Informe de Avance del Programa para Incrementar …...v.final Informe de Avance del PEO al 3er Trimestre de 2008 . 3 1. Antecedentes El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa

v.final

Informe de Avance del PEO al 3er Trimestre de 2008 . 1

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

Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al Tercer Trimestre de 2008

OCTUBRE DE 2008

v.final


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 Anexo.- Acrónimos y abreviaturas

v.final


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, 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 septiembre de 2008. Debe resaltarse que la información del mes de septiembre es aún preliminar, debido a que, por los tiempos requeridos para integrar el informe y cumplir con la fecha de entrega establecida en los ordenamientos legales mencionados, no es posible incorporar a éste la información operativa de cierre de los Organismos Subsidiarios correspondiente al mes de septiembre.

v.final


2. 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-septiembre de 2008. 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 y 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 once indicadores con calificación insuficiente, de los cuales 9 se derivan de un menor recibo de materias primas: gas húmedo amargo y dulce, así como condensados amargos y dulces. Por lo que las acciones de mejora deberán ser definidas conjuntamente con Pemex Exploración y Producción para cumplir con las metas programadas en las entregas de gas y condensados. 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 los altos precios de las materias primas y la aguda situación económica. Por ultimo, se han llevada a cabo acciones para el desarrollo, implantación y mejora del sistema SSPA en Pemex Petroquímica.

v.final


3. Avance en el cumplimiento del programa

3.A. Pemex Exploración y Producción Avance en la ejecución de las acciones del PEO Se presenta a continuación un resumen de la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero-septiembre de 2008:

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

La actividad exploratoria al tercer trimestre de 2008 muestra la terminación de 43 pozos exploratorios, el levantamiento de mil 997 kilómetros de sísmica 2D y 7 mil 74 Kilómetros cuadrados de sísmica 3D. En cuanto a la delimitación de campos, se han identificado para el periodo 2008-2010 un total de 12 localizaciones delimitadoras ubicadas en la porción marina del Golfo de México, a partir de las cuales se estima reclasificar más de 700 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reservas probables y posibles a probadas.

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

Esta iniciativa ha estado enfocada a continuar la exploración en aguas profundas con la exploración en cuencas conocidas. El programa de adquisición sísmica 3D para el periodo 2008-2009 está enfocado a definir la extensión de campos con producción terrestre a nivel Mesozoico hacia el Golfo de México y a la definición de trampas asociadas a tectónica salina en la prospección de aceite ligero. Asimismo, y en base a los resultados de los pozos Alak-1, Kach-1, Kastelan-1 y Tamil-1, se tiene contemplado iniciar en 2009 la exploración de los alineamientos estructurales Mesozoicos hacia aguas profundas. Asimismo, se continúa con el programa de procesos especiales para el periodo 2008-2009 y se tienen las siguientes actividades en desarrollo: Proceso enfocado al mejoramiento de imagen sub-sal con la finalidad de

explorar plays profundos en el área salina oriental del cubo Holok-Alvarado Proceso enfocado al mejoramiento de imagen sub-sal autóctona para

explotar plays hipotéticos profundos bajo los campos Mesozoicos

v.final


Proceso realizado con la finalidad de reducir la incertidumbre en la geometría de la trampa de localizaciones asociadas a tectónica salina

Proceso para definir la extensión de los campos terciarios hacia la porción Sur de la Cuenca de Veracruz

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

Con la finalidad de jerarquizar las cuencas y áreas geológicas de México en función de su potencial petrolero que permita enfocar las inversiones exploratorias hacia aquellas con mayor valor económico y estratégico y así alcanzar la meta de restitución de reservas de 100 por ciento para el año 2012, se han determinado 6 cuencas principales y 14 sectores prioritarios donde se enfocará la actividad exploratoria en el corto y mediano plazo. Además, se definieron los lineamientos para la integración, documentación y ejecución de proyectos exploratorios, que se encuentra en etapa de revisión.

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

Para mejorar los indicadores de costo de descubrimiento y desarrollo se han identificado y jerarquizado los campos descubiertos que deberán ser delimitados en el periodo 2008 – 2010, para reclasificar a reservas probadas desarrolladas el mayor volumen posible e incidir en la mejora de los indicadores de costos. En esta estrategia, se concluyó el programa para la aplicación de la metodología FEL en los proyectos exploratorios prioritarios, además se continúa con el FEL de los pozos exploratorios, lo que permitirá programar con mayor certidumbre los tiempos y costos de las actividades exploratorias.

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

Con objeto de fortalecer la explotación de los campos, se han concluido los modelos estáticos de los campos Tamaulipas-Constituciones, Arenque-Lobina, Tres Hermanos, Bagre, Carpa y Lankahuasa de la Región Norte. En la Región Sur se actualizó el modelo estático del campo Jujo-Tecominoacán. Mientras que en la Región Marina Suroeste, se han concluido los modelos estáticos de Yum, Bolontiku, Men y Yaxche. Hasta el cierre del tercer trimestre se han terminado un total de 476 pozos de desarrollo, 33 en la Región Marina Noreste, 11 en la Región Marina Suroeste, 352 en la Región Norte y 80 en la Región Sur y se han ejecutado 613

v.final


reparaciones mayores, 57 de ellas se han realizado en las regiones marinas y 556 en la regiones terrestres. La ejecución de las acciones descritas anteriormente, permitirán reclasificar reservas probables y posibles a probadas para alcanzar la tasa de restitución de reservas probadas planteada al inicio de 2008.

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

En los próximos años la explotación de crudos extra pesados implicará la construcción de infraestructura específica para realizar la mezcla de corrientes ligeras y pesadas; además de asegurar la producción de crudo ligero marino para satisfacer el requerimiento y mantener la calidad del crudo maya de 21 °API en un mayor tiempo posible. Para el periodo enero-septiembre de 2008 esta acción continúa con el análisis de la estrategia integral de manejo de crudo pesado mediante la revisión de alternativas de transporte y acondicionamiento de crudos pesados y extra pesados. En esta etapa se detectaron alternativas para mantener el crudo en calidad de 21 °API, esto es, mediante mezclado de crudos, más el mejoramiento de crudo, o comercialización de crudo menor a 21 °API. La evaluación de tecnologías amerita de un estudio de dimensionamiento de infraestructura para una planta de mejoramiento en la Terminal Marítima de Dos Bocas que permita conocer la rentabilidad del proyecto de mejoramiento de crudo y comparar resultados con las alternativas de mezclado.

Realizar una transformación operativa de la función de mantenimiento

Esta acción va encaminada a fortalecer esquemas centralizados para la sanción, seguimiento y control de las actividades, y costos de mantenimiento, así como la participación referente a la infraestructura de campos maduros que requieren programas de desincorporación de activos para optimizar erogaciones en este rubro. Durante el periodo enero-septiembre de 2008 se llevaron acabo actividades entre las que destacan: La elaboración de un manual de usuario del Sistema de Confiabilidad

Operacional (SCO), difundido a través de 30 talleres; 3 para coordinadores, 19 para ingenieros especialistas, 6 para personal de plataformas y 2 para personal de apoyo, actualmente se cuenta con 860 profesionistas que han participado en la inducción y capacitación del SCO y se ha iniciado la implantación en 17 instalaciones de 12 centros de proceso

v.final


La revisión de planes y programas de mantenimiento del periodo 2009-2023, así como del mecanismo para su aprobación y seguimiento

Implantación del Proceso de Administración Integral de Ductos (PAID) y la actualización del catálogo para el direccionamiento del presupuesto de mantenimiento de instalaciones y ductos

Inició de los servicios de "Asistencia técnica en la implantación de herramienta y metodologías de confiabilidad para optimizar planes y programas de mantenimiento de las instalaciones de distribución y comercialización”, que incluye un estudio de confiabilidad a las plataformas Akal C7/C8, así como la revisión de análisis causa-raíz de fallas de módulos de compresión de estas plataformas

Realización de cuatro revisiones de control en Ku-Maloob-Zap, Abkatún-Pol-Chuc, Activo Integral Samaría-Luna, y Activo Integral Burgos, evaluando el grado de aplicación de procedimientos e instructivos PM-SAP en la planeación y programación del mantenimiento.

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

Con esta acción se identificarán nuevos enfoques de ejecución de los campos maduros y marginales con baja rentabilidad y baja asignación de recursos financieros. El avance al periodo incluye la selección de campos marginales y maduros, su delimitación de áreas o bloques, el diseño de nuevos esquemas contractuales para su explotación y reactivación, en las regiones Norte y Sur de PEP. En cuanto a la selección de los campos marginales y maduros en la Región Norte se tiene un avance del 30 por ciento para los bloques seleccionados del Activo Integral Poza Rica-Altamira, y respecto a la delimitación de áreas se cuenta con una propuesta para revisión técnica. En la Región Sur se tiene el 100 por ciento de avance en los bloques Samaria Terciario, Sánchez Magallanes-Ogarrio, Jacinto-Paredón-Tepeyil y Cactus-Sitio Grande; en cuanto a delimitación de áreas se tienen considerados bloques ya definidos, y referente al modelo de contratación se tiene un 50 por ciento.

Fortalecer las capacidades y habilidades de los recursos humanos Esta acción incluye avances en la elaboración del Manual de Perfiles de Puestos Sindicalizados y se actualizaron los reglamentos de labores; asimismo, se encuentra en diseño el mecanismo de medición del desempeño del personal sindicalizado.

v.final


Se desarrollaron programas de capacitación del personal acorde con las necesidades del puesto y el perfil del ocupante, los cuales se están ejecutando conforme a programa. Se realizó un acuerdo para la realización de exámenes médicos y seguimiento a la salud del personal que labora en las categorías operativas críticas, aplicándose a 2 mil 150 trabajadores. Se elaboró la guía de lineamientos para aplicar las políticas de flexibilidad laboral y movilidad geográfica contempladas en el Contrato Colectivo de Trabajo.

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

Se realizaron cursos introductorios al FEL para los proyectos Ogarrio-Magallanes, Macuspana y Campeche Oriente con la participación de 12 profesionistas por proyecto. En cuanto a procedimientos y lineamientos, se elaboraron los documentos de Alcance I y Alcance FEL II, que actualmente se encuentran en etapa de revisión. Ya está autorizado el documento de lineamientos para proyectos exploratorios.

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

El programa para 2008 contempla la implementación de la metodología FEL en 7 proyectos. Para este trimestre, se definieron Ku-Maloob-Zaap y Lakach.

Referente a la capacitación, se realizaron cursos introductorios al FEL para los proyectos Ogarrio-Magallanes, Macuspana y Campeche Oriente.

Por lo que respecta al procedimiento para asignación y rol de pares, se realizó el documento, flujogramas del proceso y evaluación de pares versión cero, con objeto de ser recopiladas las recomendaciones.

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

A la fecha se está preparando la documentación para elaborar un programa de contratación a largo plazo, se tienen contratados insumos que cubren las intervenciones a pozos del año 2009 y parcialmente el 2010. La contratación de estos insumos es trianual, y se analiza periódicamente el avance en el ejercicio de los contratos para las nuevas licitaciones.

v.final


En cuanto a los diseños de los pozos a intervenir en 2009 durante el cuarto trimestre de 2008 se dispondrá de las bases de usuario para que se concluyan los diseños bajo la metodología FEL de pozos exploratorios y pozos críticos de desarrollo.

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

Esta acción está enfocada a los proyectos Aceite Terciario del Golfo (PATG) y Aguas Profundas. En el primer caso se analizan las líneas sísmicas 2D de Coyuca y su relación con los de desarrollo del sector 8, se efectúa un análisis de amplitud sísmica antes de apilamiento del cubo de Amatitlán, también se realiza un análisis sísmico del cubo de Agua Fría a fin de efectuar la predicción petrofísica y relacionarla con los pozos de desarrollo del área. Se realizó un modelado e inversión en una dimensión con substitución de fluidos en el pozo Escobal-103D a partir de los registros de resistividad. Se realizó el análisis petrofísico de pozos de desarrollo de los diferentes campos de la Cuenca de Chicontepec a nivel Eoceno Tantoyuca y Chicontepec. En Aguas Profundas se ha actualizado la cartera de localizaciones de aceite, actualmente existen nueve sectores con carteras documentadas de oportunidades exploratorias: Cinturón Plegado Perdido, Cinturón Subsalino, Oreos, Quizini, Nancan, Jaca-Patní, Quimera, Linterna y Sable. Las áreas de los proyectos Perdido y Golfo de México Sur, han sido divididos en doce áreas o sectores, los cuales fueron jerarquizados considerando: recursos potenciales, probabilidad de éxito, riesgo compuesto, tipo de hidrocarburo, tirante de agua, información sísmica disponible (2D ó 3D) y distancia a instalaciones. Los sectores estratégicos en Aguas Profundas son: Cinturón Plegado-Perdido, Cinturón Subsalino, Oreos, Jaca Patiní, Lipax y Nancan.

Fortalecer la relación con proveedores clave Se efectuó el análisis de contrataciones 2003 al 2007 y el de requerimientos 2008, a partir del lo cual se están definiendo estrategias específicas, como es el caso de la consolidación de requerimientos de válvulas para su contratación centralizada (Sede del Organismo) que evite la formulación de múltiples contratos en las diferentes regiones generando así economías de escala.

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

Se ejecutan las auditorías integrales SSPA y ambientales de instalaciones, estimándose concluir al cierre de 2008; se continúa en la certificación de industria limpia para las instalaciones, con las acciones realizadas en

v.final


coordinación con PROFEPA Central y sus Delegaciones. Asimismo, se da seguimiento estrecho al proceso de certificación con PROFEPA para dar cumplimiento a los Planes de Acción de las Auditorías y Diagnósticos Ambientales practicadas. Para reforzar la administración de la seguridad física se está dando seguimiento a las recomendaciones derivadas de los estudios de vulnerabilidad de las instalaciones AAA (marinas y terrestres), asimismo se encuentran en proceso de elaboración los estudios de vulnerabilidad de las instalaciones AA. Los planes de respuesta a emergencia se están actualizando y evaluando mediante la elaboración de simulacros operativos y de emergencia.

Mejorar la relación del Organismo con las comunidades en donde opera

Se concluyó el procedimiento que incluye la variable socio-ambiental en lo referente a la documentación de los proyectos, expresada en el informe de Procedimientos de Documentación y Dictamen de Proyectos de Explotación. Actualmente se evalúa la parte ambiental de cada proyecto, y se encuentra en revisión para su implantación oficial. La Dirección General de PEP formalizó la obligación de incluir el Anexo AE como mecanismo de responsabilidad social en todos los contratos de obra de PEP.

v.final


Avance en la ejecución de las acciones y cumplimiento de metas

Periodo:

5 51%6 47% min 2,9018 32% max 3,103

12 53%5 51%6 47% min 2,8528 32% max 3,048

12 53%5 51%6 47% min 6,0528 32% max 6,340

12 53%5 51%6 47% min 5,8618 32% max 5,976

12 53%2 17%3 77% min 12.964 45% max 13.79

12 53%14 71%7 27% min 5.03

12 53% max 5.2814 71%7 27% min 0.65

max 0.687 27% min 8.0

10 36% max 9.79 36% min 42.45 51% 0 42.45 51% min 7.1

10 36% max 8.312 53%

15 35% min 0.0

max 0.3

15 35% min 0.0

max 2.6

4 45%10 36% min 511 36% max 612 53%13 60%

4 45%

10 36% min 5

11 36% max 5

12 53%

13 60%

min 964.4

max 1,230.41 15%2 17% min 53.94 45% max 63.45 51%1 15%

2 17% min 61.8

4 45% max 63.5

5 51%

% de Avance de cada acción

Meta 2008b

No. del Indicador

Acciones relacionadas

Objetivos Relacionado

sUnidadesIndicador

Desviación porcentual respecto al

máximo

Cumple la meta establecida c

Valor del indicadora

n.a.

0.61

7.5

43.0

6.4

0.1

2.1

3

3

50.3

65.7

Insuficiente

Insuficiente

Aceptable

Aceptable

Insuficiente

Insuficiente

Insuficiente

Sobresaliente

Insuficiente

Insuficiente

Sobresaliente

Sobresaliente

Sobresaliente

19%

50% de avance a la fecha

50% de avance a la fecha

n.a.

1%

n.a.

67%

-9%

-10%

7%

-6%

-4%

10%

6

7

8

8

4

5

5

6

2, 9

2, 15

2

3

1

1

1

2, 9

US$@2008/bpce

Autoconsumo de gas e

Número

Número

Índice

%

Mbpce/plaza

%

Procesos de dictámen y sanción

técnica de proyectos con

metodología FEL

Perforación no convencional

6

MMpcd

MMpcd

US$@2008/bpce

Índice

MMM$

%

%

13

14

Metodología FEL aplicada en los

proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo

Ligero y Chicontepec

15Ingresos totales f

Tasa de restitución de reservas 3Pd

Tasa de restitución de reservas probadas d

16

17

10

Índice de frecuencia

exploración y producciónÍndice de

frecuencia perforación

11

12

8

Productividad laboral9

2,822

2,739

6,804

5,638

9.94

5.49

Mbd

1

Costo de transporte7

3

Producción de gas entregada a ventas4

Costo de descubrimiento y

desarrollo d5

US$@2008/bpceCosto de

producción

Producción de gas total

Pemex Exploración y ProducciónEnero-Septiembre de 2008

Producción de crudo total

Producción de crudo entregada a

ventas

1

2

Mbd

v.final


Periodo:

5 51% min 25.7

8 32% max 26.6

1 15%2 17% min 393 77% max 514 45%5 51% min 1.48

8 32% max 1.6510 36% min 89.1

max 96.7

5 51% min 35.7

6 47% max 36.0

7 27% min 0.43

15 35% max 0.44

16 34%

min 259.8

max 393.9

min 133.2

max 182.3

min 31.2

max 38.0

min 47.7

max 64.5

min -3.0

max 7.9

a. Valor del indicador al periodo enero-septiembre. En indicadores de seguimiento anual el dato corresponde al total del año inmediato anterior, 2007b. Meta original referida en el documento del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios (PEO)

c. 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 entre la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera "Sobresaliente".d. Indicador de seguimiento anual, su valor al periodo corresponde al del año inmediato anterior por lo que se evaluará hasta el cierre del año.e. Valores de programa ajustados a porcentaje, por omisión en el PEO original aparecen datos que no corresponden a esas unidadesf. Indicador financiero, sus cifras se reportarán una vez que sean autorizadas y publicadas por la Dirección Corporativa de Finanzas

% de Avance de cada acción

Meta 2008b

No. del Indicador


Objetivos Relacionado

sUnidadesIndicador

n.a.


máximo

Cumple la meta establecida c

Valor del indicadora

81.9

35.7

0.45

n.a.

Insuficiente

n.a.

n.a.

n.a.

25.6

49

2.24

Aceptable

Insuficienten.a.

n.a.

n.a.

29

29

29

14

15, 16

29

29

10

11

12

13

MMM$

MMM$

MMM$

MMM$

%

%

%

MMM$

Productividad por pozo d

20

%

%

MMbpce / pozo

18Factor de

recuperación actual d

FEND del proyecto Crudo Ligero

Marino d27

FEND del proyecto Chicontepec d

28

FEND del proyecto Ku Maloob Zaap d

25

FEND del proyecto Burgosd26

Éxito exploratorio comercial d

19

FEND del proyecto Cantarell d

24

Índice de mermas y pérdidas23

Aprovechamiento de gas21

Proporción de crudo ligero en la producción total

22

Pemex Exploración y ProducciónEnero-Septiembre de 2008

v.final


Causas de las desviaciones y acciones correctivas Producción de crudo total

Causas de desviación: Principalmente por declinación en la producción del proyecto Cantarell, al cierre de pozos por altos inventarios ocasionados por cancelación de cargamentos debido condiciones meteorológicas adversos en el sur de los Estados Unidos de América 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; se está analizando una estrategia de explotación mediante la aplicación de procesos de recuperación mejorada en el campo Akal del proyecto Cantarell

Producción de crudo entregada a ventas Causas de desviación: Menor disponibilidad de crudo pesado para terminales de exportación y de crudo ligero para refinación; así como por los rechazos de crudo por parte de Pemex Refinación Acciones correctivas o de mejora: Dependencia de los resultados en las acciones de mejora implementadas para mantener la producción de crudo

Producción de gas total Causas de desviación: Debido a mayor producción de gas de pozos del proyecto Cantarell cercanos a la zona de transición. Acciones correctivas o de mejora: Se implementa un mejor manejo del gas que se produce en los pozos cercanos a la zona de transición en el proyecto Cantarell

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 implementa un mejor manejo del gas que se produce en los pozos cercanos a la zona de transición en el proyecto Cantarell.

Costo de producción Causas de desviación: Incremento en el gasto en el rubro de compras de gas debido a mayores precios del hidrocarburo y menor producción de crudo Acciones correctivas o de mejora: El monto de las compras de gas significó el 44 por ciento del costo y considerando que los precios asociados responden a factores ajenos al desempeño del Organismo, las

v.final


oportunidades para emprender acciones que conduzcan a un mejor resultado están ligadas a esfuerzos para compensar la declinación natural de los yacimientos, por lo que la ejecución de nuevos proyectos de desarrollo de campos es determinante

Productividad laboral Causas de desviación: Generada por mayores resultados en la producción de gas Acciones correctivas o de mejora: El índice depende de los resultados directos en producción de hidrocarburos y el nivel de plazas ocupadas, situación que se espera mantener estable

Perforación no convencional Causas de desviación: Se debe principalmente al atraso en la llegada de equipos adicionales y al incremento en el tiempo de terminación. Acciones correctivas o de mejora: Para asegurar el contar con los equipos de perforación se están contratando adicionales, y se están optimizando los tiempos de terminación de pozos. Al término del periodo se espera cumplir con el programa establecido

Índice de frecuencia de accidentes en exploración y producción Causas de desviación: El índice se ve impactado en forma positiva debido a una mejor aplicación de prácticas de seguridad industrial, efecto del avance en la implantación del Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA) Acciones correctivas o de mejora: Continuar y arraigar la implantación del SSPA, confirmando con el desarrollo de auditorías efectivas

Índice de frecuencia de accidentes en perforación Causas de desviación: En particular para las áreas de perforación la implantación del SSPA a cumplido, no obstante dichas áreas presentan mayor exposición al riesgo Acciones correctivas o de mejora: Continuar y arraigar la implantación del SSPA, confirmando con el desarrollo de auditorias efectivas

Procesos de dictamen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL Causas de desviación: Se realizaron los dictámenes PRE-FEL de los proyectos, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Burgos (Alondra, Duna y Mareógrafo) Acciones correctivas o de mejora: Se continúa con el programa para incluir al resto de los proyectos, acelerándose el proceso

v.final


Metodología FEL aplicada en los proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap,

Burgos, Crudo Ligero y Chicontepec Causas de desviación: No existe desviación a la meta ya que en este indicador se reporta como avance al periodo enero-septiembre y el mismo esta siendo comparado con la meta al término del año. Acciones correctivas o de mejora: Se realizaron los dictámenes PRE-FEL de los proyectos, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap y Burgos (Alondra, Duna y Mareógrafo) y se continúa con el programa para incluir al resto de los proyectos

Aprovechamiento de gas Causas de desviación: Aumento de producción de gas con alto contenido de nitrógeno, por problemas operativos y en el mantenimiento de los equipos de compresión en plataformas. Acciones correctivas o de mejora: Se están implementado acciones de corto plazo, las cuales reflejarán su beneficio en el primer trimestre de 2009: segregación de corrientes en plataformas, incremento de la capacidad de inyección de gas al yacimiento mediante la instalación de cinco turbocompresores para gas de inyección y construcción de cabezales, líneas de inyección e interconexiones. Además se incrementará la capacidad de compresión, mediante la instalación de dos turbocompresores para manejo de gas a proceso. Adicionalmente, una de las principales acciones a emprender es ajustar 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, además se incrementará la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión mediante la implantación de un Sistema de Confiabilidad Operacional.

Índice de mermas y pérdidas Causas de desviación: El índice resulta insuficiente respecto al periodo anual, sin embargo, comparado con las metas del periodo enero-septiembre (mín: 0.46 y máx: 0.43) el resultado es sobresaliente, por lo que no existe desviación ni acciones correctivas a implementar

v.final


3.B. Pemex Refinación

Avance en la ejecución de las acciones del PEO Se presenta a continuación un resumen de los avances en la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero -septiembre de 2008:

Reconfiguración de 4 refinerías Minatitlán: Se tienen los siguientes avances por paquete: Paquete II (Obras de integración y Servicios Auxiliares): 92.3%. Paquete III (Plantas Combinada, Hidrodesulfuradora de Diesel y Catalítica): 79.5%. Paquete IV (Plantas HDS de Gasóleos, Hidrógeno y Azufre): 71.7%. Paquete V (Plantas de Coquización, Hidrodesulfuradora Naftas y Regeneradora de Aminas): 76.8%. Paquete VI (Plantas de Alquilación): 90.0%. Obra adicional I (Sistemas de desfogues, Oleoducto 30” y Gasoducto 12”): 97.5%. Reconfiguración de Salamanca: Se realizaron estudios de simulación rigurosa para determinar la mejor configuración. Se trabaja en la selección de tecnología. Aprovechamiento de residuales (Tula y Salina Cruz): Se revisa la configuración propuesta en función del proyecto de nueva capacidad de refinación

Implementar mejores prácticas en refinerías El e para el Mejoramiento del Desempeño Operativo (MDO) en la refinería de Cadereyta se inició en diciembre del año 2006 y terminó en el mes de marzo de 2007. A partir de esta fecha se inició la implementación de las recomendaciones vinculadas con las áreas de oportunidad detectadas con el programa. Al mes de septiembre de 2008, se han atendido aproximadamente el 40% de las recomendaciones derivadas del MDO para atender las áreas de mejora identificadas, su conclusión se programó para el año 2012. Por lo que se refiere a las demás refinerías, en el PEO se señala que la implementación de los proyectos se llevarán a cabo durante el periodo 2009-2012 (Madero, Salamanca, Salina Cruz y Tula).

Eliminar cuellos de botella en refinerías (infraestructura) Para incrementar la producción de gasóleos de vacío y el rendimiento de destilados, se concluyó la rehabilitación de la planta combinada TAV-2 de Minatitlán. Se tiene un avance de 96% en la rehabilitación y modernización de la planta de alto vacío “AI” de Salamanca y 70% en la rehabilitación de la planta combinada y de la planta primaria PP-2 de Tula.

v.final


Optimización de reconfiguración Refinería Madero (Válvulas deslizantes en tambores de coquización). Se tiene avance del 70% en la elaboración del dictamen técnico. A continuación se desarrollará la ingeniería básica y de detalle, y se definirá el presupuesto de inversión. Construcción de Nueva Planta Reformadora en Minatitlán. Se tiene un avance del 75% en el desarrollo de la ingeniería básica. 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, procura e instalación del módulo. En cuanto se tenga la autorización de la SCHP se procederá con la licitación. 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. Se tiene una avance de 90% en la elaboración de las bases de licitación de procura y construcción. Se licitarán inicialmente los tratamientos de gas, gasolina e instalación del compresor.

Definición de proyectos de ampliación de capacidad Como parte de la estrategia para garantizar el abasto de petrolíferos en el país al menor costo posible, se realizó el “Estudio de viabilidad para construir una nueva refinería en México”, el cual se entregó al H. Congreso de la Unión el pasado 31 de julio. Actualmente se continúan desarrollando trabajos en diversos frentes:

• Se está elaborando el estudio de simulación rigurosa de procesos, a fin de determinar con mayor exactitud la capacidad de las plantas, costos de inversión asociados, balances de productos, requerimientos preliminares de algunos servicios auxiliares (consumos de vapor y energía eléctrica) y áreas requeridas, a fin de reducir la incertidumbre asociada al proyecto.

• Se concluyó el estudio de identificación de riesgos sociales y ambientales y se inició tanto la evaluación de riesgos mayores como el análisis económico de impacto social-ambiental. Estos estudios se concluirán en el primer trimestre del 2009 con objeto de fortalecer la decisión sobre la selección de sitio y contar con un programa inicial de mitigación de riesgos.

Uso eficiente de energía Para reducir el Índice de Intensidad de Energía en el Sistema Nacional de Refinación se han implementado diversos proyectos, de los cuales ya se concluyeron: la instalación del economizador de la caldera CB-4 de Cadereyta y la reparación de la caldereta 101 de la planta FCC-2 de Tula. Se cuenta con

v.final


una cartera de proyectos para los años posteriores. También se están realizando prácticas operativas encaminadas al uso eficiente de la energía. Los avances en los proyectos de optimización e incremento de la eficiencia energética de los equipos actuales: calderas, calderetas, hornos, etc., según los programas establecidos para este fin, al mes de septiembre, tienen un avance del 47%.

Generación eficiente de energía eléctrica Se encuentra en desarrollo estudio de cogeneración en Salamanca con la participación del Instituto Mexicano del Petróleo e Instituto de Investigaciones Eléctricas. Se está elaborando el caso de negocio, por lo que todavía no hay programas de trabajo para su ejecución. Sin embargo, para 2009, se estima alcanzar el 12% de avance en los proyectos que comprende la iniciativa.

Ampliar la capacidad del poliducto Tuxpan-México Se obtuvo el 100% de los permisos de paso en el derecho de vía existente. Se publicó licitación para adquisición de tubería con fallo programado para la primera semana de noviembre. Conclusión de la manifestación de impacto ambiental modalidad regional y el estudio de riesgo. Se estima la culminación del proyecto para finales de 2010.

Reparto local El 18 de marzo se publicó la convocatoria pública Internacional para adquirir 356 autotanques para este año, firmándose el contrato correspondiente en el mes de junio. Al mes de septiembre se han recibido 220 unidades y se prevé una entrega total para el 30 de noviembre.

Modernizar el transporte marítimo El 13 de agosto se incorporó a la Flota Petrolera el B/T CHICONTEPEC (Ex Torm Wabash) para operar en el tráfico de productos petrolíferos limpios en el litoral del pacífico mexicano. El 2 de septiembre del 2008 fue aceptado el B/T BURGOS (Ex African Future), para operar en el tráfico de productos petrolíferos limpios en el litoral del pacífico mexicano.

Almacenamiento de productos En construcción un tanque en La Paz y en licitación uno en San Juan Ixhuatepec. Cuatro tanques fueron cambiados de servicio, tres están en proceso y uno en licitación.

v.final


Se construyeron en Oaxaca y Mérida tanques de 20 Mb para agua contra incendio, se reasignaron tanques de 80 Mb en Campeche, 110 Mb en Veracruz, 55 Mb en el Castillo y 30 Mb en Pajaritos. Se terminó el caso de negocio para dos terminales: Reynosa y Valle de México. Se autorizó permuta de terreno, Fideicomiso para el Fomento Portuario de Tapachula (FIDEPORTA), junto API Chiapas.

Almacenamiento de petróleo crudo Se tiene un avance promedio de 66% en la limpieza y rehabilitación de tanques de almacenamiento de crudo: 65% en Madero (tanques TV-550, MJA-T-86 y MJA-T-220), 65% en Minatitlán (tanques TV- 103, TV-108, TV-107 y TV-114), 61% en Salina Cruz (tanques TV-503, TV-505 y TV- 508) y 88% en Tula (tanque TV-2).

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 uno de proyecto propio. Se tiene la intención de iniciar el proyecto en 2010 y culminar en 2013. Sin embargo, como el proyecto está en su etapa inicial de definición (elaboración del caso de negocio) aún no se tienen programas de trabajo definitivos para su ejecución.

Mantenimiento de refinerías De las 78 plantas programadas para rehabilitación, se han realizado 35 y se encuentran en proceso de ejecución otras 24. Las restantes fueron diferidas para el año 2009 por insuficiencia de recursos presupuestales. Se encuentran en proceso de rehabilitación: 2 en Cadereyta, 1 en Madero, 1 en Minatitlán, 3 en Salamanca, 3 en Salina Cruz y el resto en Tula. Las 19 plantas diferidas para 2009 por falta de presupuesto son: 2 de Cadereyta, 4 de Madero, 1 de Minatitlán, 4 de Salamanca, 3 de Salina Cruz y 5 de Tula.

Mantenimiento de ductos y terminales marítimas

En proceso de inspección y rehabilitación de fallas que limitan la capacidad de transporte, para posteriormente analizar su integridad mecánica y estar en condiciones de liberar presión: Poliductos 18” Cadereyta - Satélite; 14” y 10” Satélite - Gómez Palacio; 10”

y 8” Gómez Palacios – Chihuahua. Poliducto 10” Topolobampo – Guamúchil – Culiacán.

v.final


Poliducto 8” Salamanca – León. Poliducto 12” Minatitlán – Villahermosa. Isobutanoducto Minatitlán – Salina Cruz. Oleoducto 24” Madero – Cadereyta. Oleoducto 30” Nuevo Teapa – Salina Cruz. Combustóleo en Mazatlán. Combustóleo Ducto marino en Rosarito para cambio de servicio a diesel y

turbosina.

Mantenimiento de terminales terrestres

Durante el presente año han sido reparados 34 tanques de almacenamiento y se tiene fuera de operación 39 para ser reparados. Se tiene programado concluir las reparaciones al cierre del presente año.

Calidad de combustibles Gasolina: Se concluyó el desarrollo de ingenierías básica y extendida y se inició el proceso de licitación para contratar el IPC (Ingeniería de detalle, Procura y Construcción) de Tula y Salamanca. Se han realizado estudios de preinversión que nos dan una definición del proyecto Clase III para las planta en límite de batería (ISBL) y Clase IV para las plantas fuera del límite de batería (OSBL).

Diesel: Se seleccionó la tecnología para las plantas de diesel en cinco refinerías. En el caso de Cadereyta se encuentra en desarrollo la ingeniería básica extendida, para el resto de las refinerías se contratará en 2009. Se continuarán desarrollando estudios de preinversión que nos permitirán lograr el mismo grado de definición que en el caso de gasolinas para el año 2010.

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

Se diseñó el modelo conceptual apoyado en la presentación que la Subdirección de Distribución realizó al Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana (STPRM) para la reorganización de Sectores de Ductos, Talleres de Mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación (SNR) y terminales marítimas (TM’s). Se realizan ajustes a la propuesta conforme a observaciones de la visita efectuada a la Subgerencia de Transporte por Ducto Sureste y los Sectores de Ductos Minatitlán y Salina Cruz. El diseño del modelo conceptual para reorganizar los talleres de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación se concluyó al 100 por ciento.

v.final


Racionalizar estructuras Conforme a programa, se cuenta con los elementos para llevar a cabo la definición y rediseño de estructuras homologadas en el Sistema Nacional de Refinación. Para la reorganización de talleres de mantenimiento en el SNR, se diseñó el modelo conceptual. Se refiere al programa de actividades interno para llevar a cabo la definición de estructuras homologadas en el Sistema Nacional de Refinación.

El modelo conceptual es una estructura organizacional tipo que sería aplicada a los distintos talleres de mantenimiento del Sistema Nacional de Refinación.

Desarrollo de personal Se ha evaluado en psicometría al 95% del personal de confianza. Se cuenta con la clasificación de Ingenieros Químicos que considera 263 aspirantes. Se validó el contenido del Programa de Formación de Inspectores de Calidad para laboratorios móviles que contempla 7 temas básicos. Durante este año se han cubierto 308 puestos de confianza, utilizando mecanismos de evaluación de conocimientos y psicometría. Se han definido 46 de 55 especialidades en Pemex Refinación. Se han desarrollado 13 de 55 baterías de evaluación para puestos de Pemex Refinación.

Implantar la estrategia de gestión tecnológica para el Organismo. Se ha continuado la gestión de la cartera de proyectos en investigación y desarrollo del Organismo. Se ha diseñado un indicador de posicionamiento tecnológico y se establecieron las metas de mediano y largo plazo. Se encuentra en desarrollo la estrategia tecnológica de PR, alineada a la estrategia del negocio. La estrategia tecnológica del Organismo servirá para consolidar la de Petróleos Mexicanos. El indicador de posicionamiento tecnológico que se refiere al grado de asimilación tecnológica que se tendrá a partir de: investigación básica, seguidor rápido, seguidor lento y/o comprador, ya se diseñó y se encuentra en proceso de comprobación. Las metas están sujetas a un proceso de aprobación al interior del Organismo, son tentativas y no se cuenta aún con un programa de trabajo, sujeto a la definición de la estrategia.

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

De 2006 al mes de septiembre de 2008, se han dado 222 cursos de capacitación (SSPA-1, SSPA-2 e integridad mecánica y aseguramiento de

v.final


calidad) y 9,651 días de asistencia técnica en todos los centros de trabajo y a todos los equipos de liderazgo. Se estima culminar su implantación en 2012.

Automatización y control de procesos Se cuenta con bases de usuario y licencias de software estandarizados del proyecto “Un solo Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA) de 25 actualizaciones”. 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).

El 21 de agosto se publicó la Licitación Pública Internacional para la “Ingeniería, suministro e instalación de un sólo SCADA, para implantarse en siete poliductos de la red nacional de Pemex Refinación”. Se estima culminar su instalación a finales de 2012.

Fortalecer definición de procesos y administración de proyectos Se tiene una propuesta de estructura para fortalecer la función de proyectos de inversión en Pemex Refinación.

Grupo de Trabajo de Inversiones de Pemex Refinación fue integrado y se encuentra operando desde abril de 2008.

Se trabaja con los diferentes proyectos en instrumentar los elementos y criterios del proceso FEL: equipo de trabajo, programa de ejecución, alcances integrales, costeo estandarizado y selección de contratista.

Los pasos faltantes para concretar la propuesta para fortalecer la función de proyectos son: mejorar las capacidades de organización interna de Pemex Refinación para la administración de proyectos, implementar los programas de capacitación necesaria para desarrollar las habilidades indispensables internas para la administración de proyectos y la definición e implementación del proceso institucional para el desarrollo de proyectos. Se estima culminar su implantación para finales del año 2012.

v.final



Causas de las desviaciones y acciones correctivas Mantener proceso de crudo en banda propuesta

Causas de desviación: Los factores más importantes que ocasionaron la reducción de proceso de crudo fueron: el paro total de la refinería de Salina Cruz por el sismo ocurrido en febrero del presente año; interrupción total de las operaciones en las refinerías de Tula y Salina Cruz por falla de servicios auxiliares en mayo y julio respectivamente, retraso en el desalojo de productos por factores climatológicos y cambio en retiro de combustóleo de CFE; calidad del crudo (alto contenido de agua y sales) y paros de plantas por mantenimientos no programados. Acciones correctivas o de mejora: Cumplimiento efectivo de los programas de mantenimiento y desalojo programado de los productos de las refinerías. Se coordina con CFE para lograr una demanda más estable. Los programas de mantenimiento y de desalojo de productos se refieren a los programas operativos establecidos en todas las refinerías, los beneficios

Periodo

No. del Indicador Indicador Unidades Objetivos

Relacionados Acciones relacionadas % de Avance de

cada acción Valor del indicador


máximo Cumple la meta

establecida* 1 60% 2 45% min 1,270 3 57% max 1,300 4 59% 1 60% 2 45% min 65 3 57% 4 59% max 66

22 60% 7 33% 8 35% 9 50%

12 70% 14 41% 15 41% 18 58% 19 16 98% 20 60% 16 98% min 0 20 60% max 9

7 Refinerías con proceso de coquización % 4 20 60% 33 0.0% Aceptable

min 0 max 1

1 60% 2 45% 3 57% min 7.00 4 59%

13 60% max 7.30 22 12% 23 30% 1 60% 2 45% min 64 3 57% 4 59% max 66 5 24% 6 31%

13 59%

13 Ventas Premium UBA / Ventas totales de destilados % 19 16 98% 7.3 -9% Insuficiente

14 Ventas Magna UBA / Ventas totales de destilados % 19 16 98% 0.0 Aceptable

15 Ventas Diesel UBA / Ventas totales de destilados % 19 16 98% 3.3 10% Aceptable

7 33% 8 35% 9 50%

10 40% 12 70%

Ducto % ductos 20 62 5.1% Sobresaliente Buquetanque % B/T 20 31 -4.8% Insuficiente Autotanque % A/T 20 6 15.7% Sobresaliente Carrotanque % C/T 20 1.0 0.0% Aceptable

17 Días de autonomía en terminales críticas de gasolina Días 20 10 40% 2.5 0% Aceptable

18 Días de autonomía en terminales críticas de diesel Días 20 10 40% 2.7 -10% Insuficiente

19 Días de autonomía de crudo en refinerías Días 20 10 64% 4.5 -10% Insuficiente

20 Modernización de la flotilla de reparto local % 20 8 35% 35 -44% Insuficiente

21 Avance en modernización de Sistemas de medición % 21 22 19% 19 129% Sobresaliente

22 Emisiones de Sox t/Mt 22 21 63% 4.9 6% Insuficiente * Con base en las metas establecidas por la SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En caso que el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera Sobresaliente.

-101.1%

1.7%

-7% -3%

8 Índice de frecuencia de accidentes

5 21 78% 0.26

16 %

0

-0.08

67.1 128.4

67.1

0.165

207 5.8

5.0 62.0

4.64 8.3

? 7 ? 1 2.5

3.0

3.0

? 59 ? 33

1.7%

8.0

0

75.6

0.1782

222.7 6.0

33

130.0

Aceptable

-7.4%

1.2% 12

Utilización por medio de transporte

Aceptable

Aceptable Aceptable Aceptable

Insuficiente

Sobresaliente Aceptable Aceptable

20

%

Rendimientos de destilados del crudo

3

4 5 6

9

10 11

%

4

7

17 18 18 76.9

$ / t-km

P.L.

Diesel UBA producido/ diesel total producido

Margen variable de refinación

Índice de Intensidad energética Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente

% %

1, 6 1,265.0

Gasolinas UBA producido/ gasolina total producido 4 %

1, 6

Costo de transporte

Productividad laboral en refinerías

2

3

Pemex Refinación Tercer trimestre

Mantener proceso de crudo en banda propuesta

Mantener rendimientos de gasolinas y destilados

1

2

Mbd

%

Meta 2008

1.7%

-2.7% Insuficiente

Sobresaliente

v.final


son: cumplir con los programas operativos y optimizar la operación del Sistema Nacional de Refinación.

Margen variable de Refinación

Causas de desviación: La reducción de márgenes es atribuible al efecto negativo de los precios por la inestabilidad que ha presentado mercado petrolero internacional en estos 9 meses del año, ya que en términos de volumen se registró un ligero incremento en la elaboración de destilados y una reducción en residuales. Acciones correctivas o de mejora: Se busca incrementar el margen mediante la mejora continua del rendimiento de destilados a través de incrementar la utilización de plantas productoras de destilados. Además se trabaja en mantener e incrementar el nivel de proceso de crudo. Sin embargo, el resultado de este indicador seguirá dependiendo en mayor medida del comportamiento de los precios de crudo y productos en el mercado internacional.

Ventas Premium UBA / Ventas totales de destilados Causas de desviación: Reducción de la demanda de Pemex Premium por aumento de precios. La venta total de destilados en el trimestre julio -septiembre fue menor en 1.3% a la del trimestre abril-junio, la demanda de gasolina PEMEX Premium se redujo 8% entre dichos periodos. Acciones correctivas o de mejora: La variación en este indicador esta vinculada a la política de precios que establece la SHCP. Se ha solicitado al Comité de Precios que se implementen medidas para disminuir la diferencia de precios entre gasolina Premium y Magna.

Utilización por medio de transporte (Buquetanque) Causas de desviación: Retraso en la recontratación de barcos por falta de oportunidad en la asignación de presupuesto de operación. Acciones correctivas o de mejora: Se busca optimizar la utilización de la flota petrolera para cumplir con los programas operativos, para ello se solicitó y se obtuvieron los recursos presupuestales necesarios para la contratación de los barcos requeridos.

Días de autonomía en terminales críticas de Diesel Causas de desviación: No se ha logrado alcanzar los días de autonomía programados en Diesel debido al mayor dinamismo de la demanda de este producto, respecto a lo esperado. Acciones correctivas o de mejora: Se fortalecerá la ejecución de la estrategia para incrementar el nivel de inventarios en las terminales de almacenamiento y reparto. La estrategia para incrementar el nivel de inventarios, en términos generales, consiste en programar el nivel de existencias de las terminales críticas a máximo operativo, mediante

v.final


mayores importaciones y maximización del flujos hacia el centro del país en forma anticipada a los periodos cíclicos de mayor demanda (por ejemplo: vacaciones, semana santa, diciembre).

Días de autonomía de crudo en refinerías

Causas de desviación: Los días de autonomía de crudo no alcanzaron la meta debido a la reducción significativa de inventarios en los meses de marzo, abril, julio y septiembre de 2008. Las principales causas fueron: la fuga detectada en el oleoducto 36” de diámetro, Nudo Cárdenas – estación Palomas; suspensión del oleoducto de 30” por fallas de los equipos dinámicos de Minatitlán y Donají (21 a 22 de abril); fuga en el oleoducto Nuevo Teapa a Venta de Carpio (16 a 21 de julio); fuga en el oleoducto de 30” Poza Rica – Madero (15 al 17 de septiembre), que afectó al nivel de autonomía de Cadereyta; inundación de la casa de bombas de ductos en Madero (25 al 27 de septiembre); falta de salida del combustóleo y descontrol en la calidad de crudo Maya (sal, agua y sedimentos). Acciones correctivas o de mejora: Es una acción permanente de PR mantener un adecuado nivel de inventarios de crudo, para ello tiene implementado un programa de mantenimiento, para equipo dinámico, con el fin de conservar su integridad mecánica en las mejores condiciones.

Modernización de la flotilla de reparto local Causas de desviación: El fallo de adjudicación del proceso licitatorio para la adquisición de autotanques fue diferido en tres ocasiones, sin embargo, se va a cumplir con el programa anual establecido. Acciones correctivas o de mejora: Se cumplirá programa de adquisición de autotanques programado.

Emisiones de SOx Causas de desviación: El incremento registrado en las emisiones de SOx se explica, principalmente, por las reparaciones programadas y mantenimientos correctivos en diversos trenes de las unidades recuperadoras de azufre del SNR. Estos programas se están orientados a atender los rezagos en la operación de las plantas de azufre para lograr el cumplimiento sostenido de las emisiones de azufre. Acciones correctivas o de mejora: Se continuará con el programa para aumentar la confiabilidad de las plantas de azufre.

v.final


3.C. Pemex Gas y Petroquímica Básica

Avance en la ejecución de las acciones del PEO A continuación se presenta un resumen de la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero-septiembre de 2008:

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

La planta criogénica 5, se encuentra en etapa de pruebas y arranque, la planta criogénica 6 aun se encuentra en proceso de construcción.

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 total de 200 MMpcd

v.final


cada una para procesar la oferta de gas húmedo del proyecto Aceite Terciario del Golfo. Al mes de junio de 2008, el proyecto para la construcción de la primera planta criogénica de 200 MMpcd en el CPG Poza Rica, recibió la aprobación del Grupo de Inversión de Petróleos Mexicanos y del Consejo de Administración de Pemex Gas. Actualmente se están realizando los estudios de impacto y riesgo ambiental, como parte del proceso de licitación.

Incrementar la producción de líquidos en planta criogénica e instalar 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 5Mbd, con fecha estimada de término diciembre de 2011. Esta acción, está ligada a la disponibilidad de gas, y la meta podría modificarse en la medida en que ésta cambie.

Construir una planta de cogeneración en el CPG Nuevo Pemex Este proyecto, tiene como fecha de inicio enero del 2009 y fecha estimada de término diciembre de 2011, 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: Firma de convenio entre Pemex Gas y CFE, para el desarrollo de la ingeniería de la planta y las líneas de transmisión, incluyendo la elaboración de bases y evaluación técnica y económica. En agosto se generaron las últimas versiones del modelo de contrato y las bases de licitación y se encuentra en proceso la licitación pública internacional No.18577001-036-08 por un periodo de siete meses a partir de agosto de 2008.

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. Para la estación de Compresión el Cabrito se concluyeron las bases de concurso para la Ingeniería, Procura y Construcción.

v.final


En la estación Santa Catarina se están realizando las actividades para la repotenciación de 2 turbocompresores, la cual iniciará trabajos de revisión mecánica en noviembre de 2008.

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

El libramiento de Jalapa cuenta con la tubería en sitio y con 90% de las aprobaciones para el uso de los derechos de vía, y actualmente se encuentra en proceso de revisión el proceso de concurso. El libramiento Morelia a septiembre presenta un avance del 91 % en la obra civil y mecánica. Se concluyó la obra civil y mecánica del libramiento El Durazno, Gto. El contrato se encuentra en proceso de cierre administrativo.

Mantenimiento integral al gasoducto 24” Reynosa –Chihuahua Este proyecto, tiene como fecha de inicio enero de 2008 y fecha estimada de término diciembre de 2009.

El contrato de mantenimiento integral y rehabilitación de ductos, está en ejecución, con un avance del 39%.

Rehabilitar el gasoducto 24” Valtierrilla-Lazaro Cardenas El contrato de mantenimiento integral y rehabilitación de ductos, se encuentra en ejecución con un avance del 72%. Este proyecto, tiene como fecha de inicio enero de 2009 y fecha estimada de término diciembre de 2009.

Mantenimiento integral al gasoducto 16” Chávez-Durango El contrato correspondiente está en proceso de pago y finiquito, se estima que el ducto entre en operación a finales de 2008. El avance estimado a septiembre es de 99.8%.

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

Al mes de septiembre se concluyó el primer borrador con las cláusulas de nominación y de oferta de Pemex Gas, así como el desarrollo de las cláusulas financieras de los términos y condiciones. Adicionalmente se están elaborando, los criterios para precios convencionales.

v.final


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. Durante el periodo enero - septiembre de 2008, se firmaron contratos de largo plazo para el suministro de gas a Ciudad Juárez y Samalayuca e inició operaciones el swap internacional, que permitió a Pemex Gas disponer de una capacidad de almacenamiento de 1,000 millones de pies cúbicos, lo cual aporta flexibilidad para enfrentar operaciones comerciales no programadas. Están en negociación con CFE las opciones de abasto para las plantas que consumen gas de importación.

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

Se encuentra en trámite ante la SHCP la acreditación del monto sobre los impuestos por pagar del organismo.

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

En el proceso de comercialización de gas natural y transporte se realizaron mejoras en la creación y modificación de las nominaciones, la optimización de programas de asignaciones, balance cruzado entre clientes del mismo grupo, penalizaciones y descuentos al control de inventarios; asimismo, se optimizaron los programas de asignación de transporte, con el fin de evitar retrasos en el cierre de operaciones.

Mejoras al EDI (Electronic Data Interchange), que es una interfase de comunicación entre SAP y transportistas de gas Natural en Estados Unidos. A septiembre 2008 se tienen trabajando todos los gasoductos que usan EDI, en lo que se refiere a nominaciones y confirmaciones.

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

Continuó el trazo y nivelación de piso en los CPG’s Nuevo Pemex y Cd Pemex, además se realizó la cuantificación de volumetría para solicitud de materiales principales y se continúa con la revisión de isométricos de tubería. Este proyecto, tiene como fecha de inicio enero de 2008 y fecha estimada de término diciembre de 2010.

v.final


Modernizar los sistemas de desfogue en el CPG Cd. Pemex Se encuentran en ejecución los trabajos de ingeniería de proceso y detalle para la modernización de los sistemas de desfogue de los CPGs, Cactus, Nuevo Pemex y Área Coatzacoalcos. Este proyecto, tiene como fecha de inicio enero de 2008 y fecha estimada de término diciembre 2010.

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

Se encuentra en proceso de adquisición el Sistema de Administración y Control de Acceso (SAYCA) en los CPG Poza Rica, Reynosa-Burgos, Coatzacoalcos, Arenque y Oficinas Centrales de PGPB. Este proyecto, tiene como fecha de inicio enero de 2008 y 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 los programas operativos trimestrales ajustados, con respecto a la oferta de gas y condensados de PEP.

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

La implementación de esta metodología iniciará en 2009.

Reducir costos de suministro de bienes y servicios Se está desarrollando un esquema para contratar directamente con el fabricante o dueño de la tecnología, o quien posea los derechos exclusivos. Establecer que la vigencia de los precios sea al menos anual, permitiendo que el precio se mantenga fijo y posteriormente realizar su actualización conforme a lo pactado en el Convenio de Habilitación. Implementar un mecanismo de colaboración y relación con los proveedores vía Internet, aprovechando así las ventajas de una infraestructura abierta, rápida y flexible, que permitan establecer conexiones entre las empresas.

Implementar el Programa Cero Observaciones (PCO). Respecto al Programa Cero Observaciones (PCO), el índice de recurrencia de observaciones arrancó en 1.96% y en el mes de septiembre es de 1.82%. El avance en la implantación de las 38 medidas de solución comprometidas es del 75%. La conclusión de las acciones del Programa esta prevista para el 31 de diciembre de 2008.

v.final


Implementar el programa del ciclo de vida laboral. Esta acción consta de tres fases. La fase I determinará la cobertura de ocupación de los puestos claves de acuerdo al perfil requerido de los trabajadores. También considera la elaboración de planes individuales de desarrollo, incluyendo planes de sucesión para personal que ocupa puestos clave. Al cierre de Septiembre de 2008, se han elaborado 440 perfiles de puestos, de un total de 535 trabajadores que ocupan puestos clave y se han evaluado 366 trabajadores de un conjunto de 535. Asimismo, se continuó con la elaboración de perfiles de puesto y evaluación de los trabajadores restantes en las Subdirecciones de Producción y Planeación. La realización de las fases II y III está pendiente de definición por la Dirección Corporativa de Administración.

v.final



Reporte de indicadores PEO Periodo Enero-Agosto de 2008

No. del

Indicador

Indicador Unidades Objetivos Relacionados


% de Avance

Valor del indicador


máximo

Cumplimiento*

1 97% 76.31 min 77 Insuficiente

2 5% max 80

19 40% 390.40 min 376

20 50% max 400

21 86%

7 39% 0.37 <1 -63% Aceptable

8 72% 1

9 99%

14 19%

16 20%

4 8%10 26% 20.40 min 17.111 84% max 18.512 20%

1 97% min 2.52 5% max 3.03 0%4 8%

19 40%1 97% min 94.92 5% max 96.43 0%

5 33%6 79%7 39% min 0.138 72% max 0.159 99%

13 85%10 26% min 2.1213 85% max 2.38

14 19%15 12% 0.0 0.1 <0.1 -100% Aceptable

4 8% min 5.114 19% max 6.0

1 97% min 3,5022 5% max 3,7653 0%

Pemex Gas y Petroquímica Básica

1

3

MMpcd23

3,465 -8% Insuficiente

6.0 0% Aceptable10 Autoconsumos de gas %

26

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

26

2.31 -3% Aceptable

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

7 Costo promedio diario de transporte de gas seco $/MMpc-km 25 0.13

23

-13% Aceptable

96.70 0% Sobresaliente

Aceptable

10%

Aceptable

6 Recuperación de propano en CPG %

7

5 Gastos de operación por energía producida $/MMBtue

2 Productividad laboral

Sobresaliente

MMBtue/día/plaza ocupada

4 Margen por unidad de energía equivalente $/MMBtue

Índice de frecuencia de accidentes Número

Meta2008

-5%

5

-2%

Capacidad criogénica utilizada1 %

11 Producción de gas seco

3

-17%2.50

22

v.final



No. del

Indicador



% de Avance

Valor del indicador


máximo

Cumplimiento*

1 97% min 1922 5% max 2073 0%

1 97% min 1172 5% max 1263 0%

1 97% min 702 5% max 883 0%

5 33% 81.3 min 82.86 79% max 92.37 39%8 72%9 99%

13 85%5 33%6 79%7 39% 430,460.0 465,4608 72%9 99%

13 85%1 97%2 5% 5,200 5,6003 0%

1 97% min 83.52 5% max 84.33 0%

1 97% min 81

2 5% max 86

19 40% 1.70 min 2.85

20 50% max 3.00

21 86%4 8% 1,766.00 min 2,218

10 26% max 2,30711 84%12 20%1 97%2 5% 40.74 34 <343 0%

1 97% 0.84 min 0.82 5% max 0.93 0%4 8%

19 40%1 97% 45.02 min 442 5% max 473 0%4 8%

19 40%1 97% 28.30 min 272 5% max 293 0%4 8%

19 40%1 97% 18.30 min 192 5% max 203 0%4 8%

19 40%

23

26 Producción de gasolinas por unidad procesada


NA

79.2

75.4

116.5

12 Producción de gas licuado23

-9% InsuficienteBpd/MMpcd de

carga 22

-2% Aceptable

25 Producción de etano por unidad procesada

Bpd/MMpcd de carga 22

-4% Aceptable

24 Producción de gas licuado por unidad procesada

Bpd/MMpcd de carga 22

-7% AceptableProducción de gas seco por unidad procesada

MMpcd/MMpcd de carga 22

20% Insuficiente22 Emisiones de SO2 a la

atmósfera

Kg de S02/Tn de S°

procesado23

-23% Sobresaliente21 Costos de operación por

CPG$/MMpc

producidos7

-43% Sobresaliente20 Índice de personal $/MMBtue

producidos 3

NA NA19

Diferencias porcentuales entre la producción observada y estimada en proyectos de inversión(3)

%

1

-6% Insuficiente18 UpTime criogénicas % 23

-7% Insuficiente17

Capacidad instalada de recuperación de licuables(2)

MMpcd23

-8%16 Capacidad instalada de compresión(1) HP 25 Insuficiente

-12%

15 UpTime Sistema Nacional de Gasoductos % 25

-14% Aceptable14 Producción de gasolinas

(naftas) Mbd23

-8% Insuficiente13 Producción de etano Mbd 23

185.2 -11%Mbd

Insuficiente

Meta2008

Insuficiente

v.final



No. del

Indicador



% de Avance

Valor del indicador


máximo

Cumplimiento*

1 97% NA min 1002 5% max 1253 0%4 8%5 33%6 79%7 39%8 72%9 99%1 97%2 5% 100.00 100 0%

18 0%

5 33%6 79% 7.21 5 <5 44% Insuficiente7 39%8 72%9 99%

13 85%17 100%

24 13 85%1.00 6 <6 -83% Aceptable

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 estos indicadores no presentaran variaciones significativas en los periodos de evaluación trimestral, ya que estan basados en iniciativas de largo plazo 10 años.El porciento de avance en las acciones se actualizó a septiembre del 2008.Nota:1.-La evaluación de este indicador corresponde al periodo Enero-SeptiembreNota:2.-El indicador alcanzará el valor de la meta con la entrada en operación de las criogénicas 5 y 6 de Burgos.Nota:3.-No aplica (N/A) ,estos indicadores se reportarán cuando entren en operación las plantas en construcción.

%

28Cumplimientos de los proyectos de plantas criogénicas

%

27 Costo real/Costo estimado de proyectos(3) %

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

29 6% de desviación del programa POT1


Aceptable

NANA

4

2

Meta2008

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

v.final


Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas Las desviaciones de los indicadores que a continuación se describen tienen como causa común la menor disponibilidad de materia prima (gas húmedo y condensados) respecto a los niveles que se utilizaron para el establecimiento de las metas. Como resultado, Pemex Gas ha incrementado las importaciones de gas seco y gas licuado para satisfacer la demanda nacional.

Capacidad criogénica utilizada Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta en -5%, debido a un menor recibo y proceso de gas natural durante el periodo.

Producción de gas seco

Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta en -8%, alcanzando 3,465 mmpcd de 3,502 mmpcd considerado como meta mínima, debido a un menor recibo y proceso de gas natural durante el periodo.

Producción de gas licuado

Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta en -11%, alcanzando 185 mbd de los 192 mbd considerado como meta mínima, debido a un menor recibo y proceso de gas natural y condensados durante el periodo.

Producción de etano

Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta en -8%, alcanzando 116.5 mbd de un valor mínimo de 117 mbd, debido a un menor recibo y proceso de gas natural durante el periodo

Uptime de criogénicas

Causas de desviación: Este indicador se ubicó 6 puntos por debajo de la meta de 84.3%, quedando en 79% por el menor proceso de gas húmedo.

Uptime sistema nacional de gasoductos Causas de desviación: este indicador se ubicó por debajo de la meta, debido a un menor recibo de gas natural durante el periodo. No se han cumplido las expectativas del programa anual, presentando una desviación del 7.2% con respecto a lo programado en el POT-I.

v.final


Producción de gasolinas por unidad procesada Causas de desviación: para el periodo de análisis, este indicador se ubicó por debajo de la meta, al recibirse 24.3 Mbd menos de condensados amargos.

% de desviación del programa POT-I

Causas de desviación: durante el periodo enero-agosto de 2008, este indicador calificó como insuficiente al disminuir el recibo de materia prima. El programa POT I presentó un cumplimiento del de 92.8%, provocado principalmente por una caída en el suministro de gas en 330 MMpcd y 24.3 Mbd de condensados amargos. Acciones correctivas o de mejora: Dado que la disponibilidad de gas húmedo y condensados son variables que están en función directa de los resultados de explotación de los campos de crudo y gas no asociado, Pemex Exploración y Producción está implementando acciones para lograr un mejor manejo y aprovechamiento del gas, principalmente del gas producido en los pozos cercanos a la zona de transición del proyecto Cantarell, en la Región Marina Noreste, para su proceso en tierra. Estas acciones de corto plazo reflejarán beneficios en el primer trimestre de 2009 y consisten en segregación de corrientes en plataformas, incremento de la capacidad de inyección de gas al yacimiento mediante la instalación de cinco turbocompresores para gas de inyección y construcción de cabezales, líneas de inyección e interconexiones. Además se incrementará la capacidad de compresión, mediante la instalación de dos turbocompresores para manejo de gas a proceso.

Capacidad instalada de compresión

Causas de desviación: Durante el periodo enero-agosto de 2008, este indicador calificó como insuficiente al alcanzar una capacidad instalada de compresión de 430,460 HP, ubicándose en un 92.5% de la meta. Acciones correctivas o de mejora: No obstante lo anterior, este indicador alcanzó el valor de la meta con la terminación de la estación de compresión Emiliano Zapata, la cual se encuentra actualmente en la etapa final de puesta en operación.

v.final


Capacidad instalada de recuperación de licuables Causas de desviación: Durante el periodo enero-agosto de 2008, este indicador registra un valor de 5,200 MMpcd que resulta menor al valor de la meta establecida para 2008 de 5,600 MMpcd. Acciones correctivas o de mejora: En los próximos días se alcanzará el 97 % del valor alto de la meta, con la puesta en operación de la planta criogénica 5 de Burgos, la cual se encuentra en proceso arranque.

• Emisiones de SO2 a la atmósfera

Causas de desviación: Este indicador registra en el periodo considerado un valor de 40.74 kg de SO2/t de azufre (S) procesado que resulta mayor que la meta para 2008 de 34 kg de SO2/t de azufre como máximo. Acciones correctivas o de mejora: En este caso PGPB estableció una meta que resulta más agresiva que el valor límite recomendado por la NOM-137-SEMARNAT-2003 de <51 kg de SO2/t de azufre. Pemex Gas y Petroquímica Básica propondrá de forma oficial, el ajuste de la meta de este indicador a valores alcanzables mediante la consideración de un rango de variación operativa.

v.final


3.D. Pemex Petroquímica

Avance en la ejecución de las acciones del PEO

Se presenta a continuación un resumen de la ejecución de las principales acciones planteadas en el Programa durante el periodo enero-septiembre de 2008:

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 12% en el periodo enero-septiembre con respecto a la inversión programada en flujo de efectivo en el mismo periodo. El proyecto de ampliación tiene un avance físico del 55% al mes de septiembre y se estima que concluirá a finales del primer semestre de 2009. Con respecto a la modernización y ampliación del tren de aromáticos I en el C.P. Cangrejera, este proyecto se encuentra en etapa de elaboración del paquete de concurso para la construcción de la Unidad de Proceso CCR (primera fase del proyecto), la cual se tiene contemplada a través de una licitación pública internacional. El proyecto tiene un avance físico del 6.5% y se espera concluir en el segundo semestre de 2011. 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 tercer trimestre de 2008, 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 del complejo petroquímico Cosoleacaque.

v.final


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 operación de cada planta de proceso, de forma que se logren desempeños competitivos, derivado de esto la eficiencia operativa de las plantas, observa una tendencia ligeramente superior a lo pactado al tercer trimestre lo que generó un ahorro en los costos de producción contra los estándares establecidos, principalmente en las plantas Swing, Estabilizadora de Crudo, Oxido de Etileno, Glicoles y Oxigeno.

Cadena de valor En el período enero-septiembre de 2008, se alcanzó la producción total de 10 millones 195 mil toneladas (incluye petrolíferos), cifra inferior en 7 por ciento con respecto al Programa Operativo Trimestral POT-I 2008.

DDeerriivvaaddooss ddeell MMeettaannoo

La producción alcanzó un volumen superior en 9 por ciento con respecto al POT-I, debido a que en este período se han mantenido operando dos plantas de Amoníaco en forma continua.

DDeerriivvaaddooss ddeell EEttaannoo

El volumen de producción con respecto al POT-I resultó inferior en 13 por ciento, principalmente por menor producción a la programada de la planta Swing por falta de co-monómero, ya que el barco que lo transportaba se retrasó por las afectaciones del huracán “Ike”; problemas operativos en la planta de polietileno Asahi y salida de operación del horno de mayor capacidad de la planta de Cloruro de vinilo durante marzo, abril y julio, por daño en los tubos de la zona de convección. Lo anterior impactó la producción de etileno al disminuir los consumos, ya que se opera con limitaciones en la capacidad de almacenamiento de este producto, lo que obliga a bajar carga cuando sale de operación alguna planta consumidora. Así mismo, la producción de etileno también fue afectada por prolongarse el arranque de la planta de etileno Pajaritos después de su mantenimiento en el mes de

v.final


septiembre, al no contar con disponibilidad de materia prima por retraso en el arranque de la planta Criogénica de Pemex Gas.

AArroommááttiiccooss yy DDeerriivvaaddooss

El volumen de productos aromáticos resultó deficitario en 5 por ciento contra lo programado en el POT I, debido a que el sector aromáticos salió de operación durante diez días en el mes de febrero, al parar las plantas preparadoras de carga por la reducción en el recibo de crudo despuntado por parte del Sistema Nacional de Refinerías. A partir del mes de mayo y hasta antes de su mantenimiento en julio, la planta de estireno redujo su volumen de producción debido al agotamiento del catalizador. Por otra parte, derivado de que los estudios económicos realizados a los productos paraxileno y ortoxileno se tomó la decisión de que su producción concluyera a partir del 19 de agosto de 2008. El uso de la capacidad instalada, observa un porcentaje inferior respecto al programa, sin embargo los incrementos en la producción de etileno y óxido de etileno en Morelos y Cangrejera contribuyeron a incrementar la utilización de capacidad, respecto al segundo trimestre.

Gestión Operativa El 2008 ha sido un año difícil por los reducidos márgenes de sus derivados que se agudiza por la situación económica; y una oferta reducida por los daños provocados por los huracanes Gustavo e Ike. 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, en el tercer trimestre, concretar el cambio de esquema operativo del tren de aromáticos que tiene como objetivo hacer rentable esta cadena. El cambio implicó la salida de operación de manera indefinida de la planta de cristalización de paraxileno el 19 de agosto, dejando de producir paraxileno y ortoxileno e incrementando el volumen disponible a ventas de hidrocarburos de alto octano y gasolinas. Para el amoniaco, la demanda es excelente con incrementos de precio acordes a la disponibilidad en el mercado internacional. Durante el periodo se colocaron 703 mil toneladas que son 14 por ciento superiores a la meta del POT-I. El valor por estas ventas rebasa en 46 por ciento a las expectativas del POT-I.

v.final


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 – septiembre, el índice de atención a clientes presenta un valor acumulado de 95.0%. El indicador de calidad (producto en especificación / producto entregado), tiene un valor acumulado al cierre de septiembre de 99.5%. 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

Acciones realizadas para la reducción de la accidentabilidad: Se continúa con la Campaña Permanente de Seguridad de Manos, (Programa de pláticas sobre el uso obligatorio de guantes, carteles, etc.). Al mes de septiembre de 2008, se tienen registrados cinco accidentes en manos, número igual que el mismo periodo del año anterior. Del programa de capacitación interna en SSPA para el 2008, al mes de septiembre se han capacitado 3,494 trabajadores (sindicalizados y no sindicalizados), de oficinas centrales y centros de trabajo. En total 11,862 trabajadores capacitados (2007-Sep. 2008). Se continúa con la Implantación del Proyecto Pemex-SSPA en las 12 Mejores Prácticas, además de la implantación de los tres subsistemas, SASP, SAA y SAST. Se continúa con las reuniones de los ELSSPA en los Complejos y del ELSSPA-SO de la Subdirección de Operaciones, en las cuales se efectúa la rendición de cuentas de la implantación del Proyecto PEMEX–SSPA. Se llevan a cabo las Auditorías Efectivas en los Complejos, en las cuales se obtiene el IAS (Índice de Actos Seguros), que es un método cuantitativo que evalúa las prácticas y actitudes de los trabajadores.

v.final


El equipo de Liderazgo de la Subdirección de Operaciones (ELSSPA-SO), efectúa Auditorías Efectivas a los Complejos, las cuales se han llevado a cabo en el C.P. Morelos, Cosoleacaque, Pajaritos y Cangrejera, conforme a programa. Cabe mencionar, que el contrato con DUPONT concluirá en el mes de Noviembre de 2008.

v.final



Periodo:


RelacionadosAcciones

relacionadas% de Avance de

cada acciónValor del indicador


máximo

Cumple la meta establecida*

Aceptable

Nota 1

Nota 2

Aceptable

Insuficiente

Aceptable

Aceptable

Insuficiente

Nota 1: Producción Programada en el POT I metas EVA 2008 Vs. la producción lograda (en el periodo ene-sep) para la planta Swing Nota 2: Diferencia entre el costo programado vs. el ejercido al tercer trim. de 2008 (en flujo de efectivo) del proyecto de ampliación de Óxido de Etileno 1a etapa.Nota 3: En los indicadores que se expresan en porcentaje no aplica la desviación porcentual respecto al máximo, por lo tanto su calificación es directa.

4.00

<10%

560

0.014

14,200

95.0

95.0

<1

987

96.00

1.02

1.30

Pemex Petroquímica

6 na

3 na

4, 7 y 27 3 na

Insuficiente

4 na

6, 7 y 27 5 na

371%

11, 2 y 7 na

1, 2 y 7 1 na

3 y 7 2 na

15 Emisiones de SOX t/Mt0.066

5 7 na

0.46 -54% Aceptable

14 Índice de frecuencia de accidentes índice 5 7 na

13 Producto en especificación /producto entregado %

99.5 na

27 y 28 6 na

27 y 28

na

6, 7 y 27 311 Producción de petroquímicos Mt

12 Índice de atención a clientes %

95.0

10,195na

1,686 201% Insuficiente

10 Gasto de operación $/t

Insuficiente

9Desviación en volumen alcumplimiento de los programas deoperación (POT)

%6% na

4, 7 y 27 3 na

6, 7 y 27

4, 7 y 27 37 Factor de insumo gas natural -amoniaco

8 Factor de insumo nafta -aromáticos t/t

4.37

23.70na

1.31

-3%23.00

6 Factor de insumo etano - etileno t/t

MMBtu/t

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

1.004, 7 y 27

3 Índice de productividad laboral t/plaza ocupada

747

4Eficiencia en el uso de materiasprimas y energía vs estándarestecnológicos

%

98.00

4, 7 y 27 3 na

Tercer Trimestre de 2008

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

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

1

2

%

%

12

11

Meta2008

na<25

<30

76% de la meta anual en el periodo enero-septiembre

72% de la meta anual en el periodo enero-septiembre

Aceptablena

na Aceptable

2%

-1% Aceptable

-9%

v.final


Causas principales de las desviaciones y acciones correctivas

• Índice de atención a clientes Acciones correctivas o de mejora: Se continúa realizando una encuesta de calidad en el servicio a los clientes principales de Pemex Petroquímica que permita identificar áreas de oportunidad para incrementar este indicador. Con los resultados, se conformará una matriz de riesgos que permita establecer las acciones necesarias para mejorar el índice de satisfacción de nuestros clientes. Para el mes de enero del próximo año, se estima que se tendrán los primeros resultados de las acciones implementadas. • Emisiones de SOx Causas de desviación: Las desviaciones en el indicador de emisiones de SOx se deben principalmente 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: No se tiene considerado en el programa de operación consumo de combustóleo para el último trimestre del año, por lo tanto, se intensificará el uso de gas seco para generar energía eléctrica. • Factor de insumo gas natural – amoniaco Causas de desviación: La desviación obtenida entre la meta establecida y el comportamiento real del factor de insumo Gas/Amoniaco en las plantas Amoniaco VI y Amoniaco VII del CP Cosoleacaque se debe principalmente a las fallas operativas que se han tenido en el año, que ocasionaron la salida de operación de alguna de las dos plantas en diferentes fechas, dando como resultado un factor de insumo por arriba de lo comprometido. Acciones correctivas o de mejora: Con el fin de incrementar la confiabilidad operativa de las plantas se les dio mantenimiento preventivo durante el mes de abril, por lo que se espera lograr una producción constante de amoniaco para el resto del año. Esto permitirá que el indicador alcance la meta establecida.

• 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, será necesario ajustar los valores de las metas de este indicador para reflejar las nuevas condiciones de operación.

v.final


• Gasto de operación Causas de desviación: En lo que respecta al indicador de gasto de operación, este presenta una desviación muy superior a la meta de gasto establecida. Lo anterior es debido a que la meta para el 2008 fue programada de acuerdo al presupuesto adecuado I, con un nivel de gasto muy inferior a los requeridos para cumplir con los programas de producción y comercialización. Si comparamos este indicador con el presupuesto del adecuado V la desviación estaría dentro del rango aceptable. Cabe mencionar que el adecuado V 2008 refleja un nivel de gasto similar al que se pudiera esperar para el cierre de 2008. Acciones correctivas o de mejora: Contar desde principios del año con el presupuesto requerido por Pemex Petroquímica para gastos de operación.

v.final


3.E. Petróleos Mexicanos Avance en la ejecución de las acciones del PEO

Petróleos Mexicanos desarrolla las actividades de soporte que les permite a los Organismos Subsidiarios operar y perseguir sus objetivos estratégicos. Algunas de estas actividades tienen carácter normativo en el sentido que su finalidad es establecer lineamientos para la operación de los Organismos, otras tienen carácter de coordinación, y algunas más son operaciones orientadas a brindar servicios a los Organismos. En el contexto de la eficiencia operativa, Petróleos Mexicanos puede tomar acciones que promuevan la eficiencia en los Organismos Subsidiarios, como mejorar los instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación, o bien acciones que contribuyan a incrementar la eficiencia con la que realiza sus propias operaciones, como la gestión de servicios médicos y la administración de pasivos. Estas acciones tendrán un impacto en los resultados de Pemex, directo o indirecto dependiendo del aspecto (normatividad, coordinación u operación) del trabajo corporativo que estén abordando. Instrumentos para la planeación, seguimiento y evaluación

Establecer las bases para la planeación estratégica en Petróleos Mexicanos

Se cuenta con una versión preliminar de este documento normativo al que los de Organismos Subsidiarios y Direcciones Corporativas han realizado comentarios. Sin embargo, la Reforma Energética aprobada en el mes de octubre de 2008 establece elementos relacionados con la Planeación Estratégica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios que implicarán cambios a los mecanismos, procedimientos y participación de actores internos y externos a la empresa, los cuales aún no se encuentran totalmente definidos en la Reforma, por lo cual habrá que considerar lo relativo a la interacción con la Comisión Nacional de Hidrocarburos y los Comités de Estrategia e Inversiones y de Auditoría y Evaluación del Desempeño a fin de establecer una fecha compromiso para concluir este documento normativo.

Mejorar la planeación y programación de corto plazo Durante el período evaluado se incrementó el horizonte de programación de los programas operativos trimestrales, al pasar de un horizonte fijo de un año mensualizado, a un horizonte móvil de 12 meses, que permite tener una

v.final


visibilidad de un año en todo momento. Asimismo, el programa de operación anual se adecuó para generar programas de operación trianuales con visión mensual los primeros 24 meses y anual el tercer año. En septiembre de 2008 se integró el programa operativo trimestral del cuarto trimestre con visión de 12 meses, y en julio del 2008 se generó el programa operativo trianual 2009 – 2011.

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

Se conformó el Grupo de Liderazgo para la implementación del Sistema y la 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, a la fecha se está trabajando en definir el esquema que se aplicaría en Petróleos Mexicanos considerando las estrategias implementadas recientemente por el Gobierno Federal para modificar el sistema de pensiones en el ISSSTE. Dicha estrategia está programada para estar lista en el primer trimestre del año 2009.

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 - septiembre del 2008. Durante el primer trimestre de 2008 el Pemex Project Funding Master Trust (Master Trust) obtuvo 300 millones de dólares americanos provenientes de líneas garantizadas por agencias de crédito a la exportación para financiamiento de proyectos PIDIREGAS. El 28 de marzo de 2008 Petróleos Mexicanos ingresó 1.6 miles de millones de dólares en líneas bilaterales a través de tres créditos directos con instituciones bancarias en el mercado doméstico: •10 mil millones de pesos a tasa TIIE a 28 días más 12 puntos base, con vencimiento 31 de diciembre de 2008, • 4.5 miles de millones de pesos a tasa TIIE a 28 días más cero puntos base, con vencimiento 20 de junio de 2008 y con opción de renovación, y • 3 mil millones de pesos a tasa TIIE a 28 días más 7.5 puntos base, con vencimiento 31 de diciembre de 2008. El 2 de junio de 2008 el vehículo financiero Master Trust contrató una línea de crédito simple en yenes, por un monto de ¥41,900 millones equivalente a 400

v.final


millones de dólares americanos. La contratación se realizó en dos tramos de 200 millones de dólares cada uno, con vencimientos en 2011 y 2014, respectivamente. El 4 de junio de 2008 se realizó la emisión de un bono del Master Trust por 1,500 millones de dólares: • 1,000 millones de dólares con un cupón semestral de 5.75% y vencimiento en 2018, que proviene de la reapertura del bono emitido en octubre de 2007; y • 500 millones de dólares de una nueva emisión con un cupón semestral de 6.625% y vencimiento en 2038. El 29 de septiembre de 2008 el vehículo financiero Master Trust emitió un bono privado en el mercado japonés (Bono Samurai) por ¥64 miles de millones de yenes, equivalente a 600 millones de dólares. La emisión cuenta con la garantía del Nippon Export and Investment Insurance y los recursos se utilizarán para financiar el proyecto Ku-Maloob-Zaap. El bono tendrá un cupón semestral de la tasa Libor en yenes más 75 puntos base y vence el 29 de septiembre de 2020. Al 30 de septiembre de 2008: • La deuda con vencimientos menores a 12 meses fue de 83.8 miles de millones de pesos (7.6 miles de millones de dólares). • La deuda total de largo plazo fue de 445.8 miles de millones de pesos (40.6 miles de millones de dólares). • La deuda total como porcentaje de la suma del pasivo total y del patrimonio fue 40.7%.

Acción Objetivos

relacionados % de Avance

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

29 95 %

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 20%

4.Modificar el sistema pensionario de Petróleos Mexicanos

30 0 %

5.Administrar eficientemente los pasivos financieros de Petróleos Mexicanos

30 Actividad continua

v.final


Gestión de Servicios Médicos

Mejorar la calidad de atención a la salud Para aumentar la Esperanza de vida, se realiza: • Énfasis en la promoción y educación de estilos de vida saludable, para la prevención de enfermedades agudas y crónicas • Mayores coberturas de vacunación abarcando todos los grupos de edad • Unificación de criterios médico-preventivos en personal de salud • Detección temprana de enfermedades • Control de enfermedades de evolución

Mejorar los tiempos de espera de la consulta externa El desarrollo de los sistemas informáticos aplicados a los principales procesos de atención médica, asociados a la mejora de procesos, ha permitido mejorar el control de citas, agilizar la atención y el cumplimiento del tiempo de espera dentro de los estándares establecidos.

Mejora del surtimiento de medicamentos El desarrollo de los sistemas informáticos, aunado al funcionamiento de los grupos multidisciplinarios de mejora de la prescripción medica, ha permitido mejorar el surtimiento de medicamentos.

Mejora de la calidad en la atención al cliente El establecimiento del Modelo de Gestión de Calidad, en las Unidades Médicas, así como evaluación de la gestión operativa son herramientas, que permiten incrementar la satisfacción de los derechohabientes.

Mantener el indicador mínimo para Mortalidad Materna Directa A fin de mantener las acciones médico-preventivas que permitan fortalecer la Calidad en la Atención materna para disminuir la mortalidad Materna Directa, se realizan las siguientes acciones: • Se continúa el proceso de evaluación de las Unidades Médicas Hospitalarias a través del Programa de Acción “Arranque Parejo en la Vida” • Se enfatiza el Control Prenatal con Enfoque de Riesgo • Se prioriza a aquellas mujeres con Régimen Contractual Transitorio • Se mantienen alianzas estratégicas con los Servicios de Salud locales y jurisdiccionales, a fin de atender con oportunidad a las mujeres embarazadas que cursan embarazos de alto riesgo y así, evitar muertes prevenibles.

v.final


Gestión de Servicios Médicos

Periodo


RelacionadosAcciones

relacionadas% de Avance de

cada acciónValor del indicador


máximo

Cumplimiento*

min 80.0

max 80.1

min 11

max 15

min 97.1

max 97.5

min 90

max 94

min 0.02

max 0.04

* Llevar el control por sistema, del indicador establecido** Disponibilidad presupuestal en tiempo*** Porcentaje de surtimiento por parte del proveedor**** Evaluacion de los resultados de las encuestas aplicadas a los usuarios

Aceptable7 75% 0%15

3 0%

2 Tiempo de Espera en Primer Nivel* Minutos 31

85% 97.7

9

Sobresaliente

Porcentaje de Surtimiento de

Medicamentos*****

Porcentaje 31 8

90

Aceptable

Aceptable

Pemex Corporativo

Tercer Trimestre de 2008

Meta2008

1 Esperanza de Vida al nacer años 6

-4%

98% 80 0%

90%

31

* Con base en las metas establecidas por la SENER, si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Insuficiente". En caso que el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera "Sobresaliente".

5 Mortalidad Materna Directa

1000 nacidos vivos

314Porcentaje de Satisfaccion al

Cliente****Porcentaje

0% Aceptable31 10 80% 0.04

* En base a las metas establecidas por la SSA, para Esperanza de Vida: si el indicador se encuentra por debajo de la meta mínima se considera "Deficiente". En caso que el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera "Sobresaliente".en el caso de Mortalidad Materna Directa sera: si el indicador se encuentra por debajo de a meta mínima se considera "Sobresaliente". En caso que el indicador se encuentre ente la meta máxima y mínima se considera "Aceptable". Finalmente, si el indicador se encuentra por encima de la meta máxima se considera "Deficiente"

v.final


4. Indicadores y metas Pemex-Exploración y Producción

Objetivo relacionado Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007

1 Mín 3,371 3,383 3,333 3,256 3,082Máx

1 Mín 3,358 3,366 3,309 3,244 3,048Máx

1 Mín 4,498 4,573 4,818 5,356 6,058Máx

1 Mín 4,590 4,776 4,924 5,342 5,622Máx

2, 9 Mín 8.56 14.56 10.64 9.28 9.94Máx

2, 9 Mín 3.78 3.92 4.62 4.37 4.85Máx

2, 15 Mín N/D N/D 0.40 0.50 0.66Máx

2 Mín 1,030.7 1,094.5 1,217.3 1,330.3 1,411.8Máx

3 Mín 45.0 46.1 44.8 44.6 44.0Máx

4 Mín 1.9 2.4 2.6 6.0 8.2Máx

5 Mín 0.7 0.6 0.4 0.3 0.3Máx

5 Mín 2.9 4.0 3.4 2.6 3.3Máx

6 Mín 3 6Máx

7 Mín 426.6 561.0 716.3 857.7 912.3Máx

8 Mín 25.5 22.7 26.4 41.0 50.3Máx

8 Mín 44.7 56.9 59.2 59.7 65.7Máx

10 Mín 23.7 24.4 25.0 25.1 25.6Máx

11 Mín 47 35 49 41 49Máx

12 Mín 1.45 1.78 2.06 2.20 2.24Máx

13 Mín 94.4 96.7 96.2 94.9 91.0Máx

14 Mín 28.0 27.3 28.4 31.1 33.6Máx

15, 16 Mín 0.40 0.40 0.42 0.42 0.44Máx

Histórico

Índice

%

MMbpce / plaza

MMpcd

US$@2008/bpce

Mbd

Mbd

MMpcd

%

%

%

MMbpce / pozo

%

%

Factor de recuperación actual

Productividad laboral

%

%

Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL

Índice

MMM$

Número

Tasa de restitución de reservas 3P

Costo de descubrimiento y desarrolloa

Costo de producción

Costo de transporte

%

US$@2008/bpce

US$@2008/bpce

Autoconsumo de gasb

Índice de mermas y pérdidas

Productividad por pozo

Aprovechamiento de gas



Producción de crudo entregada a ventas


Éxito exploratorio comercial

Ingresos totales

Tasa de restitución de reservas probada

Perforación no convencionalc

Indice de frecuencia exploración y producción

Indice de frecuencia perforación

Producción de gas entregada a ventas

a Incluye inversión y gastos indirectos en exploración y desarrollo de reservas b No incluye inyección de gas al yacimiento ni el consumo de CNC c No incluye pozos del proyecto Burgos

v.final



1 Mín 2,901 2,817 2,877 2,867 2,823Máx 3,103 3,000 3,002 3,000 3,002

1 Mín 2,852 2,814 2,873 2,863 2,818Máx 3,048 2,998 2,999 2,996 2,997

1 Mín 6,052 6,653 6,729 6,760 6,500Máx 6,340 6,758 6,836 6,936 6,718

1 Mín 5,861 5,886 6,244 6,498 6,687Máx 5,976 5,979 6,343 6,667 6,911

2, 9 Mín 12.96 13.28 13.20 13.29 13.56Máx 13.79 14.70 14.90 14.95 14.97

2, 9 Mín 5.03 5.24 5.22 5.26 5.36Máx 5.28 5.43 5.45 5.52 5.63

2, 15 Mín 0.65 0.72 0.73 0.72 0.68Máx 0.68 0.73 0.75 0.74 0.70

2 Mín 1,437.0 1,000.6 825.5 797.7 718.1Máx 1,445.0 1,016.4 862.8 871.7 822.6

3 Mín 42.4 40.9 40.2 39.2 37.2Máx 42.4 42.4 41.8 40.4 40.0

4 Mín 7.1 7.7 8.2 8.7 9.4Máx 8.3 8.3 8.8 9.4 10.1

5 Mín 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Máx 0.3 0.3 0.3 0.3 0.2

5 Mín 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0Máx 2.6 2.5 2.3 2.2 2.1

6 Mín 5 29 31 36Máx 6 40 44 46

6 Mín 5

Máx 5

7 Mín 964.4 952.1 969.4 967.6 947.8Máx 1,230.4 1,250.1 1,253.1 1,255.5 1,248.4

8 Mín 53.9 59.0 75.4 85.7 94.0Máx 63.4 72.0 86.2 93.9 100.0

8 Mín 61.8 62.6 63.8 72.8 88.8Máx 63.5 73.0 74.4 83.5 100.5

10 Mín 25.7 26.5 27.3 28.1 28.8Máx 26.6 27.5 28.3 29.1 29.9

11 Mín 39 33 30 31 30Máx 51 44 40 43 41

12 Mín 1.48 0.87 0.78 0.60 0.46Máx 1.65 0.97 0.87 0.67 0.52

13 Mín 89.1 94.0 96.4 96.4 96.4Máx 96.7 97.5 98.0 98.0 98.3

14 Mín 35.7 39.9 43.2 46.8 49.1Máx 36.0 41.3 43.9 46.9 49.1

15, 16 Mín 0.43 0.48 0.51 0.54 0.54Máx 0.44 0.50 0.52 0.57 0.57

29 Mín 259.8 167.1 107.5 75.2 52.0Máx 393.9 235.0 167.2 126.8 99.1

29 Mín 133.2 142.3 114.6 88.0 71.7Máx 182.3 205.7 181.6 151.0 132.2

29 Mín 31.2 27.6 26.5 26.6 22.5Máx 38.0 35.9 35.6 36.6 32.4

29 Mín 47.7 46.9 35.8 28.4 22.8Máx 64.5 77.8 63.5 52.0 44.6

29 Mín -3.0 -7.2 6.7 19.9 22.5Máx 7.9 6.3 34.5 61.3 69.0FEND del proyecto Chicontepec MMM$

FEND del proyecto Crudo Ligero MarinoMMM$

FEND del proyecto Ku Maloob ZaapMMM$

FEND del proyecto BurgosMMM$

Índice de mermas y pérdidas%

FENDi del proyecto CantarellMMM$

Productividad laboral

Metas

Índice

%

MMbpce / plaza

MMpcd

US$@2008/bpce

Mbd

Mbd

MMpcd

Índice

Número

Autoconsumo de gasc

%

%

%

%

MMbpce / pozo

%

Tasa de restitución de reservas probada

Costo de descubrimiento y desarrolloa

Costo de producción

Costo de transporte

%

US$@2008/bpce

US$@2008/bpce

Número


Éxito exploratorio comercial

Productividad por pozo

Aprovechamiento de gas

Procesos de dictámen y sanción técnica de proyectos con metodología FEL

%

MMM$

Tasa de restitución de reservas 3P


Producción de crudo entregada a ventas


Factor de recuperación actual

Metodología FEL aplicada al 100% en proyectos Cantarell, Ku Maloob Zaap, Burgos, Crudo Ligero y Chicontepec

Ingresos totalesg

Perforación no convencionald

Indice de frecuencia de accidentes exploración y producción

Indice de frecuencia de accidentes perforación

Producción de gas entregada a ventas

a Incluye inversión y gastos indirectos en exploración y desarrollo de reservas b Costos promedio del periodo 2004 - 2006 de las compañías: BP, Chevron Texaco, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Statoil y Petrobras c No incluye inyección de gas al yacimiento ni el consumo de CNC d No incluye pozos del proyecto Burgos e La referencia internacional para índice de frecuencia en Exploración y Producción es la Oil and Gas Producers (OGP), los valores corresponden

a cierres anuales y el último informe publicado es el de 2006 f La referencia internacional en el índice de frecuencia para la UPMP es la International Association of Drilling and Contractors (IADC), con el rubro

de DART que considera las lesiones con pérdida de tiempo, los casos de trabajo restringido y estimación realizada por proyección estadística g Precios a partir de 2008 de, (1) caso max aceite de 83.13 US$/b y gas de 8.37 US$/Mpc y (2) caso min aceite de 64.85 US$/b y gas de 7.55

US$/Mpc. Con base en los precios de la mezcla se ajusta por calidad el precio correspondiente a cada tipo de crudo. h Corresponde al periodo 2006 de las compañías: BP, Chevron Texaco, Exxon Mobil, Royal Dutch Shell, Statoil y Petrobrás i FEND = Flujo de efectivo neto descontado calculado para cada año, con una tasa de descuento del 12 por ciento El cálculo en el año 2008 considera el programa de ingresos y costos correspondiente y de 2009 en adelante la última actualización a las

carteras de proyectos de PEP. Los rangos mínimo y máximo se calculan considerando los riesgos en la actividad y la declinación de los campos productores.En ambos casos considera el mismo nivel de inversión.

v.final


Pemex-Refinación

No de

indicador Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007

1Mantener proceso de crudo en banda propuesta1/ Mbd 1,286 1,303 1,284 1,284 1,270

2Mantener rendimientos de gasolinas y destilados en banda propuesta 1/ % 63 64 64 65 66

3 Costo de transporte $ / t-km 0.102 0.101 0.155 0.143 0.164

4 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC nd 221.9 nd 222.6 nd

5 Gasolina UBA producida /gasolina total producida % 0 0 0 2 6

6 Diesel UBA producido / diesel total producido % 0 0 0 0 0

7 Refinerías con proceso de coquización % 33 33 33 33 33

8 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0.63 1.23 1.16 0.59 0.279 Margen variable de refinación US$/b 2.67 4.23 7.34 7.35 7.03

10 Rendimientos de destilados del crudo % 63 64 64 65 6611 Índice de Intensidad Energética % nd 133.5 nd 134.5 130.3

12 Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente % nd 77.7 nd 76.9 75.6

13 Ventas Premium UBA /Ventas totales de destilados % 0 0 0 3 9

14 Ventas Magna UBA /Ventas totales de destilados % 0 0 0 0 0

15 Ventas Diesel UBA /Ventas totales de destilados % 0 0 0 0 3

16 Utilización por medio de transporte %Utilización de ductos % ductos 61 60 58 58 60Utilización de buquetanque % B/T 35 36 38 37 33Utilización de autotanque % A/T 3 3 4 5 6Utilización carrotanque % C/T 0 1 1 1 1

17 Días de autonomía en terminales críticas de gasolina Días 2.5 2.6 2.9 2.2 2.3

18 Días de autonomía en terminales críticas de diesel Días 3.0 3.1 3.6 3.0 3.0

19 Días de autonomía de crudo en refinerías 3.3 4.6 4.9 4.4 4.8

20 Modernización de la flotilla de reparto local % 2 6 10 35

21 Avance en modernización de Sistemas de medición % n/a n/a n/a n/a n/a

22 Emisiones de SOx t / Mt 6.03 6.09 5.89 5.61 4.95

Histórico

1/ Para la información histórica no aplica el concepto de bandas.

v.final


No. Indicador Indicador Unidades 2008 2009 2010 2011 2012 Benchmark Objetivo

relacionado

1 Mantener proceso de crudo en banda propuesta Mbd 1,300

1,2701,401 1,270

1,422 1,380

1,424 1,380

1,416 1,380 Banda 1 y 6

2 Mantener rendimientos de gasolinas y destilados en banda propuesta % 66

656665

6965

6967

6967 Banda 1 y 6

3 Costo de transporte $ / t-km 0.1782 0.1858 0.1934 0.2009 0.2085 2

4 Productividad laboral en refinerías PE/100KEDC 222.7 < 222.3 < 221.9 < 221.5 < 221.1 144.2 3

5 Gasolina UBA producida /gasolina total producida % 6 1/ 15 a 182/ 15 a 18 15 a 18 15 a 18 4

6 Diesel UBA producido / diesel total producido % 0 a 9 0 a 25 83/ a 25 164/ a 25 16 a 25 4

7 Refinerías con proceso de coquización % 335/ 33 50 50 6/ 50 4

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

9 Margen variable de refinación 7/US$/b 7.30

7.07.307.00

7.377.00

7.377.00

7.557.00 7

10 Rendimientos de destilados del crudo % 66 64 66 64 69 64 69 67 69 67 17

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

12 Utilización de la capacidad de Destilación Equivalente % 75.6 76 76.3 76.7 77 79.2 18

13 Ventas Premium UBA /Ventas totales de destilados % 8 8 8 8 8 19

14 Ventas Magna UBA /Ventas totales de destilados % 0 168/ 16 36 9/ 56 19

15 Ventas Diesel UBA /Ventas totales de destilados % 3 3 3 3 9 10/ 19

16 Utilización por medio de transporte % 20Utilización de ductos % ductos ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 ≥59 20Utilización de buquetanque % B/T ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 ≥ 33 20Utilización de autotanque % A/T ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 ≤ 7 20Utilización carrotanque % C/T ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 ≥ 1 20

17 Días de autonomía en terminales críticas de gasolina Días 2.5 2.6 2.9 3.2 3.5 20

18 Días de autonomía en terminales críticas de diesel Días 3 3.1 3.6 4 4.5 20

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

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

21 Avance en modernización de Sistemas de medición % 8.3 8.3 28 60 100 21

22 Emisiones de SOx t / Mt 4.64 4.16 3.7 3.1 3.1 22

Metas

1/ Se considera la producción de gasolina Premium en las refinerías 2/ Se considera el inicio de operación de la planta HOil de Tula como planta hidrodesulfuradora de gasóleos 3/ La planta de hidrodesulfuradora de destilados intermedios U-700-II de Cadereyta produce diesel UBA 4/ Nueva planta hidrodesulfuradora de destilados intermedios en Minatitlán para producir diesel UBA 5/ Dos de seis refinerías tienen plantas de coquización 6/ Tres de seis refinerías tienen plantas de coquización 7/ Margen variable de refinación del 2008 fue calculado con el POT I y a precios POT I y para los años 2009 al 2012 se calcularon con el Estudio

de mercado 2008 versión preliminar con precios a puerta de refinería, constantes del año 2010, versión Estudio de Mercado 2007 (dólares constantes de 2007)

8/ A partir de octubre de 2008 se vende gasolina Magna UBA en las zonas metropolitanas 9/ A partir de junio de 2011 se venderá gasolina Magna UBA en todo el país 10/ A partir de agosto de 2012 se venderá diesel UBA también en las zonas metropolitanas

v.final


Pemex-Gas y Petroquímica Básica

Objetivo Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 20071 Capacidad criogénica utilizada % 69 73 67 73 763 Productividad laboral MMBtue/día-plaza

ocupada361 377 374 387 385

5 Índice de frecuencia de accidentes Indice 0.9 0.4 0.3 0.1 0.17 Margen por unidad de energía

equivalente$/MMBtue ----- ----- ----- 17 17

22 Gastos de operación por energíaproducida

$/MMBtue ----- ----- 2.3 2.4 2.5

23 Recuperación de propano en CPG % 93.2 95.2 96.2 96.4 94.725 Costo promedio diario de transporte

de gas seco$/MMpc-km ----- 0.11 0.14 0.13 0.15

25a Costo promedio diario de transportede gas LP

$/Mb-km ----- ----- 1.80 1.73 2.20

26 Pérdidas de hidrocarburos por fugas yderrames

MM$/mes 0 0 0 0 136

26a Autoconsumos de gas % 5.7 5.6 5.7 5.7 5.723 Producción de gas seco MMpcd 3,040 3,135 3,091 3,375 3,52623 Producción de gas licuado Mbd 212 225 215 215 19923 Producción de etano Mbd 125 133 129 127 11923 Producción de gasolinas (naftas) Mbd 86 90 88 92 8525 UpTime Sistema Nacional de

Gasoductos% 75 72 71 78 86

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

23 Capacidad instalada de recuperaciónde licuables

MMpcd 4,992 4,800 5,200 5,200 5,200

23 UpTime criogénicas % 69 65 74 77 791 Diferencias porcentuales entre la

producción observada y estimada enproyectos de inversión

% ----- ----- ----- ----- -----

3 Índice de personal $/MMBtue 3.09 3.02 3.02 3.12 3.157 Costos de operación por CPG $/MMpc 1,705 1,955 2,195 2,375 2,39623 Emisiones de SO2 a la atmósfera kg de S02/ t de S

procesado33 37 37 32 34

22 Producción de gas seco por unidadprocesada

MMpcd/MMpcd carga

0.88 0.85 0.86 0.86 0.86

22 Producción de gas licuado por unidadprocesada

bpd/MMpcd carga 61.2 60.9 60.0 55.1 48.7

22 Producción de etano por unidadprocesada

bpd/MMpcd carga 36.1 35.9 36.0 32.4 29.2

22 Producción de gasolinas por unidadprocesada

bpd/MMpcd carga 25.0 24.3 24.5 23.4 20.7

2 Costo real/Costo estimado deproyectos

% ----- ----- ----- ----- -----

4 Cumplimientos de los proyectos deplantas criogénicas

% ----- ----- ----- ----- -----

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

24 Inyecciones de gas natural al SNGfuera de norma

Eventos/mes ----- ----- ----- ----- -----

Histórico

v.final


Objetivo Indicador Unidades 2008 2009 2010 2011 2012 Benchmark

1 Capacidad criogénica utilizada % 77 - 80 79 - 83 80 - 84 82 - 85 82 - 86

3 Productividad laboral MMBtue/día-plaza

ocupada

376 - 400 380 - 404 384 - 408 386 - 410 388 - 413

5 Índice de frecuencia deaccidentes

Indice <1 <1 <1 <1 <1 <1

7 Margen por unidad de energíaequivalente

$/MMBtue 17.1 - 18.5 17.1 - 18.6 17.2 - 18.7 17.3 - 18.8 17.3 - 18.9

22 Gastos de operación porenergía producida

$/MMBtue 2.5 - 3.0 2.5 - 3.0 2.3 - 2.8 2.3 - 2.8 2.3 - 2.8

23 Recuperación de propano enCPG

% 94.9 - 96.4 95.0 - 96.5 95.1 - 96.6 95.2 - 96.7 95.3 - 96.8 95.0

25 Costo promedio diario detransporte de gas seco

$/MMpc-km 0.13 - 0.15 0.13 - 0.15 0.13 - 0.14 0.13 - 0.14 0.13 - 0.14

25a Costo promedio diario detransporte de gas LP

$/Mb-km 2.12 - 2.38 2.10 - 2.36 2.08 - 2.34 2.06 - 2.32 2.05 - 2.31

26 Pérdidas de hidrocarburos porfugas y derrames

MM$/mes <0.1 <0.1 <0.1 <0.1 <0.1 0

26a Autoconsumos de gas % 5.1 - 6.0 5.0 - 5.9 5.0 - 5.9 4.9 - 5.8 4.9 - 5.8 6.023 Producción de gas seco MMpcd 3,502 - 3,765 3,860 - 4,151 4,058 - 4,363 4,164 - 4,478 4,164 - 4,47823 Producción de gas licuado Mbd 192 - 207 193 - 208 199 - 214 206 - 221 208 - 22423 Producción de etano Mbd 117 - 126 131 - 141 145 - 156 153 - 164 170 - 18223 Producción de gasolinas

(naftas)Mbd 70 - 88 76 - 96 70 - 87 69 - 86 69 - 86

25 UpTime Sistema Nacional deGasoductos

% 82.8 - 92.3 82.1 - 91.5 85.1 - 94.9 73.6 - 82.1 74.8 - 83.4

25 Capacidad instalada decompresión

HP 465,460 491,160 515,160 529,460 550,460

23 Capacidad instalada derecuperación de licuables

MMpcd 5,600 5,800 5,800 6,006 6,006

23 UpTime criogénicas % 83.5 - 84.3 86.2 - 87.1 87.2 - 88.1 89.5 - 90.4 89.5 - 90.41 Diferencias porcentuales entre

la producción observada yestimada en proyectos deinversión

% 81 - 86 83 - 87 84 - 88 86 - 89 88 - 90

3 Índice de personal $/MMBtue 2.85 - 3.00 2.75 - 2.89 2.62 - 2.76 2.54 - 2.67 2.41 - 2.547 Costos de operación por CPG $/MMpc 2,218 - 2,307 2,274 - 2,365 2,192 - 2,279 2,187 - 2,275 2,184 - 2,271

23 Emisiones de SO2 a laatmósfera

kg de S02/ t de S

procesado

<34 <34 <34 <34 <34

22 Producción de gas seco porunidad procesada

MMpcd/MMpcd carga

0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9 0.8 - 0.9

22 Producción de gas licuado porunidad procesada

bpd/MMpcd carga

44 - 47 40 - 43 40 - 43 40 - 43 41 - 44

22 Producción de etano porunidad procesada

bpd/MMpcd carga

27 - 29 33 - 36 32 - 34 32 - 35 33 - 35

22 Producción de gasolinas porunidad procesada

bpd/MMpcd carga

19 - 20 19 - 20 16 - 17 16 - 17 16 - 17

2 Costo real/Costo estimado deproyectos

% 100 - 125 100 - 122 100 - 120 100 - 118 100 - 115 100

4 Cumplimientos de losproyectos de plantascriogénicas

% 100 100 100 100 100 100

6 % de desviación del programaPOT1

% <5 <5 <5 <5 <5

24 Inyecciones de gas natural alSNG fuera de norma

Eventos/mes <6 <5 <4 <4 <3

METAS

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 calcularon a pesos constantes, tomando como año base el 2008

v.final


Pemex-Petroquímica

Objetivo relacionado

Indicador Unidades 2003 2004 2005 2006 2007

1,2 y 7 Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs. observada durante los primeros dos años de inicio del proyecto

% N/A N/A N/A N/A N/A

1,2 y 7 Diferencia entre costo observado en proyectos estratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectos estratégicos nuevos

% N/A N/A N/A N/A N/A

3 y 7 Índice de Productividad Laboral t / plaza ocupada 420 433 422 453 5234, 7 y 27 Eficiencia en el uso de materias primas y energía

vs estándares tecnológicos % 100% 100% 100% 100% 100%

4, 7 y 27 Factor de insumo etileno-polietilenos AD y BD t materia prima/ t producto

1.0284 1.0271 1.028 1.0301 1.0245

4, 7 y 27 Factor de insumo etano-etileno (Morelos y Cangrejera)

t materia prima/ t producto

1.33 1.31 1.30 1.32 1.3

4, 7 y 27 Factor de insumo gas natural-amoniaco MMBtu/ t 23.8 22.6 23.9 23.4 24.14, 7 y 27 Factor de insumo nafta-aromáticos t materia prima/ t

productoN/A N/A N/A N/A 3.7

6, 7, y 27 % de desviación en volumen al cumplimiento de los programas de operación (POT)

% 7% 9% 15% 16% 22%

6, 7, y 27 Gasto de Operación $ / t 1,024 1,055 1,172 1,169 6216, 7, y 27 Producción de petroquímicos Mt 6,083 6,223 6,219 6,572 12,564 27 y 28 Índice de Atención a Clientes % N/A 83% 90% 92% 94%27 y 28 Producto en especificación / producto entregado % N/A 99.0% 99.6% 99.6% 99.8%

5 Índice de fecuencia de accidentes Indice 1.16 2.0 1.13 0.7 0.485 Emisiones de SOx t / Mt de producción 0.466 0.539 1.515 0.165 0.015

Histórico

Objetivo relacionado

Indicador Unidades 2008 2009 2010 2011 2012 Benchmark

1,2 y 7 Producción programada en proyectos estratégicos nuevos vs. observada durante los primeros dos años de inicio del proyecto

% <25% <20% <18% <16% <14% <14%

1,2 y 7 Diferencia entre costo observado en proyectos estratégicos nuevos / Costo aprobado en proyectos estratégicos nuevos

% <30% <25% <20% <15% <10% <10%

3 y 7 Índice de Productividad Laboral t / plaza ocupada 987 1028 1041 931 1021 NA4, 7 y 27 Eficiencia en el uso de materias primas y

energía vs estándares tecnológicos % 96% 97% 100% 100% 100% 100%

4, 7 y 27 Factor de insumo etileno-polietilenos AD y BD


1.02 1.02 1.02 1.02 1.02 1.02

4, 7 y 27 Factor de insumo etano-etileno (Morelos y Cangrejera)


1.30 1.30 1.30 1.30 1.31 1.23

4, 7 y 27 Factor de insumo gas natural-amoniaco MMBtu/ t 23.0 23.0 23.0 23.0 23.0 23.04, 7 y 27 Factor de insumo nafta-aromáticos t materia prima/ t

producto4.0 4.0 4.0 4.0 4.0 NA

6, 7, y 27 % de desviación en volumen al cumplimiento de los programas de operación (POT)

% <10% <8% <6% <5% <5% <5%

6, 7, y 27 Gasto de Operación $ / t 560 540 530 600 550 5506, 7, y 27 Producción de petroquímicos Mt 14,200 14,900 15,100 13,500 14,800 14,80027 y 28 Índice de Atención a Clientes % >95% >96% >96% >97% >98% >98%27 y 28 Producto en especificación / producto

entregado% >95% >95% >96% >97% >97% >97%

5 Índice de frecuencia de accidentes Indice <1 <1 <1 <1 <1 <15 Emisiones de SOX t / Mt de producción 0.014 0.013 0.013 0.015 0.013 0.013

Metas

v.final


Petróleos Mexicanos


30 Déficit Actuarial Total (Obligaciones devengadas, por beneficios proyectados) Miles de millones de pesos* 312.9 400.5 471.5 580.3 667.9

30 Déficit Actuarial, componente de gasto del sistema de salud. Miles de millones de pesos* N/A** 61.3 63.4 89.6 99.6

Histórico

* Pesos corrientes de cada año ** El cálculo del indicador inició en 2004


31 Esperanza de Vida Años 80.01 80.06 80.08 80.11 80.1631 Tiempo de Espera del Primer Nivel Minutos 20.8 14.0 13.0 13.0

31 Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje 93.00 99.43 99.0

31 Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje 82.00 92.44 91.231 Mortalidad materna Directa Tasa por cada 1000 Nacidos Vivos

Histórico


31 Esperanza de Vida Años 80.10 80.11 80.12 80.13 80.1431 Tiempo de Espera del Primer Nivel Minutos 15 14 13 12 1131 Porcentaje de Surtimiento de Medicamentos Porcentaje 97.1 97.2 97.3 97.4 97.531 Porcentaje de Satisfacción al Cliente Porcentaje 90 91 92 93 9431 Mortalidad materna Directa Tasa por cada 1000 Nacidos Vivos 0.04 0.02 0.01 0.005 0.0

Metas

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

v.final


MM$ Millones de pesos Mpc Miles de pies cúbicos Mt Miles de toneladas 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

Documents

Informe de Avance del Programa para Incrementar …...v.final Informe de Avance del PEO al 3er Trimestre de 2008 . 3 1. Antecedentes El Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa