considera en su programa iniciar con la inyección en 2011. Se realiza la prueba de inyección en el pozo Chuc-3. Se plantean el desarrollo de las ingenierías asociados al proceso.

En Región Norte, se han realizado pruebas piloto de inyección de CO2 e inyección de agua en el Campo Agua Fría.

Respecto a los resultados anteriormente obtenidos en la región Sur y la posible transferencia experiencia en los resultados para aplicación en el campo Agua Fría, se informa que, debido al alto volumen producido de CO2, asociado al gas y condensado del campo Carmito, en el año 2000 se inició un proyecto de inyección de este gas al campo Artesa, siendo éste el primer proceso de recuperación mejorada en México. El objetivo fue incrementar el factor de recuperación de aceite en el yacimiento Cretácico Medio (rocas carbonatadas naturalmente fracturadas). En contraparte, la prueba piloto que actualmente se realiza en el campo Agua Fría involucra la inyección de agua, la cual se considera un método de recuperación secundaria, y se realiza en la formación Chicontepec, cuya litología presenta intercalaciones de areniscas de grano fino a medio con areniscas arcillosas, ambas de permeabilidad muy bajas. De acuerdo a lo anterior, por tratarse en esencia de dos casos diferentes, tanto por el esquema de recuperación, el tipo de fluido considerado para la inyección, así como por la litología de las formaciones involucradas, los resultados obtenidos para el Campo Carmito-Artesa, no guardan relación con aquellos correspondientes al Campo Agua Fría.

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

Actualmente se cuenta con un balance nacional que ofrece una visión estratégica y ha sido la base para la detección de áreas de oportunidad y definición de la infraestructura requerida para garantizar el manejo de la producción de crudos pesados y extra pesados. Sin embargo, debido a cambios en algunas premisas


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importantes como la calidad del crudo esperada en la Terminal Marítima Dos Bocas, este deberá actualizarse.

Se concluyó el diseño y documentación preliminar del Plan Integral de Manejo de Crudos pesados y Extra pesados, el cual tendrá que actualizarse derivado del cambio en las premisas y la subsecuente reprogramación de las actividades. Lo anterior, debido a que se tenía como premisa que el Activo integral Ku Maloob Zaap, deshidrataría los crudos pesado y extra pesado que produce, sin embargo se descartó esta premisa por las dificultades técnicas que implica.

El grupo multidisciplinario que se dispuso para llevar a cabo la acción de mejoramiento de crudo pesado, en las etapas de visualización y conceptualización del proyecto se conformó desde abril del 2008, actualmente se encuentra en proceso de integración un nuevo grupo multidisciplinario de enlace, para continuar con la actualización y de definición de la estrategia, programándose el inicio de sesiones de partir del mes de junio de 2009.

Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento

Se terminó la contratación para los trabajos en los ductos marinos, Sistema I, los cuales iniciarán en el mes de mayo. Debido a la necesidad de gestionar nuevamente la asignación presupuestal para los años en que se planea la ejecución de las obras, lo anterior por la cancelación de los recursos Pidiregas, se publicaron las bases correspondientes a los trabajos a realizarse en los ductos de gas en las regiones Marinas, Sur y puntos de medición (Sistema 3), por lo que se estima publicar la licitación internacional para el segundo trimestre de 2009.

Respecto al “Sistema de Confiabilidad Operacional” (SCO), se encuentra en proceso de revisión el manual y sus guías, esto con el fin de efectuar las adecuaciones necesarias para alinearlo al Modelo de Confiabilidad Operacional (MCO) de Pemex. Se tienen programadas visitas a los 25 Centros de Proceso para seguimiento y control de su implantación en 42 instalaciones estratégicas “AAA” y la implantación en 20 instalaciones “AA” para el segundo semestre de 2009.

En cuanto a la sanción de los programas de mantenimiento estático y dinámico de las Gerencias de Transporte Distribución y de los Activos de Pemex Exploración y Producción, en el mes de marzo se presentó ante el Cuerpo de Gobierno de mantenimiento de PEP las premisas para realizar el Plan Quinquenal 2010-2014.

Por lo que concierne al Proceso de Administración de Integridad de Ductos (PAID), durante el primer trimestre de 2009 se ha aplicado el plan base a 44 instalaciones de 69 programadas.

Referente a la optimización del uso de PM-SAP/R3 en PEP, para la planeación, programación, registro y control físico-financiero de las actividades de mantenimiento, en el primer trimestre de 2009 se llevó a cabo la revisión en el Activo Integral Bellota Jujo de la Región Sur, en ella se evaluó el grado de


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aplicación de procedimientos e instructivos de PM-SAP/R3 en la planeación y programación del mantenimiento, el cual tiene un avance del 37 por ciento.

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

Esta iniciativa se replanteará por parte del Equipo Directivo, por lo que su avance se presentará una vez autorizado el nuevo alcance.

Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos

Al cierre del primer trimestre se llevaron a cabo los talleres que impartieron la difusión del sistema automatizado para reclutamiento y selección del personal no sindicalizado en Poza Rica Veracruz, Ciudad del Carmen, Campeche, Dos Bocas, Villahermosa, Ciudad Pemex; Agua Dulce, Comalcalco, Cárdenas y Reforma en el estado de Tabasco.

Se elaboraron 85 planes de carrera y se presentó el plan de capacitación para los ejecutivos, y personal de nivel 39 con alto potencial.

Se cubrió un 78 por ciento de avance al primer trimestre del año, en el levantamiento de medición de competencias en los activos integrales de explotación de la Región Sur, Subdirección de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas y la Subdirección de la Coordinación de Tecnología de Información, siendo esta última la que logró el 100 por ciento de la tarea.

Se elaboraron 6 acuerdos para la contratación de personal en las Estructuras de Organización e Integración de los Activos Integrales de la Región Marina Noreste, en su parte de tierra; Activo Integral Holok Temoa de la Región Marina Suroeste; Activo Integral Aceite Terciario del Golfo; Activos Integrales de la Región Marina Suroeste; Subdirección Técnica de Exploración, Activos de Exploración Golfo de México Norte, Sur, Plataforma Continental Sur, Activos Integrales de la Región Norte y reforzamiento de geocientíficos en la plantilla de los Grupos Multidisciplinarios de Diseño de Proyectos de los Activos Integrales de las Regiones Norte, Sur, Marinas y Activos Integrales de la Región Sur.

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

Los proyectos Antonio J. Bermúdez y Jujo Tecominoacán están atendiendo recomendaciones del FEL-C y reinician la documentación del proyecto para la fase C. El Proyecto Cactus-Sitio Grande tiene un avance del 60 por ciento, mientras que el Proyecto San Manuel presenta un avance de 77 por ciento, estos alcances se presentan en la fase V. Asimismo, el Proyecto El Golpe-Puerto Ceiba inició la fase V, mientras que el Proyecto Lakach ha concluido esta misma fase, finalmente el Proyecto Ayin Alux Xulum ha concluido la fase de visualización.


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En lo que se refiere a la actualización de procedimientos y lineamientos para la documentación y dictamen técnico de proyectos de explotación, se tienen los siguientes puntos:

Propuesta para integrar al documento VCD 2 los elementos de operación y mantenimiento, desarrollo sustentable y delimitación de campos, reforzamiento de proyectos de recuperación secundaria y mejorada, seguridad industrial y protección ambiental, ecología, ingeniería, pronósticos de producción por tipo de procesos

Actualización del proceso de dictamen para identificar los productos de cada fase y los tiempos de las actividades a concluir para pre dictamen y dictamen de los Proyectos

Plantillas para la captura de las recomendaciones y áreas de oportunidad, mejores prácticas y lecciones aprendidas detectadas por los "pares" en el pre dictamen y dictamen de los proyectos

Se inició el nuevo "Sistema Portal FEL 2" productivo en las bases de datos nacionales

Programa de capacitación regional, especialistas y pares, líderes de proyectos del "Sistema Portal FEL 2"

Prueba piloto de acceso, rendimiento y carga de información en el "Sistema Portal FEL 2" en los Proyectos: Cantarell, Ku Maloob Zaap, Crudo Ligero Marino, Ixtal Manik, Cactus Sitio Grande y Aceite Terciario del Golfo.

Respecto al documento de evaluación y cumplimiento de condicionantes y/o recomendaciones, se tiene lo siguiente:

Dictamen sin VCD del cambio de monto y alcance de los siguientes proyectos: Antonio J. Bermúdez, Ogarrio Magallanes, Cactus Sitio Grande, Cárdenas, Bellota Chinchorro, Jacinto-Paredón y Jujo Tecominoacán

Dictamen fase VCD V de los proyectos Cantarell y Lakach

Pre dictamen VCD V de los siguientes proyectos: Aceite Terciario del Golfo, Ku Maloob Zaap, Chuc e Integral Caan, Abkatún Kanaab Taratunich

Elaboración de las bases de datos de las mejores prácticas, lecciones aprendidas y tecnologías.

En los proyectos de exploración se tuvieron las siguientes actividades:

Se aplicó la metodología VCDPY a los proyectos exploratorios prioritarios, los cuales se irán actualizando según requerimientos. Adicionalmente en la Región Marina Suroeste se realizaran los VCD de los proyectos terciarios.


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Se realizó el dictamen técnico del Proyecto Coatzacoalcos.

El Sector Santa Ana pasa de Evaluación de Potencial a Incorporación de Reservas

Los sectores Cequi, Tabscoob y Tucoo permanecen como de Evaluación de potencial

Asimismo los VCD para los pozos exploratorios presentan los siguientes avances:

En la Región Norte los pozos Catamac-1 y Tilapia-1 tienen VCD al 100 por ciento, mientras que los pozos Máximo-1 y Tlahuan-1 presentan avances del 50 y 96 por ciento respectivamente

En la Región Sur todos los VCD de los pozos exploratorios se encuentran en proceso de elaboración

En las Regiones Marinas los pozos Ayín2-DL, Bacab-301, Cox-1, Chapabil-1A, Ichalkil-1DL, Kayab-1A-DL, Kuxtalil-1, Wiits-1 y Xux-1 tienen su VCD al 100 por ciento.

Metodología FEL aplicada al 100 por ciento al mes de noviembre de 2008 en los proyectos Cantarell, Ku - Maloob - Zaap, Burgos, Crudo Ligero Marino y Chicontepec

Esta acción ya fue concluida en el año 2008.

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

Los principales avances alcanzados en esta acción se resumen en la descripción de las siguientes actividades:

• Asegurar la capacidad de ejecución con equipos de perforación y reparación de pozos

Se elaboraron bases de licitación para la adquisición de equipos de perforación para operar en la región Norte, las cuales se publicarán en el segundo semestre de 2009.

Se formalizó convenio para realizar estudio de confiabilidad operacional en los equipos de Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos.

Se adquirieron para su sustitución, los componentes críticos de los equipos de perforación, con lo que se eliminarán tiempos improductivos.

Con respecto a la modernización de equipos de Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos se adquirieron 24 llaves automáticas hidráulicas y un tren central.

• Asegurar los insumos estratégicos (tubería, árboles, preventores).


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Se tiene asegurado el suministro de tuberías hasta el año 2011, para el caso de preventores se tiene cubierto el año 2009, en cuanto a árboles de válvulas se trabaja en los requerimientos del segundo semestre de este año.

• Fortalecer la planeación y diseño integral de pozos estratégicos, mediante la aplicación de la metodología FEL.

Mediante la metodología VCD, se realizaron 92 diseños integrales de pozos

• Aplicar el sistema de costos programados para elaborar las cédulas de autorización de costos de las actividades de perforación y terminación de pozos y su seguimiento en términos económicos.

Se concluyó en las regiones Marina y Sur el costeo de los pozos que se encuentran en los programas operativos autorizados para el año 2009.

• Mejorar la eficiencia operativa adecuando las tripulaciones para la supervisión directa en campo, reduciendo la rotación de personal

Se ha elaborado una propuesta para modificar los módulos de las tripulaciones de operación y mantenimiento de los equipos de perforación y reparación de pozos.

• Identificar proveedores de nuevas tecnologías que mejoren los procesos de perforación y mantenimiento de pozos

Se identificaron 58 tecnologías útiles para aplicar en los pozos del programa operativo anual, las cuales se aplicaron y probaron. El principal logro en este rubro es que todas estas tecnologías están debidamente documentadas y disponibles para las diferentes áreas interesadas en consultarlas.

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

En aguas profundas:

Respecto a la cartera de localizaciones de aceite, actualmente existen nueve sectores en aguas profundas con carteras documentadas: Cinturón Plegado Perdido, Cinturón Subsalino, Oreos, Quizini, Nancan, Jaca-Patiní, Quimera, Linterna y Sable. Estos tienen un recurso potencial medio, bajo riesgo de 3,137 MMBPCE, asociado a cien oportunidades exploratorias.

Áreas jerarquizadas para aplicación de modelos de negocios por terceros, consistentes en dos tipos: 1) Nuevos esquemas de contratación para exploración y explotación en Aguas Profundas, y 2) Modelo de negociación para PEP y contratistas en el proyecto Aceite Terciario del Golfo.

Las áreas de los proyectos Perdido y Golfo de México Sur, han sido divididos en doce áreas o sectores de Aguas Profundas, los cuales fueron jerarquizados considerando: recursos potenciales, probabilidad de éxito, riesgo compuesto, tipo


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de hidrocarburo, tirante de agua, información sísmica disponible (2D ó 3D) y distancia a instalaciones. Los sectores estratégicos en Aguas Profundas son: 1) Sector Cinturón Plegado-Perdido, 2) Cinturón Subsalino-Oreos, 3) Jaca Patiní, 4) Lipax, 5) Nancan.

Proyecto Aceite Terciario del Golfo:

Se han delimitado áreas con el objetivo de minimizar el riesgo durante el desarrollo de los campos y bloques para aplicar los nuevos modelos de contratación.

En cuanto a la aplicación de nuevas tecnologías para el desarrollo de proyectos se cumplieron satisfactoriamente a excepción de las pruebas piloto de inyección de gas natural y de nitrógeno, instalación de bombas multifásicas y evaluación de micro fracturas con herramienta MDT.

Fortalecer la relación con proveedores clave

Durante el 2009 se continuará con la aplicación de las estrategias para la contratación de adquisiciones y servicios

Para la reducción de costos, en la Región Sur se ha logrado consolidar la papelería, y los consumibles de cómputo, y se espera que en el transcurso del año se consoliden el material eléctrico, empaquetaduras y sellos mecánicos, pinturas e impermeabilizantes, baleros y rodamientos y, pastas y pegamentos.

Respecto a la Implementación de un programa de evaluación de proveedores y contratistas, la Gerencia de Estrategias de Suministro, proporcionará a la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos información sobre nuevos proveedores y de esa manera ampliar la participación en las licitaciones.

Para la consolidación de requerimientos de válvulas para su contratación en Sede, se tiene la base de datos de los diferentes tipos de válvulas y sus llaves presupuestales para 2009, 2010 y 2011, sin embargo debido a la falta de autorización multianual de algunos activos, han ocasionado un retraso en su proceso de licitación.

Se elabora propuesta a la región Marina Noreste, para realizar un estudio de factibilidad y determinar si es conveniente gestionar un contrato preparatorio de las refacciones para grúas viajeras.

En cuanto al programa de evaluación de proveedores y contratistas, se elaboró un diagnóstico de la oferta de proveedores tomando una muestra representativa de los proveedores que se tiene en base de datos y de otros que no son proveedores para determinar sus características de tamaño, especialidad, así como su necesidad de crédito y aspectos de agrupamiento o gremios a los que pertenecen con el fin de generar acciones para promocionar su crecimiento y desarrollo.


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

De las 426 Auditorías internas a los procesos y SSPA para el presente año 2009, se tiene un avance al primer trimestre del 21 por ciento.

En cuanto a la certificación como industria limpia de las instalaciones de PEP, en el primer trimestre se tuvo 18 por ciento de avance, obteniéndose la certificación de 22 instalaciones programadas para éste periodo.

Se llevó a cabo un censo de los entregables dentro del Sistema Pemex-SSPA para corroborar la efectividad del asesoramiento y participación en dicho sistema, lo que llevó a generar al cierre de 2008 un total de 90 entregables. El avance al primer trimestre se encuentra en un 7 por ciento.

En la implantación y estabilización del Sistema PEMEX-SSPA en el periodo se tiene un avance del 68 por ciento, la meta contemplada en 2009 es alcanzar un nivel 3 en libros rojo y azul y nivel 2.5 en libros verde y blanco; los libros cubren los siguientes aspectos:

• Libro rojo: 12 Mejores Prácticas Internacionales. Es la base del Sistema PEMEX-SSPA y está constituido por 12 elementos que sirven para administrar los aspectos generales de seguridad, salud y protección ambiental en Petróleos Mexicanos y del cual emana la Política de SSPA que aplica para toda la Organización.

• Libro verde: Subsistema de Administración Ambiental (SAA). Consta de 15 elementos cuya aplicación permite la prevención y control de la contaminación, administrando los aspectos e impactos ambientales de nuestras operaciones y procesos productivos, asegurando el cumplimiento del marco legal aplicable.

• Libro azul: Subsistema de Administración Segura de los Procesos (SASP): Consta de 14 elementos que aplicados sistemáticamente a través de controles administrativos (programas, procedimientos, evaluaciones, auditorias) a las operaciones que involucran materiales peligrosos, permiten que los riesgos del proceso sean identificados, entendidos y controlados y las lesiones e incidentes relacionados con el proceso pueden ser eliminados.

• Libro blanco: Subsistema de Administración de Seguridad en el Trabajo (SAST). Consta de 14 elementos que se desarrollan muldisciplinariamente y que están dirigidos a proteger y promover la salud de los trabajadores mediante la eliminación de agentes y factores de riesgo que ponen en peligro su salud, así como la prevención de enfermedades de trabajo.

Dentro de la administración del personal se tiene la capacitación integral dirigida en el área de seguridad, en donde el avance se obtiene de la capacitación impartida en los Centro de Adiestramiento en Seguridad, Ecología y Sobrevivencia (CASES),


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en los cuales se han programado 1,640 cursos en 2009. Al trimestre se han impartido 260 cursos, lo que representa 16 por ciento de avance en el año.

Para reforzar la administración de la seguridad física se tienen realizados estudios de vulnerabilidad para las 35 instalaciones estratégicas. Se tienen programados 192 estudios análisis de vulnerabilidad de las instalaciones para este año, a la fecha el avance es de 30 estudios lo que representa un global del 16 por ciento.

Se tiene programado implantar, mantener y actualizar 695 Planes de Respuesta a Emergencias (PRE); a la fecha se tiene un total de 140 de 161 programados para el periodo de referencia, lo que representa un avance de 20 por ciento y un 87 por ciento en el periodo.

Con el objetivo de operar en una industria más limpia y segura se han encontrado dos nuevas tecnologías para el tratamiento de sitios contaminados y otra para el procesamiento de hidrocarburos intemperizados en hornos cementeros, como combustibles alternos.

Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera

Se definieron los criterios de los riesgos sociales típicos y están en proceso de evaluación.

Los especialistas en el tema ambiental y social participan en la documentación, diseño y dictamen de los proyectos de inversión de acuerdo con la metodología VCD.

Elaboración de un diagnóstico para caracterizar el entorno y determinar las acciones sociales, de infraestructura, de seguridad, ambientales y de comunicación en todas las Subdirecciones Regionales.

Los resultados de los diagnósticos socio ambientales fueron considerados en los programas de colaboración, Acuerdo Marco, para una relación institucional y productiva Pemex-Gobierno, para consolidar los programas, proyectos, obras y acciones que proporcionen beneficios para ambas partes.

Se definieron las metas de los programas de restauración y conservación en áreas de influencia petrolera dando cumplimiento a la iniciativa del Gobierno Federal “PRO ARBOL”.

Acciones correctivas o de mejora adicionales, 2008

Las acciones correctivas o de mejora reportadas hasta el momento en los informes de avance del PEO y acerca del los resultados en los indicadores, contemplan tareas o actividades especificas que ya se vienen efectuando en los diversos proyectos de exploratorios y de explotación, o en las propias acciones del Programa. Las perspectivas de sus resultados son perceptibles en el mediano


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plazo o al menos al término del año. Por lo tanto, se reportan a continuación algunos detalles en la implementación de las acciones, sin que esto signifique que deberá llevarse a cabo un seguimiento adicional a las mismas en futuros reportes.

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

Los proyectos involucrados concentran 58 por ciento de la producción nacional; en el caso de Cantarell el objetivo es administrar y evitar una caída drástica de su producción, por lo que en cuanto al proceso de recuperación mejorada en Akal, se llevó a cabo una prueba de control de movilidad con espumas en el pozo C-469, lográndose resultados satisfactorios. Además, se trabaja en el ajuste del modelo en el simulador, especializado en procesos químicos, en pruebas de desplazamiento con espuma y en la caracterización del medio poroso con resonancia magnética.

El proyecto ha mantenido su estabilidad y crecimiento en resultados, permitiendo atenuar la caída en Cantarell; asimismo en cuanto al ATG, se continúa con la estrategia mediante la intensificación de perforación de pozos; para fortalecer los trabajos en el proyecto se formalizarán 8 contratos por adjudicación directa para la construcción de macroperas y caminos, así como para la perforación de pozos.

Implementar las acciones de mejora para garantizar la producción de los diferentes tipos crudo

El avance de esta acción está inmerso en las acciones correctivas para asegurar las metas de producción de crudo y gas, por lo que no es necesario hacer un seguimiento específico para la misma.

Implementar mejoras al manejo de gas producido en los pozos cercanos a la zona de transición en el proyecto Cantarell

Optimizar la productividad de los pozos en forma integral, considerando el sistema de flujo desde la vecindad de los pozos hasta el complejo de producción para aminorar la declinación de la producción de Cantarell.

Incrementar la recuperación final en 201 MMBls, mediante la perforación de pozos no convencionales en zonas de ventana reducida de aceite y en zonas de baja eficiencia de barrido de gas y agua; actualmente la proporción de gas que contiene nitrógeno respecto al gas total producido es del 10.9 por ciento.

Compensar la declinación natural de los yacimientos disminuyendo los gastos de mantenimiento y haciendo más eficiente el uso del gas para BN

El avance de esta acción está inmerso en las acciones correctivas para asegurar las metas de producción de crudo y gas, esto permitirá en el mediano y largo plazo


v. final

compensar la declinación de los campos en explotación, asimismo los gastos de mantenimiento y del uso de gas para bombeo neumático, se vigilan y se les da seguimiento con las revisiones y avances del indicador de costo de producción, por ser estos dos de sus principales componentes; por lo que no se aprecia necesario dar un seguimiento específico de los mismos.

Cumplir con la producción de hidrocarburos conservando el nivel de plazas ocupadas

Dado que esta acción correctiva corresponde al resultado del indicador de “Productividad laboral”, el cual depende del resultado integrado de la producción de hidrocarburos y el nivel de plazas ocupadas, el avance de esta acción se reporta con el avance de resultados de producción, asimismo en el nivel de plazas ocupadas en PEP no se prevé un crecimiento, tal como se ha manifestado en los reportes de avance del indicador.

Asegurar una base de datos robusta (BDOE) y que todos los pozos prioritarios cuentes con su estudio FEL. Además aplicar los lineamientos emitidos por STER y GRPE para los pozos delimitadores

Se realizará una reunión en el mes de abril con la Subdirección Técnica de Exploración, donde en la agenda se incluye el tema de la robustez de la Base de datos de Oportunidades Exploratorias (BDOE), y donde se propondrá que el tema de delimitación se realice en forma conjunta.

Incrementar la capacidad de inyección a los yacimientos y la de compresión para el manejo de gas a proceso

Para ello es necesario:

• Incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión

• Mejorar la eficiencia del proceso de endulzamiento en la plataforma Akal C8

• Incrementar la capacidad de inyección de gas amargo al yacimiento, de 350 a 1 mil 230 millones de pies cúbicos por día, en Cantarell

• Incrementar la capacidad de manejo de gas de alta presión en la región Marina Noreste

• Incrementar la capacidad de compresión con equipo booster en la región Marina Noreste

Incrementar la eficiencia en el manejo, la transportación y la medición de los diferentes tipos de crudo

Para incrementar esta eficiencia es necesario llevar a cabo acciones para optimizar la infraestructura de proceso, transporte y distribución de hidrocarburos; así como


v. final

instalar plantas estabilizadoras, estaciones de compresión, construir ductos que transportaran de manera individual el crudo, el gas y los condensados, así como modificar el diseño y llevar a cabo la construcción de tanques de almacenamiento.

Incrementar la actividad de perforación de pozos para alcanzar el nivel establecido en el desarrollo del proyecto Burgos

Los programas de perforación de pozos en el Activo Burgos están diseñados en función del número y disponibilidad de los equipos para perforar las localizaciones autorizadas, las restricciones de acceso a los predios, por parte de sus propietarios quienes revocan los permisos de tránsito, han provocado el atraso al cumplimiento de la meta. Asimismo con la finalidad de asegurar la disponibilidad de equipos se ha acelerado la gestión de los contratos (A, B y C) correspondientes a Burgos VIII.


v. final

Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Metas 2009 Desviación

Indicador Unidades Objetivos

rela-cionados

Acciones rela-

cionadas

% de avance

de cada

acción

Valor del indicador

( 1 ) Original PEO

Anual ( 2 ) a

Autorizada PEO

ene-mar (3)

(1) vs (2) b

(1) vs (3)

Calificación (1) vs (3)

5 6% 2,667 min 2,817 2,692 -11% -3% Insuficiente

6 48% max 3,000 2,736 8 32%

Producción de crudo total Mbd 1

12 46% 5 6% 2,684 min 2,814 2,651 -10% 0% Aceptable 6 48% max 2,998 2,695 8 32%

Producción de crudo entregada a ventas Mbd 1

12 46% 5 6% 7,018 min 6,653 6,753 4% 3% Sobresaliente

6 48% max 6,758 6,820

8 32% Producción de gas total MMpcd 1

12 46%

5 6% 5,724 min 5,886 5,789 -4% -2% Insuficiente

6 48% max 5,979 5,857

8 32% Producción de gas entregada a ventas MMpcd 1

12 46%

2 23% 11.8 min 13.28

3 80% max 14.70

4 64%

12 46%

Costo de descubrimiento y desarrolloc

US$/bpce 2, 9

14 80%

7 22% 4.00 min 5.24 4.64 -26% -16% Sobresaliente

12 46% max 5.43 4.78 Costo de producción US$/bpce 2, 9 14 85%

7 22% 0.30 min 0.72 0.56 -59% -48% SobresalienteCosto de transporte US$/bpce 2, 15 max 0.73 0.58

7 22% 7.4 min 9.0 8.2 -20% -46% SobresalienteAutoconsumo de gas % 2 10 22% max 9.2 13.7

9 65% 38.5 min 40.9 36.5 -9% 4% SobresalienteProductividad laboral Mbpce/

plaza 3 5 6% max 42.4 37.1

5 6% 11.7 min 7.7 5.8 41% -16% Aceptable 10 22% max 8.3 13.9 Perforación no

convencional % 4 12 46% 15 43% 0.16 min 0.00 0.00 -45% 60% Insuficiente Índice de frecuencia de

accidentes en exploración y producción

Índice 5 max 0.29 0.10

15 43% 2.36 min 0.00 0.00 -4% 19% Insuficiente Índice de frecuencia de accidentes en perforación

Índice 5 max 2.47 1.98

4 15% 6 min 29

10 22% max 40

11 19%

12 46%

Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FELc

Número 6

13 20%

4 15% 6 min 0 Metodología FEL aplicada en los proyectos Cantarell, Ku

Número 6 10 22% max 0


v. final

Metas 2009 Desviación

Indicador Unidades Objetivos

rela-cionados

Acciones rela-

cionadas

% de avance

de cada

acción

Valor del indicador

( 1 ) Original PEO

Anual ( 2 ) a

Autorizada PEO

ene-mar (3)

(1) vs (2) b

(1) vs (3)


11 19%

12 46%

Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero Marino y Aceite Terciario del Golfoc,d

13 20%

1,318 min 952.1 Ingresos totalesc MMM$ 7 max 1,250.1

1 25% 71.8 min 59.0

2 23% max 72.0 4 64%

Tasa de restitución de reservas probadasc,f % 8

5 7%

1 28% 102.0 min 62.6

2 23% max 73.0

4 15% Tasa de restitución de reservas 3Pc, g % 8

5 6%

5 6% 26.1 min 26.5 Factor de recuperación actualc % 10 8 32% max 27.5

1 28% 32 min 33

2 23% max 44

3 34% Éxito exploratorio comercialc % 11

4 15%

5 6% 1.63 min 0.87 Productividad por pozo c MMbpce/

pozo 12 8 32% max 0.97 Aprovechamiento de gas 10 22% 89.90 min 94.0 90.0 -8% 0% Insuficiente de gase % 13 max 97.5 90.1 Proporción de crudo 5 6% 39.4 min 39.9 39.3 -5% 1% Sobresalienteligero en la producción 6 48% max 41.3 38.9 total

% 14

7 22% 0.50 min 0.48 0.48 0% 3% Insuficiente

15 43% max 0.50 0.49 Índice de mermas y pérdidas % 15, 16

16 34%

338.4 min 167.1 FEND del proyecto Cantarellc MMM$ 29 max 235.0

186.0 min 142.3 FEND del proyecto Ku Maloob Zaap MMM$ 29 max 205.7

28.8 min 27.6 FEND del proyecto Burgosc MMM$ 29 max 35.9

59.7 min 46.9 FEND del proyecto Crudo Ligero Marinoc MMM$ 29 max 77.8

-1.7 min -7.2

max 6.3

FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfoc, h MMM$ 29

a. Meta original 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. Indicador de seguimiento anual, su valor al periodo corresponde al valor anual del año inmediato anterior; se evaluará hasta el cierre de 2009

d. Indicador cuya meta fue concluida en el año 2008

e. La metodología de cálculo de éste Indicador ha sido modificada, en ese sentido se modifican sus metas, la explicación y justificación se explica en el reporte de su desempeño,

f. El cálculo del indicador considera descubrimientos, desarrollos, delimitaciones y revisiones.

g. El cálculo del indicador considera sólo descubrimientos


v. final

h .El valor mínimo del indicador es negativo debido al pronóstico de inversión utilizado para ese año, el cual es alto, combinada con la producción que va en ascenso, adicionalmente el escenario fue construido

con un tipo de cambio de 11.2 pesos por dólar, con la actualización del escenario de inversión se espera que a partir de 2010 exista una optimización en las inversiones y un tipo de cambio más realista,se

espera un FEND positivo.


v. final

Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas, indicadores anuales de 2008.

No. del Indicador Indicador Unidades

Obje-tivos Relacio-nados

Accio-nes

relacio-nadas

% de Avance de

cada acción

Valor del

indica-dor

Meta 2008 a

Desviación porcentual respecto al

máximo

Cumple la meta establecida b

1,318 min 964.4 15 Ingresos totales MMM$ 7 max 1,230.4 7% Sobresaliente

1 25% 71.8 min 53.9 2 23% max 63.4 4 64% 16

Tasa de restitución de reservas probadas

% 8 5 7%

13% Sobresaliente

1 25% 102.0 min 61.8 2 23% max 63.5 4 64% 17

Tasa de restitución de reservas 3P

% 8 5 7%

61% Sobresaliente

5 7% 26.1 min 25.7 8 45% max 26.6 2 23% max 51 3 80%

18 Factor de recuperación actual

% 10

4 64%

-2% Aceptable

5 7% 1.63 min 1.48 20 Productividad por pozo MMbpce / pozo 12 8 45% max 1.65 -1% Aceptable


v. final

Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Producción de crudo total

Causas de desviación: Menor producción base a la esperada y cierre de pozos por alta relación gas-aceite en Cantarell, también cierre de pozos por libranza en la plataforma May-A y retrasos en la construcción de infraestructura de producción en el ATG.

Acciones correctivas o de mejora: Se continúa con la ejecución de los proyectos Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, incremento en la actividad del proyecto Aceite Terciario del Golfo.

Fechas de inicio y término: 01/01/2009 31/12/2009

Producción de gas entregada a ventas

Causas de desviación: La diferencia obedece principalmente a una mayor producción de gas con alto contenido de nitrógeno, en Cantarell, y a problemas operativos en los equipos de compresión en la Región Marina Noreste.

Acciones correctivas o de mejora: Se continúa con la acción de incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión, eficientar la operación de la planta eliminadora de nitrógeno, incrementar la capacidad de manejo de gas de alta presión e incrementar la capacidad de compresión con equipo booster.

Entre las acciones correctivas para incrementar tanto el volumen como la calidad del gas entregado, se están llevando a cabo trabajos para la segregación de las corrientes de gas a fin de optimizar su manejo y dar mayor flexibilidad operativa al proceso, es decir, enviando gas limpio a la succión de los módulos de compresión de gas en las plataformas Akal-C4, Akal-C6 y Akal-C7, el avance de las obras en esta acción es la siguiente:

Descripción

Avance

Fecha de terminación

• Interconexión 36” diam. en línea de cabezal de succión de gas de compresores de alta presión de Akal-C4

15% Por definir

• Instalación de válvula de 36” diam. 600# 15% Por definir

• Akal-C6 Línea de 36”Ø Gas de Akal-GR 60% Jun-09


v. final

• Interconexión de Gas deshidratado a Nohoch -A 45% Jun-09

• Descarga de módulos en la plataforma Akal-C4 45% Jun-09


Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción

Causas de desviación: Aplicación insuficiente del análisis de seguridad en el trabajo (AST) y del sistema de permiso para trabajo con riesgo, así como deficiente aplicación de los ciclos de trabajo en disciplina operativa.

Acciones correctivas o de mejora: Entre las principales acciones se plantean los siguientes puntos:

• Reforzar la capacitación y verificación en sitio de la correcta aplicación de la Guía Técnica para elaborar el AST

• Auditar la correcta aplicación del SPPTR en los sitios de trabajo

• Asegurar la disponibilidad de los procedimientos al 100 por ciento

• Aplicar sistemáticamente ciclos de trabajo y documentarlos

• Capacitar y actualizar permanentemente a los trabajadores de acuerdo a las matrices de procedimientos y conocimiento-categoría

• Auditar la completa aplicación de la metodología de disciplina operativa en los centros de trabajo

• Respecto a contratistas externos y la manera en que llevan a cabo el cumplimiento de las normas de seguridad en PEP, en el informe al primer semestre del año se incluirán los avances en la acción específica de éste informe.


Índice de frecuencia de accidentes en perforación

Causas de desviación: Aplicación insuficiente del análisis de seguridad en el trabajo (AST) y del sistema de permiso para trabajo con riesgo, así como deficiente aplicación de los ciclos de trabajo en disciplina operativa.

Acciones correctivas o de mejora: Se aplican las mismas que las comentadas en el índice de exploración y producción; el avance de esta acción se detallará a nivel región en el reporte semestral del PEO.



v. final

Aprovechamiento de gas

Causas de desviación: Aumento de producción de gas con alto contenido de nitrógeno, por problemas operativos y el mantenimiento de los equipos de compresión en plataformas.

Acciones correctivas o de mejora: Debido a necesidades específicas del Organismo para efectuar una evaluación objetiva de las acciones y del indicador, la metodología de cálculo fue ajustada para medir el aprovechamiento del gas hidrocarburo, esto implica que la determinación del índice es como sigue:

Donde:

AG: Aprovechamiento de gas

VGHQ = volumen de gas hidrocarburo quemado

TPG = total de producción de gas

Lo anterior ha obligado a replantear las metas y valores históricos mismos que se asientan en la tabla del seguimiento al trimestre y el apéndice histórico correspondiente.

Esencialmente continúan las medidas de cierre de 2008 con incremento de la capacidad de inyección de gas al yacimiento mediante la instalación de cinco turbocompresores, y de la capacidad de compresión por medio de dos turbocompresores para manejo de gas a proceso; adicionalmente se ajustará el volumen de gas extraído en la zona de transición, lo que ayudará a un mejor funcionamiento de los compresores y reducirá sus periodos de mantenimiento, y se incrementará la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión mediante la implantación de un Sistema de Confiabilidad Operacional.

Derivado de las acciones instrumentadas, principalmente en la Región Marina Noreste, se espera alcanzar un aprovechamiento mayor al 95 por ciento, para el segundo semestre de 2009. El avance en las principales actividades es el siguiente:

Acciones Avance (%)

• Incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión. 24

• Mejorar la eficiencia del proceso de endulzamiento. 55

• Incrementar la capacidad de manejo de gas de alta presión (2480 a 2620 mmpcd). 40


v. final

• Incrementar la capacidad de compresión con equipo Booster. 13

• Incrementar la capacidad de inyección de gas amargo al yacimiento (350 a 1,230 mmpcd) 77


Índice de mermas y pérdidas

Causas de desviación: Aunque el índice no rebasó en gran medida el límite establecido en el programa, el aumento se debió a una mayor evaporación de crudo, con respecto a la programada.

Acciones correctivas o de mejora: Consideradas en la programación y estimación de los balances para el año inmediato siguiente.



v. final

1.B. Pemex Refinación


Pemex Refinación propuso cambios en indicadores del Programa, mismos que fueron autorizados por la Secretaría de Energía:

Se elimina el indicador 10 debido a que mide lo mismo que el indicador 2 y se modifica la descripción para hacer explícito los productos que incluye.

Indicador PEO (junio de 2008) Indicador autorizado por SENER

2. Mantener rendimientos de gasolinas y destilados en la banda propuesta

10. Rendimiento de destilados del crudo

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

El indicador “Refinerías con proceso de coquización” depende en gran medida de la disponibilidad de recursos en tiempo y forma, lo cual no está bajo control del Organismo. Se cambia por “Utilización de la capacidad de plantas de coquización”.

Se elimina el indicador “Margen variable de refinación” debido a que no refleja de forma precisa el desempeño operativo /financiero del Organismo, ya que depende en mayor medida del comportamiento de los precios de crudo y productos en el mercado internacional.

Los indicadores de ventas de productos de ultra bajo azufre UBA (13, 14 y 15) no muestran directamente el grado de avance en el suministro de calidad UBA por producto, al relacionarse con el total de destilados vendidos por el Organismo. Por ello, se cambia a ventas totales de gasolina/diesel, según sea el caso.


13. Ventas Premium UBA/ventas totales de destilados

14. Ventas Magna UBA/ ventas totales de destilados

Ventas de gasolina UBA / ventas totales de gasolina

15. Ventas Diesel UBA/ventas totales diesel UBA

Ventas de diesel UBA / ventas totales de diesel


v. final

Se sustituyen los indicadores de días de autonomía en terminales críticas por los que miden la autonomía de todas las terminales de la empresa, debido a la condición que determina la criticidad de una terminal es dinámica y cambiante.


17. Días de autonomía en terminales críticas de gasolina

Días de autonomía de gasolina Pemex Premium en terminales.

Días de autonomía de gasolina Pemex Magna en terminales

18.Días de autonomía en terminales críticas de diesel

Días de autonomía de diesel en terminales.


Se presenta a continuación un resumen de los avances en la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero-marzo de 2009:

Reconfiguración de 4 refinerías

Minatitlán: Se tienen los siguientes avances por paquete: Paquete II (Obras de integración y Servicios Auxiliares): 91.7%. Paquete III (Plantas Combinada, Hidrodesulfuradora de Diesel y Catalítica): 86%. Paquete IV (Plantas HDS de Gasóleos, Hidrógeno y Azufre): 80.7%. Paquete V (Plantas de Coquización, Hidrodesulfuradora Naftas y Regeneradora de Aminas): 85%. Paquete VI (Plantas de Alquilación): 90%. Obra adicional I (Sistemas de desfogues, Oleoducto 30” y Gasoducto 12”): 94%.

Las cifras de avance físico de los paquetes II y de Obra adicional I se modificaron por volumen de obra adicional contratada.

Reconfiguración de Salamanca: se tiene el esquema de proceso definido, estimación inicial de costos, bases de usuario y términos de referencia para ingenierías básicas y básicas extendidas. Se tiene también propuesta para el desarrollo de la ingeniería conceptual de integración.

Aprovechamiento de residuales (Tula y Salina Cruz): Se cuenta con estudio de factibilidad y esquema de proceso definido mediante simulación rigurosa.


v. final

Implementar mejores prácticas en refinerías

El conjunto de acciones del programa Mejoramiento al Desempeño Operativo (MDO) en la refinería de Cadereyta se inició en diciembre del año 2006 y terminó en el mes de marzo de 2007. Como resultado de la implementación de las recomendaciones vinculadas con las áreas de oportunidad detectadas en el programa, se estima un beneficio acumulado del orden de los 90 millones de dólares, hasta el mes de marzo de 2009.

Por lo que se refiere a las demás refinerías de Madero, Salamanca, Salina Cruz y Tula, se están identificando los alcances de los proyectos de mejoramiento operativo en cada centro de trabajo.

Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura)

Se rehabilitará la planta primaria PP-2 en Salina Cruz que incrementará el rendimiento de destilados, a través de la mejora en la producción de gasóleos de vacío, se instalarán quemadores de alta eficiencia en el calentador así como cambio de empaque de alta eficiencia en la torre de alto vacío, se espera concluir en 2009.

Optimización de la reconfiguración en la refinería de Madero (Válvulas deslizantes en tambores de coquización). Se tiene el mismo avance físico (70%) por falta de recursos presupuestales.

Construcción de Nueva Planta Reformadora en Minatitlán. Se desarrolló la ingeniería básica por parte de UOP (Universal Oil Products). Se cuenta con propuesta técnico-económica del Tecnológico de Acayucan para la Ingeniería de Integración, se solicitó a la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP) la actualización del análisis de costo de la Reformadora.

Optimización de la operación y recuperación de isobutano e instalación del módulo Merichem: Se concluyó el avalúo del Instituto de Administración de Avalúos de Bienes Nacionales (INDAABIN), la justificación y las bases de licitación para la ingeniería complementaria y la procura e instalación del módulo. Se obtuvo la anuencia de la SHCP para el traspaso del Módulo Merichem de la refinería de Madero a la refinería de Minatitlán. La Subdirección de Finanzas y Administración regularizó el traspaso provisional como baja en la refinería de Madero y alta en la refinería de Minatitlán, en espera de su regularización.

Modernización de la 2da y 3ra etapas de la planta catalítica de Minatitlán: Se integró el grupo de trabajo y se concluyó el análisis de la ingeniería de detalle y elaboración de la ruta crítica. Sin recursos presupuestales.


v. final

Definición de proyectos de ampliación de capacidad

De acuerdo con los resultados de un extenso estudió técnico-económico, en abril de 2009 PEMEX determinó que la mejor ubicación para la nueva refinería es Tula, lo cual estará sujeto a la disposición de terrenos por parte del Gobierno del Estado. Los criterios que se tomaron en cuenta para esta decisión son: tipo de tecnología del proyecto; configuración de plantas; tamaño de la nueva refinería; distancia a las fuentes de crudo y a las zonas de consumo; disponibilidad de materia prima; calidad de crudo disponible; análisis geográfico, ambiental y social; infraestructura existente, y aprovechamiento existente de residuales, entre otros,

La nueva refinería producirá aproximadamente 142 Mbd de gasolina, 82 Mbd de diesel y 12 Mbd de turbosina. Todos los productos destilados serán de ultra bajo azufre. Se tiene previsto que en el esquema propuesto no se produzcan ni combustóleo ni asfalto.

Uso eficiente de energía

En 2009 están en ejecución diversos proyectos para reducir el Índice de Intensidad de Energía en el Sistema Nacional de Refinación, de los cuales se han concluido: rehabilitación de la caldera MP B3 de Madero (proyecto no concluido en 2008), limpieza del cambiador EA-501 de la planta reformadora de naftas U-500 de Minatitlán y cambio de la caldereta E-4011A de la planta de azufre III, de Salina Cruz. Se realizan prácticas operativas encaminadas al uso eficiente de la energía.

Los proyectos de optimización e incremento de la eficiencia energética no concluida en 2008 (12%) pasaron a formar parte de los proyectos de 2009, por lo tanto, los proyectos de optimización e incremento de la eficiencia energética (calderas, calderetas, hornos, quemadores, cambiadores de calor etc.) al mes de marzo de 2009 alcanzaron un avance superior al 15%. Se cuenta con una cartera de proyectos para años posteriores.

Los avances reportados de los proyectos para 2008 y 2009 corresponden a los programas de trabajo exclusivamente de esos años. Los proyectos no terminados en 2008 se incorporaron en 2009.

Generación eficiente de energía eléctrica

Se han establecido las bases técnicas para el primer proyecto de cogeneración entre Comisión Federal de Electricidad y Pemex Refinación. El alcance del proyecto considera la posibilidad de desarrollar una central eléctrica de entre 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 registrará su proyecto en mayo de 2009 para la cartera presupuestal 2010. Se espera salir


v. final

a licitar en el primer trimestre de 2010, para lo que se deberán tener concluidas las bases de licitación correspondientes, a finales del cuarto trimestre de 2009.

Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan-México

Se cuenta con el 50% de la tubería en los patios designados por Pemex Refinación, para su concentración.

En el mes de abril se dio el fallo de la licitación para el IPC de la construcción del ducto Cima de Togo – Venta de Carpio, resultando ganadora la compañía ARB Arendal S de RL de CV.

Pendiente la obtención del Manifiesto de Impacto Ambiental para el poliducto que otorgará SEMARNAT. Se estima la culminación del proyecto para finales de 2010.

Reparto local

Se continúa con el proceso de renovación del parque vehicular, para lo cual en 2009 se tiene programado adquirir 300 unidades. El 30 de marzo se formalizó el contrato, con un plazo de ejecución de 190 días naturales y la primera entrega de unidades está programada para el mes de junio (38 unidades).

Modernizar el transporte marítimo

Bajo el esquema de arrendamiento financiero, durante 2008 se incorporaron a la Flota Petrolera cuatro buques tanque: “Chicontepec” en agosto; “Burgos” en septiembre; “Bicentenario” en octubre y el “Tampico” en noviembre. Tres de ellos fueron adquiridos para operar en el tráfico de productos limpios en el litoral del Pacífico mexicano y uno en el litoral del Golfo de México.

Para el quinto buque, actualmente se documenta la justificación técnica económica para el registro de un nuevo proyecto por parte de la SHCP, una vez que se cuente con la autorización se determinará el calendario de eventos.

Asimismo, se documenta el proyecto para registro de 5 buques adicionales, conforme a lo establecido en la estrategia de renovación de la flota, aprobada por el Consejo de Administración del Organismo.

Almacenamiento de productos

En construcción un tanque de 20 Mb en La Paz, con un avance de 66% y otro en Mérida de 30 Mb, con 47 % de avance, se volverá a licitar el tanque de 5 Mb en San Juan Ixhuatepec.

Se realizaron trabajos de mantenimiento para el cambio de servicio en un tanque de combustóleo pesado a diesel en TAR Veracruz (tanque100 Mb).


v. final

En el caso de la TAR Tapachula, se cuenta con terreno, estudios de sitio del suelo, bases de usuario y términos de referencia para la ingeniería básica, que se encuentra en proceso de licitar.

El proyecto integral de TAR Reynosa continúa en proceso de autorización y registro, ya que SHCP solicitó que se justifique el alcance de las tres iniciativas de registro en uno solo:

a.- Análisis, selección y adquisición de terreno,

b.- Estudio de preinversión, que incluye estudios de sitio e ingenierías básicas

c.- La licitación del IPC y construcción de la planta.

Almacenamiento de petróleo crudo

Como resultado de la rehabilitación de tanques se tiene una capacidad de almacenamiento de crudo de 8.5 millones de barriles. Se continúan los trabajos de rehabilitación a fin de alcanzar la autonomía óptima que requiere el SNR: el tanque MJA-T-86 de Madero tiene un avance de 95% y se espera que concluya en abril de 2009. Asimismo, continúan en proceso de rehabilitación o restauración, entre otros: en Minatitlán TV-103 (continúa en proceso de rescisión); en Salina Cruz TV-503 (en trámite de recursos),TV-505 (avance 96%) y TV-508 (avance 99.8% y está en pruebas de flotación).

Adicionalmente, se inició la rehabilitación de los tanques TV-109 de la refinería de Salamanca y del TV-69 de la refinería de Tula los cuales se encuentra en etapa de licitación.

Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya

Se avanzó en la definición de los requerimientos de infraestructura y se trabaja en modificar el esquema de licitación de servicios de manejo y almacenamiento por un esquema propio.

Se acordó con la empresa Ferrocarriles del Istmo de Tehuantepec S.A. de C. V. promover una reunión con la Secretaría de Comunicaciones y Transportes (SCT) para conocer el proyecto de conectar Mérida con Cancún.

Se pretende iniciar el proyecto en 2010 y culminar en 2013.

Mantenimiento de refinerías

Se tiene difundida la Metodología de confiabilidad operacional en las 6 refinerías. Asimismo, se designaron líderes y coordinadores a nivel central para atender a tiempo completo su implantación.


v. final

En 2008 se programaron 78 plantas para rehabilitación, se realizaron 58 y fueron diferidas 20 para 2009 por insuficiencia de recursos presupuestales.

Durante el primer trimestre de 2009, se han realizado las rehabilitaciones de las siguientes plantas.

• Cadereyta: Reformadora de Naftas U-500-2

• Madero: Maya y Coquizadora.

• Salamanca: Desasfaltadora #2 (U-2) y Desparafinadora #2 (U-5)

• Tula: Reformadora de Naftas U-500-2

Mantenimiento de ductos y terminales marítimas

En el primer trimestre de 2009 se han inspeccionado interiormente 1,610 km de ductos y se han atendido 311 indicaciones de integridad de 300 programadas para ese período; 198 de las atendidas se ubican en el oleoducto de 30”-24”-20”-24” Nuevo Teapa – Madero – Cadereyta. El programa de mantenimiento preventivo se ha cumplido al 99.1% con la ejecución de 12,371 órdenes de servicio.

Respecto a terminales marítimas, se encuentran en proceso de rehabilitación 4 tanques en Salina Cruz y 9 en Pajaritos, para concluirse a finales del presente año.

De la construcción del Muelle de La Paz, en Baja California Sur, se actualiza la documentación para el trámite del cambio de monto y alcance del proyecto ante la SHCP, en virtud de que la licitación realizada el año pasado fuera declarada desierta.

Mantenimiento de terminales terrestres

Durante el año 2008 se dio mantenimiento a 86 tanques de almacenamiento, en ejecución 29 tanques y en proceso licitatorio 82. Para 2009 se tiene programado rehabilitar 139 tanques, para lo cual ya hay 8 contratos adjudicados, que consideran 8 tanques verticales.

Calidad de combustibles

Gasolina: Se continúa con el proceso de licitación del IPC del primer paquete, correspondiente a las refinerías de Tula y Salamanca, efectuándose la evaluación técnica y económica de las propuestas de los licitantes; pendiente emitir el fallo por DCIDP para definir el ganador y su contratación para iniciar los trabajos. El segundo paquete, correspondiente a las refinerías de Cadereyta y Madero, se publicó el 11 de febrero de 2009 y se están llevando a cabo las reuniones de aclaraciones. Para el tercer paquete de las refinerías de


v. final

Minatitlán y Salina Cruz, se preparan los paquetes técnicos y se tramita la suficiencia presupuestal para salir a licitar.

Diesel: Para la refinería de Cadereyta, las Ingenierías Básicas Extendidas las están desarrollando el IMP-Exxon, con compromiso de entrega para fines de abril de 2009.

Para el resto de las refinerías, una vez seleccionados los tecnólogos para la elaboración de las Ingenierías Básicas Extendidas, se han tenido reuniones para detallar el alcance de los trabajos a realizar en las plantas Hidrodesulfuradoras de Diesel UBA a modificar así como a las nuevas, con un programa para su contratación a fines de junio de 2009. Para la ingeniería fuera de límite de baterías (OSBL), se solicitó al IMP una propuesta para su realización.

En cuanto a los proyectos complementarios en 2008 se concluyó la adecuación de la planta H-Oil a Hidrodesulfuradora de gasóleos de vacío 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 daños en la válvula check a la salida del calentador de hidrógeno (en proceso de fabricación).

Se iniciaron actividades para la modificación de los sistemas catalíticos en las plantas hidrodesulfuradoras de diesel “HDD-5” de Tula y U-14 de Salamanca, para producir diesel UBA.

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

La Dirección Corporativa de Administración concluyó el modelo conceptual apoyado en la presentación que realizó la Subdirección de Producción de Pemex Refinación al S.T.P.R.M. para la reorganización de las áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación.

Racionalizar estructuras

La Dirección Corporativa de Administración concluyó la primera etapa de reubicación de personal adscrito a instalaciones fuera de operación y se iniciaron los estudios para optimizar las estructuras (2ª. Etapa), que contempla el desarrollo de las propuestas de detalle para áreas de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación, en forma integral para los sectores de ductos y la reestructuración de 77 terminales, basada en el modelo desarrollado por la Subdirección de Almacenamiento y Reparto.

Desarrollo de personal


v. final

Se ha evaluado en psicometría al 96% y en MAP al 88% del personal de confianza. Para el Programa de Formación de Cuadros de Reemplazo se consolidó el diseño y contenidos teórico-prácticos del mismo, así como los mapas curriculares de capacitación para Ingenieros de nuevo ingreso, para las Subdirecciones de: Producción, Almacenamiento y Reparto y de Distribución.

Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo

Se ha continuado la gestión de la cartera de proyectos en investigación y desarrollo (IDT) del Organismo.

Se encuentra en desarrollo la estrategia tecnológica de Pemex Refinación, alineada a la estrategia del negocio. La estrategia tecnológica del Organismo servirá para consolidar la de Petróleos Mexicanos.

La cartera IDT actualmente está integrada por los proyectos inscritos en el Comité de Investigación, Innovación y Soluciones (CIIS), que son ejecutados por el Instituto Mexicano del Petróleo y, recientemente fueron aceptados dos proyectos en el fondo CONACyT-SENER-Hidrocarburos para los cuales, durante el mes de abril, se emitirá una convocatoria y se recibirán propuestas por parte de los centros de investigación. Se tiene el compromiso de incluir en este fondo el mayor número de proyectos posibles.

Implementación del Sistema Pemex SSPA (Seguridad, Salud y Protección Ambiental)

Se continúa trabajando en la etapa de mejora y sustentabilidad, ampliando la cobertura hacia la implantación de los Subsistemas de Administración Ambiental, Subsistema de Administración de la Salud en el Trabajo y Subsistema de Administración de Seguridad de los Procesos. Se estima culminar la implantación del SSPA en 2012.

En febrero de 2009 entró en servicio la planta TGTU de la refinería de Cadereyta, con lo que se incrementó la recuperación de azufre en aproximadamente 2%.

La implantación del SSPA ha contribuido en la disminución de los índices de frecuencia de accidentes y de emisiones de SOx del Organismo, pasando de 1.16 y 5.9 ton/mton de proceso de crudo en 2005 a 0.14 y 4.3 en enero-marzo de 2009, respectivamente.

Automatización y control de procesos

En febrero de 2009 se formalizó el contrato para el Integrador del SCADA para 7 poliductos con la compañía TELVENT Energía, S.A.


v. final

La supervisión del contrato será realizada por el Instituto Mexicano del Petróleo, para lo cual, se formalizó convenio en el mes de marzo.

Se encuentra en proceso de contratación el Hardware y Software para los Centros de Control principal y alterno; se programa iniciar la ejecución de los trabajos en julio de este año. Se estima culminar su instalación a finales de 2012.

Con respecto al SCADA de 47 ductos, se programará licitación tan pronto se cuente con recursos presupuestales.

Asimismo, para efecto de registro, se unieron los alcances de actualización y nuevos en un sólo proyecto integral de 28 SIMCOT/SICCI (Sistema de Medición, Control y Operación en Terminales / Sistema Integral de Control Contra Incendio), que corresponde a 17 actualizaciones y 11 nuevas. Actualmente en revisión de mejores condiciones de contratación, derivado de impactos económicos en las propuestas. En 2009 se tiene programado la actualización del sistema SIMCOT en 5 Terminales.

Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos

Se tiene una propuesta de estructura organizacional para fortalecer la administración de proyectos de inversión en Pemex Refinación, tanto para proyectos compartidos en su administración con la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos, como para aquellos cuya administración del ciclo completo de proyecto es responsabilidad de PREF.

Asimismo, se cuenta ya con una propuesta de operación del Subgrupo de Trabajo de Inversión SGTI – PREF de acuerdo con las últimas reglas de operación del Grupo de Trabajo de Inversión (GTI), así como el calendario de proyectos que serán revisados en el seno del propio SGTI – PREF.

Se ha iniciado el primer esfuerzo formal de trabajar con la aplicación del Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP), para las diferentes fases de definición de un macroproyecto, que será la nueva refinería. Actualmente, se trabaja en integrar el equipo de proyecto y el programa de trabajo para concluir su fase FEL I y el programa para iniciar la fase FEL II, para lo que se ha presentado y autorizado el requerimiento de recursos presupuestales correspondientes, por parte del Fondo de Estabilización para la Inversión en Infraestructura de Petróleos Mexicanos.

Adicionalmente, se prepara un seminario integral en el que participará el equipo de proyecto, a fin de atender diferentes temas de FEL y de la Administración de Proyectos, aplicados en concreto a la nueva refinería.

Se estima culminar su implantación para finales del año 2012.


v. final



Periodo: Enero- marzo 2009

1 88%2 17%3 30%4 3%1 88%2 17% mín 64 643 30% máx 66 664 3%20 25%7 43%8 62%9 80% 0.1858 0.1858 11.7% 11.7% 12 7%14 35%15 35%18 40%19 30%16 8% 15 1520 25% 18 1816 8% 0 020 25% 25 25

Utilización d la capacidad de e coquización % 18 18 40% 95.0 na 79.0 na 16 Sobresaliente

Índice de frecuencia de accidentes Índice 5 21 79% 0 01 1

5 22%6 5%

Utilización de la capacid d de aDestilación Equivalente %

18 13 25% 82.1 76.0 76.0 6 6 Sobresaliente

Ventas de gasolina Ventas UBA/totales de gasolinas % 19 16 8% 29.2 na 9 20 Sobresaliente

Ventas diesel UBA/Ventas totales de diesel % 19 16 8% 14.8 na 8 7 Sobresaliente

7 43%8 62%9 80%10 25%12 7%

Ductos % ductos 20 20

64.1 >=59 >=59 5.1 -5.0

5.1 Sobresaliente Buquetanqu e Autotanque % B/T

2028.0 >=33 >=33

0.4-5.0 0.4

Insuficiente% A/T

20 6.6 <=7 <=7 0.3

0.3 Aceptable Carrotanque % C/T 1.3 >=1 >=1 AceptableDías de autonomía de Pemex Magna en terminales Días 20 10 25% 2.1 na 2.2 -5% Insuficiente

Días de autonomía de mex PePremium en terminales Días 20 10 25% 6.4 na 4.7 36% Sobresaliente

Días de aut ía de diesel en onomterminales Días 20 10 25% 3.1 na 3 4% Sobresaliente

Días de a onomía de crudo en utrefinerías Días 20 11 83% 6.5 5.6 5.6 16% 16% Sobresaliente

Mod nización de la flotilla de reparto erlocal % 20 8 62% 62 62 62 0 0 Aceptable

Avance en modernizac de ión Sistemas de medic n ióEmisiones de SOx

% 21 22 23% 23.0 8.3 8.3 15 15 Sobresaliente

t/Mt 22 21 79% 4.3 4.16 4.16 -3% -3% Insuficiente

NOTAS: (*) La desviación mostrada es contra el valor máximo La 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 e e la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se ntconsidera Sobresaliente. En la meta orignal del PEO se consideró su equivalente (la meta trimestral).

Meta Original PEO Anual

(2)

Meta Autorizada

PEO Ene-mar (3)

Desviación( *) (1)vs(3)

-2.3%

Desviación (*)

(1)vs(2)

Insuficiente-1.2%

0.7

-8.4% 0

86% Aceptable

Aceptable

Sobresaliente

Sobresaliente

Diesel UB producido/diesel total A producido -18

128 128Índice de Intensidad Energética Índice 18 129.5 -1.2%

%

4 6.8 -18

Sobresaliente

0 AceptableGasolina UBA oducida /gasolina prtotal producida % 4 18

Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC 3

0.7

216.4 -8.4%

Costo de transporte $/t-km 2 0.1640


% 1, 6 y 17 66.7

Calificación(1) vs (3)

Proceso de crudo Mbd 1 y 6 1,323.7 -2.3% Aceptable

Objetivos Relaci ado ron

s Acciones elacionada

s

% de Avance de cada acción

Valor del indicador (1)

Pemex Refinación

Indicador Unidades

Participación de los diferentes medios de transporte

20

mín 1,270 1,270

máx 1,355 1,355

86% 0.14

<222.3 <222.3

v. final

Causas de las desviaciones y acciones correctivas

Índice de intensidad energética

Causas de desviación: Estabilización de la planta que se convirtió de hidrodesulfuradora de residuales a hidrodesulfuradora de gasóleos de vacío en la refinería de Tula y a las inestabilidades operativas de las plantas Maya, coquizadora y desintegración catalítica de Madero.

Acciones correctivas o de mejora: (Uso eficiente de energía): Con la estabilización de las plantas en Tula y el mantenimiento programado para la refinería de Madero se espera que mejore el indicador.

Utilización por medio de transporte (Buquetanque)

Causas de desviación: La disminución en el transporte por buque se explica en parte por la menor demanda de productos observada por la desaceleración económica durante el primer trimestre del año. En este sentido, se buscó maximizar el movimiento de producto por los medios de transporte más económicos y en este caso se incrementó la participación del movimiento de productos por ducto.

Acciones correctivas o de mejora: (Modernizar el transporte marítimo, inició en 2008 y termina en 2012): Se busca optimizar la utilización de la flota petrolera para cumplir con los programas operativos.

Días de autonomía de Pemex Magna en terminales

Causas de desviación: Se registró una desviación mínima (0.1 días) respecto a la meta, debido a la mayor demanda de este producto que se presenta a fines de año, que afectó los inventarios de enero de 2009. Cabe señalar que durante los meses de febrero y marzo los inventarios estuvieron dentro de la meta.

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

Emisiones de SOx

Causas de desviación: reparaciones programadas y mantenimientos correctivos en diversos trenes de las unidades recuperadoras de azufre del SNR. En congruencia con la NOM-148, actualmente las refinerías de Cadereyta, Madero, Salamanca y Tula alcanzan un grado de recuperación de azufre superior al 90%.

Acciones correctivas o de mejora (Implantación del SSPA, Rehabilitación de plantas de azufre, inició en 2008 y termina en 2012): Se continuará con


v. final

el programa para aumentar la confiabilidad de las plantas de azufre y cumplir con la normatividad ambiental.

Margen variable de refinación

Causas de desviación: n/a

Acciones correctivas o de mejora: n/a

En el primer trimestre del año el SNR alcanzó un margen variable de refinación de 4.73 Dls/b, resultando mayor en 4.22 dólares en comparación con el obtenido en el mismo periodo de 2008. Destaca de manera importante en la comparación con el año anterior el efecto de los precios y que representó 3.58 Dls/b en tanto que por volumen se aprecia una contribución de 0.64 dólares por unidad de crudo procesado.

Avance en acciones correctivas adicionales:

Proceso de Crudo:

Acciones correctivas o de mejora (Cumplimiento efectivo de los programas de mantenimiento y desalojo programado de los productos de las refinerías, inicia y termina en 2009):

Se continúa trabajando con CFE para lograr una demanda más estable de combustóleo. Los programas de mantenimiento y de desalojo de productos se refieren a los programas operativos establecidos en todas las refinerías, los beneficios son: cumplir con los programas operativos y optimizar la operación del Sistema Nacional de Refinación.


v. final

1.C. Pemex Gas y Petroquímica Básica


De los 30 indicadores reportados en el programa, PGPB solicitó la actualización de trece indicadores, nueve clasificados como volumétricos, los cuales se adecuan a las nuevas expectativas de oferta de gas y condensados basadas en el POT I 2009, mismas que son diferentes a las que se utilizaron para calcular los valores originales, dos por ajuste contable, uno por normatividad y uno más, indicador ambiental, en el cual la meta se alineará al valor que se reporta en el Consejo de Administración de Pemex Gas.

Indicadores volumétricos.

Las modificaciones de los indicadores volumétricos se fundamentan en las expectativas de mayor certidumbre en la oferta de gas y condensados, como consecuencia de la declinación de Cantarell. La cual presenta una desviación de 11% y 49% en gas húmedo y condensado con respecto a lo programado en al meta original

Para el caso de los indicadores: capacidad criogénica utilizada, Uptime criogénicas, Uptime del sistema nacional de gasoductos, productividad laboral, la disminución del volumen de gas influye directamente en el desempeño de estos indicadores.

Indicadores a modificar por ajuste contable

Pemex Gas en su meta POT I 2009, consideró una acción de mejora que resultó de la revisión del mecanismo contable para transparentar y separar el registro de los costos de transporte de gas natural y gas LP.

De lo anterior, se incorporaron tres nuevas cuentas en la determinación del costo de transporte de gas seco y gas LP: una corresponde al gas combustible utilizado en compresión, otra al gas combustible usado en bombeo, y una más por quemas, mermas, desfogues y venteos.

Indicador a modificar por cambio de escenario de transporte

Derivado del cambio de escenario de transporte y a los proyectos de los ductos redundantes, así como, al retraso de las plantas de CFE en el norte del país, se cancelaron las estaciones de Santa Catarina y el Dorado, y se disminuyó la capacidad de la estación Chávez Durango a 3,630 HP.

Para el año 2009, sólo se considera el incremento de capacidad por 3630 HP que corresponde a la puesta en operación de la estación Chávez –Durango, por lo que la meta de capacidad instalada de compresión se incrementa de 465,469 a 469,090 HP.


v. final

Indicador ambiental a modificar

La nueva meta se propone para alinearla con la meta que esta registrada en el Consejo de Administración de Pemex Gas. Así mismo el valor de <50Kg de SO2/Ton de S procesado, cumple con la norma nacional NOM-137-SEMARNAT-2003


Avance de las acciones durante el periodo enero-marzo de 2009:

Incrementar la capacidad de recuperación de licuables en el CPG Burgos (Criogénicas 5 y 6)

La planta criogénica 5 entró en operación el 8 de diciembre 2008 y la planta criogénica 6 entró en operación el 3 de febrero 2009. Durante el mes de abril 2009 se llevará a cabo el finiquito del contrato de ambas plantas.

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

Con esta acción Pemex Gas planea construir entre los años 2010 y 2014, tres plantas criogénicas en el área Poza Rica, con capacidad de 200 MMpcd cada una para procesar la oferta de gas húmedo del proyecto Aceite Terciario del Golfo (ATG).

Las actividades para la construcción de la primera planta criogénica se están desarrollando como se describe a continuación:

o Publicación de la convocatoria de licitación el 23 de diciembre 2008.

o Visita de obra el 16 de enero 2009.

o Junta de aclaraciones el 22 de enero 2009.

o Apertura de propuesta técnica y económica el12 de marzo.

El fallo para la adjudicación de la primera planta criogénica de 200 MMpcd está programado para abril de 2009. Se estima concluir la planta a fines de 2011.

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

Esta acción esta prevista iniciar en 2009, consiste en ampliar la capacidad de procesamiento de la sección de fraccionamiento en 5 Mbd, con fecha estimada de término diciembre de 2011.


v. final

En el primer trimestre de 2009, la Dirección Corporativa de Inversiones y Desarrollo de Proyectos (DCIDP) revisó las bases de usuario, para elaborar durante el segundo trimestre las bases técnicas y el estimado de costo del proyecto.

Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex

Este proyecto, tiene como fecha de inicio julio del 2009 y fecha estimada de término mayo de 2012, y considera la construcción de una planta de cogeneración de energía eléctrica de 300 MW, en el CPG Nuevo Pemex.

Dentro de las actividades realizadas destacan:

El 12 de febrero 2009 se llevó a cabo la entrega de respuestas de la 2da Junta de Aclaraciones. Se tiene en programa llevar a cabo el 01 de abril 2009 la 3ra. Junta de Aclaraciones, y para el 30 de abril 2009 la entrega de respuestas de la misma.

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

Concluyó la construcción de la estación Emiliano Zapata y entró en operación en octubre de 2008, con lo que se alcanzó la meta programada.

La estación de compresión Chávez es construida por un tercero y a la fecha presenta un avance de 90% en la construcción. En este proyecto, Pemex Gas brinda supervisión externa; actualmente revisa la etapa de ingeniería y de construcción, que se estima concluirá en mayo 2009.

En relación con la estación de compresión El Cabrito, en 2008 se concluyó la elaboración de las bases de concurso IPC asignada al IMP, así como su revisión respectiva. Sin embargo, el proyecto se encuentra suspendido por falta de recursos presupuestales para llevar a cabo tanto la licitación de la obra como la rehabilitación de los turbocompresores.

En la estación Santa Catarina se realizaran las actividades para la repotenciación de 2 turbocompresores. El proyecto se encuentra suspendido por insuficiencia presupuestal.

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

El libramiento de Jalapa cuenta con la tubería en sitio y con 90% de las aprobaciones para el uso de los derechos de vía. Con fecha 12 de enero de 2009 se iniciaron los trabajos del libramiento


v. final

La construcción del libramiento de Morelia tiene un buen avance, sin embargo la obra la va a continuar un nuevo contratista por incumplimiento del anterior.

El libramiento el Durazno en Guanajuato se concluyó y durante el primer trimestre de 2009 se finiquito el contrato.

Mantenimiento integral al gasoducto 24” Reynosa –Chihuahua

Derivado de los problemas con el equipo instrumentado, el contrato fue suspendido temporalmente hasta principios de marzo de 2009. Actualmente, se formalizó la reprogramación del contrato de obra, estimándose su conclusión para finales de junio de 2009.

Este proyecto, inicio en enero de 2008 y tiene fecha estimada de término diciembre de 2009.

Rehabilitar el gasoducto 24” Valtierrilla-Lazaro Cardenas

El contrato de mantenimiento integral y rehabilitación de este ducto se concluyó durante el primer trimestre de 2009 y se encuentra en proceso de finiquito.

Mantenimiento integral al gasoducto 16” Chávez-Durango

Contrato finiquitado en 2008.

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

Durante el segundo trimestre se espera la aprobación de los Términos y Condiciones de Ventas de Primera Mano (TYCVPM) por parte de la autoridad y el inicio de la consulta pública, para continuar con los trabajos de implementación; sin embargo, aún no se ha dado inicio al proceso de consulta pública en COFEMER.

En enero de 2009, fue suspendida por la CRE la aplicación de la Directiva de Precios durante todo el año.

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 y así lograr una mayor flexibilidad en las operaciones de comercio exterior.

Con Unión Power Partners se elabora un posible contrato de largo plazo con gas de exportación, para su gas de Aftermarket.


v. final

Con la Comisión Federal de Electricidad se están negociando contratos de largo plazo para el verano, con precios de descuento en opciones.

Se trabaja en las modificaciones de los contratos de optimización con la compañía Total Gas & Power North America, para no incurrir en pago de impuestos en territorio de la Unión Americana.

La capacidad contratada de almacenamiento nos ha brindado mayor flexibilidad para enfrentar las operaciones no programadas, por lo que se está negociando la posibilidad de contratar una mayor capacidad.

Se negoció un nuevo contrato de swap con una nueva estructura de precios que nos permite manejar el servicio, tanto en bidweek como en aftermarket. En el primer trimestre, el swap Internacional representó más del 25% de las utilidades operativas de MGI.

Recuperar el diferencial de precios entre el gas LP importado y su venta en el mercado nacional

El 15 de diciembre del 2008 se realizó una nueva solicitud a la Secretaría de Hacienda y Crédito Público mediante el oficio GEFIS-05-1426/2008, del cual se recibió respuesta del Servicio de Administración Tributaria (SAT), Administración de Normatividad de Grandes Contribuyentes “4”, a través del oficio 900 02 04 02-2009-128 fechado el 5 de marzo del 2009, en el cual dicha autoridad “resuelve negar a Petróleos Mexicanos la autorización para que por conducto de Pemex Gas y Petroquímica Básica, durante el ejercicio del 2008, acredite contra el Impuesto a los Rendimientos Petroleros a su cargo, los montos del nivel de ingresos dejados de percibir por la importación del Gas LP adquirido a precio internacional, el cual ha sido superior al precio máximo establecido por Decreto del Ejecutivo Federal”.

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

Con el propósito de continuar dando cumplimiento al programa de eficiencia operativa, para el año 2009, se han definido cinco actividades de mejora en las aplicaciones que soportan a los procesos del organismo:

• VIN 003/2006 registro financiero de las penalizaciones económicas a contratistas

• Visualización e integración de procesos para el seguimiento a la operación logística y de distribución de gas licuado y petroquímicos básicos

• Implementación del módulo Modulo de Cálculo de Precios (PCM) para análisis de rentabilidad


v. final

• Ventas de primera mano de gas natural, para el cumplimiento al marco regulatorio

• Icono F – Pago centralizado y tesorería, para la incorporación de controles operativos financieros

En cuanto a los resultados logrados al mes de marzo de 2009, se registra un atraso en la actividad “ventas de primera mano de gas natural” ya que subsisten indefiniciones en el proceso derivadas de la regulación aplicable. El resto de las iniciativas se desarrollan de acuerdo a lo planeado.

Modernizar redes contra incendio en los CPGs Nuevo Pemex y Cd. Pemex

La red contra incendio de Nuevo Pemex acusa un avance físico de 44%. Se tienen terminados 7.9 km de la red contraincendio de un total de 42.3 km que comprende el proyecto.

La red contra incendio de Ciudad Pemex acusa un avance físico de 33.6%. Se tienen habilitados 6.4 km de la red contraincendio de un total de 21.4 km que comprende el proyecto.

Estos proyectos iniciaron en enero de 2008 y se planean concluir en diciembre de 2010.

Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex

Se concluyeron las reingenierías de proceso y detalle para la modernización de los sistemas de desfogues de los Centros Procesadores: Cactus, Nuevo Pemex y Área Coatzacoalcos tipo IPC.

Este proyecto tiene un avance físico de 14%. Se continúan los trabajos de despalme de terreno para formación de terraplén del área donde se localizarán los quemadores y la cimentación de soportes de tuberías.

Este proyecto, inició en enero de 2008 y tiene fecha estimada de término diciembre 2010.

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

Para los Sistema de Administración y Control de Acceso (SAYCA) en los Centros procesadores de Gas Poza Rica, Reynosa-Burgos, Coatzacoalcos, Arenque y Oficinas Centrales de PGPB, se concluyó la instalación en noviembre de 2008. En enero de 2009, los centros de trabajo iniciaron el proceso gradual de implantación de los sistemas.


v. final

Por otra parte, se realizó un estudio de “Diagnóstico y especificación de medidas de seguridad física en los Complejos Procesadores de la Subdirección de Producción, mediante convenio N° GCOOS-008/08 con el Instituto Tecnológico de Coatzacoalcos, con la finalidad de iniciar el programa de inversiones en seguridad física 2009-2011.

Este proyecto, inicio en enero de 2008 y tiene fecha estimada de término diciembre 2010.

Mejorar la programación operativa de corto plazo

Dentro de las acciones para mejorar la planeación operativa de corto plazo, PGPB elaboró el programas operativos trimestrales 2009 (POT-I), con respecto a la oferta de gas y condensados de PEP, incorporando las tendencias más recientes en la oferta y composición del gas amargo Marino y Mesozoico, así como de sus condensados.

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

Dentro de las acciones que Petróleos Mexicanos tiene previsto instrumentar para atender los compromisos de la Reforma Energética, se contempla crear un Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP), el cual incluye la implementación de la metodología FEL.

El 24 de febrero pasado, el Grupo Directivo del Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP), autorizó la versión “0” (cero) del manual del sistema. Dicho manual constituye la documentación del modelo y de las estructuras de gobernabilidad necesarias para su operación en la fase de diseño y acreditación de los proyectos de inversión.

A la fecha, el Grupo de Liderazgo del SIDP, encargado de su instrumentación al interior de Petróleos Mexicanos, ha llevado a cabo reuniones de difusión con todos los Organismos Subsidiarios a nivel directivo, estando en espera de que convoque a reuniones-talleres para revisar de manera detallada cada uno de los componentes del manual y de esta forma establecer de manera formal la Metodología FEL dentro de Pemex Gas.

Reducir costos de suministro de bienes y servicios

Sistematización de los procedimientos de contratación.

Durante el primer trimestre 2009, se trabajó junto en el segundo módulo de condiciones generales de contratación, en obras como en adquisiciones.

Se está desarrollando un esquema para contratar directamente con el fabricante o dueño de la tecnología, o quien posea los derechos exclusivos.


v. final

Al mes de marzo de 2009, se tienen suscritos 74 convenios electrónicos pactados con proveedores primarios.

Para implementar un mecanismo de colaboración y relación con los proveedores, se consideraron las siguientes actividades:

Capacitación a las líneas de negocio y las áreas de contratación. En el año 2008, se celebraron nueve cursos para atender a todas las líneas de negocio; cinco en Oficinas Centrales y cuatro en Gerencias Regionales de Administración y Finanzas.

A partir de 2009 se lleva a cabo un nuevo esquema de transferencia de conocimiento y experiencia entre las áreas de contratación de la Subdirección de Administración y Finazas a las líneas de negocio del Organismo. Ahora participan las tres áreas regionales: Gerencia de Recursos Materiales, Gerencia Regional de Administración y Finanzas y Unidad de Administración y Finanzas a dos niveles: especialistas y expertos. En el primer trimestre se ha realizado la identificación de necesidades de capacitación y la aprobación y organización general del programa de capacitación.

Se establecieron convenios de colaboración con las líneas de negocio para optimizar la contratación del suministro, incluyendo compromisos de homologación de especificaciones de bienes y servicios. Se estableció una estrategia de contratación, abastecimiento y consolidación de requerimientos.

Una vez establecidos los Convenios de Colaboración con las Líneas de Negocio, con quien se opera el mayor número de requerimientos de contratación se requiere determinar el “Nivel de satisfacción del cliente” para lo cual se deberán identificar y medir los parámetros convenidos más significativos en la colaboración entre las líneas de negocio y las áreas de contratación.

- Parámetros de operación de los procesos de contratación

- Parámetros sobre requerimientos de información

- Parámetros sobre la atención de nuevos requerimientos

Estas actividades darán inicio a partir del mes de abril de 2009.

Sistematización de los procedimientos de contratación. A la fecha que se informa, se cuenta con el módulo de recepción de requerimientos y se trabaja junto con el centro de competencia en el segundo modulo (condiciones generales de contratación), el cual se encuentra muy avanzado tanto en obras como en adquisiciones.

Se prevé que durante el mes de abril del 2009 el Módulo de Condiciones Generales de Contratación inicie el período de pruebas, estimándose que a


v. final

partir del mes de mayo del mismo año entre en operación en todo el sistema. Los demás Módulos continuarán su desarrollo posteriormente.

Implementar el Programa Cero Observaciones (PCO).

Avance cumplido al 100%, ya que los programas establecidos para la implantación de 38 medidas de solución se llevaron a cabo en tiempo y forma.

En cuanto a las medidas de solución implantadas, será hasta el tercer trimestre de 2009 cuando se haga una verificación de la efectividad de las medidas adoptadas, conjuntamente con el organismo.

Implementar el programa del ciclo de vida laboral.

Esta iniciativa se orienta a lograr que los trabajadores de confianza que ocupan puestos clave, cuenten con conocimientos, habilidades y actitudes acordes al perfil de su puesto.

La fase I, comprende contar con reportes comparativos puesto – trabajador registrados en SAP de los 512 trabajadores que ocupan puestos clave. A la fecha se han evaluado 439 trabajadores.

Durante 2009 se continuará con la evaluación de los trabajadores pendientes.

A partir de abril de 2009, se inicia la fase II de la iniciativa, la cual consistirá en elaborar los cuadros de reemplazo por retiros inminentes para trabajadores que ocupan puestos operativos críticos, la cual se tiene programado implementar en 2010.


v. final

Avance en el cumplimiento de metas 2009

Reporte de indicadores PEO periodo enero-marzo de 2009

Indicador Unidades Objetivos Relacionados

Acciones relacionadas % de Avance Valor del

indicador(1)

Meta Original

PEO Anual(2)

MetaAutorizada PEO Enero-

Marzo(3)

Desviación (1) vs (2)

Desviación (1) vs (3)


1 100% 75 min 79 73 -10% -1% Aceptable

2 11% max 83 76

19 51% 373 min 380 362 -8% -3%

20 61% max 404 385

21 96%

7 41%

8 100% 0.00 max <1 <1 -100% -100% Aceptable

9 100%

14 39%

16 22%

4 10%10 38% 17.1 min 17.1 17.1 -8% -8%11 88% max 18.6 18.612 22%

1 100%2 11% 3.0 min 2.5 2.5 0% 0%3 9% max 3.0 3.04 10%19 51%1 100%2 11% 95.8 min 95.0 95.0 -0.01 -0.013 9% max 96.5 96.5

5 35%6 81%7 41% 0.19 min 0.13 0.19 27% -10%8 100% max 0.15 0.219 100%13 87%10 38%13 87% 2.70 min 2.10 4.18 14% -38%

max 2.36 4.39

14 39%15 14% 0 max 0.1 0.1 -100% -100%

4 10%14 39% 5.6 min 5.0 5.0 -4% -4%

max 5.9 5.9

1 100%2 11% 3,502.7 min 3,860 3,465 -16% -1%3 9% max 4,151 3,535

Pemex Gas y Petroquímica Básica

1

3

MMpcd23

26

Producción de gas secoAceptable

11

Aceptable9 Pérdidas de hidrocarburos

por fugas y derrames MM$/mes26

Aceptable10 Autoconsumos de gas %

Sobresaliente

8 Costo promedio diario de transporte de gas LP $/Mb-km 25

6 Recuperación de propano en CPG %

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco $/MMpc-km

$/MMBtue

23

Aceptable

Aceptable

25

Aceptable

Aceptable

22

5

7

3

Aceptable

4 Margen por unidad de energía equivalente $/MMBtue

Índice de frecuencia de accidentes Número

5 Gastos de operación por energía producida

Capacidad criogénica utilizada1 %

2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada


v. final

1 100%2 11% 183.4 min 193 171 -12% -0.3%3 9% max 208 184

1 100%2 11% 120.1 min 131 111 -15% 1%3 9% max 141 119

1 100%2 11% 73.2 min 76 75 -24% -5%3 9% max 96 77

5 35%6 81% 77.3 min 82.1 73.0 -16% -5%7 41% max 91.5 81.18 100%9 100%13 87%5 35%6 81%7 41% 465,460 491,160 465,460 -5% 0% Aceptable8 100%9 100%13 87%1 100%2 11% 5,800 5,800 5,800 0% 0% Aceptable3 9%

1 100% 77.1 min 86.2 76.5 -11% 0%2 11% max 87.1 77.23 9%

1 100%

2 11% 95 min 83 83 9% 9%

max 87 87

19 51% 2.13 min 2.75 2.75 -26% -26%

20 61% max 2.89 2.89

21 96%4 10% 1,996 min 2,274 2,274 -16% -16%10 38% max 2,365 2,36511 88%12 22%

1 100%2 11% 40.5 Max 34 50 19% -19% Sobresaliente3 9%

1 100%2 11% 0.81 min 0.8 0.8 -10% -10%3 9% max 0.9 0.94 10%19 51%1 100%2 11% 42.6 min 40 40 -1% -1%3 9% max 43 434 10%19 51%1 100%2 11% 34.8 min 33 33 -3% -3%3 9% max 36 364 10%19 51%1 100%2 11% 17.0 min 19 16.5 -15% -2%3 9% max 20 17.44 10%19 51%

23

26 Producción de gasolinas por unidad procesada

12 Producción de gas licuado23

AceptableBpd/MMpcd de

carga 22

Aceptable

25 Producción de etano por unidad procesada

Bpd/MMpcd de carga 22

Aceptable

24 Producción de gas licuado por unidad procesada

Bpd/MMpcd de carga 22

AceptableProducción de gas seco por unidad procesada

MMpcd/MMpcd de carga 22

22 Emisiones de SO2 a la atmósfera

Kg de S02/Tn de S° procesado 23

Sobresaliente

21 Costos de operación por CPG

$/MMpc producidos

7

Sobresaliente20 Índice de personal $/MMBtue

producidos 3

Sobresaliente19

Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en proyectos de inversión 2)

%1

Aceptable18 UpTime criogénicas % 23

17 Capacidad instalada de recuperación de licuables MMpcd

23

16 Capacidad instalada de compresión HP 25

15 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 25


Insuficiente

14 Producción de gasolinas (naftas) Mbd

23

Sobresaliente

13 Producción de etano Mbd23

Aceptable

Mbd

Aceptable


v. final

1 100%2 11%3 9% 104 min 100 100 -15% -15% Aceptable4 10% max 122 1225 35%6 81%7 41%8 100%9 100%1 100% 100 100 100 0 0 Aceptable2 11%18 0%

5 35%6 81% 0.4 5 5 -91% -91% Sobresaliente7 41%8 100%9 100%13 87%17 100%

24 13 87% 1.0 5 5 -80% -80% Aceptable

* En base a las metas establecidas por SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En casoque el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por arriba delmeta 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 marzo de 2009.

Notas: 1) El monto de inversión física corresponde al último estimado de costo para la construcción de las plantas 5 y 6 del CPG Burgos

antes de la adjudicación del proyecto, misma que se llevó a cabo en el mes de enero de 2007 2) El resultado del indicador corresponde a la evaluación de la planta criogénica 6 de CPG Burgos que inicio operaciones en febrero 2009,

encontrandose en etapa de estabilización.

28Cumplimientos de los proyectos de plantas criogénicas

%

27Costo real/Costo estimado de proyectos 1) %

30 Inyecciones de gas natural al SNG fuera de norma Eventos/Mes

29 % 6% de desviación del programa POT1

4

2



v. final

Causas principales de las desviaciones de los indicadores y

r menor entrega de condensados:

ra el periodo de análisis, este indicador se ubicó 2,818 Bls por debajo del límite inferior de la meta, al recibirse 4

ción de gasolinas esta ligada a la oferta de gas y condensados y a la eficiencia de las plantas.

meta del indicador Producción de gasolinas, PGPB continúa realizando gestiones en forma conjunta con

acciones correctivas

Indicador insuficiente po

Producción de gasolinas

Causas de desviación: pa

Mbd menos de condensados amargos, de acuerdo a lo programado en la meta de 2009. Esto como consecuencia de una declinación mayor a la esperada de los campos del activo Cantarell.

Acciones correctivas o de mejora: la produc

La eficiencia se mide con el indicador Producción de gasolina por unidad procesada y cumple con su meta.

Para lograr el cumplimiento de la

PEP, para generar escenarios con mayor certidumbre en su cumplimiento.


v. final

1.D. Pemex Petroquímica


Se presenta a continuación un resumen de la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero-marzo de 2009:

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

Dentro de la cartera de inversión se tiene en ejecución el proyecto estratégico para la ampliación de la capacidad de producción a 280 MTA de la planta de óxido de etileno (1ª etapa) en el Complejo Petroquímico Morelos, presentando una variación del 71% en el periodo enero-marzo con respecto a la inversión programada en flujo de efectivo en el mismo periodo. El proyecto se estima concluirá su construcción a finales del primer semestre de 2009.

Con respecto a la modernización y ampliación del tren de aromáticos I en el C.P. Cangrejera, La Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos, continua en la fase de licitación del paquete 1 del proyecto, encontrándose actualmente en la etapa de junta de aclaraciones con el IPC I. Asimismo, se continúa con el análisis del sistema de almacenamiento, manejo de productos y comercialización conforme a la estrategia del proyecto.

Las expansiones de las plantas óxido de etileno (Etapa II), polietileno (Asahi), estireno y etileno Morelos están temporalmente suspendidas, esperando las definiciones de los inversionistas interesados en el proyecto Etileno XXI.

Productividad del personal

La productividad laboral al primer trimestre de 2009, se ha visto impactada por la aplicación de las estructuras de plazas sindicalizadas definitivas en los Complejos Petroquímicos Cangrejera, Morelos y Pajaritos. Por otra parte, se mantienen en revisión por parte del sindicato, la aplicación de los convenios para la cancelación de plazas en las plantas fuera de operación.

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.

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


v. final

operación de cada planta de proceso, de forma que se logren desempeños competitivos, derivado de esto la eficiencia operativa de las plantas, observa un desempeño mayor a lo comprometido al primer trimestre de 2009.

Cadena de valor

En el período enero-marzo de 2009, se alcanzó una producción total de 3 millones 383 mil toneladas (incluye petrolíferos), cifra igual a la programada para el mismo periodo en la meta 2009.

Derivados del Metano

La producción alcanzó un volumen inferior en 10 por ciento con respecto al 2008, debido a que en el primer trimestre del año anterior operó la planta de metanol en el Complejo Petroquímico Independencia, produciendo 44 mil toneladas. Con respecto a la meta programada, se logró una producción mayor en 5%.

Derivados del Etano

El volumen de producción con respecto al mismo periodo del año anterior resultó ser superior en 9 por ciento, principalmente por mayor producción de cloruro de vinilo, etileno y polietileno de baja y lineal de baja densidad. Con respecto a la meta programada, los derivados del etano fueron sobreestimados en 14 por ciento principalmente por una contracción del mercado.

Aromáticos y Derivados

El volumen de productos aromáticos resultó superior en 2 por ciento contra el mismo periodo del año anterior y 15% menor con respecto al programa principalmente por el desfase en la entrada de la isomerizadora de pentanos.

No se cuenta con producción de paraxileno y ortoxileno desde el 19 de agosto de 2008 hasta que las condiciones de mercado muestren una mejoría.

Gestión Operativa

Desde el año pasado se han reducido los márgenes de los productos petroquímicos debido a la difícil situación económica mundial; por este motivo se han tenido que ajustar los niveles de utilización de capacidad de las plantas en Pemex Petroquímica.

En este periodo, los precios de nuestros productos, que han avanzado conforme a los precios del crudo y las naftas, motivaron a nuestro cliente Petrocel adelantar su finiquito del contrato lo que permitió, a partir del tercer trimestre y hasta la fecha, un cambio en el esquema operativo del tren de aromáticos. El cambio implicó la salida de operación de manera indefinida y hasta que el mercado lo permita de la planta de cristalización de paraxileno el


v. final

19 de agosto, dejando de producir paraxileno y ortoxileno e incrementando el volumen disponible a ventas de hidrocarburos de alto octano y gasolinas que se suministran a Pemex Refinación para su pool de gasolinas.

Satisfacción al cliente

A través de la reunión semanal con el equipo directivo se da seguimiento al avance del cumplimiento del programa de ventas en forma sistemática.

Se mide el cumplimiento del programa en forma mensual, por medio del “Índice de atención a clientes”. En el periodo enero-marzo de 2009, el índice de atención a clientes presenta un valor acumulado de 95.2%.

A través del proceso de atención a quejas de los clientes, se realizan los análisis de las quejas, se identifican las causas raíz y se establecen acciones para reducir el incumplimiento que ocasionó la queja.

Desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica

Al mes de marzo del 2009 los índices de frecuencia y de gravedad del Organismo se ubican en 0.35 y 12 respectivamente, lo anterior como resultado de 3 accidentes incapacitantes ocurridos en los Complejos Camargo, Escolín y Cosoleacaque.

Se continúa con la Campaña Permanente de Seguridad de Manos, (Programa de pláticas sobre el uso obligatorio de guantes, carteles, etc.).

Del programa de capacitación interna en SSPA para el 2009, al mes de marzo se han capacitado 483 trabajadores (sindicalizados y no sindicalizados), de oficinas centrales y centros de trabajo. En total 13,020 trabajadores capacitados (2007-marzo de 2009).

Se continúa con la implantación del Proyecto Pemex-SSPA en las 12 Mejores Prácticas, además de la implantación de los tres subsistemas, ASP (Administración Segura de los Proceso), SAA (Administración Ambiental) y SAST (Administración de Salud en el Trabajo).

El subsistema ASP y SAST constan de 14 Elementos que aplicados sistemáticamente a través de controles administrativos (programas, procedimientos, evaluaciones, auditorias) a las operaciones que involucran materiales peligrosos permiten que los riesgos del proceso sean identificados entendidos y controlados y las lesiones e incidentes relacionados con el proceso puedan ser eliminados.

El subsistema SAA consta de 15 elementos cuya aplicación permite la prevención y control de la contaminación, administrando los aspectos e


v. final

impactos ambientales de nuestras operaciones y procesos productivos, asegurando el cumplimiento del marco legal aplicable.

Estos subsistemas se encuentran en el nivel 1 de implementación, es decir, en la fase de mentalización del personal.


v. final



n/a

-2%


(2)

Meta Autorizada

PEO Anual (3)

Desviación(*)

(1)vs(3)

n/a

Desviación(*)

(1)vs(2)

<20%<20%

n/a

1.30

23.00

4.00 4.00

1.30

23.00

n/a

1 n/a

3 n/a

3 n/a 97

1.02 1.023 n/a

97100 Aceptable

Factor de insumo etileno - polietilenos AD yBD t/t 4, 7 y 27 1.00 -2% Aceptable

Eficiencia en el uso de materias primas yenergía vs estándares tecnológicos % 4, 7 y 27

<25% <25%

1,028 1,028 N/A

Diferencia entre costo observado enproyectos estratégicos nuevos / Costoaprobado en proyectos estratégicos nuevos

% 1, 2 y 7 71% n/a n/a

-76%

Insuficiente

Índice de productividad laboral 1)

Aceptable

Objetivos Relacionado

s

Acciones relacionada

s



1 n/a

t/plaza ocupada 3 y 7 2482 n/a -76%


Pemex Petroquímica

Indicador Unidades

Producción programada en proyectosestratégicos nuevos vs observada durantelos primeros dos años de inicio del proyecto

% 1, 2 y 7 3% n/a

Factor de insumo etano - etileno t/t 4, 7 y 27 1.303 n/a 0% 0% Aceptable

Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t 4, 7 y 27 23.00 0% 0% Aceptable

Insuficiente

Desviación en volumen al cumplimiento delos programas de operación (POT) % 6, 7 y 27 1% n/a n/a Aceptable

Factor de insumo nafta - aromáticos t/t

Gasto de operación $/t 6, 7 y 27 594

105% 105%4, 7 y 27

10% 10%

4 n/a <8%

3 8.21

Insuficiente

Producción de petroquímicos 1) Mt 6, 7 y 27 3,383 -77% -77% N/A3 n/a

Aceptable

Producto en especificación / productoentregado % 27 y 28 99.43 5% 5% Aceptable

Índice de atención a clientes %

Índice de frecuencia de accidentes índice 5 0.35

-1% -1%27 y 28 95.2

-65% -65% Aceptable

Emisiones de SOX t/Mt 5 0.040 211% 211% Insuficiente

6 n/a

<8%

5 n/a 540 540

1.00 1.00

14,900 14,900

96.0 96.0

0.013 0.013

6 n/a

7 n/a

7 n/a

95.00 95.00

1) En lo que respecta al indicador de productividad laboral y al indicador de producción de petroquímicos, éstos fueron definidos con periodicidad anual por lo que su seguimiento se podrá comparar hasta el cuarto trimestre de 2009.


v. final

Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas

• Costo observado vs. aprobado en proyectos estratégicos nuevos.

Causas de desviación: Variación del 71% en el periodo enero-marzo con respecto a la inversión programada en flujo de efectivo en el mismo periodo debido a un cambio de alcance en el diseño de cimentaciones, estructuras elevadas y secuencia de la construcción encontrado durante el proceso de construcción.

Acciones correctivas o de mejora: Con el propósito de minimizar los efectos de esta desviación en el programa, se han tomado medidas adicionales a las originalmente contempladas en el programa de ejecución, tales como:

• Trabajos de prefabricados en taller en turno nocturno.

• Cambio de procedimientos en los trabajos de soldadura dentro de la planta.

• Apertura de fuentes de trabajo adicionales.

• Gasto de operación

Causas de desviación: En lo que respecta al indicador de gasto de operación, éste presenta una desviación superior en 10% a la meta de gasto establecida por tonelada producida. Lo anterior es debido a que la meta para el 2009 fue programada de acuerdo a un presupuesto con un nivel de gasto muy inferior al requerido para cumplir con los programas de producción y comercialización. Si comparamos este indicador con el presupuesto del adecuado I 2009 la desviación estaría dentro del rango aceptable.

Acciones correctivas o de mejora: Se solicitó desde principios del 2009 un presupuesto en el renglón de gastos de operación que permita a Pemex Petroquímica cumplir con su programa de producción y ventas.

• Factor de insumo nafta – aromáticos

Causas de desviación: Este indicador resultó afectado debido al cambio de orientación del complejo de aromáticos a gasolinas, como resultado del cierre de la planta cristalizadora de paraxileno en agosto de 2008.

Acciones correctivas o de mejora: Dado que el esquema de operación seguirá orientado a la producción de gasolinas, los valores observados serán superiores a la meta hasta en tanto se pueda regresar a los niveles de operación de aromáticos logrados durante el primer semestre del 2008.


v. final

• Emisiones de SOx

Causas de desviación: Las desviaciones en el indicador de emisiones de SOx se deben principalmente a cuestiones de rentabilidad que obligan a la utilización de combustóleo para la generación de energía eléctrica en los C.P. Morelos e Independencia durante el primer trimestre del año.

Acciones correctivas o de mejora: Se tiene considerado el aprovechamiento de combustibles alternos cuando su utilización represente un incremento en la rentabilidad de los procesos, siempre y cuando no se incremente de manera importante la emisión de SOx.


v. final

1.E. Petróleos Mexicanos


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 el análisis de los elementos relacionados con la Planeación Estratégica de la empresa que se incorporaron en la Reforma Energética, para determinar aquéllos que deban ser incluidos en el documento de Bases.

Avance: 95.7%

Mejorar la planeación y programación de corto plazo

Durante el período evaluado se modifico la metodología de programación de corto plazo al modificar el horizonte de programación. Anteriormente los programas operativos trimestrales (POT´s) tenían un horizonte fijo de un año mensualizado, el cual al ir avanzando en el tiempo se veía reducido hasta tener en el ultimo trimestre del año una visión de solo tres meses, se modifico y adecuo el proceso para tener siempre un horizonte móvil de 12 meses con lo cual se logra tener una mejor planeación de las operaciones. Así mismo para el caso del Programa de Operación Anual (POA) se adecuo para tener programas de operación Trianuales con visión mensual los primeros 24 meses y anual el tercer año con los mismos beneficios mencionados. En Diciembre del 2008 se integró el POT-I y en marzo del 2009 el POT-II, ambos con visión de 12 meses móvil.


v. final

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

Se logro la conformación del Grupo de Liderazgo para la implementación del Sistema y definición de las bases del proceso de gestión de proyectos.

Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

En lo que se refiere a esta actividad, se ha continuado con los trabajos a fin de integrar la estrategia de implementación. Lo anterior, tomando en consideración las líneas de acción implementadas por el Gobierno Federal en esta materia. Una vez hecho esto, se someterá a consideración de la Dirección General de Pemex durante el segundo semestre del presente año.

Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

Con el fin de lograr un manejo eficiente de pasivos financieros, se mantiene un monitoreo constante de los mercados para detectar oportunidades que permitan realizar emisiones de deuda a tasas competitivas. A continuación se describen las principales actividades de manejo de pasivos realizadas en el período enero – marzo de 2009.

El 27 de enero de 2009, Petróleos Mexicanos suscribió un programa de emisiones de notas a mediano plazo (MTN por sus siglas en inglés) que le permitirá emitir títulos directamente en el mercado internacional, en vez de hacerlo mediante alguno de sus vehículos financieros. El monto del programa es de US$7.0 mil millones.

El 3 de febrero de 2009, Petróleos Mexicanos emitió US$2.0 miles de millones a 10 años a través de un bono en el mercado internacional, con cupón de 8.0% pagadero semestralmente y vencimiento el 3 de mayo de 2019.

El 30 de marzo de 2009, Petróleos Mexicanos suscribió un programa de Certificados Bursátiles que permitirá emitir títulos directamente en el mercado mexicano. El monto del programa es de Ps. 70.0 miles de millones.

El 3 de abril de 2009, Petróleos Mexicanos emitió Certificados Bursátiles por Ps. 10 miles de millones de pesos en dos tramos:

• Ps. 6.0 miles de millones con vencimiento en marzo de 2012 a TIIE más 90 puntos base; y

• Ps. 4.0 miles de millones vencimiento en marzo de 2016 a 9.15%.

Al 31 de marzo de 2009, la deuda total consolidada valuada en dólares, incluyendo intereses devengados, disminuyó 5.9% en comparación con el 31 de marzo de 2008, de US$47.4 a US$44.5 miles de millones. Sin embargo, la


v. final

deuda total consolidad valuada en pesos aumentó 25.0%, a Ps. 630.4 miles de millones (US$44.5 miles de millones), en comparación con el 31 de marzo de 2008.

La deuda con vencimientos menores a 12 meses fue de Ps. 79.1 miles de millones (US$5.6 miles de millones).

La deuda de largo plazo fue de Ps. 551.3 miles de millones (US$39.0 miles de millones).

La deuda total como porcentaje de la suma del pasivo total y del patrimonio fue 48.3%, al 31 de marzo de 2009.

Acción Objetivos relacionados

% de Avance

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

29 95.7 %

2.Mejorar la planeación y programación de corto plazo

29 100 %

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

29 70 %

De la primera etapa de implementación

4.Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

30 0 %

5.Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

30 Actividad continua

Gestión de Servicios Médicos

Mejorar la calidad de atención a la salud

La Esperanza de Vida al Nacer es un indicador que expresa, en qué grado fue exitoso o no, el resultado de toda una serie de acciones tendientes a conservar la salud, a restaurarla cuando ésta se pierde y/o aún a paliarla al retrasar la muerte como un hecho irremediable e inevitable.


v. final

Tanto los actos médicos preventivos como la vacunación, la promoción y educación para la salud, la detección temprana de enfermedades infecto contagiosas ó crónicas, el control de la fauna nociva, el saneamiento del medio ambiente y conservarlo libre de tóxicos como el humo de tabaco y de gérmenes; como los actos médicos correctivos como la consulta, la cirugía ó la rehabilitación, contribuyen a que un grupo de personas alcancen mayor esperanza de vida al nacer, es decir, que tengan una mayor expectativa de vida.

En el caso de los trabajadores y derechohabientes de Petróleos Mexicanos, se ha logrado que la Esperanza de Vida alcance los 80 años, siendo 4 años mayor que el promedio de la población mexicana que se ubica en los 76 años. El avance alcanzado es pues un indicador comparable con países desarrollados como Francia y Alemania.

Tiempo de espera en primer nivel

De acuerdo a la meta establecida durante el 2008 y la programada para el primer trimestre del 2009, se mantiene un promedio de 14 min, congruente con el comparativo internacional. 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

Se observa disminución de este indicador, durante el primer trimestre del presente año, en comparación al cierre de 2008, derivado principalmente por el nuevo proceso de licitación de medicamentos, que se ha llevado en este lapso y que repercute de manera temporal en la meta establecida.

Porcentaje de Satisfacción del Cliente

Se incrementó durante el primer trimestre de 2009, al 97%, derivada de los mecanismos establecidos para escuchar la voz de los usuarios a los servicios de salud. (Encuestas, Gestión operativa, etc.).

Mantener el indicador mínimo para 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 cobertura, calidad y accesibilidad a la atención integral a la salud, de responsabilidad de los servicios de salud. La salud de la mujer es insoslayable, convirtiéndose en una preocupación prioritaria para los Servicios de Salud de Petróleos Mexicanos, que plantean una serie de acciones médicas y preventivas tendientes a erradicar las muertes maternas y mantener el indicador por debajo del nacional, registrándose hasta el momento CERO muertes, siendo resultado de las acciones médicas conjuntas.


v. final

Gestión de Servicios Médicos


min 80.11

maxminmax 14 14minmax 97.2 97.1minmax 91 90.0min 0.02max

NOTA a):(*) La desviación mostrada es contra el valor máximo1.- La desviación respecto a la meta que se muestra en los indicadores cuyas unidades son porcentajes, es absoluta.

-6% -6% Insuficiente

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)

3. Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje 31 91.2

Minutos 31 7

8

4. Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje 31 9

25%

Sobresaliente8%7%

0.0% Aceptable14

25% 97.0

25%

0% Sobresalientenota b)

0.0%

* NOTA b): 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 5) Mortalidad Materna Directa, se debe considerar que para el reporte de resultados 2009 y el cálculo de las metas 2009-2012, 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.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.

5. Mortalidad Materna Directa en 100 nacidos vivos 31 0.010 33%


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

nota b) 0% Aceptablenota b)1. Esperanza de Vida años 31 80.11

PEMEX CORPORATIVO (Subdirección de Servicios de Salud)

2. Tiempo de Espera del Primer Nivel


Objetivos Relacionado

s

Acciones relacionada

s



(2)

Meta Autorizada

PEO Ene-mar (3)

Desviación(*)

(1)vs(3)

Desviación(*)

(1)vs(2)Indicador Unidades

26%6

Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas

• Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos.

Causas de la Desviación: Se observa disminución de este indicador, durante el primer trimestre del presente año, en comparación al cierre de 2008, derivado principalmente por el nuevo proceso de licitación de medicamentos, que se ha llevado en este lapso y que repercute de manera temporal en la meta establecida.

Acciones correctivas o de mejora: Dentro de las acciones que se han venido estableciendo, para evitar en lo posible, la falta de disponibilidad presupuestal originada por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público repercuta en los procesos licitatorios para la adquisición de medicamentos y por ende en el indicador del Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos se encuentran las siguientes acciones de mejora:

• Propuesta al Subcomité de Adquisiciones en Pemex, para tener contratos multianuales de medicamentos.

• Se mejoró el Sistema Institucional de Administración de farmacia (SIAF), que ha permitido tener un mejor control y seguimiento de los medicamento y de las necesidades futuras de los mismo, tratando de garantizar su entrega oportuna a los usuarios de los servicios de salud.


v. final

• La creación del grupo multidisciplinario para la racionalización y prescripción de fármacos, cuyo objetivo es contribuir de manera permanente a identificar las necesidades reales de medicamentos, de acuerdo a los padecimientos que aquejan a la población petrolera, actualizando de manera periódica el catálogo de fármacos.

Sin embargo, aún con las acciones de mejora implementadas, quedamos sujetos a la autorización de Recursos por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.


v. final

4. Indicadores y metas

Pemex Exploración y Producción

2003 2004 2005 2006 2007 2008Mín 3,371 3,383 3,333 3,256 3,076 2,792MáxMín 3,358 3,366 3,309 3,244 3,048 2,754MáxMín 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058 6,919MáxMín 4,590 4,776 4,924 5,342 5,622 5,640MáxMín 8.56 14.56 10.64 9.28 9.94 11.80MáxMín 3.78 3.92 4.62 4.37 4.85 6.16MáxMín N/D N/D 0.40 0.50 0.66 0.74MáxMín 9.5 10.1 9.7 8.6 8.0 7.4MáxMín 45.0 46.1 44.8 44.6 44.0 39.1MáxMín 1.9 2.4 2.6 6.0 8.2 9.0MáxMín 0.70 0.60 0.40 0.30 0.30 0.11MáxMín 2.90 4.00 3.40 2.60 3.30 2.18MáxMín 3 6 6MáxMín 5MáxMín 426.6 561.0 716.3 857.7 912.3 1,318.0MáxMín 25.5 22.7 26.4 41.0 50.3 71.8MáxMín 44.7 56.9 59.2 59.7 65.7 102.0MáxMín 23.7 24.4 25.0 25.1 25.6 26.1MáxMín 47 35 49 41 49 32MáxMín 1.45 1.78 2.06 2.20 2.24 1.63MáxMín 94.4 96.7 96.2 94.9 92.3 87.7MáxMín 28.0 27.3 28.4 31.1 33.6 36.7MáxMín 0.40 0.40 0.42 0.42 0.44 0.45MáxMín 338.4MáxMín 186.0MáxMín 28.8MáxMín 59.7MáxMín -1.7Máx

a Incluye inversión y gastos indirectos en exploración y desarrollo de reservasc No incluye inyección de gas al yacimiento ni el consumo de CNCd No incluye pozos del proyecto Burgose Resultados preliminares y/o pendientes en función de datos definitivos de reservas incorporadas y reclasificadas

29 MMM$

29 MMM$

29 MMM$

FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfo

FEND del proyecto Burgos

MMM$

29 MMM$FEND del proyecto Ku Maloob Zaap

Objetivo relacionado

FEND del proyecto Crudo Ligero Marino

Metodología FEL aplicada en los proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero Marino y

FEND del proyecto Cantarell

Factor de recuperación actual


Productividad por pozo


29

Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL


Indicador

Indice de frecuencia exploración y producción

Autoconsumo de gas

Indice de frecuencia perforación

Costo de descubrimiento y desarrollo

Costo de producción

Costo de transporte

Productividad laboral

Mbd


Proporción de crudo ligero en la producción total


Producción de crudo entregada a ventas

Producción de gas total

Éxito exploratorio comercial

Ingresos totales

Tasa de restitución de reservas probada

Perforación no convencional

Mbd

MMpcd

MMpcd

US$@2008/bpce

US$@2008/bpce

US$@2008/bpce

%

MMbpce / plaza

%

%

%

Índice

Índice

Número

%

%

HistóricoUnidades

%

%

MMbpce / pozo

%

MMM$

MMM$

1

1

1

1

2, 9

2, 9

2, 15

2

3

4

5

5

6

7

7

8

13

14

15, 16

8

10

11

12


v. final

ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IV T

Mín 2,692 2,670 2,661 2,663 2,817Máx 2,736 2,730 2,734 2,750 3,000Mín 2,651 2,625 2,616 2,617 2,814Máx 2,695 2,683 2,688 2,702 2,998Mín 6,753 6,545 6,412 6,348 6,653Máx 6,820 6,630 6,507 6,452 6,758Mín 5,789 5,792 5,804 5,820 5,886Máx 5,857 5,876 5,898 5,924 5,979Mín 9.52 13.28Máx 10.00 14.70Mín 4.64 4.64 4.64 4.64 5.24Máx 4.78 4.78 4.78 4.78 5.43Mín 0.56 0.56 0.56 0.56 0.72Máx 0.58 0.58 0.58 0.58 0.73Mín 8.2 8.4 8.6 8.7 9.0Máx 13.7 14.5 15.2 15.7 9.2Mín 36.5 36.0 35.7 35.6 40.9Máx 37.1 36.7 36.5 36.6 42.4Mín 5.8 5.8 5.4 6.4 7.7Máx 13.9 12.2 9.8 9.4 8.3Mín 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Máx 0.10 0.10 0.10 0.10 0.29Mín 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Máx 1.98 1.98 1.98 1.98 2.47Mín 29 29Máx 40 40

Mín 0 0

Máx 0 0

Mín 699.3 952.1Máx 723.8 1250.1Mín 59.3 59.0Máx 72.0 72.0Mín 42.0 62.6Máx 72.9 73.0Mín 26.5 26.5Máx 27.5 27.5Mín 33 33.0Máx 49 44.0Mín 0.87 0.87Máx 0.97 0.97Mín 84.3 86.0 87.9 90.0 94.00Máx 86.0 89.2 91.6 92.8 97.5Mín 39.3 39.5 39.1 39.4 39.9Máx 38.9 38.9 39.9 40.4 41.3Mín 0.48 0.48 0.48 0.47 0.48Máx 0.49 0.49 0.49 0.49 0.50Mín 117.9 167.1Máx 125.2 235.0Mín 118.9 142.3Máx 122.3 205.7Mín 18.9 27.6Máx 19.0 35.9Mín 36.0 46.9Máx 39.4 77.8Mín -20.8 -7.2Máx -16.1 6.3

Notas:a. Meta original 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. Indicador de seguimiento anual, su valor al periodo corresponde al valor anual del año inmediato anterior; se evaluará hasta el cierre de 2009d. Indicador cuya meta fue concluida en el año 2008e. La metodología de cálculo de éste Indicador ha sido modificada por lo que el valor realizado resulta por arriba de sus metas por esta razón se plantean causas de variación y se da seguimiento a las acciones correctivas

FEND del proyecto Crudo Ligero Marino MMM$

29 FEND del proyecto Ku Maloob Zaap MMM$

29 FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfo MMM$

29 FEND del proyecto Burgos MMM$

29

15, 16 Índice de mermas y pérdidas %

29 FEND del proyecto Cantarell MMM$

13 Aprovechamiento de gas %

14 Proporción de crudo ligero en la producción total %

11 Éxito exploratorio comercial %

12 Productividad por pozo MMbpce / pozo

8 Tasa de restitución de reservas 3P %

10 Factor de recuperación actual %

7 Ingresos totales MMM$

8 Tasa de restitución de reservas probadas %

6 Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL Número

6Metodología FEL aplicada en los proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y ATG

Número

5 Indice de frecuencia de aacidentes exploración y producción Núm/h-h

5 Indice de frecuencia perforación Núm/h-h

3 Productividad laboral Mbpce / plaza

4 Perforación no convencional %

2, 15 Costo de transporte Usdls / bpce

2 Autoconsumo de gas %

2, 9 Costo de descubrimiento y desarrollo Usdls / bpce

2, 9 Costo de producción Usdls / bpce

1 Producción de gas total MMpcd

1 Producción de gas entregada a ventas MMpcd

Metas 2009

1 Producción de crudo entregada a ventas Mbd

2009 PEO original

1 Producción de crudo total Mbd

Obje-tivo relacio-

nadoIndicador Unidades


v. final

Pemex Refinación


v. final

ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IV T

1 y 6 Proceso de crudo Mbd 1,3551,270

1,3461,270

1,3681,270

1,4011,270

1,4011,270

1, 6 Y 17 Rendimientos de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina) % 66

64 66 64 66 64 66 64 66 65

2 Costo de transporte $/ t-km 0.1858 0.1858 0.1858 0.1858 0.1858

3 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC < 222.3 < 222.3 < 222.3 < 222.3 < 222.3

4 Gasolina UBA producida/gasolina total producida % 15 a 18 15 a 18 15 a 18 15 a 18 15 a 18

4 Diesel UBA producido/diesel total producido % 0 a 25 0 a 25 0 a 25 0 a 25 0 a 25

18 Utilización de la capacidad de coquización % 79.0 79.0 79.0 79.0 33

5 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1

18 Índice de Intensidad Energética % 128 128 128 128 128

18 Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente % 128 128 128 128 76

19 Ventas de gasolina UBA /Ventas totales de gasolinas % 9% 17% 31% 31%

19 Ventas Diesel UBA /Ventas totales de diesel % 8% 8% 22% 28%

20 Participación de los diferentes medios de transporte

20 Ductos % ductos ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59

20 Buquetanque % B/T ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33

20 Autotanque % A/T ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7

20 Carrotanque % C/T ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1

20 Días de autonomía de Pemex Magna en terminales Días 2.2 2.2 2.2 2.2

20 Días de autonomía de Pemex Premium en terminales Días 4.7 4.7 4.7 4.7

20 Días de autonomía en terminales de diesel Días 3 3 3 3

20 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6

20 Modernización de la flotilla de reparto local % 62.0 62.0 62.0 85.0 85.0

21Avance en modernización de Sistemas de medición % 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3

22 Emisiones de SOx t/ Mt 4.16 4.16 4.16 4.16 4.161/ Se considera la producción de gasolina Premium en las refinerías 2/ Se considera el incio de operación de la planta HOil de Tula como planta de Hidrodesulfuradora de gasóleos3/ La planta de Hidrodesulfuración de Destilados Intermedios U-700-II de Cadereyta produce Diesel UBA ( nov 2008)4/ Nueva planta de HDS de destilados intermedios en Minatitlán para producir Diesel UBA

2009 PEO original

Objetivo relacionado Indicador Unidades

Metas 2009


v. final

Pemex-Gas y Petroquímica Básica

May-08

Objetivo Objetivo Indicador 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1 Capacidad criogénica utilizada % 69 73 67 73 76 76

3 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 361 377 374 387 385 389

5 Índice de frecuencia de accidentes Número 0.9 0.4 0.3 0.1 0.1 0.5

7 Margen por unidad de energía equivalente $/MMBtue ----- ----- ----- 17 17 19

22 Gastos de operación por energía producida $/MMBtue ----- ----- 2.3 2.4 2.5 2.9

23 Recuperación de propano en CPG % 93.2 95.2 96.2 96.4 94.7 96.3

25 Costo promedio diario de transporte de gas seco $/MMpc-km ----- 0.11 0.14 0.13 0.15 0.16

25 Costo promedio diario de transporte de gas LP $/Mb-km ----- ----- 1.80 1.73 2.20 2.60

26 Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames MM$/mes 0 0 0 0 136 0

26 Autoconsumos de gas % 5.7 5.6 5.7 5.7 5.7 6.1

23 Producción de gas seco MMpcd 3,040 3,135 3,091 3,375 3,526 3,461

23 Producción de gas licuado Mbd 212 225 215 215 199 182

23 Producción de etano Mbd 125 133 129 127 119 117

23 Producción de gasolinas (naftas) Mbd 86 90 88 92 85 74

25 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 75 72 71 78 86 81

25 Capacidad instalada de compresión HP 431,360 431,360 433,610 465,460

23 Capacidad instalada de recuperación de licuables MMpcd 4,992 4,800 5,200 5,200 5,200 5,600

23 UpTime criogénicas % 69 65 74 77 79 79

1

Diferencias porcentuales entre la producciónobservada y estimada en proyectos de inversión % ----- ----- ----- ----- ----- 87

3 Índice de personal $/MMBtue 3.1 3.0 3.0 3.1 3.2 2

7 Costos de operación por CPG $/MMpc 1,705 1,955 2,195 2,375 2,396 1,714

23 Emisiones de SO2 a la atmósfera de S02/Tn de S° proces 33 37 37 32 34 41

22Producción de gas seco por unidad procesada MMpcd/MMpcd carga 0.88 0.85 0.86 0.86 0.86 0.84

22Producción de gas licuado por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 61.2 60.9 60.0 55.1 48.7 44.4

22Producción de etano por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 36.1 35.9 36.0 32.4 29.2 28.5

22Producción de gasolinas por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 25.0 24.3 24.5 23.4 20.7 18.1

2 Costo real/Costo estimado de proyectos % ----- ----- ----- ----- ----- 104

4Cumplimientos de los proyectos de plantascriogénicas % ----- ----- ----- ----- ----- 100

6 % de desviación del programa POT1 % 3.6 -3.9 0.2 2.4 0.8 6.9

24 Inyecciones de gas natural al SNG fuera de norma Eventos/Mes ----- ----- ----- ----- ----- 1

Nota: Los indicadores 2009 al 2012 se calcularon con el escenario 7.5 A 2007 Los indicadores de costos en las prospectivas 2009 al 20012 se cálcularon a pesos constantes, tomando como año base el 2008 El valor reportado de los indicadores para el periodo enero diciembre 2008, son valores preliminares de la Base de Datos Institucional de PGPB,ya que los tiempos de cierre definitivo de la información operativa y de costos se realizará el 30 de enero de 2009


v. final

ene-mar I T

ene-jun II T

ene-sep III T

ene-dic IV T

1 Capacidad criogénica utilizada % 73-76 60-62 72-75 72-75 79 - 83

2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 362 - 385 358 - 381 361 - 384 361 - 384 380 - 404

3 Índice de frecuencia de accidentes Número <1 <1 <1 <1 <1

4 Margen por unidad de energía equivalente $/MMBtue 17.1 - 18.6 17.1 - 18.6 17.1 - 18.6 17.1 - 18.6 17.1 - 18.6

5 Gastos de operación por energía producida $/MMBtue 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0

6 Recuperación de propano en CPG % 95.0 - 96.5 95.0 - 96.5 95.0 - 96.5 95.0 - 96.5 95.0 - 96.5

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco $/MMpc-km 0.19 - 0.21 0.18 - 0.20 0.17 - 0.19 0.16 - 0.18 0.13 - 0.15

8 Costo promedio diario de transporte de gas LP $/Mb-km 4.18-4.39 4.12-4.33 4.09-4.29 3.86-4.06 2.10-2.36

9 Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames MM$/mes <0.1 <0.1 <0.1 <0.1 <0.1

10 Autoconsumos de gas % 5.0-5.9 5.0-5.9 5.0-5.9 5.0 - 5.9 5.0 - 5.9

11 Producción de gas seco MMpcd 3,465-3,535 3,487-3,558 3,486-3,557 3,479-3,550 3,860 - 4,151

12 Producción de gas licuado Mbd 171-184 170-183 171-184 171-183 193 - 208

13 Producción de etano Mbd 111-119 112-120 113-121 117-126 131 - 141

14 Producción de gasolinas (naftas) Mbd 75-77 74-76 74-76 70-88 76 - 96

15 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 73.0-81.1 72.7-80.8 73.2-81.3 73.2-81.4 82.1-91.5

16 Capacidad instalada de compresión HP 465,460 465,460 465,460 469,090 491,160

17 Capacidad instalada de recuperación de licuables MMpcd 5,800 5,800 5,800 5,800 5,800

18 UpTime criogénicas % 76.5-77.2 75.3-76.1 76.0-76.8 76-77 86.2 - 87.1

19 Diferencias porcentuales entre la producción observada yestimada en proyectos de inversión % 83 - 87 83 - 87 83 - 87 83 - 87 83 - 87

20 Índice de personal $/MMBtue 2.75 - 2.89 2.75 - 2.89 2.75 - 2.89 2.75 - 2.89 2.75 - 2.89

21 Costos de operación por CPG $/MMpc 2,274 - 2,365 2,274 - 2,365 2,274 - 2,365 2,274 - 2,365 2,274 - 2,365

22 Emisiones de SO2 a la atmósfera Kg de S02/Tn de S° procesado <50 <50 <50 <50 <34

23 Producción de gas seco por unidad procesada MMpcd/MMpcd carga 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9

24 Producción de gas licuado por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 40 - 43 40 - 43 40 - 43 40 - 43 40 - 43

25 Producción de etano por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 33 - 36 33 - 36 33 - 36 33 - 36 33 - 36

26 Producción de gasolinas por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 16.5-17.4 16.4-17.3 16.3-17.2 16-17 19 - 20

27 Costo real/Costo estimado de proyectos % 100-122 100-122 100-122 100-122 100-122

28 Cumplimientos de los proyectos de plantas criogénicas % 100 100 100 100 100

29 % de desviación del programa POT1 % <5 <5 <5 <5 <5

30 Inyecciones de gas natural al SNG fuera de norma Eventos/Mes <5 <5 <5 <5 <5

Notas:1.-Las metas 2009, se evaluaron con el POT I.Los indicadores 2010 al 2012 se calcularon con el escenario prospectiva 7.5 2007

2.-Las nuevas metas 2009 se incrementan respecto a las anteriormente calculadas, debido a que la contabilidad de Pemex Gas incorporó tres nuevas cuentas, que en su conjunto representan un monto de 342 MM$ ó el 13%

sobre lo anteriormente considerado. Estos nuevos rubros son el gas combustible utilizado en compresión, el gas combustible usado en bombeo y las quemas, mermas, desfogues y venteos.

Adicionalmente al hacer una mejor asociación entre los costos incurridos y la operación, el costo de transporte de gas LP incrementa su participación en el costo total de 9% que venía considerándose como factor de distribución, a 11%.

Esta situación unida a la reducción en el volumen transportado de gas LP considerada por el POT 1 2009, implica que el costo de transporte de gas LP se incremente de $2.81/Km-Mbd transportado a $3.87 / Km -Mbd transportado.

3.-Los indicadores relacionados a cargas y productos, disminuyen sus metas 2009 por menor oferta de materia prima.

En el gas humedo procesado se tiene una desviación de 5 % entre la oferta en en prospectiva 2009, escenario 8.5 4,650 MMpcd y oferta en POT 1 2009 4,402 MMpcd.

En el condensado amargo se tiene una desviación de 22 % entre la oferta en en prospectiva 2009, escenario 8.5 de 62 Mbd y la oferta de condensado en POT 1 2009 48 Mbd.

4.-Se actualiza la meta para incluir la capacidad instalada de recuperación de licuables del CPG Pajaritos, Criogénica 5 y 6 del CPG Burgos.5.-Se modifica la meta ya que, para este indicador PGPB estableció una meta que resulta más agresiva que el valor límite recomendado por la NOM-137-SEMARNAT-2003, se actualiza la meta, basado en la recomendación de la NOM-137-SEMARNAT-2003 vigente.6.-Los indicadores de costo de producción e indice de personal estan basados en el presupuesto minimo requerido 20097.-Se actualiza la meta para incluir la potencia de bombeo, y por ajustes en las estaciones: Caracol y Los Indios, de potencia de diseño a operativa8.- Pemex Gas, como compromiso institucional, determina modificar la meta del indice de frecuencia de <1 a <0.1, para el periodo 2009

Objetivo relaciona-

do

Metas 2009 2009 PEO original UnidadesIndicador


v. final

Pemex Petroquímica

Objetivo Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007 2008

1

Producción programada en proyectos estratégicosnuevos vs observada durante los primeros dos añosde inicio del proyecto (1)

% n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 23%

2

Diferencia entre costo observado en proyectosestratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectosestratégicos nuevos (2)

% n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. 1%

3 Índice de productividad laboral t/plaza ocupada 37.45 38.68 38.75 40.54 78.46 994

4

Eficiencia en el uso de materias primas y energía vsestándares tecnológicos % n.a. n.a. n.a. n.a. 95% 100%

5 Factor de insumo etileno - polietilenos AD y BD t/t 1.01

6 Factor de insumo etano - etileno t/t 1.35 1.30 1.30 1.39 1.34 1.32

7 Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t 25.223 23.743 23.875 23.372 24.090 23.900

8 Factor de insumo nafta - aromáticos t/t n.a. 3.916 3.394 3.677 3.694 4.960

9

Desviación en volumen al cumplimiento de losprogramas de operación (POT) % 7%

10 Gasto de operación $/t 1,024 1,055 1,172 2,760 1,958 2,051

11 Producción de petroquímicos Mt 5,814 6,248 6,289 6,572 6,747 13,164

12 Índice de atención a clientes % 95.3%

13 Producto en especificación / producto entregado % 99.9%

14 Índice de frecuencia de accidentes Índice 1.10 2.00 1.13 0.70 0.48 0.80

15 Emisiones de SOx t/Mt 0.466 0.539 1.515 0.165 0.026 0.088

(1) Producción programada en el POT I metas EVA 2008 contra la producción lograda (en el periodo ene-sep) para la planta Swing (2) Diferencia entre el costo programado contra el ejercido al tercer trimestre de 2008 (en flujo de efectivo) del proyecto de ampliación de Óxido de Etileno 1a. etapa

Histórico


v. final

ene-dic IV T

1Producción programada en proyectos estratégicos nuevosvs observada durante los primeros dos años de inicio delproyecto

% <20% <20%

3Diferencia entre costo observado en proyectosestratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectosestratégicos nuevos

% <25% <25%

5 Índice de productividad laboral t/plaza ocupada 1,028 1,028

7 Eficiencia en el uso de materias primas y energía vsestándares tecnológicos % 97% 97

22 Factor de insumo etileno - polietilenos AD y BD t/t 1.02 1.02

23 Factor de insumo etano - etileno t/t 1.30 1.30

25 Factor de insumo gas natural - amoniaco MMBtu/t 23.0 23.0

25a Factor de insumo nafta - aromáticos t/t 4.0 4.0

26 Desviación en volumen al cumplimiento de los programasde operación (POT) % <8% <8

26a Gasto de operación $/t 540 540

23 Producción de petroquímicos Mt 14,900 14,900

23 Índice de atención a clientes % >96% >96%

23 Producto en especificación / producto entregado % >95% >95%

23 Índice de frecuencia de accidentes Índice <1 <1

25 Emisiones de SOx t/Mt 0.013 0.013

* La producción de petroquímicos incluye petroliferos

Para algunos indicadores las metas 2009-2012 se ajustaron respecto a las metas del Programa para incrementar la eficiencia operativa en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidriaros (PEO), el cual fue enviado al Congreso el 30 de junio de 2008.

2009 PEO original


%

%


v. final

Petróleos Mexicanos

Objetivo relacionado Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007 2008

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

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

* 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 80.1031 Tiempo de Espera del Primer Nivel Minutos 20.8 14.0 13.0 13.0 1531 Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje 93.00 99.43 99.0 97.131 Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje 82.00 92.44 91.2 9031 Mortalidad materna Directa Tasa por cada 100 Nacidos Vivos 0.04

Objetivo relacionado Indicador Unidades 2003 20072006

INFORMACIÓN INDICADORES Y METASSUBDIRECCIÓN SERVICIOS DE SALUD

Histórico

2004 2005 2008

1er trim 2do. trim. 3er trim meta anual

31 1) Esperanza de Vida * Años 80.1131 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 9131 5) Mortalidad materna Directa * Tasa por cada 1000 Nacidos Vivos 0.55


* Aunque estos indicadores (No. 1 y 5) internacionalmente son para evaluación anual, en lo que corresponde a Esperanza de Vida se registra en años y para Mortalidad Materna Directa sería en tasa, para ello durante el 2009 al 2012 se registren los datos anotados en el cuadro superior.De acuerdo a Indices Internacionales, se replantean las metas comprometidas para el indicador de Mortalidad Materna Directa, correspondientes al período 2009-2012 a fin de estandarizar la información con las instituciones de Salud Internacionales y Nacionales.

La OMS recomienda que para que una evaluación sea homogénea y comparable entre diferentes instituciones así como países, se utilicen tasas en lugar de número absolutos (casos), debido a que los números absolutos crean confusión ya que no se toma como referencia una población determinada, y esta varia en el tamaño de su población a atender. Por ejemplo, El Salvador registra 220 muertes maternas directas en el año 2003 y un número igual de muertes ocurrieron en Brasil, evidentemente parecería similar, sin embargo por el tamaño de la población en cada país, el daño es mucho mayor en El Salvador (tiene una población menor).Por esta razón, para el año 2009 la Subdirección de Servicios de Salud acorde con los estándares internacionales, considera que la utilización de tasa por 1000 nacidos vivos, es el indicador más adecuado para evaluar y comparar el daño a la salud con instituciones de salud nacionales e internacionales (Bechmark).

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

INFORMACIÓN INDICADORES Y METAS

SUBDIRECCIÓN SERVICIOS DE SALUD

Metas2009


v. final

5. Informe sobre la modificación de metas Pemex Exploración y Producción

Las modificaciones en las metas del año 2009 propuestas en el documento original del Programa para incrementar la eficiencia Operativa, obedecen a elementos comunes determinados por los tiempos en los que se elaboran los programas, escenarios de proyectos y conocimiento de las actividades que al momento se estén efectuando, en este contexto se relacionan a continuación las particularidades de los indicadores que sufren modificaciones.

Indicadores y variación entre metas original y modificada, 2009

Indicador Unidades Original (A)

Modif (B) (B) - (A) Var (%)

Mín 2,817 2,663 -154 -5 Producción de crudo total Máx

Mbd 3,000 2,750 -250 -8

Mín 2,814 2,617 -197 -7 Producción de crudo entregada a ventas Máx Mbd 2,998 2,702 -296 -10

Mín 6,653 6,348 -305 -5 Producción de gas total Máx

MMpcd 6,758 6,452 -306 -5

Mín 5,886 5,820 -66 -1 Producción de gas entregada a ventas Máx MMpcd 5,979 5,924 -55 -1 Mín 13.28 9.52 -3.76 -28.31 Costo de descubrimiento y desarrollo Máx

Usdls / bpce 14.70 10.00 -4.70 -31.97

Mín 5.24 4.64 -0.60 -11.45 Costo de producción Máx

Usdls / bpce 5.43 4.78 -0.65 -11.97

Mín 0.72 0.56 -0.16 -22.22 Costo de transporte

MáxUsdls / bpce 0.73 0.58 -0.15 -20.55

Mín 9.0 8.7 -0.3 -3.3 Autoconsumo de gas Máx % 9.2 15.7 6.5 70.1

Mín 40.9 35.6 -5.3 -13.0 Productividad laboral

MáxMbpce /

plaza 42.4 36.6 -5.8 -13.7 Mín 7.7 6.4 -1.3 -17.0 Perforación no convencional Máx % 8.3 9.4 1.1 13.6 Mín 0.00 0.00 0.00 0.00 Índice de frecuencia de accidentes de

exploración y producción Máx Núm/h-h 0.29 0.10 -0.19 -65.52 Mín 0.00 0.00 0.00 0.00 Índice de frecuencia de accidentes de

perforación Máx Núm/h-h 2.47 1.98 -0.49 -19.84 Mín 29 29 0 0 Procesos de dictámen y sanción técnica de

proyectos con metodología FEL Máx Número 40 40 0 0 Mín 0 0 0 0 Metodología FEL aplicada en los proyectos

Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y ATG Máx Número 0 0 0 0

Mín 952.1 699 -252.8 -26.6 Ingresos totales Máx MMM$ 1,250.1 724 -526.3 -42.1 Mín 59.0 59.3 0.3 0.5 Tasa de restitución de reservas probadas Máx % 72.0 72.0 0.0 0.0

Tasa de restitución de reservas 3P Mín % 62.6 42.0 -20.6 -32.9


v. final

Máx 73.0 72.9 -0.1 -0.1 Mín 26.5 26.5 0.0 0.0 Factor de recuperación actual Máx % 27.5 27.5 0.0 0.0 Mín 33 33.0 0.0 0.0 Éxito exploratorio comercial Máx % 44 49.0 5.0 11.4 Mín 0.87 0.9 0.00 0.00 Productividad por pozo Máx

MMbpce / pozo 0.97 1.0 0.00 0.00

Mín 94.0 90.0 -4.0 -4.3 Aprovechamiento de gas Máx % 97.5 92.8 -4.7 -4.8 Mín 39.9 39.4 -0.5 -1.3 Proporción de crudo ligero en la producción

total Máx % 41.3 40.4 -0.9 -2.2

Indicadores y variación entre metas original y modificada, 2009

… continúa


Modif (B) (B) - (A) Var (%)

Mín 0.48 0.47 -0.01 -2.08 Índice de mermas y pérdidas Máx % 0.50 0.49 -0.01 -2.00 Mín 167.1 117.9 -49.2 -29.4 FEND del proyecto Cantarell Máx MMM$ 235.0 125.2 -109.8 -46.7 Mín 142.3 118.9 -23.4 -16.4 FEND del proyecto Ku Maloob Zaap Máx MMM$ 205.7 122.3 -83.4 -40.5 Mín 27.6 18.9 -8.7 -31.5 FEND del proyecto Burgos Máx MMM$ 35.9 19.0 -16.9 -47.1 Mín 46.9 36.0 -10.9 -23.2 FEND del proyecto Crudo Ligero Marino Máx MMM$ 77.8 39.4 -38.4 -49.4 Mín -7.2 -20.8 -13.6 188.9 FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfo Máx MMM$ 6.3 -16.1 -22.4 -355.6

Notas a cambios en indicadores a En relación a indicadores que previamente se había solicitado no modificar como fue el caso del Costo de

transporte, Costo de descubrimiento y desarrollo, Autoconsumo de gas, y Éxito exploratorio comercial, estos sufrieron cambios en sus componentes de calculo de manera tal que fue indispensable el ajuste a sus metas. √ En cuanto a los costos, si no se operaba el ajuste PEP se vería imposibilitado a justificar en el año las posibles

brechas en los avances, lo anterior debido a la inestabilidad que ha mostrado la paridad peso/dólar, y a los resultados que se obtengan en producción, asimismo debido al conocimiento de escenarios más actuales se planteó una meta más precisa para el año

b En relación al Autoconsumo de gas, Proporción de Crudo Ligero e Índice de mermas y pérdidas; estos son efecto directo de los valores de balances de producción, transporte y almacenamiento, así como al efecto del nivel de actividad (en el caso del Autoconsumo), por lo que igualmente, al efectuarse modificaciones en los escenarios de producción y entregas de hidrocarburos, necesariamente ocurren, en mínimo nivel, ajustes en los indicadores mencionados.


v. final

ene-mar ene-jun ene-sep ene-dic(A)

Mín 2,692 2,670 2,661 2,663 2,817 -154 -5Máx 2,736 2,730 2,734 2,750 3,000 -250 -8Mín 2,651 2,625 2,616 2,617 2,814 -197 -7Máx 2,695 2,683 2,688 2,702 2,998 -296 -10Mín 6,753 6,545 6,412 6,348 6,653 -305 -5Máx 6,820 6,630 6,507 6,452 6,758 -306 -5Mín 5,789 5,792 5,804 5,820 5,886 -66 -1Máx 5,857 5,876 5,898 5,924 5,979 -55 -1Mín 9.52 13.28 -3.76 -28.31Máx 10.00 14.70 -4.70 -31.97Mín 4.64 4.64 4.64 4.64 5.24 -0.60 -11.45Máx 4.78 4.78 4.78 4.78 5.43 -0.65 -11.97Mín 0.56 0.56 0.56 0.56 0.72 -0.16 -22.22Máx 0.58 0.58 0.58 0.58 0.73 -0.15 -20.55Mín 8.2 8.4 8.6 8.7 9.0 -0.3 -3.3Máx 13.7 14.5 15.2 15.7 9.2 6.5 70.1Mín 36.5 36.0 35.7 35.6 40.9 -5.3 -13.0Máx 37.1 36.7 36.5 36.6 42.4 -5.8 -13.7Mín 5.8 5.8 5.4 6.4 7.7 -1.3 -17.0Máx 13.9 12.2 9.8 9.4 8.3 1.1 13.6Mín 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Máx 0.10 0.10 0.10 0.10 0.29 -0.19 -65.52Mín 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00Máx 1.98 1.98 1.98 1.98 2.47 -0.49 -19.84Mín 29 29 0 0Máx 40 40 0 0Mín 0 0 0 0Máx 0 0 0 0Mín 699.3 952.1 -252.8 -26.6Máx 723.8 1250.1 -526.3 -42.1Mín 59.3 59.0 0.3 0.5Máx 72.0 72.0 0.0 0.0Mín 42.0 62.6 -20.6 -32.9Máx 72.9 73.0 -0.1 -0.1Mín 26.5 26.5 0.0 0.0Máx 27.5 27.5 0.0 0.0Mín 33 33.0 0.0 0.0Máx 49 44.0 5.0 11.4Mín 0.87 0.87 0.00 0.00Máx 0.97 0.97 0.00 0.00Mín 84.3 86.0 87.9 90.0 94.00 -4.00 -4.26Máx 86.0 89.2 91.6 92.8 97.5 -4.7 -4.8Mín 39.3 39.5 39.1 39.4 39.9 -0.5 -1.3Máx 38.9 38.9 39.9 40.4 41.3 -0.9 -2.2Mín 0.48 0.48 0.48 0.47 0.48 -0.01 -2.08Máx 0.49 0.49 0.49 0.49 0.50 -0.01 -2.00Mín 117.9 167.1 -49.2 -29.4Máx 125.2 235.0 -109.8 -46.7Mín 118.9 142.3 -23.4 -16.4Máx 122.3 205.7 -83.4 -40.5Mín 18.9 27.6 -8.7 -31.5Máx 19.0 35.9 -16.9 -47.1Mín 36.0 46.9 -10.9 -23.2Máx 39.4 77.8 -38.4 -49.4Mín -20.8 -7.2 -13.6 188.9Máx -16.1 6.3 -22.4 -355.6

13

29

29

29

14

15, 16

29

29

8

10

11

12

6

6

7

8

3

4

5

5

2, 9

2, 9

2, 15

2

1

1

1

1

2009 PEO

original (B)


Indice de frecuencia de aacidentes exploración y producción

Indice de frecuencia perforación


Metas 2009




%

%



Costo de transporte

%

Usdls / bpce

Usdls / bpce

Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL

Núm/h-h


Mbpce / plaza

MMpcd

Usdls / bpce

MMpcd


Mbd

Mbd

Autoconsumo de gas

Factor de recuperación actual


Núm/h-h

Metodología FEL aplicada en los proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y ATG Número

%

MMM$

%

Productividad por pozo


%


Ingresos totales

Tasa de restitución de reservas probadas

(B) - (A) Var (%)Obje-tivo relacio-

nadoIndicador Unidades

Número

%

MMbpce / pozo

%

FEND del proyecto Ku Maloob Zaap MMM$

%

FEND del proyecto Cantarell MMM$


FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfo MMM$

FEND del proyecto Burgos MMM$

FEND del proyecto Crudo Ligero Marino MMM$


El nivel de variación en el indicador de producción muestra 5 y 8 por ciento menos en sus límites mínimo y máximo, respectivamente comparado con las metas originales. Los impactos de esta reducción se explican a continuación una vez conocidos los resultados del 2008.


v. final


Modif(B) (B) - (A) Var

(%)

Mín 2,817 2,663 -154 -5 Producción de crudo total Máx

Mbd 3,000 2,750 -250 -8

La variación de la meta modificada en la producción de crudo respecto a la original es debido al retraso tanto en las licitaciones como en la llegada de los equipos de perforación en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo, lo que tiene como consecuencia la disminución en el pronóstico de la producción. Aunado a esto, en el Proyecto Integral Antonio J. Bermúdez se ha tenido una menor producción debido al cierre de pozos ocasionado por el incremento del flujo fraccional de agua. La declinación de la producción en el Proyecto Cantarell, influye fuertemente en la variación de la meta ocasionada por el cierre de pozos localizados en la zona de transición y a la implementación del control másico de flujo, cuyo objetivo es mantener y extender la vida productiva de sus pozos.




(%)

Mín 2,814 2,617 -197 -7 Producción de crudo entregada a ventas Máx

Mbd 2,998 2,702 -296 -10

La variación de la meta modificada de la producción de crudo entregado a ventas respecto a la original es consecuencia de los mismos eventos que provocan la disminución de la producción de crudo y a un menor requerimiento de crudo fresco por parte de Pemex Refinación para satisfacer la demanda del Sistema Nacional de Refinación.




(%)

Mín 6,653 6,348 -305 -5 Producción de gas total

MáxMMpcd

6,758 6,452 -306 -5

En cuanto a la meta de producción de gas, esta disminuye 5 por ciento y es consecuencia del impacto en la reducción de producción de crudo, debido a que esa disminución se presenta en el gas asociado, y principalmente debido al cierre de pozos que producen con una alta relación gas-aceite localizados en la zona de transición del Proyecto Cantarell asimismo por la implementación del control másico de flujo en este proyecto.


v. final




(%)

Mín 5,886 5,820 -66 -1 Producción de gas entregada a ventas Máx

MMpcd 5,979 5,924 -55 -1

La meta de producción de gas entregado a ventas modificada varía de la meta original debido a la disminución de la producción principalmente en las regiones Norte y Sur, originada por las mismas causas que afectan la producción de crudo como son el retraso en la llegada de equipos de perforación en el Proyecto Aceite Terciario del Golfo en la Región Norte y al incremento de flujo fraccional de agua en el Proyecto Integral Antonio J. Bermúdez en la Región Sur.




(%)

Mín 13.28 9.52 3.76 -28.3 Costo de descubrimiento y desarrollo /1 Máx

Usdls / bpce 14.70 10.00 4.70 -32.0

La necesidad de ajustar las metas de este indicador se debe fundamentalmente al reconocimiento de cierre oficial de la variación neta de reservas probadas desarrolladas y las cifras auditadas del cierre contable en 2008. Adicionalmente, se actualizó la paridad cambiaria en 2009 de 12.50 a 14.50 pesos por dólar a fin de reflejar el impacto de un tipo de cambio más realista en la reducción de los costos.




(%)

Mín 5.24 4.64 -0.60 -11.5 Costo de producción /1

MáxUsdls / bpce 5.43 4.78 -0..65 -11.9

En el caso del costo de producción, es igualmente necesario ajustar las metas, debido a que es necesario reconocer en su cálculo, el efecto de una paridad en 2009 de 14.50 en lugar de 12.50 pesos por dólar, a fin de reflejar el impacto de un tipo de cambio más realista en la reducción de los costos.

Costo de transporte



(%)

Mín 0.72 0.56 -0.16 -22.20 Costo de transporte /1

MáxUsdls / bpce 0.73 0.58 -0.15 -20.5


v. final

El cambio de meta para el indicador, al igual que en los anteriores, obedece a la actualización de la paridad cambiaria en 2009 de 14.50 en lugar de 12.50 pesos por dólar, a fin de reflejar el impacto de un tipo de cambio más realista en la reducción de los costos.

/1 La meta más actualizada de 2009 para estos indicadores, contempla las revisiones a sus cálculos más recientes que el Organismo ha efectuado hasta el día 3 de abril de 2009

Autoconsumo



(%)

Mín 9.0 8.7 -0.3 -3.3 Autoconsumo de gas

Máx%

9.2 15.7 -0.3 -3.3

La diferencia para la nueva meta se explica por la menor producción de crudo y gas natural, impactando en un menor nivel de actividad operativa, que implica un menor uso de gas como combustible y para bombeo neumático.


Este indicador es resultado directo de las componentes del total de producción de hidrocarburos y el número de plazas en las actividades de exploración y explotación, sin considerar las relativas a las actividades de perforación y mantenimiento de pozos. Cualquier efecto en la modificación a sus componentes de cálculo producción y número de plazas, por congruencia en su determinación, debe modificar las metas del indicador.

La explicación del cambio de metas en los indicadores de producción de crudo total y de gas total, son la principal explicación, en esta ocasión, del ajuste planteado al indicador de productividad



(%)

Mín 40.9 35.6 -5.3 -12.9 Productividad laboral

MáxMbpce /

plaza 42.4 36.6 -5.8 -13.8

Original: Las metas mínima y máxima consideradas para el indicador toman en cuenta, en el denominador, un mismo número de plazas ocupadas (38,242), sin embargo para el numerador el indicador usa los valores de producción de gas convertidos a crudo equivalente y sumado a la producción de crudo determina los datos meta originales.

Modificado: Al igual que en el cálculo de la meta original, la variación en el número de plazas no sufrió cambios drásticos (38,334), por lo que el efecto proviene del cambio en las metas de producción de crudo y gas, propiciando la disminución en las metas del indicador.


v. final




(%)

Mín 7.7 6.4 -1.7 -22.1 Perforación no convencional Máx

% 8.3 9.4 0.7 8.4

Este indicador está aun en revisión en sus metas anuales, lo anterior debido a la definición y alcance de los pozos que entran en la clasificación de “no convencional”; implicando la posibilidad de distorsionar cualquier resultado, tanto hacia un mejor desempeño como en sentido contrario, asimismo las acciones que propicien cualquier cambio pueden no ser claramente establecidas en el marco que demanda el PEO. PEP solicita a la SENER que este indicador se dé de baja.

Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción



(%)

Mín 0.00 0.00 0.00 Índice de frecuencia exploración y producción Máx

Núm/h-h 0.29 0.10 -0.19 -64.91

Índice de frecuencia de accidentes Número de accidentes / horas hombre de exposición al riesgo

Original: cuando se fijó el límite superior de 0.29 en la meta para el año 2009, se consideró la información estadística presentada en los últimos tres años, así como el aumento de la actividad física que se programaba en 2009 y las implicaciones de dichas actividades.


0.40

0.30 0.30 0.30 0.29

05 2006 2007 2008 2009Histórico Metas (junio/08)

20

Modificación: Los resultados de indicadores de accidentalidad al cierre de 2008, mostraron una tendencia muy favorable ya que el indicador se redujo 63 por ciento respecto al año inmediato anterior, destacándose en ésta disminución las regiones marinas, que en un esfuerzo por mantener la seguridad en las instalaciones,

0.40

0.30 0.30

0.11 0.10

2005 2006 2007 2008 2009

Histórico Metas (mar/09)


v. final

consiguieron la meta de cero accidentes.

Lo anterior dio la pauta a la modificación de la meta superior de 2009, ya que la exigencia para este año debe ser mayor al reportado en 2008. Se espera entonces incentivar al personal a continuar con el esfuerzo, impulsar las iniciativas que ayuden a mantener estos niveles y mantener la vigilancia en la aplicación de los esfuerzos a nivel PEP.

Índice de frecuencia de accidentes en perforación



(%)

Mín 0.00 0.00 0.00 Índice de frecuencia perforación Máx

Núm/h-h 2.47 1.98 -0.49 -19.84


Original: Igual que el indicador de exploración y producción, en 2009 el límite máximo para este indicador tomó en consideración la estadística de tres años, asimismo el fuerte incremento en las actividades físicas de perforación y mantenimiento de pozos

3.40

2.603.30

2.60 2.47

2005 2006 2007 2008 2009

Histórico Metas (junio/08)

Índice de frecuencia de accidentes Número de accidentes / horas hombre de exposición al riesgo Modificación: Derivado de los

resultados en el año 2008, en los que el indicador resultó 34 por ciento menos a lo registrado en el año inmediato anterior, aún considerando un incremento en la actividad de pozos exploratorios terminados e intervenciones a pozos de 20 por ciento, y en pozos de desarrollo 11 por ciento comparados con 2007. De esta manera, se plantea modificar a la baja la meta superior, y de esta

forma mantener un objetivo con mejoras sustanciales del resultado.

3.40

2.603.30

2.18 1.98

2005 2006 2007 2008 2009

Histórico Metas (mar/09)


v. final

Ingresos



(%)

Mín 952.1 699.3 -252.8 -26.6 Ingresos totales j

MáxMMM$

1,250.1 723.8 -526.2 -42.1

Los ingresos originales fueron calculados con un escenario de precios que correspondían a un mercado de precios a la alza (máximo 83.13 dólares/barril para la mezcla de aceite crudo de exportación y 8.37 dólares por millar de pie cúbico para el gas y mínimo 64.85 dólares/barril para la mezcla de aceite crudo de exportación y 7.55 dólares por millar de pie cúbico para el gas).

Para el cálculo de los ingresos modificados se utilizó un escenario de precios de 47.8 dólares/barril para la mezcla de aceite crudo de exportación y 6.0 dólares por millar de pie cúbico para el gas

Las diferencias manifestadas en las metas para este indicador, son básicamente por los efectos de la baja en producción, misma que ya fue explicada en los correspondientes indicadores de producción, y al cambio en las condiciones de precios de los hidrocarburos para diferentes momentos.

Tasa de restitución de reservas probadas Este indicador no sufre cambios en su meta superior, misma que determina el objetivo primario del Organismo, sin embargo al corregir por aproximación de mayor número de decimales, la meta mínima se modifica en 0.3 por ciento más a la meta original.



(%)

Mín 59.0 59.3 0.3 0.5 Tasa de restitución de reservas probadas Máx

% 72.0 72.0 0.0 0.0

Tasa de restitución de reservas 3P Las modificaciones en las metas propuestas en el Programa de Eficiencia Operativa de este tipo de indicadores, obedece a los efectos combinados de los escenarios en la producción de hidrocarburos y los resultados en la actividad exploratoria.



(%)

Mín 62.6 42.0 -20.6 -32.9 Tasa de restitución de reservas 3P Máx

% 73.0 72.9 -0.1 -0.1


v. final

Original: Para el caso del indicador de restitución de reservas 3P, las metas originales del programa estaban soportadas en la información contenida en la cartera de proyectos de exploración 2009-2033, misma que fue conformada a principios del año 2008 y que en su momento planteaba los mejores escenarios del Organismo para esa actividad.

Modificada: Para las nuevas metas del PEO en el año 2009, se propone como valor máximo las reservas 3P a incorporar, soportadas con las metas físicas a llevar a cabo en el Programa Operativa Anual (POA) y para el valor mínimo se considera además, el efecto en el presupuesto originado por el cambio de paridad considerado de 11.2 a uno de 14.37 pesos por dólar, se tomó en cuenta también el avance de las actividades de perforación exploratoria conocidas al mes de marzo de 2009. Los componentes del índice y sus ajustes se detallan en las tablas siguientes:

La incorporación de reservas para 2009 en ambas propuestas, original y modificada, en cada una de las regiones fue conformada con los siguientes valores:

Incorporación de reservas mmbpce Original Modificada

Mín Máx Mín ajuste

Máx POA

Región Norte 119 135 193 194 Región Sur 362 437 186 356 Región Marina Suroeste 382 450 349 439 Región Marina Noreste 127 155 133 151 Total 990 1,177 861 1,140

Con las reservas anteriormente mencionadas y la producción acumulada en los escenarios mínimo y máximo, se obtiene la tasa de restitución siguiente:

Original Modificada Mín Máx Mín Máx Incorporación de reservas mmbpce 990 1,177 861 1,140 Producción acumulada mmbpce 1,581 1,619 1,393 1,434

Tasa de restitución de reservas 3P, % 62.6 72.7 61.8 79.4

La nueva meta para la tasa de restitución de reservas 3P, es el resultado del efecto en las perspectivas de producción, explicadas anteriormente en esos indicadores, y de la incorporación de reservas conforme a la información más actualizada.


v. final




(%)

Mín 33 33 0 -1 Éxito exploratorio comercial Máx

% 44 49 5 12

Original: Para el caso del éxito exploratorio comercial, las metas originales estaban soportadas en la cartera de proyectos de exploración 2009-2033, documentada a principios de 2008.

Modificada: Las nuevas metas fueron sustentadas en los resultados de las actividades exploratorias más recientes mismas que inciden en las probabilidades geológicas de los pozos programados a perforar en el año 2009.

El éxito exploratorio comercial estimado en 2009 para cada una de las regiones en ambos casos, original y modificado es como sigue:

Metas en Éxito exploratorio comercial

Original Modificada Mín Máx Mín Máx Región Norte 29% 40% 31% 44% Región Sur 38% 47% 33% 52% Región Marina Suroeste 37% 52% 40% 65% Región Marina Noreste 45% 56% 41% 80% PEP 33% 44% 33% 49%

Es preciso señalar que la actividad de exploración llevada actualmente por PEP, está en un momento en el que se ha incursionando en áreas nuevas, mismas que se encuentran en etapa primaria del proceso exploratorio, donde las dificultades técnicas, geográficas y referentes al conocimiento del sistema petrolero, presentan mayor incertidumbre en los resultados esperados, sin embargo, es propósito del Organismo plantear en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa metas que manifiesten mejoras en su desempeño.




(%)

Mín 94.0 90.0 -4.0 -4.3 Aprovechamiento de gas

Máx%

97.5 92.8 -4.7 -4.8


v. final

En cuanto a la meta modificada de este indicador se ve afectada principalmente por el retraso en la instalación de la infraestructura para inyección de gas al yacimiento y para el manejo de la producción de gas en la Región Marina Noreste de PEP.




(%)

Mín 39.9 39.4 -0.5 -1.2 Proporción de crudo ligero en la producción total Máx

% 41.3 40.4 -0.9 -2.1

En cuanto al cambio en las metas de la producción de crudo ligero, su principal efecto se debe a la disminución en la producción del proyecto Antonio J. Bermúdez, y a cuotas de producción menores a las planeadas en el proyecto Aceite Terciario del Golfo, aspectos ya comentados en los efectos de cambio del indicador de producción total de crudo, en el agregado del indicador el impacto del cambio es mínimo, pero es necesario incluirlo.




(%)

Mín 0.48 0.47 -0.01 -2.08 Índice de mermas y pérdidas Máx

% 0.50 0.49 -0.01 -2.00

Debido a la baja de producción que se tiene en ambos escenarios las mermas y pérdidas presentan una variación mínima.

Flujo de Efectivo Neto Descontado (FEND) En general las metas originales de los proyectos considerados en el indicador FEND, fueron calculadas con un escenario que correspondía a una estructura de precios altos debido al comportamiento del mercado para el momento en el que se realizó el cálculo; en el caso del límite máximo fue de 83.13 dólares/barril para la mezcla de aceite crudo de exportación y 8.37 dólares por millar de pie cúbico para el gas, y para el límite mínimo 64.85 dólares/barril para la mezcla de aceite crudo de exportación y 7.55 dólares por millar de pie cúbico para el gas; y se utilizó como año base para descontar los flujos el año 2008.

Una vez transcurrido un periodo, las consideraciones para el cálculo del FEND en su nueva meta modificada fueron básicamente la utilización de un escenario de precios de 47.8 dólares/barril para la mezcla de aceite crudo de exportación y 6.0 dólares por millar de pie cúbico para el gas, el año base para descontar los flujos es 2009.


v. final

Luego entonces, la actualización de las metas es necesaria ya que ante la inestabilidad del mercado, los precios y las condiciones de evaluación se modifican, por lo que el actual escenario refleja la situación vigente del mercado.

FEND Proyecto Cantarell



(%)

Mín 167.1 117.9 -49.2 -29.4 FEND del proyecto Cantarell Máx

MMM$ 235.0 125.2 -109.8 -46.7

La inversión para este ejercicio fue mayor que el original en 22 por ciento para el máximo y 6 por ciento para el mínimo.

Adicionalmente la producción de aceite fue menor en 9 por ciento en la cota máxima y mínima de la meta modificada respecto a la original. En cuanto a la producción de gas ésta fue menor en 21 por ciento en la cota máxima y mínima del modificado con respecto al original. Lo anterior como consecuencia de una mayor declinación observada con respecto a la prevista.

FEND del proyecto Ku Maloob Zaap



(%)

Mín 142.3 118.9 -23.5 -16.5 FEND del proyecto Ku Maloob Zaap Máx

MMM$ 205.7 122.3 -83.4 -40.5

La inversión modificada fue mayor respecto a la original en 8 por ciento para la cota máxima y mínima.

Adicionalmente la producción de aceite fue menor en 2 por ciento para el máximo y 4 por ciento en el mínimo con respecto al original. En cuanto a la producción de gas se incrementa en la cota mínima 6 por ciento con respecto al original; la cota máxima permanece igual que la original. Lo anterior es debido a la mayor actividad programada para este proyecto.

FEND del proyecto Burgos



(%)

Mín 27.6 18.9 -8.7 -31.5 FEND del proyecto Burgos Máx

MMM$ 35.9 19.0 -17.0 -47.2

La inversión modificada fue mayor a la original para el máximo y mínimo, debido a un mayor incremento en actividad, lo cual se refleja en una mayor producción de gas, 10 por ciento en la cota máxima y 22 por ciento la cota mínima con respecto al original.


v. final

FEND del proyecto Crudo Ligero Marino



(%)

Mín 46.9 36.0 -10.9 -23.3 FEND del proyecto Crudo Ligero Marino Máx

MMM$ 77.8 39.4 -38.4 -49.3

La inversión modificada fue mayor que la original en 23 por ciento para la cota máxima y menor en 20 por ciento para la cota mínima. Adicionalmente la producción de aceite estimada fue menor en 20 por ciento para el máximo y 4 por ciento en el mínimo con respecto al original; en cuanto a la producción de gas ésta disminuyó para el máximo en 36 por ciento con respecto al original y en el mínimo disminuye 23 por ciento. Lo anterior se debió a ajustes en el pronóstico de producción una vez conocidos los resultados al cierre de 2008.

FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfo



(%)

Mín -7.2 -20.8 -13.6 187.8 FEND del proyecto Aceite Terciario del Golfo Máx

MMM$ 6.3 -16.1 -22.4 -354.9

La inversión considerada para la meta modificada fue mayor que la original en 10 por ciento para la cota máxima y 4 por ciento para la cota mínima.

Adicionalmente la producción de aceite fue menor en 41 por ciento para el máximo y 26 por ciento en el mínimo con respecto al original. En cuanto a la producción de gas ésta disminuyó en la cota máxima 38 por ciento y 25 por ciento con respecto al original. Lo anterior debido a un ajuste en el pronóstico de producción por los últimos resultados obtenidos.

Pemex Refinación

Durante el proceso de implementación del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Pemex Refinación, se han detectado áreas de oportunidad en la medición y evaluación de los resultados del mismo. En materia de indicadores se tiene lo siguiente: • Hay indicadores que no reflejan el desempeño real del organismo, dado

que se ven influenciados por las condiciones del entorno externo de la organización.

• En algunos casos, la vinculación objetivo-indicador tiene una correlación débil.

• Existen indicadores que mejorarán en periodos de tiempo más amplios que los que abarca el Programa.


v. final

Tabla de indicadores 2009 con los cambios propuestos, marcados en color gris.

No. indicador Indicador Unidades 2008 2009 Inicial 1T 2009 2T 2009 3T 2009 2009 2010 2011 2012 Objetivo

relacionado

1 Proceso de crudo Mbd 1,300 1,270

1,4011,270

1,3551,270

1,3461,270

1,3681,270

1,4011,270

1,422 1,380

1,424 1,380

1,416 1,380 1 y 6

2 Rendimientos de destilados del crudo (gasolina, diesel y turbosina) % 66

64 66 64 66 64 66 64 66 64 66

64 69 64 69 67 69 67 1, 6 Y 17

3 Costo de transporte $/ t-km 0.1782 0.1858 0.1858 0.1858 0.1858 0.1858 0.1934 0.2009 0.209 24 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC 222.7 < 222.3 < 222.3 < 222.3 < 222.3 < 222.3 < 221.9 < 221.5 < 221.1 3

5 Gasolina UBA producida/gasolina total producida % 6 1/ 15 a 182/ 15 a 18 15 a 18 15 a 18 15 a 18 15 a 18 15 a 18 15 a

18 4

6 Diesel UBA producido/diesel total producido % 0 a 93/ 0 a 25 0 a 25 0 a 25 0 a 25 0 a 25 8 a 25 164 / a 2516 a 25 4

7 Utilización de la capacidad de coquización % - 79.0 79.0 79.0 79.0 79.0 79.5 79.5 79.5 18

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 0 - 1 5

9 Índice de Intensidad Energética % 130 128 128 128 128 128 126 124 122 18

10 Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente % 75.6 76 128 128 128 128 76.3 76.7 77 18

11 Ventas de gasolina UBA /Ventas totales de gasolinas % 11% 31% 9% 17% 31% 31% 37% 37% 37% 19

12 Ventas Diesel UBA /Ventas totales de diesel % 8% 28% 8% 8% 22% 28% 29% 29% 29% 19

13 Participación de los diferentes medios de transporte 20

Ductos % ductos ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 20 Buquetanque % B/T ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 20 Autotanque % A/T ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 20 Carrotanque % C/T ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 20

14 Días de autonomía de Pemex Magna en terminales Días 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 2.2 20

15 Días de autonomía de Pemex Premium en terminales Días 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 4.7 20

16 Días de autonomía en terminales de diesel Días 3 3 3 3 3 3 3 3 3 20

17 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 5 5.6 5.6 5.6 5.6 5.6 7 7 7 20

18 Modernización de la flotilla de reparto local % 62.0 85.0 62.0 62.0 62.0 85.0 100 100 100 20

19Avance en modernización de Sistemas de medición

% 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 8.3 28 60 100 21

20 Emisiones de SOx t/ Mt 4.64 4.16 4.16 4.16 4.16 4.16 3.7 3.1 3.1 221/ Se considera la producción de gasolina Premium en las refinerías

2/ Se considera el incio de operación de la planta HOil de Tula como planta de Hidrodesulfuradora de gasóleos

3/ La planta de Hidrodesulfuración de Destilados Intermedios U-700-II de Cadereyta produce Diesel UBA ( nov 2008)

4/ Nueva planta de HDS de destilados intermedios en Minatitlán para producir Diesel UBA

Metas

Por lo anterior, Pemex Refinación plantea los siguientes cambios: Rendimiento de destilados del crudo

Indicador PEO (junio de 2008) Indicador actualizado 11. Mantener rendimientos de

gasolinas y destilados en la banda propuesta

12. Rendimiento de destilados del crudo


Se elimina el indicador 10 debido a que mide lo mismo que el indicador 2 y se modifica la descripción para hacer explícito los productos que incluye. Plantas de coquización El indicador “Refinerías con proceso de coquización” busca medir la incorporación de esta tecnología en los procesos del SNR. Sin embargo, en


v. final

gran medida esto depende de la disponibilidad de recursos en tiempo y forma, lo cual no está bajo control del Organismo. Por lo anterior, se propone sustituirlo por la “Utilización de la capacidad instalada de plantas de coquización”, el cual depende en mayor medida de las acciones directas del Organismo y refleja su desempeño operativo. Este indicador muestra el nivel de aprovechamiento de las coquizadoras instaladas para la transformación de residuales en productos de mayor valor agregado (gasolina y el diesel). Margen variable de refinación Se propone eliminar este indicador debido a que no refleja de forma precisa el desempeño operativo/financiero del Organismo, ya que depende en mayor medida del comportamiento de los precios de crudo y productos en el mercado internacional. Ventas de gasolina y diesel de ultra bajo azufre (UBA) Los indicadores 13, 14 y 15 no muestran directamente el grado de avance en el suministro de calidad UBA por producto, al relacionarse (denominador) con el total de destilados comercializados por Organismo. Por ejemplo, el caso de la Premium que en su totalidad se comercializa con calidad UBA. Por ello, se propone modificar las ventas totales de gasolina o diesel, según sea el caso. Indicador PEO (junio de 2008) Indicador actualizado 13. Ventas Premium UBA/ventas

totales de destilados 14. Ventas Magna UBA/ ventas

totales de destilados

Ventas de gasolina UBA / ventas totales de gasolina

15. Ventas Diesel UBA/ventas totales diesel

Ventas de diesel UBA / ventas totales de diesel

Días de autonomía en TAR’s Originalmente se estableció el compromiso de medir el desempeño (días de autonomía) de terminales críticas del sistema nacional, sin embargo, la condición que determina la criticidad de una terminal es dinámica y cambiante en función de estacionalidad de la demanda, la política de precios y aspectos operativos relacionados con el ciclo de abasto, entre otros factores.


v. final

Indicador PEO (junio de 2008) Indicador actualizado 17.Días de autonomía en

terminales críticas de gasolina

Días de autonomía de gasolina Pemex Premium en terminales. Días de autonomía de gasolina Pemex Magna en terminales

18.Días de autonomía en terminales críticas de diesel

Días de autonomía de diesel en terminales.

Debido a lo anterior, se propone sustituir los indicadores establecidos en junio de 2008, por indicadores que midan la autonomía de todas las terminales de la empresa. Asimismo, con el propósito de ampliar el alcance de la evaluación, se desagregó la información por tipo gasolina (Pemex Magna y Pemex Premium).


Seguimiento de cambio de metas De los 30 indicadores reportados en el programa, PGPB solicitó la actualización de 13 indicadores, nueve clasificados como volumétricos, los cuales se adecuan a las nuevas expectativas de oferta de gas y condensados basadas en el POT I 2009, mismas que son diferentes a las que se utilizaron para calcular los valores originales, dos por ajuste contable, uno por normatividad y otro más, indicador ambiental, en el cual la meta se alineará al valor que se reporta en el Consejo de Administración de Pemex Gas.


v. final

01/25/2008

Indicador UnidadesMeta 2009

Original

1T 2009 2T 2009 3T 2009 Meta 2009

Autorizada

1 Capacidad criogénica utilizada % 79 - 83 73-76 60-62 72-75 72-75

2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 380 - 404 362 - 385 358 - 381 361 - 384 361 - 384

3 Índice de frecuencia de accidentes Número <1 <1 <1 <1 <1

4 Margen por unidad de energía equivalente $/MMBtue 17.1 - 18.6 17.1 - 18.6 17.1 - 18.6 17.1 - 18.6 17.1 - 18.6

5 Gastos de operación por energía producida $/MMBtue 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0

6 Recuperación de propano en CPG % 95.0 - 96.5 95.0 - 96.5 95.0 - 96.5 95.0 - 96.5 95.0 - 96.5

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco $/MMpc-km 0.13 - 0.15 0.19 - 0.21 0.18 - 0.20 0.17 - 0.19 0.16 - 0.18

8 Costo promedio diario de transporte de gas LP $/Mb-km 2.10-2.36 4.18-4.39 4.12-4.33 4.09-4.29 3.86-4.06

9 Pérdidas de hidrocarburos por fugas y derrames MM$/mes <0.1 <0.1 <0.1 <0.1 <0.1

10 Autoconsumos de gas % 5.0 - 5.9 5.0-5.9 5.0-5.9 5.0-5.9 5.0 - 5.9

11 Producción de gas seco MMpcd 3,860 - 4,151 3,465-3,535 3,487-3,558 3,486-3,557 3,479-3,550

12 Producción de gas licuado Mbd 193 - 208 171-184 170-183 171-184 171-183

13 Producción de etano Mbd 131 - 141 111-119 112-120 113-121 117-126

14 Producción de gasolinas (naftas) Mbd 76 - 96 75-77 74-76 74-76 70-88

15 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 82.1-91.5 73.0-81.1 72.7-80.8 73.2-81.3 73.2-81.4

16 Capacidad instalada de compresión HP 491,160 465,460 465,460 465,460 469,090

17 Capacidad instalada de recuperación de licuables MMpcd 5,800 5,800 5,800 5,800 5,800

18 UpTime criogénicas % 86.2 - 87.1 76.5-77.2 75.3-76.1 76.0-76.8 76-77

19Diferencias porcentuales entre la producciónobservada y estimada en proyectos de inversión % 83 - 87 83 - 87 83 - 87 83 - 87 83 - 87

20 Índice de personal $/MMBtue 2.75 - 2.89 2.75 - 2.89 2.75 - 2.89 2.75 - 2.89 2.75 - 2.89

21 Costos de operación por CPG $/MMpc 2,274 - 2,365 2,274 - 2,365 2,274 - 2,365 2,274 - 2,365 2,274 - 2,365

22 Emisiones de SO2 a la atmósfera Kg de S02/Tn de S° procesado <34 <50 <50 <50 <50

23 Producción de gas seco por unidad procesada MMpcd/MMpcd carga 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9

24Producción de gas licuado por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 40 - 43 40 - 43 40 - 43 40 - 43 40 - 43

25Producción de etano por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 33 - 36 33 - 36 33 - 36 33 - 36 33 - 36

26Producción de gasolinas por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 19 - 20 16.5-17.4 16.4-17.3 16.3-17.2 16-17

27 Costo real/Costo estimado de proyectos % 100-122 100-122 100-122 100-122 100-122

28Cumplimientos de los proyectos de plantascriogénicas % 100 100 100 100 100

29 % de desviación del programa POT1 % <5 <5 <5 <5 <5

30 Inyecciones de gas natural al SNG fuera de norma Eventos/Mes <5 <5 <5 <5 <5

Tabla de indicadores 2009 con los cambios en las metas autorizadas, marcados en color gris.


v. final

Indicadores volumétricos a modificar

May-08


Original

Meta 2009

Autorizada

1 Capacidad criogénica utilizada % 79 - 83 72-75

2 Productividad laboral MMBtue/plaza ocupada 380 - 404 361 - 384

3 Producción de gas seco MMpcd 3,860 - 4,151 3,479-3,550

4 Producción de gas licuado Mbd 193 - 208 171-183

5 Producción de etano Mbd 131 - 141 117-126

6 Producción de gasolinas (naftas) Mbd 76 - 96 70-88

7 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 82.1-91.5 73.2-81.4

8 UpTime criogénicas % 86.2 - 87.1 76-77

9Producción de gasolinas por unidad procesada Bpd/MMpcd carga 19 - 20 16-17

Tabla de indicadores 2009 con los cambios en las metas autorizadas, marcados en color gris.

Las modificaciones se fundamentan en las expectativas de mayor certidumbre de la oferta de gas y condensados.

Gas húmedo total MMpcd 4,932 4,402 11Condensado total Mbd 95 48.5 49

Unidad

Oferta 2009 Original

Oferta 2009 Propuesta

% de variación

La diferencia entre la oferta original y la propuesta es de 530 MMpcd de gas húmedo, 75 MMpcd corresponden a la menor entrega de gas amargo marino, como consecuencia de la declinación de Cantarell. 265 MMpcd por retraso del Proyecto Aceite Terciario del Golfo en Poza Rica y 100 MMpcd por una menor oferta de gas húmedo dulce en la Cuenca de Burgos. Los 90 MMpcd restantes, se deben a la disminución de las expectativas de oferta en Matapionche, Arenque y Cangrejera. La oferta de condensados disminuyó principalmente en la región marina por la declinación de Cantarell. Para el caso de los indicadores: capacidad criogénica utilizada, Uptime criogénicas, Uptime del sistema nacional de gasoductos, productividad laboral, la disminución del volumen de gas influye directamente en el desempeño de estos indicadores. El indicador producción de gasolinas por unidad procesada, se ve afectado por la disminución del contenido de gasolinas en el gas natural que se recibe de la


v. final

región marina en las plantas de proceso. Así mismo, se ve influido también por la menor cantidad de condensados que se reciben de esa misma región. Cada barril de gasolina se obtiene tanto del gas natural como del condensado y al disminuir 49% el volumen de este último, la relación barril por MMpc, decrece en un 15% aproximadamente. Indicadores a modificar por ajuste contable

Pemex Gas en su meta 2009, consideró una acción de mejora que resultó de la revisión del mecanismo contable para transparentar y separar el registro de los costos de transporte de gas natural y gas LP. De lo anterior, se incorporaron tres nuevas cuentas: una corresponde al gas combustible utilizado en compresión, otra al gas combustible usado en bombeo, y una más por quemas, mermas, desfogues y venteos.

Modificación contable

Costos Gas Natural

Costos Gas LP

Costos Gas Natural

Costos Gas LP

Costo Total (Miles de pesos /año) 2,275,661 244,987 2,544,885 337,600

Empaque 31,587 3,401 37,784Servicio de Balanceo con la Subdirección de Gas Natural 49,016 5,277 58,632

Gastos de operación propios 1,767,611 190,293 1,767,611 190,293

Compresión 137,997 14,856 165,069

Gastos de Telecomunicaciones 78,575 8,459 78,575 8,459

Gastos de Servicio Médico 210,874 22,702 210,874 22,702

Gas Combustible Utilizado en Compresión 210,945

Gas Combustible Utilizado en Bombeo 113,127

Quemas, Mermas, Desfogues y Venteos 15,395 3,020

Volumen TransportadoGas Natural (MMpcd ) 4,641 4,641

Gas LP ( Mbd ) 157 157

Km de ductos 9,085 1,526 9,085 1,526

Costo Diario Transporte (Pesos / Volumen - Km) 0.15 2.81 0.17 3.87

Anterior ActualMetodología


v. final

May-08


Original

Meta 2009

Autorizada

9 Costo promedio diario de transporte de gas seco $/MMpc-km 0.13 - 0.15 0.16 - 0.18

10 Costo promedio diario de transporte de gas LP $/Mb-km 2.10-2.36 3.86-4.06 Indicador a modificar por cambio de escenario de transporte

May-08


Original

Meta 2009

Autorizada

11 Capacidad instalada de compresión HP 491,160 469,090

La meta inicial para 2009 consideraba la construcción de las estaciones de compresión: Santa Catarina de 4700 HP, Chávez-Durango de 6000 HP y el Dorado 15,000 HP, sin embargo, derivado del cambio de escenario de transporte y a los proyectos de los ductos redundantes, así como, al retraso de las plantas de CFE en el norte del país, se cancelaron las estaciones de Santa Catarina y el Dorado, y se disminuyó la capacidad de la estación Chávez Durango a 3,630 HP. Para el año 2009, sólo se considera el incremento de capacidad por 3630 HP que corresponde a la puesta en operación de la estación Chávez –Durango. La modificación de esta meta 2009, afectará como consecuencia a las metas de los años siguientes en la misma proporción. Indicador ambiental a modificar

May-08


Original

Meta 2009

Autorizada

12 Emisiones de SO2 a la atmósfera Kg de S02/Tn de S° procesado <34 <50

La nueva meta se propone para alinearla con la meta que esta registrada en el Consejo de Administración de Pemex Gas.


v. final

Así mismo el valor de <50Kg de SO2/Ton de S procesado, cumple con la norma nacional NOM-137-SEMARNAT-2003 e internacionalmente con los valores de la US-EPA. Finalmente, Pemex Gas continuará haciendo su máximo esfuerzo para cumplir las iniciativas y las metas del Programa de Eficiencia Operativa de este año y los próximos, en coordinación con los demás Organismos de Pemex.


v. final

6. Relación de acciones del Programa

Pemex-Exploración y Producción

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. Definir lineamientos para la integración, ejecución y abandono de proyectos exploratorios

2, 9 y 11

4. Mejorar el desempeño de las principales palancas de valor del costo de descubrimiento y desarrollo

2, 6, 8, 10 y 11

Desarrollo


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

1, 4, 8, 10

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

1, 14

Producción


7. Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento 2, 14, 15, 16

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

1, 10, 12

Recursos humanos


9. Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos 3


v. final

Eficiencia operativa


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

6, 13

11. Metodología FEL aplicada al 100 por ciento al mes de noviembre de 2008 en los proyectos Cantarell, Ku-Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero Marino y Chicontepec,

6.13

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

1, 2, 3, 6, 9

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

4, 6

14. Fortalecer la relación con proveedores clave 2, 4, 9,

Seguridad y medio ambiente


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

5, 16

16. Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera 5, 16

Internacionalización y Tecnologías de información


17. Profundizar la evaluación de iniciativas de internacionalización 4

18. Asegurar el soporte tecnológico para el manejo de la información del Organismo

4, 6


Acción Objetivo relacionado

1.C 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

2.C Implementar las acciones de mejora para garantizar la producción de los diferentes tipos crudo.

1, 4, 12


v. final


3.C Implementar mejoras al manejo de gas producido en los pozos cercanos a la zona de transición en el proyecto Cantarell.

1, 2, 7, 15

4.C Compensar la declinación natural de los yacimientos disminuyendo los gastos de mantenimiento y haciendo más eficiente el uso del gas para BN.

2, 12

5.C Cumplir con la producción de hidrocarburos conservando el nivel de plazas ocupadas.

1, 3, 12

6.C No aplica. Pendiente reporte oficial por parte de la Dirección General del dato de reservas.

8

7.C Asegurar una base de datos robusta (BDOE) y que todos los pozos prioritarios cuentes con su estudio FEL. Además aplicar los lineamientos emitidos por STER y GRPE para los pozos delimitadores.

4, 6

8.C Incrementar la capacidad de inyección a los yacimientos y la de compresión para el manejo de gas a proceso.

6, 7, 13

9.C Incrementar la eficiencia en el manejo, la transportación y la medición de los diferentes tipos de crudo.

1, 16

10.C Incrementar la actividad de perforación de pozos para alcanzar el nivel establecido en el desarrollo del proyecto Burgos.

1, 2, 7, 9

Pemex Refinación

Producción


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


7. Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan – México 2, 20


v. final


8. Reparto local 2, 20

9. Modernizar el transporte marítimo 2, 20

10. Almacenamiento de productos 20

11. Almacena-miento de petróleo crudo 20

12. Almacenamiento de destilados en la Riviera Maya 20

Mantenimiento


13. Mantenimiento de refinerías 7, 18

14. Mantenimiento de ductos y terminales marítimas 2, 20

15. Mantenimiento de terminales terrestres 20

Calidad de combustibles


16. Calidad de combustibles 4, 19

Recursos humanos


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


20. Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo 4

Seguridad Industrial y Protección Ambiental


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

5, 22


v. final

Medición y control Acción Objetivo

relacionado 22. Automatización y control de procesos 7, 21

Ejecución de proyectos


23. Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos 7



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, 2, 6, 25


v. final

Acción


y Cabrito y repotenciación de Santa Catarina. 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 -Lazaro Cárdenas. 2, 5, 6, 25 9.-Mantenimiento integral al gasoducto 16” Chávez-Durango. 2, 5, 6, 25

Comercialización

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


14.-Modernizar redes contraincendio en los CPGs 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


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 Relacionados

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


1.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

2.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


1, 6, 7, 23


v. final


4.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


1, 6, 7, 23


1, 6, 7, 23

7.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


1, 6, 7, 23


1, 6, 7, 23

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



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

Acción


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

29

2. Mejorar la planeación y programación de corto plazo 29


v. final

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

29

Administración de pasivos laborales y financieros

Acción


4. Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos 30 5. Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos 30

Gestión de servicios médicos


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


v. final

7. Respuesta a las observaciones de la Secretaría de Energía al Informe del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Cuarto Trimestre de 2008

Respuesta a las observaciones al informe del PEO al cuarto trimestre de 2008

1. El informe permite identificar las áreas en las que Petróleos Mexicanos ha

logrado tener un avance en su desempeño operativo, las cuales si bien son limitadas, permiten sentar la base para un mejor desempeño futuro. Asimismo, identifica con toda amplitud las áreas sobre las cuales tiene que mejorar. Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios están de acuerdo en que este programa permite identificar las áreas en las que se debe mejorar el desempeño operativo

2. El PEO debe ser un programa de mejoramiento continuo. En este sentido, la

SENER ha solicitado a PEMEX hacer una revisión de las acciones planteadas para incidir en los objetivos del programa. Lo anterior parte de que cuando una acción llega a concretarse o cuenta con un avance significativo, debe reflejarse en la mejora de indicadores y en el cumplimiento de las metas programadas. En caso de que las acciones no estén contribuyendo a lograr los resultados esperados, como está ocurriendo en algunos casos, debe replantearse el programa, de modo que se incorporen acciones de mayor efectividad.

Las acciones que fueron planteadas en el contexto del programa, se concibieron para alcanzar los objetivos que la SENER señaló para el mismo. La mayoría de las acciones tiene un horizonte de ejecución de mediano y largo plazos, por lo que sus resultados se apreciarán en el transcurso del tiempo. Sin embargo en los casos en que las acciones necesiten replantearse, las nuevas acciones se someterán a consideración de la SENER

3. Como parte del seguimiento del PEO se incorporan acciones correctivas y/o de

mejora -adicionales a las acciones planteadas en un inicio. En este sentido, los mecanismos de planeación al interior de PEMEX deben ser reforzados para detectar y realizar aquellas acciones que son más efectivas para cumplir con las metas propuestas.

Las acciones contenidas en el programa derivan de los planteamientos estratégicos de los Organismos establecidos en sus respectivos planes de


v. final

negocios. Actualmente PEMEX está trabajando en fortalecer el proceso de planeación que permita mejorar la eficacia en el establecimiento de metas.

4. Las acciones correctivas o de mejora que se establecen en el informe

contemplan finalizar en un plazo igual o mayor a un año. Con el fin de observar resultados a lo largo del año, se considera necesario incorporar acciones de corto plazo en los siguientes informes.

La mayoría de las acciones tiene un horizonte de ejecución de mediano y largo plazos, por lo que sus resultados se apreciarán en el transcurso del tiempo. Petróleos Mexicanos propone a la SENER realizar interacciones con los Organismos Subsidiarios para definir qué se debe entender por acciones de corto plazo en el contexto de las acciones que originalmente fueron autorizadas en el PEO por la SENER.

5. A partir de la reforma energética, PEMEX cuenta con mejores mecanismos de

gestión, los cuales deberán fomentar un mejor desempeño conforme se vayan instrumentando los lineamientos internos y se vaya adecuando la organización de la paraestatal para aprovechar una mayor flexibilidad en su operación. En este sentido, resulta necesario incluir los avances que vaya teniendo PEMEX en estos aspectos en los próximos reportes trimestrales.

Si se considera que el decreto que contiene la reforma energética se publicó en noviembre de 2008 y que el Consejo de Administración incluyendo la participación de los Consejeros profesionales quedó instalado en mayo de 2009, es prematuro reportar avances en este tema. Se estima conveniente que la SENER defina los puntos específicos de instrumentación de la reforma energética que, siendo competencia de PEMEX, deberán incluirse en futuros informes del programa.

Respuesta a las observaciones al informe del PEO de Pemex Exploración y Producción al cuarto trimestre de 2008

De los 28 indicadores reportados en el informe, los cuales miden el avance en la eficiencia operativa de Pemex Exploración y Producción, 14 (50%) cumplen con la meta establecida; 9 (32%) muestran un desempeño insuficiente; y 5 (18%) no fueron reportados debido a que no hay información disponible a la fecha1. Respecto a los indicadores no reportados, el organismo deberá incluirlos en el siguiente informe, contrastándolos con las metas respectivas.

En este informe se incluye la evaluación de los 5 indicadores del programa que no fueron reportados en el informe del 4º trimestre del 2008 por tratarse de indicadores con periodicidad de cálculo anual.

1 Algunos de estos indicadores se relacionan con la información de reservas para 2008 que publicará la SENER en 2009.


v. final

Respecto a los indicadores que cumplen o superan la meta, se destaca lo siguiente (en paréntesis se reporta su comportamiento respecto a la meta):

1. Perforación no convencional (+8%). PEMEX muestra un esfuerzo por incrementar la perforación no convencional en campos que permiten aprovechar esta tecnología por sus características geológicas. Es importante continuar con el avance de las acciones que impulsen este tipo de perforación (pozos horizontales y multilaterales), con el fin de incrementar el factor de recuperación.

PEP continuará realizando acciones que permitan seguir incrementando la perforación no convencional, como lo demuestra el valor del indicador del informe del 1er. trimestre de 2009.

2. Metodología de visualización “Front End Loading – FEL” (se aplicó a los 5

proyectos programados). Se cumplió con la meta de aplicar la metodología FEL o “Visualización, Conceptualización y Diseño” en los campos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y Chicontepec, lo cual mejorará la planeación, y con ello se podrán obtener mejores resultados en la ejecución de estos proyectos.

La implantación de esta metodología en los 5 proyectos mencionados concluyó en el mes de noviembre de 2008.

3. Proporción de crudo ligero en la producción total (+2%). Aún cuando se

cumplió la meta de proporción de crudo ligero respecto del total, se anticipa un potencial limitado de este tipo de crudo; por lo tanto, se deberán implementar estrategias que permitan hacer más eficientes las técnicas de mezclado de crudos (ante una menor disponibilidad de crudo ligero), así como mejorar el manejo del crudo extra pesado. Adicionalmente, se deberá evaluar la conveniencia de instalar una planta de mejoramiento de la calidad del crudo en el mediano plazo.

En este informe se incluye el avance de la acción “Ejecutar la estrategia definida para el manejo y comercialización del crudo extra-pesado” que considera los comentarios vertidos por la SENER en este punto.

Respecto a los indicadores que tienen un desempeño insuficiente, cabe señalar las siguientes observaciones (en paréntesis se reporta su desviación respecto a la meta):

4. Producción de petróleo crudo (-10%) y entrega a ventas (-10%). PEMEX explica esta desviación en la producción y entrega a ventas de crudo principalmente por el comportamiento de Cantarell. La producción de dicho


v. final

campo en 2008 ascendió a 1,016 miles de barriles diarios (mbd), 20% (259 mbd) por debajo de la meta anual, lo cual denota un problema en la administración de la declinación del yacimiento.

Asimismo, el Proyecto Chicontepec alcanzó una producción promedio en 2008 de 30 mbd, 37% inferior al programado en el año, resultado de un problema de ejecución.

Adicionalmente, como causa de la desviación, se menciona el cierre de pozos por cancelación de cargamentos programados para EE.UU. Lo anterior generó saturación en el almacenamiento de crudo y provocó que PEMEX tuviera que cerrar la producción algunos días.

Desde el informe trimestral anterior, SENER ha señalado la necesidad de acelerar los procesos de recuperación mejorada, así como de aumentar la capacidad de almacenamiento de crudo y así evitar que las cancelaciones de cargamentos lleven a cerrar la producción.

Por su parte, PEMEX vincula a estos indicadores la acción “Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas”; no obstante, dicha acción reporta un avance limitado de 7%. Por lo tanto, resulta fundamental lograr un mayor avance en esta área e incidir en la brecha con la meta propuesta.

En este informe la acción “Fortalecer la ejecución de los proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas” presenta un avance de 6% contra 7% reportado en el informe del 4º trimestre de 2008 debido a que PEP redimensionó su alcance implicando un ajuste a la baja.

Como se señala en este informe, PEMEX Exploración y Producción lleva a cabo la acción correctiva “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”.

5. Producción de gas entregada a ventas (-6%). Si bien la producción de gas

cumplió la meta y se incrementó 14% (860 millones de pies cúbicos diarios (Mmpcd)) respecto al año anterior, 1,333 Mmpcd se enviaron a la atmósfera en 2008. Como parte de la justificación de la desviación se señala el alto contenido de nitrógeno en el gas producido, en particular en la región de Cantarell, así como los problemas operativos en los equipos de compresión en la Región Marina Noreste. Para atender esta problemática es necesario mejorar los pronósticos respecto a la producción de gas. Lo anterior permitirá construir con oportunidad las plantas separadoras de nitrógeno y adquirir con la debida anticipación los equipos de compresión, que sean necesarios. En los


v. final

siguientes informes se solicitará a PEMEX precisar cómo se están implementando estas acciones, así como referentes internacionales sobre las mejores prácticas para el manejo del gas y para la reducción de su quema y venteo.

6. Aprovechamiento de gas (-16%). Las causas de la desviación son similares a

las que explican una menor disponibilidad de gas para ventas, es decir, el alto contenido de nitrógeno en el gas producido, así como problemas operativos y en la capacidad de compresión para manejo de gas a proceso. Si bien se establecen acciones correctivas como el incremento de la capacidad de inyección de gas al yacimiento, así como de la capacidad de compresión, se requiere precisar el alcance que tendrán dichas acciones. En este sentido se requiere tener una aproximación cuantificable del impacto por incrementar la capacidad de inyección y compresión, así como las necesidades de recursos (monetarios, humanos, operativos, etc.) para implementar con éxito las medidas. Finalmente, con el objeto de dar seguimiento a las acciones que permitirán mejorar este indicador, se debe contar con el avance de la operación de los nuevos equipos de compresión, la perforación de nuevos pozos fuera de la zona de transición y la operación de la planta separadora de nitrógeno.

Con respecto a los dos puntos anteriores (5 y 6) en este informe se incluyen acciones correctivas o de mejora que permitan seguir atendiendo este tema.

Como se explica en las causas de variación para el indicador de aprovechamiento de gas, las actividades planeadas para revertir la tendencia del indicador y las obras para esto, se están llevando a cabo en este periodo, incluyéndose las obras y sus avances. Una vez concluidas y puestas en operación todas las acciones, se evaluará el efecto esperado y se propondrán, si así se considera necesario, los requerimientos adicionales de recursos monetarios y/o humanos para reforzar las acciones concluidas

7. Éxito exploratorio comercial (-29%). Pemex Exploración y Producción señala

como causa de la desviación respecto a la meta, que un número importante de pozos previamente clasificados como productores, resultaron no rentables. En este sentido, el organismo menciona que la utilización de la metodología FEL en todos los pozos prioritarios aportará información más robusta y propiciará un mayor éxito exploratorio comercial. Si continúa la tendencia observada hasta el momento, se requerirá ampliar y detallar las explicaciones sobre las causas que provocaron un éxito exploratorio comercial menor al que establece la meta del PEO y fortalecer las acciones correctivas correspondientes.

El éxito exploratorio es un indicador que depende del nivel de conocimiento de cada cuenca que está asociado a la actividad realizada en un cierto periodo de tiempo. Conforme pasa el tiempo áreas con nulos bajos antecedentes de exploración o de más difícil acceso (aguas profundas), ambas implican


v. final

diferente riesgo, el índice considera las probabilidades geológicas considerando los elementos del sistema petrolero así como los factores referentes a las propiedades de los yacimientos que se espera encontrar y los hidrocarburos esperados, por lo que actualmente con las localizaciones disponibles para explorar (determinadas por los estudios exploratorios), el resultado nos indica esos resultados de éxito esperado.

Sin embargo esto no quiere decir que PEP no haya seleccionado o efectuado los estudios convenientes de cada caso, ya que como se puede ver la incorporación de reservas se ha mantenido en un sentido creciente, situación que se espera conservar en los siguientes años.

En conclusión el éxito exploratorio puede resultar bajo, pero el volumen incorporado sea el esperado o mayor a éste, implicando a final de cuentas lo más deseable para los resultados de PEMEX.

Respuesta a las observaciones al informe del PEO de Pemex Refinación al cuarto trimestre de 2008

Respecto a los indicadores que cumplen la meta se destaca lo siguiente (en paréntesis se reporta su comportamiento respecto a la meta):

1. Mantener rendimientos de gasolinas (+1.3%) y destilados del crudo (+1.3%). Como parte de las acciones que han impulsado el cumplimiento de estas metas, destacan la implementación de mejores prácticas en refinerías y la eliminación de cuellos de botella. Si bien se lograron los resultados previstos en 2008, es importante continuar avanzando con éstas y las demás acciones establecidas en el programa, para mejorar el desempeño y cumplir las metas en los siguientes periodos. En particular, la SENER está dando seguimiento a las acciones relacionadas con la reconfiguración de Minatitlán, que si bien se encuentran en una etapa avanzada, algunas se mantuvieron prácticamente sin cambio respecto al tercer trimestre de 2008.

2. Paquete 3. Avance al tercer

trimestre de 2008

4. Avance al cuarto

trimestre de 2008

5. II Obras de integración y servicios auxiliares 6. 92.3% 7. 93.3%

8. III Planta combinada (hidrodesulfuradora de diesel y catalítica)

9. 79.5% 10. 81.8%

11. IV Plantas HDS de gasóleos, hidrógeno y 12. 71.7% 13. 74.2%


v. final

azufre

14. V Plantas de coquización, hidrodesulfuradora, naftas y regeneradora de aminas

15. 76.8% 16. 80.9%

17. VI Plantas de alquilación 18. 90% 19. 90%

20. Obra adicional I (sistemas de desfogues, oleoducto 30”, gasoducto 12”)

21. 97.5% 22. 97.9%

PEMEX Refinación continúa trabajando para cumplir con el calendario de conclusión de las obras involucradas en la reconfiguración de Minatitlán. Cabe señalar que en este informe el avance de algunos de los paquetes de obra presenta retrocesos respecto a lo reportado en el último trimestre de 2008 como resultado de la ampliación de contratos de obra.

2. Utilización de la capacidad de destilación equivalente (+1.1%). El resultado

de este indicador, si bien positivo, es un reflejo de que el programa de mantenimiento no se realizó en su totalidad. De las 78 plantas programadas para rehabilitación, sólo se realizaron 49, difiriendo 19 para 2009. Existe el riesgo de no cumplir con las metas asociadas a este indicador por no realizar oportunamente los programas de mantenimiento.

Como se señala en este informe, Pemex Refinación está implantando la Metodología de confiabilidad operacional en las 6 refinerías y ha designado líderes y coordinadores a nivel central para atender su implantación.

3. Días de autonomía de crudo en refinerías (+4%). La meta se cumplió

impulsada por el aumento en la capacidad de almacenamiento que se generó con la rehabilitación de 6 tanques (de 11 programados) con capacidad de 580 mil barriles, así como el TV-504 con capacidad bombeable de 400 mil barriles.

Como se señala en este informe, PEMEX Refinación continúa reforzando las acciones para incrementar la capacidad de almacenamiento como se detalla en la acción “Almacenamiento de petróleo crudo”.

En referencia a los indicadores que tienen un desempeño insuficiente, cabe señalar las siguientes observaciones (en paréntesis se reporta su desviación respecto a la meta):

4. Mantener el proceso de crudo dentro de la banda propuesta (-3.0%). Se estableció una meta de procesamiento de crudo de entre 1,270 y 1,300 miles de barriles diarios. En el periodo reportado, se procesaron 1,261 miles de barriles diarios, cifra por debajo del rango inferior de la meta. Como


v. final

justificación a la desviación se menciona el paro total de la refinería de Salina Cruz por el sismo ocurrido en febrero de 2008; la interrupción total de las operaciones en las refinerías de Tula y Salina Cruz por falla de servicios auxiliares en mayo y julio respectivamente; el retraso en el desalojo de productos por factores climatológicos y por el retiro de combustóleo de CFE; por problemas con la calidad del crudo (alto contenido de agua y sales) y los paros de plantas por mantenimientos no programados. Para mejorar este indicador, PEMEX se compromete a cumplir con los programas de mantenimiento y desalojo de productos de las refinerías, para lo cual se le solicitará mayor detalle en el siguiente informe sobre las acciones emprendidas en esta materia.

Como se señala en este informe, Pemex Refinación está implantando la Metodología de confiabilidad operacional en las 6 refinerías y ha designado líderes y coordinadores a nivel central para atender su implantación.}

Con respecto al desalojo de productos de las refinerías, implementará acciones de coordinación operativa más estrictas, derivadas del seguimiento a la operación diaria.

5. Costo de transporte (+8.1%). La meta en 2008 fue de 0.1782 $/t-km. Sin

embargo, el costo fue de 0.193 $/t-km. Lo anterior se atribuye a que, si bien se cumplieron las metas de proporción del volumen total transportado por ducto (aumentándolo, por ser un transporte muy eficiente) y ruedas (disminuyéndolo, por ser el de más costo), en el caso del transporte por buque tanque (que representa una alternativa atractiva al transporte por pipa o tren), el porcentaje del volumen total transportado fue menor al programado. Por ello, a pesar de que durante la segunda mitad de 2008 se incorporaron a la Flota Petrolera cuatro buques tanque, se requiere continuar con la modernización del transporte marítimo como acción correctiva para mejorar este indicador.

Como se señala en este informe, PEMEX Refinación continúa reforzando las acciones para modernizar la flota petrolera como se detalla en la acción “Modernizar el transporte marítimo”.

6. Margen variable de refinación (-68%). El margen de refinación se ubicó en

2.33 dólares por barril, mientras que se tenía como meta en 2008, un margen de entre 7 y 7.3 dólares por barril. Independientemente de que el margen se ve afectado por la situación del mercado internacional de hidrocarburos, que es exógena a PEMEX, el organismo debe buscar incrementarlo mediante la mejora continua del rendimiento de destilado y el aumento en la utilización de sus plantas.

Existen acciones de PEMEX Refinación establecidas en el PEO que específicamente tienden a incrementar los rendimientos de destilados que son


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la principal palanca del margen de refinación, ya que los precios son variables exógenas sobre las que el Organismo no tiene control. Cabe destacar que a partir de 2009 el margen de refinación no tendrá una meta asociada en el PEO y sólo se reportará su comportamiento en los informes trimestrales.

7. Días de autonomía en terminales críticas de gasolina (-4%) y de diesel (-

13%). La meta en 2008 en lo que se refiere a gasolinas fue de 2.5 días y para diesel fue de 3.0; sin embargo, para gasolinas se alcanzaron 2.4 días y para diesel 2.6 días. En este sentido, se requiere aumentar la capacidad de almacenamiento e implementar acciones que permitan contar con un mayor número de días de autonomía en función del comportamiento del mercado.

Como se señala en este informe, PEMEX Refinación continúa reforzando las acciones para incrementar la capacidad de almacenamiento como se detalla en la acción “Almacenamiento de productos”.

En adelante se sustituyen los indicadores de “Días de autonomía en terminales críticas de gasolina” y “Días de autonomía en terminales críticas de diesel” por “Días de autonomía de gasolina Pemex Premium en terminales”, “Días de autonomía de gasolina Pemex Magna en terminales” y “Días de autonomía de diesel en terminales”.

8. Emisiones de SOx (-2%). El aumento en las emisiones se explica

principalmente por las reparaciones programadas y mantenimientos correctivos en diversos trenes de las unidades recuperadoras de azufre. Para estos efectos, PEMEX debe hacer un esfuerzo por aumentar la confiabilidad de las plantas de azufre y continuar trabajando en la implementación del Sistema Pemex Seguridad, Salud y Protección Ambiental, con el fin de disminuir las emisiones.

Como se señala en este informe, Pemex Refinación está implantando la Metodología de confiabilidad operacional en las 6 refinerías y ha designado líderes y coordinadores a nivel central para atender su implantación.



1. Margen por unidad de energía equivalente (+1%). Este indicador cumple con la meta. Sin embargo, no queda clara la vinculación entre las acciones propuestas y los resultados. Cabe mencionar que algunas de las acciones ligadas a este indicador reportan poco avance, como la construcción de una planta de cogeneración en el Centro Procesador de Gas (CPG) de Nuevo Pemex (avance de 7%), recuperar el diferencial de precios entre el gas LP importado y su venta en el mercado nacional (avance 21%) y desarrollar un


v. final

esquema comercial de gas LP (avance 37%). En este sentido, se requiere una revisión de dichas acciones y verificar que éstas incidan efectivamente en los resultados. En su caso, se tendría que revisar la meta al alza, ya que actualmente se tiene un buen desempeño sin tener acciones claramente vinculadas.

Las acciones sí están vinculadas con el indicador y tendrán un impacto en el mediano plazo. En cuanto a la acción “Recuperar el diferencial de precios entre el gas LP importado y su venta en el mercado nacional”, es posible que no se cumpla debido a la política de precios del Gobierno Federal.

2. Costos de operación por CPG (-26%). Los costos de operación por Centro Procesador de Gas cumplieron la meta. Sin embargo, también en este caso se requiere aclarar la vinculación entre las acciones propuestas y los resultados. A este indicador se ligan acciones como desarrollar un esquema comercial de gas LP y recuperar su diferencial de precios entre las importaciones y las ventas de este hidrocarburo en el mercado nacional, en las que no queda claro de qué forma se ven afectados los costos de operación.

Efectivamente, las acciones mencionadas no tienen una vinculación directa con el indicador de costos de operación por CPG. La única acción ligada a este indicador es la construcción de la planta de cogeneración de energía eléctrica.

3. Producción de gas seco, de gas licuado y de etano por unidad procesada. Si bien estos indicadores no presentan un comportamiento por encima a la banda superior de la meta, se encuentran dentro del rango aceptable de cumplimiento. Algunas acciones que contribuyeron a ubicarse dentro de los rangos comprometidos fueron la entrada en operación de la planta criogénica 5 y la optimización en los procedimientos de contratación del suministro de bienes y servicios.

PEMEX Gas y Petroquímica Básica continúa realizando acciones para mantener en óptimas condiciones la capacidad de procesamiento de sus plantas para cumplir con estos indicadores.


4. Indicadores vinculados a la disponibilidad de materia prima. a. Capacidad criogénica utilizada (-5%). Se reporta un porcentaje de

la capacidad utilizada de 76.0%, en comparación con una meta de entre 77% y 80%.

b. Producción de gas seco (-8%) y gas licuado (-12%). La producción de gas seco se ubicó en 3,461 Mmpcd, cifra por debajo del mínimo establecido como meta, de 3,502 Mmpcd. La producción de gas licuado, por su parte, se ubicó en 182.4 Mbd, cuando la meta mínima establecida fue de 192 Mbd.


v. final

c. Producción de gasolinas por unidad procesada (-10%). A diferencia de los demás indicadores de producción por unidad procesada (mencionados en el primer bloque de indicadores), este indicador no estuvo dentro de los rangos que establece la meta 2008. Mientras que el rango de la meta va de 19 a 20 barriles diarios por Mmpcd procesados, el indicador reportado fue de 18.1.

d. UpTime Sistema Nacional de Gasoductos (-13%) y UpTime Criogénicas (-7%). Estos indicadores se ubicaron en 80.5% y 78.7%, cuando las metas (banda inferior) eran de 82.8% y 83.5% respectivamente.

Para estos indicadores Pemex Gas y Petroquímica Básica señala que la razón de la desviación fue la menor disponibilidad de materia prima (gas húmedo y condensados). Para estos efectos, es necesaria una mejor planeación integral al interior de PEMEX, que reconozca el volumen de materias primas requeridas y la oportunidad en su entrega. Lo anterior permitirá incidir favorablemente en los indicadores de Pemex Gas y Petroquímica Básica, a través de una mejor coordinación con Pemex Exploración y Producción.

Actualmente PEMEX está trabajando en fortalecer el proceso de planeación que permita mejorar la programación operativa.

5. Emisiones de SO2 a la atmósfera (-22%). Este indicador registró un valor de

41.4 kg de SO2/t de azufre, que resulta mayor que la meta de 34 kg de SO2/t de azufre como máximo. PGPB argumenta que la NOM-137-SEMARNAT-2003 establece como límite <51 kg SO2/t de azufre, por lo que considera elevada la meta planteada. Con base en lo anterior, SENER revisará la meta indicada.

A partir de 2009 la SENER aprobó el cambio de meta en este indicador para ajustarlo con la norma oficial.

Pemex Petroquímica


1. Factor de insumo etileno-polietileno, etano-etileno, gas natural-amoniaco y nafta-aromáticos (alcanzaron niveles de cumplimiento). Si bien estos indicadores no presentan un comportamiento por encima a la banda superior de la meta, se encuentran dentro del rango aceptable de cumplimiento. Se menciona que el uso de los Estándares de Consumo de Materia Prima y Energía ha permitido mantener un estricto control operativo para lograr desempeños competitivos y por lo tanto cumplir las metas. Si bien en este caso no se requieren acciones correctivas, se sugiere incorporar acciones de mejora respecto al uso de materias primas, que contribuyan a mantener el cumplimiento de las metas a lo largo del programa.


v. final

De acuerdo a la mecánica planteada en el PEO los únicos indicadores que requieren acciones correctivas o de mejora son aquellos cuyo cumplimiento resulta insuficiente.


2. Gastos de operación (+266%). La causa de la desviación se debe a que la meta 2008 fue programada de acuerdo con el presupuesto que se tenía a principios de 2008, cuyo nivel de gasto se ubicó muy por debajo de los requerimientos reales para cumplir los programas de producción. Conforme se fueron liberando recursos adicionales para PEMEX a lo largo del año, el gasto se pudo incrementar para cumplir con las metas de producción. El gasto estimado de cierre es de 2,051 pesos por tonelada, mientras que se había programado que fuera de 560. En este sentido, se requiere una revisión de las metas para verificar si corresponden a las necesidades de gasto del organismo, dentro de rangos que optimicen el uso de los recursos.

La SENER no aceptó la modificación de la meta de este indicador propuesta por el Organismo argumentando que no se sustentó adecuadamente.

3. Factor de insumo nafta-aromáticos (-24%). Este indicador resultó afectado

debido a que se realizó un cambio de orientación del complejo de aromáticos a gasolinas, debido al cierre de la planta cristalizadora de paraxileno. Dado que el esquema de operación seguirá orientado a la producción de gasolinas, se requiere incorporar un nuevo indicador (nafta-gasolinas) para poder reflejar las nuevas condiciones de operación.

La SENER no aceptó la incorporación del nuevo indicador propuesta por el Organismo.

4. Emisiones de SOx (+527%). El indicador fue de 0.088 t/Mt mientras que la

meta era de 0.014 t/Mt. El organismo explicó que las desviaciones al indicador se deben principalmente a la utilización de combustóleo para la generación de energía eléctrica en los Centros Procesadores Morelos e Independencia a lo largo del año. Como acción correctiva el organismo propone el aprovechamiento de combustibles alternos, solo cuando no se incremente de manera importante la emisión de SOx. Para mejorar este indicador se requiere que Pemex Petroquímica continúe trabajando en la implementación del Sistema Pemex Seguridad, Salud y Protección Ambiental, con el fin de reducir las emisiones.

Como se señala en este informe, Pemex Petroquímica continúa realizando acciones para la implantación del Proyecto Pemex-SSPA.


v. final

Petróleos Mexicanos (Corporativo)

Si bien no se establecieron metas para el indicador de “déficit actuarial”, así como para su “componente de gasto de sistema de salud”, se requiere reportar dicha información en cuanto esté disponible, lo que ocurrirá en el siguiente informe trimestral de PEMEX.

En este informe se incluyen los valores de “Déficit Actuarial Total (Obligaciones devengadas por beneficios proyectados)” y “Déficit Actuarial, componente de gasto del sistema de salud” correspondientes al 2008


v. final

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 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) KEDC Miles de unidades de capacidad de destilación equivalente

(equivalent distillation capacity) 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) 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 Mpc Miles de pies cúbicos Mt Miles de toneladas


v. final

M$ Miles de pesos PE Personal equivalente POA Programa operativo anual POT Programa operativo trimestral Reserva 3P Reserva que incluye la reserva probada, posible y probable SFP Secretaría de la Función Pública SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público 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 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 ISBL Planta en límite de batería (In Side Boundary Limit) OSBL Planta fuera de límite de batería (On Side Boundary Limit)


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Informe de Avance del Programa para Incrementar la ... · Informe de Avance del Programa para Incrementar ... Se trabaja en la actualización de los modelos de simulación de yacimientos