Cuenta Pública 2011

Cuenta Pública 2011

173 “Infraestructura para Producción y Distribución de Gas y Petroquímicos

Básicos”

1

FUENTE: Pemex-tv/Documental-gas-y-petroquímica

I. ContextoII. Política públicaIII. Universal conceptualIV. ResultadosV. DictamenVI. Acciones emitidasVII. Impacto de la AuditoríaVIII.Consecuencias sociales

2

Contenido

I. Contexto

3

PEP extrae de los yacimientos gas asociado y no asociado para su procesamiento, y lo envía a PGPB.

I. Contexto

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.PEP: Pemex Exploración y Producción. 4

FUENTE: Pemex-tv/Documental-gas-asociado

El gas asociado requiere un proceso de absorción, PGPB eli-mina los líquidos y obtiene gas natural, gas licuado y petroquí-micos básicos.

Planta de Absorción

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.

I. Contexto

5

El gas no asociado no requiere ningún proceso y se envía a venta por gasoductos de PEP a PGPB.Yacimiento de gas no asociado

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.PEP: Pemex Exploración y Producción.

I. Contexto

6

PGPB produce gas licuado de petróleo (LP) y los particulares se encargan del transporte, al-macenamiento y reparto.

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Terminal de almacenamiento de gas LP

I. Contexto

7

La producción de petroquímicos básicos obtenida por PGPB se envía a PPQ para su procesa-miento.

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.PPQ: Pemex Petroquímica.

I. Contexto

8

MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

En 2011, la capacidad de los 9 CPG fue de 5,749.4 MMPCD.

Para producir gas y petroquímicos básicos PGPB contó con 9 Com-plejos Procesadores de Gas (CPG).

Complejo Procesador de Gas

I. Contexto

9

Contó con 9,032 km de gaso-ductos y una capacidad de 5,102.0 MMPCD.

PGPB participa en el transporte a gran escala de gas natural.

MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

I. Contexto

10

Problemática 1994-2010

La producción de gas natural aumentó en 2.1%, promedio anual, al pasar de 2,631.9 a 3,767.4 MMPCD.

Crecimiento sostenido en la producción de gas natural.

1994 1998 2002 2006 20100.0

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

2,631.9 2,930.0 3,019.83,532.8 3,767.4

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL(Millones de pies cúbicos diarios)

I. Contexto

11MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

La producción de gas licuado disminuyó 0.6%, en promedio anual, al pasar de 201.1 en 1994 a 184.1 MBD en 2010.

Inconsistencia en los niveles de producción de gas licuado.

PRODUCCIÓN DE GAS LICUADO(Miles de barriles diarios)

1994 1998 2002 2006 20100.0

50.0

100.0

150.0

200.0

201.1 195.9 204.7 215.3184.1


MBD: Miles de barriles diarios.

I. Contexto

12

La demanda nacional de gas na-tural creció 4.1% en promedio anual, superior en 0.4 puntos porcentuales a la oferta.

OFERTA-DEMANDA DE GAS NATURAL(Millones de pies cúbicos diarios)

1994 1998 2002 2006 20100.0

1,500.0

3,000.0

4,500.0

6,000.0


Comportamiento de la demanda y oferta de gas natural.

ON: Oferta Nacional.DN: Demanda Nacional.

I. Contexto

13

Las importaciones de gas natu-ral crecieron en 9.5%, en pro-medio anual, al pasar de 125.1 a 535.8 MMPCD.

El incremento de la producción de gas natural no satisfizo la de-manda, por lo que se recurrió a importaciones crecientes.


MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.I: Importaciones P: Producción

PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE GAS NATURAL

(Millones de pies cúbicos diarios)

0.0

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

I. Contexto

14

La demanda nacional de gas li-cuado creció 0.7% y la oferta nacional disminuyó (1.1)% en promedio anual.

Comportamiento de la oferta y demanda de gas licuado.

OFERTA-DEMANDA DE GAS LICUADO(Miles de barriles diarios)

1994 1998 2002 2006 20100.0

100.0

200.0

300.0

400.0

ON: Oferta Nacional.DN: Demanda Nacional.


I. Contexto

15

Las importaciones de gas licua-do crecieron en 6.0%, en pro-medio anual, al pasar de 31.3 a 79.0 MBD.

MBD: Miles de barriles diarios.I: Importaciones P: Producción


La producción de gas licuado no satisfizo la demanda, por lo que se recurrió a importaciones crecientes.

PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE GAS LICUADO

(Miles de barriles diarios)

1994 1998 2002 2006 20100.0

100.0

200.0

300.0

I. Contexto

16

II. Política Pública

17

II. Política Pública Mandato

La producción y distribución de gas y petroquímicos básicos son actividades exclusivas de la Na-ción.

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Artículo 27.

18

Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Artículo 3, fracción III.

A PGPB le corresponde el pro-cesamiento, transporte y comer-cialización de gas y petroquímicos básicos.

MandatoII. Política Pública

19

FUENTE: Pemex-tv/Documental-gas-y-petroquímica

.

Ley de Petróleos Mexicanos.

Fortalecer y modernizar a la in-dustria petrolera mexicana y ga-rantizar la seguridad energética.


20

.

Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND).

Asegurar el suministro de los in-sumos energéticos que deman-dan los consumidores.


21

.

Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 (PNI).

Incrementar la infraestructura de procesamiento y transporte de gas y petroquímicos.

II. Política Pública Mandato

22

Elevar la transformación de hi-drocarburos de manera susten-table, para asegurar la satis-facción de la demanda presente y futura.

Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PROSENER).


23

.

Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PROSENER).

Fomentar el desarrollo de la in-fraestructura necesaria para la producción de gas y petroquími-cos básicos.


24

III. Universal Conceptual

25

III. Universal Conceptual Hilos conductores

1. Sustentabilidad

2. Desarrollo

3. Operación

4. Mantenimiento

26

IV. Resultados

27

1. Sustentabilidad

2. Desarrollo

3. Operación

4. Mantenimiento

Hilos Conductores

IV. Resultados

28

1. Sustentabilidad

1.1 Satisfacción de la demanda

1.2 Prospectiva

Hilos Conductores

IV. Resultados

29

PEF 2011: Incrementar la producción de gas natural para satis-facer la demanda interna.

En 2011, el índice de satisfa-cción de la demanda de gas na-tural fue de 100.0%.


OFERTA-DEMANDA DE GAS NATURAL(Millones de pies cúbicos diarios)

Oferta

Demanda

2,000.0 4,000.0 6,000.0

5603.5

5,603.5

PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación.

IV. Resultados

30

La producción de gas natural en la atención de la demanda total fue de 85.9% y el 14.1% con importaciones.



PEF 2011: Incrementar la producción de gas natural para satis-facer la demanda interna.

ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL

(Porcentaje)

Oferta interna Importaciones

14.1%

85.9%

IV. Resultados

31

Durante el periodo 1994-2011, la producción interna se incre-mentó 2.1% y las importaciones 11.5% en promedio anual.

PROSENER 2007-2012: Elevar la transformación de hidrocarburos.


PROSENER: Programa Sectorial de Energía.

PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE GAS NATURAL


1994 1999 2004 2008 20110.0

1,000.0

2,000.0

3,000.0

4,000.0

5,000.0

IV. Resultados

32

PEF 2011: Incrementar la producción de gas licuado para satis-facer la demanda interna.

En 2011, el índice de satisfa-cción de la demanda de gas li-cuado fue de 100.0%

OFERTA-DEMANDA DE GAS LICUADO(Millones de barriles diarios)

Oferta

Demanda

100 150 200 250 300

292.8

292.8



IV. Resultados

33

La participación de la oferta na-cional de gas licuado en la aten-ción de la demanda total fue de 68.2% y el 31.8% con impor-taciones.


PEF 2011: Incrementar la producción de gas licuado para satis-facer la demanda interna.


ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS LICUADO

(Porcentaje)

Oferta interna Importaciones

68.2%

31.8%

IV. Resultados

34

Durante el periodo 1994-2011, la producción interna se redujo en 1.1%, y las importaciones in-crementaron 5.9% en promedio anual.

PROSENER 2007-2012: Elevar la transformación de hidrocarburos.

PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE GAS LICUADO


1994 1999 2004 2008 20110.0

100.0

200.0

300.0



IV. Resultados

35

1. Asegurar el suministro de gas


1.2 Prospectiva

Hilos Conductores

IV. Resultados

36

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.MMPCD: Millones de pies cúbicos

La ASF estimó que para 2030, la demanda nacional será de 9,159.7 MMPCD lo que implicará importar el 44.2% (4,047.3 MMPCD).

1.2 Prospectiva

PROSPECTIVA DE GAS NATURAL,2030


PROSENER (2007-2012): Elevar la transformación de hidrocar-buros, asegurando la demanda presente y futura.

IV. Resultados

37

Oferta

Demanda

0 5000 10000

5112.4

9159.7

4047.3

Demanda Producción

La ASF estimó que para 2030, la demanda nacional será de 299.2 MBD, lo que implicará importar el 45.2% (135.4 MBD).

PROSPECTIVA DE GAS LICUADO,2030


PROSENER: Programa Sectorial de Energía.MBD: Miles de barriles diarios.

1.2 Prospectiva


IV. Resultados

38

Oferta

Demanda

0 100 200 300

163.8

299.2

135.4

Demanda Producción

Las estimaciones realizadas por la ASF muestran que, ceteris pa-ribus, la atención de la demanda de gas natural y licuado depen-derá de importaciones crecientes, lo cual podría poner en riesgo la seguridad energética.


IV. Resultados

39

1.2 Prospectiva

Hilos Conductores

1. Sustentabilidad

2. Desarrollo

3. Operación

4. Mantenimiento

IV. Resultados

40

2. Desarrollo

2.1 Infraestructura de producción

2.2 Infraestructura de transporte

2.3 Metas del PNI

2.4 Capacidad de inversión

Hilos Conductores

IV. Resultados

41

En 2011, PGPB registró una uti-lización de 78.0% en la capaci-dad instalada de producción, in-ferior en 1.3 p.p. a la meta ori-ginal de 79.3%.

PROSENER 2007-2012: Tener capacidad suficiente para la pro- ducción de gas.


PROSENER: Programa Sectorial de Energía.p.p. Puntos porcentuales.

IV. Resultados

UTILIZACIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA

(Porcentajes)

0.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0

100.0

79.3% 78.0%

Programado Real

42

En el periodo 2007-2011 PGPB registró un aumento de 2.3 p.p. en la utilización de la capacidad instalada.

UTILIZACIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA

(Porcentajes)

0.0

30.0

60.0

90.0

75.7% 78.0%

2007 2011


PROSENER 2007-2012: Tener capacidad suficiente para la pro- ducción de gas.

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.p.p. Puntos porcentuales.

IV. Resultados

43

2. Desarrollo



2.3 Metas del PNI


Hilos Conductores

IV. Resultados

44

En 2011, el índice de utilización de la capacidad instalada fue menor al 10% del límite de res-paldo operativo y de flexibilidad.

SNG: Sistema Nacional de Gasoductos.

ETA: Un sistema de transporte se encuentra saturado cuando se tiene una capacidad disponible menor al 10.0%.


ETA: Estrategia de Transporte y Almacenamiento.

2009 2010 20110.0

25.0

50.0

75.0

100.0

87.2 89.3

91.0LIMITE OPERATIVO

INDICE DE UTILIZACIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL

(Porcentaje)

IV. Resultados

45

En el periodo 2007-2011, el margen de la capacidad dis-ponible de transporte de gas se redujo de 16.9% a 9.0%.

PROSENER 2007-2012: Dar respaldo operativo y flexibilidad al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG).


MARGEN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DEL SNG


2011

2010

2009

2008

2007

2007-2011

1000 3000 5000

4,642

4,558

4,447

4,447

4,281

5,102

Demanda

CAPACIDAD DISPONIBLE


IV. Resultados

46

2. Desarrollo



2.3 Metas del PNI


Hilos Conductores

IV. Resultados

47

En el PNI se programó que PGPB desarrollara 13 proyectos de infraestructura, 7 para incre-mentar capacidad de procesa-miento y 6 para transporte.

PNI (2007-2012): Aumentar la capacidad de procesamiento y transporte de gas natural.

PNI: Programa Nacional de Infraestructura.

2.3 Metas del PNI

PROYECTOS PNI 2007-2012 FUNCIÓN

1.Criogénicas 5 y 6 en Burgos

CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO

2.Incremento de gas húmedo3.Incremento del proceso de gas 4.Almacenamiento subterráneo 5.Procesamiento de gas 6.Proyecto Delta del Bravo7.Recuperación de azufre 8.Gasoducto Chihuahua

CAPACIDAD DE TRANSPORTE

9.Gasoducto Manzanillo 10.Gasoducto Tamazunchale 11.Terminal de almacenamiento 12.Estaciones de compresión 13.Rehabilitación Terminal

IV. Resultados

48

PNI: Programa Nacional de Infraestructura.MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

En 2011, se concluyó la cons-trucción de las plantas criogé-nicas 5 y 6, en Burgos con ca-pacidad total de 700 MMPCD.


1.Criogénicas 5 y 6 en Burgos


2.3 Metas del PNI

PNI (2007-2012): Aumentar la capacidad de procesamiento de gas natural.

IV. Resultados

49

FUENTE: Pemex-tv/Documenta-inauguración-criogénicas

En 2011, el proyecto “Incre-mento del proceso de gas hú-medo dulce en Poza Rica” pre-sentó un avance físico de 85.0%.


2. Incremento de gas húmedo


2.3 Metas del PNI



IV. Resultados

50

En 2007-2011, se cancelaron 5 proyectos de los 7 previstos para aumentar la capacidad de pro-cesamiento de gas natural.

CAPACIDAD DE PROCESAMIENTO CAUSA DE

CANCELACIÓN

3. Incremento del proceso de gas

PEP no confirmó la oferta de gas natural para su procesamiento.

4. Almacenamiento subterráneo

5. Procesamiento de gas

6.Proyecto Delta del Bravo

7.Recuperación de azufre

2.3 Metas del PNI



IV. Resultados

51

En 2007-2011, se cancelaron los 6 proyectos previstos para au-mentar la capacidad de trans-porte.

CAPACIDAD DE TRANSPORTE CAUSA DE

CANCELACIÓN

8. Gasoducto Chihuahua

CFE licitó la construcción de los gasoductos.

9. Gasoducto Manzanillo

10. Gasoducto Tamazunc

11. Terminal

12. Estaciones compresión

Sin factibilidad económica

13. Rehabilitación Terminal

Enfoque de mantenimiento

2.3 Metas del PNI

PNI (2007-2012): Aumentar la capacidad de transporte de gas natural.


IV. Resultados

52

2. Desarrollo



2.3 Metas del PNI


Hilos Conductores

IV. Resultados

53


PNI 2007-2012: Inversión de 54,994.2 millones de pesos para el desarrollo de 13 proyectos de infraestructura en PGPB.

En 2007-2011, PGPB realizó una inversión física de 12,246 millo-nes de pesos, lo que representó un avance del 22.3% de lo programado.

Inversión programada PNIInversión realizada PGPB

22.3%77.3%

INVERSIÓN REALIZADA RESPECTO A LA INVERSIÓN ESTIMADA EN 2011

(Porcentaje)


EJECUCIÓN DE 2 PROYECTOS PNI

IV. Resultados

54

Hilos Conductores

1. Sustentabilidad

2. Desarrollo

3. Operación

4. Mantenimiento

IV. Resultados

55

3. Operación

3.1 Rentabilidad

Hilos Conductores

IV. Resultados

56

PEO 2008-2012: Mejorar los resultados financieros.

En 2011, PGPB no mejoró sus resultados financieros, el ren-dimiento neto fue de 965.3 mi-llones de pesos, inferior en 83.9% respecto de 2007.

3.1 Rentabilidad

Resultados Financieros(Millones de pesos de 2011)

PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa.

IV. Resultados

57

2007 20110.0

2,000.0

4,000.0

6,000.0

6,011.6

965.3

PEO 2008-2012: Mejorar los resultados financieros.

El bajo rendimiento neto se de-bió al decremento del 14.4% del margen de comercialización.

3.1 Rentabilidad

Margen de Comercialización(Miles de pesos de 2011)

PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa.

IV. Resultados

58

2007 20110.0

6,000.0

12,000.0

18,000.0

7,417.916,445.7

Hilos Conductores

1. Sustentabilidad

2. Desarrollo

3. Operación

4. Mantenimiento

IV. Resultados

59

4. Mantenimiento

4.1Paros no programados

4.2 Costos de mantenimiento

Hilos Conductores

IV. Resultados

60

En 2011, el índice de paros no programados fue de 0.73%, por lo que no rebasó el límite de 1.0%.

PNPM 2010-2024: Implantar un programa para alcanzar la exce-lencia operativa e incrementar la confiabilidad de equipos.

4.1 Paros no programados

PNPM: Plan de Negocios de PEMEX.

Nvo P...

Cd Pemex

Poza Rica

Arenque

Promedio

00.5

11.5

22.5

33.5

44.5

0.730000000000001 0.41

0.870000000000005

4.35

0.730000000000001

Índice de Paros no Programados en 2011(Porcentaje)

LÍMITE

IV. Resultados

61

Hilos Conductores

4. Mantenimiento

4.1Paros no programados


IV. Resultados

62

En 2011, el costo promedio de mantenimiento predictivo fue in-ferior en 13.2% a lo progra-mado.

OPTIMIZACIÓN DE COSTOS EN MANTENIMIENTO PREDICTIVO

(miles de pesos)


Meta Real0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

9.48.2

PNPM 2010-2024: Dar mantenimiento a estructuras actuales para lograr optimización de los costos.

IV. Resultados

PNPM: Plan de Negocios de PEMEX. 63

En 2011, el costo promedio de mantenimiento preventivo fue inferior en 21.4%, a lo progra-mado.



OPTIMIZACIÓN DE COSTOS EN MANTENIMIENTO PREVENTIVO

(miles de pesos)

Meta Real0

5

10

15

20

25

21.5

16.9

IV. Resultados


En 2011, el costo promedio de mantenimiento correctivo fue inferior en 33.8%, a lo progra-mado.



OPTIMIZACIÓN DE COSTOS EN MANTENIMIENTO CORRECTIVO

(Miles de pesos)

Meta Real0.0

2,000.0

4,000.0

6,000.0

8,000.0

10,000.0

12,000.0

14,000.0

12,718.3

8,417.7

IV. Resultados


V. Dictamen

66

Con Salvedad

La ASF considera que el desempeño de PGPB cumplió con las disposiciones normativas aplicables a elevar la transformación de hidrocarburos mediante el desarrollo, la operación y el manteni-miento de la infraestructura para la producción y distribución de gas y petroquímicos básicos, excepto por:

V. Dictamen

67

SNG operó al 91.0% de la ca-pacidad instalada y el límite de reserva fue inferior al estable-cido.

Salvedades

V. Dictamen

68

PGPB desarrolló 2 de los 13 proyectos de infraestructura del PNI 2007-2012, logrando el 45.5% de la meta de incorporar capacidad de producción.

V. Dictamen

Salvedades

69

VI. Acciones emitidas

70

Se formularon seis observacio-nes que generaron seis reco-mendaciones al desempeño.

VI. Acciones Emitidas

71

VII. Impacto de la Auditoría

72


Ampliar la infraestructura de producción y transporte de gas natural.

73

Las acciones emitidas por la ASF se orientan a:

Mejorar los sistemas y procesos de planeación, inversión y con-trol de proyectos de infraes-tructura.


74

Cumplir con las inversiones esta-blecidas en los programas secto-riales y especiales.


75

Operar el sistema de forma se-gura y mejorar su productividad conforme a los estándares inter-nacionales.


76

Disminuir los gastos generales para mejorar la situación eco-nómica.


77

Contribuir a satisfacer la de-manda interna presente y futu-ra de gas y petroquímicos bási-cos.


78

VIII. Consecuencias sociales

79

VIII. Consecuencias Sociales

80

En 2011, el SNG operó sin el respaldo operativo requerido porque su capacidad utilizada se encontraba por arriba del estándar de se-guridad y, porque desarrolló 2 de los 13 proyectos de infraestructura del PNI 2007-2012, lo cual implica limitaciones en el transporte de hidrocarburos para contribuir a satisfacer la demanda interna pre-sente y futura de hidrocarburos y sus derivados.

Cuenta Pública 2011

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