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c) Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental d) Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y - PDF
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María Soledad Soto Acosta
1 2 3 Índice Página 1. Introducción Integración y funcionamiento del Órgano de Gobierno... 1 a) Integración... 1 b) Sesiones realizadas... 3 c) Acuerdos del Órgano de Gobierno... 3 d) Seguimiento de las recomendaciones de los Comisarios Públicos Seguridad industrial y protección ambiental... 5 a) Seguridad industrial... 5 b) Gestión ambiental Situación operativa a) Producción b) Transporte de productos c) Mercados de productos Actividad financiera a) Rendimiento neto b) Estado de la situación financiera bajo Normas Gubernamentales, al 31 de diciembre c) Valor Económico Agregado (EVA ) d) Cartera Organización, estructura administrativa y recursos humanos Situación presupuestal a) Eficiencia en la captación de los ingresos y en el ejercicio de egresos b) Presupuesto de operación c) Presupuesto de inversión Estrategia Institucional Cumplimiento de la normatividad y políticas generales, sectoriales e institucionales a) Órgano Interno de Control b) Sistema Integral de Información... 954 c) Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental d) Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y combate a la Corrupción e) Programas de Mejora Regulatoria f) Programa de Regulación Base Cero g) Comité de Mejora Regulatoria Interna (COMERI) h) Acciones instrumentadas para cumplir con el Programa Nacional de Reducción del Gasto Público i) Cumplimiento de las obligaciones derivadas de la Ley Sarbanes Oxley j) Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios k) Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Obra Pública l) Informe del estado que guarda el control interno institucional m) Comités n) Informe de la situación que guardan los fideicomisos o) Informe de resultados del programa anual de disposición final de bienes muebles p) Avances en el programa de regularización de inmuebles q) Sistema de Evaluación del Desempeño Empresas filiales a) Gasoductos de Chihuahua b) MGI Supply, Ltd c) MGI Trading d) MGI Enterprises. Ltd e) Pasco Terminals Inc. (Pasco Tampa) f) Panamerican Sulphur Company, LTD (PASCO, U.K.) g) Terrenos para Industrias, TISA (Unidad Minera de Texistepec, UMIT) h) CH4 Energía Asuntos relevantes de la gestión Anexos5 Pemex Gas y Petroquímica Básica 1. Introducción Con el propósito de cumplir con lo establecido en los artículos 59, fracción XI y 60 de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, así como en el artículo 30, fracción VI de su Reglamento, PEMEX-Gas y Petroquímica Básica (Pemex Gas) presenta su informe de autoevaluación correspondiente al ejercicio de Integración y funcionamiento del Órgano de Gobierno a) Integración De acuerdo con el artículo Tercero Transitorio de la Ley de Petróleos Mexicanos (Ley de Pemex), Pemex Gas continuará realizando sus actividades en cumplimiento de su objeto hasta en tanto el Ejecutivo Federal emita el decreto de reorganización correspondiente 1, con base en la propuesta que le presente el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos. El artículo 18 de la Ley de Pemex establece, entre otros aspectos, que los consejos de administración de los Organismos Subsidiarios estarán integrados por el Director General de Petróleos Mexicanos, quien los presidirá, así como 1 El periodo reportado en el presente documento es el correspondiente a Conviene aclarar que el Decreto que tiene por objeto establecer la estructura, el funcionamiento y el control de los organismos subsidiarios de Petróleos Mexicanos fue publicado por el Ejecutivo Federal el 21 de marzo de 2012 en el Diario Oficial de la Federación6 representantes del Estado designados por el Ejecutivo Federal, entre los cuales habrá al menos dos consejeros profesionales. Por su parte, el artículo Cuarto transitorio del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos dispone que, sin perjuicio de lo previsto en la Ley y en dicho Reglamento, hasta en tanto se emita el decreto de creación o de reorganización respectivo, su órgano de gobierno se integrará en términos del artículo 18 de la Ley. Con base en lo anterior, el 4 de junio de 2010 el Presidente de la República designó a los integrantes del Consejo de Administración. En la sesión extraordinaria 133 del 30 de junio de 2010 se declaró instalado el Consejo de Administración de Pemex Gas. Como parte de los cambios de los titulares de la Administración Pública Federal, fue necesario que el Titular del Ejecutivo Federal designara a dos consejeros, por lo que el 7 de julio de 2011 nombró Consejero al licenciado Carlos Montaño Fernández, Subsecretario de Egresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público y el 27 de julio de 2011 designó como Consejero al licenciado Jaime González Aguadé, Subsecretario de Electricidad de la Secretaría de Energía. Con base en lo anterior, a continuación se presentan los integrantes del Consejo de Administración de Pemex Gas: Dr. Juan José Suárez Coppel. Director General de Petróleos Mexicanos. Ing. Carlos Rafael Murrieta Cummings. Director Corporativo de Operaciones de Petróleos Mexicanos7 Ing. Carlos Alberto Treviño Medina. Director Corporativo de Administración de Petróleos Mexicanos. Lic. Mario Gabriel Budebo. Subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía. Lic. Carlos Montaño Fernández. Subsecretario de Egresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Lic. Jaime González Aguadé. Subsecretario de Electricidad de la Secretaría de Energía. Dra. María de Lourdes Dieck Assad. Consejera Profesional, y Dr. Fluvio César Ruiz Alarcón. Consejero Profesional. b) Sesiones realizadas Durante 2011, el Consejo de Administración de Pemex Gas llevó a cabo cuatro sesiones ordinarias: la 138 el 29 de marzo, la 139 el 26 de mayo, la 141 el 25 de agosto y la 142 el 16 de diciembre. Asimismo, celebró dos sesiones extraordinarias: la 137 el 17 de febrero y la 140 el 5 de julio. c) Acuerdos del Órgano de Gobierno En las sesiones celebradas en 2011, el Consejo autorizó 71 acuerdos, de los cuales 54 son de registro y 17 requirieron seguimiento por parte del Organismo8 De los acuerdos que suscribió el Consejo de Administración que requieren seguimiento, Pemex Gas concluyó 14 y tres se encuentran en proceso de atención. Seguimiento de acuerdos Autorizados De registro Requirieron seguimiento Terminados En proceso d) Seguimiento de las recomendaciones de los Comisarios Públicos No existe ninguna recomendación de los Comisarios Públicos pendiente de atención por parte del Organismo9 3. Seguridad industrial y protección ambiental En el anexo 1 se presenta la información estadística de seguridad industrial y protección ambiental. a) Seguridad industrial Durante 2011, Pemex Gas registró cuatro accidentes incapacitantes en sus instalaciones; el 18 de enero en el centro procesador de gas (CPG) Nuevo Pemex, el 28 de febrero en el CPG Ciudad Pemex, el 7 de abril en el CPG Coatzacoalcos y el 16 de junio en el Sector Ductos de Minatitlán- Petroquímicos; en este último, lamentablemente fallecieron dos trabajadores. Es importante señalar que en el segundo semestre no se registraron incidentes que provocaran daños al personal o a la comunidad, por lo que al cierre de 2011 el Organismo acumuló más de seis meses sin accidentes incapacitantes. Como resultado de los eventos registrados en los primeros seis meses del año, al cierre de diciembre el índice de frecuencia se ubicó en 0.17, ligeramente inferior al año anterior, sin embargo, por arriba de la meta establecida de 0.16 en 2011; por su parte, el índice de gravedad se ubicó en 15.35, por abajo de lo observado en 2010 y de la meta que se estableció en 20. Resumen de accidentalidad en Pemex Gas, Número de Trabajadores Días Índice de Índice de Días desde Fatalidades accidentes lesionados perdidos frecuencia gravedad el último accidente Total Pemex Gas Producción Ductos Gas Licuado y PB ,265 P. A. Texistepec ,644 Oficinas Centrales ,826 Contratistas ,10 La International Association of Oil & Gas Producers determinó para 2010 una referencia para el índice de frecuencia de accidentes de ; por su parte en Pemex Gas este índice se ha mantenido en valores inferiores a 0.18 en los últimos tres años. Índice de frecuencia de accidentes (Pemex Gas vs. referencia internacional) Oil & Gas Producers Los cuatro accidentes que se presentaron en 2011 se describen a continuación: El 18 de enero en el CPG Nuevo Pemex, un trabajador que realizaba actividades de mantenimiento tuvo contacto con un cable energizado de la caja de conexiones de un poste de alumbrado. El especialista se incorporó a sus actividades el 6 de marzo. El 28 de febrero en el CPG Ciudad Pemex, un trabajador que realizaba labores de mantenimiento para eliminar las fugas de gas dulce en la planta criogénica II, se golpeó la cabeza y sufrió un corte de aproximadamente 2 El índice de frecuencia se calcula a partir del número de trabajadores lesionados por millón de horas hombre laboradas. La referencia internacional de la International Association of Oil & Gas Producers, considera el promedio de las principales compañías que integran dicha asociación11 cinco centímetros. El trabajador se incorporó a sus actividades el 8 de abril. El 7 de abril en el CPG Coatzacoalcos, un operario que realizaba maniobras de limpieza en la planta de amoniaco II, recibió un flujo de agua con residuos de lodo y vapores de amoniaco en el lado izquierdo de su cara. El trabajador se incorporó a sus actividades el 26 de abril. El 16 de junio en el sector de Ductos Minatitlán se presentó un derrumbe de tierra que sepultó totalmente a dos trabajadores que realizaban actividades de excavación para la inspección y rehabilitación del ducto; lamentablemente los dos trabajadores fallecieron. Total de trabajadores con lesiones incapacitantes + muertos, , en Pemex Gas '00 '01 '02 '03 '04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 Pemex Gas desarrolla acciones orientadas a eliminar fallas y disminuir las circunstancias que impiden contar con escenarios o ambientes laborales óptimos. En este sentido, durante 2011 se trabajó en: Reforzamiento del Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental (SSPA)12 Diagnóstico, análisis de riesgos y consecuencias, e integridad mecánica del LPG-Ducto en zonas pobladas. Capacitación básica en SSPA a personal de nuevo ingreso. Talleres de reforzamiento a la gestión de permisos de trabajo con riesgo; así como la supervisión permanente de trabajos con riesgo. Talleres de reforzamiento de herramientas preventivas de Pemex-SSPA y la aplicación de las mismas. Campañas de seguridad eléctrica y en talleres. Difusión de los análisis causa raíz. Al cierre del año, los centros procesadores de gas Burgos, Matapionche y Arenque cumplieron más de seis años sin accidentes incapacitantes. Número de días acumulados sin accidentes incapacitantes en CPG, al 31 de diciembre de 2011 días años Área Coatzacoalcos Ciudad Pemex Nuevo Pemex Poza Rica Cactus 1, La Venta 1, Arenque 2, Matapionche 2, Burgos 2,13 Por su parte, en 12 terminales de distribución de gas licuado se ha erradicado la accidentalidad laboral durante más de 14 años. Número de días sin accidentes incapacitantes en terminales de gas LP, al 31 de diciembre de 2011 días años Monterrey a 1, Topolobampo 3, Matapionche 5, Tula 5, TT Salina Cruz 5, Tepeji del Río 5, Poza Rica 6, Puebla 6, Zapopan 6, Rosarito 6, Abasolo 6, Cactus 6, Cd. Juárez 6, Ixhuatepec 7, a. A partir de julio del 2009, se incluye la TDGL Monterrey a las estadísticas del Organismo, la cual desde su entrada en operación (diciembre de 2007) no ha registrado accidente alguno14 Los Sectores de Ductos Madero, Chihuahua y Torreón, así como las tres unidades de apoyo técnico (UAT Centro, Norte y Sur), cumplieron más de 13 años sin accidentes ocupacionales. Número de días acumulados sin accidentes incapacitantes en sectores de ductos, al 31 de diciembre de 2011 días años Minatitlán Venta de Carpio Monterrey Salamanca 1, Reynosa 1, Veracruz 1, Mendoza 1, Cárdenas 2, San Fernando 2, Guadalajara 3, Tlaxcala 4, Nuevo Pemex 4, UAT Centro 5, UAT Norte 5, Torreón 5, Chihuahua 5, UAT Sur 5, Madero 5, Al cierre de diciembre de 2011, el Proyecto Ambiental Texistepec acumuló 2,644 días sin accidentes incapacitantes. Desde noviembre de 2008 no se han presentado accidentes con el personal de las empresas contratistas en Pemex Gas15 b) Gestión ambiental Emisiones de bióxido de azufre a la atmósfera Durante 2011, las emisiones de las plantas recuperadoras de azufre de los CPG se ubicaron, en promedio mensual, en 29 kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado, cifra inferior a la registrada en 2010 (31 kg/t), debido a que los centros procesadores de gas Cactus y Ciudad Pemex incrementaron su eficiencia de operación por el cambio de los catalizadores agotados en sus plantas recuperadoras de azufre, con lo que redujeron sus emisiones en 8 y 4 kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado, respectivamente. Emisiones de SO 2 a la atmósfera, 2011 kg de SO 2 por cada tonelada de azufre procesado US EPA = NOM-137-SEMARNAT-2003 Plantas más de 300 t-día: 50 kg SO 2 US EPA = NOM-137-SEMARNAT-2003 Plantas menos de 300 t-día: 100 kg SO Promedio 2010 Promedio 2011 Promedio Plantas SC Cactus Nvo. Pemex Cd. Pemex Poza Rica Matapionche Arenque Cangrejera Tecnología Superclaus Tecnología Claus o Claus modificada Las emisiones de SO 2 en los CPG Cactus, Nuevo Pemex y Ciudad Pemex, que disponen de tecnología Súper Claus, procesan el 96.8% de las corrientes de gas ácido del Organismo y se ubicaron considerablemente por abajo del límite de16 50 kg de SO 2 requerido por la NOM-137-SEMARNAT Asimismo, los CPG Poza Rica y Arenque registraron emisiones por debajo del límite de 100 kg de SO 2 que contempla dicha norma para plantas recuperadoras con capacidad menor a 300 toneladas por día. Como se comentó previamente, el cambio de los catalizadores agotados en las plantas recuperadoras de azufre de Cactus y Ciudad Pemex permitió reducir las emisiones de SO 2 de manera importante en dichos centros procesadores. En el primer caso, entre 2010 y 2011, se redujeron las emisiones de SO 2 de 32 a 24 kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado. Mientras que en Ciudad Pemex pasó de 34 a 30 kilogramos de bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado. En el caso del CPG Cangrejera, la planta recuperadora de azufre no registró emisiones de SO 2 en 2011, debido a que se encuentra fuera de operación desde noviembre de 2009, porque no dispone de suficiente carga de gas ácido para su operación. Referente a la modernización de la planta recuperadora de azufre no. 2 en el CPG Matapionche, es conveniente mencionar que el alcance de este proyecto es altamente sensible a la disponibilidad de gas amargo proveniente de PEP. En este sentido, en marzo de 2011 en el marco del ciclo de planeación de Petróleos Mexicanos se recibió el escenario de oferta de gas de PEP 3, el cual presenta una sensible baja en la disponibilidad de gas para el CPG Matapionche, especialmente entre los años 2013 y 2016, lo que implicaría que la planta de azufre no. 2 no tendría suficiente carga para operar, situación que se presentaría entre el segundo semestre de 2012 y el primer trimestre de Con base en lo 3 Escenario de PEP 2011, versión _50% AP17 anterior, se tomó la decisión de suspender temporalmente la modernización de la planta recuperadora de azufre no. 2 mencionada anteriormente, a fin de analizar las alternativas y adoptar medidas contingentes de optimización que permitan procesar el volumen total de azufre y cumplir con las especificaciones requeridas por la norma NOM-137-SEMARNAT-2003 para emisiones de SO 2. Cabe señalar que dentro de las acciones alternativas para cumplir con la normatividad ambiental el centro procesador de gas Matapionche, se realizó el cambio de catalizador, así como la limpieza y sustitución de equipos en mal estado de la planta; como resultado de estas acciones el centro procesador de gas disminuyó sustancialmente sus emisiones en el último trimestre de 2011, al pasar de 193 kg/t procesada en septiembre a kg/t procesada en diciembre, considerando sus dos plantas; es importante precisar que la planta de azufre no. 2, en el mes de diciembre cumplió con lo establecido por la NOM- 137-SEMARNAT-2003 y se tiene programado que la planta de azufre no. 1 que actualmente no cumple con la norma salga de operación debido a la disminución de la carga de gas al CPG18 Consumo de agua En 2011, Pemex Gas consumió 3,619 miles de metros cúbicos de agua en promedio mensual, lo que representó un ahorro de ocho mil metros cúbicos en el consumo de agua respecto al año anterior; la razón que explica este comportamiento fue la reducción de las entregas a otras instalaciones. Consumo total de agua, promedio mensual, enero-diciembre miles de m Variación % Total Pemex Gas 3,627 3, Centros procesadores de gas a 3,425 b 3, Otras instalaciones a. No considera los CPG Burgos, Arenque y Coatzacoalcos. En el caso de Burgos y Arenque, sus consumos son mínimos por la tecnología que emplean para el proceso, por lo que el registro se incorpora en otras instalaciones, mientras que para el CPG Área Coatzacoalcos, el servicio de agua es provisto por los complejos petroquímicos. b. Cifra corregida en los CPG Poza Rica y Ciudad Pemex como resultado de la revisión del sistema de información SISPA. El consumo de agua en los CPG fue 3,578 miles de metros cúbicos, volumen ligeramente superior a lo reportado en El mayor incremento se presentó en el uso para el servicio de contraincendio y en menor medida en los rubros de proceso y servicios. Consumo de agua en los CPG por tipo de consumo, promedio mensual enero-diciembre miles de m Total 3,425 3,578 Proceso 2,178 2,205 Contraincendio Servicios Envío a otros usuarios19 Descargas de agua Las descargas de aguas residuales, en 2011, fueron de 898 miles de metros cúbicos en promedio mensual, 14.6% menores a las registradas en Descargas de agua, 2011 miles de m 3 promedio mensual 1,051 (153) % Los contaminantes contenidos en las descargas de agua residual de los centros de trabajo de Pemex Gas, disminuyeron 29.8% en 2011, al pasar de toneladas en promedio mensual en 2010 a 23.8 toneladas en Cabe señalar que los contaminantes contenidos en las descargas de agua residual de Pemex Gas cumplen satisfactoriamente con los límites máximos permisibles establecidos en la NOM-001-SEMARNAT Contaminantes en las descargas de aguas residuales, toneladas, promedio mensual Contaminantes Grasas y aceites Sólidos suspendidos totales Nitrógeno Otros (a) a Fosfatos, sulfuros y metales20 Con relación a los límites máximos permisibles por la NOM-001-SEMARNAT-1996 en las descargas de aguas de Pemex Gas, se informa que las descargas de grasas y aceites, sólidos suspendidos totales y nitrógeno se encuentran dentro de los límites permitidos por la norma. Límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de agua y descargas, enero-diciembre mg/l Grasas y aceites Sólidos suspendidos totales Nitrógeno NOM_ Pasivos ambientales Pemex Gas tiene declaradas 15.1 hectáreas (has) como pasivo ambiental, 11.5 has en el CPG Reynosa, 2.9 has en La Venta y 0.7 has en Arenque. Para atender esta situación, al cierre de diciembre de 2011, se realizaron las siguientes acciones: En el caso del CPG Reynosa, se continuó con la recuperación de hidrocarburos por administración directa y al cierre de 2011 se recuperaron 81,230 litros. El 22 de julio se llevó a cabo una reunión de trabajo con la Dirección General de Gestión Integral de Materiales y Actividades21 Riesgosas de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales (SEMARNAT), en la que se presentaron los avances alcanzados en la remediación ambiental, para cumplir con la resolución DOO.04/ del 28 de diciembre de Cabe señalar que en dicha reunión se acordó que a fin de darle continuidad a la resolución anterior, Pemex Gas debería preparar un informe sobre los trabajos realizados y pondría a consideración de la autoridad un programa de trabajo que incluya un estudio de evaluación de riesgo apegado a la guía emitida por esa dependencia, así como estudios de evaluación y caracterización con apego a la normatividad vigente. En cumplimiento a lo anterior, en diciembre de 2011, se integró el informe de actividades realizadas y el programa de trabajo para continuar con la atención de este pasivo. Es importante mencionar que ambos documentos se entregarán a la SEMARNAT en el primer semestre de Respecto al CPG La Venta, se continúa con la gestión de recursos financieros para ejecutar los trabajos de reintegración de suelo así como las actividades solicitadas por la PROFEPA y posteriormente proceder a la liberación del pasivo. Referente al CPG Arenque, el centro de trabajo continúa con la revisión del informe final de 0.7 has del área de proceso que se entregará a la SEMARNAT, la cual determinará si procede la liberación del pasivo; asimismo, están pendientes los resultados del estudio de caracterización efectuado en las cinco hectáreas del área de quemadores, del cual se derivará la propuesta de remediación y acciones a realizar22 Residuos peligrosos Durante 2011 se generaron 1,118.9 toneladas de desechos industriales clasificados como peligrosos y se eliminaron 1,070, con ello, el inventario al cierre del año se ubicó en 94.4 toneladas. Evolución del inventario de residuos peligrosos, 2011 toneladas 1, , Inventario Generados Eliminados Inventario La mayor parte del inventario de residuos peligrosos son sólidos impregnados de hidrocarburos, sedimentos por corridas de diablo y lodos aceitosos. Clasificación del inventario de residuos peligrosos, 2011 toneladas Sólidos impregnados HC Sedimento corrida de diablo Lodos aceitosos Envases y tambos vacíos Rec. alquitrán hulla Lámparas fluorescentes Total La gestión de residuos peligrosos se efectuó a través de diversos métodos de acuerdo con la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y su Reglamento, con un costo para el Organismo de 3,651.6 miles de pesos23 Gestión de residuos peligrosos, enero-diciembre 2011 Centro de trabajo Inventario al 31/12/2010 Residuos generados Toneladas Residuos dispuestos Inventario al 31/12/2011 Método de valorización, tratamiento o disposición final y/o almacenamiento a Costo miles de pesos TDGL Abasolo Almacenamiento --- TDGL Cactus Almacenamiento --- TDGL Cd. Juárez Disposición final 0.0 TDGL Poza Rica Almacenamiento --- TDGL Topolobampo Valorización PREF --- TDGL Tula Disposición final 56.1 TDGL Zapopan Almacenamiento --- TDGL Rosarito Disposición final 0.0 SD Reynosa Disposición final 8.1 SD Monterrey Confinamiento SD Chihuahua Almacenamiento --- SD Tlaxcala Disposición final 6.0 SD Salamanca Incineración 10.2 SD Guadalajara Incineración 0.5 SD Mendoza Almacenamiento --- SD Veracruz Almacenamiento --- SD Minatitlán Almacenamiento --- SD San Fernando Incineración 7.4 SD Cárdenas Almacenamiento --- SD Cd. Madero Disposición final 3.5 SD Nuevo Pemex Almacenamiento --- CPG Cactus Reciclaje 1,214.2 CPG Nuevo Pemex Reciclaje CPG Cd. Pemex Reciclaje CPG Área Coatzacoalcos Reciclaje 97.8 CPG Poza Rica Reciclaje CPG Reynosa Disposición final CPG Burgos Disposición final CPG La Venta Coprocesamiento CPG Matapionche Coprocesamiento Total , , ,651.6 a. Conforme a la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos y su Reglamento se entiende por: Coprocesamiento. Es la integración ambientalmente segura de los residuos generados por una industria o fuente conocida como insumo a otro proceso productivo. Disposición final. Es la acción de depositar o confinar permanentemente residuos en sitios e instalaciones cuyas características permitan prevenir su liberación al ambiente y las consecuentes afectaciones a la salud de la población y a los ecosistemas y sus elementos. Valoración. Es el principio y conjunto de acciones asociadas para recuperar el valor remanente o el poder calorífico de los materiales que componen los residuos, mediante su reincorporación en procesos productivos, bajo criterios de responsabilidad compartida, manejo integral y eficiencia (ambiental, tecnológica y económica). Almacenamiento. Es el depósito temporal de residuos, con carácter previo a su valoración o eliminación. Reciclado. Transformación de los residuos a través de distintos procesos que permiten restituir su valor económico, evitando así su disposición final, siempre y cuando esta restitución favorezca un ahorro de energía y materias primas sin perjuicio para la salud, los ecosistemas o sus elementos24 Derrames y fugas 4 Para atender lo solicitado por el Comisario Público de la Coordinación General de Órganos de Vigilancia y Control adscrita a la Secretaría de la Función Pública, mediante oficio SE/113/078/2012 del 21 de marzo de 2012, se presenta el apartado sobre las fugas y los derrames que el Organismo registró durante 2011; asimismo, se informa sobre las causas que los originaron y las medidas preventivas o correctivas que se realizaron. El primer evento se presentó el 8 de enero en la terminal de distribución de gas licuado de Tula; la ruptura de una de las mangueras que se interconectan al medidor provocó una fuga de aproximadamente 455 kilogramos de gas LP. Como resultado del análisis de riesgos se determinó cambiar la válvula macho convencional por una válvula de doble sello con testigo, así como otras medidas preventivas. La segunda fuga se registró el 26 de enero en el gasoducto de 16, en el tramo El Dorado-Chávez km , debido a que la fractura en la soldadura del ducto ocasionó la pérdida de 7.8 MMpc de gas natural. Para prevenir este tipo de accidentes se tomaron las siguientes acciones: la medición de espesores de pared, así como la inspección y evaluación de las soldaduras circunferenciales del ducto (aguas arriba y aguas abajo). Adicionalmente, se realizó la inspección radiográfica en uniones con diferencias de espesores significativos, así como pruebas de dureza. 4 Se basa en lo establecido por el lineamiento corporativo, número L-DCSIPA-002, del 16 de febrero de 2001, mediante el cual se reportan este tipo de eventos a las autoridades externas como SEMARNAT y PROFEPA25 La tercera fuga se presentó el 15 de julio en el gasoducto de 16, en el tramo CPG Poza Rica-Cobos en el cruce subfluvial del río Cazones en Poza Rica, Veracruz. Las fuertes lluvias provocaron el socavamiento del lecho del río y el arrastre de árboles y rocas que impactaron al ducto y provocaron su ruptura, por lo que se emitió un volumen de 0.5 MMpc de gas natural. Al respecto, se realiza un estudio batimétrico para determinar la profundidad necesaria para realizar un cruce direccionado del río. Actualmente el ducto está en proceso de reparación y se estima terminar con los trabajos mencionados en el tercer trimestre de El cuarto evento se presentó el 14 de noviembre en el km 59 del ducto 36 en la estación de compresión Los Ramones Estación no. 19, la corrosión externa provocó un incendio y una explosión, no se presentaron daños a terceros y se emitieron 108 MMpc de gas natural. Como resultado del análisis de riesgos, se recomendó reforzar los análisis integrales de los sistemas de ductos mediante la inspección interior con equipo instrumentado y las evaluaciones de recubrimiento mecánico. Adicionalmente, se realiza un estudio al estado del recubrimiento mecánico, así como un muestreo aleatorio por sondeo para la inspección del ducto en zonas pobladas. Se recomendó reforzar la estrategia de seguridad física de los sistemas de protección catódica para prevenir actos vandálicos. Los trabajos previamente comentados están programados para atenderse durante26 Industria Limpia Al inicio del año, Pemex Gas tenía registradas 66 instalaciones inscritas en el Programa Nacional de Auditorías Ambientales (PNAA); durante 2011 la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente entregó seis refrendos de Certificados de Industria Limpia (CIL) de las siguientes instalaciones: Derecho de vía del Sector de Ductos Nuevo Pemex, que considera el etano-ducto de 20" Cactus-Cangrejera, el gasolino-ducto 20" Cactus- Pajaritos y el gasolino-ducto 12" Cactus-Cangrejera, con vigencia del 26 de noviembre de 2010 al 26 de noviembre de Terminal de gas LP Poza Rica, con una vigencia del 21 de enero de 2011 al 21 de enero de Terminal de gas LP Puebla, con una vigencia del 31 de marzo de 2011 al 31 de marzo de Terminal de gas LP Cactus, con una vigencia del 3 de agosto de 2011 al 3 de agosto de Terminal de gas LP Salina Cruz, con una vigencia del 31 de agosto de 2011 al 31 de agosto de Terminal de gas LP Zapopan, con una vigencia del 18 de octubre de 2011 al 18 de octubre de Del total de instalaciones inscritas en el PNAA, conforme a las modificaciones del Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Autorregulación y Auditoría Ambiental, la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA) notificó la27 desincorporación de 29 instalaciones del PNAA y registró la inscripción de nueve instalaciones, las cuales realizaron el proceso de contratación de auditoría ambiental para obtener el certificado. Como resultado de lo anterior, a diciembre de 2011 se tienen 46 instalaciones inscritas en el PNAA y 19 instalaciones con certificados vigentes28 4. Situación operativa 5 En los anexos 2 y 3 se presenta la información estadística de proceso, producción y comercialización. a) Producción Durante 2011, Pemex Gas procesó 4,527.4 millones de pies cúbicos diarios de gas (MMpcd), volumen 1.2% superior a 2010, como resultado de una mayor disponibilidad de gas húmedo amargo y dulce por parte de PEMEX- Exploración y Producción (PEP) en los centros procesadores de gas (CPG) de Poza Rica y La Venta, respectivamente. En el siguiente cuadro se presenta la información del proceso de gas y condensados durante los años 2010 y 2011, así como de los diferentes programas de operación del año Proceso de gas y condensados 2011 Variación % 2011 vs POA POT I Real 2010 POA POT I Proceso Gas húmedo total (MMpcd) 4, , , , Gas húmedo amargo 3, , , , Gas húmedo dulce 1, , , Condensados (Mbd) Producción Gas seco (MMpcd) 3, , , , Gas licuado (Mbd) Etano (Mbd) Gasolinas (Mbd) Azufre (Mt) Todas las referencias al programa están relacionadas con el Programa Operativo Anual29 En comparación con el Programa Operativo Anual (POA), el volumen procesado en 2011 fue 1.5% inferior, debido a que se recibió un menor volumen de gas húmedo amargo marino y de gas húmedo dulce de Burgos por parte de PEP. En cuanto al proceso de condensados, se tuvo un promedio de 56.6 miles de barriles diarios (Mbd), superior en 7.4% y 7.1% con respecto a 2010 y al programa, como consecuencia de la mayor oferta de condensados marinos de PEP. Durante el 2011, la producción de gas seco fue de 3,691.6 MMpcd, 2% superior al año anterior, mientras que la producción de gas licuado fue de Mbd mayor en 0.7%; lo anterior en concordancia con los mayores niveles de procesamiento. En cuanto a la producción de etano y gasolinas naturales, estos productos resultaron 0.9% y 3.9% por arriba de lo producido en 2010, como consecuencia del mayor recibo de condensados amargos, principalmente de las regiones marinas. Finalmente, la producción de azufre fue 5.1% inferior a la registrada en el año anterior, debido principalmente a una disminución en el contenido de ácido sulfhídrico en las corrientes del gas marino y del Mesozoico de PEP. En comparación con el POA, durante 2011 se tuvo una menor disponibilidad de gas húmedo por parte de PEP y por consiguiente el proceso disminuyó; lo anterior provocó que la producción de gas licuado, etano y azufre fueran inferiores en 0.4%, 4.7% y 12.6%, respectivamente. Por su parte, la producción de gas seco fue similar a lo programado. En lo correspondiente a la producción30 de gasolinas naturales, ésta se incrementó en 1.6%, como resultado de la mayor entrega de condensados marinos. b) Transporte de productos Gas natural. El transporte total de gas natural en 2011, se ubicó en 4,858 MMpcd, volumen 2.7% superior a El transporte considera el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG), el Sistema Naco-Hermosillo y Samalayuca. El crecimiento se explica por un mayor consumo de los sectores eléctrico, industrial y distribuidoras. Considerando únicamente lo transportado por el SNG, al 31 de diciembre la capacidad de transporte fue de 5,012 MMpcd, lo que representa un porcentaje de utilización de 92.6%, que considera el volumen promedio transportado de 4,640 MMpcd. Por su parte, el rango operativo del nivel de empaque se encuentra entre 6,900 y 7,300 MMpc. Gas licuado. El volumen total transportado de gas LP fue de Mbd, mayor en 11.5 Mbd respecto al año anterior. En particular en el ducto Cactus- Guadalajara se transportaron Mbd, lo que representó un incremento de 12.9 Mbd respecto a El volumen transportado aumentó a pesar de la desaceleración del consumo interno, esto debido a que con el inicio de operaciones de la terminal Atotonilco, en mayo de 2010, la terminal recibe la producción de gas LP de la refinería de Tula que es inyectada al ducto; adicionalmente, también contribuyó el crecimiento de las operaciones en las terminales Abasolo y Zapopan. Considerando que la capacidad de transporte es de 242 Mbd, durante el 2011, la capacidad utilizada fue de 77%31 Volumen transportado de gas licuado miles de barriles diarios Variación Absoluta % Total Cactus-Guadalajara Hobbs-Méndez Por su parte, la disminución en el volumen transportado por el ducto Hobbs- Méndez está relacionada con la menor demanda de gas LP en el norte del país durante el verano e invierno de Adicionalmente, dicho ducto transportó una cantidad de gas LP inferior por los problemas en el ducto en el lado norteamericano que afectaron la logística de importación de este combustible32 c) Mercados de productos Mercado de gas natural Durante 2011, el comportamiento del mercado de gas natural que atiende Pemex Gas, continuó con un crecimiento en las ventas internas de MMpcd; destaca el aumento del sector eléctrico con MMpcd. Por lo anterior y aunado a la menor disponibilidad de gas directo de campos que entrega PEP, fue necesario incrementar las importaciones para satisfacer la demanda total. Balance de gas seco millones de pies cúbicos por día 2011 Variación % 2011 vs POA POT I Real 2010 POA POT I Origen 5, , , , Oferta 5, , , , Oferta de Pemex Gas a 3, , , , Directo de campos 1, , , , Importación Consumo total 5, , , , Consumo Pemex 2, , , , Ventas a otros Organismos 1, , , , Exploración y Producción 1, , , , Refinación Petroquímica Corporativo Autoconsumo Pemex Gas Exportación Ventas internas 3, , , , Sector eléctrico 1, , , , Industrial y distribuidoras b 1, , , , Sector comercializadores Diferencias c a. La oferta de Pemex Gas incluye la producción de plantas y el etano inyectado a ductos. b. Incluye empresas autogeneradoras de electricidad. c. Incluye variaciones del empaque en el Sistema Nacional de Gasoductos y diferencias estadísticas por medición33 Oferta. El volumen ofertado fue de 4,812.7 MMpcd, inferior en 3.8% al volumen de 2010 y 4.8% menor respecto al POA, este comportamiento es derivado de la reducción de MMpcd en la disponibilidad de gas seco de campos, principalmente en Burgos y Veracruz. Consumo. En 2011, la demanda de gas seco total y por sectores se comportó de la siguiente manera: La demanda total de gas seco, que considera las ventas a terceros, a otros Organismos y exportaciones, fue de 5,573.9 MMpcd, volumen 65 MMpcd superior a lo observado en Las ventas internas al sector eléctrico promediaron 1,884.3 MMpcd, 6.9% superior a Los factores que contribuyeron a incrementar el consumo del gas natural son: el crecimiento en las ventas de energía eléctrica; la reducción de la generación eléctrica mediante plantas hidroeléctricas, por el bajo nivel de las presas durante el segundo semestre del año; así como la competitividad de los precios del gas natural respecto a otros combustibles. En el mismo sentido se comportaron las ventas al sector industrialdistribuidoras, las cuales ascendieron a 1,327.7 MMpcd, 2.9% superiores a El mayor consumo se explica por el incremento de las ventas al sector acerero y a los clientes en el norte del país. Por su parte, las ventas a las comercializadoras alcanzaron niveles promedio de MMpcd, lo que representó una reducción de 14% con relación a 2010, ocasionada por la menor demanda de las compañías que suministran gas a la Comisión Federal de Electricidad34 Las ventas a otros Organismos de Petróleos Mexicanos se ubicaron en 1,895.5 MMpcd, 50.3 MMpcd inferiores que el consumo de La principal disminución se presentó en PEP, debido a una menor entrega de gas para bombeo neumático ocasionado por el accidente en el gasoducto Cactus-El Misterio que provocó restricciones en el suministro. Con respecto al POA, las ventas internas observaron un crecimiento de 5.1%, que se explica fundamentalmente por una mayor demanda de los sectores industrial-distribuidoras y eléctrico. El consumo Pemex fue inferior en MMpcd, debido a la menor entrega de gas a PEP y a Refinación, en este último caso se debe a la reducción en los consumos en las refinerías de Cadereyta, Tula y Salamanca. Comercio exterior. Durante 2011, fue necesario importar MMpcd, volumen superior en 47.6% y 57.3%, con relación a 2010 y al programa, respectivamente, como resultado de la menor oferta de gas directo de campos y del incremento en el consumo mencionado previamente. Precios. Durante el ejercicio 2011, el precio promedio de referencia internacional del gas natural se ubicó en 3.86 dólares por millón de Btu, inferior en 0.28 dólares al registrado en el 2010, lo que equivale a una reducción de 6.7%. dólares por millón de Btu, ene-dic ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic35 Durante 2011, los factores que más influyeron en el comportamiento de los precios en el mercado norteamericano fueron: Estados Unidos registró la producción de gas más alta de su historia, al promediar 62.3 MMMpcd, 6.3% por arriba del promedio de Lo anterior derivado del aumento de 45.4% en la producción de fuentes no convencionales (shale gas 6 ), la cual se elevó de un promedio de MMMpcd en 2010 a MMMpcd en 2011; con estos resultados la participación de esta fuente no convencional en el total de la producción se incrementó de 27% en 2010 a 37% en La demanda de gas natural en Estados Unidos, promedió 67.2 MMMpcd, 2.1% superior al El mayor crecimiento se presentó en el sector eléctrico con un 3% de incremento al requerir 20.8 MMMpcd, derivado de un verano con temperaturas altas y menores precios del gas con relación a otros combustibles. Por su parte, el sector industrial consumió 18.5 MMMpcd, lo que significó un 2.3% de aumento respecto al nivel promedio de 2010, apoyado por una leve recuperación económica. Finalmente, el sector residencial y comercial, con un volumen promedio de 21.8 MMMpcd, registró una contracción de 1.7% por un clima menos frío en el último trimestre de 2011 en comparación con el año precedente. En 2011, como resultado del incremento de la producción doméstica en los Estados Unidos, las importaciones provenientes de Canadá disminuyeron 9% al promediar 6.3 MMMpcd. Adicionalmente, como consecuencia del alto nivel de producción interna y los menores precios relativos del gas natural en Estados Unidos con respecto a los observados en Europa y Asia, las 6 El shale gas es un gas natural que se obtiene del tipo de roca lutita o pizarra. Es una roca sedimentaria muy porosa y en estos poros se encuentra atrapado el gas 36 importaciones de gas natural licuado (GNL) se ubicaron en 0.8 MMMpcd, 30.8% menores al Con respecto al nivel de almacenamiento, al 31 de diciembre de 2011, el volumen de inventarios alcanzó un nivel histórico de 3,472 MMMpc, volumen superior en 365 MMMpc al registrado en 2010 y en 457 MMMpc al promedio de los últimos cinco años, como resultado principalmente de un mayor incremento relativo en la producción de gas natural con relación al aumento en la demanda y de temperaturas menos frías respecto a lo esperado en los últimos meses del año. Precios relativos dólares por millón de Btu, ene-dic Combustible % relativo GN Gasolina Diesel Crudo WTI Propano Combustóleo Gas Natural Base Precios de referencia del gas natural vs. combustóleo dólares por millón de Btu Combustóleo, Platts, Gulf Coast No. 6, 3.0%S Gas natural, TETCO, Sur de Texas Durante 2011, nuevamente el gas natural se mantuvo como el combustible de menor precio en el mercado. En cuanto a su más próximo competidor, el combustóleo, la brecha se amplió y en términos relativos fue 286% más caro que el gas natural. En comparación con otros combustibles como el propano, el diesel y la gasolina, los precios de estos fueron 312%, 441% y 498% superiores respecto al precio del gas natural Mostrar más
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