de Labores 2007 567 - PEMEX · Memoria de Labores 2007 Í N D I C E 1. Entorno internacional 7 2....

Marzo 2008

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Memoria de Labores 2007

Í N D I C E

1. Entorno internacional 7

2. Aspectos financieros 17 2.1 Administración financiera 17 2.2 Situación financiera 20 2.3 Acciones para el cumplimiento de la Ley Sarbanes Oxley 25 2.4 Ejercicio del presupuesto 26

3. Programa de inversiones 31

4. Reservas de hidrocarburos 49

5. Resultados operativos 59 5.1 Exploración y perforación de pozos 61 5.2 Producción y distribución de petróleo crudo 66 5.3 Producción y distribución de gas natural 69 5.4 Proceso del gas natural y líquidos del gas 72 5.5 Producción de petrolíferos y gas licuado 73 5.6 Producción de petroquímicos 77

6. Atención al mercado 81 6.1 Mercado nacional 81 6.2 Transporte y distribución 91 6.3 Modernización del proceso comercial 93 6.4 Combate al mercado ilícito de combustibles 94 6.5 Comercio internacional 97

7. Seguridad industrial y protección ambiental 103 8. Planeación 117 9. Administración corporativa 129

10. Transparencia 143 11. Estadísticas 151

Principales Ejecutivos

DR. JESÚS REYES HEROLES GONZÁLEZ GARZADirector General de Petróleos Mexicanos

ING. CARLOS ARNOLDO MORALES GILDirector General de Pemex Exploración y Producción

ING. JOSÉ ANTONIO CEBALLOS SOBERANISDirector General de Pemex Refinación

ING. ROBERTO RAMÍREZ SOBERÓNDirector General de Pemex Gas y Petroquímica Básica

ING. RAFAEL BEVERIDO LOMELÍNDirector General de Pemex Petroquímica

ING. ROSENDO ZAMBRANO FERNÁNDEZDirector General de PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V.

DR. HEBER CINCO LEYDirector General del Instituto Mexicano del Petróleo


DR. RAÚL ALEJANDRO LIVAS ELIZONDO

Director Corporativo de Operaciones

de Petróleos Mexicanos

ING. ROSENDO ALFREDO VILLARREAL DÁVILA

Director Corporativo de Administración


ING. JORGE BORJA NAVARRETE

Director Corporativo de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos


LIC. ESTEBAN LEVIN BALCELLS

Director Corporativo de Finanzas


C.P. JOSÉ FORTUNATO ÁLVAREZ ENRÍQUEZ

Titular del Órgano Interno de Control

en Petróleos Mexicanos

Petróleos Mexicanos


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1. Entorno internacional

Mercado petrolero internacional En los últimos años, el mercado petrolero internacional se ha caracterizado por la tendencia alcista del precio de los principales crudos marcadores, con máximos históricos que son superados en periodos muy cortos. El 21 de noviembre de 2007, el precio del crudo West Texas Intermediate (WTI) alcanzó su máximo histórico, conocido hasta esa fecha, al ubicarse en 98.40 dólares por barril. Por su parte, el crudo producido por la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) rebasó la marca de los 90 dólares, al cotizarse la canasta de crudos de esa organización en una media de 90.04 dólares por barril.

Los factores que han mantenido constante su influencia en el comportamiento de los precios son:

El crecimiento sostenido de la economía mundial, en especial de China, India, de los países de Europa del Este, Sudamérica y, en general, de los altamente industrializados, que ha incidido en una

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Fuente: Base de Datos Institucional.

WTI

Mezcla mexicana

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Precio de la mezcla mexicana de exportación y del WTI(dólares por barril)


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mayor demanda, frente a un bajo crecimiento en el abastecimiento de hidrocarburos.

Demanda y oferta mundial de petróleo crudo Millones de barriles diarios

2003 2004 2005 2006 20071/ Demanda 79.3 82.3 83.7 84.6 85.8

OCDE 24.5 24.5 25.5 25.3 25.6 Países en desarrollo

20.6 21.8 22.5 23.3 24.0

Ex Unión Soviética

3.7 3.8 3.9 3.9 4.0

Otros Europa 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 China 5.6 6.5 6.7 7.2 7.6

Oferta 79.7 83.1 84.2 84.4 84.9 No OPEP 47.7 48.5 48.5 48.9 49.5 OPEP 2/ 32.0 34.6 35.7 35.5 35.4

Diferencia 0.3 0.7 0.6 -0.2 -0.9 1/ Datos preliminares. 2/ Incluye líquidos del gas natural y crudos no convencionales. Fuente: Organización de Países Exportadores de Petróleo.

La debilidad del dólar estadounidense respecto a otras divisas, ya que en países en donde la economía no depende directamente de esta divisa, adquirir materias primas valoradas en dólares representa una ventaja económica.

La inestabilidad geopolítica en varias regiones del mundo, la cual se ha intensificado en los últimos dos años.

Factores de orden climático adversos que se han presentado con mayor intensidad.

En 2007, la tendencia alcista de los precios del petróleo crudo alcanzó máximos históricos no vistos desde hace poco más de tres décadas. Sólo en enero, agosto y diciembre se presentaron ligeros descensos en los precios del crudo debido a la perspectiva de una reducción en su demanda


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por un crecimiento menor al esperado en la economía de Estados Unidos. De esta forma, el precio promedio del crudo marcador WTI, en 2007, fue de 72.20 dólares por barril, 9.3 por ciento superior al observado el año previo; en diciembre este crudo se cotizó en 91.37 dólares por barril, lo que significó una variación positiva de 47.5 por ciento.

Los factores principales que determinaron el comportamiento de los precios en el mercado petrolero internacional, en 2007 fueron los siguientes:

Una reducción mayor a la esperada de las existencias estadounidenses de gasolinas y destilados, que impactó la tendencia alcista del precio de la gasolina; el anuncio de un aumento a 773 millones de barriles de crudo de la reserva estratégica de Estados Unidos; y los problemas operativos que se presentaron en los campos de Hibernia en Canadá, Elks Hills de California, Northstar de Alaska y en el Mar del Norte.

Una mayor demanda derivada del crecimiento económico de los principales países consumidores de crudo, entre los que destacan China e India; a la limitada capacidad adicional de producción; a los bajos inventarios de crudo y combustibles en Estados Unidos; y por la posibilidad latente de una baja en la producción de Iraq, Nigeria e Irán.

El temor que se manifestó en junio de una posible insuficiencia en el abasto de gasolina por un menor proceso de crudo en las refinerías de Estados Unidos, el bajo volumen de inventarios y el inicio del periodo de vacaciones de verano, con el consecuente incremento en el consumo de gasolina, que mantuvo muy altos los precios de este combustible.

La negativa de Irán a detener su programa de energía nuclear, pese a las resoluciones de las Naciones Unidas y la oposición de los principales países industrializados; los disturbios sociales en Nigeria, que obligaron a la petrolera italiana ENI a suspender el suministro de crudo a su terminal de exportación Brass River, y en el caso de Shell en su terminal de Forcados; los conflictos en la frontera de Iraq con Turquía; y la intención de Venezuela e Irán de estabilizar el precio en 100 dólares por barril y de utilizar el euro como moneda oficial en sus transacciones, dado la debilidad del dólar.


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El ciclón tropical Gonu, que se presentó en junio, y provocó el cierre temporal del tráfico marítimo en el estrecho de Ormuz, por el cual transitan 13 millones de barriles de crudo provenientes de Kuwait, Iraq e Irán, y de las terminales portuarias de Mina Al-Fahal y Sohar.

La formación de las tormentas tropicales Erin y Dean en el Golfo de México y en el Océano Atlántico, respectivamente, fortaleció las cotizaciones del crudo en julio y agosto, y el huracán Humberto que condujo al cierre del Houston Ship Channel ocasionando el aumento de octubre.

El precio de la mezcla mexicana de crudo de exportación se comportó de acuerdo con las referencias internacionales. Su precio depende, entre otros factores, del tipo de crudo y de la región geográfica de destino, y se determina con base en el precio de los crudos marcadores de referencia, entre los que se encuentran el West Texas Sour (WTS), Brent, Light Louisiana Sweet (LLS), Omán, Dubai, Alaskan North Slope (ANS), Kern River, y del combustóleo F.O. No. 6.

En 2007, el precio de la mezcla mexicana se ubicó en 61.63 dólares por barril, 16.2 por ciento superior al del año anterior. El precio promedio para diciembre fue de 79.46 dólares por barril, 59.7 por ciento mayor al que se registró 12 meses antes, mientras que en noviembre alcanzó su precio máximo mensual de 79.84 dólares por barril.

Por tipo de crudo, el Maya observó una cotización promedio anual de 60.37 dólares por barril, con un máximo mensual de 78.15 en noviembre y un precio de cierre para diciembre de 77.56 dólares, 29.92 dólares más que en el mismo mes de 2006. El precio promedio anual del Istmo y el Olmeca se ubicó en 69.92 y 70.89 dólares por barril, respectivamente. Ambos crudos alcanzaron su precio máximo mensual en diciembre, 88.33 y 92.78 dólares por barril, con un incremento de 55.2 y 50.9 por ciento respecto del mismo mes del año inmediato anterior, en el orden citado.


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Mercado internacional de gas natural El gas natural constituye la tercera fuente de energía, después del petróleo y el carbón. Su empleo presenta ventajas económicas y ecológicas, y es acorde a las políticas de sustentabilidad actuales que se orientan al empleo de combustibles limpios y eficientes.

Por estas razones, el consumo de gas natural en el mundo se incrementó a una tasa de 2.4 por ciento anual de 1996 a 2006, mientras que en México su empleo en la generación de energía eléctrica, en la industria y su uso doméstico permitió un crecimiento de la demanda de 6.7 por ciento anual en el mismo periodo y de 4.1 por ciento en 2007.

Los mercados de gas natural son regionales y México se ubica en el de América del Norte y se vincula sobre todo con el del sur de Texas, que constituye su precio de referencia, de acuerdo a la resolución RES/046/2005 de la Comisión Reguladora de Energía (CRE)1.

1 El precio de venta del gas natural de primera mano resulta del mínimo de los valores siguientes: El índice de Texas Eastern Transmission Corp., South Texas Zone correspondiente al mes de determinación del precio y del promedio de los precios del Texas Eastern STX, South Corpus Christi, mid point, para los últimos cinco días hábiles del mes anterior al mes de determinación del precio.

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8.43

6.56

6.306.07

5.165.57

7.407.19

6.55

6.90

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5.18

6.736.73

6.426.65

5.555.63

6.666.64

6.53

6.97

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Ene Feb Mar AbrMay J un J ul Ago Sep Oct No v Dic Ene Feb Mar AbrMay J un J ul Ago Sep Oct No v Dic

Fuente: Base de Datos Institucional.2006 2007

Precio de referencia del gas natural(dólares por MMBtu)


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Durante el último bienio, el precio de referencia promedio anual del gas natural para el mercado mexicano se mantuvo relativamente constante, con precios de 6.40 y 6.34 dólares por millón de Btu (Unidad Térmica Británica).

En enero de 2007, el precio se ubicó en 5.18 dólares por millón de Btu, 23 por ciento inferior al cierre de 2006 debido al clima benigno en Estados Unidos y a los altos inventarios del energético. A partir de esa fecha se registraron incrementos graduales, para alcanzar 7.40 dólares por millón de Btu en junio, promedio máximo mensual para 2007. Esta tendencia en el precio, durante el primer semestre del año, se debió al aumento de la demanda de gas por un descenso moderado en la temperatura en Estados Unidos, en febrero y marzo, y por la disminución de los inventarios de productos petroquímicos en ese país en el mes de junio, así como el mayor consumo de energía eléctrica para el aire acondicionado en los meses más calurosos del verano.

En julio el precio inició un comportamiento a la baja, que culminó en septiembre al ubicarse en 5.16 dólares por millón de Btu, precio mínimo mensual para 2007. Esto se debió a una menor demanda por una temporada de verano no muy calurosa en Estados Unidos, a la acumulación de inventarios, y al arranque de la operación de la plataforma Independence Hub en la zona estadounidense del Golfo de México. Esta plataforma inició con una oferta de 50 millones de pies cúbicos diarios de gas en julio y alcanzó mil millones al cierre de 2007.

En octubre el mercado de gas natural cambió al alza debido al aumento de la demanda, la amenaza de tormentas en la Costa del Golfo de México y al incremento en el precio del crudo. De esta forma el precio en diciembre fue de 6.56 dólares por millón de Btu, con una variación negativa de 2.5 por ciento respecto al mismo mes de 2006.

Márgenes de refinación Los márgenes variables del Sistema Nacional de Refinación (SNR) y de Estados Unidos en 2007 presentaron diferencias marginales con respecto al año anterior. La industria mexicana obtuvo un margen promedio anual


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de 7.03 dólares por barril, equivalente a 32 centavos menos que en 2006, mientras que la estadounidense lo mejoró en 10 centavos y se elevó a 15.92 dólares por barril.

La diferencia de 8.89 dólares en los márgenes variables a favor de Estados Unidos, con respecto a los del SNR, se atribuye a niveles de rendimiento más altos, al mayor número de refinerías con configuraciones complejas y mejor calidad de la mezcla de crudos procesada.

Estados Unidos dispone de un mayor número de plantas coquizadoras equivalentes a 14 por ciento de su capacidad total de refinación, frente a sólo 6 por ciento en México, lo que le permite reducir la elaboración de residuales. Estas plantas ayudan a la economía de las refinerías al procesar crudos más pesados, más baratos que los ligeros, además de aumentar el rendimiento de productos de alto valor, como las gasolinas.

Márgenes variables de refinación (dólares por barril)

Año / trimestre México (SNR) Estados Unidos

2006 7.35 15.82 1er trimestre 4.87 13.21 2do trimestre 10.48 18.78 3er trimestre 8.52 17.08 4to trimestre 5.42 14.21

2007 7.03 15.92

1er trimestre 6.94 15.28 2do trimestre 12.30 23.03 3er trimestre 4.50 13.84 4to trimestre 4.22 11.51

Fuente: Pemex-Refinación.

En 2007, el rendimiento promedio de gasolinas en Estados Unidos fue de 45.8 por ciento, frente a 35 por ciento en el SNR, diferencia que también se reflejó en la contribución de estos productos al margen: en la industria


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estadounidense promedió 44.37 dólares por barril, superando los 31.30 dólares del SNR.

En destilados intermedios (diesel y querosenos), los rendimientos y las aportaciones al margen de Estados Unidos fueron mayores a los registrados en el SNR en 3.8 puntos porcentuales y 4.73 dólares por barril, en cada caso. Los rendimientos en estos productos de Estados Unidos promediaron 35.3 por ciento y contribuyeron con 32.32 dólares por barril, mientras que en México, con un rendimiento de 31.5 por ciento, su aportación alcanzó 27.59 dólares por barril, esto es 15 por ciento menos que en la región norteamericana, debido principalmente a la turbosina.

No existe una diferencia significativa en el rendimiento de diesel (Estados Unidos 25.8 por ciento, SNR 26.3 por ciento), pero en querosenos fue casi el doble en Estados Unidos con 9.5 por ciento frente a 5.2 por ciento del SNR. Las contribuciones del diesel al margen fueron de 23.69 dólares por barril y de 22.92 dólares para la industria estadounidense y la mexicana, en el orden citado, mientras que para los querosenos se calcularon en 8.63 dólares y 4.67 dólares, en el mismo orden.

La contribución de los residuales (combustóleo, coque y asfalto) al margen del SNR resultó 6.60 dólares por barril mayor al registrar 10.83 dólares frente a 4.23 dólares de Estados Unidos. Esta variación también se explica por los diferentes niveles de rendimientos: 28.8 por ciento en el SNR y 12.4 por ciento en Estados Unidos.

En gas licuado, la contribución fue 0.77 dólares por barril mayor en Estados Unidos, con 2.01 dólares, en tanto que el SNR alcanzó 1.24 dólares. Con respecto al costo de la materia prima, el SNR resultó favorecido con 6.47 dólares por barril menos que Estados Unidos al promediar 61.60 dólares por barril frente a 68.07 dólares de la industria estadounidense.


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Entorno mundial de los petroquímicos La petroquímica es una industria que se orienta a la obtención de productos de alto valor a partir de gas natural y de refinados. Esta industria se integra en cadenas productivas que se interrelacionan, es intensiva en capital y presenta ciclos de precios en los que alternan periodos de altos rendimientos con otros que no cubren la totalidad de los costos. En 2007 la petroquímica se ubicó en una etapa de precios altos. Este comportamiento se debió a los siguientes factores principales:

Alto crecimiento económico, y en consecuencia de la demanda de petroquímicos en los países asiáticos, en especial China, India y Paquistán.

Precios elevados del petróleo crudo y de los petrolíferos, materia prima para la elaboración de los petroquímicos.

Alto porcentaje de ocupación de la capacidad instalada.

De acuerdo al European Chemical Industry Council (CEFIC), durante 2007, la producción de petroquímicos en Estados Unidos creció 3.8 por ciento, 2.5 puntos porcentuales más que en 2006, en particular la de polímeros experimentó un aumento de 1.5 por ciento frente a 0.2 por ciento del año inmediato anterior.

La industria petroquímica en Petróleos Mexicanos está integrada en cuatro cadenas principales, de las cuales destacan el etileno y derivados, y los aromáticos, además de derivados del metano, y propileno y derivados. Para las dos primeras cadenas se dispone de materia prima: etano y naftas (gasolinas naturales) en el orden citado.

Del gas se obtiene etano, cuya producción alcanzó en 2007 un volumen de 2 480 mil toneladas, 54 por ciento se destinó a las plantas petroquímicas, mientras que de naftas (gasolinas naturales), se obtuvieron 3 273.3 miles de toneladas, aproximadamente 90 por ciento se envió a exportación.


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2. Aspectos financieros

La Dirección Corporativa de Finanzas procura la obtención de los recursos financieros al mínimo costo, para la operación e inversión de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. Asimismo, es la encargada del manejo de la tesorería y la contabilidad corporativas, así como de la integración y seguimiento del ejercicio del presupuesto conforme a los Criterios de Política Económica emitidos por el Ejecutivo Federal.

2.1 Administración financiera Deuda total Al 31 de diciembre de 2007, la deuda total consolidada, incluyendo intereses devengados, fue de 46 095 millones de dólares, monto 15.2 por ciento menor a la registrada al cierre de 2006, principalmente por una disminución en la deuda de largo plazo. La deuda total incluye: deuda documentada de Petróleos Mexicanos y los vehículos financieros Pemex Project Funding Master Trust, el Fideicomiso Irrevocable de Administración F/163, RepCon Lux, S.A., y Pemex Finance, Ltd.

La deuda total menos el efectivo y valores de inmediata realización, es decir la deuda neta, se ubicó en 30 099 millones de dólares, 17.2 por ciento menor que en 2006.

La política de Petróleos Mexicanos es mantener un balance de pasivos a tasa fija y flotante para mitigar el impacto de fluctuaciones de tasas de interés. Al cierre del ejercicio de 2007, aproximadamente 54.6 por ciento de la exposición de la deuda era a tasa fija y la proporción restante a tasa flotante.

Financiamientos Las operaciones de financiamiento más relevantes efectuadas por Petróleos Mexicanos en 2007, fueron las siguientes:


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Operaciones de manejo de pasivos con el fin de reducir la concentración de vencimientos de deuda en el corto plazo, así como consolidar su curva de rendimientos, que ahora es una referencia más eficiente para futuras operaciones de financiamiento y disminuye el nivel de la deuda consolidada.

La captación de 3.5 miles de millones de dólares, de los cuales un mil millones se obtuvieron a través de las Agencias de Crédito a la Exportación (ECA’s), y 2.5 miles de millones de dólares a través del desembolso de la línea sindicada de crédito revolvente.

Modificación del régimen fiscal Durante 2007 aplicó el régimen fiscal que se publicó el 21 de diciembre de 2005 en el Diario Oficial de la Federación y entró en vigor el 1 de enero de 2006. Bajo este régimen fiscal, el esquema de contribuciones de Pemex-Exploración y Producción queda establecido en la Ley Federal de Derechos (Capítulo XII en Materia de Hidrocarburos), el esquema fiscal que aplica al resto de los organismos subsidiarios (Impuesto a los Rendimientos Petroleros), en la Ley de Ingresos de la Federación que se actualiza cada año. El esquema fiscal que aplicó en 2007 para Pemex-Exploración y Producción contempla los siguientes derechos:

Derecho ordinario sobre hidrocarburos.- Aplica una tasa variable en función del precio observado de la mezcla mexicana de crudo de exportación. La base para el cálculo de este derecho es el valor de la producción total de crudo y gas natural extraída durante el año menos las deducciones permitidas (depreciación de las inversiones, costos, gastos y derechos).

Derecho sobre hidrocarburos para el fondo de estabilización de los ingresos petroleros.- Se aplica una tasa de entre 1 por ciento y 10 por ciento, en función del precio de la mezcla mexicana de crudo de exportación, sobre el valor de la producción de crudo extraída siempre que éste exceda los 22 dólares por barril en un año dado. La


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recaudación anual que genere la aplicación de este derecho se destinará al Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros.

Derecho extraordinario sobre la exportación de crudo.- Se aplica una tasa de 13.1 por ciento sobre la diferencia entre el valor realizado de las exportaciones de crudo y el valor presupuestado de las exportaciones de crudo. Este derecho es acreditable contra el derecho sobre hidrocarburos para el Fondo de Estabilización de los Ingresos Petroleros. Los ingresos provenientes de este derecho se destinarán a los Estados a través del Fondo de Estabilización de los Ingresos de las Entidades Federativas.

Derecho para el fondo de investigación científica y tecnológica en materia de energía.- Se aplica una tasa de 0.05 por ciento sobre el valor de la producción de crudo y gas natural extraída en el año. La recaudación se destinará al Instituto Mexicano del Petróleo de acuerdo con el Presupuesto de Egresos de la Federación.

Derecho para la fiscalización petrolera.- Se aplica una tasa de 0.003 por ciento sobre el valor de la producción total de crudo y gas natural extraída en el año. La recaudación se destinará a la Auditoria Superior de la Federación de acuerdo con el Presupuesto de Egresos de la Federación.

Modificaciones aprobadas en 2007

El Legislativo (Cámara de Diputados y Senadores) en conjunto con el Ejecutivo, presentaron una propuesta de cambio de régimen fiscal para Pemex-Exploración y Producción mediante modificaciones a la Ley Federal de Derechos. Dicha propuesta fue aprobada y publicada en el Diario Oficial de la Federación el pasado 1 de octubre de 2007, las principales modificaciones son: Reducción progresiva de la tasa del derecho ordinario de hidrocarburos

de 74.0 por ciento en 2008 a 71.5 por ciento en 2012. Aumento gradual de la tasa del derecho para el fondo de investigación

científica y tecnológica en materia de energía de 0.15 por ciento en 2008 a 0.65 por ciento en 2012.


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Incorporación del derecho para campos abandonados y en proceso de abandono.- Este nuevo derecho establece una tasa anual única, variable entre 37 y 57 por ciento, sobre el valor del petróleo crudo y gas natural extraídos en el período. Los campos sujetos a este derecho son aquellos que no han sido explotados durante tres o más años, que cuenten con baja productividad, y que se considere conveniente renovar su explotación.

2.2 Situación financiera2/ El análisis de los resultados financieros que se presenta en este informe, corresponde a los estados financieros consolidados preliminares al 31 de diciembre de 2007 de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias, y están preparados con base en las Normas de Información Financiera (NIF), publicadas por el Consejo Mexicano para la Investigación y Desarrollo de Normas de Información Financiera, A.C. (CINIF). Entre las diferencias principales con los estados financieros elaborados conforme a Normas Gubernamentales:

Consolidan los fideicomisos Pemex Project Funding Master Trust y el F/163 con el objeto de considerar los efectos relativos a los Pidiregas.

Integran las operaciones de las compañías subsidiarias.

Incorporan en su totalidad la reserva laboral y el costo de la reserva laboral conforme a los estudios realizados por actuarios independientes.

Estado de resultados Durante 2007, la pérdida neta de Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y sus Compañías Subsidiarias se ubicó en 16 127 millones de pesos, en comparación con un rendimiento neto de 47 mil millones de pesos durante 2006. Esta variación se explica principalmente por un incremento en impuestos, derechos y aprovechamientos por 71.5 miles de

2 Un informe más detallado se encuentra en www.pemex.com en la sección relación con inversionistas.


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millones de pesos, y mayores costos por compra de productos por 58.2 miles de millones de pesos.

Durante 2007 las ventas totales, incluyendo ingresos por servicios, aumentaron 2.9 por ciento en pesos constantes, en comparación con 2006, de 1,103.5 a 1,135.0 miles de millones de pesos. Este aumento se debió principalmente a mayores precios de exportación de crudo.

El valor de las ventas en el país observaron una variación positiva de 4.4 por ciento, con respecto a 2006, debido principalmente al aumento del volumen comercializado de gasolinas automotrices y diesel.

Las ventas de exportación se incrementaron en 6.6 miles de millones de pesos (1.2 por ciento) en comparación con el año anterior, y se ubicaron en 541.7 miles de millones de pesos, debido principalmente a un mayor precio promedio de la mezcla de crudo mexicano en los mercados internacionales, no obstante que se presentó un menor volumen comercializado de crudo.

El costo de ventas aumentó 42.4 miles de millones de pesos con respecto a 2006, o 10.1 por ciento, y se situaron 460.7 miles de millones de pesos. La variación se debe principalmente al aumento en la compra de productos de importación (58.2 miles de millones de pesos) y al incremento de la depreciación y amortización (7.0 miles de millones de pesos).

Los gastos generales aumentaron 3.7 miles de millones de pesos (4.6 por ciento), y se situaron en 84.7 miles de millones de pesos. Este incremento se debe principalmente al aumento en el costo de la reserva laboral del periodo. El resultado integral de financiamiento se redujo en 3.9 miles de millones de pesos (16.5 por ciento) en comparación con el año anterior, debido, principalmente, a la reducción en el costo financiero neto y a la apreciación del tipo de cambio del peso con respecto al dólar. Los impuestos, derechos y aprovechamientos pagados por Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias se


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incrementaron 11.8 por ciento, de 604.8 miles de millones de pesos en 2006 a 676.3 miles de millones de pesos en 2007.

Este aumento obedece principalmente a que los costos de Pemex-Exploración y Producción han superado los límites de deducibilidad (cost-cap) fiscal del Derecho Ordinario Sobre Hidrocarburos (DOSH). Esto implica que cualquier aumento en costos por arriba de este límite, no se traduce en una reducción proporcional de la base gravable.

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias Estados de resultados consolidados

(millones de pesos de 2007)

Variación Concepto 2006 2007

Absoluta (%) Ventas totales 1 103 510 1 134 982 31 472 2.9% En el país 567 290 592 048 24 758 4.4% De exportación 535 144 541 739 6 595 1.2% Ingresos por servicios 1 076 1 195 119 11.1% Costo de ventas(1) 418 258 460 698 42 440 10.1% Rendimiento bruto 685 252 674 284 -10 968 -1.6% Gastos generales1/ 80 975 84 712 3 738 4.6% Gastos de distribución 24 922 24 796 -125 -0.5% Gastos de administración 56 053 59 916 3 863 6.9% Rendimiento de operación 604 277 589 572 -14 705 -2.4% Otros gastos (ingresos) -neto-2/ -61 214 -84 960 -23 746 -38.8% Resultado integral de financiamiento 23 847 19 901 -3 945 -16.5% Participación en los resultados de las subsidiarias y asociadas 10 074 5 521 -4 552 -45.2% Rendimiento antes de impuestos, derechos y aprovechamientos 651 718 660 152 8 434 1.3% Impuestos, derechos y aprovechamientos 604 765 676 278 71 514 11.8% Rendimiento neto 46 953 -16 127 -63 080

1/ Incluye el costo por reserva laboral. 2/ Incluye el reembolso del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios (IEPS). Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.

Balance general Al 31 de diciembre de 2007, la situación financiera de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias observa


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una variación positiva en los activos totales de 81 107 millones de pesos (6.5 por ciento), respecto al año previo.

El activo circulante aumentó en 31.1 miles de millones de pesos (7.8 por ciento), en tanto que las propiedades, mobiliario y equipo lo hicieron en 55.3 miles de millones de pesos (7.5 por ciento), principalmente por el efecto de las nuevas inversiones; por otro lado el activo intagible derivado de la valuación actuarial de las obligaciones laborales disminuyó en 4.5 miles de millones de pesos (5.9 por ciento), derivado de la aplicación del Boletín D-3 “Obligaciones Laborales”.

Por su parte, el pasivo total registró un incremento (5.9 por ciento) en comparación con 2006, ubicándose en un billón 279.3 miles de millones de pesos.

El pasivo de corto plazo se incrementó 61.2 por ciento, para ubicarse en 284.1 miles de millones de pesos, principalmente por mayores impuestos por pagar, a consecuencia del derecho ordinario sobre hidrocarburos causado en el periodo. En lo que toca al pasivo de largo plazo, se observó una disminución de 37.1 miles de millones de pesos (3.6 por ciento), debido principalmente a la disminución de la deuda de largo plazo.

La deuda total consolidada, incluyendo intereses devengados, fue de 500.9 miles de millones de pesos. Esta cifra representa una reducción de 15.2 por ciento, o 89.8 miles de millones de pesos con respecto al 2006.

Al 31 de diciembre de 2007, el patrimonio de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias observó un aumento de 25 por ciento, equivalente a 10 348 millones de pesos. Esta variación se debió a la actualización de valores no monetarios por 18 408 millones de pesos y de la aportación al patrimonio por 11 158 millones de pesos, proveniente del Fondo de Estabilización para Inversión en Infraestructura y del Fondo de Excedentes Petroleros, en el marco de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Dichos aumentos se vieron impactados, principalmente por el resultado neto de ejercicios anteriores y el resultado negativo de 2007.


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Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias Estados de situación financiera consolidados

(millones de pesos de 2007)

Variación Concepto 2006 2007

Absoluta (%)

Activo circulante 399 393 430 535 31 142 7.8 Efectivo y valores de inmediata realización 195 776 173 818 -21 959 -11.2 Cuentas, documentos por cobrar y otros 141 553 164 081 22 528 15.9 Inventarios 62 064 92 636 30 572 49.3

Inversiones en acciones y valores 32 761 33 040 279 0.9 Propiedades y equipo 737 195 792 521 55 326 7.5 Activo intangible derivado de la valuación actuarial de las obligaciones laborales

76 495 72 012 -4 484 -5.9

Otros activos 4 176 3 019 -1 157 -27.7 Total del activo 1 250 020 1 331 127 81 107 6.5 Pasivo de corto plazo 176 314 284 131 107 817 61.2

Deuda a corto plazo 1/ 66 240 71 523 5 283 8.0 Proveedores 37 103 37 294 191 0.5 Cuentas y gastos acumulados por pagar 27 964 31 241 3 277 11.7 Impuestos por pagar 45 007 144 072 99 066 220.1

Pasivo de largo plazo 1 032 325 995 192 -37 058 -3.6 Deuda a largo plazo 2/ 524 475 429 355 -95 120 -18.1 Reserva laboral 471 665 528 193 56 527 12.0 Otros activos a largo plazo 3/ 31 513 31 499 -14 -0.1

Impuestos diferidos 4 597 6 146 1 549 33.7

Total pasivo 1 208 565 1 279 323 70 759 5.9 Total patrimonio 41 456 51 804 10 348 25.0 Total pasivo y patrimonio 1 250 020 1 331 127 81 107 6.5 1/ Incluye vencimientos a menos de un año de deuda documentada (Petróleos Mexicanos, Pemex

Project Funding Master Trust, el vehículo financiero mexicano Trust F/163, Pemex Finance y Repcon Lux, S.A.).

2/ Incluye vencimiento a más de un año de deuda documentada (Petróleos Mexicanos, Pemex Project Funding Master Trust, el vehículo financiero mexicano Trust F/163. Pemex Finance y Repcon Lux, S.A.).

3/ Corresponde al saldo de la reserva para actividades de abandono y desmantelamiento, créditos diversos y otros.

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.


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2.3 Acciones para el cumplimiento de la Ley Sarbanes Oxley3 Con el propósito de implantar buenas prácticas de Gobierno Corporativo y dar cumplimiento a las exigencias de la Ley Sarbanes Oxley (Ley SOX), la Dirección Corporativa de Finanzas (DCF), desde julio de 2004, definió una estrategia integral que consistió principalmente en dimensionar el impacto de los requerimientos de dicha ley en Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias. Una vez realizado el análisis, se decidió atender el cumplimiento a través de dos líneas de acción: documentar y evaluar el Sistema de Control Interno en los procesos que generan la información financiera significativa conforme a la Sección 404 de la Ley SOX; y atender el resto de las secciones que aplican a la empresa.

Durante 2007 se llevó a cabo la revisión del alcance, la documentación de los controles internos relevantes para las cuentas significativas, la evaluación del diseño de esos controles y las pruebas sobre la efectividad operativa de los mismos. Esto se realizó en las localidades que calificaron como significativas, de acuerdo a los criterios establecidos en las reglas del Public Company Accounting Oversight Board.

Las debilidades de control interno identificadas en las pruebas, fueron analizadas por la Dirección Corporativa de Finanzas y comunicadas a los responsables de los controles. Lo anterior con el propósito de que se remedien y actualicen en su documentación, evaluación y pruebas. Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y las Compañías Subsidiarias que calificaron para la Ley SOX, emitirán reportes sobre la situación de su ambiente de control, los cuales serán consolidados por la Dirección Corporativa de Finanzas para preparar la declaración del estado que guarda el control interno en Petróleos Mexicanos. Esta declaración acompañará a la Forma 20 F que se presente a la SEC en junio de 2008.

3 La Ley Sarbanes Oxley (SOX), emitida en Estados Unidos, tiene por objeto restablecer la confianza del público inversionista en los mercados de capital, fortalecer los gobiernos corporativos, lograr mayor transparencia de sus obligaciones, reforzar la independencia de los auditores externos, y ampliar las sanciones por acciones indebidas de los distintos responsables.


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2.4 Ejercicio del presupuesto Flujo de efectivo Para el ejercicio 2007 el gasto programable autorizado a Petróleos Mexicanos en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) fue de 140 803 millones de pesos, monto 28.7 por ciento superior en términos reales al aprobado para 2006.

La variación fue producto del aumento de 70.3 por ciento del gasto de inversión, en tanto que el gasto de operación fue 10.7 por ciento mayor, ambos en términos reales.

El presupuesto adecuado final fue de 173 837 millones de pesos, del cual corresponden 123 888 millones de pesos al gasto de operación, 46.5 por ciento adicional al monto original, en tanto que para inversión fue un 11.2 por ciento menor al presupuesto original.

En 2007, Petróleos Mexicanos obtuvo un superávit de operación de 169 581 millones de pesos, 8.7 por ciento superior al estimado en el presupuesto original.

Los ingresos totales observan un incremento real de 3.2 por ciento, que equivalen a 37 351 millones de pesos, con relación a 2006 y muestran un cumplimiento presupuestal de 116.9 por ciento del original autorizado.

Los recursos por ventas nacionales ascendieron a 662 604 millones de pesos, resultado que en términos reales se ubicó 3.5 por ciento arriba del obtenido en el año previo, e inferior 2.3 por ciento al previsto en el presupuesto original. La variación al monto original se debió a que los precios de la gasolina Pemex Magna, Diesel y Gas Licuado a partir de septiembre se mantuvieron sin modificación; por insuficiencia en el transporte de productos, por los atentados ocurridos en julio y septiembre en diversos ductos, así como, por menores saldos de cuentas por cobrar al inicio del periodo; situación que fue compensada por mayores volúmenes de ventas internas de las gasolinas, la turbosina y gas natural, y en forma adicional por los precios altos del combustóleo.


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Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios Flujo de efectivo

(millones de pesos)

2 0 0 7

Concepto 2 0 0 6 Ppto. Original

Ppto. Modif.

Ejercicio 1/

Variación real %

Ejercicio 2007/2006

Ingresos

1 113 179

1 024 986

1 187 196

1 194 723

3.2

Ventas interiores 618 444 681 122 662 701 662 604 3.0 Ventas exteriores 422 983 329 849 446 280 450 823 2.5 Otros ingresos

71 752

14 015

78 614

81 296

9.0

Egresos 958 557 827 510 999 391 993 367 -0.3 Gasto programable 161 269 140 803 173 837 170 871 1.9

Operación 107 112 84 567 123 888 121 137 8.8 Inversión 2/ 54 157 56 236 49 949 49 734 -11.7

Mercancías para reventa 126 527 104 246 178 031 176 579 34.2 Operaciones ajenas netas 1 763 1 472 2 613 42.5 Impuestos indirectos 79 031 115 460 87 309 84 964 3.4 Impuestos directos 589 967 467 000 558 741 558 340 -9.0

Subsidios y transferencias 45 782 11 152 11 152 - Superávit primario 200 404 197 477 198 957 212 508 2.0

Intereses 50 690 41 490 43 160 42 923 -18.6 Rendimientos al Gob. Fed. 259 5 4 4 -98.6

Superávit de operación 149 455 155 981 155 793 169 581 9.1 Endeudamiento neto -3 798 -11 104 -14 905 -17 168 334.8

Disposiciones 66 718 59 759 53 537 53 464 -22.9 Amortizaciones 3/ 70 515 70 863 68 442 70 632 -3.7

Incremento (uso) de caja 145 658 144 877 140 888 152 413 0.6 1/ Cifras preliminares 2/ Incluye el registro PIDIREGAS (Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo) 3/ Incluye operaciones del Master Trust (Cuenta Master Trust Neto)

Las ventas de exportación por 450 823 millones de pesos significaron un aumento real de 2.5 por ciento con respecto a 2006, de 36.7 por ciento con relación al presupuesto original y fueron similares al presupuesto modificado. Esta variación proviene del incremento en el precio de venta


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de la mezcla mexicana respecto del año anterior, en adición se obtuvieron efectos favorables en el ritmo de cobro y el tipo de cambio, contrarrestada por un menor volumen comercializado de crudo.

Los ingresos propios generados de las actividades de Petróleos Mexicanos, descontados los impuestos, mercancías para reventa y otros ingresos, significaron una variación positiva de 16.0 por ciento en términos reales con relación a 2006

En el renglón de otros ingresos diversos se obtuvo una cantidad de 81 296 millones de pesos, mayor en 9.0por ciento en términos reales al año anterior, como consecuencia de los productos financieros, cuya variación es resultado de los intereses ganados sobre valores realizables e inversiones en cuentas paralelas; además del reconocimiento del IEPS tasa negativa, como ingreso, que es reflejo del efecto de los altos precios de referencia internacionales en la estructura de precios de los combustibles automotrices.

Los egresos totalizaron 993 367 millones de pesos, 0.3 por ciento menores en términos reales a 2006 y 20 por ciento arriba del programa original; destaca una mayor importación de mercancía para reventa y los impuestos directos.

El gasto programable ejercido, de operación e inversión, ascendió a 170 871 millones de pesos, 1.9 por ciento más en términos reales al del ejercido en el año inmediato anterior, con respecto al presupuesto original registró un mayor ejercicio de 21.4 por ciento.

El gasto de operación por 121 137 millones de pesos fue mayor al del año previo y al del presupuesto original, por incrementos en adquisiciones de herramienta y bienes de consumo para la planta industrial de la Empresa; de medicamentos, material quirúrgico, de curación y rehabilitación, y reactivos de laboratorio.

El gasto de inversión por 49 734 millones de pesos fue menor 11.7 por ciento al de 2006, y respecto al presupuesto original, debido a que los recursos programados para amortización Pidiregas fueron transferidos


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al Fondo de Ingresos Excedentes (FIEX) mediante una adecuación al presupuesto.

Los pagos por mercancía para reventa ascendieron a 176 579 millones de pesos, 72 333 millones de pesos arriba del presupuesto original. La variación en los pagos realizados se debe a precios más altos en la adquisición de productos y a la mayor demanda observada en el ámbito nacional.

El pago de los impuestos directos disminuyó 31 627 con relación al año previo, y fue superior en 91 340 millones de pesos al presupuesto original, por mayores pagos de derechos ordinarios sobre hidrocarburos (DOSH), como consecuencia de los altos pagos por concepto de anticipos diarios y semanales, en función a los precios del crudo.

El pago de impuestos indirectos registró una alza de 3.4 por ciento en términos reales, si se compara con el entero de 2006, y con respecto al presupuesto original se dejaron de enterar 30 496 millones de pesos, de los cuales la mayor parte correspondieron al IEPS, en virtud de que se registraron saldos a favor por el efecto del incremento en el precio del petróleo crudo. Cabe señalar que este rubro no contiene el IEPS tasa negativa, debido a la reclasificación de este concepto de impuestos indirectos al de otros ingresos.

Por concepto de intereses de la deuda, se pagaron 42 923 millones de pesos, cantidad inferior a la del año anterior en 18.1 por ciento en términos reales y superior a la establecida en el presupuesto original en 1433 millones de pesos. El pago de intereses por rendimientos al Gobierno Federal ascendió a 4 millones de pesos.

Petróleos Mexicanos obtuvo un aumento en el uso de caja de 7 536 millones de pesos respecto al saldo positivo previsto de 144 877 millones de pesos.


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3. Programa de inversiones

Con el propósito de administrar en forma óptima la incorporación y extracción de reservas Pemex-Exploración y Producción desarrolla un programa de inversiones amplio que aplica a toda la cadena de valor de su proceso. Este programa se lleva a cabo bajo la premisa de equilibrar la extracción de hidrocarburos con la incorporación de reservas, con especial énfasis en los campos en explotación de petróleo crudo que se encuentran en su etapa natural de declinación, siendo el más importante el campo Cantarell. Para asegurar el cumplimiento de esta premisa se definieron, entre las más importantes, las siguientes líneas de acción:

Asegurar recursos de inversión para los programas de exploración y delimitación de campos, y validar los proyectos de inversión con metodologías rigurosas.

Identificar oportunidades de inversión para actualizar el modelo geológico de la reserva posible en yacimientos en declinación.

Administrar en forma eficiente la declinación de Cantarell, con el propósito de mantener su producción alrededor de 1.1 millones de barriles diarios de petróleo crudo; y continuar el proyecto Ku-Maloob-Zaap y el desarrollo de Chicontepec.

Documentar, transparentar los resultados y evaluar el avance en materia de exploración, mediante una estructura con un enfoque hacia el proceso: evaluación del potencial, incorporación de reservas y delimitación de yacimientos, detallando los aspectos sustantivos en cuencas y proyectos.

El programa de inversión en Pemex-Refinación se orienta fundamentalmente a la reconfiguración de la refinería de Minatitlán, al Proyecto Calidad de Combustibles y al proyecto para el cumplimiento de la NOM-148 SEMARNAT 2006 “Contaminación atmosférica Recuperación de azufre proveniente de los procesos de refinación del petróleo”.


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En Pemex-Gas y Petroquímica Básica los objetivos estratégicos consisten en tener altos estándares de eficiencia operativa y asegurar en forma oportuna el proceso, transporte, distribución y comercialización de productos; otorgar mayor flexibilidad al sistema; y satisfacer la demanda nacional de gas seco y de líquidos del gas, al menor costo y con precios competitivos.

Las inversiones en Pemex-Petroquímica se destinan al aprovechamiento de las ventajas estratégicas que implican para el país contar con una amplia disponibilidad de etano y gasolinas naturales (naftas) para la elaboración de aromáticos y derivados.

Adicionalmente, el Gobierno Federal anunció un esquema que permitirá reactivar la industria petroquímica en México. Petróleos Mexicanos subastará contratos de suministro de largo plazo para proveer etano y gasolinas naturales (naftas) a inversionistas interesados en construir nuevas instalaciones petroquímicas para la producción de etileno y sus derivados.

Presupuesto de inversión En 2007, en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) se autorizó a Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios un monto de inversión, en términos del devengable, por 219 641.8 millones de pesos. Este monto se integró por 56 195 millones de inversión presupuestaria y 163 446.8 millones de Pidiregas.

Lo anterior no incluye los recursos derivados de los fondos que se integran con base en los ingresos excedentes que provienen del comportamiento del precio de la mezcla de crudo mexicano en el mercado petrolero internacional.

En el transcurso del año se autorizaron seis adecuaciones al presupuesto de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios por parte de las secretarías de Energía y de Hacienda y Crédito Público, conforme a las facultades que les otorga el marco jurídico vigente. El monto adecuado ascendió a 247 280.9 millones de pesos, 12.6 por ciento superior al aprobado por el H. Congreso de la Unión.


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De esta forma se asignaron 52 418.6 millones a inversión presupuestaria, cantidad que incluye la inversión financiera; 164 851.8 millones a proyectos Pidiregas; y 30 010.4 millones al FIEX.

La estructura de la inversión presupuestaria original observó modificaciones importantes, ya que de un monto deficitario previsto de 439.3 millones de pesos para inversión física, se autorizó un presupuesto adecuado de 17 489.2 millones; el pago de las amortizaciones del registro Pidiregas pasó de 55 755.8 millones de pesos a 23 797.7 millones. Para cumplir con los compromisos del pago de amortizaciones Pidiregas se dispuso que 29 709.8 millones de pesos provenientes de los fondos fueran destinados al pago de dicha amortización.

El ejercicio del gasto de inversión fue de 237 997.9 millones de pesos, que se integró por 51 719.8 millones de inversión presupuestaria, 156 107.4 millones de los proyectos Pidiregas, y 30 170.8 millones de los fondos de inversión.

En 2007, la aplicación de los recursos para inversión privilegió la formación de capital fijo (inversión física), en donde se ejerció un monto de 173 424 millones de pesos, en especial, las actividades de exploración y producción primaria participaron con 87.7 por ciento de este total.

Para el registro Pidiregas se destinaron 53 441.8 millones de pesos, de los cuales 91.8 por ciento correspondieron a los proyectos de exploración y desarrollo, y la diferencia a las actividades de refinación y gas y petroquímica básica.


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La inversión financiera ascendió a 11 131.8 millones de pesos, cantidad que provino de la aplicación del artículo 19 fracciones IV inciso b, y V inciso c de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria por 9 429.6 y 1 702.2 millones de pesos, respectivamente.

2004 2005 2006 2007

Inversión financiera(miles de millones de pesos de 2007)

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Base de Datos Institucional.

57.1 33.6 36.5 11.1

1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Inversión presupuestaria Fondos de inversión

Amortización de Pidiregas(miles de millones de pesos de 2007)

0.1

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Base de Datos Institucional.

3.56.4

12.6

20.9

36.238.3

30.4

53.4

21.9

16.4

25.0

29.7

5.4

23.8


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Presupuesto de inversión, devengado (millones de pesos corrientes)

2007 Organismo / Tipo de inversión

2006 Ejercicio PEF Adecuado Ejercicio

Petróleos Mexicanos 207 636.9 219 641.8 247 280.9 237 997.9 Presupuestaria 54 262.2 56 195.0 52 418.6 51 719.8 Pidiregas 126 244.6 163 446.8 164 851.8 156 107.4 Fondos 27 130.0 - 30 010.4 30 170.8

Exploración y Producción 151 158.9 197 194.8 207 034.4 201 155.0 Presupuestaria 6 126.5 51 397.6 25 436.2 25 667.0 Pidiregas 117 902.4 145 797.2 151 590.6 145 349.4 Fondos 27 130.0 - 30 007.5 30 138.6

Refinación 18 500.9 19 785.1 22 992.2 20 290.7 Presupuestaria 10 635.5 4 471.5 11 700.4 11 446.4 Pidiregas 7 865.4 15 313.6 11 291.8 8 844.3 Fondos - - - -

Gas y Petroquímica Básica 3 590.5 1 622.6 4 682.7 4 244.8

Presupuestaria 3 113.8 325.9 2 937.0 2 516.2 Pidiregas 476.7 1 296.6 1 742.9 1 696.4 Fondos - - 2.9 32.1

Petroquímica 1 485.8 1 039.3 1 251.7 1 000.9 Presupuestaria 1 485.8 - 1 025.2 783.7 Pidiregas - 1 039.3 226.5 217.2 Fondos - - - -

Corporativo 32 900.7 - 11 319.9 11 306.5 Inversión presupuestaria 32 900.7 - 11 319.9 11 306.5

Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo. Fuente: Presupuesto de Egresos de la Federación 2007. Dirección Corporativa de Finanzas. Base de Datos Institucional.

Inversión Presupuestaria En 2007 se ejercieron 51 719.8 millones de pesos, monto 8.3 por ciento menor en términos reales a 2006. Los recursos se erogaron de la forma siguiente: 32.5 por ciento para inversión física; 46 por ciento para la amortización de los intereses capitalizables del registro Pidiregas, y 21.5 por ciento de inversión financiera.

El monto correspondiente a la amortización de los proyectos Pidiregas fue 57.4 por ciento menor al presupuesto original debido a que en este rubro


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se aplicaron recursos provenientes del FIEX por 29 664.7 millones de pesos.

Inversión presupuestaria (millones de pesos corrientes)

2007

2006 Ejercicio PEF Adecuado Ejercicio

Total 54 262.2 56 195.0 52 418.6 51 719.8 Física 16 460.2 439.3 17 489.2 16 810.9 Registro Pidiregas 5 231.7 55 755.8 23 797.7 23 777.1 Financiera 32 570.4 0.0 11 131.8 11 131.8

Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo.Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.

En Pemex-Exploración y Producción la inversión presupuestaria fue de 25 667 millones de pesos, 303 por ciento superior en términos reales al monto ejercido en 2006 y 50.4 por ciento menor a la cantidad aprobada en el presupuesto original. Esta última variación se debió a que una parte de los montos destinados originalmente a la amortización de Pidiregas se ejercieron con recursos del FIEX. De esta forma la amortización de Pidiregas fue de 19 404.6 millones, 62.2 por ciento menor al presupuesto original y la inversión física ascendió a 6 262.4 millones de pesos, 6 139.4 millones superior a la meta y se aplicó en los rubros siguientes:

Obra pública. Se erogaron 5 942.8 millones de pesos, sobre todo en rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato, investigación y desarrollo, servicios de apoyo a la perforación, en construcción de obras, y adquisición de bienes muebles e inmuebles. Con estos recursos destacan:

• La elaboración del estudio de nuevos horizontes productores o campos con posibilidades de producir hidrocarburos.

• La perforación de pozos para incrementar la producción, la construcción de infraestructura básica de explotación y dar mantenimiento a los pozos.


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• La identificación de nuevas tecnologías relacionadas con sistemas alternos de explotación y de recuperación secundaria y mejorada.

• La conservación y mantenimiento de equipos e instalaciones.

La inversión ejercida en Pemex-Refinación fue de 11 446.4 millones de pesos, 156 por ciento mayor al programa original y 3.5 por ciento en términos reales con relación al año previo. Del monto total 37.1 por ciento se aplicó en la amortización de Pidiregas y la diferencia, 7 203.8 millones de pesos a inversión física. Por renglón del gasto estos últimos recursos se emplearon en su mayor parte en:

Obra pública. Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato, construcción de obras y estudios de preinversión.

• En especial al sostenimiento de la producción y operación de las seis refinerías del organismo subsidiario, del sistema de ductos y de las terminales de almacenamiento; al combate del mercado ilícito de combustibles; a la construcción del libramiento del oleoducto y del poliducto Madero-Cadereyta; a la rehabilitación del transporte marítimo; al tren energético de las refinerías de Cadereyta y Madero; y en turbomaquinaria de la red de ductos.

Adquisición de bienes muebles e inmuebles. Los recursos se utilizaron en el reemplazo de parque vehicular de autotanques y para la rehabilitación de ductos e instalaciones.

Pemex-Refinación desarrolla diversos proyectos de inversión para cumplir con la normatividad en materia ambiental y satisfacer los requerimientos de la demanda nacional de petrolíferos, de los cuales sobresalen los siguientes: Calidad de Combustibles. Inició en 2006, con el propósito de dar cumplimiento a lo establecido en la NOM-086-ECOL-1994, Contaminación atmosférica-Especificaciones sobre protección ambiental


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que deben reunir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se usan en fuentes fijas y móviles4.

El alcance del proyecto incluye la construcción de 11 plantas de postratamiento de gasolinas catalíticas y 11 plantas regeneradoras de aminas; una planta purificadora de hidrógeno; cinco tanques de almacenamiento; dos turbogeneradores y dos preparadoras de carga teramil-butil-éter (TAME) para la producción de gasolinas de ultra bajo azufre (UBA) en las seis refinerías del SNR. Además, para la producción de diesel UBA considera la construcción de cinco hidrodesulfuradoras y la modernización de 18 plantas de destilados intermedios, así como cinco plantas nuevas recuperadoras de azufre y dos purificadoras de hidrógeno.

En 2007 concluyó la ingeniería básica e ingeniería tipo Front End Engineering Design (FEED por sus siglas en inglés) para las 11 plantas desulfuradoras de gasolinas catalíticas.

Para la calidad del diesel, la ingeniería básica y básica extendida, al cierre del ejercicio se encontraba en proceso de contratación.

Recuperación de azufre en las refinerías. Este proyecto se desarrolla con el propósito de dar cumplimiento a la NOM-148.5 El alcance considera la rehabilitación de 21 plantas de azufre; la construcción de seis plantas nuevas (tres recuperadoras de azufre y tres de tratamiento de aguas amargas); y el desarrollo de obras complementarias en cada una de las refinerías del SNR.

4 Establece las especificaciones que deben cumplir los combustibles fósiles líquidos y gaseosos que se comercializan en el país. La norma entró en vigor el 1 de abril de 2006 (excepto para los nuevos parámetros de azufre en combustibles que tienen un programa especial), y estipula un contenido promedio de azufre para las gasolinas Pemex Premium y Pemex Magna de 30 a un máximo de 80 partes por millón de azufre (ppm S), y cuya entrada en vigor se fijó, para la Premium, a partir de octubre de 2006 en todo el país; para la Magna, en octubre de 2008 en las zonas metropolitanas del Valle de México, Guadalajara y Monterrey, y enero de 2009 para el resto del país. Asimismo, para Pemex Diesel se reglamenta un máximo de 15 ppm S, cuya entrada en vigor se ha fijado para el mes de enero de 2007 en la zona fronteriza Norte; para enero de 2009 en las zonas metropolitanas antes mencionadas y para septiembre de 2009 en el resto del país. 5 El pasado 3 de abril de 2006, la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales publicó en el Diario Oficial de la Federación la Norma Oficial Mexicana de Emergencia NOM-EM-148-SEMARNAT-2006, referente a la contaminación atmosférica, la cual entró en vigor el 1 de julio de 2007. Esta norma establece las especificaciones y requisitos para la recuperación de azufre de las corrientes de gas amargo de las refinerías de petróleo, con el fin de reducir las emisiones de bióxido de azufre y mitigar sus impactos sobre la calidad del aire, la salud de las personas y los ecosistemas. Dicha norma es de observancia obligatoria para las refinerías de petróleo ubicadas en todo el territorio nacional.


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Al cierre del ejercicio se terminaron los trabajos de mecánica de suelos y topografía, y estaba en proceso la elaboración del paquete técnico para la contratación de la ingeniería de detalle para las plantas de azufre de las refinerías de Minatitlán y Salamanca.

Infraestructura para incrementar la capacidad del sistema de almacenamiento y distribución (TAD) de Tuxpan – México. Comprende la construcción de un ducto de 18 pulgadas de diámetro por 113 kilómetros de longitud de Cima de Togo-Venta de Carpio, así como un sistema de descarga y almacenamiento en la terminal marítima de Tuxpan.

En el último trimestre del año, concluyeron los estudios de preinversión, de mecánica de suelos y topográficos, e iniciaron los estudios de impacto y riesgo ambiental, así como el 45 por ciento de avance de la actualización de los permisos de derechos de vía para la construcción del ducto.

En Pemex-Gas y Petroquímica Básica la inversión ejercida fue de 2 516.2 millones de pesos, contra un presupuesto original de 325.9 millones de pesos. Sin embargo, con relación al presupuesto adecuado y al monto erogado en 2006 se registró un menor ejercicio de 14.3 y 22.3 por ciento, respectivamente, este último porcentaje en términos reales.

En inversión física se erogaron 2 386.3 millones de pesos, 73.9 por ciento en obra pública, principalmente en rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato, y en construcción de obras; y el porcentaje restante se destinó a la adquisición de bienes muebles e inmuebles. Con recursos presupuestarios este organismo desarrolla dos proyectos principales: la Estación de Compresión Emiliano Zapata y el LPG Ducto Burgos-Monterrey.

• La Estación de Compresión Emiliano Zapata ubicada en Veracruz, y el ducto de libramiento a Jalapa de 48 pulgadas de diámetro por 22 kilómetros de longitud permitirán aumentar la capacidad de transporte de gas natural en el ducto de 48 pulgadas de diámetro Cempoala-Santa Ana, de 914 a 1 270 millones de pies cúbicos


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diarios, que contribuirá a atender el crecimiento de la demanda de la zona centro del país. Al cierre del ejercicio la estación mostraba un avance físico de 94.5 por ciento.

• La construcción del ducto de 12 pulgadas de diámetro y 188 kilómetros de longitud que va desde el Complejo Procesador de Gas Burgos hasta la ciudad de Monterrey contará con una capacidad para transportar 30 mil barriles diarios de gas licuado. Esta obra incluye una terminal de entrega en las cercanías de Monterrey con capacidad de 40 mil barriles (dos esferas de 20 mil barriles cada una) y ocho llenaderas. Estas obras iniciaron su operación comercial en diciembre de 2007.

En la amortización de Pidiregas se emplearon 129.9 millones de pesos, cifra 31.3 por ciento menor en términos reales a la del año previo.

Para Pemex-Petroquímica no se consideró inversión presupuestaria para el ejercicio 2007, sin embargo, durante el curso del año se autorizó un presupuesto adecuado de 1 025.2 millones de pesos. De este monto se erogaron 783.7 millones de pesos principalmente para la construcción de obras, rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato, y para adquisición de bienes muebles e inmuebles. Estos conceptos consideran obras de mantenimiento, de seguridad y protección ambiental.

Los recursos se destinaron principalmente a la ampliación de las plantas de estireno de 150 a 250 mil toneladas anuales y de etileno de 600 a 900 mil toneladas anuales del Complejo Petroquímico La Cangrejera; para las ampliaciones de las plantas de etileno de 600 a 900 mil toneladas anuales, de óxido de etileno de 225 a 360 mil toneladas anuales, en sus dos etapas, a la adecuación de la planta de oxígeno, y para la construcción de la planta swing de 300 mil toneladas para la producción de polietileno de baja densidad y/o de alta densidad del Complejo Petroquímico Morelos.

• En abril de 2007 finalizó la última prueba de desempeño de la planta swing y las correspondientes a los silos de almacenamiento. Entraron en operación la planta y sus silos de producto terminado.


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Las obras de integración de esta planta y la infraestructura ferroviaria concluyeron en 2006.

Inversión en Pidiregas

En 2007 la inversión en Pidiregas de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios fue de 156 107.4 millones de pesos, 4.5 por ciento menor al presupuesto original y 18.9 por ciento mayor en términos reales con relación al monto ejercido en 2006. Los recursos se destinaron a 24 proyectos de los cuales 21 fueron de Pemex-Exploración y Producción, uno de Pemex-Refinación, otro de Pemex-Gas y Petroquímica Básica y uno más de Pemex-Petroquímica.

En exploración y producción de petróleo crudo y gas natural se ejercieron 145 349.4 millones de pesos, 0.3 por ciento menor al programa original y 18.6 por ciento más que en 2006, a precios constantes. Esta inversión se orientó primordialmente a los proyectos integrales Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Programa Estratégico de Gas, Burgos y Antonio J. Bermúdez. La inversión en estos proyectos representó 77.5 por ciento del monto total ejercido en esta actividad.

En el Proyecto Integral Cantarell se terminaron 23 pozos de desarrollo, de los cuales 22 resultaron productores de aceite y uno fue invadido de agua salada; se realizaron 106 intervenciones a pozos; se construyeron siete ductos y una plataforma. En este proyecto se ejerció un total de 30 218.1 millones de pesos, 13.5 por ciento mayor en términos reales que en 2006.

La inversión en Ku-Maloob-Zaap ascendió a 35 044.4 millones de pesos, 23.8 por ciento más en términos reales que el año previo y constituyó el monto más alto ejercido en 2007 por Pemex-Exploración y Producción en un proyecto, lo que representó 24.1 por ciento de los recursos Pidiregas ejercidos por este organismo. Con esta inversión se terminaron 25 pozos de desarrollo, todos productores; se realizaron 87 intervenciones a pozos; se construyeron siete plataformas y 22 ductos. La plataforma de producción Ku-M, inició operaciones (primer aceite)


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el 14 de enero, la Ku-S el 2 de mayo y la Ku-A2 (Zaap C) el 22 de julio de 2007.

• Para almacenar y procesar crudo Maya de los campos de Ku-Maloob-Zaap y realizar el mezclado de crudos, se adquirió un Sistema Flotante de Producción, Almacenamiento y Descarga (FPSO), con capacidad de separación de 200 mil barriles diarios, 120 millones de pies cúbicos diarios de compresión, 2 200 miles de barriles de almacenamiento, y 600 mil barriles diarios de mezclado. La unidad flotante inició operaciones el 12 de junio, siendo la primera de este tipo en el Golfo de México y la de mayor capacidad de mezclado en el mundo.

En la cuenca de Burgos se ejercieron 15 140.1 millones de pesos, 3 por ciento menor en términos reales en comparación con 2006. Con los recursos de inversión ejercidos se terminaron 17 pozos exploratorios y 253 pozos de desarrollo. De los pozos exploratorios cuatro resultaron productores de gas seco, dos productores de gas y condensado, y 11 improductivos; por lo que respecta a los de desarrollo 138 resultaron productores de gas seco, 90 de gas y condensado, y 25 pozos improductivos. Asimismo, se efectuaron 970 intervenciones y se construyeron 11 ductos.

Para el proyecto Antonio J. Bermúdez, se destinaron 8 723.9 millones de pesos, es decir 25.8 por ciento más en términos reales que lo ejercido en 2006. Con esta inversión se terminaron 18 pozos de desarrollo los cuales resultaron productores y se realizaron 57 intervenciones a pozos.

La inversión ejercida en el Programa Estratégico de Gas ascendió a 23 519.8 millones de pesos, 5.1 por ciento arriba del gasto realizado en 2006, a precios constantes. De este programa desatacan las acciones realizadas en los dos proyectos siguientes:

• Proyecto Integral Veracruz. Se terminaron 18 pozos de desarrollo, de los cuales dos resultaron productores de aceite, once de gas seco, tres de gas húmedo y dos improductivos, con lo que se alcanzó un


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éxito de 89 por ciento; asimismo, se realizaron 60 intervenciones a pozos; se construyeron dos gasoductos y se concluyeron tres plantas. En este proyecto se ejerció un monto de 4 299 millones de pesos, por línea de negocios 56 por ciento de los recursos se orientaron a la explotación, mientras que en exploración fue de 33 por ciento.

• Proyecto Crudo Ligero Marino. En este proyecto se terminaron seis pozos de desarrollo, de los cuales dos resultaron productores de aceite, tres de gas y condensado y un improductivo por baja permeabilidad; se instaló una plataforma que corresponde a la estructura recuperadora de pozos tipo Sea Horse May D y se terminaron tres ductos para una longitud de 44.2 kilómetros. En el proyecto se ejercieron 12 547 millones de pesos.

En la reconfiguración de la refinería de Minatitlán, se erogaron 8 844.3 millones de pesos, monto 74.5 por ciento del programa original de la reconfiguración por 11 865 millones de pesos. Este comportamiento derivó de un avance físico acumulado de 72.4 por ciento contra 92.1 por ciento del contrato original, con cinco paquetes de ingeniería, procura y construcción (IPC) en desarrollo. Además se tuvo un avance de 92 por ciento en el contrato adicional que incluye entre otras obras, un oleoducto, un gasoducto y sistemas de desfogue.

Al concluir los trabajos de reconfiguración en la refinería de Minatitlán, ésta contará con una capacidad de proceso de 285 mil barriles diarios de petróleo crudo; aumentará la producción de gasolinas en 59 mil barriles diarios (20 mil de Pemex Magna y 39 mil de Pemex Premium) y de diesel y turbosina un total de 36 mil barriles diarios.

En Pemex-Gas y Petroquímica Básica se invirtieron 1 696.4 millones de pesos, monto 30.8 por ciento mayor al programa original y 242.3 por ciento, en términos reales respecto de 2006. Estos recursos se aplicaron en el Complejo Procesador de Gas Burgos.


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En 2007 inició la construcción de las plantas criogénicas modulares V y VI en el Complejo Procesador de Gas Burgos, ubicado en la Estación 19 de Reynosa, con una capacidad de proceso de 200 millones de pies cúbicos diarios cada una. Con estas obras y las existentes, a finales de 2008, se dispondrá de una infraestructura moderna y eficiente para procesar, en ese complejo, 1 200 millones de pies cúbicos diarios de gas húmedo dulce proveniente de la Cuenca de Burgos y satisfacer la demanda de gas natural de la zona. Al cierre del ejercicio el proyecto mostraba un avance físico de 61 por ciento.

En Pemex-Petroquímica se ejercieron por primera vez recursos Pidiregas por un monto de 217.2 millones de pesos, 79.1 por ciento menor a lo establecido en el programa original. Esta inversión se empleó en el inicio de los trabajos para la modernización y ampliación del tren de aromáticos del Complejo Petroquímico La Cangrejera.

Fondo de ingresos excedentes

Los fondos de ingresos excedentes, como su nombre lo dicen se forman de recursos excedentes de acuerdo a lo establecido en el artículo 19, fracción IV, de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria. Las reglas para el manejo de los recursos la define a través de decretos la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

Con base en este mecanismo, durante 2007, se ejercieron 30 170.8 millones de pesos, mismos que además de los recursos del FIEX, incluyen el Aprovechamiento para Obras de Infraestructura (AOI), y el Aprovechamiento sobre Rendimientos Excedentes (ARE). Del monto total 98.3 por ciento se destinó a la amortización Pidiregas (que incluye principal e intereses) y el porcentaje restante a inversión física.


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Fondos

(millones de pesos corrientes)2006 2007

Ejercicio PEF Adecuado Ejercicio

Total 27 130.0 - 30 010.4 30 170.8 Fondo de Ingresos Excedentes (FIEX)

- - 30 010.4 29 960.1

Fondo de Aprovechamiento sobre Recursos Excedentes (ARE)

27 130.0 - - 137.6

Fondo de Aprovechamiento para Obras de Infraestructura (AOI)

- - - 73.1

Por destino Amortización de Pidiregas 24 018.6 - 29 709.8 29 664.7 Inversión física 3 111.5 - 300.6 506.1

Nota: Las sumas pueden no coincidir debido a redondeo. Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas. Base de Datos Institucional.

Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) Al cierre de 2007 se tenían nueve Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) correspondientes a los bloques Reynosa-Monterrey, Cuervito, Misión, Fronterizo, Olmos, Pandura-Anáhuac, Pirineo, Nejo y Monclova, en la Cuenca de Burgos. Con estos contratos, al cierre del ejercicio, se obtuvo una producción total de 189.4 millones de pies cúbicos diarios de gas, cantidad que representó 13.4 por ciento de la producción total del Activo Integral Burgos. Estos contratos responden a la búsqueda de nuevos esquemas de contratación, a fin de aumentar la producción de hidrocarburos en México y reducir las importaciones de gas natural.

Actividades que mejoran el desarrollo de los proyectos

Para mejorar el desarrollo de los proyectos de inversión, Petróleos Mexicanos realizó diversas acciones, dentro de las cuales destacan las siguientes:


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La Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos (DCIDP), la Dirección Corporativa de Operaciones (DCO) y la Dirección Corporativa de Finanzas (DCF) han avanzado en el desarrollo del Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos (SIDP).

• El sistema tiene por objeto definir el proceso de gestión de proyectos de Petróleos Mexicanos, desde su visualización cuando un proyecto se propone como parte de una iniciativa estratégica hasta el arranque de su ejecución. Lo anterior a través de elementos homologados y de la aplicación de las mejores prácticas en la industria.

• Con este sistema se otorga mayor certidumbre a la ejecución de los proyectos y se tiene un mejor control de los tiempos y costos previstos.

• Para su implantación, se conformó un Grupo Líder integrado con personal de las direcciones corporativas de finanzas y de operaciones, coordinado por la DCIDP.

• Al cierre de 2007, se encontraban en proceso de formulación los manuales y las guías que homologarán la operación del SIDP, lo que derivará en mejoras sustanciales de la eficacia operativa en la gestión de los proyectos estratégicos industriales.

La DCIDP participó en diversos foros para el análisis y estudio de las reformas a la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, así como de su reglamento, realizados por la Secretaría de la Función Pública.

Dentro del Programa Anual de Normalización 2007 y de conformidad con el artículo 67 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización, la DCIDP elaboró e implantó nueve normas de referencia, adicionales a las 14 emitidas en 2006, utilizadas por Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para adquirir, arrendar o contratar bienes y servicios.


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Se renovó el Convenio de Cooperación para la Implementación del Programa de Capacitación en Materia de Seguridad, Salud y Protección Ambiental entre Petróleos Mexicanos y la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción (CMIC), el cual derivó del trabajo de la Comisión Mixta PEMEX-CMIC, donde la DCIDP funge como líder. Como resultado de este convenio y de la colaboración con el Instituto de Capacitación de la Industria de la Construcción, se diseñaron cursos específicos en la materia para la capacitación de los trabajadores de las empresas contratistas de Petróleos Mexicanos.

La DCIDP, en su papel de coordinadora de los trabajos de la Comisión de Coordinación Sectorial de la Macrofunción de Obra Pública, tiene la responsabilidad de atender y dar seguimiento a los compromisos acordados con la Secretaría de la Función Pública, en el marco del Programa de Transparencia y Rendición de Cuentas. Dentro de este programa, las acciones atendidas en 2007 comprenden:

La implantación institucional del Sistema de Bitácora Electrónica de Obra de la Industria Petrolera (BEO), el cual es de uso obligatorio en contratos de obras públicas y servicios relacionados con las mismas, formalizados en Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y empresas filiales. Con ello se brinda mayor transparencia y eficiencia en el proceso.

La actualización de diversos documentos normativos, conforme a las reformas publicadas en el Diario Oficial de la Federación en noviembre de 2006, relacionadas con el Reglamento de la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas.

• Políticas, Bases y Lineamientos (POBALINES).

• 36 Procedimientos institucionales administrativos.

• Seis bases administrativas de licitación.

• Cuatro actas prototipo de los procesos licitatorios.

• Dos convocatorias de licitaciones públicas, nacional e internacional.


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La implantación, en el ámbito institucional y en su fase inicial, del sistema de control de volúmenes de obra, en los contratos a precios unitarios administrados por la DCIDP.

• Esta herramienta permitirá a los responsables de la supervisión administrar los contratos de obra pública, a través del control sistematizado de los generadores de obra programada, adicional, extraordinaria, y cálculo de ajuste de costos, que dan origen a las estimaciones, con base en los ordenamientos y disposiciones normativas en materia de obra pública.

Se impartió un curso a supervisores de obra, por segundo año consecutivo, con la participación de expertos de Petróleos Mexicanos e invitados de la Cámara Mexicana de la Industria de la Construcción. Se capacitaron 242 servidores públicos.

Las inconformidades presentadas en 2007, con relación al número de licitaciones, fue de 4.7 por ciento y el número de fundadas de 0.6 por ciento, el nivel más bajo de los últimos seis años desde que inició la medición de estos indicadores. Este resultado es consecuencia de las acciones de mejora coordinadas por la DCIDP enfocadas en el proceso de obra pública.

La aplicación de una encuesta para determinar el índice de transparencia relativo a la percepción de las compañías contratistas respecto a la honestidad, normatividad y equidad en el proceso de obra pública en Petróleos Mexicanos. Los resultados de dicha encuesta muestran que se han mantenido los niveles más altos registrados en los últimos seis años.

La revisión de 33 bases de licitación, antes de la publicación de su convocatoria, con la participación de los interesados, mediante las cuales Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, el Instituto Mexicano del Petróleo y III Servicios, S.A. de C.V., llevan a cabo la contratación de los proyectos más importantes, con lo cual se logra mayor transparencia y se minimiza la incidencia de errores e inconformidades en los procesos de contratación de toda la empresa.


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4. Reservas de hidrocarburos

Al 31 de diciembre de 2007, las reservas totales de hidrocarburos (3P) correspondientes a la suma de las reservas probadas, probables y posibles, ascendieron a 44 482.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. De este volumen 14 717.2 millones de barriles corresponden a probadas, 15 144.4 millones de barriles a probables y 14 621.2 millones de barriles a posibles.

Las reservas probadas (1P) se estimaron de acuerdo con los lineamientos de reservas emitidos por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos. Para las reservas probables y posibles, la evaluación está alineada a las definiciones emitidas por la asociación de profesionales Society of Petroleum Engineers y American Association of Petroleum Geologists, así como por el comité nacional World Petroleum Council.

16 469.6 15 514.2

14 159.4 14 604.7

14 717.2

15 257.4 15 144.415 788.5

14 621.2

2005 2006 2007Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Probadas

Probables

Posibles

46 417.5 45 376.3 44 482.7

(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

893.61 041.2

Reservas totales de hidrocarburos (3P) al 31 de diciembre


50

Reservas de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2007

Totales 3P R e g i ó n Distribución

porcentual de reservas 3P

( % )

Tipo de hidrocarburo

Distribución porcentual de reservas 3P

( % )

Marina Noreste 30.0 Petróleo crudo 70.2 Marina Suroeste 10.7 Condensados 2.0 Norte 45.3 Líquidos de planta 8.0 Sur 14.0 Gas seco equivalente

a líquido 19.8

Tipo de crudo1/ ( % ) Tipo de gas natural ( % )

Pesado 55.0 Asociado 75.1 Ligero 35.8 No asociado 24.9

Total

Probadas

Probables

Posibles

44 482.7

14 717.2

15 144.4

14 621.2

Superligero 9.2

La suma de los parciales puede no coincidir con el total, debido al redondeo de las cifras. 1/ La clasificación de los aceites está basada en la densidad en grados API que poseen, siendo para el aceite pesado menor a 27 grados, para el ligero entre 27 y 38 grados y para el superligero mayor a 38 grados. Fuente: Pemex-Exploración y Producción

Las variaciones que presentan las reservas de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2007, con respecto al año anterior, son originadas por tres conceptos principales, los cuales se describen a continuación:

Adiciones: reservas originadas por descubrimientos a través de la perforación y terminación de pozos exploratorios y delimitadores.

Desarrollos: modificaciones a las reservas existentes por la perforación y terminación de pozos de desarrollo.

Revisiones: rubro que agrupa a diferentes situaciones capaces de originar modificaciones en las reservas, tales como cambios en el pronóstico de producción y en los precios de los hidrocarburos, actualizaciones a los modelos geológico-petrofísicos y de simulación de flujo de los campos, introducción de nuevas estrategias de explotación y modificaciones a las prácticas operativas, principalmente.


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Las adiciones por delimitación, los desarrollos y las revisiones pueden resultar en aumentos o disminuciones, mientras que las adiciones por incorporación exploratoria, siempre serán incrementos.

Tasa de restitución y relación reserva producción

La actividad exploratoria efectuada durante 2007 permitió incorporar una reserva 3P por 1 053.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, la mayor incorporación desde 2000. De este volumen, 182.8 millones de barriles son reservas probadas, 492.6 millones de barriles probables y 377.8 millones de barriles posibles. Del total de la reserva 3P, 76.8 por ciento se encuentra en yacimientos de aceite y 23.2 por ciento en los de gas no asociado.

136.8 182.9 182.8

673.7 554.1

377.8

139.7

492.6

229.1

2005 2006 2007Fuente: Pemex Exploración y Producción.

Probadas

Probables

Posibles

966.11 053.2

(millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

87.1950.2

15.9

Incorporación de reservas 3P por descubrimientos


52

En 2007, la tasa de restitución por descubrimientos6 fue de 65.7 por ciento, resultado del volumen incorporado dividido por la producción extraída de 1 603.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La tasa alcanzada superó las expectativas establecidas al inicio del año y ha sido la más alta de los últimos ocho años.

La incorporación de reservas 3P se concentró en la porción marina, en Aguas Territoriales del Golfo de México, en donde el éxito exploratorio ha continuado. En esta porción destaca el pozo Lalail-1 el cual descubrió reservas 3P por 709 mil millones de pies cúbicos de gas no asociado en aguas profundas. Hasta el año 2007 se han perforado cinco pozos en aguas profundas, de los cuales cuatro incorporaron reservas.

Los descubrimientos en Aguas Territoriales del Golfo de México adicionaron 712.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente,

6 La tasa de restitución por descubrimientos se define como el resultado de dividir la reserva descubierta (1P, 2P y 3P) en un periodo determinado por la producción del mismo periodo sin considerar otros elementos como son las delimitaciones, revisiones y los desarrollos. De la misma manera, la tasa de restitución en reservas probadas se determina como la relación de la variación neta de reservas probadas por la producción del periodo, donde la variación neta es originada por adiciones, revisiones y desarrollos.

14.4

65.7 59.7 59.2 57.0

44.7 40.6

21.3

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007Fuente: Pemex Exploración y Producción.

Tasa de restitución de reservas totales por descubrimientos (3P)(por ciento)


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67.7 por ciento del volumen total de reservas 3P incorporadas, en donde destacan 337.4 millones de barriles de los pozos Maloob-DL3 y Ayatsil-1 de la Región Marina Noreste, y 375.3 millones de barriles de los pozos Lalail-1, Kuil-1 y Xulum-101A de la Región Marina Suroeste.

La Región Sur, aun cuando se ubica en una cuenca madura, contribuyó con 291.3 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 27.7 por ciento del total incorporado, provenientes de los pozos Cráter-1, Paché-1, Tajón-1 y Gaucho-301.

La Región Norte adicionó 49.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 4.7 por ciento del total de las reservas 3P incorporadas, principalmente de los pozos Bato-1, Bonanza-1, Calibrador-1, Obertura-1 y Barajas-1 en yacimientos de gas no asociado.

La tasa de restitución integrada de reservas probadas por adiciones, revisiones y desarrollo fue de 50.3 por ciento, la más alta desde la adopción de los lineamientos para reservas probadas de la SEC. Este resultado refleja los esfuerzos realizados por Petróleos Mexicanos, en 2007, para contener la reducción de reservas probadas.

22.7

50.3

41.0

26.4 25.5

2003 2004 2005 2006 2007

Fuente: Pemex Exploración y Producción.

Tasa de restitución integrada de reservas probadas (1P)1/

(por ciento)

1/ A partir de 2003 Petróleos Mexicanos utiliza para la estimación de la reserva probada (1P) las definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos.


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La relación reserva-producción, valor que resulta de dividir la reserva remanente al 31 de diciembre de 2007 por la producción de 2007 en petróleo crudo equivalente, es de 27.7 años para la reserva 3P, de 18.6 años para la reserva 2P, probada más probable, y de 9.2 años para la reserva probada. Es importante mencionar que estos valores se estiman bajo la suposición de una producción constante durante el mismo periodo, sin tomar en cuenta reclasificaciones e incorporaciones por descubrimientos futuros.

Evolución histórica de las reservas de hidrocarburos (millones de barriles de petróleo crudo equivalente)

Año Reservas al

Inicio de añoDescubri-mientos

Desarrollos y delimitaciones Revisiones Producción

Reservas al final de

año

Totales

2007 45 376.3 1 053.2 16.5 -360.1 -1 603.2 44 482.7 2006 46 417.5 966.1 123.1 -512.2 -1 618.2 45 376.3 2005 46 914.1 950.2 562.2 -404.7 -1 604.2 46 417.5 2004 48 041.0 916.2 234.9 -667.1 -1 610.8 46 914.1

Probadas + probables

2007 30 771.6 675.4 413.6 -395.8 -1 603.2 29 861.6 2006 32 258.1 412.1 206.5 -486.8 -1 618.2 30 771.6 2005 33 485.9 276.6 498.7 -398.8 -1 604.2 32 258.1 2004 34 900.3 462.8 334.3 -600.7 -1 610.8 33 485.9

Probadas

2007 15 514.2 182.8 517.4 106.0 -1 603.2 14 717.2 2006 16 469.6 182.9 999.2 -519.3 -1 618.2 15 514.2 2005 17 649.8 136.8 335.8 -48.6 -1 604.2 16 469.6 2004 18 895.2 240.8 335.8 -211.2 -1 610.8 17 649.8

Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Pemex-Exploración y Producción.


55

Principales estadísticas

La reserva probada disminuyó 797 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, atribuible a la extracción de hidrocarburos, que en 2007 fue de 1 603.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. La variación en la reserva probada es inferior a la producción extraída durante 2007, consecuencia de la reclasificación y descubrimiento de reservas probadas de 806.2 millones de barriles. Para la reserva 2P, probada más probable, la reducción fue de 910 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y para la reserva 3P, probada más probable más posible, de 893.6 millones de barriles. En ambos casos la producción extraída fue la causa principal de esta reducción. Si se elimina este efecto, se presentan incrementos en las reservas 2P y 3P por 693.1 y 709.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, respectivamente.

Variación de las reservas de hidrocarburos (por ciento) Tasa de restitución Relación Variación

neta Sólo descubrimientos

Adiciones, revisiones y desarrollos

Reserva/Producción (años)

Totales 2007 -2.0 65.7 44.3 28 2006 -2.2 59.7 35.7 28 2005 -1.1 59.2 69.0 29 2004 -2.3 57.0 30.0 29

Probadas+ probables 2007 -2.9 42.1 43.2 19 2006 -4.6 25.5 8.1 19 2005 -3.7 17.2 23.5 20 2004 -4.1 28.7 12.2 21

Probadas 2007 -5.1 11.4 50.3 9 2006 -5.8 11.3 41.0 10 2005 -6.7 8.5 26.4 10 2004 -6.6 14.9 22.7 11

Fuente: Pemex-Exploración y Producción.


56

Región Marina Noreste En 2007, la región contribuyó 51.9 por ciento a la producción total nacional, 831.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Sus reservas probadas al 31 de diciembre de 2007 ascienden a 7 024.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 47.7 por ciento del total nacional, que comparadas con el año anterior presentan una disminución de 627.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, variación que se explica por la producción extraída en el periodo. Si se elimina el efecto de la producción, se logró un incremento de 204.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente con origen principalmente en el complejo Ku-Maloob-Zaap, por el desarrollo y delimitación de sus campos y por el inicio de la inyección de nitrógeno, lo que permitió reclasificar reservas de la categoría probable a probada.

En la Región Marina Noreste se ubica 30 por ciento del total nacional de la reserva 3P que se traduce en 13 357.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, inferior en 728.3 millones de barriles a la reserva del año anterior, debido a la producción extraída durante 2007.

Región Marina Suroeste Al 31 de diciembre de 2007, la reserva probada de hidrocarburos en la Región Marina Suroeste ascendió a 1 630.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 11.1 por ciento del total nacional y presenta un incremento de 2.9 millones de barriles. Debido a que los volúmenes de reservas reclasificados e incorporados por 271 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, fueron superiores a la producción extraída durante 2007, la tasa de restitución integrada fue superior a 100 por ciento. Este efecto se debe al desarrollo del campo May y a la revisión del comportamiento de la presión-producción de los campos Och-Uech-Kax y Caan.

Con respecto a la reserva 3P, en la Región Marina Suroeste se ubican 4 759.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 10.7 por ciento del total nacional; reserva que presenta un incremento neto de


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112.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, aún considerando la producción extraída.

Reservas totales de hidrocarburos al 31 de diciembre de 2007

2 0 0 7 Descubri-mientos

Desarrollos y delimitaciones

Revisiones Producción 2 0 0 8

Petróleo crudo equivalente (MMbpce) 45 376 1 053 17 -360 -1 603 44 483 Región Marina Noreste 14 086 337 69 -303 -832 13 358 Región Marina Suroeste 4 647 375 155 -149 -268 4 760 Región Norte 20 397 49 -232 151 -217 20 149 Región Sur 6 246 291 25 -59 -287 6 216

Aceite crudo (MMb) 31 909 708 31 -312 -1 125 31 212 Región Marina Noreste 12 511 305 123 -263 -739 11 937 Región Marina Suroeste 2 901 210 58 -56 -185 2 928 Región Norte 12 769 2 -137 -56 -32 12 546 Región Sur 3 728 191 -12 64 -170 3 801

Condensado (MMb) 941 33 -14 -42 -38 879 Región Marina Noreste 635 21 0 -16 -23 616 Región Marina Suroeste 175 9 -2 -26 -9 147 Región Norte 39 0 -12 -6 -2 19 Región Sur 91 3 0 6 -4 96

Líquidos de planta (MMb) 3 417 67 5 190 -105 3 575 Región Marina Noreste 350 4 -23 -23 -25 283 Región Marina Suroeste 408 20 24 -3 -26 422 Región Norte 1 711 2 0 268 -11 1 971 Región Sur 948 40 4 -51 -43 898

Gas seco (MMMpc) 47 368 1 278 -31 -1,011 -1 744 45 859 Región Marina Noreste 3 068 40 -163 -1 -233 2 710 Región Marina Suroeste 6 049 709 392 -332 -252 6 566 Región Norte 30 564 233 -428 -283 -893 29 193 Región Sur 7 687 296 168 -396 -367 7 390

Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Pemex-Exploración y Producción.

Región Norte

Durante 2007, los campos de la Región Norte aportaron 932.9 miles de millones de pies cúbicos de gas natural, 42.2 por ciento de la producción


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total del país. Sus reservas probadas al 31 de diciembre de 2007 representan 11.7 por ciento de las reservas probadas totales del país, 1 721.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, volumen que comparado con la reserva de 2007 implica un decremento de 124.9 millones de barriles. Si se elimina el efecto de la producción se obtiene un incremento de la reserva probada de 91.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y una tasa de restitución de reservas probadas de 42.3 por ciento, producto de la actividad de desarrollo de campos y reclasificaciones, principalmente en las cuencas gasíferas de Burgos y Veracruz.

La reserva total 3P de la Región Norte asciende a 20 149 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 45.3 por ciento del total nacional. Con respecto al año anterior se presenta una reducción de 248 millones de barriles proveniente de la producción de 2007.

Región Sur La reserva probada de hidrocarburos en la Región Sur ascendió a 4 341.1 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, 29.5 por ciento de las reservas probadas del país. Con respecto al año previo, la reserva probada mostró un decremento de 47.3 millones de barriles, atribuible a la producción de 2007, la cual ascendió a 286.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Si se elimina el efecto de la producción las reservas presentan un incremento de 239.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente y una tasa de restitución integrada de 83.5 por ciento, como resultado de las actividades de desarrollo y el comportamiento de la presión-producción de campos. En el Activo Integral Cinco Presidentes se han dirigido inversiones para la reactivación del desarrollo de los campos en Blasillo, Ogarrio, San Ramón y Magallanes-Tucán-Pajonal, que han permitido reclasificar reservas probables y posibles a probadas por 110.9 millones de barriles.

La reserva 3P de la Región Sur ascendió a 6 216.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una ligera variación respecto de las reservas del año anterior de 30.2 millones de barriles.


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5. Resultados operativos

Los retos en exploración y explotación de petróleo crudo y gas natural que enfrenta la industria petrolera nacional son de gran relevancia, ya que se dan en un contexto en que algunos de los campos en explotación de petróleo crudo se encuentran en su etapa natural de declinación, siendo los más importantes de éstos los del Complejo Cantarell, que aportan un volumen cercano a 50 por ciento de la producción actual de petróleo crudo.

El objetivo es mantener una plataforma de producción de crudo del orden de 3.1 millones de barriles diarios y de 6 millones de pies cúbicos diarios de gas natural, esta última con una tasa de crecimiento mayor al de la demanda.

Para alcanzar el objetivo de producción de petróleo crudo, Petróleos Mexicanos deberá administrar en forma eficiente la declinación de Cantarell y aumentar el grado de certidumbre en la predicción del comportamiento futuro del yacimiento. Para ello dividió al campo en seis bloques, a fin de enfocar las estrategias de explotación que permitan alcanzar los mayores factores de recuperación posibles. En este contexto, se trabaja en tres direcciones.

Desarrollo del proyecto de deshidratación, que consiste en separar, manejar y disponer la producción de agua de algunos pozos del campo.

• En 2007, iniciaron los trabajos correspondientes para la deshidratación del crudo pesado y arrancó la planta de deshidratación de Nohoch-A que incorpora los primeros pozos con problemas de agua.

Perforación de pozos no convencionales para alargar la vida productiva de los pozos y mejorar la distribución del drenado del fluido dentro del yacimiento.

Se formó el Grupo Estratégico Cantarell que tiene por objetivo generar un portafolio robusto de oportunidades a corto plazo, técnica y


60

económicamente sustentable, que permita explotar en forma óptima la reserva remanente de aceite, y establecer oportunidades a mediano y largo plazo que mejoren el factor de recuperación del hidrocarburo.

En Ku-Maloob-Zaap, se llevan a cabo inversiones importantes con el propósito de que al final de 2008 se pueda obtener una producción de crudo de alrededor de 800 mil barriles diarios, una vez y media más que la producción alcanzada en 2007, y 22 por ciento de la plataforma de producción total de este hidrocarburo. Asimismo, continúa el desarrollo de Chicontepec, proyecto que representa un reto de grandes proporciones, debido a que no es un yacimiento único como Cantarell, y requiere de la perforación de una gran cantidad de pozos en pequeños yacimientos que sumados aporten un volumen importante de petróleo crudo.

Uno de los aspectos más significativos es la identificación del recurso petrolero prospectivo que se concentra en el sureste y en Aguas Profundas del Golfo de México. Al respecto, en julio de 2007, Pemex-Exploración y Producción y la empresa British Petroleum suscribieron tres convenios de colaboración, uno de carácter general técnico–científico, y dos específicos enfocados al estudio de tecnología marina en aguas profundas y a la inyección de aire para yacimientos, con una duración de cinco años.

En 2007, conforme al marco jurídico vigente, Petróleos Mexicanos suscribió seis convenios de colaboración no comerciales con compañías petroleras internacionales, con el propósito de intercambiar conocimientos tecnológicos para generar mayor producción de crudos pesados e incremento del factor de recuperación en campos terrestres y marinos mediante la aplicación de tecnologías de recuperación mejorada de hidrocarburos. Petróleos Mexicanos contribuye con su experiencia en la exploración y explotación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados.


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Convenios de colaboración 2007

Compañía Alcance

1.- British Petroleum Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.

- Estudio conjunto en tecnología de inyección de aire a yacimientos.

- Estudio conjunto en tecnología marina en aguas profundas.

2.- Petrobrás Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.

- Estudio conjunto en yacimientos carbonatados fracturados.

- Estudio conjunto en yacimientos de crudos pesados.

3.- Statoil Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.

4.- Chevron Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.

- Estudio conjunto en capacitación en aguas profundas.

5.- Shell Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.

- Caracterización de reservas, recuperación de petróleo, productividad de pozos y desarrollo sustentable.

6.- Nexen Colaboración científica, tecnológica y de capacitación en materia de hidrocarburos.

Fuente: Petróleos Mexicanos. Pemex-Exploración y Producción

5.1 Exploración y perforación de pozos A partir de 2007, para documentar y transparentar los resultados y evaluar el avance en materia de exploración, se adoptó una estructura con un enfoque hacia el proceso: evaluación del potencial, incorporación de reservas, y delimitación de yacimientos, detallando los aspectos sustantivos en cuencas y proyectos.

Evaluación del potencial petrolero

La evaluación del potencial petrolero se realiza en la Cuenca del Golfo de México Profundo, en los proyectos Golfo de México B y Golfo de


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México Sur; y en las cuencas del sureste en los proyectos Coatzacoalcos, Cuichapa y Reforma. Los principales resultados derivados de las actividades relacionadas con esta actividad fueron los siguientes:

En aguas profundas del área Coatzacoalcos Profundo se perforó y terminó el pozo Lalail 1 en un tirante de agua de 805 metros, para una profundidad total de 3 825 metros, en un área que se considera compleja por la presencia de sal. Se probaron dos intervalos, el primero resultó productor de gas con 18.14 millones de pies cúbicos diarios y el segundo fue productor de gas con 3.2 millones de pies cúbicos diarios.

La sismología 3D tuvo un avance de 9 412 kilómetros cuadrados, 8 936 kilómetros cuadrados más respecto al año anterior. En el estudio Temoa del Proyecto Golfo de México B, el avance fue de 7 052 kilómetros cuadrados; y en la porción terrestre de las Cuencas del Sureste, en el proyecto Reforma, se adquirieron 574 kilómetros cuadrados, por la ampliación del cubo sísmico Herradura Norte, a fin de identificar un mayor número de oportunidades exploratorias.

En noviembre inició la perforación de la localización Chelem 1 con un tirante de agua de 810 metros, ubicada frente a las costas de Coatzacoalcos. Al cierre del ejercicio la perforación alcanzó una profundidad de 2 744 metros.

En 2007 se aprobó la creación del Activo Integral Holok-Temoa, que atenderá las operaciones en el área profunda de Coatzacoalcos, conformada por las áreas estratégicas Anegada Labay, Holok, Temoa y Yoka, básicamente que cubren una extensión de 29 910 kilómetros cuadrados.

Incorporación de reservas

Las actividades relacionadas con el proceso de incorporación de reservas se desarrollan en las cuencas de Burgos, Sabinas, Veracruz y las del sureste, específicamente en los proyectos: Integral Burgos, Integral Veracruz, Comalcalco, Julivá, Reforma, Simojovel, Campeche Oriente, Campeche Poniente y Litoral de Tabasco Marino.


63

Durante 2007, el avance registrado de adquisición sísmica 2D fue de 1 121 kilómetros; en el proyecto Almagres 2D bloque Chalca, se adquirieron 802 kilómetros más. El estudio Siberia-Relámpago-Rodrigueño del Activo Integral Burgos, dio inicio en diciembre de 2007. Además, se adquirieron 315 kilómetros en el proyecto Coyula Humapa Cacahuatengo para determinar la extensión de los campos en el área sur de Chicontepec.

La adquisición de sismología 3D en incorporación de reservas, tuvo un avance de 2 437 kilómetros cuadrados, 8 por ciento mayor, respecto al año anterior.

En la Cuenca de Sabinas, el estudio Ulúa-Gato tuvo un avance de 902 kilómetros cuadrados, y en Olmos Sur la adquisición sísmica fue de 247 kilómetros cuadrados, lo anterior originado por disponibilidad anticipada de equipo y permisos. En la Cuenca de Burgos se adquirieron 243 kilómetros cuadrados en el estudio Pandura Sur realizados bajo el esquema de Contratos de Obra Pública Financiada (COPF).

En el programa de incorporación de reservas se terminaron 45 pozos exploratorios.

Delimitación de yacimientos

Las actividades contenidas en el proceso de delimitación de yacimientos consideran las cuencas del sureste en los proyectos Campeche Oriente y Litoral de Tabasco Marino. A partir de 2007, la estrategia exploratoria retoma el programa de delimitación con el propósito de reclasificar reservas que permitan reducir el costo de descubrimiento y desarrollo, y disminuir la incertidumbre para la fase de desarrollo de campos.

Concluyó el pozo Maloob DL 3, productor de aceite con 4 752 barriles por día de 13.5°API. Este resultado contribuyó en forma importante a reclasificar un volumen de 93.9 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reserva probada, siendo el resultado más significativo de 2007.


64

En 2007, los resultados totales de las actividades de exploración y perforación de pozos arrojan la terminación de 659 pozos, tres más que el año anterior, de los cuales 610 fueron de desarrollo (550 terrestres y 60 marinos), y 49 de exploración. Con estos trabajos se obtuvo una producción incremental de 146.3 miles de barriles diarios de crudo y 285 millones de pies cúbicos diarios de gas; se descubrieron 16 campos, cuatro de crudo y 12 de gas y condensado.

La terminación de pozos exploratorios arrojó 24 pozos productores, nueve de crudo, 13 de gas seco, y dos de gas y condensados, con un éxito de 49 por ciento, 2.6 puntos porcentuales más que en 2006. El porcentaje de éxito corresponde únicamente a pozos que han incorporado reservas probadas, conforme a los lineamientos de la Comisión de Valores de los Estados Unidos de América.

Campos descubiertos y éxito comercial en 2007

Cuencas delSureste 5 campos

Burgos5 campos

Golfo de México Profundo

1 campo

40%

73%

Veracruz5 campos

41%

100%

16 campos descubiertos49% de éxito comercial


65

Por su parte, en pozos de desarrollo se alcanzó un éxito de 94 por ciento, 1.8 puntos porcentuales más que en el año previo, con 267 pozos de crudo y gas asociado, 302 de gas y condensado; además de dos pozos inyectores terminados y tres pozos correspondientes a proyectos especiales.

En 2007, se realizaron 2 357 intervenciones a pozos, 14.8 por ciento más que las efectuadas el año previo. Con estos trabajos se obtuvo una producción incremental promedio diaria de 223.9 miles de barriles diarios de crudo y 378 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.

En la terminación de pozos, por regiones, la norte contribuyó 73.5 por ciento del total de exploración y 80.3 por ciento de desarrollo, especialmente en el activo Burgos donde se terminaron 21 pozos de exploración y 304 de desarrollo y en Poza Rica-Altamira 168 de desarrollo. En la Región Sur se terminaron seis pozos exploratorios y 66 pozos de desarrollo; sobresalen los activos Cinco Presidentes con 28 pozos, Samaria-Luna con 20 y Bellota-Jujo con nueve. En la Marina Suroeste se terminaron cinco pozos de exploración y seis de desarrollo, mientras que en la Noreste fueron dos y 48 en el orden anterior.

69

53

38

2 55

49

6

36

Total Norte Sur Marina Noreste Marina Suroeste

Fuente: Pemex Exploración y Producción.

Pozos de exploración terminados por región

2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007


66

5.2 Producción y distribución de petróleo crudo

En 2007, la producción de petróleo crudo fue de 3 081.7 miles de barriles diarios, volumen menor en 5.3 por ciento respecto al año anterior. Este comportamiento resultó principalmente de la caída en la producción de crudo pesado de 198.3 miles de barriles diarios por la declinación natural mayor que la esperada y al avance del contacto agua-aceite que se presentó en el Activo Integral Cantarell, misma que no fue compensada con la mayor producción en Ku-Maloob-Zaap.

El crudo superligero observó un aumento de 10.1 por ciento, equivalente a 18.2 miles de barriles diarios, mientras que el ligero lo hizo en 6.2 miles de barriles diarios, 10.1 por ciento, respecto a 2006. Estas variaciones en la producción no compensaron la disminución en el volumen producido de crudo pesado.

587

485

38 1948

645

610

66

490

Total Norte Sur Marina Noreste Marina SuroesteFuente: Pemex Exploración y Producción.

Pozos de desarrollo terminados por región

2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007 2006 2007


67

Otros factores que influyeron en la caída de la producción total de crudo fueron el cierre de pozos por condiciones climatológicas adversas, como el paso del huracán Dean en agosto, y por la ejecución de los trabajos de libranza operativa realizados en las plataformas Akal C7 y C8.

Por regiones, la Marina Noreste continuó siendo la que más aporta a la producción total de crudo, con un volumen de 2 023.7 miles de barriles diarios, es decir 65.7 por ciento. En esta región resalta el Activo Integral Cantarell con 1 496.5 miles de barriles diarios.

• La producción del Activo Integral Cantarell, disminuyó 16.9 por ciento respecto a 2006, equivalente a 304.4 miles de barriles diarios. Por su parte, el activo Integral Ku-Maloob-Zaap superó su producción en 123.4 miles de barriles diarios, volumen 30.6 por ciento mayor al año previo.

La Región Marina Suroeste aportó 16.4 por ciento equivalente a 505.9 miles de barriles diarios, en donde sobresalen los campos Ixtal y Sinán por aumentos en su producción de 44.5 y 25.3 por ciento, respectivamente.

2 387.0 2 243.8

802.3 831.5 837.7

2 045.4

198.6 180.4 144.1

2005 2006 2007Fuente: Base de Datos Institucional.

Ligero

Pesado

3 333.3 3 255.6 3 081.7Superligero

Producción de crudo por tipo(miles de barriles diarios)


68

La Región Sur productora sobre todo de crudo ligero y superligero contribuyó 15.1 por ciento, al producir 465.2 miles de barriles diarios; aquí sobresalen los campos Samaria, Jujo, Iride y Puerto Ceiba quienes aportan 42 por ciento de la producción de la región.

Por su parte, la Región Norte contribuyó 2.8 por ciento del total con un volumen de 86.9 miles de barriles diarios.

Por tipo de crudo, el pesado constituyó la mayor parte de la producción total al aportar 2 045.4 miles de barriles diarios, equivalente a 66.4 por ciento, el crudo ligero con 837.7 miles de barriles diarios contribuyó 27.2 por ciento, y el crudo superligero con 198.6 miles de barriles diarios representó 6.4 por ciento.

La disponibilidad de petróleo crudo, naftas (gasolinas naturales) y condensados fue de 3 083.8 miles de barriles diarios, 5.4 por ciento menor respecto de 2006. Cabe destacar que en 2007 no se envió crudo a maquila por concluir el contrato con la refinería de Deer Park en Estados Unidos.

Al Sistema Nacional de Refinación se enviaron 1 230.9 miles de barriles diarios, 0.9 por ciento menos que el año anterior, equivalente a 39.9 por ciento del total disponible. La participación del crudo pesado en el volumen destinado a refinerías fue de 39.8 por ciento, 0.6 puntos por ciento menor.

A La Cangrejera se destinaron 125.5 miles de barriles diarios, 2.6 por ciento más que en 2006. El volumen entregado a este complejo petroquímico correspondió en especial a crudo ligero y superligero, que tuvieron una participación de 62.8 y 24.5 por ciento, respectivamente.

A terminales de exportación se destinaron 1 701.3 miles de barriles diarios, volumen 4.9 por ciento menor al registrado en 2006, lo que representó 55.2 por ciento de la disponibilidad. El volumen de crudo pesado enviado a terminales fue de 87.4 por ciento, en tanto que de crudo superligero fue de 10.2 por ciento y la diferencia de crudo ligero.


69

El movimiento de inventarios, el empaque y las diferencias estadísticas representaron 0.8 por ciento.

5.3 Producción y distribución de gas natural

La producción de gas natural alcanzó 6 058.5 millones de pies cúbicos diarios, con una variación positiva de 13.1 por ciento respecto al año previo, del total 56.9 por ciento fue gas asociado y la diferencia no asociado. Enmarcado en la tendencia ascendente en la producción de gas natural, que permitió alcanzar una serie de máximos sucesivos a lo largo del año, el 27 de octubre de 2007 se obtuvo el máximo histórico para un día con un volumen de 6 611.4 millones de pies cúbicos.

En 2007 todas las regiones aumentaron su producción, en especial las marinas y la Norte. En esta última destacan los activos Burgos, por la productividad de sus pozos; Veracruz por la variación positiva en su

producción; y Poza Rica-Altamira debido a la optimización de sus operaciones e infraestructura; en la Región Marina Noreste sobresale

2 954.1 3 090.0

1 863.92 266.1

2 613.0

3 445.4


Asociado

No asociado

4 818.05 356.1

6 058.5

Producción de gas natural por tipo(millones de pies cúbicos diarios)


70

Cantarell por el incremento en la producción de pozos con alta relación gas-aceite, y en la Marina Suroeste el activo Litoral de Tabasco.

La producción de gas asociado fue de 3 445.4 millones de pies cúbicos diarios lo que representó un aumento de 11.5 por ciento con relación al año anterior, debido en particular a la mayor producción de las regiones marinas, en especial de la Noreste.

La producción de gas asociado en el activo Cantarell fue de 944.9 millones de pies cúbicos diarios, 31.7 por ciento más que en 2006, mientras que en el activo Litoral de Tabasco fue de 448.4 millones de pies cúbicos diarios, 30.5 por ciento superior al año anterior.

Por su parte, la producción de gas no asociado alcanzó 2 613 millones de pies cúbicos diarios, 15.3 por ciento mayor con respecto al año precedente.

La Región Norte produjo 2 424.2 millones de pies cúbicos diarios, 92.8 por ciento del total de gas no asociado, donde sobresalen los activos Burgos y Veracruz que registraron una producción de 1 411.8 y 920.8 millones de pies cúbicos diarios, respectivamente. Esta región constituye un factor fundamental en el incremento de la producción, con una tasa de crecimiento anual de 13.6 por ciento en los últimos seis años.

Al cierre de 2007, mediante los Contratos de Obra Pública Financiada se alcanzó una producción de 189.4 millones de pies cúbicos diarios, cantidad que representó 13.4 por ciento de la producción total del Activo Integral Burgos.

La disponibilidad de gas natural, en 2007, ascendió a 7 211.1 millones de pies cúbicos diarios, 9.7 por ciento mayor a la del año previo. De la disponibilidad total 84 por ciento provino de la producción en campos y la diferencia de plantas de gas.


71

Pemex-Exploración y Producción consumió 785.3 millones de pies cúbicos diarios, 10.9 por ciento de la disponibilidad, en operación e inyección a yacimientos.

El envío a la atmósfera de gas natural fue de 546.9 millones de pies cúbicos diarios, volumen 102.2 por ciento superior al del año anterior, debido a problemas operativos y al mantenimiento de los equipos de compresión en plataformas, al incremento en el contenido de nitrógeno en la producción de la Región Marina Noreste, a las libranzas realizadas en la línea de Atasta a Ciudad Pemex-Nuevo Pemex y a la contingencia ocasionada por explosiones en dos gasoductos de Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Pemex-Gas y Petroquímica Básica recibió 5 620.9 millones de pies cúbicos diarios, lo que representó 77.9 por ciento de la disponibilidad.

La diferencia correspondió al encogimiento en compresión y transporte, al envío a Pemex-Refinación, al envío de CO2 a la atmósfera y su inyección a yacimientos y a diferencias estadísticas.

Durante 2007, Pemex-Exploración y Producción realizó diversas actividades para la comercialización e incorporación al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), del gas húmedo dulce proveniente del campo Nejo, del Activo Integral Burgos. En diciembre, incorporó la producción de gas natural del campo Tinta, a dicho sistema, mediante la celebración de un contrato de prestación de servicios de transporte con Pemex-Gas y Petroquímica Básica, el cual permite manejar este hidrocarburo bajo condiciones distintas a las establecidas en las Condiciones Generales de Transporte del SNG.

Con objeto de garantizar que la producción de gas natural, proveniente del desarrollo de los campos ubicados en los activos integrales Burgos y Veracruz fuera comercializada, Pemex-Exploración y Producción llevó a cabo las negociaciones correspondientes con Pemex-Gas y Petroquímica Básica para realizar las interconexiones al SNG en los puntos Nejo, Tinta, Papán y Mareógrafo. Los dos últimos, concluirán a principios de 2008.

En cumplimiento al Reglamento de Gas Natural, Pemex-Exploración y Producción gestiona ante la Comisión Reguladora de Energía, la


72

obtención de los permisos de transporte de gas natural para usos propios de las interconexiones La Isla y Tecominoacán 119, ubicadas en la Región Sur, las cuales suministrarán gas natural para el sistema artificial de producción de bombeo neumático de los campos en explotación.

5.4 Proceso del gas natural y líquidos del gas

El proceso de gas húmedo en plantas alcanzó 4 287.9 millones de pies cúbicos diarios, 3.3 por ciento mayor a 2006, debido principalmente a la mayor producción y oferta de gas húmedo dulce. De esta forma, el proceso de gas húmedo dulce fue de 1 125.5 millones de pies cúbicos diarios, 18.5 por ciento superior al año anterior, mientras que de gas húmedo amargo fue de 3 162.4 millones de pies cúbicos diarios, con una variación negativa de 1.3 por ciento.

La producción de gas seco fue de 3 546.4 millones de pies cúbicos diarios 3 por ciento superior a 2006, sobre todo por la mayor oferta de gas húmedo dulce. Sobresale el crecimiento de la producción en el Complejo Procesador de Gas Burgos que alcanzó 763.3 millones de pies cúbicos diarios, 24.8 por ciento más que el año anterior.

3 146.93 444.5 3 546.4

2005 2006 2007

Producción de gas seco(millones de pies cúbicos diarios)

Fuente: Base de Datos Institucial.


73

El endulzamiento de las corrientes amargas de gas húmedo y condensados en plantas de gas permitieron obtener 658.8 miles de toneladas de azufre, 7.4 por ciento menos que en 2006.

La producción de líquidos totales, integrados por etano, gas licuado, gasolinas naturales y otros productos, fue de 404.8 miles de barriles diarios, 7.2 por ciento menor a la de un año antes, por su parte, el proceso de condensados, de 78.8 miles de barriles diarios, disminuyó 21.8 por ciento debido a la reducción en el recibo de condensados por parte de Pemex-Exploración y Producción.

5.5 Producción de petrolíferos y gas licuado

Petróleos Mexicanos tiene la responsabilidad de elaborar productos de alta calidad a precios competitivos para garantizar el suministro de productos petrolíferos en el país, con las especificaciones de calidad que demande el mercado, y asegurar el cumplimiento de la normatividad ambiental y el suministro de gasolinas y diesel de ultra bajo azufre (UBA) en los próximos años. Para ello realiza la mejora continua de sus procesos de refinación, incorpora tecnologías de vanguardia y capacita en forma permanente a su personal.

Durante 2007, el volumen total de crudo procesado en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) fue de 1 269.8 miles de barriles diarios, 1.1 por ciento menor con respecto al año previo.

Tres de las seis refinerías mostraron incrementos, sobre todo Tula, con un volumen procesado 6 por ciento mayor al registrado en 2006. Le siguió en importancia Cadereyta con 1.5 por ciento y, en menor medida, Minatitlán con 0.9 por ciento. En cuanto a las refinerías de Madero, Salamanca y Salina Cruz disminuyeron su proceso 5.3, 4.5 y 6.4 por ciento, en el orden citado.

Los factores que explican la variación en el volumen procesado fueron el retraso en el desalojo de productos por condiciones climatológicas adversas; menor calidad del crudo recibido por alto contenido de sedimentos, agua, sal y metales pesados; problemas operativos en las


74

plantas primarias de las refinerías de Madero y Salina Cruz; altos inventarios de combustóleo y fallas de energía eléctrica en Minatitlán; por problemas de suministro de gas derivado de los ataques a los gasoductos y oleoductos en Salamanca.

Proceso de petróleo crudo por refinería (miles de barriles diarios)

Refinería 2005 2006 2007 Variación (%)

2007-2006

Total 1 284.4 1 284.2 1 269.8 -1.1

Cadereyta 194.6 207.2 210.2 1.5

Madero 141.9 149.3 141.4 -5.3

Minatitlán 162.6 168.6 170.1 0.9

Salamanca 197.0 196.4 187.6 -4.5

Salina Cruz 292.7 290.0 271.5 -6.4

Tula 295.6 272.7 288.9 6.0


En 2007, la producción total de petrolíferos y gas licuado fue de 1 511.3 miles de barriles diarios, 2.2 por ciento menor que la de 2006 principalmente por un menor proceso de crudo. Por grupo de productos, sólo el diesel y algunos del renglón de otros productos, observaron variaciones positivas con respecto a 2006.


75

La producción de gas licuado fue de 225.5 miles de barriles diarios, 6.3 por ciento menor con respecto a 2006. Esta variación provino de un descenso en el proceso de líquidos del gas y condensados, fundamentalmente por la reducción en la disponibilidad de gas húmedo amargo, entre otras causas por un alto contenido de nitrógeno, y a los desvíos de gas húmedo dulce a bombeo neumático, que impactó en forma negativa la producción de este hidrocarburo.

La elaboración de gasolinas automotrices fue de 451.8 miles de barriles diarios, volumen similar al de 2006. Cabe destacar, que a partir de

1 511.31 545.51 554.3


Elaboración de petrolíferos(miles de barriles diarios)

30.6 25.4

215.4 215.3 198.9

26.6


Refinerías

Plantas de gas

240.7 225.5

Producción de gas licuado por su origen(miles de barriles diarios)

246.0


76

septiembre de 2006 inició la producción de gasolina Pemex Premium de ultra bajo azufre.

La estrategia fue reducir gradualmente el contenido de azufre a 200 partes por millón (ppm) en julio y a 100 en agosto para alcanzar 30 ppm a finales del año.

En 2007, la producción de Pemex Premium UBA fue de 26.1 miles de barriles diarios y se produce en Salina Cruz, Cadereyta, Madero y Salamanca, y en menor proporción en Tula.

La producción de diesel fue de 334 mil barriles diarios, 1.8 por ciento superior a la de 2006. De Pemex Diesel se elaboraron 326.2 miles de barriles diarios, 2.5 por ciento arriba del obtenido el año anterior. La producción de turbosina fue de 66.3 miles de barriles diarios, cantidad 2.3 por ciento mayor a la de 2006, no obstante la decisión de producir preferentemente más diesel que este combustible.

En el caso del combustóleo, la producción se ha reducido de forma simultánea a la mejora de los rendimientos en las refinerías para la

412.0 413.7 425.7

35.0 38.2 26.1


Pemex Premium

Pemex Magna

448.6 451.8

Elaboración de gasolinas automotrices(miles de barriles diarios)

450.2


77

elaboración de destilados. De esta forma, en 2007, su nivel de producción muestra un descenso de 24.2 miles de barriles diarios si se compara con el volumen alcanzado en 2006.

En 2007, el rendimiento de gasolinas y diesel, a partir del crudo procesado, observó un incremento de 0.4 y 0.6 puntos porcentuales, respectivamente, con respecto al año previo; mientras que el del combustóleo 1.6 puntos porcentuales inferior. Este comportamiento se refleja en la obtención de productos de mayor valor agregado y calidad ecológica.

Por lo que respecta, al retorno de productos petrolíferos por maquila de crudo en el exterior sólo se recibieron en el mes de enero 26.4 miles de barriles diarios, lo que representó un promedio anual de 2.2 miles de barriles diarios, en virtud de que en 2007 no se renovó el contrato con la refinería de Deer Park, en Estados Unidos. Este retorno resultó del envío de crudo que se efectuó en diciembre de 2006.

5.6 Producción de petroquímicos

En 2007, la producción de petroquímicos alcanzó 11 756.1 miles de toneladas, cantidad 7.3 por ciento superior a la de 2006. Este volumen se integró por petroquímicos provenientes de Pemex-Petroquímica, 63.8 por ciento; de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, 26.7 por ciento; y de Pemex-Refinación, 9.5 por ciento.

La producción de petroquímicos básicos fue de 3 137.5 miles de toneladas, lo que representó un aumento de 3 por ciento con relación a 2006, y no incluye 3 273.3 miles de toneladas de gasolinas naturales (naftas) provenientes de los complejos procesadores de gas. El comportamiento a la alza de los petroquímicos básicos fue resultado de la incorporación de la producción de butanos y pentanos del Complejo Petroquímico La Cangrejera, del incremento de 10.1 por ciento en la producción de materia prima para negro de humo y de la disminución en la producción de etano de 5.8 por ciento.


78

La elaboración de petroquímicos desregulados por 8 618.6 miles de toneladas, representó un incremento de 8.9 por ciento respecto del año previo, debido principalmente a una mayor producción en todas las cadenas con excepción de la de derivados del etano.

En los derivados del metano la producción fue de 1 882.6 miles de toneladas superior en 31.1 por ciento respecto a 2006, debido a una mayor producción de amoniaco, destinada a la elaboración de urea, y de anhídrido carbónico, que compensó la disminución en la de metanol.

Los derivados del etano mostraron una reducción de su producción para ubicarse en 2 606.7 miles de toneladas, volumen 5.1 por ciento menor con relación a 2006. Este comportamiento fue resultado de variaciones en el suministro de etano, de mantenimiento en el Complejo Petroquímico Morelos y falta de etileno en el de Escolín que afecto la producción, en especial de etileno y óxido de etileno.

Los aromáticos y derivados registraron una producción de 1 337.6 miles de toneladas, que superó en 248.6 miles de toneladas, la del año anterior, debido principalmente a la incorporación de 253 mil toneladas de gasolina amorfa en el Complejo Petroquímico La Cangrejera.

En propileno y derivados destaca la reactivación de producción de acrilonitrilo en el Complejo Petroquímico Tula, lo que permitió alcanzar una producción de 391.7 miles de toneladas, y superar en 42.7 miles de toneladas la producción de 2006.


79

La elaboración de otros productos fue de 2 400 miles de toneladas 4.7 por ciento superior a la de 2006. Este comportamiento refleja, principalmente, la incorporación de la producción de nafta pesada de La Cangrejera, que compensó la reducción de 4.4 por ciento en la producción de azufre.

Producción de petroquímicos

(miles de toneladas)

Producto 2005 2006 2007 Variación (%)

2007-2006

Total 10 603.5 10 960.6 11 756.1 7.3

Básicos 3 091.7 3 046.6 3 137.5 3.0

Desregulados 7 511.8 7 914.0 8 618.6 8.9

Derivados del metano 1 267.9 1 435.7 1 882.6 31.1 Derivados del etano 2 440.0 2 747.7 2 606.7 -5.1 Aromáticos y derivados 1 187.3 1 089.0 1 337.6 22.8 Propileno y derivados 462.0 349.0 391.7 12.2 Otros 2 154.5 2 292.6 2 400.0 4.7



81

6. Atención al mercado

Petróleos Mexicanos tiene la misión de abastecer la demanda nacional de productos derivados de los hidrocarburos, que abarcan los combustibles para el sector transporte, gasolinas, diesel y turbosina; los combustibles industriales, gas seco y combustóleo; productos no energéticos como lubricantes, parafinas y solventes; y productos petroquímicos básicos y desregulados.

6.1 Mercado nacional

En los últimos diez años, la demanda nacional de hidrocarburos muestra cambios significativos en su composición y al igual que en otros países el consumo se orienta en su mayor parte a gasolinas automotrices, diesel y gas natural. Por su parte, el consumo de productos pesados, como el combustóleo, ha disminuido en forma importante debido a que en la actualidad se sustituye en muchos usos por gas natural.

Entre 1998 y 2007 la demanda de gasolinas aumentó 48.3 por ciento, la de diesel 29.8 por ciento y la de gas natural 72 por ciento, en tanto que el consumo de gas licuado muestra un menor crecimiento de sólo 4.6 por ciento y el del combustóleo una reducción de 47.5 por ciento.

En este contexto, la estructura de la demanda de productos petrolíferos ha cambiado en forma significativa, ya que los combustibles para el sector transporte que en 1998 representaban 50.1 por ciento del total de la demanda, en 2007 constituyeron 65.7 por ciento, siendo las gasolinas automotrices las de mayor crecimiento promedio.


82

La evolución de las gasolinas muestra un crecimiento importante dentro de los combustibles utilizados para el transporte de personas y mercancías. En los últimos diez años la participación de las gasolinas automotrices en este sector pasó de 62 por ciento en 1998 (511.6 miles de barriles diarios) a 63.7 por ciento (760.2 miles de barriles diarios) en 2007.

También destaca el dinamismo observado en la demanda de gas licuado para carburación de vehículos al pasar de 12.8 miles de barriles diarios en 1998 a un estimado de 35 miles de barriles diarios en 2007, lo que arroja una tasa media de crecimiento anual de 11.8 por ciento para el periodo. Sin embargo, la tendencia mostrada en la demanda de este combustible tiende a revertirse, en virtud de la introducción de nuevas tecnologías en el transporte, que hacen menos atractivo su consumo por el diferencial de precios frente a otros combustibles.

1998 2002 2007


3.7 3.716.7 17.6

50.154.3

29.5 24.4

5.6

14.6

65.7

14.1

1/ Gasolinas automotrices, Pemex Diesel, diesel marino, turbosina, gas licuado para transporte y combustóleo para embarcaciones.

1/

Combustóleo

Gas licuado

Combustibles paraTransporte

Otros

Estructura de la demanda de petrolíferos(por ciento)


83

El dinamismo de la demanda de combustibles para el transporte de personas y mercancías, obedece al aumento en las ventas de vehículos automotores y en los ingresos per cápita.

En 2007, el consumo de hidrocarburos ascendió a 1 815.3 miles de barriles diarios de petrolíferos y gas licuado, y 3 076.1 millones de pies cúbicos diarios de gas natural y 4 040.9 miles de toneladas anuales de productos petroquímicos.

Ventas de petrolíferos y gas licuado

En la actualidad satisfacer la demanda de petrolíferos representa un reto de enormes proporciones, debido al comportamiento reciente en el consumo de estos productos, en especial de gasolinas automotrices y de diesel, que ha evolucionado por arriba de niveles históricos y se ha hecho más exigente como resultado de una estricta normatividad ambiental y de cambios tecnológicos en la industria automotriz.

1998 2002 2007

(porciento)

Fuente: Base de Datos Institucional.1/ Gas licuado para transporte y combustóleo para embarcaciones.

1/

Gasolinas automotrices

Diesel

TurbosinaOtros 1.9 4.6

6.6 5.9

62.0 62.7

3.05.7

63.7

29.5 26.8 27.6

Estructura de la demanda de petrolíferos para transporte


84

Por otra parte, el proceso en las refinerías del SNR opera en niveles cercanos al máximo de su capacidad y la infraestructura de almacenamiento, transporte y distribución está saturada en algunos puntos críticos, lo que presiona la capacidad de abasto de las regiones cuyo consumo crece por arriba del promedio nacional, como es el centro del país.

Ante estas circunstancias y para estar en condiciones de satisfacer la demanda de petrolíferos, Petróleos Mexicanos ha acudido, en los últimos años, a la importación de volúmenes cada vez mayores de productos, especialmente de gasolinas automotrices.

La demanda interna de productos petrolíferos y gas licuado fue 3 por ciento mayor que el año previo y semejante al crecimiento de la economía, con ventas mayores en los principales productos, con excepción de la gasolina Pemex Premium y de diesel.

Los ingresos obtenidos por la venta total de petrolíferos y gas licuado ascendieron a 473 571.3 millones de pesos, 5.1 por ciento más en términos reales respecto al año previo. De los ingresos totales, 52.2 por ciento provino de las ventas de gasolinas automotrices, 20.5 por ciento de diesel, 11.5 por ciento de gas licuado, 9 por ciento de combustóleo y la diferencia por otros productos.

El volumen de las ventas de gasolinas automotrices fue de 760.2 miles de barriles diarios, con un crecimiento de 5.8 por ciento (41.4 miles de barriles diarios). Este comportamiento se debe al crecimiento sostenido del parque vehicular, que en diciembre de 2007 alcanzó 17 millones de automóviles, 3.9 por ciento más que en la misma fecha de 2006, de acuerdo a cifras del Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática (INEGI), a causa de la importación de autos usados y a las facilidades de crédito que se han otorgado en México para la compra de vehículos nuevos.


85

El valor de las gasolinas automotrices fue de 247 338.4 millones de pesos, 7.3 por ciento más en términos reales que los obtenidos el año anterior, debido principalmente al mayor volumen vendido, ya que su precio registró un aumento similar al de la inflación.

La demanda de gasolina Pemex Magna promedió 658.9 miles de barriles diarios con un incremento de 9.5 por ciento respecto de 2006; mientras que en Pemex Premium se observaron ventas de 101.3 miles de barriles diarios, 12.9 por ciento menor al año previo; esta disminución obedeció a su encarecimiento relativo respecto a la gasolina Pemex Magna, con un diferencial de precios al público que en diciembre de 2007 alcanzó 1.72 pesos por litro frente a 1.55 pesos en diciembre de 2006.

• Por zona, en el Valle de México se distribuyó un promedio de 128.7 miles de barriles de gasolinas para automotores; en la Frontera Norte 72.3 miles de barriles, en Guadalajara 46.1, en Monterrey 33.3 y en el resto del país 479.8 miles de barriles diarios.

0.50

0.75

1.00

1.25

1.50

2005 2006 200713

14

15

16

17

18

Fuente: INEGI. Asociación Mexicana de la Industria Automotriz, A.C. Base de Datos Institucional.

671.3718.1

760.2

Ventas(millones)

Parque(millones)

Venta de automoviles nuevos.Parque vehicular, automóviles.

Ventas de gasolinas automotrices(miles de barriles diarios)


86

Con objeto de reducir la emisión de contaminantes de los vehículos, Petróleos Mexicanos continuó la distribución en todo el país de la gasolina Premium UBA con 30 partes por millón (ppm) de azufre y en la frontera norte de Diesel UBA de 15 ppm. Estos combustibles permiten el uso de nuevas tecnologías vehiculares de baja emisión.

De diesel se comercializaron 358.4 miles de barriles diarios, 3.9 por ciento mayor al año anterior, en donde el Pemex Diesel representó 87.8 por ciento del volumen vendido. Los ingresos derivados de la venta de diesel fueron de 96 920.1 millones de pesos, 5.5 por ciento más en términos reales que el año previo.

La demanda de Pemex Diesel aumentó 5.6 por ciento, al pasar de 297.9 a 314.5 miles de barriles diarios, debido al crecimiento de los sectores transporte y comercial calculado por el INEGI en 8.1 y 2.3 por ciento, respectivamente; a la incorporación de flotillas de vehículos comerciales e industriales, así como a las medidas instrumentadas para combatir el mercado ilícito de combustibles.

• En el Valle de México y la frontera norte se distribuyó Pemex Diesel en volúmenes semejantes cada uno de 9.9 por ciento del total, en Guadalajara 6.4, en Monterrey 3.3 y en el resto del país 70.5 por ciento.

En la turbosina se observa un volumen vendido de 67.9 miles de barriles diarios, 10.9 por ciento mayor al año anterior, como resultado del incremento del transporte de pasajeros por vía aérea y de la apertura de nuevas rutas por parte de las aerolíneas de bajo costo, con una mayor demanda en los aeropuertos de México, Cancún, Guadalajara, Monterrey, Tijuana y Toluca.

El valor de ventas alcanzó 23 369.3 millones de pesos con un crecimiento de 18.9 por ciento en términos reales debido al aumento en el precio de referencia de este combustible y en el volumen comercializado.

En 2007, la demanda de combustóleo registró una contracción de 2.6 por ciento con respecto a 2006, a causa del menor consumo de la Comisión


87

Federal de Electricidad (CFE), y por la pérdida de competitividad del precio del combustóleo pesado en comparación con el precio del gas natural.

El valor de las ventas totales de combustóleo ascendió a 42 395.7 millones de pesos, con una disminución real de 5.8 por ciento respecto a 2006, el volumen comercializado fue de 256.9 miles de barriles diarios.

La demanda de otros petrolíferos creció 4.4 por ciento al ubicarse en 70.7 miles de barriles diarios. En los ingresos, equivalentes a 8 796.6 millones de pesos, se observó una variación positiva de 1.8 por ciento en términos reales con relación a 2006; de las ventas de asfaltos provinieron 69.4 por ciento de los recursos, el resto correspondió a lubricantes, parafinas y coque.

Las ventas de gas licuado ascendieron a 300.5 miles de barriles diarios, 1.6 por ciento menos que en 2006, debido a la sustitución de este hidrocarburo por gas natural en el sector residencial, aunque este fenómeno se ha dado a un ritmo más lento que el previsto. El ingreso obtenido por gas licuado fue de 54 456.5 millones de pesos, 0.6 por ciento menor en términos reales al de 2006.

Ventas de gas natural

La demanda interna de gas natural aumentó 4.1 por ciento al promediar 3 076.1 millones de pies cúbicos diarios, debido al crecimiento de 9.3 por ciento en el consumo del sector eléctrico paraestatal. Esta situación obedece al aumento en la demanda del sector eléctrico, en especial por la entrada en operación de ocho plantas de turbogas por parte de Luz y Fuerza del Centro; y por el incremento en los precios del combustóleo, aspecto por el cual algunos clientes industriales con capacidad para intercambiar combustibles, aumentaron 2.2 por ciento sus consumos de gas natural.


88

Los ingresos por ventas de gas natural fueron de 78 933.2 millones de pesos, 0.7 por ciento mayores en términos reales que en 2006.

Precios al Público

En cumplimiento del decreto emitido por el Ejecutivo Federal, el 27 de septiembre de 2007, para aminorar el impacto de los precios internacionales de insumos en el mercado interno, a partir de esa fecha se suspendió la aplicación del mecanismo de actualización periódica y aumento de precio de la gasolina Pemex Magna, diesel y gas licuado del petróleo. Por lo que los precios de septiembre se mantuvieron vigentes hasta el 31 de diciembre de 2007.

Ventas de petroquímicos básicos y desregulados

Las ventas internas de productos petroquímicos alcanzaron 4 040.9 miles de toneladas, superior en 4.4 por ciento respecto al año anterior. El total

139.2 133.1 139.0

444.6 549.0 530.7

1 155.9 1 185.41 072.9

975.8

1 221.01 117.2


Eléctrico estatal

Eléctrico privado

Industrial-distribuidoras

Autogeneración

2 632.42 955.2 3 076.1

Estructura de la demanda de gas natural por sectores(millones de pies cúbicos diarios)


89

de las ventas se integró por 465.8 miles de toneladas de petroquímicos básicos y 3 575.2 miles de toneladas de desregulados.

El mejor desempeño de la comercialización se explica por el incremento en la demanda nacional de amoniaco para aplicación directa y también por la reactivación de la producción de urea en el país.

El monto de los ingresos por venta de productos petroquímicos ascendió a 25 969.7 millones de pesos, 1.3 por ciento mayor en términos reales al obtenido en 2006.

En lo que respecta a petroquímicos básicos, los ingresos fueron de 1 716.3 millones de pesos, y en los petroquímicos desregulados de 24 253.4 millones. Ambos mostraron variaciones positivas de 10.8 por ciento y 0.7 por ciento, en términos reales respecto a 2006, en el orden mencionado.

A partir de abril inició una tendencia ascendente de los precios, como consecuencia del nivel que han alcanzado las cotizaciones del petróleo crudo, que impactó particularmente a los derivados aromáticos.

La comercialización de los petroquímicos desregulados está, en su mayor parte, a cargo de Pemex-Petroquímica; a Pemex-Refinación le corresponde la venta de isopropanol, propileno y anhídrido carbónico; y a Pemex-Gas y Petroquímica Básica, azufre, solvente de absorción y petróleo incoloro. La venta de petroquímicos básicos (propano, butano, pentanos, hexano, heptano y materia prima para negro de humo) la efectúa Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

El monto de las ventas de petroquímicos por parte de Pemex-Petroquímica ascendió a 21 424.2 millones de pesos, 82.5 por ciento del total. Las ventas por cadenas de este organismo subsidiario se presentan a continuación:

Derivados del metano. En 2007, los ingresos ascendieron a 3 124.9 millones de pesos, 11.9 por ciento superiores en términos reales a 2006, mientras que las ventas fueron de 1 023.3 miles de


90

toneladas, con una variación positiva de 22 por ciento respecto al año previo. El volumen del amoniaco comercializado en el país, que creció en 19 por ciento, fue favorecido por el incremento en la demanda nacional de este compuesto para su aplicación directa como fertilizante y también por la reactivación de la producción de urea en el país. Esta cadena se benefició de las limitaciones en la oferta internacional de amoniaco y metanol, lo que permitió obtener mejores resultados con respecto al año anterior.

Derivados del etano. Se vendieron 1 075.9 miles de toneladas, 0.9 por ciento mayores respecto de 2006 debido al incremento en la comercialización de glicoles etilénicos, polietileno de baja densidad y de cloruro de vinilo, principalmente. Los recursos obtenidos de los derivados del etano crecieron 0.5 por ciento en términos reales al alcanzar 11 742.2 millones de pesos. Los polietilenos totalizaron ventas por 447.4 miles de toneladas y un monto de 6 342.7 millones de pesos, 4.5 por ciento mayor en términos reales a 2006. El mercado de los polietilenos y del óxido de etileno reflejaron buenos precios y márgenes durante el año.

Propileno y derivados. Las ventas se ubicaron en 29.9 miles de toneladas, casi únicamente de propileno, con una disminución de 0.1 por ciento respecto de 2006. El valor de estas operaciones fue de 346.8 millones de pesos, 1.8 por ciento inferior en términos reales al año previo. Destaca el reinicio de la comercialización de acrilonitrilo que se dio con márgenes razonables y fue orientada en su totalidad al mercado nacional.

Aromáticos y derivados. Se vendieron 476.1 miles de toneladas, 2.7 por ciento menor en comparación a 2006. Los ingresos por la comercialización de estos productos ascendieron a 5 898.5 millones de pesos, principalmente de paraxileno, estireno y tolueno. Este monto fue 2.7 por ciento menor al del año anterior, en términos reales. En especial el tolueno y los xilenos observaron una disminución en sus ventas como consecuencia del alto costo de su materia prima y la reducción de los precios de venta de sus productos derivados.


91

Otros productos. Se comercializaron 78.8 miles de toneladas, 22.8 por ciento mayores a 2006, debido principalmente a las ventas de ácido muriático y gasnafta. Los ingresos alcanzaron el valor de 311.8 millones de pesos, 11.7 por ciento más en términos reales a 2006.

6.2 Transporte y distribución

Las actividades de transporte y distribución ocupan una parte estratégica de la cadena de valor de la industria petrolera, ya que abastecen de materias primas al Sistema Nacional de Refinación y a los complejos procesadores de gas y petroquímicos, para después ser entregados a los distribuidores y clientes finales.

Durante 2007, en el área de refinación se transportaron 77 937.8 millones de toneladas-kilómetro de crudo y de productos petrolíferos. El movimiento de productos se realizó en su mayor parte por ducto y por vía marítima, 60 y 33.4 por ciento del total, respectivamente, el resto se hizo por autotanque y carrotanque.

El volumen total de productos transportado disminuyó 3.9 por ciento con respecto a 2006, principalmente el que se efectúo por vía marítima; sólo el movimiento por autotanque observó un aumento de 20.7 por ciento.

Movimientos de productos petrolíferos por medio de transporte, 2006-2007

(millones de toneladas-kilómetro) 2006 2007 Var. (%) Total 81 060.7 77 937.8 -3.9

Ductos 46 979.6 46 745.5 -0.5 Buquetanque 29 636.4 26 043.9 -12.1 Autotanque 3 669.6 4 429.8 20.7 Carrotanque 775.1 718.6 -7.3

Fuente: Pemex-Refinación

El transporte de productos por buquetanque fue 12.1 por ciento menor al efectuado un año antes, debido a limitaciones en infraestructura,


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mantenimiento a tres buquetanques, condiciones climatológicas adversas y retraso en la contratación de buquetanques. Estos aspectos afectaron el movimiento de diesel y gasolinas con reducciones en el volumen transportado de 5.1 y 2 por ciento, en el orden citado. Por lo que concierne al movimiento de crudo, la baja fue de 3.1 por ciento, por la puesta en marcha de la nueva estación de bombeo en Mazumiapan.

El trasporte marítimo es el medio de abasto más importante en los litorales del Pacífico y Golfo de México. La flota petrolera de Pemex-Refinación se apega a las regulaciones nacionales e internacionales en materia de seguridad y protección al medio ambiente marino. México forma parte de la Organización Marítima Internacional (OMI), y cumple cabalmente con los lineamientos emitidos por dicha entidad.

Durante 2007, Pemex-Refinación operó con tres barcos propios, 14 buques fletados y cuatro buques arrendados a casco desnudo. Cabe señalar que 13 buques están en proceso de desincorporación y fuera de servicio por la regla 13 G de MARPOL.7

El envío de productos por autotanque aumentó 20.7 por ciento en 2007, por los apoyos otorgados a los estados del norte del país con productos nacionales para compensar la disminución de importaciones en los primeros meses del año; por el incremento de 14 por ciento en el transporte de turbosina, por los mantenimientos a las refinerías de Tula y Madero y por los problemas de recibos de gasolinas naturales (naftas) en el CPQ La Cangrejera.

El movimiento de productos por carrotanque disminuyó 7.3 por ciento por una baja en el transporte de combustóleo de 16 por ciento, ocasionada por la falta de contrato con las compañías ferroviarias. Esta situación se vio compensada en parte por el aumento de 7 por ciento en el transporte de diesel y a la entrada en vigor de la NOM-086 en la zona fronteriza del 7 Extiende la normatividad a buques de tamaño inferior a 5 000 toneladas de peso muerto; equipara a buques petroleros de crudo que lleven productos como combustible pesado, aceites lubricantes, etc; adelanta las fechas de prohibición para la navegación de barcos de casco sencillo; establece las inspecciones especiales para la verificación del estado de los buques. Esta regla no afecta a los buques petroleros de doble casco que cumplan MARPOL.


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norte del país, provocando excedentes de diesel en la refinería de Cadereyta.

En 2007, Pemex-Gas y Petroquímica Básica observó un crecimiento considerable en el volumen transportado de gas natural. El 3 de octubre registró un volumen máximo de 4 800 millones de pies cúbicos, cantidad 93.4 por ciento de la capacidad total de transporte que el organismo subsidiario tiene registrada ante la Comisión Reguladora de Energía (5 140 millones de pies cúbicos diarios).

En 2007, las inyecciones de gas natural a ductos promediaron 4 421 millones de pies cúbicos diarios, lo que significó un incremento de 385 millones respecto de 2006. El aumento se registró en el gas directo de campos. De gas licuado se transportaron 189.5 miles de barriles diarios en promedio; cifra 4.5 por ciento menos que en 2006, debido a la contracción de la demanda de este combustible durante el año.

6.3 Modernización del proceso comercial

La actividad comercial de Petróleos Mexicanos se encuentra en proceso de modernización. El objetivo es mejorar la calidad del servicio al público y dar certidumbre en la comercialización de combustibles industriales y petroquímicos.

En el área de refinación, la red de estaciones de servicio para la venta al público de combustibles automotrices ha crecido de forma constante y cuenta con instalaciones más modernas y diversificadas. Al cierre de 2007, había 7 940 estaciones de servicio en operación, 386 más que un año antes, lo que representó un crecimiento de 5.1 por ciento. Esta variación se dio principalmente en los estados de Jalisco, Tamaulipas y México con 31.6 por ciento de las nuevas estaciones.

La totalidad de las estaciones operaron bajo el esquema de franquicias, de las cuales 98.6 por ciento son de tres estrellas, porcentaje similar al año anterior, además de que continuó el otorgamiento de la distinción Pemex Cualli a estaciones de servicio, con lo cual se ofrecen beneficios adicionales para los franquiciatarios y el consumidor final,


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entre los que destaca el cumplimiento de la norma NOM-005-SCFI-2005 relativa a los sistemas para la medición y despacho de gasolina.

La estrategia comercial utilizada en el mercado de gas natural ha consistido en el establecimiento de contratos de suministro y transporte de largo plazo.

En Pemex-Petroquímica continuó la operación de los Centros Embarcadores Autorizados (CEA), que complementan a los centros embarcadores de la empresa. Los CEA permiten disponer de puntos de venta en las zonas de mayor demanda, así como de alternativas para el almacenamiento de petroquímicos en territorio nacional; proporcionando una alternativa competitiva de suministro a los clientes, y sustentabilidad operativa a las nuevas y existentes plantas de productos.

6.4 Combate al mercado ilícito de combustibles

Al cierre de 2007 se identificaron y eliminaron un total de 323 tomas clandestinas en la industria petrolera nacional, 296 en ductos de Pemex-Refinación, 17 en ductos de Pemex-Exploración y Producción y diez en Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Del total de tomas, clandestinas identificadas en ductos de Pemex-Refinación, 150 se encontraron en oleoductos, siendo la primera vez que los ilícitos cometidos en ductos de este tipo son mayores a los realizados en poliductos y combustoleoductos. Esto evidencia las adecuaciones que los grupos delictivos realizan en respuesta a los controles implantados por Pemex-Refinación en la cadena de distribución de gasolina y diesel.


95

En 2007, el número de tomas clandestinas identificadas y eliminadas fue 46.8 por ciento mayor a 2006, resultado de las acciones que lleva a cabo Petróleos Mexicanos para ubicar las tomas con mayor rapidez, reduciendo el tiempo de exposición al robo.

Para Pemex-Refinación, el escenario actual del mercado ilícito de combustibles muestra que mantiene su presencia de manera preponderante en el estado de Veracruz, en donde se ubicaron y desmantelaron 154 tomas clandestinas, lo que representó 52 por ciento del total. Los estados que le siguen en cantidad de tomas clandestinas son Puebla (22), Coahuila (17), Chihuahua (16) y el Estado de México (16), y en otros 13 estados de la república. Las tomas clandestinas identificadas y eliminadas en los primeros cinco estados representaron 70 por ciento del total.

Asimismo, se efectuaron 280 visitas a estaciones de servicio del Distrito Federal y Estado de México bajo la figura de consumidor simulado de las

129 134

5

70

110

171 6 10

146 150

2005 2006 2007Pemex Refinación. Poliductos y combustoleoductos.Pemex Refinación. Oleoductos.Pemex Exploración yProducción.Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Tomas clandestinas en Petróleos Mexicanos

Fuente: Pemex Refinación.


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cuales 77, equivalentes a 28.1 por ciento, incumplieron con la norma NOM-005-SCFI-2005 relativa a los litros cortos.

Productos recuperados en 2007

Producto Litros Por ciento Total 3 465 846 100.0

Condensado 1 782 600 51.4 Crudo 645 420 18.6 Pemex Magna 619 768 17.9 Pemex Premium 11 219 0.3 Pemex Diesel 278 219 8.0 Combustóleo 43 700 1.3 Turbosina 44 140 1.3 Contaminado 40 780 1.2

Fuente: Pemex-Refinación

Con objeto de contener el crecimiento de los grupos delictivos siguen realizándose reuniones con servidores públicos que participan en los gabinetes de seguridad de los estados de Veracruz, Chihuahua, Coahuila y Morelos, y en cada uno se ha establecido la Mesa Interinstitucional de Combate al Mercado Ilícito de Combustibles, en donde se acuerdan acciones conjuntas tendientes a frenar la acción de los grupos delictivos.

Petróleos Mexicanos, durante 2007, continuó trabajando en las ocho iniciativas que se desprenden del Programa de Combate al Mercado Ilícito de Combustibles. En el ámbito de estas iniciativas se obtuvieron los siguientes avances y resultados.

Se equiparon con sistemas de rastreo satelital 1 216 autotanques, quedando sólo 38 vehículos pendientes.

Se instalaron 1 116 cámaras de circuito cerrado de televisión en lugares estratégicos de 31 terminales de almacenamiento y reparto.

Conforme a Sistemas de Medición y Control de Operaciones en Terminales (SIMCOT), se cuenta con 66 terminales equipadas básicamente para la expedición automática de facturas por cada autotanque que se despacha.


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Se cuenta con 58 patines de medición, en 61 puntos de transferencia de custodia identificados.

Se contrataron los servicios para inspeccionar más de 1 600 kilómetros de ductos, para detectar pérdidas de espesor y la posible ubicación de una toma clandestina mediante la excavación correspondiente, en las zonas Sur y Centro del país.

Continuó la documentación de los paquetes de especificaciones y bases de licitación para los contratos de siete poliductos relativos al Sistema de Control y Adquisición de Datos (SCADA).

A través de 24 laboratorios móviles se efectuaron 12 658 inspecciones a estaciones de servicio, y se detectaron 37 con producto fuera de especificación.

Del universo total de estaciones de servicio, 5 408 cuentan con el distintivo Cualli en operación, mediante el cual se obligan a transmitir información sobre los volúmenes de producto recibido y vendido.

Por otra parte, se capacitó a personal de seguridad pública de la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente, Secretaría de la Defensa Nacional, Protección Civil y Policía Federal Preventiva, en materia de identificación de producto, riesgos y medidas de seguridad en el manejo y transporte ilícito de combustibles.

Con el propósito de combatir de raíz a los grupos delictivos y en el marco del replanteamiento de la estrategia de combate al mercado ilícito de combustibles, se desarrollaron algunas propuestas para modificar el marco penal federal, las cuales serán presentadas al Poder Legislativo para su consideración y en su caso promoción.

6.5 Comercio internacional

El precio de la mezcla del crudo mexicano de exportación siguió el comportamiento ascendente que presentaron los crudos marcadores internacionales a lo largo del año para alcanzar 79.46 dólares por barril en diciembre, 59.7 por ciento por encima del precio que se registró


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12 meses antes. El precio promedio en 2007 fue de 61.63 dólares por barril.

Los diferentes crudos de exportación presentaron un comportamiento similar al de la mezcla, con precios promedio de 60.37 dólares por barril para el crudo Maya, 69.92 dólares para el Istmo y 70.89 dólares para el Olmeca.

El crudo Maya, el más pesado (22°API), fue el que presentó la variación más significativa en su precio. La cotización del Maya en diciembre de 2007 fue 62.8 por ciento superior al del mismo mes de 2006, mientras que el Istmo y el Olmeca (de 33.6 y 39.3°API respectivamente) tuvieron un incremento de precio de 55.2 por ciento y 50.9 por ciento, en el orden citado.

En 2007, el saldo de la balanza comercial de Petróleos Mexicanos ascendió a 25 645.4 millones de dólares, 6.3 por ciento menor al obtenido el año previo. Por exportación de productos ingresaron al país 42 583.7 millones de dólares, mientras que el monto de las importaciones fue de 16 938.3 millones de dólares. La disminución en el saldo se debió principalmente al incremento en el volumen y precio de las importaciones de petrolíferos que no alcanzó a ser compensado por el mayor precio de venta del petróleo crudo.

Por exportación de petróleo crudo ingresaron al país 37 932.3 millones de dólares, 9.3 por ciento superior a lo que se obtuvo en 2006. Esta variación resultó de un aumento en el precio de venta de la mezcla mexicana de 16.2 por ciento respecto al promedio del año anterior, en concordancia a los precios registrados en los crudos marcadores, y de una disminución en el volumen de 5.9 por ciento, en especial de los crudos Istmo y Olmeca. De esta forma se exportaron 1 686.2 miles de barriles diarios de los cuales 87.3 por ciento fueron de crudo Maya.


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Por destino geográfico, en Estados Unidos se colocó 80.1 por ciento de las exportaciones de crudo. Europa recibió 9.7 por ciento, en especial España, Portugal y Reino Unido; 8.1 por ciento el resto de América, sobre todo Antillas Holandesas, Canadá y República Dominicana; y 2.1 por ciento a India, en el continente asiático.

Las inversiones realizadas para desarrollar los campos de gas natural permitieron mejorar la balanza de este combustible, lo que se reflejó en una reducción del volumen y valor de las importaciones, que se ubicaron, en flujo de efectivo, en 995.7 millones de dólares (12.2 por ciento menos que en 2006). Las exportaciones de este combustible en 2007, en flujo de efectivo, fueron de 350.5 millones de dólares, casi cinco veces las registradas el año previo. En consecuencia, la balanza comercial de este hidrocarburo presentó un déficit de 645.1 millones de dólares, 417.5 millones menos que el año previo.

La importación de gas natural fue de 385.6 millones de pies cúbicos diarios, lo que representó una disminución de 14.5 por ciento con relación a 2006, debido a que el crecimiento de la producción nacional

Exportaciones de crudo por destino geográfico(miles de barriles diarios)

2006 2007Estados Unidos Otros América Europa Asia Total


1 792.71 686.2

80.4% 80.1%

8.3% 8.1%9.7%9.5% 2.1%

1.8%

9.7%


100

superó al de la demanda. Las importaciones representaron 6.4 por ciento de la producción, 2 puntos porcentuales menos que en 2006 y 12.5 por ciento de las ventas internas (2.8 puntos menos que el año anterior).

Comercio internacional, 2005-2007

2005 2006 2007

Valor (Millones de dólares) Saldo 22 339.1 27 380.3 25 645.4 Exportaciones 31 702.6 38 671.9 42 583.7

Petróleo crudo 28 329.4 34 706.8 37 932.3 Gas natural 78.9 71.8 350.5 Condensados 40.4 23.7 0.0 Petrolíferos 2 951.0 3 570.8 4 059.0 Petroquímicos 302.9 298.7 241.9

Importaciones 9 363.5 11 291.6 16 938.3 Gas natural 1 397.9 1 134.5 995.7 Petrolíferos 7 858.7 10 028.8 15 797.6 Petroquímicos 106.8 128.2 145.0

Volumen (Miles de barriles diarios) Exportaciones

Petróleo crudo 1 817.1 1 792.7 1 686.2 Gas natural (MMpcd) 23.9 32.7 138.7 Condensados 2.2 1.1 0.0 Petrolíferos 184.9 186.9 179.7 Petroquímicos (Mt) 867.2 817.5 692.3

Importaciones Gas natural (MMpcd) 480.4 450.9 385.6 Petrolíferos 333.7 368.9 494.7 Petroquímicos (Mt) 238.6 253.8 270.0

Nota: Las sumas pueden no coincidir por redondeo. Fuente: Base de Datos Institucional.

La balanza comercial de productos petrolíferos tuvo un saldo negativo de 11 738.6 millones de dólares. El valor de las transacciones de estos productos estuvo fuertemente afectado por el incremento de su precio en


101

el ámbito internacional, en correspondencia con el comportamiento de los precios del petróleo crudo, y de una mayor cantidad de compras al exterior, debido a que el aumento de la demanda interna no alcanzó a ser cubierto con producción nacional, y a que se dejó de recibir el retorno de productos por maquila.

En 2007 se importaron 494.7 miles barriles diarios de productos petrolíferos y gas licuado, 34.1 por ciento más que en el año inmediato anterior, en especial de gasolinas automotrices y sus componentes, diesel y gas licuado. El valor de las importaciones ascendió a 15 797.6 millones de dólares, 57.5 por ciento superior a 2006.

La importación de gasolinas automotrices por 296.1 miles de barriles diarios, siguió la tendencia creciente presentada en los últimos años. El volumen importado en 2007 fue 47.6 por ciento mayor al de 2006. Esta variación se obtiene considerando la importación directa de este combustible, ya que no se incluye el retorno por maquila de 63.4 miles de barriles diarios de gasolinas de 2006. De esta forma, el ingreso de gasolinas al país mostró un crecimiento de 12.9 por ciento.

60.2 63.4

163.5200.6 296.1

2.0

2005 2006 2007

Ingreso de gasolinas al país1/

(miles de barriles diarios)

Fuente: Base de Datos Institucional.1/ No incluye componentes.

Importación

Maquila

223.7

264.0298.1


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Este comportamiento se debió al aumento de la demanda interna, mientras que la producción nacional se mantuvo sin cambios significativos. Así, las importaciones representaron 65.5 por ciento de la producción de gasolinas, 6.7 puntos porcentuales más que el año previo, incluida la maquila. En cuanto a la demanda interna, esta relación fue de 38.9 por ciento, 2.2 puntos porcentuales más que en 2006.

Para el gas licuado las importaciones se ubicaron en 82.9 miles de barriles diarios, volumen 9.7 por ciento superior a lo registrado en 2006. Este comportamiento se dio a causa del aumento de la demanda y la reducción de la producción nacional. Las importaciones representaron 36.7 por ciento de la producción nacional y 27.6 por ciento de las ventas internas, 5.3 y 2.9 puntos porcentuales más que el año previo, respectivamente.

En productos petroquímicos se tuvo un saldo positivo de 96.9 millones de dólares, menor en 73.6 millones al saldo registrado en 2007. Este resultado se deriva de una reducción de 19 por ciento del valor de las exportaciones de petroquímicos con relación a 2006, principalmente en etileno, polietileno de baja densidad y mezcla de glicoles. Por su parte, el valor de las importaciones fue superior en 13.1 por ciento al del año previo, debido a un aumento en la importación de metanol por la disminución de la producción nacional de este petroquímico.

En lo que toca al volumen de comercio exterior, la importación fue de 270 mil toneladas, 6.4 por ciento más que en 2006 debido principalmente al efecto combinado de una mayor importación de metanol y tolueno y una disminución de amoniaco. De esta forma, las importaciones totales representaron 1.8 por ciento de la producción nacional, y 6.7 por ciento de las ventas internas, ambos valores ligeramente superiores a los registrados el año previo.


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7. Seguridad industrial y protección ambiental

Petróleos Mexicanos ubica en el mismo nivel de responsabilidad la explotación de los recursos petroleros de la nación, el fortalecimiento de sus medidas de seguridad industrial y la mitigación del impacto al medio ambiente. Por ello, se empeña en fomentar una cultura de desarrollo sustentable, promover la seguridad de sus operaciones y mantener una relación armónica con el medio ambiente.

Con el propósito de garantizar una acción coordinada en la seguridad industrial, la protección al ambiente y la salud ocupacional en la industria petrolera, la Dirección Corporativa de Operaciones, promueve y coordina las medidas correspondientes.

La visión de mediano plazo es consolidar las actividades en materia de seguridad en el trabajo, salud, y protección ambiental como condición fundamental para el éxito de la gestión integral de la industria petrolera, y se inserta en la estrategia contenida en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, relativa a fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental.

Sistema Pemex-SSPA

En 2007, Petróleos Mexicanos continuó por segundo año la instrumentación del Sistema para la Administración Integral de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental, Pemex-SSPA. Se realizaron actividades de apoyo en el desarrollo y seguimiento de la ejecución a los planes y programas generales y específicos de los centros de trabajo, así como el soporte a los equipos de liderazgo promoviendo la aplicación efectiva y observancia de las herramientas clave que se presentan a continuación:


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Herramientas clave Análisis Causa-Raíz Análisis de seguridad en el trabajo Integridad mecánica Planes de respuesta a emergencias Disciplina operativa Pruebas de sistemas de protección Auditorías efectivas Análisis de riesgos de SSPA

Se propuso mejorar e impulsar el marco normativo en materia de Seguridad, Salud y Protección Ambiental. Con este objetivo se desarrolló toda la normatividad requerida para la administración del Sistema Pemex–SSPA. Esta iniciativa refuerza de manera importante y construye la base documental de la disciplina operativa. En este sentido inició una estrategia de comunicación a toda la organización de los documentos normativos que se pueden consultar vía intranet y que se clasifican en:

Requisitos de elementos del sistema

Lineamientos

Tablas y guías de autoevaluación

Protocolos de auditoría

Como parte de la mejora continua en materia normativa se diseñó y habilitó un portal electrónico para difundir y hacer disponible la normatividad técnica interna de la Empresa.

Seguridad industrial

Petróleos Mexicanos impulsó el fortalecimiento de seguridad industrial en las instalaciones a través de la implantación de las mejores prácticas internacionales en los tres segmentos de la seguridad de los procesos: personal, instalaciones y tecnología.

Con la finalidad de disminuir la accidentalidad en la Institución se realizaron visitas de contención de accidentes en centros críticos de los diversos organismos subsidiarios, así como visitas de seguimiento y asesoría para reforzar la efectiva aplicación de las herramientas de respuesta rápida, tales como disciplina operativa y auditoría efectiva,


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dentro del marco de las 12 mejores prácticas internacionales del Sistema Pemex-SSPA.

El índice de frecuencia correspondiente a 2007 fue de 0.60 accidentes por millón de horas-hombre laboradas, 10.4 por ciento menor al del año previo, resultado de las iniciativas desarrolladas en materia de seguridad industrial. En especial, Pemex-Gas y Petroquímica Básica, Pemex-Refinación, y Pemex-Petroquímica obtuvieron índices que mejoraron lo establecido en la meta institucional, de 0.50 accidentes por millón de horas-hombre laboradas.

Pemex-Refinación, Pemex-Petroquímica mejoraron su desempeño, y aun cuando Pemex-Gas y Petroquímica Básica presentó el mejor índice, con un valor de 0.10 accidentes por millón de horas laboradas, experimentó un pequeño incremento respecto al año anterior cuyo índice fue de 0.07 accidentes por millón de horas laboradas. En Pemex-Exploración y Producción el indicador se vio afectado por un mayor número de

0.96

1.21

0.59

0.27

0.07 0.10

0.70

0.480.42

0.07

0.67 0.60

2006 2007

Pemex Exploración y Producción Pemex RefinaciónPemex Gas y Petroquímica Básica Pemex PetroquímicaCorporativo Petróleos Mexicanos


Índice de frecuencia(accidentes por millón de horas-hombre laboradas)


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accidentes, en especial en la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos debido al accidente ocurrido en la Plataforma Usumacinta.

Adicionalmente, Petróleos Mexicanos estableció una serie de acciones encaminadas al fortalecimiento de la Administración de la Seguridad de los Procesos en aspectos como tecnología de procesos, administración del cambio, evaluación de riesgos e integridad mecánica.

En lo referente a las recomendaciones emanadas de las Comisiones Locales Mixtas de Seguridad e Higiene y del reaseguro internacional, se lograron avances significativos en su solventación, al alcanzar 60 y 48 por ciento, en el orden citado.

Por otra parte, continuó la verificación de equipos en los centros de trabajo de los organismos subsidiarios en el cumplimiento de la NOM-020, referente al funcionamiento y condiciones de seguridad de recipientes sujetos a presión y calderas. De esta manera se logró la obtención de las licencias de funcionamiento para 3 854 equipos.

Inició un programa de difusión y entrenamiento respecto del Reglamento de Seguridad e Higiene de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios dirigido a mandos medios y a las comisiones locales mixtas de seguridad e higiene. En 2007 se capacitó a 13 678 trabajadores.

Salud en el trabajo

En materia de mejoramiento de la salud ocupacional, durante 2007 Petróleos Mexicanos desarrolló un subsistema evolucionado para administrar la salud en el trabajo que considera las 15 mejores prácticas en la materia. Este subsistema forma parte del Sistema Pemex–SSPA e integra a los tres ejes principales conductores de esta disciplina: higiene industrial, recursos humanos y servicios de salud.

En materia de salud en el trabajo se dio seguimiento a los avances de los organismos subsidiarios respecto del Plan de Contención a Emergencias Toxicológicas y se promovieron acciones de refuerzo tales como el


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Prontuario Médico de Urgencias Toxicológicas, capacitación al personal médico y actualización de hojas de datos de seguridad.

Asimismo, se desarrolló la metodología y el levantamiento de perfiles de salud de los puestos críticos en los centros piloto de Pemex-Refinación, Pemex-Petroquímica y Pemex-Gas y Petroquímica Básica.

Cuidado al medio ambiente

En 2007 se autorizó la Estrategia de Protección Ambiental, misma que integra tres elementos fundamentales:

Captura de oportunidades operativas en los rubros de aire, eficiencia energética y cambio climático, agua, residuos y pasivos ambientales.

Sustentabilidad de las inversiones, que incluye los temas relativos a la incorporación de criterios socio–ambientales en el diseño y la evaluación de los proyectos de inversión; la adopción de estándares ambientales como requisito para acceder a los mercados financieros para inversión, así como las estrategias de desarrollo sustentable de los principales proyectos de la empresa.

Responsabilidad ambiental comunitaria, que incluye la participación en el ordenamiento ecológico del territorio y la conservación y compensación en cuencas petroleras.

Petróleos Mexicanos alcanzó en 2007 un mejor desempeño ambiental en cada uno de sus componentes con las líneas de acción establecidas.

A i r e

En 2007 se cumplió con todas las normas de emisiones al aire, no obstante que éstas se ubicaron 12.2 por ciento arriba de lo obtenido en 2006. Las emisiones al aire que contabiliza Petróleos Mexicanos están conformadas por óxidos de azufre (SOx), óxidos de nitrógeno (NOx), partículas, compuestos orgánicos totales y volátiles. El bióxido de azufre que forma parte de los SOx participó con 74.8 por ciento del total,


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resultado de una emisión 10.6 por ciento superior al año previo, debido al rechazo de gas amargo y libranzas en Pemex-Exploración y Producción.

Para cumplir con la normatividad ambiental y lograr una mayor recuperación de azufre, Pemex-Refinación llevó a cabo los estudios de optimización, rehabilitación de plantas de azufre, aguas amargas y tratamientos con amina, y los proyectos para la instalación de nuevas plantas de azufre; y en el Complejo Procesador de Gas Matapionche, Pemex-Gas y Petroquímica Básica determinó modernizar las dos plantas recuperadoras de azufre que operan en la actualidad, para alcanzar al término de su modernización una eficiencia de recuperación de azufre superior a 96 por ciento.

Durante 2007, Pemex-Refinación trabajó con los tres órdenes de gobierno y la Comisión Federal de Electricidad en un nuevo convenio y programa de calidad del aire en Salamanca para el periodo 2007–2012, en el que se considera la reducción de 40 por ciento de las emisiones de bióxido de azufre (SO2) generadas por la refinería de Salamanca, respecto a las emisiones de 2006. A partir de abril de 2007, la refinería inició el autoconsumo de combustóleo con 3 por ciento en peso de azufre en promedio, lo cual representó una importante disminución de emisiones de SO2 a la atmósfera.

La mayor recuperación en las plantas de azufre permitió reducir 21 por ciento las emisiones de SOx en el SNR, en concordancia a la NOM-148 que establece los límites de emisiones y que entrará en vigor en marzo de 2008 para las refinerías de Cadereyta, Madero, Tula y Salamanca, y en 2010 en Minatitlán y Salina Cruz.

En los complejos petroquímicos, el índice de emisiones aumentó en 6 por ciento respecto al año previo debido al mayor consumo de energía en los complejos Cosoleacaque, Tula y Morelos.

Petróleos Mexicanos participa en el esfuerzo mundial para reducir la emisión de gases de efecto invernadero, sin embargo, tuvo un aumento de 21.3 por ciento en sus emisiones de bióxido de carbono, respecto a 2006, debido a incrementos en la quema de gas amargo en Pemex-Exploración


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y Producción ocasionada por rechazos en plantas de proceso por su alto contenido de nitrógeno. Pemex-Exploración y Producción contempla que en el primer trimestre de 2008 inicie operaciones la planta eliminadora de nitrógeno en Ciudad Pemex.

En materia de cambio climático, y como parte de la Estrategia Nacional de Cambio Climático del Gobierno Federal, se trabajó en la identificación de proyectos potenciales para la reducción de emisiones de CO2 que satisfagan los requisitos del Mecanismo de Desarrollo Limpio del Protocolo de Kioto. Petróleos Mexicanos ha firmado 18 convenios que reducirán en 1.8 millones de toneladas anuales las emisiones de gases de efecto invernadero.

Los convenios firmados están orientados a mejorar la eficiencia térmica de calderas en refinerías y complejos procesadores de gas de la paraestatal, así como a la eliminación de quema de gas en un campo petrolero.

Proyectos Empresas

Uno en el Campo Tres Hermanos Statoil Dos en Salina Cruz y uno en Salamanca Ecosecurities Uno en Cadereyta y otro en Tula Banco BNP Paribas Uno en Salina Cruz, otro en Tula y uno en Cadereyta

Statoil

Uno en Tula Carbon Solutions de México Tres en cada uno de los CPG Cactus, Nuevo Pemex y Poza Rica

Credit Suisse

Uno en Cadereyta, otro en Minatitlán y tres en Madero

Mitsui &Co. Ltd

Petróleos Mexicanos, en representación de la Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales, copreside el Subcomité de Petróleo y Gas de la iniciativa “Metano a Mercados” integrada por representantes de 23 países, cuyo objetivo es el desarrollo de proyectos y prácticas


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operativas para reducir las emisiones de metano en las instalaciones de producción, proceso, almacenamiento y distribución de hidrocarburos. Con esta iniciativa se pretende generar ahorros económicos por el aprovechamiento de este energético, abatir las emisiones de gases de efecto invernadero y reducir los riesgos industriales.

En este sentido, se realizaron mediciones de emisiones fugitivas y en plantas de proceso para integrar un inventario de emisiones y aplicar medidas para su atención en los complejos procesadores de gas Ciudad Pemex, Nuevo Pemex y Cactus y en el Sector de Ductos Cárdenas, información que servirá de base para desarrollar proyectos para el Mecanismo de Desarrollo Limpio, en el marco del Protocolo de Kioto.

Calidad de los combustibles

Para contribuir a la reducción de la emisión de los contaminantes provenientes de los combustibles, en 2007 continuó la comercialización de gasolina Premium Ultra Bajo Azufre (UBA) con 30 partes por millón de azufre, e inició la venta de diesel Ultra Bajo Azufre (UBA) con 15 partes por millón de azufre en el mercado fronterizo norte, en cumplimento con lo dispuesto en la NOM-086, “Especificaciones de los combustibles fósiles para la protección ambiental”.

A g u a

En 2007, las descargas totales de contaminantes estuvieron dentro de los parámetros establecidos por la normatividad vigente en la materia y fueron 14.8 por ciento mayores que en 2006. Las descargas que contribuyeron en forma significativa a este resultado fueron los sólidos suspendidos totales, y grasas y aceites; con aumentos de 14.1 por ciento y 28.6 por ciento, respectivamente, en ambos por asolvamiento de equipo en algunos tratamientos secundarios de efluentes.

En 2007, el consumo de agua cruda disminuyó ligeramente en el SNR, debido al mayor aprovechamiento de las plantas de


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tratamiento. Además, continuó la construcción de la planta de tratamiento de aguas negras de la refinería de Madero.

En petroquímica, la implantación de proyectos de producción más limpia y de ecoeficiencia permitieron reducir el índice de carga contaminante en las aguas residuales 54 por ciento, respecto a 2006, mientras que el consumo de agua cruda se elevó 4 por ciento, con la misma referencia debido al reinicio de operaciones de plantas en reparación.

Residuos peligrosos

La generación de residuos peligrosos disminuyó 38 por ciento en 2007 comparado con el periodo anterior. Los recortes de perforación y los aceites gastados no son considerados residuos peligrosos, no obstante la generación de estos es equivalente a su disposición, además se aprovecha como subproducto y fuente de energía.

Derrames

Durante 2007 ocurrieron 209 derrames de hidrocarburos principalmente en los sistemas de transporte de ductos, con un volumen estimado de 23 590 barriles, y 89 fugas, alrededor de 59 mil pies cúbicos de gas. El número de eventos totales fue 26 por ciento menor a los registrados en 2006, y el volumen derramado disminuyó 7.5 por ciento con la misma referencia.

Los derrames afectaron alrededor de 28 hectáreas, sobre todo en los estados de Veracruz, Tabasco, Oaxaca y Tamaulipas. Petróleos Mexicanos atiende la totalidad de estas afectaciones mediante trabajos de restauración previamente avalados por la autoridad ambiental.

Ahorro de energía

Las acciones asociadas al ahorro de energía permitieron reducciones en el consumo por 213 mil barriles de petróleo crudo equivalente. En este ámbito se obtuvieron dos premios nacionales de ahorro en energía: uno en


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la categoría de oferta energética, por actividades de refinación y otro en el desarrollo de proyectos de energía renovable, con relación a actividades costa afuera.

Sustentabilidad de las inversiones

Petróleos Mexicanos emprendió el diseño de la estrategia de desarrollo sustentable para el Proyecto de Aceite Terciario del Golfo (Chicontepec). Las actividades desarrolladas con esta estrategia están en el marco del Programa de las Naciones Unidas para el Desarrollo (PNUD) y cuentan con la participación de la Universidad Veracruzana y de la Universidad de Calgary.

Responsabilidad ambiental comunitaria

Se participó en los estudios de Ordenamiento Ecológico Territorial en la Cuenca de Burgos, concluidos en 2007, así como los del Golfo de México y Mar Caribe, en la cuenca del Río Tuxpan y en el grupo de trabajo para la restauración de la Cuenca Baja del río Coatzacoalcos.

Se destinaron recursos económicos por cerca de 25 millones de pesos para la conservación y desarrollo de áreas naturales protegidas, así como para proyectos sustentables en sitios con actividad petrolera, como Pantanos de Centla, humedales de Alvarado, sierra de Otontepec, humedales de Tuxpan y cuenca alta del río Grijalva.

Las actividades del Programa de Restauración Ecológica del Pantano Santa Alejandrina, atienden una de las condicionantes planteadas por la SEMARNAT, para la autorización de los trabajos de reconfiguración de la refinería de Minatitlán. Con la remediación de 22 hectáreas iniciaron los trabajos en la Ex-Refinería de Azcapotzalco con la finalidad de que pueda tener uso recreativo.

Atención a contingencias

En 2007 se realizaron 21 análisis de Causa Raíz de accidentes significativos, de ellos el más relevante fue el ocurrido en octubre en la


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Sonda de Campeche entre las plataformas de perforación autoelevable Usumacinta y de producción KAB-101. Se difundieron a nivel institucional los informes de experiencia operacional significativa, cuyo objetivo es evitar la recurrencia de accidentes similares por medio de la difusión de las lecciones aprendidas.

Además, se verificó en los centros de trabajo la existencia, vigencia y cumplimiento de los Análisis de Riesgo y de los Planes de Respuesta a Emergencias conforme a los lineamientos para el análisis y evaluación de riesgos en Petróleos Mexicanos y para la formulación de los planes de respuesta a emergencias. El diagnóstico permitió planear acciones de mejora para optimizar los Análisis de Riesgos y los Planes de Respuesta a Emergencias.

Con objeto de recibir los reportes de eventos no deseados de forma homogénea en toda la empresa, se instituyó la aplicación del protocolo para reporte de información interna y externa sobre situaciones anormales, incidentes, accidentes y/o emergencias en centros de trabajo e instalaciones a través del Centro de Coordinación y Apoyo a Emergencias (CCAE).

Se formalizó un convenio de colaboración con la Secretaría de Seguridad Pública para la atención conjunta de incidentes reportados a través del Sistema Nacional de Atención de Llamadas 066 en las 32 entidades federativas del país.

A fin de mejorar los planes locales de contingencias, se participó en el Comité Técnico del Plan Nacional de Contingencias para combatir y controlar derrames de hidrocarburos y otras sustancias nocivas en el mar, liderado por la Secretaría de Marina.

Se puso en funcionamiento la Comisión Asesora Interorganismos de Emergencias y Protección Civil la cual busca analizar y adoptar las mejores alternativas de solución ante eventos en la materia.

Se instalaron y pusieron en operación los grupos regionales de atención y manejo de emergencias Veracruz Sur, Tamaulipas Sur y Tamaulipas


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Norte. Estos grupos coordinan la atención a las emergencias mayores que rebasan la capacidad de respuesta a la emergencia del centro de trabajo afectado.

Con objeto de optimizar la relación de Petróleos Mexicanos con los Gobiernos de los Estados en materia de protección civil, se tuvieron reuniones con la Comisión de Protección Civil de la Conferencia Nacional de Gobernadores, y se adoptaron compromisos en beneficio de la comunidad.

Durante 2007 se presentaron los siguientes incidentes:

El 22 de enero se detectó y controló una fuga de etano en el ducto Ciudad Pemex-Coatzacoalcos. La fuga fue provocada por un acto vandálico, que provocó una explosión. No se registraron personas lesionadas.

El 23 de abril se suscitó un incendio en el Cabezal SEN 95, ubicado en el municipio de Nacajuca, Tabasco. El incendio fue controlado sin que se registraran daños al medio ambiente. Lamentablemente, falleció un trabajador de la empresa contratista Surpetrol, Inc. y otros dos trabajadores resultaron heridos.

El 25 de abril se suscitó un accidente en la plataforma de perforación Sonora. Lamentablemente murieron tres trabajadores de Petróleos Mexicanos y cuatro trabajadores de empresas prestadoras de servicios sufrieron lesiones graves.

El 23 de junio se suscitó un incendio en dos tanques de la Refinería de Cadereyta. No se reportaron lesionados ni daños ecológicos.

El 5 de julio un hundimiento de tierra en la Delegación Iztapalapa, ocasionado por fuertes lluvias, afectó el poliducto Añil-Cuernavaca. El poliducto fue reparado, se suspendió de manera temporal el suministro de gasolina para garantizar la seguridad de los habitantes de la zona.

El 5 de julio se suscitaron tres siniestros en el gasoducto que va de Valtierrilla, Guanajuato a Guadalajara, Jalisco, lo que motivó la suspensión del suministro de gas:


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• una explosión en la válvula de seccionamiento ubicada en la carretera Salamanca-Valle Santiago;

• una explosión del mismo gasoducto en la caseta de válvulas en Celaya, Guanajuato;

• y una fuga en el gasoducto en la comunidad del Puerto. No se registraron heridos. El suministro de gas natural quedó normalizado el 9 de julio.

El 10 de julio se suscitó una explosión en la caseta de válvulas ubicada en el poblado de Coroneo, municipio de Corregidora, Querétaro, la cual afectó tres ductos:

• Gasoducto de gas natural México-Guadalajara;

• LPG-ducto Cactus-Guadalajara; y

• Oleoducto Poza Rica-Salamanca.

El incendio fue controlado. El abasto de gas natural quedó totalmente normalizado el 15 de julio.

El 10 de septiembre se suscitaron seis explosiones en Veracruz, localizadas en:

• válvula de gasoducto de 48 pulgadas de gas natural Cactus-San Fernando, a la altura del Municipio La Antigua;

• válvula de seccionamiento del mismo gasoducto de 48 pulgadas a la altura del Río Actopan;

• trampa de diablos del gasoducto de 48 pulgadas Zempoala-Santa Ana, a la altura de Delicias;

• válvula de seccionamiento en el gasoducto de 30 pulgadas Minatitlán-México y en el ducto de gas LP de 24 pulgadas Cactus-Guadalajara;

• válvula de seccionamiento en el mismo gasoducto de 30 pulgadas, ducto de gas LP de 24 pulgadas y poliducto de 12 pulgadas en el municipio de Balastrera; y


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• cruce aéreo Algodonera en el gasoducto de 30 pulgadas Minatitlán-México, ducto de gas LP de 24 pulgadas y Oleoducto de 30 pulgadas.

No se registraron personas lesionadas, ni daños fuera de las instalaciones de PEMEX. El 18 de septiembre se reestableció el suministro de hidrocarburos.

El 11 de octubre se suscitó un incendio en el cuarto de máquinas de una lancha de pasajeros, propiedad de una compañía contratista. Lamentablemente falleció un trabajador de la empresa Cotemar.

El 23 de octubre, debido a condiciones climatológicas adversas en la Sonda de Campeche, el equipo de perforación autoelevable Usumacinta golpeó el pozo Kab-101, causando una fuga de aceite y gas. Esta fuga provocó la evacuación del personal y lamentablemente, durante ésta, a causa de las condiciones climatológicas adversas, 22 trabajadores fallecieron.

Petróleos Mexicanos reitera su más sentido pésame por el deceso de los trabajadores.


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8. Planeación

El rumbo a seguir fue plasmado por el Ejecutivo Federal en la Visión de México 2030 y en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, documentos que fueron elaborados en estricto apego a los principios básicos establecidos en la Ley de Planeación.

Petróleos Mexicanos a través de su corporativo, que tiene como objetivo asegurar el desempeño armónico de los organismos subsidiarios para maximizar el valor económico de la industria petrolera, coordinó los trabajos de las distintas áreas que conforman la industria petrolera paraestatal, requeridos por la Secretaría de Energía y por la oficina de la presidencia de la república para elaborar el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 y el Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012.

Asimismo, elaboró las proyecciones de demanda y balances de petrolíferos, gas natural y gas licuado de petróleo para el periodo 2007-2016 que se utilizaron en los documentos de prospectivas de estos combustibles; integró los indicadores de gestión para el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos; y actualizó los indicadores de evaluación del Programa de Indicadores de Evaluación del Desempeño.

Planeación financiera y operativa

Las acciones de Petróleos Mexicanos se inscriben en el segundo eje rector del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, “Economía competitiva y generadora de empleos”, en “Energía, Electricidad e Hidrocarburos”. El objetivo es asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores. El plan establece para el sector de hidrocarburos siete estrategias, mediante las cuales podrá enfrentar el reto de detener y revertir la evolución desfavorable de las reservas de hidrocarburos, entre otras tareas. En este contexto, la DCO revisó la Estrategia Institucional de


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Petróleos Mexicanos 2006-2015, de la cual se desprenden 15 iniciativas estratégicas agrupadas en cuatro rubros:

ESTRATEGIA INSTITUCIONAL Iniciativas estratégicas Metas

Productividad, eficiencia y administración de proyectos. - Establecer un sistema homogéneo para la administración

de proyectos de inversión. - Mejora operativa para incrementar la productividad y

eficiencia. - Optimización de recursos humanos. Seguridad física, industrial y protección ambiental. - Consolidar avances en seguridad industrial. - Fortalecer la seguridad física de las instalaciones. - Modernizar el sistema de transporte por ducto. - Reforzar las acciones de protección ambiental. Gestión y rendición de cuentas. - Reorganización para mejorar el gobierno corporativo. - Medidas para combatir la corrupción. - Acciones para mejorar la gestión. - Proceso continuo para la transparencia y rendición de

cuentas. Modernización, internacionalización y atención a consumidores. - Aumentar la capacidad para adquirir y asimilar

tecnologías. - Captación de recursos de particulares vía inversiones en

actividades no reservadas - Instrumentar un subprograma para la mejorar la atención

a clientes y consumidores. - Definir una estrategia para la internacionalización de

Petróleos Mexicanos.

- Mantener la producción de crudo en 3.2 millones de barriles diarios.

- Tasa de recuperación de reservas probadas de cuando menos 100 por ciento para 2012/2013.

- Reestablecer la tasa reservas/producción a 10 años.

- Modernización operativa, a fin de eliminar pérdidas en refinación y petroquímica.

- Reducir la participación de las importaciones de gasolina.

- Mantener incrementos de la producción de gas superiores al crecimiento de la demanda.

- Corregir deficiencias en el mantenimiento para mejorar la seguridad y la integridad de las instalaciones.

- Reducir el pasivo ambiental. - Producir combustibles con

mejores cualidades ambientales.

- Reducir el apalancamiento de la inversión de la industria petrolera.

Proyecto Ícono F

Simultáneamente al esfuerzo para el cumplimiento de la Ley SOX, la Dirección Corporativa de Finanzas (DCF) impulsa el proyecto ÍCONO-F -Implementación de Controles Operativos-Financieros-. Este proyecto es de corte institucional; su propósito principal obedece a las mejores


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prácticas en materia de automatización de controles internos. Los objetivos que persigue ÍCONO-F son:

Homologar el control interno en el Proceso Financiero de PEMEX;

Lograr una relación operativa ágil y eficiente entre Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios;

Automatizar controles internos que impacten de manera significativa; e

Incorporar reglas de negocio del Proceso Financiero en las aplicaciones tecnológicas en donde se gesta la información financiera.

Dentro de los principales beneficios que se obtendrán, una vez concluida la implementación se encuentran:

Homologar la herramienta tecnológica a través de la cual se elaboran los presupuestos de operación e inversión de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios;

Estandarizar y simplificar el proceso de control presupuestal;

Automatizar el cumplimiento de las obligaciones fiscales de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios;

Optimizar los recursos financieros de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios mediante la centralización de pagos a proveedores y contratistas; y

Simplificar el pago a proveedores y contratistas mediante la instrumentación de la factura electrónica.

Modelo de Administración por Procesos Como parte de la estrategia para aprovechar los esfuerzos previamente realizados en materia de Administración por Procesos en Petróleos Mexicanos, se conformó un grupo de rediseño, encabezado por la DCO con participación de los organismos subsidiarios, PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V., y el corporativo, para evolucionar el modelo SUMA y establecer los mecanismos de coordinación y gobernabilidad que permitan implantar mejoras en los procesos de la Institución.


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En este contexto, se identificaron retos, problemas y áreas de oportunidad en SUMA, así como la definición del mecanismo para la administración de proyectos de mejora de procesos, que abarca desde la identificación de iniciativas hasta la evaluación de resultados, tomando como base la metodología de visualización, conceptualización y definición (FEL); los temas críticos interorganismos y la elaboración de una propuesta con nuevos mecanismos de coordinación y gobernabilidad de procesos, que contempla:

La formalización de la administración por procesos en la industria petrolera.

La constitución de un grupo de gestión para la administración por procesos para coordinar las actividades prioritarias del modelo.

La definición de una cadena de valor, que identifique a los procesos sustantivos como eje central de una industria petrolera integral, desde la exploración hasta la venta y distribución del petróleo crudo y gas natural y sus derivados.

D u c t o s

En 2007, las áreas de los organismos subsidiarios que operan el sistema de transporte por ducto y el corporativo de Petróleos Mexicanos, alinearon sus iniciativas estratégicas, con la premisa fundamental de mantener la visión de un solo sistema de transporte por ducto en la industria petrolera, y así contribuir al cumplimento de las metas y objetivos de la empresa.

Durante el año se trabajó en la elaboración de la Norma Oficial Mexicana para la administración de la integridad y la confiabilidad operativa de los sistemas de transporte por ducto, y se establecieron un conjunto de indicadores para monitorear el desempeño de las actividades que se ejecutan actualmente.

Con base en los indicadores, el cumplimiento a los programas de mantenimiento de los organismos subsidiarios fue de más de 90 por ciento. Esto permitió disminuir 6 por ciento las fugas en los ductos


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respecto a 2006, y una mejora acumulada de 55 por ciento de 2004 a 2007. A este logro contribuyeron los proyectos de inspección, rehabilitación, mejoras en estaciones de compresión y bombeo, y la atención a los sistemas de protección contra la corrosión.

Las distintas etapas del proceso de implantación del Plan de Administración de Integridad Mecánica en Ductos estarán soportadas por herramientas para la obtención de datos técnicos y conformación del censo de instalaciones; así como para la evaluación y administración de la integridad de los ductos y la confiabilidad de las instalaciones. El sistema de Administración de Datos e Infraestructura Técnica de

Pemex (@ditpemex), es una de las herramientas que busca integrar la información y funcionalidad de los sistemas de información geográfica de los organismos subsidiarios en una sola plataforma.

El programa de administración integral (Integrity Management Program) es otra herramienta que integra más de 200 variables con información detallada de diseño, operación, mantenimiento, seguridad y vulnerabilidad, y permite priorizar la inversión de recursos para la conservación de la infraestructura petrolera.

Proceso del Plan de Administración de Integridad y Confiabilidad Operativa de Ductos

EvaluaciEvaluacióón de n de RiesgoRiesgo

EvaluaciEvaluacióón de Integridadn de IntegridadPlanes y Programas de Planes y Programas de mantenimiento y mitigacimantenimiento y mitigacióónn

SI

Zonas de Alta Zonas de Alta Consecuencia ZACConsecuencia ZAC’’ss

Evaluaciones Evaluaciones SubsecuentesSubsecuentes

¿Se evaluaron todas las amenazas?

¿Se evaluaron todas las amenazas?

SegmentaciSegmentacióónnCenso y Datos Censo y Datos TTéécnicoscnicos

NO

Procesos Procesos ComplementariosComplementarios

Proceso del Plan de Mantenimiento de Integridad y Confiabilidad Operativa en Ductos


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El SCADA es uno de los proyectos más importantes para Petróleos Mexicanos, además de ser un proyecto estratégico para la seguridad de la infraestructura estratégica de la empresa. Este proyecto se conceptualizó y aprobó en 2007, de forma integral para la industria petrolera, y en 2008 iniciará la evaluación costo–beneficio de las distintas etapas de su ejecución y la elaboración de las bases técnicas y de diseño que permitan su desarrollo.

Como parte de los nuevos esquemas de ejecución para la operación y conservación de la infraestructura, y con el objetivo de asegurar la integridad y confiabilidad de los sistemas de transporte en el menor plazo y al menor costo, desarrolló el proceso de licitación para el Aseguramiento de la Integridad y Confiabilidad del Sistema de Transporte de Hidrocarburos por Ducto, de PEP, Sistema 4 (instalaciones y ductos Dos Bocas–Cangrejera–Pajaritos). Este esquema tiene como alcance el mantenimiento de los ductos e instalaciones, actividades de rehabilitación y mejora del sistema, y asistencia técnica.

Proceso de suministros

La magnitud de las operaciones comerciales que realiza Petróleos Mexicanos para cumplir con su misión, representa uno de los retos más importantes, no sólo porque implica el desarrollo de iniciativas que permitan obtener las mejores condiciones de precio en las adquisiciones, sino porque éstas se efectúan en el marco de una estricta disciplina de transparencia y rendición de cuentas. En este contexto, la empresa realizó las siguientes acciones.

Iniciativas de abastecimiento estratégico

Contratación consolidada del servicio de transportación aérea para 2007 y 2008, a través de un procedimiento de licitación pública, bajo la modalidad de tarifa fija por vuelo redondo para 24 destinos en los que se concentra el mayor consumo de boletos de avión.


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Análisis de las opciones de contratación del servicio de telefonía local para el periodo 2007-2011, el cual arrojó que la contratación del servicio con cobertura nacional, permitiría obtener ahorros de hasta 27 por ciento en promedio sobre el monto facturado.

En el marco de los Convenios de Colaboración, se negoció con las principales cadenas hoteleras que cuentan con presencia en los centros de trabajo petroleros más demandados, tarifas con precios preferenciales.

Contrataciones consolidadas

Durante 2007, Petróleos Mexicanos instrumentó el Programa de Consolidaciones de Bienes, Servicios y Tecnologías de Información y definió estrategias de contratación que permiten una mayor eficiencia administrativa y transparencia en la ejecución de los concursos. Este programa consideró 12 consolidaciones (incluye la contratación del servicio de transportación aérea) por un monto estimado de 1 632 millones de pesos, con los siguientes resultados:

Ahorros promedio de 32 por ciento en la tarifa unitaria de vuelo redondo para los 24 principales destinos, además de eliminar las variaciones en las tarifas por disponibilidad y temporada, y de 15 por ciento para el resto de los destinos, lo que representará ahorros de hasta 40 por ciento del gasto anual, por este concepto.

Ahorros en la compra de vehículos ligeros y pesados, en la adquisición de algunos productos de software: mejores precios unitarios en la compra de equipos de impresión y fotocopiado multifuncionales; y en la adquisición de productos químicos para proceso se obtuvieron precios competitivos de mercado, tanto en los productos como en su costo de transporte (flete especializado).

En el marco del Programa de Transparencia y Rendición de Cuentas en 2007, la empresa alcanzó un cumplimiento de 96.5 por ciento, destacando los siguientes logros:


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Revisión de las 24 Bases Institucionales de Licitación comprometidas; realización de dos talleres de capacitación al personal involucrado en los procesos de contratación con la asistencia de más de 350 participantes; actualización, homologación y difusión a nivel institucional de 14 modelos de contrato, cinco de actas y tres protocolos de Conducción de Actos Públicos de Procedimientos de Contratación; difusión en tiempo y forma de los 12 calendarios de licitaciones públicas; y revisión de 53 modelos de bases de licitación con terceros.

Adicionalmente se observó 2.1 por ciento de inconformidades fundadas, abajo del tope comprometido de 2.8 por ciento. Conforme a los resultados de las encuestas de percepción aplicadas a proveedores y derivado de las acciones de mejora implantadas, la empresa logró una mejora de 7.8 por ciento en el Índice de Percepción de Transparencia con respecto al obtenido en 2006 en el área de suministros.

Comisión Consultiva Mixta de Abastecimiento

Se fortaleció la comunicación y coordinación entre los representantes de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios con los representantes de las Cámaras y Asociaciones Industriales y con las Dependencias de Gobierno a través de la Comisión Consultiva Mixta de Abastecimiento.

A finales de 2007, se logró abatir el desabasto de medicamentos en las clínicas y hospitales de Petróleos Mexicanos, con el apoyo de la Cámara Nacional de la Industria Farmacéutica que solicitó a sus agremiados dar cumplimiento oportuno a los contratos celebrados para tal efecto.

Contratos Preparatorios

En 2007, continuó la gestión de Contratos Preparatorios con empresas nacionales, para que las operaciones de suministro se realicen en un alto nivel de competitividad y se obtengan mejores términos y condiciones para Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios en cuanto a calidad, precio, oportunidad, garantías y certidumbre legal. Al cierre de 2007, se


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tenían tres contratos preparatorios formalizados con empresas nacionales. Además, iniciaron las gestiones con otras 14 empresas para pactar Contratos Preparatorios. Cabe señalar que en algunos casos, se cuenta con la colaboración de la empresa filial Integrated Trade Systems Inc., con el fin de tener acceso a los proveedores primarios en el extranjero.

Proceso de mantenimiento

En la industria petrolera, el proceso de mantenimiento es un soporte esencial para una operación segura, confiable y eficiente de la industria petrolera, que permite el aprovechamiento óptimo de la infraestructura.

En 2007, Petróleos Mexicanos, a través de la Subdirección de Coordinación de Mantenimiento, y de la Comisión Asesora Interorganismos para la Mejora Institucional del Proceso de Mantenimiento alcanzó los resultados siguientes:

Plan Trianual de Mantenimiento

Integró el Plan Trianual de Mantenimiento 2008–2010, cuya base son las evaluaciones y diagnósticos físicos y operacionales de los activos, la atención de recomendaciones emitidas por entidades especializadas en integridad mecánica de instalaciones, tanto internas como externas, y los programas de mantenimiento preestablecidos. Este plan incluye los requerimientos presupuestales asociados con:

Programa de libranzas / reparaciones programadas.

Mantenimiento rutinario, desglosado en principales rubros.

Rezago de mantenimiento en las instalaciones y/o equipos.

Integridad mecánica

Determinó y clasificó los riesgos de seguridad que existen a nivel centro de trabajo, de acuerdo a los Lineamientos para el Análisis y Evaluación


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de Riesgos en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, para su atención.

Indicadores de desempeño

En la evaluación sistemática de los proceso de mantenimiento, el más relevante es el índice de paros no programados de los organismos subsidiarios en áreas de producción.

En este indicador, las áreas de producción de los organismos subsidiarios, con excepción de Pemex–Gas y Petroquímica Básica, reflejaron resultados fuera de los estándares de clase mundial, no obstante una tendencia de mejora. El resultado de Pemex-Refinación reflejó el efecto de la planta hidrodesintegradora de residuales de la refinería de Tula, que estuvo fuera de servicio por diez meses en 2007.

Taxonomía de equipos

El segundo semestre de 2007 inició la vigencia de la taxonomía de equipos para Petróleos Mexicanos, acorde a la norma internacional ISO-14224, de esta manera toda la información relacionada con fallas funcionales de equipos, sus causas, daños en los componentes, y registro de actividades y acciones para su corrección se estandariza en la empresa.

Lineamientos y procedimientos

Con el propósito de aprovechar las mejores prácticas internas e internacionales, desarrolló los siguientes lineamientos, guías y procedimientos aprobados por el Comité de Mejora Regulatoria Interna:

Guía para la Operación del Proceso de Mantenimiento.

Procedimiento para la Aplicación de la Metodología del Análisis de Criticidad en Instalaciones, Procesos, Sistemas o Equipos.

Procedimiento para Registrar la Información Necesaria para la Gestión del Mantenimiento.


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Procedimiento para Administrar las Libranzas y Reparaciones Mayores Programadas.

Procedimiento para Determinar las Actividades que deben realizarse en las Libranzas y Reparaciones Mayores Programadas.

Además desarrolló las siguientes guías técnicas y lineamientos:

Guía Técnica para la Creación y Operación de Redes de Expertos en Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Lineamiento Técnico para la Estandarización de Componentes y Prácticas de Mantenimiento en Calentadores a Fuego Directo.

Lineamiento Técnico para la Selección, Instalación y Operación de Sellos Mecánicos en las Instalaciones de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Redes de Expertos De acuerdo a la Guía Técnica para la Creación y Operación de Redes de Expertos, Petróleos Mexicanos formó cinco redes de mantenimiento y designó a los coordinadores acorde con su especialidad: mecánica, electricidad, instrumentación, equipo estático y mantenimiento civil. Estas redes juegan un papel importante en la detección oportuna de problemas crónicos y su prevención

Confiabilidad operacional

Inició el desarrollo del Modelo de Confiabilidad Operacional, único para Petróleos Mexicanos, con premisa fundamental de enfocar los esfuerzos a la obtención de resultados y no sólo al cumplimiento de tareas.

En coordinación con los organismos subsidiarios, comenzó la implantación del modelo con pruebas piloto en las refinerías de Madero y Cadereyta, el Complejo Procesador de Gas Cactus, el Complejo Petroquímico Morelos, la Terminal de Distribución de Gas Licuado y el


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Sector de Ductos Topolobampo, la Terminal Marítima Dos Bocas, y Atasta.

Capacitó a 1 063 trabajadores de las áreas de operación, mantenimiento, seguridad y almacenes en técnicas de mantenimiento predictivo y metodologías de confiabilidad. De los participantes, 60 por ciento provino de los centros de trabajo que iniciaron la implantación del modelo.

Modelo de Confiabilidad Operacional


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9. Administración corporativa

En 2007, la Dirección Corporativa de Administración desarrolló un amplio programa de trabajo con el propósito de contribuir al aprovechamiento óptimo de los recursos humanos, físicos y financieros, proporcionó los servicios administrativos y de salud que requieren los trabajadores de la industria petrolera, y brindó la seguridad física de sus instalaciones.

Recursos humanos

Los principales sistemas institucionales que operan en la empresa, en materia de recursos humanos, hicieron posible la consulta y atención en línea y en tiempo real, de pagos, descuentos, prestaciones e historia laboral, que solicitan los trabajadores entre otros servicios. Estos sistemas además de proporcionar un servicio de calidad, contribuyen a generar ahorros importantes para la empresa.

El Módulo Integral de Servicios de Recursos Humanos (MIS-RH) atendió 886 mil llamadas, inició el trámite de actualización de contraseña de acceso, y puso a disposición de los trabajadores de los organismos subsidiarios diversos servicios que permiten agilizar los trámites solicitados. En los módulos de Atención Segura de Información, Servicios y Trámites a Empleados (ASISTE) se efectuaron 3 939 mil accesos en línea; se instalaron 39 quioscos de autoservicio y se liberaron cinco nuevos trámites.

El módulo ASISTE recibió el premio C&D a la Innovación en el Segundo Congreso sobre la Innovación y Mejores Prácticas en Recursos Humanos, así como, MIS-RH ganó el primer lugar como mejor contribución en recursos humanos del Premio Nacional de Excelencia en Centros de Contacto patrocinado por el Instituto Mexicano de Teleservicios.


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En 2007 se implantó el módulo SAP de recursos humanos en Pemex-Exploración y Producción, Pemex-Refinación y en el corporativo de Petróleos Mexicanos. En este último ente administrativo, iniciaron su operación los módulos de becas para hijos de trabajadores de confianza.

Como resultado de la revisión contractual 2007-2009, se atendieron los compromisos de la Comisión Nacional Mixta de Tabuladores relativos a la revisión de categorías, actualización de reglamentos de labores; generación de infraestructura en materia de organización y reorientación de puestos en la empresa.

Se definió el marco normativo, requisitos y formatos de los servicios de contratación, ausencias, vacaciones, pagos y descuentos, censo médico, prestaciones, indemnizaciones, liquidación, e historia laboral.

Se cubrieron 778 mil horas de capacitación con 176 mil asistentes, de las cuales 609 mil horas con 135 mil asistentes correspondieron a capacitación obrera, y 169 mil horas con 41 mil asistentes a capacitación profesional, que representó 63 horas promedio de capacitación por empleado al año, 41 por ciento más sobre las horas logradas en 2006.

En la Encuesta de Percepción de la Transparencia y Calidad en los Servicios de Recursos Humanos con relación a 2006 se obtuvo un incremento de 16 por ciento de participación y una calificación satisfactoria del 8.92 en el rubro de transparencia.

Relaciones laborales

Conforme a las disposiciones legales vigentes, Petróleos Mexicanos y el Sindicato de Trabajadores Petroleros de la República Mexicana suscribieron el contrato colectivo de trabajo que regirá las relaciones laborales durante el bienio 2007-2009. El acuerdo consideró, entre otras cosas, un aumento de 4.25 por ciento al salario ordinario y 1.6 por ciento a las prestaciones de los trabajadores.


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Por otra parte, concertaron 52 acuerdos y/o convenios administrativo-sindicales de reestructuración y modificaciones a la plantilla laboral de los trabajadores sindicalizados.

En el marco de los lineamientos establecidos en materia de prestaciones al personal sindicalizado y de confianza, la empresa facilitó la asignación de 2 798 créditos hipotecarios; otorgó 1 075 aportaciones financieras que se cubren por una sola vez, para el mismo fin; y proporcionó 53 727 préstamos administrativos. Además, logró un avance de 84.5 por ciento en la depuración de la cartera de créditos hipotecarios FICOLAVI.

Como parte del programa de capacitación, la empresa concedió 788 becas para trabajadores, 6 620 para los hijos de éstos, que incluyen 212 becas para menores discapacitados, y 40 becas de especialidad en enfermería.

En 2007, Petróleos Mexicanos adquirió 770 computadoras, 81 proyectores y 781 pizarrones para uso en las escuelas Artículo 123; entregó nueve mil paquetes de útiles escolares para los hijos de trabajadores sindicalizados inscritos en estos centros escolares; y apoyó la celebración de la XXVI edición de los Juegos Deportivos Nacionales Petroleros. En los 20 centros de desarrollo infantil atendió una matrícula de 3 284 niños inscritos, inició el Programa de Modernización y la homologación del Programa de Educación Preescolar; y capacitó a 120 trabajadoras de los centros.

Servicios médicos

En 2007, Petróleos Mexicanos activó el Plan de Respuesta Epidemiológica Inmediata con motivo de los fenómenos meteorológicos que ocasionaron inundaciones en varias ciudades y estados de la federación con presencia petrolera, como Villahermosa en Tabasco. El propósito fue prevenir enfermedades secundarias, así como evitar complicaciones de los pacientes con enfermedades crónico-degenerativas. La administración corporativa de los servicios de salud, otorgó el reconocimiento al mérito médico y de enfermería, a los profesionales que se distinguieron en los campos preventivo, asistencial y científico, que enaltecen el prestigio de la institución y sirven de estímulo en el cuidado


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de la salud de los trabajadores petroleros y sus familias. Petróleos Mexicanos implantó la Carta Compromiso al Ciudadano para brindar cita en medicina general. El Hospital General de Veracruz ganó el Distintivo Veracruzano; en

esta unidad médica inició la implantación del modelo de calidad de los servicios de salud. En 2007, cinco hospitales más lograron nueva recertificación con el aval del Consejo de Salubridad General.

En materia de prevención y atención médica se reportan los siguientes resultados:

Servicios médicos otorgados, 2007

Servicio Total

Consultas 5 070 831 Partos y cesáreas 4 519 Intervenciones quirúrgicas 35 322 Egresos hospitalarios 71 918 Estudios de laboratorio de análisis clínicos 4 258 208 Estudios de imagenología 554 857 Estudios de anatomía patológica 95 810 Dosis contra enfermedades prevenibles por vacunación 398 938 Detección de enfermedades trasmisibles 207 586 Detección de enfermedades crónico-degenerativas 628 807 Exámenes de Papanicolaou 62 101

Fuente: Dirección Corporativa de Administración.

Los resultados obtenidos durante 2007 permitieron reducir 95 331 días de incapacidad médica, 8.3 por ciento menos que en 2006, así como el número de consultas, de estudios de laboratorio e imagenología.

Petróleos Mexicanos reacreditó sus unidades hospitalarias en el programa Arranque Parejo en la Vida al registrar cero casos de muertes maternas directas y de enfermedades prevenibles por vacunación. En 2007 disminuyó nueve puntos la tasa de morbilidad, calculada en 32.2 por cien


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mil derechohabientes; y aplicó el esquema básico de vacunación al 98.5 por ciento de los niños derechohabientes menores de cinco años.

Los servicios de salud de la empresa reforzaron las acciones de prevención y detección temprana de tuberculosis, dengue y VIH/SIDA, así como la vigilancia epidemiológica en grupos de riesgo; mejoraron la estrategia denominada Laboratorio de Salud para la detección de factores de riesgo de enfermedades crónico-degenerativas por estilos de vida inadecuados entre la población derechohabiente. Asimismo, llevaron a cabo el Programa de Atención Médica Integral en 14 buquetanques de la flota mayor, y en las terminales marítimas de Madero y Pajaritos, en la terminal de abastecimiento y reparto de Minatitlán, incluido el sector de ductos. Además, se atendieron todas las recomendaciones de las auditorías ambientales realizadas en las unidades hospitalarias.

Desarrollo social

Petróleos Mexicanos suscribió acuerdos con los gobiernos de los estados de Campeche, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz, con el propósito de generar condiciones favorables para la operación de la industria petrolera y coadyuvar al desarrollo social y económico de dichas regiones petroleras. En 2007, la empresa recibió 1 026 solicitudes de donativos y donaciones de los gobiernos estatales y municipales. El Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos autorizó 171 solicitudes por 1 702.1 millones de pesos, 915 millones en efectivo y 787.1 millones de pesos en especie, principalmente de productos petrolíferos. El Sistema Integral de Donativos y Donaciones inició su operación para sistematizar el proceso de otorgamiento y aplicación de los recursos. La información relativa al seguimiento de entrega y aplicación de recursos puede consultarse en el portal de Petróleos Mexicanos de Internet. Para transparentar el uso de recursos federales en materia de donativos

y donaciones, se elaboraron y autorizaron los lineamientos y la metodología para su distribución de acuerdo con el impacto de la actividad petrolera, evitando así la discrecionalidad en la asignación de recursos.


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Petróleos Mexicanos destinó 96 por ciento de los recursos autorizados a las entidades de Campeche, Chiapas, Tabasco, Tamaulipas, Veracruz, Coahuila, Guanajuato, Hidalgo, Oaxaca y Nuevo León; el porcentaje restante se distribuyó en otras entidades federativas, como se muestra en el siguiente cuadro.

Apoyos sociales (millones de pesos)

Entidad Donativos Donaciones Total

Campeche 268.5 51.2 319.7 Chiapas 76.8 44.3 121.1 Tabasco 172.8 145.2 318.0 Tamaulipas 166.6 135.6 302.2 Veracruz 118.3 195.6 313.8 Coahuila - 24.9 24.9 Guanajuato 18.7 13.9 32.6 Hidalgo 48.0 29.0 77.0 Nuevo León 30.2 64.7 94.9 Oaxaca 9.0 20.5 29.5 Aguascalientes - 4.2 4.2 Baja California - 5.1 5.1 Baja California Sur - 4.7 4.7 Colima 5.0 14.3 19.3 Guerrero - 1.8 1.8 Estado de México - 5.7 5.7 Michoacán - 6.7 6.7 Morelos - 2.4 2.4 Puebla - 2.7 2.7 Querétaro - 2.9 2.9 Quintana Roo 1.0 2.7 3.7 San Luis Potosí - 1.5 1.5 Sinaloa - 2.7 2.7 Sonora - 2.0 2.0 Zacatecas - 2.7 2.7 T O T A L 915.0 787.1 1 702.1

Fuente: Dirección Corporativa de Administración.


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Los recursos se destinaron a obras de infraestructura vial e hidráulica, equipamiento urbano y rural, y proyectos productivos y ambientales, principalmente.

Construcción de la primera etapa del Acueducto Paralelo Chicbul-Carmen en Campeche y el libramiento sobre el Río Santa Catarina en Nuevo León; dos avenidas y un paso a desnivel sobre el libramiento Sur Matamoros-Monterrey en Tamaulipas; y al centro de desarrollo social Pemex-Tula en Hidalgo. Otras actividades corresponden a la conservación, desarrollo sustentable, educación ambiental y difusión de la protección de la reserva de la biosfera en los Pantanos de Centla, Tabasco; y la reparación y rehabilitación del Puente Coatzacoalcos I, en Coatzacoalcos, Veracruz.

Para atender la situación de la población afectada por las lluvias e inundaciones atípicas, registradas en 2007, se canalizaron 15 millones de pesos y cinco mil toneladas de asfalto al estado de Tabasco.

Administración patrimonial

En 2007, ingresaron recursos por 295.8 millones de pesos por la enajenación onerosa de bienes muebles e inmuebles no útiles de Petróleos Mexicanos y las que por cuenta y orden determinaron los organismos subsidiarios; monto al que se dedujo 17.9 millones de pesos por cancelaciones y devoluciones.

La empresa gestionó 1 219 avalúos para comercializar bienes muebles e inmuebles, entre los que destacan once Almacenes de Concentración Nacional (ACN), plantas de amoniaco, equipos de proceso, unidades vehiculares, maquinaria, refacciones y accesorios diversos.

Durante 2007 se presidieron 651 licitaciones públicas de bienes muebles que derivaron en ingresos por 130.1 millones de pesos, incluidos tres contratos abiertos para retirar desechos ferrosos y no ferrosos en todo el país. Además se realizó la adjudicación directa de bienes muebles por 19.8 millones de pesos.


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Sobresale la venta de los buquetanques Mariano Escobedo, Reforma y Revolución por 26.7 millones de pesos; las existencias de los ACN en Cadereyta, Camargo, Salamanca y Madero por 27.1 millones de pesos, que permitirá el cierre de los mismos; la venta de 712 vehículos por 18.2 millones de pesos; la planta de amoniaco III que estaba fuera de operación por 13.9 millones de pesos; las plantas de azufre y de Lumus, de la estación de compresión de Santa Catarina, tanques criogénicos y los turbogeneradores en Ciudad Pemex y Poza Rica, por un valor de 8.5 millones de pesos.

La adjudicación de los contratos abiertos de desechos ferrosos generaron ingresos por 108.7 millones de pesos, debido a que los precios de los desechos se cobraron en promedio 152 por ciento por arriba del precio oficial publicado por la Secretaría de la Función Pública. Al 31 de diciembre se administraron las operaciones derivadas por la entrega de más de 63 mil toneladas de desechos.

La enajenación de bienes inmuebles ascendió a 51.7 millones de pesos, en especial por la venta de 44.7 kilómetros del poliducto Salamanca-Guadalajara en 36.5 millones de pesos.

Petróleos Mexicanos realizó el pago oportuno del impuesto predial de 144 inmuebles de su propiedad. El monto ascendió a 23.3 millones de pesos.

En la refinería de Salamanca se recabaron 574 toneladas de desechos industriales, en espera de que se adjudique el nuevo contrato abierto para su retiro y poder plantear a Pemex-Refinación el proceso de retiro de los desechos industriales en sus demás centros de acopio de desechos industriales.

Como producto de ventas internas por asignación, licitaciones públicas y reclasificación, el inventario disminuyó 30.8 por ciento en especie y 29.2 por ciento en valor según registros al 31de diciembre de 2007.

En los ACN se efectuaron transferencias a los organismos subsidiarios e interorganismos por un monto de 52.1 millones de pesos, que permitió


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mayor reaprovechamiento de materiales y equipos no útiles en existencia de Petróleos Mexicanos.

En cuanto a importe, Pemex-Exploración y Producción fue el principal cliente con 55.8 por ciento y en cuanto a materiales y equipo fue Pemex-Refinación con 36.6 por ciento.

El avance de cierre del ACN en Salina Cruz fue de 95 por ciento; en Cadereyta de 75 por ciento, en Camargo de 6 por ciento y en Salamanca de 98 por ciento.

A partir de 27 documentos relacionados con la operación de los ACN se actualizó la normatividad y se tramitaron para su registro diez procedimientos; ninguna función quedó fuera de éstos.

Con el propósito de dar certeza jurídica al patrimonio inmobiliario, Petróleos Mexicanos de un total de 2 608 inmuebles regularizó 1 421 (54.5 por ciento) y 1 187 inmuebles están en proceso de regularización.

Petróleos Mexicanos revisó y firmó 14 escrituras de compraventa y 14 de donación de inmuebles improductivos. Destaca la donación de 55 hectáreas de la ex Refinería 18 de Marzo al Gobierno Federal para construir el Parque Ecológico Bicentenario; así como la donación de 46 hectáreas a los municipios de Poza Rica, Veracruz, y Tlalnepantla, Estado de México.

En 2007, la empresa formalizó 41 contratos de arrendamiento de inmuebles y realizó 70 operaciones para enajenar a título oneroso inmuebles no útiles, bajo la figura de licitación pública o contratos privados de compraventa, localizados en Puebla, Sonora, Tabasco, Tamaulipas y Veracruz.

Servicios corporativos Telecomunicaciones

De las acciones desarrolladas en materia de telecomunicaciones en Pemex-Exploración y Producción destacan los trabajos realizados en


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Cantarell primera y segunda etapas, Ku-Maloob-Zaap, Lankahuasa, Litoral Tabasco, SCADA campo Playuelas-Cocuite, y en Chicontepec. Así como la adecuación de la infraestructura de enlaces Reynosa-Azcapotzalco y Villahermosa-Azcapotzalco a un ancho de banda de 155 megahertz (mhz) que permitió incrementar el grado de redundancia en red y transferir información sismológica entre regiones del organismo subsidiario. Se suministró ingeniería para adquirir el sistema de comunicación satelital que interconectará radares que refuerzan la seguridad de las instalaciones petroleras en la Sonda de Campeche.

En Pemex-Gas y Petroquímica Básica se efectuaron trabajos en las plantas criogénicas de Reynosa V y VI, en los complejos procesadores de gas Arenque y Matapionche; en el proyecto de redundancia del sistema SCADA y la asesoría técnica para adquirir 30 estaciones satelitales móviles sistema SCADA-Ductos para la modernización y migración del satélite SATMEX.

El área responsable de las telecomunicaciones en la empresa, intervino en las actividades de reconfiguración de la refinería de Minatitlán para la mejora de combustibles, en la planta desmineralizadora de agua, y en la reconfiguración de la refinería en Cadereyta, y en el sistema SCADA de 54 poliductos. Asimismo, en el sistema de monitoreo y control del ducto Matamoros-Brownsville implantó redundancia al sistema para la parte de comunicaciones a través de enlaces satelitales. En Pemex-Petroquímica desarrolló una aplicación para monitorear la generación y consumo de energía eléctrica en los centros petroquímicos Pajaritos, Independencia, Morelos y Escolín, y en su centro administrativo.

Otras acciones que se llevaron a cabo en materia de telecomunicaciones fueron la implantación de dos centros de atención a clientes, uno para Pemex-Petroquímica y otro para la Gerencia de Recursos Materiales y Servicios Generales del corporativo de Petróleos Mexicanos. Se llevó a cabo el contrato de servicios de transmisión por fibra óptica con la Comisión Federal de Electricidad para aprovechar infraestructura de su red de comunicaciones, y disponer de capacidad de transmisión para soportar el crecimiento de los servicios de telecomunicaciones en el corto,


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mediano y largo plazo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

Por otra parte, concluyó la certificación de todos los servicios de la especialidad de comunicación de datos a nivel nacional, así como la recertificación de los servicios estratégicos de apoyo a clientes; se modernizó el sistema de microondas Troncal Ductos Sur Centro, en el segmento Centro Petroquímico Morelos–Agua Dulce-La Venta–Castaño-2ª-Villahermosa; y concluyó la modernización del primer nivel jerárquico de la red telefónica institucional que permitirá proporcionar servicios de videotelefonía, colaboración, comunicación unificada y servicios de nueva generación.

Informática corporativa

Se integraron 1 350 equipos al sistema de administración remota y se implantó un sistema de videoconferencia web basado en nueva tecnología. Se repararon 350 equipos subscriptores, 90 módulos de infraestructura e instrumentos de medición, soportando mantenimiento preventivo y correctivo de dos sitios principales Trunking Pemex.

Se proporcionaron servicios de comunicación satelital móvil durante los trabajos de restablecimiento de los ductos siniestrados por actos vandálicos en Querétaro. Se atendieron los daños causados por el huracán Dean, y se llevó a cabo la instalación de la torre auto-soportada en la estación de microondas Polutla.

Servicios aduanales

La empresa realizó 9 273 operaciones de comercio exterior, con tarifas para importación y exportación inferiores al promedio pagadero a agentes aduanales externos, que reflejan ahorros por 551.1 millones de pesos; renovó y mantuvo vigente la certificación ISO 9001:2000 en todo el proceso de despacho aduanal de mercancías; tramitó los permisos para la internación de mercancías y productos al país ante las secretarías de Salud y del Medio Ambiente y Recursos Naturales; llevó a cabo modificaciones


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al sistema de elaboración de pedimentos para realizar electrónicamente el pago de contribuciones de las importaciones y exportaciones; y coordinó la formalización de contratos plurianuales con agentes aduanales externos, en donde no se brindan servicios a los apoderados aduanales de Petróleos Mexicanos.

Información geográfica

Se otorgaron 131.8 mil servicios con un valor de 130.3 millones de pesos, y se brindó información geográfica en línea a 6.9 mil suscriptores. Se registraron 68.7 mil accesos con la herramienta GEONET y Red Geográfica, así como 80 mil accesos con la herramienta para información geográfica en tercera dimensión GEOPEMEX 3D. Se tuvieron convenios de colaboración técnica con el Instituto Nacional de Estadística, Geografía e Informática, con las secretarías de Energía y de la Defensa Nacional, y con el Registro Agrario Nacional.

En 2007 se modernizaron los sistemas de información geográfica de administración patrimonial; se construyeron el portal electrónico (SUVICA) y el sistema para visualización del portal de administración de proyectos de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos.

Otros desarrollos de información geográfica corresponden al Registro Agrario Nacional; a las ubicaciones de estaciones meteorológicas automáticas, de estaciones de servicio y riesgo en sistemas de ductos de Pemex-Refinación; a instalaciones e información estadística de empresas gubernamentales del sector energético. Además del sistema de datos meteorológico para el sistema SCADA, y el proyecto de planeación operativa y de logística de Pemex-Exploración y Producción.

Comunicación social El programa de medios de comunicación tuvo el propósito de dar continuidad e incrementar la difusión de las actividades que lleva a cabo Petróleos Mexicanos, como una empresa moderna, eficiente, comprometida con la sociedad, que se transforma cotidianamente para


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garantizar el abasto energético del país y para fortalecer su competitividad a nivel internacional.

En la campaña de publicidad 2007, logró destacar la promoción y garantía del derecho a la información, así como el compromiso institucional con la población de las zonas de influencia de la industria petrolera del país. Se publicó el manual de entrevistas y prensa, y se atendieron 1 052 solicitudes en materia de videograbación y 182 de fotografía, de las cuales se reprodujeron 5 360 fotos y se exhibieron en diversas ciudades del país.

Seguridad física de las instalaciones

Con motivo de diversos ilícitos en contra de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios se detectaron y eliminaron 323 tomas clandestinas, se aseguró y puso a disposición ante las autoridades correspondientes a los presuntos responsables y los vehículos incautados. Se realizaron patrullajes y vigilancia a las instalaciones y a la red de ductos con 10.3 millones de kilómetros, recorridos a pie y en vehículo. En colaboración con Pemex-Refinación se efectuaron servicios de usuario simulado por solicitud, a fin de coadyuvar en la detección de estaciones de servicio con despacho de combustible irregular; y se intervinieron 16 estaciones de servicio por maniobras irregulares de trasvase y venta de hidrocarburos de procedencia ilícita. Por medio de estudios de vulnerabilidad y análisis de riesgos a instalaciones estratégicas de Petróleos Mexicanos, se verificaron 53 instalaciones para comprobar las medidas mínimas de seguridad; a 29 instalaciones fronterizas para dar cumplimiento al Programa de la Alianza para la Seguridad y Prosperidad de América del Norte; y a 125 instalaciones para reclasificarlas. Se dio cumplimiento de las recomendaciones derivadas de 173 estudios de vulnerabilidad y análisis de riesgo; y se revisó el Plan Integral de Seguridad Física de cien instalaciones. Por otra parte, la empresa efectuó 119 estudios de criminalística de campo, grafoscopía y documentoscopía para la emisión de dictámenes a partes interesadas, así como en litigios en contra de la institución, como son los juicios laborales, civiles, administrativos y penales, entre otros.


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10. Transparencia

A partir del tercer trimestre de 2003 se publican los reportes de resultados trimestrales enviados a la Bolsa Mexicana de Valores y a la Comisión Nacional Bancaria y de Valores en el portal de Internet de Petróleos Mexicanos. Asimismo, recientemente se ha incorporado la publicación del seguimiento del ejercicio presupuestal, incluyendo Pidiregas. La publicación periódica de información operativa y financiera relevante representa un mecanismo de transparencia y de rendición de cuentas.

El 31 de agosto de 2007 se publicaron en el Diario Oficial de la Federación los Lineamientos para la integración y el funcionamiento de los Comités de Auditoría Independientes en Petróleos Mexicanos, en la Comisión Federal de Electricidad y en Luz y Fuerza del Centro, con el fin de, entre otros, supervisar que la información financiera y contable se formule de conformidad con las disposiciones jurídicas y con las Normas de Información Financiera aplicables, así como verificar que dicha información se presente en tiempo y forma a las instituciones nacionales e internacionales.

El Comité estará integrado por tres vocales con voz y voto designados por la Secretaría de la Función Pública y un Secretario Ejecutivo designado por los vocales. La selección de los vocales se basará en la experiencia, capacidad y prestigio de los candidatos, los cuales deberán acreditar su independencia respecto de la entidad, así como su experiencia técnica en materias afines al objeto del Comité.

Los vocales deberán ejercer sus cargos de tiempo completo y no podrán designar suplentes ni delegar funciones en persona alguna. Al menos uno de los vocales deberá ser un “experto financiero,” según dicho término se define en los lineamientos citados.

Las funciones principales del Comité de Auditoría Independiente son:

supervisar los procesos para integrar y difundir la información contable y financiera;


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aprobar la selección y contratación del auditor externo;

supervisar la preparación y emisión del dictamen de auditoría de los Estados Financieros; e

informar, periódicamente, a los órganos de gobierno o de vigilancia, los resultados del ejercicio de sus funciones.

Programa de Transparencia y rendición de cuentas 2007

Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Compañías Filiales, atendieron con puntualidad los requerimientos y acuerdos adoptados en la Comisión Intersecretarial para la Transparencia y el Combate a la Corrupción (CITCC), y su Secretaría Ejecutiva. Además de que intervinieron en la reestructura del Programa de Transparencia y Rendición de Cuentas en la industria petrolera.

Se desarrollaron herramientas basadas en tecnologías de información disponibles en línea y bajo el esquema de firma electrónica, tales como el Sistema de Bitácora Electrónica de Obra de la Industria Petrolera (BEO) y la factura electrónica.

Petróleos Mexicanos entregó la BEO a la Secretaría de la Función Pública para que las dependencias, entidades y compañías contratistas integren todos los asuntos relevantes de un contrato de obras y servicios. A partir de 2007 todos los proyectos de obra pública de la empresa estarán incorporados en la BEO, situación que reducirá inconformidades en los procesos de licitación y el número de licitaciones que se declaran desiertas.

Pemex-Refinación implantó el uso de facturas electrónicas por la venta de sus productos y servicios, mecanismo que representa un ahorro en trámites y fortalece los controles internos de operación y relación comercial, además de que la convierte en la primera empresa pública en aplicar este innovador sistema.

Se efectuaron acciones respecto de otros temas como: transparencia focalizada, blindaje electoral, instituciones con procesos, trámites y


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servicios críticos, participación ciudadana, seguimiento a convenciones internacionales, convenio en contra de la discriminación, mejora de las páginas web de las instituciones de la Administración Pública Federal, abatimiento del rezago en educación, programa cero observaciones, extinción y regularización de fideicomisos, normas generales de control interno, reducción de riesgos de corrupción y, por último, análisis de índices.

El Índice de Seguimiento de Transparencia (IST) al 30 de noviembre de 2007 fue el siguiente:

I S T

Petróleos Mexicanos 9.91

Pemex-Exploración y Producción 9.80

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 9.84

Pemex-Refinación 9.85

Pemex-Petroquímica 9.80

Instituto Mexicano del Petróleo 10.00

PMI Comercio Internacional, S. A. de C. V. 10.00

Comesa, S. A. de C. V. 10.00

III Servicios, S. A. de C. V. 9.53

En un esfuerzo institucional de transparentar sus actividades, Petróleos Mexicanos publicó en el Diario Oficial de la Federación la primera convocatoria para la licitación pública nacional del programa de contratación del servicio de transporte aéreo de personal y/o carga con helicópteros en la Sonda de Campeche, Golfo de México y otros lugares dentro de la República Mexicana.


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A propuesta de la Dirección General, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos aprobó las modificaciones a los lineamientos para el otorgamiento de donativos y donaciones que realicen Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Entre las principales modificaciones están:

Fortalecer las sanciones al donatario que incumpla con la rendición de cuentas en la aplicación de los apoyos otorgados.

Incorporar una metodología para la asignación y distribución de los donativos y donaciones. Los indicadores incluidos en la metodología son la producción de la industria petrolera, las instalaciones estratégicas, la población en municipios con influencia petrolera, los proyectos de inversión, la protección y los pasivos ambientales, el número de trabajadores petroleros y el índice de marginación de los municipios petroleros.

Mejora regulatoria

Continuó la homologación, actualización y depuración de las disposiciones normativas y administrativas entre Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, con los siguientes resultados: 635 simplificadas y 384 eliminadas. En la evaluación de la Secretaría de la Función Pública sobre los avances en el Programa de Mejora Regulatoria, la empresa obtuvo una calificación de 100 por ciento.

El inventario registrado en el Sistema Normateca Institucional al término de 2007 es de 3 409 disposiciones normativas y administrativas, de las cuales 2 727 son procedimientos administrativos asociados a funciones de las áreas.

El Comité de Mejora Regulatoria Interna de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios revisó 35 normativas de impacto general, para un acumulado de 247 desde 2003.

Además, continúa la revisión de disposiciones normativas y administrativas, conforme a la clasificación de procesos y subprocesos


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definida para el cumplimiento de la Ley Sarbanes-Oxley en Petróleos Mexicanos.

Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental (LFTAIPG)

Durante 2007, Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios recibieron 3 481 solicitudes de información formuladas al amparo de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental (LFTAIPG). Al cierre del año se dio respuesta a 3 154 solicitudes y 327 estaban en trámite, en concordancia con los plazos establecidos por la propia ley.

Atención a solicitudes de información al amparo de la LFTAIPG, 2007

Entidad Total recibidas

Total con respuesta

En proceso Por ciento

TOTAL 3 481 3 154 327 90.6

Petróleos Mexicanos 1 437 1 319 118 91.8

Pemex-Exploración y Producción 855 767 88 89.7

Pemex-Refinación 785 703 82 89.6

Pemex-Gas y Petroquímica Básica 215 197 18 91.6

Pemex-Petroquímica 189 168 21 88.9

Fuente: Portal de Internet de Petróleos Mexicanos

Respecto de la información relacionada con los artículos 7 y 12 de la LFTAIPG, concluyó la migración al Portal de Obligaciones de Transparencia (POT) de la Administración Pública Federal, implantado por el Instituto Federal de Acceso a la Información Pública (IFAI).

Se actualizó, en tiempo y forma, la información referida y se cumplió con las remisiones semestrales del Índice de Expedientes Reservados actualizado y, en su caso, la modificación o actualización de los registros de la Entidad en el Sistema Persona del IFAI, que permite cumplir con las obligaciones de los Lineamientos de Protección de Datos Personales.


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Se impulsó el programa e-learning en materia de transparencia y acceso a la información (e-fai), en el cual participó personal directamente vinculado con la atención a las disposiciones de la LFTAIPG de las áreas de Petróleos Mexicanos.

Petróleos Mexicanos dio respuesta a los comunicados del IFAI relacionados con los recursos de revisión interpuestos por la ciudadanía, a través de la herramienta denominada Comunicación que el IFAI puso en operación para esos fines.

Comité de Información de Petróleos Mexicanos

Durante 2007, el Comité de Información en Petróleos Mexicanos realizó 48 sesiones ordinarias y 16 extraordinarias; atendió 110 recursos de revisión de solicitudes de información formuladas a la Unidad de Enlace de Petróleos Mexicanos y, emitió 528 resoluciones.

Archivística y digitalización

Se actualizó y publicó en el portal de Internet de Petróleos Mexicanos la Guía Simple de Archivos, con información de 606 380 expedientes en archivo de trámite, por direcciones corporativas y de la Dirección General, con clasificación archivística, vigencia operativa y destino final.

Se entregó al Archivo General de la Nación la actualización del Catálogo de Disposición Documental de Petróleos Mexicanos.

Se estableció y aplicó el Programa de Capacitación y Asesoría Archivística a 455 servidores públicos.

Se actualizó en el portal institucional el documento Criterios Específicos para la Organización, Conservación y Custodia de los Archivos de Petróleos Mexicanos.

Se integró información relativa a la clasificación y descripción de carátulas en expedientes de archivo, en donde se identifica que se generaron las portadas institucionales a 475 162 expedientes de archivo correspondientes al corporativo.


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Se digitalizaron 116 073 documentos de archivo de trámite con un total de 4 112 050 fojas; y se realizó la transferencia primaria de 3 516 expedientes de archivo de trámite con un total de 4 375 tomos o legajos en 142 cajas hacia el Archivo de Concentración.

11. Estadísticas Contenido


Estadísticas operativas seleccionadas 156 Precios promedio al público de productos seleccionados 158 Flujo de efectivo 159 Gasto de inversión devengado por empresa 160 Balance nacional de gas natural 161 Índices de seguridad industrial 162 Protección ambiental y certificaciones 163 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2007 164 Número de plazas de trabajo del Corporativo de Pemex 165 al 31 de diciembre de 2007

Pemex Exploración y Producción

Reservas de hidrocarburos al 1 de enero de 2008 168 Producción acumulada de hidrocarburos al 169 1 de enero de 2008 Reservas totales de hidrocarburos de la Región 170 Marina Noreste al 1 de enero de 2008 Reservas totales de hidrocarburos de la Región 171 Marina Suroeste al 1 de enero de 2008 Reservas totales de hidrocarburos de la Región 172 Sur al 1 de enero de 2008 Reservas totales de hidrocarburos de la Región 173 Norte al 1 de enero de 2008 Equipos de perforación en operación por región y activos 174 integrales Número de pozos perforados por región y activos integrales 175 Número de pozos terminados por región y activos integrales 176 Porcentaje de éxito en pozos terminados por región y activo 177

Producción de petróleo crudo por región y activos integrales 178 Producción de petróleo crudo por tipo y región 179 Producción de petróleo crudo en campos seleccionados 180 Producción y distribución de petróleo crudo 181 Producción de gas natural por región y activos integrales 182 Producción de gas natural en campos seleccionados 183 Producción y distribución de gas natural 185 Producción de petróleo crudo y gas natural por 186 entidad federativa Valor de las ventas a otras empresas subsidiarias 187 Volumen de ventas a otras empresas subsidiarias 188 Gasto de inversión devengado por proyecto 189 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2007 191

Pemex Refinación

Proceso de petróleo crudo en el Sistema Nacional 194 de Refinación Proceso de petróleo crudo por refinería 195 Elaboración de productos 196 Elaboración de productos petrolíferos por refinería, 2007 197 Valor de las ventas a otras empresas subsidiarias 199 Volumen de ventas a otras empresas subsidiarias 200 Valor de las ventas internas 201 Volumen de ventas internas 202 Valor y volumen de las ventas internas de productos 203 petrolíferos por producto y región, 2007 Valor del comercio exterior 204 Volumen del comercio exterior 205 Gasto de inversión devengado por proyecto 206 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2007 207

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Proceso de gas y condensados 210 Balance de gas seco 211 Valor de las ventas a otras empresas subsidiarias 212 Volumen de ventas a otras empresas subsidiarias 213 Valor de las ventas internas 214 Volumen de ventas internas 215 Valor del comercio exterior 216 Volumen del comercio exterior 217 Gasto de inversión devengado por proyecto 218 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2007 219

Pemex Petroquímica

Elaboración de productos petroquímicos 222 Elaboración de productos petroquímicos por complejo 224 Valor de las ventas a otras empresas subsidiarias 226 Volumen de ventas a otras empresas subsidiarias 227 Valor de las ventas internas 228 Volumen de ventas internas 229 Valor de las ventas internas por centro 230 Volumen de ventas internas por centro 232 Valor del comercio exterior 234 Volumen del comercio exterior 235 Gasto de inversión devengado por proyecto 236 Número de plazas de trabajo al 31 de diciembre de 2007 237

Pemex Internacional

Valor del comercio exterior de hidrocarburos y sus derivados 240 Volumen del comercio exterior de hidrocarburos y sus derivados 241 Valor de las exportaciones de petróleo crudo por 242 destino geográfico

Volumen de las exportaciones de petróleo crudo por 243 destino geográfico Precio de las exportaciones de petróleo crudo por 244 destino geográfico Volumen de las exportaciones de petróleo crudo por 245 país de destino Valor del comercio exterior de productos petrolíferos y 246 gas natural Volumen del comercio exterior de productos petrolíferos y 247 gas natural Valor del comercio exterior de productos petroquímicos 248 Volumen del comercio exterior de productos petroquímicos 249

Métodos y factores de conversión

A. Notas a los cuadros estadísticos 252 B. Abreviaturas y símbolos usados 256 C. Factores de conversión utilizados en la industria petrolera 257 D. Peso específico de productos seleccionados 258


156

Cuadro 1Petróleos Mexicanos: estadísticas operativas seleccionadas(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

ProducciónHidrocarburos líquidos 3 760 3 683 3 477

Petróleo crudo 3 333 3 256 3 082Condensados y líquidos del gas 426 427 395

Gas natural (MMpcd) 4 818 5 356 6 058Petrolíferos y gas licuado 1 554 1 545 1 511Petroquímicos (Mt) 10 603 10 961 11 756Proceso de crudo 1 284 1 284 1 270

Ventas internasVolumen

Petrolíferos y gas licuado 1 770 1 762 1 815Gas licuado 313 305 300Gasolinas automotrices 671 718 760

Pemex Magna 560 602 659Pemex Premium 112 116 101

Turbosina 59 61 68Diesel 320 345 358Combustóleo 341 264 257Otros 66 68 71

Gas natural (MMpcd) 2 632 2 955 3 076

Petroquímicos (Mt) 3 795 3 869 4 041Pemex Petroquímica 2 480 2 488 2 684Pemex Refinación 289 334 291Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 026 1 048 1 066

Valor (MM$)Total 452 422 508 919 552 504

Petrolíferos y gas licuado 373 383 433 565 473 571Gas licuado 48 531 52 706 54 456Gasolinas automotrices 184 651 221 697 247 338

Pemex Magna 150 793 181 287 209 007Pemex Premium 33 858 40 411 38 332

Turbosina 16 241 18 897 23 369Diesel 78 736 88 374 96 920Combustóleo 39 521 43 299 42 396Otros 5 703 8 591 9 091

Gas natural 79 038 75 355 78 933

Petroquímicos 23 386 24 659 25 970Pemex Petroquímica 19 727 20 366 21 424Pemex Refinación 2 072 2 449 2 508Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 587 1 844 2 037

(1) Incluye el gas licuado de plantas de gas de Pemex Gas y Petroquímica Básica.(2) Incluye los productos petroquímicos elaborados por Pemex Petroquímica, Pemex Refinación y el etano y azufre obtenidos por Pemex Gas y Petroquímica Básica.

(1)

(2)

157

(3)

Cuadro 1Petróleos Mexicanos: estadísticas operativas seleccionadas(miles de barriles diarios)

(continuación)

2005 2006 2007

Comercio exteriorVolumen

Exportación neta de hidrocarburos líquidos 1 670 1 612 1 371Exportación de petróleo crudo 1 817 1 793 1 686Petrolíferos y gas licuado

Exportaciones 187 188 180Importaciones 334 369 495

Exportación neta de gas natural (MMpcd) - 456 - 418 - 247Petroquímicos (Mt)


Maquila 66 70 2

Valor (MMUS$)Exportación neta 22 339 27 380 25 645Exportación de petróleo crudo 28 329 34 707 37 932Petrolíferos y gas licuado

Exportaciones 2 991 3 595 4 059Importaciones 7 859 10 029 15 798

Exportación neta de gas natural -1 319 -1 063 - 645Petroquímicos


Precios (US$/b)Exportación

Petróleo crudo 42.71 53.04 61.63Istmo 53.11 57.29 69.92Maya 40.61 51.10 60.37Olmeca 53.91 64.67 70.89

Gas Licuado 37.52 48.26 55.66Turbosina 67.95 82.58 83.70Diesel 56.59 49.84 62.66Combustóleo (alto azufre) 19.20 37.73 44.89

Importación Gas Licuado 42.45 46.22 55.56Gasolinas 75.45 85.16 95.09Combustóleo (bajo azufre) 43.00 54.55 62.13Gas natural (US$/MMBtu) 7.77 6.68 6.91

(3) Mezcla.

158

Cuadro 2Petróleos Mexicanos: precios promedio al públicode productos seleccionados

2005 2006 2007

Gas natural y petrolíferos ($/m3) *

Gas natural ($/Gcal) 386.42 327.16 326.08Gas licuado ($/t) 6 064.50 6 774.97 7 120.83Gasolinas automotrices

Pemex Magna 6 332.16 6 610.58 6 913.18Pemex Premium 7 477.26 7 847.26 8 512.60

Turbosina 5 889.25 6 335.15 7 169.54Pemex Diesel 5 243.62 5 447.34 5 848.88Combustóleo pesado 2 730.07 3 529.69 3 790.65Asfaltos AC-20 2 712.63 4 079.70 4 203.24

Petroquímicos ($/t) **

Acrilonitrilo 17 877.27 18 363.68 19 481.76Amoniaco 3 821.70 3 607.90 3 680.05Cloruro de vinilo 9 391.10 8 430.83 7 684.10Estireno 15 459.45 16 088.82 17 230.05Monoetilenglicol grado fibra 10 575.21 10 100.22 12 350.00Oxido de etileno 9 187.73 9 013.57 8 801.55Polietileno alta densidad 14 438.62 15 935.34 15 740.79Polietileno baja densidad 16 385.42 15 914.55 16 926.10Tolueno 8 957.47 10 253.91 11 729.38

* Excluye la frontera norte del país.** Excluye el I.V.A.Nota: ver nota explicativa en la sección de Métodos y factores de conversión.

159

Cuadro 3Petróleos Mexicanos: flujo de efectivo(millones de pesos)

2005 2006 2007

Ingresos 954 373 1158 961 1205 875

Ventas interiores 557 572 618 444 662 604Ventas exteriores 334 198 422 983 450 823Otros ingresos 61 071 117 534 92 448Operaciones ajenas netas 1 532 0 0

Egresos 873 827 958 557 993 367

Operación 99 132 107 112 121 137Inversión 52 127 54 157 49 734Mercancía para reventa 106 527 126 527 176 579Operaciones ajenas netas - 1 763 2 613Impuestos indirectos 86 292 79 031 84 964Impuestos directos 529 749 589 967 558 340

Superávit primario 80 546 200 404 212 508

Intereses 30 532 50 690 42 923Rendimientos mínimos garantizados 626 259 4

Superávit de operación 49 388 149 455 169 581

Endeudamiento neto -54 913 -3 798 -17 168

Disposiciones 44 836 66 718 53 464Amortizaciones 99 749 70 515 70 632

Incremento (uso) caja -5 525 145 658 152 413

(1) Incluye el registro PIDIREGAS (Proyectos de Infraestructura Productiva de Largo Plazo).(2) Incluye operaciones del Master Trust (Cuenta Master Trust Neto).

(1)

(2)

160

*

Cuadro 4Petróleos Mexicanos: gasto de inversión devengado por empresa(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 195 124 207 637 237 998

Inversión programable 52 435 54 262 51 720

Inversión física 5 975 16 460 16 811Inversión financiera 26 100 32 570 11 132Pagos deuda Pidiregas 20 360 5 232 23 777

Fondo 31 937 27 130 30 171

Inversión física 16 750 3 111 506Pagos deuda Pidiregas 15 187 24 019 29 665

PIDIREGAS 110 751 126 245 156 107

Pemex Exploración y Producción 150 763 151 159 201 155Programable 21 036 6 126 25 667

Inversión física 4 659 4 359 6 262Pagos deuda Pidiregas 16 377 1 767 19 405

Fondo 22 667 27 130 30 139Inversión física 7 480 3 111 474Pago deuda Pidiregas 15 187 24 019 29 665

PIDIREGAS 107 060 117 902 145 349

Pemex Refinación 12 775 18 501 20 291Programable 4 432 10 635 11 446


Fondo 5 922 0 0Inversión física 5 922 0 0

PIDIREGAS 2 421 7 865 8 844

Pemex Gas y Petroquímica Básica 3 602 3 591 4 245Programable 405 3 114 2 516

Inversión física 202 2 932 2 386Pagos deuda Pidiregas 203 182 130

Fondo 1 927 0 32Inversión física 1 927 0 32

PIDIREGAS 1 270 477 1 696

Pemex Petroquímica 1 440 1 486 1 001Programable 18 1 486 784

Inversión física 18 1 486 784Fondo 1 422 0 0

Inversión física 1 422 0 0PIDIREGAS 0 0 217

Corporativo de Pemex 26 544 32 901 11 306Inversión física 444 330 175Inversión financiera 26 100 32 570 11 132

* Cierre de Cuenta Pública 2007. Pidiregas incluye intereses capitalizables y CSM's.

161

Cuadro 5Petróleos Mexicanos: balance nacional de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

2005 2006 2007

Disponibilidad 5 317 5 830 6 471Producción de gas natural 4 818 5 356 6 058Importación 480 451 386Otras corrientes 19 23 27

Destino 5 307 5 829 6 468

Gas a la atmósfera 198 286 560CO 16 15 13Gas 182 271 547

Condensación en gasoductos 240 267 244Encogimiento por extracción de licuables 564 551 545Encogimiento por endulzamiento 137 137 132Consumo Pemex 1 506 1 590 1 767

Exploración y Producción 715 754 892Refinación 276 281 284Gas y Petroquímica Básica 251 263 268Petroquímica 264 292 323Corporativo 0 0 0

Ventas internas 2 632 2 955 3 076

Sector industrial - distribuidoras 1 073 1 156 1 185Sector eléctrico 1 420 1 666 1 752Sector autogeneración 139 133 139

Exportación 24 33 139

Empaque 6 10 5 Discrepancia estadística 10 1 3

(1) Incluye desempaque en ductos de Pemex Exploración y Producción, gas de plantas de líquidos, y otras corrientes en Pemex Gas y Petroquímica Básica y Pemex Petroquímica.(2) Excluye los volúmenes recirculados en el bombeo neumático, tanto de gas de formación como de gas seco que recibe de Pemex Gas y Petroquímica Básica.(3) Incluye el gas de campos (cuadro 26) y gas seco de plantas (cuadro 46).

2

(1)

(2)

(3)

162

Cuadro 6Petróleos Mexicanos: índices de seguridad industrial

2005 2006 2007

Frecuencia(número de accidentes incapacitantespor millón de horas hombre trabajadas)

Petróleos Mexicanos 1.06 0.67 0.59

Pemex Exploración y Producción 1.26 0.96 1.21

Pemex Refinación 1.16 0.59 0.27

Pemex Gas y Petroquímica Básica 0.26 0.07 0.10

Pemex Petroquímica 1.13 0.70 0.48

Corporativo de Pemex 0.71 0.42 0.07

Gravedad(número de días perdidos por millón dehoras hombre trabajadas)

Petróleos Mexicanos 117 72 35

Pemex Exploración y Producción 143 65 71

Pemex Refinación 93 108 16

Pemex Gas y Petroquímica Básica 250 61 2

Pemex Petroquímica 138 82 31

Corporativo de Pemex 27 15 2

163

Cuadro 7Petróleos Mexicanos: protección ambiental y certificaciones

2005 2006 2007

Protección Ambiental(índices)

Oxidos de azufre (SOx) (t/Mt) 1.25 1.48 1.77

Emisiones de CO2 (t/Mt) 90 114 136

Descargas totales al agua (kg/Mt) 6.35 6.87 5.74

Porcentaje de disposición de residuos 158.20 66.08 106.07peligrosos

Fugas y derrames

- Número 399 404 396

- Volumen (t) 3 528 3 434 14 990

Certificaciones(número)

Certificados de industria limpia acumulados 369 377 422

ISO 9001 46 41 43

ISO 14000 29 29 28

(1) Cifras preliminares.(2) En 2005 se dispuso un volumen 58.22 % mayor que el generado.(3) En 2006 PGPB y PPQ lograron obtener un solo certificado de sus centros de trabajo por

línea de negocio bajo el esquema de certificación de multisitios.

(1)

(2)

(3)

164

Cuadro 8Petróleos Mexicanos: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2007

Total Definitivas Temporales

Total 147 275 129 606 17 669

Pemex Exploración y Producción 51 259 39 607 11 652

Pemex Refinación 46 914 43 205 3 709

Pemex Gas y Petroquímica Básica 12 718 11 660 1 058

Pemex Petroquímica 14 345 14 158 187

Corporativo de Pemex 22 039 20 976 1 063

Servicios médicos 12 005 11 845 160

Telecomunicaciones 1 765 1 625 140

Otros 8 269 7 506 763

165

Cuadro 9Petróleos Mexicanos: número de plazas de trabajo del Corporativode Pemex al 31 de diciembre de 2007


Total 22 039 20 976 1 063

Dirección Corporativa de Finanzas 1 100 1 098 2

Servicios médicos 12 005 11 845 160

Sede 156 156 -

Central Sur (Picacho) 1 269 1 269 -

Central Norte (Azcapotzalco) 1 731 1 731 -

Madero 1 528 1 523 5

Minatitlán 2 325 2 298 27

Reynosa 894 885 9

Salamanca 637 636 1

Poza Rica 1 088 1 082 6

Villahermosa 2 377 2 265 112

Telecomunicaciones 1 765 1 625 140

Dirección Corporativa de Administración 5 191 4 952 239

Otras áreas corporativas 1 978 1 456 522

Pemex Exploración y Producción

168

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169

Cuadro 11Pemex Exploración y Producción: producción acumulada de hidrocarburosal 1 de enero de 2008

Crudo Gas naturalMMb MMMpc

Total 35 875.5 59 124.7

Marina Noreste 15 280.1 6 587.3Cantarell 12 879.2 5 350.6Ku-Maloob-Zaap 2 400.9 1 236.7

Marina Suroeste 5 469.9 6 325.4Abkatún-Pol-Chuc 5 105.0 5 512.9Litoral de Tabasco 364.9 812.5

Norte 5 636.7 19 533.7Burgos 33.3 9 947.7Poza Rica-Altamira 5 528.4 7 587.2Veracruz 75.1 1 998.7

Sur 9 488.8 26 678.3Bellota-Jujo 2 856.9 4 347.8Cinco Presidentes 1 720.1 2 093.2Macuspana 23.0 5 555.9Muspac 1 672.9 9 158.1Samaria-Luna 3 215.9 5 523.3

Nota: Todas las unidades están expresadas a condiciones atmosféricas, y suponen 15.6 °Cy 14.7 libras de presión por pulgada cuadrada.

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174

C uadro 16P em ex Explorac ión y P roducc ión: equipos de pe rforac ión en ope rac iónpor reg ión y ac tivos integ ra le s(núm ero de equipos prom edio)

2005 2006 2007

Tota l 116 103 115

Tota l e xplora c ión 27 23 20

Re g ión M a rina Noreste 2 2 1C antare ll - 0 0Ku-M aloob-Zaap - 2 1E x ploración* 2 - -

Re g ión M a rina S uroe ste 9 5 5A bk atún-Pol-C huc - 1 1L i toral de Tabasco - 2 3A ct iv o Reg ional de E xploración 9 1 1

Re g ión S ur 4 7 6C inco Pre side nte s 1 2 -Be l lota- Jujo 2 2 2S am aria-L una 1 2 1M uspac 0 1 1M acuspana - - -A ct iv o Reg ional de E xploración 0 1 2

Re g ión Norte 12 10 8Burg os 4 5 4Poz a R ica-A ltam ira 1 1 -V eracruz 4 3 4A ct iv o Reg ional de E xploración 3 0 -

Tota l desa rrol lo 88 80 96

Re g ión M a rina Noreste 9 13 17C antare ll 5 6 8Ku-M aloob-Zaap 4 7 9

Re g ión M a rina S uroe ste 13 9 11A bk atún-Pol-C huc 3 1 2L i toral de Tabasco 10 8 9

Re g ión S ur 28 21 33C inco Pre side nte s 3 1 4Be l lota- Jujo 11 7 12S am aria-L una 10 8 11M uspac 1 2 3M acuspana 3 2 3

Re g ión Norte 39 37 35Burg os 28 26 23Poz a R ica-A ltam ira 5 6 9V eracruz 6 5 3

* Rea lizad as p o r el Ac tivo Regio n a l d e Exp loració n d e la Regió n M arin a Su roes te.

175

Cuadro 17Pemex Exploración y Producción: número de pozos perforadospor región y activos integrales

2005 2006 2007

Total 759 672 615

Total exploración 73 58 49

Región Marina Noreste 5 3 2Ku-Maloob-Zaap - 3 2Exploración * 5 - -

Región Marina Suroeste 9 5 4Abkatún-Pol-Chuc - 1 2Litoral de Tabasco - 1 1Activo Regional de Exploración 9 3 1

Región Sur 5 6 7Cinco Presidentes 2 4 -Bellota-Jujo 2 - 4Samaria-Luna - 1 1Muspac - - 1Activo Regional de Exploración 1 1 1

Región Norte 54 44 36Burgos 26 29 20Poza Rica-Altamira 4 1 -Veracruz 21 12 16Activo Regional de Exploración 3 2 -

Total desarrollo 686 614 566

Región Marina Noreste 31 39 44Cantarell 18 20 18Ku-Maloob-Zaap 13 19 26

Región Marina Suroeste 16 9 8Abkatún-Pol-Chuc 6 3 -Litoral de Tabasco 10 6 8

Región Sur 78 45 69Cinco Presidentes 22 7 28Bellota-Jujo 20 12 10Samaria-Luna 26 17 21Muspac - 3 3Macuspana 10 6 7

Región Norte 561 521 445Burgos 427 407 252Poza Rica-Altamira 86 95 176Veracruz 48 19 17

* Realizadas por el Activo Regional de Exploración de la Región Marina Suroeste.

176

Cuadro 18Pemex Exploración y Producción: número de pozos terminadospor región y activos integrales

2005 2006 2007

Total 742 656 659


Región Marina Noreste 7 3 2Ku-Maloob-Zaap - 3 2Exploración* 7 - -

Región Marina Suroeste 6 8 5Abkatún-Pol-Chuc - 3 2Litoral de Tabasco - 2 1Activo Regional de Exploración 6 3 2

Región Sur 5 5 6Cinco Presidentes 1 4 -Bellota-Jujo 1 1 2Samaria-Luna - - 2Muspac - - 1Macuspana - - 1Activo Regional de Exploración 3 - -




Región Marina Suroeste 16 19 6Abkatún-Pol-Chuc 7 3 -Litoral de Tabasco 9 16 6

Región Sur 84 45 66Cinco Presidentes 22 7 28Bellota-Jujo 23 9 9Samaria-Luna 25 19 20Muspac 2 3 2Macuspana 12 7 7


* Realizadas por el Activo Regional de Exploración de la Región Marina Suroeste.

177

Cuadro 19Pemex Exploración y Producción: porcentaje de éxito en pozos terminadospor región y activo

2005 2006 2007


Región Marina Noreste 57 33 100Ku-Maloob-Zaap - 33 100Exploración * 57 - -

Región Marina Suroeste 67 88 80Abkatún-Pol Chuc - 67 50Litoral de Tabasco - 100 100Activo Regional de Exploración 67 100 100

Región Sur 60 40 67Cinco Presidentes 0 25 -Bellota-Jujo 0 100 100Samaria-Luna - - 50Muspac - - 100Macuspana - - 0Activo Regional de Exploración 100 - -




Región Marina Suroeste 88 95 83Abkatún-Pol Chuc 86 100 -Litoral de Tabasco 89 94 83

Región Sur 94 91 91Cinco Presidentes 100 100 100Bellota-Jujo 96 100 56Samaria-Luna 96 89 100Muspac 50 33 100Macuspana 83 100 71


* Realizadas por el Activo Regional de Exploración de la Región Marina Suroeste.Nota: No se incluyen pozos de proyecto especial, inyectores y taponados por accidente mecánico.

178

Cuadro 20Pemex Exploración y Producción: producción de petróleo crudopor región y activos integrales(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Petróleo crudo 3 333 3 256 3 082

Región Marina Noreste 2 357 2 205 2 024

Cantarell 2 035 1 801 1 496Ku-Maloob-Zaap 322 404 527

Región Marina Suroeste 396 475 506

Abkatún-Pol-Chuc 300 332 312Litoral de Tabasco 96 143 194

Región Sur 497 491 465

Cinco Presidentes 39 39 45Bellota-Jujo 224 219 190Samaria-Luna 195 193 187Muspac 33 34 34Macuspana 5 7 10

Región Norte 84 84 87

Poza Rica-Altamira 82 83 85Veracruz 2 1 2

Memorandum:

Condensados entregados a plantas 96 95 73Región Marina Noreste 57 55 37Región Marina Suroeste 24 25 21Región Sur 7 7 9Región Norte 8 7 6

179

Cuadro 21Pemex Exploración y Producción: producción de petróleo crudopor tipo y región(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Total 3 333 3 256 3 082

Crudo pesado 2 387 2 244 2 045

Crudo ligero 802 831 838

Crudo superligero 144 180 199

Región Marina Noreste 2 357 2 205 2 024

Crudo pesado 2 331 2 174 1 982



Crudo pesado 0 0 0




Crudo pesado 21 14 11




Crudo pesado 35 56 53


180

Cuadro 22Pemex Exploración y Producción: producción de petróleo crudoen campos seleccionados(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Total 3 333 3 256 3 082

Región Marina Noreste 2 357 2 205 2 024Cantarell

Akal-Nohoch * 1 973 1 734 1 422Chac 12 12 13Ixtoc 13 14 12Sihil 19 16 12Kutz 12 12 11

Ku 203 269 327Zaap 69 71 113Maloob 47 54 73Otros 9 23 40

Región Marina Suroeste 396 475 506Chuc 103 107 87Caan 98 88 72Ixtal 9 47 68Sinan 32 53 66Bolontiku 18 27 54Otros 137 153 158

Región Sur 497 491 465Samaria 65 64 62Jujo 50 56 51Iride 50 48 41Puerto Ceiba 77 54 41Sen 19 22 27Tecominoacan 22 29 23Pijije 13 15 14Cardenas 15 18 14Cunduacan 27 21 14Mora 4 9 12Yagual 12 11 11Oxiacaque 6 8 11Ogarrio 7 9 9Cactus 9 8 9Chinchorro 8 7 8Otros 112 112 118

Región Norte 84 84 87Poza Rica 10 10 9Tajin 6 5 8Arenque 9 8 8Coapechapa 9 7 6Agua Fría 6 7 5Constituciones 5 5 5Otros 38 42 47

* Históricamente Cantarell

181

Cuadro 23Pemex Exploración y Producción: producción y distribución de petróleo crudo(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Disponibilidad 3 335 3 258 3 084

Producción de petróleo crudo 3 333 3 256 3 082Naftas y condensados 2 3 2

Distribución 3 320 3 234 3 058

A refinerías 1 275 1 242 1 231

Pesado 532 502 489Ligero 728 721 722Superligero 14 19 20

A maquila 81 80 -

Pesado 75 75 -Superligero 7 5 -

A La Cangrejera 131 122 126

Pesado 130 24 16Ligero - 99 79Superligero 1 - 31

A terminales de exportación 1 833 1 789 1 701

Pesado * 1 530 1 494 1 487Ligero 84 65 41Superligero 218 230 174

Empaque, movimiento de inventarios, inyecciones, 15 25 26traspasos, mermas y diferencias estadísticas

Pesado 120 150 54Ligero -10 -53 -4Superligero -95 -72 -24

* Incluye crudo pesado de Altamira.

182

Cuadro 24Pemex Exploración y Producción: producción de gas naturalpor región y activos integrales(millones de pies cúbicos diarios)

2005 2006 2007

Total 4 818 5 356 6 058

Gas asociado 2 954 3 090 3 445

Región Marina Noreste 928 920 1 157

Cantarell 761 718 945Ku-Maloob-Zaap 167 203 212


Abkatún-Pol-Chuc 432 513 544Litoral de Tabasco 223 344 448

Región Sur 1 252 1 189 1 164

Cinco Presidentes 42 47 56Bellota-Jujo 282 271 240Samaria-Luna 438 463 518Muspac 449 369 311Macuspana 41 40 40


Poza Rica-Altamira 119 124 131Veracruz 0 1 1

Gas no asociado 1 864 2 266 2 613


Cinco Presidentes 21 10 6Samaria-Luna 1 - -Macuspana 126 153 183

Región Norte 1 716 2 103 2 424

Burgos 1 217 1 330 1 412Poza Rica-Altamira - 51 92Veracruz 499 723 921

183

Cuadro 25Pemex Exploración y Producción: producción de gas naturalen campos seleccionados(millones de pies cúbicos diarios)

2005 2006 2007

Total 4 818 5 356 6 058

Región Marina Noreste 928 920 1 157Cantarell

Akal-Nohoch * 720 673 893Ixtoc 21 22 27Sihil 8 10 11Kutz 5 5 5Chac 5 5 5

Ku 103 141 146Otros 65 63 70

Región Marina Suroeste 655 856 993Caan 206 185 186Sinan 80 123 144May 24 85 143Ixtal 13 86 135Chuc 113 115 98Bolontiku 40 57 87Otros 179 205 200

Región Sur 1 400 1 352 1 353Iride 93 106 106Samaria 88 78 96Narváez 0 30 84Cunduacán 88 97 71Sen 47 56 69Muspac 115 84 62Giraldas 74 63 61Jujo 54 57 56Oxiacaque 13 15 52Copano 65 55 48Pijije 37 42 40Tizón 28 29 37Catedral 74 55 35Puerto Ceiba 51 37 29José Colomo 35 30 29Tecominoacán 34 40 28Cárdenas 33 38 28Costero - 11 23Otros 471 427 399

* Históricamente Cantarell.

184

Cuadro 25Pemex Exploración y Producción: producción de gas naturalen campos seleccionados(millones de pies cúbicos diarios)

(continuación)

2005 2006 2007

Región Norte 1 835 2 228 2 556Lizamba 103 152 243Arquimia - 113 202Apertura 52 143 170Culebra 172 168 163Velero 50 71 113Cuitláhuac 116 117 97Arcabuz 65 77 94Lankahuasa - 51 92Fundador 50 95 86Vistoso 117 117 80Arcos 92 96 64Papán - - 57Cañón 53 54 52Otros 966 975 1 042

185

Cuadro 26Pemex Exploración y Producción: producción y distribución de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

2005 2006 2007

Disponibilidad 5 984 6 571 7 211

Producción 4 818 5 356 6 058

Gas amargo 2 937 3 075 3 415Gas dulce 1 881 2 281 2 644

De Pemex Gas y Petroquímica Básica 1 166 1 215 1 153

Distribución 5 984 6 571 7 211

Consumo propio * 618 665 785

A la atmósfera 198 286 560

Bióxido de carbono (CO2) 16 15 13Gas natural 182 271 547

Empaque neto - 19 3 - 8

CO2 inyectado a yacimientos 23 9 8

Encogimiento en compresión y transporte 240 267 244

A Pemex Refinación 1 2 2

A Pemex Gas y Petroquímica Básica 4 923 5 340 5 621

Directo a ductos 998 1 152 1 334A plantas de proceso ** 3 926 4 188 4 287

Endulzadoras 3 118 3 162 3 150Criogénicas 807 1 025 1 138

Diferencias estadísticas,errores de medición y mermas 0 0 0

* Incluye gas de campos y residual de PGPB usado en la operación e inyectado a yacimientos. No incluye entrega a Compañía de Nitrógeno de Campeche.** Incluye gas para bombeo neumático.

186

Cuadro 27Pemex Exploración y Producción: producción de petróleo crudo y gas naturalpor entidad federativa

2005 2006 2007

Petróleo crudo (Mbd) 3 333 3 256 3 082

Aguas territoriales 2 765 2 694 2 546Frente a:

Campeche 2 657 2 536 2 335Tabasco 96 143 194Tamaulipas 9 8 8Veracruz 2 5 8

Tabasco 460 455 428Veracruz 62 59 62Chiapas 30 30 31Tamaulipas 11 10 9Puebla 6 7 5San Luis Potosí 0 0 0Hidalgo - - -


Aguas territoriales 1 615 1 812 2 188Frente a:

Campeche 1 360 1 432 1 700Tabasco 223 344 449Tamaulipas 32 34 32Veracruz 1 53 98

Tabasco 1 023 1 045 1 099Chiapas 367 300 245Tamaulipas 794 931 989Nuevo León 423 398 397Veracruz 581 804 1 008Puebla 9 9 7Coahuila 6 6 31Campeche 6 4 2San Luis Potosí 0 0 0

187

Cuadro 28Pemex Exploración y Producción: valor de las ventasa otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 702 526 835 778 894 372

A Pemex Refinación 251 917 317 090 301 846

Petróleo crudo 253 345 317 410 303 585Pesado 110 097 116 279 110 870Ligero 138 485 194 881 187 140Superligero 4 763 6 250 5 576

Gas húmedo amargo 32 37 36

Otros -1 460 - 357 -1 775

A Pemex Gas y Petroquímica Básica 143 080 139 988 146 505

Gas natural 131 554 126 034 134 269Amargo 80 114 73 749 73 892Seco 29 801 27 999 32 829Dulce 21 638 24 285 27 547

Condensados 11 166 13 819 12 170Amargos 9 973 12 163 10 586Dulces 1 193 1 656 1 584

Ajuste comercial a PGPB 46 - 8 - 45

Otros 314 144 111

A Pemex Petroquímica 1 1 31 938

Petróleo crudo - - 32 043Pesado - - 3 748Ligero - - 19 457Superligero - - 8 839

Ajuste comercial a PPQ - - - 105

Otros 1 1 0

A Pemex Internacional 307 511 378 688 414 061

Petróleo crudo 307 073 378 432 414 061

Olmeca 46 093 59 245 48 802Maya 242 029 301 180 351 089Istmo 16 843 15 399 11 462Altamira 2 108 2 608 2 707

Condensados dulces 439 256 -

Al Corporativo 17 11 22

188

Cuadro 29Pemex Exploración y Producción: volumen de ventasa otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

A Pemex Refinación


Pesado 737 601 487Ligero 728 820 723Superligero 21 24 20

Gas húmedo amargo (MMpcd) 1 2 2

A Pemex Gas y Petroquímica Básica


Amargo * 3 135 3 196 3 161Seco 998 1 152 1 334Dulce * 770 992 1 126

Condensados 96 95 73

Amargos 88 87 67Dulces 8 7 6

Otros 1 1 0

A Pemex Petroquímica

Petróleo crudo - - 126Pesado - - 16Ligero - - 79Superligero - - 31

A Pemex Internacional **


Olmeca 216 231 173Maya 1 506 1 480 1 460Istmo 81 68 41Altamira 15 14 13

Condensados dulces 2 1 -

* Incluye bombeo neumático.** Volúmenes medidos a 60 ºF.

189

Cuadro 30Pemex Exploración y Producción: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2005 2006 2007*

Total 150 763 151 159 201 155


Inversión física 4 659 4 359 6 262Pagos deuda Pidiregas 16 377 1 767 19 405

Fondo 22 667 27 130 30 139


PIDIREGAS 107 060 117 902 145 349

Proyectos estratégicos 38 504 28 929 50 662

Evaluación del potencial petrolero 492 47 0

Desarrollo de campos 3 052 1 399 682

Explotación de campos 298 188 81

Infraestructura complementaria de explotación 1 574 1 468 811

Pagos PIDIREGAS 31 564 25 786 49 069

Otros 1 525 42 18

Proyectos operacionales 5 199 4 327 5 144

* Cierre Cuenta Pública 2007. Pidiregas incluye intereses capitalizables y CSM's.

190

Cuadro 30Pemex Exploración y Producción: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

(continuación)

2005 2006 2007*

Programas Integrales (PIDIREGAS) 107 060 117 902 145 349

Burgos 12 615 15 016 15 140

Cantarell 25 112 25 613 30 218

Delta del Grijalva 1 159 1 628 2 139

Programa Estratégico de Gas 22 707 21 530 23 520

Antonio J. Bermúdez 7 512 6 672 8 724

Arenque 2 346 2 193 3 795

Bellota - Chinchorro 1 785 1 779 3 136

Caan 2 091 2 036 2 632

Cactus 446 1 268 1 100

Chuc 2 397 2 996 4 000

El Golpe - Puerto Ceiba 1 968 1 588 2 111

Jujo -Tecominoacán 2 784 2 730 3 880

Ku-Maloob-Zaap 17 570 27 229 35 044

Otros 6 568 5 623 9 909

* Cierre Cuenta Pública 2007. Pidiregas incluye intereses capitalizables y CSM's.

191

Cuadro 31Pemex Exploración y Producción: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2007


Total 51 259 39 607 11 652

Región Marina Noreste 5 524 4 504 1 020Región Marina Noreste (Cd. del Carmen, Camp.) 1 630 1 451 179Activo Integral Cantarell, Cd. del Carmen, Camp. 2 335 2 221 114Activo Integral Ku-Maloob-Zaap, Cd. del Carmen, Camp. 1 075 536 539Servs.de Recs.Hums.y Tecs.Inf.Sonda Campeche,Camp. 267 248 19Subdir. Ingria.y Des.Obras Estratégicas, Vhsa, Tab 217 48 169

Región Marina Suroeste 3 611 3 099 512Activo Integral Litoral Tabasco, Dos Bocas, Tab. 227 127 100Activo Integral Abkatun-Pol Chuc, Dos Bocas, Tab. 1 405 1 350 55Activo Integral Holok-Temoa, Cd. del Carmen, Camp. 1 1 -Región Marina Suroeste Cd. del Carmen, Camp. 1 432 1 178 254Activo Regional Exploracion Marina, Cd. del Carmen, Camp. 232 200 32Servs.de Recs.Hums.y Tecs.Inf.Sonda Campeche,Camp. 227 199 28Subdir. Ingria.y Des.Obras Estrategicas, Vhsa, Tab 87 44 43

Región Sur 12 523 11 193 1 330Región Sur (Villahermosa, Tab.) 1 924 1 614 310Activo Integral Macuspana, Cd. Pemex, Tab. 1 154 865 289Activo Integral Muspac, Reforma, Chis. 1 857 1 730 127Activo Integral Bellota-Jujo 2 393 2 155 238Activo Integral Samaria-Luna 1 931 1 733 198Activo Integral Cinco Presidentes, Agua Dulce, Ver 2 670 2 650 20Activo Regional de Exploracion Sur, Vhsa, Tab. 594 446 148

Región Norte 9 275 8 357 918Activo Integral Veracruz, Veracruz, Ver. 786 557 229Activo Integral Burgos, Reynosa, Tamps. 1 966 1 685 281Activo Integral Poza Rica-Altamira, Poza Rica, Ver 4 636 4 332 304Activo Regional Exploración Norte, Poza Rica, Ver. 398 379 19Activo Integral Aceite Ter. del Golfo P. Rica, Ver. 1 1 -Coordinación de Servicios Marinos, Cd. Carmen, Camp. 47 31 16Sede del Organismo México, D.F. 4 4 -Subdir. Ingria.y Des.Obras Estratégicas, Vhsa., Tab. 67 61 6Región Norte Poza Rica, Ver. 1 370 1 307 63

División Marina de Perforación 5 092 2 223 2 869

División Norte de Perforación 4 095 2 447 1 648

División Sur de Perforación 4 232 2 528 1 704

Coordinación de Servicios Marinos 4 661 3 403 1 258

Sede México 1 125 1 100 25

Sede Villahermosa 929 582 347

Sede Villahermosa Unidad de Perforación 192 171 21

Pemex Refi nación

194

Cuadro 32Pem ex Refinac ión: proceso de petróleo crudo en e l S istema Nacional de Refinación(m iles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Recibo de petróleo c rudo (1) 1 285 1 286 1 275

Variación de inventarios 0 1 5

Proceso de pe tróleo crudo en refinerías 1 284 1 284 1 270

Petróleo crudo 1 284 1 284 1 270Pesado 532 499 483Ligero 728 723 722Superlige ro 14 19 20Reconstituido 8 42 45Otras corrientes (2) 2 1 -

E laboración de productos en re finerías 1 338 1 330 1 312

Gas licuado 31 25 27Gasolinas 455 456 457Turbosina 63 65 66Diesel 318 328 334

Combustóleo (3) 351 325 301Otros 120 130 128

Despuntadora de La Cangre jera (4)

Recibo de petróleo crudo 131 123 126

Pesado 130 24 20Ligero - 99 68Superlige ro 1 - 38

Variación de inventarios 0 - 1 1

Proceso de pe tróleo crudo (5) 130 123 127

E laboración de despuntado 111 96 98

E laboración de nafta 19 26 28

M emorándum

Crudo env iado a maquila 81 80 -

(1 ) Incluye crudo reconstituido y otras corrientes.(2 ) Gasolina de M adero.(3 ) Incluye transferencias de combustóleo de despuntadora de La Cangrejera.(4 ) Para fines estad ísticos las cifras de 2007 correspondien tes a La Cangrejera se conservan , aún cuando los activos se transfirieron a Pemex Petroquímica.(5 ) Incluye traspasos de aromáticos y gasolinas.

195

Cuadro 33Pemex Refinación: proceso de petróleo crudo por refinería(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Total 1 284 1 284 1 270

Cadereyta 195 207 210Pesado 102 96 102Ligero 90 106 108Otras corrientes * 2 1 -Reconstituido - 4 0

Madero 142 149 141Pesado 122 126 110Ligero 16 18 31Reconstituido 4 5 0

Minatitlán 163 169 170Pesado 54 56 57Ligero 109 112 113

Salamanca 197 196 188Pesado 50 46 38Ligero 131 130 126Superligero 14 19 20Reconstituido 2 1 4

Salina Cruz 293 290 272Pesado 105 91 100Ligero 187 167 136Reconstituido 1 32 36

Tula 296 273 289Pesado 99 84 76Ligero 195 188 207Reconstituido 1 1 5

* Gasolina de Madero.

196

Cuadro 34Pemex Refinación: elaboración de productos(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Petrolíferos 1 338 1 330 1 312

Gas seco (1) 52 57 55

Gas licuado 31 25 27

Gasolinas 455 456 456Pemex Magna 412 414 426Pemex Premium 38 35 26Base 5 7 4Otras 0 0 0

Querosenos 63 65 66Turbosina 63 65 66

Diesel 318 328 334Pemex Diesel 312 318 326Carga a HDS 6 10 8

Combustóleo (2) 351 325 301Pesado 350 325 301Intermedio 15 1 0 0

Asfaltos 29 32 32

Lubricantes 5 5 5

Coque 29 31 32

Otros 5 5 3

Petroquímicos (Mt) 1 048 1 071 1 121

Memorándum

Retorno de productos por maquila 66 70 2

Gasolina (3) 62 70 2Diesel 3 1 -

(1) Mbpced.(2) Incluye transferencias de despuntado de La Cangrejera a combustóleo.(3) Incluye componentes.

197

Cuadro 35Pemex Refinación: elaboración de productos petrolíferos por refinería, 2007(miles de barriles diarios)

Total Cadereyta Madero

Total 1 312 219 161

Gas seco * 55 9 11

Gas licuado 27 3 0

Gasolinas 456 83 62Pemex Magna 426 74 55Pemex Premium 26 5 7Base 4 4 -Otras 0 - 0

Querosenos 66 10 5Turbosina 66 10 5

Diesel 334 84 43Pemex Diesel 326 83 37Carga a HDS 8 1 6

Combustóleo 301 8 21Pesado 301 8 20Intermedio 15 0 - 0

Asfaltos 32 3 4

Lubricantes 5 - -

Coque 32 19 13

Otros 3 - 1

* Mbpced.

198

Cuadro 35Pemex Refinación: elaboración de productos petrolíferos por refinería, 2007(miles de barriles diarios)

(continuación)

Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula

Total 174 184 284 292

Gas seco * 6 6 13 10

Gas licuado 5 2 6 10

Gasolinas 54 63 95 101Pemex Magna 54 59 84 100Pemex Premium 0 4 10 0Base - - 0 -Otras - - - 0

Querosenos 0 11 17 24Turbosina 0 11 17 24

Diesel 44 42 58 62Pemex Diesel 43 42 58 62Carga a HDS 1 - - -

Combustóleo 64 37 91 80Pesado 64 37 91 80Intermedio 15 - - - -

Asfaltos - 15 5 5

Lubricantes - 5 - -

Coque - - - -

Otros - 2 - -

* Mbpced.

199

Cuadro 36Pemex Refinación: valor de las ventas a otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 37 246 43 447 40 713 A Pemex Exploración y Producción 4 512 4 378 5 032

Diesel 3 872 3 633 4 358Gasolinas 147 165 167Otros 493 580 508

A Pemex Gas y Petroquímica Básica 7 732 8 817 8 375Gas licuado 6 118 6 892 7 068Materia prima para negro de humo 631 850 1 012Azufre 80 121 106Gasolinas 57 62 40Diesel 32 31 29Butanos 648 685 -Gas amargo 0 0 -Otros 165 176 121

A Pemex Petroquímica 8 563 9 427 3 378Naftas 7 385 8 967 2 607Propileno 602 103 367Diesel 40 53 52Gasolinas 12 12 11Isopropanol 2 2 2Combustóleo 289 59 -Otros 233 231 338

A Pemex Internacional 15 899 19 756 23 337Residuo largo 13 189 10 915 13 430Combustóleo 65 5 379 6 029Diesel 187 499 2 199Turbosina 1 864 2 099 1 130Gasolinas 116 520 457Aceite cíclico ligero 452 290 -Asfaltos 26 - -Propileno - 54 92

Al Corporativo 539 1 069 591Asfaltos 319 744 441Otros 220 325 150

200

Cuadro 37Pemex Refinación: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

A Pemex Exploración y Producción Diesel 15 14 16Gasolinas 0 1 1Otros 0 1 1

A Pemex Gas y Petroquímica Básica Gas licuado 40 37 39Materia prima para negro de humo 5 6 6Azufre (Mt) 337 361 379Gasolinas 0 0 0Diesel 0 0 0Butanos 4 3 -Gas amargo (MMpcd) 0 0 -Otros 0 0 0

A Pemex Petroquímica Naftas 32 29 8Propileno (Mt) 74 11 36Diesel 0 0 0Gasolinas 0 0 0Isopropanol (Mt) 0 0 0Combustóleo 2 0 -Otros (Mbd) 0 0 0

A Pemex Internacional Residuo largo 92 52 53Combustóleo 1 36 34Diesel 1 3 9Turbosina 7 6 3Gasolinas 1 6 4Aceite cíclico ligero 3 2 -Asfaltos 0 - -Propileno - 0 0

Al Corporativo Asfaltos 2 4 2Otros 1 1 0

201

Cuadro 38Pemex Refinación: valor de las ventas internas *(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 326 924 383 307 421 623

Petrolíferos 324 852 380 858 419 115

Gasolinas 184 884 221 972 247 625Pemex Magna 150 793 181 287 209 007Pemex Premium 33 858 40 411 38 332Gasaviones 172 180 213Otras ** 61 94 74

Querosenos 16 247 18 906 23 377Turbosina 16 241 18 897 23 369Otros 6 9 8

Diesel 78 736 88 374 96 920Pemex Diesel 67 014 76 036 84 752Industrial 8 051 8 510 8 178Marino 3 671 3 827 3 990

Gasóleo doméstico 142 183 176

Combustóleo 39 521 43 299 42 396Pesado 39 140 42 851 41 803Intermedio 15 381 448 593

Asfaltos 3 538 5 759 6 107Lubricantes 1 536 2 060 2 168Parafinas 201 225 248Coque 47 80 98

Petroquímicos 2 072 2 449 2 508

* No incluye impuestos ni fletes.** Incluye la gasolina de llenado inicial.

202

Cuadro 39Pemex Refinación: volumen de ventas internas(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007


Gasolinas 672 719 761Pemex Magna 560 602 659Pemex Premium 112 116 101Gasaviones 1 1 1Otras * 0 0 0

Querosenos 59 61 68Turbosina 59 61 68Otros 0 0 0

Diesel 320 345 358Pemex Diesel 273 298 315Industrial 32 32 29Marino 15 15 15

Gasóleo doméstico 1 1 1

Combustóleo 341 264 257Pesado 338 261 254Intermedio 15 2 2 3

Asfaltos 27 29 30Lubricantes 6 5 6Parafinas 1 1 1Coque 31 31 33

Petroquímicos (Mt) 289 334 291

* Incluye la gasolina de llenado inicial.

203

Cuadro 40Pemex Refinación: valor y volumen de las ventas internas de productospetrolíferos por producto y región, 2007

Total Gasolinas Querosenos* Diesel Combustóleo Otros

Valor(millones de pesos)

Total 419 115 247 625 23 552 96 920 42 396 8 621

Centro 109 106 70 544 8 283 19 912 9 292 1 076

Centro-Occidente 95 457 56 620 3 550 23 076 6 870 5 342

Noreste 79 465 48 636 3 434 23 092 2 973 1 329

Sur-Sureste 83 907 38 769 5 728 16 490 22 047 874

Noroeste 51 180 33 057 2 559 14 350 1 214 -

Volumen(miles de barriles diarios)

Total 1 515 761 69 358 257 70

Centro 381 219 24 73 60 5

Centro-Occidente 332 176 11 85 39 21

Noreste 300 148 10 86 17 39

Sur-Sureste 337 120 17 61 134 4

Noroeste 165 98 8 53 6 -

* Incluye gasóleo doméstico.

204

Cuadro 41Pemex Refinación: valor del comercio exterior(millones de dólares)

2005 2006 2007

Exportaciones netas -5 238 -6 938 -11 922

Exportaciones 1 464 1 804 2 136

Gasolinas 11 47 42

Turbosina 172 190 104

Diesel 17 46 201

Combustóleo 6 491 550

Asfaltos 2 - -

Residuo largo 1 215 998 1 230

Aceite cíclico ligero 41 27 -

Otros - 5 8

Importaciones 6 702 8 742 14 057

Gasolinas 4 702 6 335 10 676

Naftas 503 289 241

Diesel 601 1 263 1 961

Gasóleo de vacío 371 423 531


Isobutano 96 125 119

Otros 15 22 144

205

Cuadro 42Pemex Refinación: volumen del comercio exterior(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Exportaciones 105 104 103

Gasolinas 1 6 4

Turbosina 7 6 3

Diesel 1 3 9


Asfaltos 0 - -

Residuo largo 92 52 53

Aceite cíclico ligero 3 2 -

Otros - 0 0

Importaciones 261 293 412

Gasolinas 169 204 308

Naftas 21 10 8

Diesel 21 41 53

Gasóleo de vacío 18 18 18


Isobutano 4 5 4

Otros 0 1 4

206

Cuadro 43Pemex Refinación: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2005 2006 2007 *

Total 12 775 18 501 20 291



Fondo 5 922 - -

Inversión física 5 922 - -

PIDIREGAS 2 421 7 865 8 844

Proyectos estratégicos 1 047 1 035 505

Paquete ecológico 48 7 0

Terminal de Almacenamiento y Distribución 1 43 18Tuxpan

Proyecto Cadereyta 46 35 6

Mejoramiento al "pool" de gasolinas 227 116 2refinería Ciudad Madero, Tamps.

Ingeniería básica, consultoría y asistencia 577 540 421en la administración, monitoreo y coordinaciónde la obra y trabajo de supervisión de lareconfiguración de las refinerías

Implantación del sistema SCADA a 7 1 35 5poliductos de la Red Nacional de Ductos

Combate al mercado ilícito 147 260 53

Pagos por reconfiguraciones de refinerías 3 780 3 282 4 243

Cadereyta 1 692 1 901 2 866Madero 1 464 776 760Tula 248 239 245Salamanca 376 366 371

Proyectos operacionales 4 189 5 040 5 372

Otras inversiones 1 338 1 278 1 326

PIDIREGAS 2 421 7 865 8 844

Minatitlán 2 421 7 865 8 844

* Cierre de cuenta Pública 2007. Pidiregas incluye intereses capitalizables.

207

Cuadro 44Pemex Refinación: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2007


Total 46 914 43 205 3 709

Producción 22 667 21 776 891

Salamanca 4 686 4 572 114Tula 3 667 3 381 286Madero 4 308 4 261 47Cadereyta 3 215 3 056 159Minatitlán 3 871 3 683 188Salina Cruz 2 920 2 823 97

Almacenamiento y Distribución 20 775 18 117 2 658

Operación Marítima y Portuaria 6 378 5 650 728Norte 3 071 2 438 633Pacífico 3 131 2 787 344Centro 4 693 4 235 458Golfo 3 502 3 007 495

Oficinas sede 3 472 3 312 160

Pemex Gas y Petroquímica Básica

210

Cuadro 45Pemex Gas y Petroquímica Básica: proceso de gas y condensados(millones de pies cúbicos diarios)

2005 2006 2007

Proceso de gas

Gas húmedo procesado 3 879 4 153 4 288Proceso de gas húmedo amargo 3 153 3 203 3 162Proceso de gas húmedo dulce 726 950 1 125

Proceso de condensados (Mbd) 102 101 79

Condensados dulces 8 7 6Condensados amargos 88 87 67Corrientes internas 6 6 6

Producción

Gas seco * 3 147 3 445 3 546Líquidos del gas y condensados (Mbd) 436 436 405

Líquidos del gas 338 339 327Condensados estabilizados 89 88 69Otras corrientes 9 9 9

Productos totales (Mbd) 435 436 405Gas licuado 215 215 199Etano 129 127 119Gasolinas naturales 88 92 85Otros ** 3 3 2

Azufre (Mt) 692 711 659

* No incluye etano a ductos de gas seco.** Productos pesados de Reynosa y líquidos C2+ del CPG Arenque.

211

Cuadro 46Pemex Gas y Petroquímica Básica: balance de gas seco(millones de pies cúbicos diarios)

2005 2006 2007

Origen 4 724 5 136 5 353

Producción 3 147 3 445 3 546Etano a ductos de gas seco 94 87 87Directo de campos 998 1 152 1 334Importación 480 451 386Otras corrientes suplementarias 5 1 -

Destino 4 687 5 119 5 342

Consumo Pemex 2 033 2 130 2 128

Ventas a otros organismos 1 782 1 867 1 859Exploración y producción * 1 243 1 295 1 253Refinación 275 279 282Petroquímica 264 292 323Corporativo 0 0 0

Autoconsumo PGPB 251 263 268

Exportación 24 33 139

Ventas internas ** 2 632 2 955 3 076Sector eléctrico 1 420 1 666 1 752Sector industrial-distribuidoras 1 073 1 156 1 185Sector autogeneración 139 133 139

Empaque - 2 1 0

Diferencia estadística 37 17 10

* Incluye bombeo neumático.** Volúmenes medidos.

212

Cuadro 47Pemex Gas y Petroquímica Básica: valor de las ventasa otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 63 505 57 540 55 935

A Pemex Exploración y Producción 37 370 32 027 30 083

Gas seco 36 938 31 429 29 567Otros 432 597 516


Gas seco 8 479 7 337 7 222Butanos 2 086 2 897 3 588Gasolinas 1 899 2 080 367Residuo de Fraccionadora 13 269 284Otros 517 430 326

A Pemex Petroquímica 13 107 12 471 14 038

Gas seco 7 177 7 232 7 824Etano 5 649 5 010 4 519Gasolinas - - 1 492Hexano 90 23 0Otros 191 205 203

Al Corporativo 33 30 28

Gas seco 14 12 12Otros 20 17 16

213

Cuadro 48Pemex Gas y Petroquímica Básica: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

A Pemex Exploración y Producción

Gas seco (MMpcd) 1 243 1 295 1 253Otros 1 1 1

A Pemex Refinación

Gas seco (MMpcd) 275 279 282Butanos 12 15 17Gasolinas 10 9 1Residuo de Fraccionadora 0 1 1Otros 2 2 1

A Pemex Petroquímica

Gas seco (MMpcd) 264 292 323Etano (Mt) 1 406 1 489 1 339Gasolinas - - 6Hexano (Mt) 11 3 0Otros 0 0 0

Al Corporativo

Gas seco (MMpcd) 0 0 0

214

Cuadro 49Pemex Gas y Petroquímica Básica: valor de las ventas internas(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 129 156 129 905 135 427

Gas natural 79 038 75 355 78 933

Sector eléctrico 44 773 42 442 44 692Sector industrial-distribuidoras 30 254 29 523 30 661Sector autogeneración 4 012 3 389 3 580

Gas licuado 48 531 52 706 54 456

Petroquímicos 1 471 1 728 1 952

Materia prima para negro de humo 640 820 1 038Hexano 406 378 345Azufre 189 238 236Butano 88 100 141Heptano 64 70 68Pentanos 39 73 63Propano 44 49 61

Otros 116 116 85

Solventes 112 110 82Petróleo incoloro 4 6 3

215

Cuadro 50Pemex Gas y Petroquímica Básica: volumen de ventas internas

2005 2006 2007

Gas natural (MMpcd) * 2 632 2 955 3 076

Sector eléctrico 1 420 1 666 1 752Sector industrial-distribuidoras 1 073 1 156 1 185Sector autogeneración 139 133 139

Gas licuado (Mbd) 313 305 300

Petroquímicos (Mt) 975 1 009 1 045

Materia prima para negro de humo 336 351 384Hexano 50 38 39Azufre 552 580 579Butano 15 15 19Heptano 8 7 7Pentanos 7 11 8Propano 8 8 8

Otros (Mt) 51 38 21

Solventes 50 37 20Petróleo incoloro 1 1 1

* Volúmenes medidos.

216

Cuadro 51Pemex Gas y Petroquímica Básica: valor del comercio exterior (millones de dólares)

2005 2006 2007

Exportaciones netas - 968 - 562 - 436


Gas natural 79 72 351

Gas licuado * 24 37 21

Azufre 21 19 19

Gasolinas naturales 1 462 1 735 1 911

Aceite pesado - - 0

Materia prima para negro de humo 0 - -

Importaciones 2 555 2 425 2 737

Gas natural 1 398 1 135 996

Gas licuado * 707 814 1 095

Propano 450 473 645

Hexano - 4 1

* Incluye butanos.

217

Cuadro 52Pemex Gas y Petroquímica Básica: volumen del comercio exterior

2005 2006 2007

Exportaciones

Gas natural (MMpcd) 24 33 139

Gas licuado (Mbd) * 2 2 1

Azufre (Mt) 494 484 439

Gasolinas naturales (Mbd) 78 81 76

Aceite pesado (Mt) - - 0

Materia prima para negro de humo (Mt) 2 - -

Importaciones


Gas licuado (Mbd) * 46 48 54

Propano (Mbd) 27 27 29

Hexano (Mt) - 4 1

* Incluye butanos.

218

Cuadro 53Pemex Gas y Petroquímica Básica: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2005 2006 2007 *

Total 3 602 3 591 4 245

Inversión programable 405 3 114 2 516

Inversión física 202 2 932 2 386Pagos deuda Pidiregas 203 182 130

Fondo 1 927 - 32

Inversión física 1 927 - 32

PIDIREGAS 1 270 477 1 696

Proyectos estratégicos 946 858 825

Ductos 473 615 698Comercialización y transporte de GLP 22 24 4y petroquímicos básicosProducción y plantas industriales 264 216 118Desarrollar y construir infraestructura básica en ecología 187 2 5

Proyectos operacionales 283 263 165

Seguridad 130 202 148Protección ecológica 8 2 1Ahorro de energía 45 0 0Modernización 50 38 14Infraestructura 51 21 3

Otras inversiones 1 103 1 811 1 396

PIDIREGAS 1 270 477 1 696

* Cierre Cuenta Pública 2007. Pidiregas incluye intereses capitalizables.

219

C u ad r o 5 4P em ex G as y P e tro q uím i ca Bá sica: n ú m ero d e p laza s d e t ra b a joa l 3 1 d e d ic iem b re d e 2 0 0 7

To ta l D e f in it iv as Te m por ale s

Tota l 12 7 18 11 66 0 1 058

Pr oduc c ión 8 1 01 7 53 4 567CP G Cac tus , Chi s. 1 7 25 1 61 4 111CP G N u ev o P em ex , Ta b . 1 7 10 1 61 1 99CP G Ciud ad P em ex , Ta b . 1 1 85 1 11 2 73CP G Ar e a C oatz ac oal cos 1 1 15 1 07 4 41CP G Poz a R ic a, V er . 7 85 78 5 -CP G R ey nos a-B urg os, Tam ps. 7 66 53 8 228CP G La V e n ta , Ta b . 4 87 48 4 3CP G M ata p ionc he , Ve r . 2 49 24 0 9CP G Ar e nque , Ta m ps . 70 7 0 -R e side nc ias de Con strucc ión ( Pr oduc ción ) 9 6 3

Te rm in ale s de D is tribuc ió n 6 71 59 6 75Ci udad M ade ro , T am p s. 36 3 6 -Ci udad Juá re z , Ch ih. 44 4 3 1S an J uan Ixh uate pe c 27 2 5 2Ca ctu s, C h is. 35 3 1 4Ab aso lo , G to . 30 2 9 1R os ar ito , B .C . 33 3 0 3Top o lob am po , S in . 60 5 5 5Z ap opan , Jal . 48 3 8 10Pue b l a, Pu e. 39 3 9 -Te rr es tre S ali na C ruz, O ax . 27 2 5 2Poz a R ica , Ve r . 20 2 0 -Te pe ji de l R ío , H go . 36 3 3 3Tu l a, H g o . 51 3 5 16R e fr ige rada S alin a Cr uz , O ax . 1 23 12 3 -M at apio nche , V er . 5 5 -R e pres en tac ione s 57 2 9 28

D uctos 2 2 81 1 95 6 325Ve nt a de C arp io 1 68 14 3 25S ala m an ca 1 67 16 0 7G uad ala jara 84 8 4 -Tla xc ala 1 66 14 9 17Cá r de nas 1 80 14 3 37M ina titlá n 1 96 17 1 25M e ndoz a 1 80 18 0 -Ve r ac ruz 2 09 14 2 67M on terre y 2 11 19 6 15Torr e ón 1 08 9 9 9Ch ihua hua 1 42 13 3 9R e yn osa 1 43 11 6 27M ad ero 1 11 9 5 16N ue vo Pe m e x 78 7 2 6S ec tor S iste m a S an F e rn and o 47 9 38U nida d de A poy o M on terr e y 28 2 8 -U nida d de A poy o V en t a de C ar pio 31 3 1 -U nida d de A poy o V erac ruz 4 4 -R e side nc ias de Con strucc ión ( Du ctos ) 28 1 27

O fic ina s se de 1 2 61 1 25 8 3

Se de re g iona l 4 04 31 6 88

Pemex Petroquímica

222

Cuadro 55Pemex Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos(miles de toneladas)

2005 2006 2007

Total 6 219 6 572 7 496

Derivados del metano 1 242 1 404 1 859

Anhídrido carbónico 647 727 1 087Amoniaco 514 592 760Metanol 81 85 12

Derivados del etano 2 440 2 748 2 607

Etileno 1 085 1 128 1 001Dicloroetano 260 353 391Polietileno baja densidad 296 352 358Oxido de etileno 321 361 301Cloruro de vinilo 159 209 235Glicoles etilénicos 150 178 163Polietileno alta densidad 169 167 156

Aromáticos y derivados 1 187 1 089 1 338

Gasolina amorfa - - 253Paraxileno 220 185 187Tolueno 253 203 175Etilbenceno 155 156 149Estireno 142 139 134Hidrocarburo de alto octano 69 100 124Aromina 100 106 102 120Benceno 160 135 118Xilenos 5° 35 28 30Ortoxileno 35 27 29Aromáticos pesados 8 9 14Fluxoil 5 4 4

Nota: A partir de 2007 los activos de La Cangrejera que pertenecían a Pemex Refinación se transfirieron a Pemex Petroquímica.

223

Cuadro 55Pemex Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos(miles de toneladas)

(continuación)

2005 2006 2007

Propileno y derivados 104 24 47

Acrilonitrilo 63 - 24Propileno 32 24 20Acido cianhídrico 6 - 3Acetonitrilo 3 - 1

Otros 1 246 1 307 1 645

Oxígeno 433 447 410Líquidos de BTX 183 201 213Nafta Pesada - - 194Hidrógeno 184 167 161Acido clorhídrico 93 126 141Pentanos - - 112Nitrógeno 118 117 106Butanos - - 95Hexano 66 53 56Acido muriático 16 44 50Líquidos de pirólisis 42 52 45Butadieno crudo 46 44 35Heptano 15 14 13Especialidades petroquímicas 13 14 11Isohexano 4 2 3Ceras polietilénicas 2 2 2Gasnafta 30 24 -


224

Cuadro 56Pemex Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos por complejo(miles de toneladas)

2005 2006 2007

Total 6 219 6 572 7 496

Cosoleacaque 1 161 1 319 1 748Anhídrido carbónico 647 727 989Amoniaco 514 592 760

La Cangrejera 2 817 2 698 3 239Etileno 542 510 470Polietileno baja densidad 268 284 267Líquidos de BTX 183 201 213Paraxileno 220 185 187Tolueno 253 203 175Hidrógeno de BTX 184 167 161Etilbenceno 155 156 149Estireno 142 139 134Oxígeno 124 139 133Hidrocarburo de alto octano 69 100 124Aromina 100 106 102 120Benceno 160 135 118Pentanos - - 112Oxido de etileno 112 111 96Hexano 66 53 56Xilenos 5° 35 28 30Nitrógeno 27 31 30Ortoxileno 35 27 29Butadieno crudo 23 22 19Aromáticos pesados 8 9 14Otros 106 95 601

Morelos 1 533 1 553 1 481Etileno 543 499 396Oxígeno 309 308 276Oxido de etileno 209 250 205Polietileno alta densidad 169 167 156Glicoles etilénicos 135 160 149Polietileno lineal baja densidad - 29 81Acrilonitrilo 11 - -Otros 155 140 217


225

Cuadro 56Pemex Petroquímica: elaboración de productos petroquímicos por complejo(miles de toneladas)

(continuación)

2005 2006 2007

Pajaritos 529 865 966Dicloroetano 260 353 391Cloruro de vinilo 159 209 235Acido clorhídrico 93 126 141Etileno - 119 135Otros 16 58 64

Independencia 94 99 23Metanol 81 85 12Otros 13 14 11

Escolín 28 38 10Polietileno baja densidad 28 38 10

Tula 58 - 27Acrilonitrilo 52 - 24Otros 7 - 3

Nota: Excluye el Centro Petroquímico Camargo por estar fuera de operación.

226

Cuadro 57Pemex Petroquímica: valor de las ventas a otras empresas subsidiarias(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 8 660 9 042 35 006

A Pemex Exploración y Producción 118 303 428Xilenos 21 117 197Especialidades petroquímicas 71 91 162Aromina 100 12 12 8Glicoles etilénicos 4 9 11Otros 10 74 51


Residuo largo - - 23 289Gasolinas 774 648 1 680Hidrocarburo de alto octano 561 880 993Nafta pesada de DiC6 - - 829Pentanos de DiC6 - - 709Metanol 378 481 608Especialidades petroquímicas 126 129 144Tolueno 11 18 23Aromáticos ligeros 229 220 -Hidrógeno 66 61 -Otros 1 183 1 076 823

A Pemex Gas y Petroquímica Básica 2 102 2 150 3 056Líquidos de BTX 877 1 070 1 263Butanos - - 685Hexano 464 354 323Gasolinas 67 86 82Heptano 60 68 66Pentanos - - 62Metanol 10 8 10Otros 625 564 566

A Pemex Internacional 3 091 2 999 2 351

Polietilenos 489 1 003 916Acrilonitrilo 72 - 377Butano crudo 298 328 277Etileno 1 309 808 266Estireno 125 204 167Amoniaco - 105 164Benceno 307 235 85Glicoles etilénicos 475 258 40Otros 17 58 60

Al Corporativo 20 79 73Servicios 20 79 73


227

Cuadro 58Pemex Petroquímica: volumen de ventas a otras empresas subsidiarias(miles de toneladas)

2005 2006 2007

A Pemex Exploración y Producción Xilenos 2 11 17Especialidades petroquímicas 2 2 3Aromina 100 1 1 1Glicoles etilénicos 0 0 1Otros 1 2 2

A Pemex Refinación

Residuo largo (Mbd) - - 96Gasolinas (Mbd) 4 3 6Hidrocarburo de alto octano (Mm3) 113 140 154Nafta pesada de DiC6 (Mbd) - - 3Pentanos de DiC6 (Mt) - - 99Metanol (Mt) 112 112 117Especialidades petroquímicas (Mt) 4 3 4Tolueno 1 2 2Aromáticos ligeros 41 35 -Hidrógeno (MMpcd) 4 4 -Otros 0 0 0

A Pemex Gas y Petroquímica Básica Líquidos de BTX (Mbd) 5 6 6Butanos Mbd) - - 3Hexano (Mt) 60 38 38Gasolinas (Mbd) 0 0 0Heptano (Mt) 7 7 7Pentanos (Mt) - - 8Metanol (Mt) 3 2 2Otros 1 1 1

A Pemex Internacional Polietilenos 47 89 73Acrilonitritlo 6 - 23Butano crudo 49 44 33Etileno 164 80 24Estireno 12 16 13Amoniaco - 36 56Benceno 33 22 7Glicoles etilénicos 58 33 5Otros 3 7 6


228

Cuadro 59Pemex Petroquímica: valor de las ventas internas(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 19 727 20 366 21 424

Derivados del etano 10 267 11 241 11 742

Polietileno baja densidad 3 597 3 770 4 404Oxido de etileno 2 151 2 212 1 810Polietileno alta densidad 1 859 2 068 1 939Cloruro de vinilo 1 388 1 623 1 638Glicoles etilénicos 889 1 136 1 621Etileno 382 431 330Dicloroetano 0 - -Acetaldehído - - -

Derivados del metano 2 544 2 686 3 125

Amoniaco 2 179 2 175 2 639Metanol 310 468 426Anhídrido carbónico 55 43 60

Aromáticos y derivados 5 564 5 831 5 898

Paraxileno 2 198 2 344 2 295Estireno 1 713 1 618 1 739Tolueno 830 991 964Xilenos 5° 443 512 488Ortoxileno 259 259 306Aromina 100 52 84 90Benceno 63 19 14Otros 6 4 5

Propileno y derivados 1 087 340 347

Propileno 272 319 325Acrilonitrilo 815 21 22

Otros 266 268 312

Gasnafta 224 228 262Isohexano 29 17 20Acido muriático 4 14 18Otros 9 9 12

229

Cuadro 60Pemex Petroquímica: volumen de ventas internas(miles de toneladas)

2005 2006 2007

Total 2 480 2 488 2 684

Derivados del etano 952 1 066 1 076

Polietileno baja densidad 258 276 302Oxido de etileno 222 243 196Polietileno alta densidad 150 153 146Cloruro de vinilo 177 214 231Glicoles etilénicos 103 141 169Etileno 43 39 32Dicloroetano 0 - -Acetaldehído - - -

Derivados del metano 838 839 1 023

Amoniaco 587 600 714Metanol 90 108 86Anhídrido carbónico 161 131 223

Aromáticos y derivados 558 489 476

Paraxileno 221 183 184Estireno 136 122 124Tolueno 100 99 86Xilenos 5° 53 49 44Ortoxileno 31 26 28Aromina 100 6 8 8Benceno 8 2 1Otros 4 1 1

Propileno y derivados 83 30 30

Propileno 26 29 29Acrilonitrilo 57 1 1

Otros 48 64 79

Gasnafta 30 24 31Isohexano 3 2 2Acido muriático 13 36 43Otros 2 2 2

230

Cuadro 61Pemex Petroquímica: valor de las ventas internas por centro(millones de pesos)

2005 2006 2007

Total 19 727 20 366 21 424

La Cangrejera 10 926 10 646 10 854Polietileno baja densidad 2 908 3 086 3 730Paraxileno 2 198 2 344 2 295Estireno 1 713 1 618 1 739Tolueno 828 990 964Oxido de etileno 1 102 1 021 821Xilenos 5° 443 512 488Ortoxileno 259 259 306Gasnafta 224 228 262Glicoles etilénicos 147 127 123Aromina 100 52 84 90Isohexano 29 17 20Benceno 60 18 14Polietileno alta densidad 855 282 -Metanol 101 54 -Otros 8 6 5

Morelos 4 121 4 997 5 574Polietileno alta densidad 970 1 775 1 939Glicoles etilénicos 742 1 010 1 499Oxido de etileno 1 049 1 192 989Polietileno baja densidad 592 256 490Propileno 272 319 325Etileno 348 395 301Anhídrido carbónico 21 23 19Acrilonitrilo 60 1 1Otros 67 27 12

Cosoleacaque 2 215 2 189 2 680Amoniaco 2 178 2 168 2 639Anhídrido carbónico 34 20 41Benceno 3 1 -

231

Cuadro 61Pemex Petroquímica: valor de las ventas internas por centro(millones de pesos)

(continuación)

2005 2006 2007

Pajaritos 1 426 1 671 1 685Cloruro de vinilo 1 388 1 623 1 638Etileno 34 34 29Acido muriático 4 14 18Dicloroetano 0 - -

Tula 755 26 21Acrilonitrilo 755 20 21Amoníaco - 6 -

Escolín 132 440 184Polietileno baja densidad 98 429 184Polietileno alta densidad 34 11 -

Independencia 152 397 426Metanol 152 397 423Especialidades petroquímicas - - 2

232

Cuadro 62Pemex Petroquímica: volumen de ventas internas por centro(miles de toneladas)

2005 2006 2007

Total 2 480 2 488 2 684

La Cangrejera 1 033 910 876Polietileno baja densidad 208 226 254Paraxileno 221 183 184Estireno 136 122 124Tolueno 100 99 86Oxido de etileno 117 113 97Xilenos 5° 53 49 44Ortoxileno 31 26 28Gas Nafta 30 24 31Glicoles etilénicos 18 20 14Aromina 100 6 8 8Isohexano 3 2 2Benceno 8 2 1Polietileno alta densidad 69 22 -Metanol 29 14 -Otros 4 1 1

Morelos 462 544 552Polietileno alta densidad 78 131 146Glicoles etilénicos 85 121 155Oxido de etileno 105 130 99Polietileno baja densidad 43 19 35Propileno 26 29 29Etileno 40 37 29Anhídrido carbónico 62 71 57Acrilonitrilo 5 0 0Otros 19 7 2

Cosoleacaque 687 658 880Amoniaco 587 598 714Anhídrido carbónico 100 60 165Benceno 0 0 -

233

Cuadro 62Pemex Petroquímica: volumen de ventas internas por centro(miles de toneladas)

(continuación)

2005 2006 2007

Pajaritos 193 253 277Cloruro de vinilo 177 214 231Etileno 3 3 2Acido muriático 13 36 43Dicloroetano 0 - -

Tula 52 3 1Acrilonitrilo 52 1 1Amoníaco - 2 -

Escolín 10 31 12Polietileno baja densidad 7 30 12Polietileno alta densidad 3 1 -

Independencia 44 89 86Metanol 44 89 86Especialidades petroquímicas - - 0

234

Cuadro 63Pemex Petroquímica: valor del comercio exterior(millones de dólares)

2005 2006 2007

Exportaciones netas 175 150 71


Polietileno baja densidad 28 82 64

Butadieno crudo 27 30 25

Etileno 119 74 24

Polietileno alta densidad 17 11 20

Amoniaco - 10 15

Benceno 28 21 8

Glicoles etilénicos 43 23 4

Tolueno 1 5 -

Otros 18 19 55


Metanol 35 55 75

Xilenos 5° 17 30 30

Tolueno 2 9 14

Amoniaco 22 19 10

Cloruro de vinilo 20 - -

Polietileno baja densidad 6 - -

Estireno 5 - -

Otros - 12 15

235

Cuadro 64Pemex Petroquímica: volumen del comercio exterior(miles de toneladas)

2005 2006 2007

Exportaciones netas 133 77 -27


Polietileno baja densidad 28 80 56

Butadieno crudo 49 44 33

Etileno 164 80 24

Polietileno alta densidad 18 10 17

Amoniaco - 36 56

Benceno 33 22 7

Glicoles etilénicos 58 33 5

Tolueno 3 6 -

Otros 18 17 42


Metanol 123 153 192

Xilenos 5° 23 33 32

Tolueno 4 9 15

Amoniaco 56 51 27

Cloruro de vinilo 24 - -

Polietileno baja densidad 4 - -

Estireno 4 - -

Otros - 3 4

236

Cuadro 65Pemex Petroquímica: gasto de inversión devengado por proyecto(millones de pesos)

2005 2006 2007*

Total 1 440 1 486 1 001

Inversión programable 18 1 486 784

Inversión física 18 1 486 784

Fondo 1 422 - -

Inversión física 1 422 - -

PIDIREGAS - - 217

Proyectos estratégicos 496 345 445

Proyectos operacionales 610 679 156

Seguridad 115 208 63

Protección ecológica 32 22 6

Modernización 52 88 14

Infraestructura 411 362 73

Otras inversiones 334 461 182

PIDIREGAS - - 217

* Cierre de Cuenta Pública 2007. Pidiregas incluye intereses capitalizables.

237

Cuadro 66Pemex Petroquímica: número de plazas de trabajoal 31 de diciembre de 2007


Total 14 345 14 158 187

Producción 13 066 12 947 119

Tula 316 316 -

Independencia 982 910 72

Escolín 1 141 1 141 -

Morelos 3 123 3 109 14

Pajaritos 2 265 2 249 16

Cosoleacaque 1 915 1 910 5

La Cangrejera 3 058 3 046 12

Camargo 266 266 -

Oficinas sede 1 279 1 211 68

Pemex Internacional

240

Cuadro 67Pemex Internacional: valor del comercio exteriorde hidrocarburos y sus derivados(millones de dólares)

2005 2006 2007

Exportaciones netas 22 339 27 380 25 645

Exportaciones 31 703 38 672 42 584

Petróleo crudo 28 329 34 707 37 932

Olmeca 4 246 5 443 4 469Istmo 1 570 1 428 1 050Maya * 22 513 27 835 32 413

Condensados 40 24 -

Gas natural ** 79 72 351

Productos petrolíferos ** 2 951 3 571 4 059

Productos petroquímicos ** 303 299 242

Importaciones ** 9 363 11 292 16 938

Gas natural 1 398 1 135 996

Productos petrolíferos 7 859 10 029 15 798

Productos petroquímicos 107 128 145

* Incluye crudo pesado de Altamira.** Incluye las transacciones realizadas directamente por Pemex Gas y Petroquímica Básica.

241

Cuadro 68Pemex Internacional: volumen del comercio exteriorde hidrocarburos y sus derivados(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Exportaciones


Olmeca 216 231 173Istmo 81 68 41Maya * 1 520 1 494 1 472

Condensados 2 1 -

Gas natural (MMpcd) ** 24 33 139

Productos petrolíferos ** 185 187 180

Productos petroquímicos (Mt) ** 867 818 692

Importaciones **


Productos petrolíferos 334 369 495

Productos petroquímicos (Mt) 239 254 270

* Incluye crudo pesado de Altamira.** Incluye las transacciones realizadas directamente por Pemex Gas y Petroquímica Básica.

242

Cuadro 69Pemex Internacional: valor de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(millones de dólares)

2005 2006 2007

Total 28 329 34 707 37 932

América 24 856 30 959 33 236Estados Unidos 22 225 28 026 30 127Otros 2 632 2 933 3 110

Europa 2 969 3 174 3 853

Lejano Oriente 487 574 843

Africa 17 - -

Olmeca 4 246 5 443 4 469

América 4 246 5 443 4 469Estados Unidos 3 850 5 033 4 141Otros 396 410 328

Istmo 1 570 1 428 1 050

América 1 034 1 311 868Estados Unidos 579 665 197Otros 454 646 671

Europa 515 117 182

Lejano Oriente 21 - -

Maya * 22 513 27 835 32 413

América 19 577 24 204 27 899Estados Unidos 17 795 22 328 25 788Otros 1 781 1 877 2 111

Europa 2 454 3 057 3 671


Africa 17 - -


243

Cuadro 70Pemex Internacional: volumen de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Total 1 817 1 793 1 686


Europa 194 171 163


Africa 1 - -

Olmeca 216 231 173

América 216 231 173Estados Unidos 196 214 160Otros 20 17 13

Istmo 81 68 41

América 52 63 35Estados Unidos 29 32 8Otros 23 31 27

Europa 27 6 6

Lejano Oriente 1 - -

Maya * 1 520 1 494 1 472


Europa 167 165 157


Africa 1 - -


244

Cuadro 71Pemex Internacional: precio de las exportaciones de petróleo crudopor destino geográfico(dólares por barril)

2005 2006 2007

Total 42.71 53.04 61.63

América 42.85 53.35 61.21Estados Unidos 42.74 53.25 61.07Otros 43.85 54.29 62.58

Europa 41.96 50.92 64.64

Lejano Oriente 40.67 49.09 65.55

Africa 34.13 - -

Olmeca 53.91 64.67 70.89


Istmo 53.11 57.29 69.92


Europa 51.82 57.38 81.58

Lejano Oriente 45.73 - -

Maya 40.61 51.10 60.37


Europa 40.34 50.70 63.99

Lejano Oriente 40.48 49.09 65.55

Africa 34.13 - -

245

Cuadro 72Pemex Internacional: volumen de las exportaciones de petróleo crudopor país de destino(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Total 1 817 1 793 1 686

Estados Unidos 1 425 1 442 1 351

España 161 144 125

Antillas Holandesas 96 75 70

Convenio de San José 30 37 36

India 33 32 35

Canadá 38 36 31

Inglaterra 11 8 10

Portugal 18 12 10

Holanda - 2 14

Israel 4 4 4

Costa de Marfil 1 - -

Otros - 1 -

246

Cuadro 73Pemex Internacional: valor del comercio exteriorde productos petrolíferos y gas natural(millones de dólares)

2005 2006 2007

Exportaciones netas -6 186 -7 497 -12 384



Gas licuado * 24 37 21Gasolinas 1 473 1 782 1 953Turbosina 172 190 104Diesel 17 46 201Combustóleo 6 491 550Asfaltos 2 - -Residuo largo 1 215 998 1 230Otros ** 82 51 0

Gas natural * 79 72 351

Importaciones 9 257 11 163 16 793

Petrolíferos 7 859 10 029 15 798

Gas licuado * 707 814 1 095Propano * 450 473 645Gasolinas 4 702 6 335 10 676Naftas 503 289 241Diesel 601 1 263 1 961Combustóleo 415 285 386Otros 481 571 794

Gas natural * 1 398 1 135 996

* Transacciones realizadas por Pemex Gas y Petroquímica Básica. En gasolinas, se incluyen las gasolinas naturales comercializadas por esta empresa.** Incluye condensados para 2005 y 2006.

247

Cuadro 74Pemex Internacional: volumen del comercio exteriorde productos petrolíferos y gas natural(miles de barriles diarios)

2005 2006 2007

Exportaciones

Petrolíferos 187 188 180

Gas licuado * 2 2 1Gasolinas 79 87 80Turbosina 7 6 3Diesel 1 3 9Combustóleo 1 36 34Asfaltos 0 - -Residuo largo 92 52 53Otros ** 5 3 0

Gas natural (MMpcd) * 24 33 139

Importaciones

Petrolíferos 334 369 495

Gas licuado * 46 48 54Propano * 27 27 29Gasolinas 169 204 308Naftas 21 10 8Diesel 21 41 53Combustóleo 26 14 17Otros 23 24 27

Gas natural (MMpcd) * 480 451 386

* Transacciones realizadas por Pemex Gas y Petroquímica Básica. En gasolinas, se incluyen las gasolinas naturales comercializadas por esta empresa.** Incluye condensados para 2005 y 2006.

248

Cuadro 75Pemex Internacional: valor del comercio exterior de productos petroquímicos(millones de dólares)

2005 2006 2007



Polietilenos 45 92 84Acrilonitrilo 7 - 35Butadieno crudo 27 30 25Etileno 119 74 24Amoniaco - 10 15Glicoles etilénicos 43 23 4

Azufre * 21 19 19

Otros 41 50 37


Metanol 35 55 75Xilenos 5° 17 30 30Tolueno 2 9 14Amoniaco 22 19 10Cloruro de vinilo 20 - -

Hexano * - 4 1

Otros 11 12 15

* Transacciones realizadas por Pemex Gas y Petroquímica Básica.

249

Cuadro 76Pemex Internacional: volumen del comercio exterior de productos petroquímicos(miles de toneladas)

2005 2006 2007



Polietilenos 47 89 73Acrilonitrilo 6 - 23Butadieno crudo 49 44 33Etileno 164 80 24Amoniaco - 36 56Glicoles etilénicos 58 33 5

Azufre * 494 484 439

Otros 50 51 37


Metanol 123 153 192Xilenos 5° 23 33 32Tolueno 4 9 15Amoniaco 56 51 27Cloruro de vinilo 24 - -

Hexano * - 4 1

Otros 9 3 4

* Transacciones realizadas por Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Métodos y factores de conversión

252

A. Notas a los cuadros estadísticos

Las siguientes notas explicativas incorporan definiciones, métodosestadísticos y coberturas de las series estadísticas para una mejor compren-sión e interpretación de la información presentada.

Fuentes. Base de Datos Institucional (BDI), Base Única de Datos (BUD)y bases de datos de las Direcciones Corporativas y de los OrganismosSubsidiarios.

Tipo de cambio. El tipo de cambio utilizado para convertir de dólares apesos las transacciones del comercio internacional fue el siguiente:

2005 2006 2007

Enero 11.2556 10.5679 10.9344Febrero 11.1502 10.4813 10.9880Marzo 11.1326 10.7061 11.1250Abril 11.1262 11.0206 10.9924Mayo 10.9920 11.0758 10.8301Junio 10.8340 11.3864 10.8338Julio 10.6931 11.0268 10.7963Agosto 10.6703 10.8739 11.0363Septiembre 10.7791 10.9722 11.0450Octubre 10.8312 10.9201 10.8418Noviembre 10.6903 10.8948 10.8658Diciembre 10.6201 10.8650 10.8494

Promedio 10.8979 10.8992 10.9282

Tipo de cambio(pesos por dólar)

253

Producción de petróleo crudo por tipo. El petróleo crudo producido seconsidera pesado, ligero o superligero, según los siguientes criterios:

Crudo pesado. Petróleo crudo con densidad API igual o inferior a 27o.Crudo ligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 27o y hasta 38o.Crudo superligero. Petróleo crudo con densidad API superior a 38o.

Crudo despuntado. Petróleo crudo al cual se le han extraído naftas y otroshidrocarburos ligeros para la producción de aromáticos.

Crudo reconstituido. Petróleo crudo despuntado con inyecciones depentanos y naftas ligeras.

Gasolina base. Gasolina que no requiriendo otro procesamiento, es utilizadaen la mezcla de las gasolinas automotrices terminadas, o exportada como tal.

Regionalización para las ventas de productos petrolíferos. Correspon-de a la regionalización económica que utiliza la Presidencia de la República.

Región Centro: Edo. de México, Distrito Federal, Morelos, Tlaxcala,Hidalgo y Puebla.

Región Noreste: Chihuahua, Durango, Coahuila, Tamaulipas y NuevoLeón.

Región Noroeste: Baja California, Baja California Sur, Sonora y Sinaloa.

Región Centro-Occidente: Nayarit, Zacatecas, Aguascalientes, Jalis-co, Colima, San Luis Potosí, Guanajuato, Querétaro y Michoacán.

Región Sur-Sureste: Veracruz, Guerrero, Oaxaca, Chiapas, Tabasco,Campeche, Yucatán y Quintana Roo.

Precios promedio al público (cuadro 2). Los precios al público que sepresentan corresponden a diferentes lugares de referencia, los cuales semuestran en la tabla siguiente :

254

Ingresos por ventas al público y comercio exterior. Los importes porventas internas y comercio exterior provienen de las áreas operativas de laempresa, pueden no coincidir con los proporcionados por las áreas financierasdado el lapso de tiempo que transcurre entre la salida física del producto yel registro contable.

Proyectos de inversión estratégicos. Son aquéllos que su realizaciónobedece a decisiones que comprometen el rumbo de la Institución; que en elcorto y mediano plazos utilizan grandes cantidades de recursos y que requierende largos periodos de maduración.

Proyectos de inversión operacionales. Son aquéllos que responden aproblemas operativos de corto plazo; sus montos de inversión son proporcio-nalmente menores a los requeridos por los proyectos de inversión estratégi-cos; sus lapsos de maduración son cortos para poder dar respuesta a lasnecesidades inmediatas y generalmente, se trata de proyectos complementa-rios o de mantenimiento de la planta productiva actual.

Producto Lugar de referencia Gas natural Sector centro base adicional con aviso Gas licuado Precio LAB centro embarcador Abasolo Turbosina Aeropuerto Cd. de México Combustóleo pesado Centro productor Tula Acrilonitrilo Centro embarcador Tula Amoniaco Centro productor Cosoleacaque Cloruro de vinilo Centro productor Pajaritos Estireno Centro productor La Cangrejera Monoetilenglicol grado fibra Centro productor Morelos Oxido de etileno Centro productor Morelos Polietileno alta densidad 65050 Centro productor Morelos Polietileno baja densidad 20020P Centro productor La Cangrejera Tolueno Centro productor La Cangrejera

255

Fondos (cuadros 4, 30 y 43). Son los recursos que la Secretaría deHacienda y Crédito Público asigna a Pemex adicionalmente a la inversiónpresupuestaria originalmente autorizada. Incluye el aprovechamiento de obrasde infraestructura (AOI), el aprovechamiento sobre rendimientos excedentes(ARE) y el fondo de ingresos excedentes (FIEX).

Advertencias.

– Los totales pueden no sumar debido a redondeos.– Por la magnitud de las cifras utilizadas, el "cero" representa un valor

no significativo.

256

B. Abreviaturas y símbolos usados

Btu Unidad térmica británica°C Grados centígradoscc Centímetros cúbicos°F Grados farenheitgr Gramoskm KilómetrosMM$ Millones de pesosMMUS$ Millones de dólaresMbd Miles de barriles diariosMMb Millones de barrilesMbcoed Miles de barriles de combustóleo equivalente

diarioMbpced Miles de barriles de petróleo crudo equivalente

diarioMMbpce Millones de barriles de petróleo crudo equivalenteMm3 Miles de metros cúbicosMMMpc Miles de millones de pies cúbicosMMpcd Millones de pies cúbicos diariosMt Miles de toneladasMTA Miles de toneladas anualesBTX Benceno, tolueno y xilenoCPG Complejo procesador de gasCSM Contratos de Servicios MúltiplesFCC Proceso de desintegración catalítica

en lecho fluidizadoCO2 Bioxido de carbonoC2+ Etano y más pesadosGLP Gas licuado del petróleoHDS HidrodesulfuradoraIEPS Impuesto especial sobre productos y serviciosI.V.A. Impuesto al valor agregadoLAB Libre a BordoMTBE Metil terbutil éter

257

PGPB Pemex Gas y Petroquímica BásicaPPQ Pemex PetroquímicaPELBD Polietileno lineal de baja densidadPEAD Polietileno de alta densidadD.N. Diámetro nominalSOx Oxidos de azufreUS$/b Dólares por barrilUS$/MMBtu Dólares por millón de Btu$/Gcal Pesos por gigacaloría$/m3 Pesos por metro cúbico$/t Pesos por toneladagr/cc Gramos por centímetro cúbicokg/Mt Kilogramos por miles de toneladast/Mt Toneladas por miles de toneladas

C. Factores de conversión utilizados en laindustria petrolera

Volumen

1 pie cúbico = 0.02831702 metros cúbicos1 metro cúbico = 35.314455 pies cúbicos1 metro cúbico = 6.28981041 barriles1 galón (EUA) = 3.7854 litros1 litro = 0.26417 galones (EUA)1 barril = 42 galones1 barril = 158.987304 litros

Peso

1 tonelada métrica = 0.98420741 toneladas largas1 tonelada métrica = 2 204.6227 libras1 libra = 0.45359235 kilogramos

Calor

1 Btu = 0.252 kilocalorías1 kilocaloría = 3.968254 Btu

258

D. Peso específico de productos seleccionados

Producto Peso específico gr/cc

Asfaltos 1.0300Butano butileno 0.5890Butano crudo 0.6000Butanos 0.5766Combustóleo pesado 0.9820Coque 0.9030Diesel 0.8500Etano 0.3580Gas licuado 0.5400Gasolina 0.7070Isobutano 0.5631Lubricantes 0.8900Materia prima para negro de humo 1.0700Metanol 0.7920Metil terbutil éter 0.7460Naftas (gasolinas naturales) 0.6670Parafinas 0.8207Pentanos 0.6290Propano 0.5110Propano propileno 0.5150Propileno 0.5140

Esta edición consta de 1550 ejemplares y se terminó de imprimir el 5 de abril de 2008.

La producción estuvo a cargo de laDirección Corporativa de Finanzas


Marzo 2008M

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Lab

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56565665656656565777767677767676Memoria deLabores 2007

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