172 Infraestructura para produccin y distribucin de petrolferos
172 “Infraestructura para producción y distribución de petrolíferos” Fuente: pemex-tv/nueva-refinería Cuenta Pública 2011 1
Contenido I. Contexto II. Política pública III. Universal conceptual IV. Resultados V. Dictamen VI. Acciones emitidas VII. Impacto de la Auditoría VIII. Consecuencias Sociales 2
I. Contexto 3
I. Contexto PR procesa el petróleo crudo que PEP extrae de los yacimientos para convertirlo en gasolinas magna y premium, diesel, turbosina y otros petrolíferos. Fuente: pemex-tv/refinación PR: Pemex Refinación. PEP: Pemex Exploración y Producción. 4
I. Contexto Infraestructura para producción de petrolíferos. En 2011, PR contó con 6 refinerías, con una capacidad de producción de 1, 585. 6 MBD. PR: Pemex Refinación. MBD: Miles de barriles diarios. 5
I. Contexto Infraestructura para distribución de petrolíferos. En 2011, contaba con 15 terminales marítimas; 5, 197 km de oleoductos; 8, 835 km de poliductos, y 77 terminales de almacenamiento. 6
Problemática 1992 -2010 I. Contexto Las refinerías redujeron su productividad por el rezago tecnológico y la insuficiente inversión para su modernización. VOLUMEN DE CRUDO PROCESADO (Miles de barriles diarios) 1 250, 0 1 000, 0 750, 0 1 184, 1 1 289, 5 1 282, 5 1 251, 9 1 284, 2 500, 0 250, 0 1992 1996 2001 MBD: Miles de barriles diarios. 2006 2010 El volumen de crudo procesado disminuyó en 8. 2%, al pasar de 1, 289. 5 MBD en 1992 a 1, 184. 1 MBD en 2010. 7
Problemática 1992 -2010 I. Contexto La capacidad instalada de refinación se mantuvo sin variaciones sustantivas. CAPACIDAD INSTALADA (Miles de barriles diarios) 1 600, 0 1 200, 0 1 540, 0 800, 0 1 520, 0 1 559, 0 1 540, 0 400, 0 1992 1996 2001 MBD: Miles de barriles diarios. 2006 2010 La capacidad instalada de refinación creció en 1. 3% al pasar de 1, 520. 0 MBD en 1992 a 1, 540. 0 MBD en 2010. 8
Problemática 1992 -2010 I. Contexto Producción nacional de petrolíferos insuficiente para atender la demanda interna. OFERTA-DEMANDA DE PETROLÍFEROS (Miles de barriles diarios) 2 000, 0 1 600, 0 1 325, 2 1 473, 6 1 200, 0 1 229, 1 1 191, 9 800, 0 400, 0 1992 1996 Oferta 2001 2006 Demanda 2010 De 1992 a 2010, la demanda creció 23. 6%, en tanto que la oferta bajó en 7. 3% de 1992 a 2010. 9
Problemática 1992 -2010 I. Contexto El aumento de la demanda de gasolinas fue de 66. 4%. IMPORTACIÓNES DE GASOLINAS (Miles de barriles diarios) 400 300 200 379, 1 273, 6 100 177, 7 88, 6 73, 2 1996 0 2001 MBD: Miles de barriles diarios. 2006 2010 De 1992 a 2010, las importaciones de gasolinas se incrementaron en 327. 9%. 10
Problemática 1992 -2010 I. Contexto El crecimiento en la producción de gasolinas no ha sido constante. PRODUCCIÓN DE GASOLINAS (Miles de barriles diarios) 500, 0 400, 0 300, 0 200, 0 403, 3 416, 5 390, 3 1992 1996 2001 456, 2 423, 0 2006 2010 100, 0 MBD: Miles de barriles diarios. De 1992 a 2006, la producción de gasolinas aumentó 13. 1%, y a partir de 2006 se registró una caída de 7. 3%. 11
Problemática 1992 -2010 I. Contexto El comportamiento de la producción de diesel no ha sido constante. PRODUCCIÓN DE DIESEL (Miles de barriles diarios) 350 300 250 200 150 277, 7 269, 6 281, 7 1992 1996 2001 328, 2 289, 5 100 50 0 MBD: Miles de barriles diarios. 2006 2010 De 1992 a 2006, la producción de diesel se incrementó en 18. 2%; y de 2006 a 2010 se registró una caída de 11. 8%. 12
Problemática 1992 -2010 I. Contexto El crecimiento de la demanda de diesel fue de 63. 7%. IMPORTACIÓNES DE DIESEL (Miles de barriles diarios) 120, 0 108, 0 100, 0 80, 0 60, 0 41, 1 40, 0 20, 0 10, 4 6, 7 1996 2001 0, 0 1992 MBD: Miles de barriles diarios. 2006 2010 En 1992 el país era autosuficiente en diesel, para 2010 se importaron 108. 0 MBD. 13
II. Política Pública 14
II. Política Pública Mandato Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Articulo 27. El procesamiento de petróleo crudo es una actividad reservada al Estado. 15
II. Política Pública Mandato Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Artículo 3, fracción II. PR es el encargado de la elaboración, almacenamiento y distribución de petrolíferos. 16
II. Política Pública Mandato Ley de Petróleos Mexicanos. Exposición de motivos. Fortalecer y modernizar a la industria petrolera mexicana y garantizar la seguridad energética. 17
II. Política Pública Mandato Plan Nacional de Desarrollo 2007 -2012 (PND). Objetivo. . Asegurar el suministro de los insumos energéticos que demandan los consumidores. 18
II. Política Pública Mandato Programa Nacional de Infraestructura 2007 -2012 (PNI). Objetivo. . INFRAESTRUCTURA DE REFINACIÓN, GAS Y PETROQUÍMICA PROGRAMA NACIONAL DE INFRAESTRUCTURA 2007 -2012 Incrementar la infraestructura de procesamiento y transporte de petrolíferos. 19
II. Política Pública Mandato Programa Sectorial de Energía 2007 -2012 (PROSENER). Objetivo. Programa Sectorial de Energía 2007 -2012 Elevar la transformación de hidrocarburos de manera sustentable, para asegurar la satisfacción de la demanda presente y futura. 20
II. Política Pública Mandato Programa Sectorial de Energía 2007 -2012 (PROSENER). Estrategia. Programa Sectorial de Energía 2007 -2012 Fomentar el desarrollo de la infraestructura necesaria para la producción de petrolíferos. 21
III. Universal Conceptual 22
III. Universal Conceptual Hilos conductores 1. Sustentabilidad 2. Desarrollo 3. Operación 4. Mantenimiento 23
IV. Resultados 24
IV. Resultados Hilos Conductores 1. Sustentabilidad 2. Desarrollo 3. Operación 4. Mantenimiento 25
IV. Resultados Hilos Conductores 1. Sustentabilidad 1. 1 Satisfacción de la demanda 1. 2 Prospectiva 26
IV. Resultados 1. 1 Satisfacción de la demanda PND 2007 -2012, objetivo: Asegurar un suministro de los insumos energéticos que demandan los consumidores. OFERTA-DEMANDA DE GASOLINAS, 2011 (Miles de barriles diarios) Demanda 802. 5 Oferta 802, 5 0 161 322 483 PND: Plan Nacional de Desarrollo 644 805 En 2011, el índice de satisfacción de la demanda de gasolinas fue de 100. 0%. 27
IV. Resultados 1. 1 Satisfacción de la demanda PNI 2007 -2012, Meta: Mantener una relación de importación a ventas de gasolinas no mayor a 40. 0%. ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE GASOLINAS, 2011 (Porcentajes) 49. 9% Producción 50. 1% Importaciones PNI: Programa Nacional de Infraestructura. pp: Puntos porcentuales En 2011, las importaciones participaron con el 50. 1%, 10. 1 pp arriba de la meta y la producción del organismo participó con el 49. 9% de la oferta total. 28
IV. Resultados 1. 1 Satisfacción de la demanda PROSENER 2007 -2012, objetivo: Elevar la transformación de hidrocarburos. PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE GASOLINAS, 1992 -2011 (Miles de barriles diarios) 500 400, 3 400 403, 3 402, 2 300 200 88, 6 100 0 1992 d 1996 Producción 2001 d 2006 2011 Importación PROSENER: Programa Sectorial de Energía. Durante el periodo 1992 -2011, la producción interna de gasolinas no registró variaciones importantes, y las importaciones aumentaron 353. 9%. 29
IV. Resultados 1. 1 Satisfacción de la demanda PND 2007 -2012, objetivo: Asegurar un suministro de los insumos energéticos que demandan los consumidores. OFERTA-DEMANDA DE DIESEL, 2011 (Miles barriles diarios) Demanda 388, 6 Oferta 388, 6 0 78 156 234 312 PND: Plan Nacional de Desarrollo 390 En 2011, el índice de satisfacción de la demanda de diesel fue de 100. 0% 30
IV. Resultados 1. 1 Satisfacción de la demanda PND 2007 -2012, objetivo: Asegurar un suministro de los insumos energéticos que demandan los consumidores. ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE DIESEL, 2011 (Porcentajes) 66. 9% 33. 1% 66. 9% Producción Importaciones PND: Plan Nacional de Desarrollo. La participación de la producción nacional de diesel en la atención de la demanda total fue de 66. 9% y el 33. 1% con importaciones. 31
IV. Resultados 1. 1 Satisfacción de la demanda PROSENER 2007 -2012, objetivo: Elevar la transformación de hidrocarburos. PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE DIESEL, 1992 -2011 (Miles de barriles diarios) 400 41, 1 300 0, 0 10, 4 6, 7 269, 6 281, 7 1996 2001 135, 5 200 277, 7 328, 2 273, 6 100 0 1992 d Producción d 2006 2011 Importación PROSENER: Programa Sectorial de Energía. De 1992 a 2011, la producción se redujo en 1. 5%, lo que ocasionó que de ser autosuficiente en 1992 se importaron 135. 5 MBD en 2011. 32
IV. Resultados Hilos Conductores 1. Sustentabilidad 1. 1 Satisfacción de la demanda 1. 2 Prospectiva 33
1. 2 Prospectiva IV. Resultados PROSENER (2007 -2012), objetivo: Elevar la transformación de hidrocarburos, asegurando la demanda presente y futura. PROSPECTIVA DE GASOLINAS, 2012 -2030 (Porcentaje) 100% 80% 50. 9 53. 69 52. 6 58. 5 58. 9 61. 2 49. 1 46. 4 47. 4 41. 5 41. 1 38. 8 2012 2016 2018 2022 2026 2030 60% 40% 20% 0% Producción Interna Importaciones PROSENER: Programa Sectorial de Energía. MBD: Miles de barriles diarios. La ASF estimó que para 2030 la demanda de gasolinas será de 1, 126. 8 MBD, lo que implicará importar 689. 3 MBD, el 61. 2%. 34
1. 2 Prospectiva IV. Resultados PROSENER (2007 -2012), objetivo: Elevar la transformación de hidrocarburos, asegurando la demanda presente y futura. PROSPECTIVA DE DIESEL, 2012 -2030 (Porcentaje) 100% 80% 31. 0 14. 5 29. 9 24. 0 29. 1 28. 2 69. 0 75. 5 70. 1 76. 0 70. 9 71. 8 2012 2016 2018 2022 2026 2030 60% 40% 20% 0% Producción Interna Importaciones PROSENER: Programa Sectorial de Energía. MBD: Miles de barriles diarios. Para 2030, la demanda interna de diesel será de 511. 8 MBD, lo que implicará importar 144. 3 MBD, el 28. 2%. 35
IV. Resultados PROSENER (2007 -2012), objetivo: Elevar la transformación de hidrocarburos, asegurando la demanda presente y futura. Las estimaciones realizadas por la ASF muestran que, ceteris paribus, la atención de la demanda de gasolinas y diesel dependerá de importaciones crecientes, lo cual podría poner en riesgo la seguridad energética. Para la estimación se utilizó el método: Holt-Winters. 36
IV. Resultados Hilos Conductores 1. Sustentabilidad 2. Desarrollo 3. Operación 4. Mantenimiento 37
IV. Resultados Hilos Conductores 2. Desarrollo 2. 1 Infraestructura de producción 2. 2 Reconfiguración 2. 3 Almacenamiento 2. 4 Metas del PNI 2. 5 Capacidad de inversión 38
IV. Resultados 2. 1 Infraestructura de producción PEF 2011: Mejorar índices de productividad mediante el uso eficiente de las instalaciones de producción. Meta: 85. 7%. ÍNDICE DE CAPACIDAD INSTALADA PARA LA PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS, 2011 (Porcentajes) 73, 6 Utilizada 85, 7 Meta Capacidad Total 1, 585. 6 MBD 0, 0 20, 0 40, 0 60, 0 80, 0 100, 0 PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. pp: Puntos porcentuales En 2011, PR registró un cumplimiento del 85. 9%, respecto de la meta, al utilizar el 73. 6% de su capacidad instalada. 39
IV. Resultados 2. 1 Infraestructura de producción PND 2007 -2012: Ampliar la capacidad de refinación. CAPACIDAD INSTALADA PARA LA PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS, 2007 -2011 (Miles de barriles diarios) 1 600 1 540, 0 1 585, 6 1 200 800 400 0 2007 PND: Plan Nacional de Desarrollo. 2011 En el periodo 2007 -2011 la capacidad instalada se incrementó en 3. 0%; sin embargo, el volumen de crudo procesado se redujo en 8. 1%. 40
IV. Resultados Hilos Conductores 2. Desarrollo 2. 1 Infraestructura de producción 2. 2 Reconfiguración 2. 3 Almacenamiento 2. 4 Metas del PNI 2. 5 Capacidad de inversión 41
IV. Resultados 2. 2 Reconfiguración Programa de Reconfiguración: Facilitar el procesamiento de crudos más pesados. PROCESAMIENTO DE CRUDO PESADO (Miles de barriles diarios) 120, 0 90, 0 110, 4 94, 3 102, 0 99, 2 60, 0 30, 0 Madero 2007 Cadereyta 2011 Las refinerías reconfiguradas de Madero y Cadereyta disminuyeron su volumen de procesamiento de crudo pesado en 14. 6% y 2. 7%. 42
IV. Resultados 2. 2 Reconfiguración Programa de Reconfiguración: Obtener un mayor volumen de productos de alto valor agregado (gasolinas). PRODUCCIÓN DE GASOLINAS (Miles de barriles diarios) 90, 0 75, 0 82, 2 60, 0 45, 0 63, 0 44, 9 30, 0 15, 0 0, 0 Madero Cadereyta 2007 2011 La producción de gasolinas en las refinerías de Madero y Cadereyta se redujo en 28. 7% y 20. 9% respectivamente. 43
IV. Resultados 2. 2 Reconfiguración Programa de Reconfiguración: Obtener un mayor volumen de productos de alto valor agregado (diesel). PRODUCCIÓN DE DIESEL (Miles de barriles diarios) 90 75 83, 8 60 63, 3 45 30 15 43, 1 29, 1 0 Madero 2007 Cadereyta 2011 La producción de diesel en las refinerías de Madero y Cadereyta bajó en 32. 5% y 24. 5% respectivamente. 44
IV. Resultados Hilos Conductores 2. Desarrollo 2. 1 Infraestructura de producción 2. 2 Reconfiguración 2. 3 Almacenamiento 2. 4 Metas del PNI 2. 5 Capacidad de inversión 45
IV. Resultados 2. 3 Almacenamiento PEF 2011: Mejorar los índices de desempeño operativo mediante el uso eficiente de las instalaciones de almacenamiento. Meta: 2. 2 días. INVENTARIO DISPONIBLE DE GASOLINAS MAGNA, 2011 (Días de autonomía) 2, 4 2, 2 Meta Real PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. ID: Inventario Disponible En 2011, PR obtuvo un ID de gasolina magna para 2. 4 días, superior en 9. 1% a la meta y significó el 29. 9% de su capacidad instalada. 46
IV. Resultados 2. 3 Almacenamiento PEF 2011: Mejorar los índices de desempeño operativo mediante el uso eficiente de las instalaciones de almacenamiento. Meta: 4. 7 días. INVENTARIO DISPONIBLE DE GASOLINAS PREMIUM, 2011 (Días de autonomía) 6, 3 6, 4 4, 7 4, 8 3, 2 1, 6 0 Meta Real PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. ID: Inventario Disponible En 2011, PR obtuvo un ID de gasolina premium para 6. 3 días, superior en 34. 0% a la meta, utilizando sólo el 29. 9% de su capacidad instalada. 47
IV. Resultados 2. 3 Almacenamiento PEF 2011: Mejorar los índices de desempeño operativo mediante el uso eficiente de las instalaciones de almacenamiento. Meta: 3. 0 días. INVENTARIO DISPONIBLE DE PEMEX DIESEL, 2011 (Días de autonomía) 3, 0 2, 5 2, 0 1, 5 1, 0 29. 7% 0, 5 0, 0 Meta Real PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. ID: Inventario Disponible En 2011, PR obtuvo un ID de Pemex diesel de 3. 0 días, resultado similar a la meta y representó el 29. 7% de la capacidad instalada de almacenamiento. 48
IV. Resultados Hilos Conductores 2. Desarrollo 2. 1 Infraestructura de producción 2. 2 Reconfiguración 2. 3 Almacenamiento 2. 4 Metas del PNI 2. 5 Capacidad de inversión 49
IV. Resultados 2. 4 Metas del PNI 2007 -2012: Aumentar y modernizar la capacidad de producción y transporte de petrolíferos. Meta: Desarrollar 10 proyectos. PROYECTOS PNI 2007 -2012 FUNCIÓN 1. Nuevo Tren de Refinación 2. Reconfiguración Salina Cruz 3. Reconfiguración Minatitlán 4. Calidad de Combustibles 5. Reconfiguración Tula INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN 6. Reconfiguración Salamanca 7. Dsiminución de azufre 8. Ampliación infraestructura 9. Tuxpan: Terminal 10. Sustitución flota mayor INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE PNI: Programa Nacional de Infraestructura. De los proyectos programados, siete se ejecutaron; y 3 se cancelaron (dos de infraestructura de producción y uno de transporte). 50
IV. Resultados 2. 4 Metas del PNI 2007 -2012: Aumentar y modernizar la capacidad de producción y transporte de petrolíferos. Meta: Concluir cinco proyectos en 2011. Proyectos programados a concluir en el periodo 2007 -2011 Avance físico 3. Reconfiguración Minatitlán (Producción) 99. 3% 4. Calidad de Combustibles (Producción) 45. 4% 7. Disminución de azufre (Producción) 76. 6% 9. Tuxpan: Terminal (Transporte) 62. 8% 10. Sustitución flota mayor (Transporte) 100. 0% PNI: Programa Nacional de Infraestructura. En el periodo 2007 -2011 se concluyó un proyecto de los 5 programados. 51
IV. Resultados Hilos Conductores 2. Desarrollo 2. 1 Infraestructura de producción 2. 2 Reconfiguración 2. 3 Almacenamiento 2. 4 Metas del PNI 2. 5 Capacidad de inversión 52
IV. Resultados 2. 5 Capacidad de inversión PNI 2007 -2012: Destinar 53, 838. 6 millones de pesos para el desarrollo de 7 proyectos de infraestructura en PR en el periodo 2007 -2011. INVERSIÓN REALIZADA RESPECTO A LA INVERSIÓN ESTIMADA EN 2011 (Porcentaje) 53, 838. 6 61, 079. 1 62000, 0 49600, 0 37200, 0 24800, 0 12400, 0 Meta Real PNI: Programa Nacional de Infraestructura. En el periodo 2007 -2011, PR realizó una inversión física de 61, 079. 1 millones de pesos, lo que representó el 113. 4% respecto de la meta. 53
IV. Resultados Hilos Conductores 1. Sustentabilidad 2. Desarrollo 3. Operación 4. Mantenimiento 54
IV. Resultados Hilos Conductores 3. Operación 3. 1 Rendimiento de Crudo 3. 2. Intensidad energética 3. 3 Contenido de azufre 3. 4 Rentabilidad 3. 5 Costos de producción 55
IV. Resultados 3. 1 Rendimiento de crudo PEO 2008 -2012: Incremento del rendimiento en el procesamiento de crudo procesado. Meta: 36. 9%. RENDIMIENTO DE GASOLINA POR BARRIL DE PETRÓLEO CRUDO PROCESADO, 2011 (Porcentajes) 45, 0 36, 9 30, 0 33, 3 15, 0 0, 0 Meta Real PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PEMEX. En 2011, el rendimiento de gasolinas por barril de crudo procesado fue inferior en 3. 6 puntos porcentuales a la meta. 56
IV. Resultados 3. 1 Rendimiento de crudo PEO 2008 -2012: Incremento en la productividad por barril de petróleo crudo procesado. Meta: 28. 3%. RENDIMIENTO DE DIESEL POR BARRIL DE PETRÓLEO CRUDO PROCESADO, 2011 (Porcentajes) 40, 0 30, 0 28, 3 23, 5 20, 0 10, 0 Meta Real PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PEMEX. En 2011, el rendimiento de diesel por barril de crudo procesado fue inferior en 4. 8 puntos porcentuales a la meta. 57
IV. Resultados Hilos Conductores 3. Operación 3. 1 Rendimiento de Crudo 3. 2. Intensidad energética 3. 3 Contenido de azufre 3. 4 Rentabilidad 3. 5 Costos de producción 58
IV. Resultados 3. 2 Intensidad energética PEO 2008 -2012: Mejorar el desempeño operativo en el Sistema Nacional de Refinación disminuyendo el consumo de energía. ÍNDICE DE INTENSIDAD ENERGÉTCIA (IIE), 2011 (Porcentajes) 140, 0 105, 0 125, 9 138, 3 70, 0 35, 0 0, 0 Meta Real PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PEMEX. El IIE presentó un resultado negativo al consumir 12. 4 puntos porcentuales más de energía que el límite de 125. 9%. 59
IV. Resultados 3. 2 Intensidad energética PEO 2008 -2012: Mejorar el desempeño operativo en el Sistema Nacional de Refinación disminuyendo el consumo de energía. ÍNDICE DE INTENSIDAD ENERGÉTCIA (IIE), 2007 -2011 (Porcentajes) 150, 0 120, 0 130, 3 138, 3 90, 0 60, 0 30, 0 2007 2011 PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PEMEX. En el periodo 2007 -2011 el IIE registró un aumento del 6. 1%, en el consumo de energía. 60
IV. Resultados Hilos Conductores 3. Operación 3. 1 Rendimiento de Crudo 3. 2. Intensidad energética 3. 3 Contenido de azufre 3. 4 Rentabilidad 3. 5 Costos de producción 61
IV. Resultados 3. 3 Contenido de azufre PEF 2011: Asegurar el cumplimiento de la normatividad ambiental produciendo gasolinas y diesel de Ultra Bajo Azufre (UBA). CUMPLIMIENTO DEL CONTENIDO DE AZUFRE EN LAS GASOLINAS Y DIESEL, 2011 Tipo de combustible Magna UBA Diesel UBA Parámetros Máximos (Partes por millón ) 2011 Diferencia 2011 vs Parámetr o NOM-86 (%) 80 39. 7 (50. 4) 15. 0 9. 1 (39. 3) PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. En 2011 la gasolina magna UBA registró un resultado de 50. 4% menos en azufre y el diesel UBA registró un valor inferior en 39. 3%, al contenido máximo. 62
IV. Resultados Hilos Conductores 3. Operación 3. 1 Rendimiento de Crudo 3. 2. Intensidad energética 3. 3 Contenido de azufre 3. 4 Rentabilidad 3. 5 Costos de producción 63
IV. Resultados 3. 4 Rentabilidad PEO 2008 -2012: Mejorar los resultados financieros. PÉRDIDAS NETAS, 2007 -2011 (Millones de pesos constantes) 84 000, 0 63 000, 0 42 000, 0 21 000, 0 82 424, 9 30 971, 6 0, 0 2007 2011 PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa En 2011 PR registró una pérdi-da neta superior en 166. 1% a la registrada en 2007 debido a un bajo margen de comercialización y un mayor costo financiero. 64
IV. Resultados Hilos Conductores 3. Operación 3. 1 Rendimiento de Crudo 3. 2. Intensidad energética 3. 3 Contenido de azufre 3. 4 Rentabilidad 3. 5 Costos de producción 65
IV. Resultados 3. 5 Costos de producción PEF 2011: Generar el máximo valor de la empresa mediante la optimización de los costos. COSTOS ESTIMADOS PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE GASOLINA MAGNA POR REFINERÍA, 2011 (Pesos por Barril) 1 650, 0 1 237, 5 825, 0 412, 5 0. 0 - Mad. Cad. Min. S. C Tula (R). Magna 1 617, 21 588, 01 567, 11 554, 91 519, 01 495, 4 Sal. PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. R: Refinería reconfigurada En 2011, de las 6 refinerías la de Salamanca tuvo el mayor costo de producción de gasolina magna, 8. 1% más que Tula que registró el menor costo. 66
IV. Resultados 3. 5 Costos de producción PEF 2011: Generar el máximo valor de la empresa mediante la optimización de los costos. COSTOS ESTIMADOS PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE GASOLINA PREMIUM POR REFINERÍA, 2011 (Pesos por Barril) 1 700, 0 1 360, 0 1 020, 0 680, 0 340, 0 - Mad. Cad. Min. Sal. Tula (R) Premium 1 689, 2 1 570, 1 1 543, 0 1 519, 9 1 499, 3 1 238, 7 S. C. PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. R: Refinería reconfigurada En 2011, de las 6 refinerías la de Salina Cruz registró el mayor costo de producción de gasolina premium, 36. 4% más que Tula que se estimó el menor costo. 67
IV. Resultados Hilos Conductores 1. Sustentabilidad 2. Desarrollo 3. Operación 4. Mantenimiento 68
IV. Resultados Hilos Conductores 4. Mantenimiento 4. 1 Paros no programados 4. 2 Costos de mantenimiento 69
IV. Resultados 4. 1 Paros no programados PNPM 2010 -2024: Reducir el índice de paros no programados. ÍNDICE DE PAROS NO PROGRAMADOS, 2011 (Porcentaje) 11, 2 9, 0 6, 7 4, 5 4, 2 4, 4 Cadereyta 3, 0 Salamanca 2, 2 7, 4 7, 8 11, 2 7, 0 0, 0 PNPM: Plan de Negocios de PEMEX pp: Puntos porcentuales Promedio Meta Tula Madero Minatitlán Salina Cruz Real En 2011, de las 6 refinerías la de Salina Cruz fue la única que obtuvo un resultado similar a la meta de 3. 0%, y Tula registró 8. 2 pp más que la meta. 70
IV. Resultados 4. 1 Paros no programados PNPM 2010 -2024: Reducir el índice de paros no programados. ÍNDICE DE PAROS NO PROGRAMADOS 2007 -2011 (Porcentaje) 7, 0 7 6 4, 6 5 4 3 2 1 0 1, 7 0, 700000001 0, 5 2007 2008 2009 2010 PNPM: Plan de Negocios de PEMEX IPNP: Índice de paros no programados 2011 De 2007 a 2011, el IPNP creció cuatro veces debido a fallas en procesos, en equipos y retraso en reparaciones. 71
IV. Resultados Hilos Conductores 4. Mantenimiento 4. 1 Paros no programados 4. 2 Costos de mantenimiento 72
IV. Resultados 4. 2 Costos de mantenimiento PNPM 2010 -2024: Dar mantenimiento a estructuras actuales para lograr optimización de los costos. OPTIMIZACIÓN DE COSTOS EN MANTENIMIENTO, 2011 (Millones de pesos) 7 000, 0 5 600, 0 4 200, 0 6 527, 5 2 800, 0 6 979, 0 1 400, 0 2009 2011 PNPM : Plan de Negocios de PEMEX. En 2011, el costo de mantenimiento fue de 6, 979. 0 millones de pesos, superior en 6. 9% respecto de 2009. 73
IV. Resultados Conclusiones Los resultados anteriores denotan falta de oportunidad e incumplimiento de metas en el desarrollo de infraestructura para producción y distribución de petrolíferos por deficiencias en la planeación, lo que no permite garantizar la suficiencia de la capacidad instalada para elevar la transformación de petróleo crudo, y en consecuencia abastecer la demanda nacional con la producción de Pemex Refinación. 74
V. Dictamen 75
V. Dictamen Con Negativo salvedad La ASF considera que el desempeño de PR no cumplió con las disposiciones normativas aplicables a elevar la transformación de hidrocarburos de manera sustentable mediante el desarrollo, la operación y el mantenimiento de la infraestructura para la producción y distribución de petrolíferos. 76
V. Dictamen En 2011, la producción de gasolinas fue menor en 5. 4% a lo registrado en 2010, lo que reflejó una menor transformación de petróleo crudo. 77
V. Dictamen En 2011, la producción de diesel fue menor en 5. 5% a lo registrado en 2010, lo que reflejó una disminución en la transformación de petróleo crudo. 78
V. Dictamen Las importaciones de gasolinas rebasaron en 10. 1 pp la meta límite de 40. 0% en su participación para satisfacer la demanda interna. 79
V. Dictamen La demanda interna de petrolíferos se satisfizo al 100. 0% con importaciones crecientes. 80
V. Dictamen Las reconfiguración de Cadereyta no obtuvo los resultados esperados, ya que el procesamiento de crudo pesado disminuyó en 2. 7%. 81
V. Dictamen Las reconfiguración de Madero no obtuvo los resultados esperados, ya que el procesamiento de crudo pesado disminuyó en 14. 6%. 82
V. Dictamen En 2011 PR utilizó en 73. 6% de su capacidad instalada, resultado inferior en 12. 1 puntos porcentuales a lo programado y 10. 7 pp a la utilizada en 2007. 83
V. Dictamen El rendimiento de gasolinas y diesel por barril de crudo procesado fue inferior en 9. 8% y 17. 0% a las metas establecidas. 84
V. Dictamen Registró una perdida neta de 82, 424. 9 millones de pesos, superior en 166. 1% a la registrada en 2007. 85
VI. Acciones Emitidas 86
VI. Acciones Emitidas Se formularon catorce observaciones que generaron dieciséis recomendaciones al desempeño. 87
VII. Impacto de la Auditoría 88
VII. Impacto de la Auditoría Las acciones emitidas por la ASF se orientan a: Fomentar la eficiencia operativa de la infraestructura de producción y distribución de petrolíferos, para incrementar la oferta y disminuir las importaciones. 89
VII. Impacto de la Auditoría Mejorar la planeación y desarrollo de proyectos a fin de incrementar la capacidad para procesamiento de crudo. 90
VII. Impacto de la Auditoría Alcanzar los beneficios esperados con la reconfiguración de las refinerías. 91
VII. Impacto de la Auditoría Incrementar el rendimiento por barril de petróleo crudo procesado en el SNR, con el fin de disminuir las importaciones. 92
VII. Impacto de la Auditoría Cumplir las inversiones establecidas en los programas sectoriales y especiales en cuanto a infraestructura de petrolíferos. 93
VII. Impacto de la Auditoría Implementar cambios estructurales que permitan mejorar los resultados financieros del organismo. 94
VIII. Consecuencias Sociales 95
VIII. Consecuencias Sociales Pemex Refinación no garantiza satisfacer la demanda interna presente y futura de petrolíferos que demandas los consumidores, ya que se incrementan de manera importante las importaciones de estos productos, por lo que se pone en riesgo la seguridad energética del país. 96
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