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PETRÓLEOS MEXICANOS. Cuarto informe trimestral 2013 Artículo 71 (párrafo primero) Ley de Petróleos Mexicanos. Febrero PDF
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Patricia Vidal Lagos
1 PETRÓLEOS MEXICANOS Cuarto informe trimestral 2013 Artículo 71 (párrafo primero) Ley de Petróleos Mexicanos Febrero 2014
2 Contenido Presentación 1 Marco de referencia 2 1. Resultados operativos Exploración Reservas de hidrocarburos Producción de petróleo crudo y gas natural Proceso de gas natural y líquidos del gas Producción de petrolíferos y gas licuado Producción de petroquímicos Mercado interno Mercado internacional Principales resultados de la gestión corporativa Avance y situación del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios Servicios de salud Cumplimiento de programas gubernamentales Plan Estratégico de Tecnología de Información Programa de inversión Información financiera Estados financieros consolidados Política de financiamiento y estado de la deuda documentada Ejercicio de los recursos (flujo de efectivo) Seguridad industrial y protección ambiental Seguridad industrial Protección ambiental 105
3 Presentación Presentación Se presenta al H. Congreso de la Unión el Cuarto Informe Trimestral 2013, por medio de la Secretaría de Energía, en cumplimiento con el párrafo primero del artículo 71 de la Ley de Petróleos Mexicanos. Este es un informe sobre la marcha de la industria petrolera estatal al cierre del cuarto trimestre de Incluyen resultados operativos, temas relacionados con la planeación, seguridad industrial y protección ambiental, recursos financieros y avances de los proyectos de inversión. Presenta también los avances de los principales indicadores contenidos en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios , aprobado por el Consejo de Administración. Incluye los estados financieros al cierre de diciembre de 2013 y su comparación con los del año previo. Estos estados financieros fueron preparados con base en las Normas de Información Financiera Gubernamental, Generales o Específicas para el Sector Paraestatal (NIFGGSP) o Normas Gubernamentales (NG), que son las que se utilizan en la integración de la Cuenta de la Hacienda Pública Federal. Los estados financieros son consolidados y aún no están dictaminados. Asimismo, se describe el comportamiento del ejercicio de los recursos presupuestales durante el 2013, así como su comparación con el del año precedente. Las cifras que se incluyen son de cierre, sin embargo podrán presentar algún ajuste derivado de la integración y revisión de información para la Cuenta Pública 2013, cuyo proceso aún no concluía a la fecha de cierre de este documento. Este informe se difundirá a la ciudadanía a través de la página de la empresa en Internet. 1
4 Marco de referencia Marco de referencia Petróleos Mexicanos realiza las actividades estratégicas del petróleo, demás hidrocarburos y la petroquímica básica, en el marco de lo dispuesto por el artículo 2o. de la Ley de Petróleos Mexicanos, y ejerce la conducción central y la dirección estratégica de la industria petrolera estatal. En el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios definió su Misión y Visión: Misión Maximizar el valor de los activos petroleros y los hidrocarburos de la nación, satisfaciendo la demanda nacional de productos petrolíferos con la calidad requerida, de manera segura, confiable, rentable y sustentable. Visión Ser reconocido por los mexicanos como un organismo socialmente responsable, que permanentemente aumenta el valor de sus activos y de los hidrocarburos de la nación, que es ágil, transparente y con alto nivel de innovación en su estrategia y sus operaciones. Vinculación con los objetivos nacionales de planeación para el periodo Las acciones de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios se inscriben en la cuarta Meta Nacional del Plan Nacional de Desarrollo (PND): Un México Próspero, con el objetivo de Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva y la implantación de la estrategia: Asegurar el abastecimiento de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos que demanda el país. El PND establece las metas, objetivos y estrategias nacionales que son la base de los programas sectoriales, especiales, institucionales, regionales y del proceso presupuestal que llevan a cabo las dependencias y entidades paraestatales en forma anual. De esta forma, la Estrategia Nacional de Energía (ENE) toma como punto de partida el papel que el sector energético debe desempeñar para apoyar al crecimiento y al desarrollo económico y social del país. Petróleos Mexicanos centra sus acciones en cumplir con el mandato de creación de valor en su desempeño, como participante primordial en los mercados energéticos y petroquímicos nacionales, y al mismo tiempo alcanzar sustentabilidad financiera y operativa en el mediano y largo plazo. En este contexto y en cumplimiento con el artículo 87 fracción I del Reglamento de la Ley de Petróleos Mexicanos se presenta en las sesiones ordinarias del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos el reporte de avance de las metas del Plan de Negocios y del programa operativo. En este marco, se cuenta con la versión actualizada del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios , misma que fue aprobada por el Consejo de Administración el 15 de julio de 2013, con el fin de contar con un instrumento actualizado para la aplicación de las Líneas de Acción establecidas en el PND. 2
5 Marco de referencia En el Presupuesto de Egresos de la Federación 2013 (PEF) se plantea que sus actividades están orientadas al cumplimiento de los compromisos establecidos para el crecimiento económico del país en un entorno de competitividad, generación de empleos, igualdad de oportunidades y de sustentabilidad ambiental; dando con ello continuidad a las acciones emprendidas en los años recientes vinculadas con el sector de hidrocarburos, para garantizar que se suministre a la economía el petróleo crudo, gas natural y los productos derivados que requiere el país, a precios competitivos, minimizando el impacto al medio ambiente y con estándares de calidad internacionales. Objetivos Los objetivos estratégicos corresponden a las acciones que Petróleos Mexicanos define como prioritarias, tales como: incrementar las reservas y los niveles actuales de producción de hidrocarburos; mejorar la infraestructura actual de procesamiento y transporte e incrementar la misma; elevar la eficiencia operativa, administrativa y financiera; satisfacer las necesidades energéticas del país, conservando un nivel competitivo de costos y fortalecer la responsabilidad social de la organización; todo en el marco de sustentabilidad, creación de valor y rendición de cuentas a la sociedad mexicana para aumentar la seguridad energética del país. Inclusive, los proyectos emprendidos para incrementar la capacidad de importación de gas natural y el fortalecimiento de la logística de petrolíferos en el país permiten el robustecimiento de la matriz energética nacional, aumentando la disponibilidad y flexibilidad del sistema nacional de gasoductos y poliductos. Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios consideran que la seguridad en las instalaciones y la protección del ambiente se deben administrar en forma conjunta, adoptando medidas de prevención adecuadas y oportunas. En materia de salud, se fortalecen las actividades de prevención de las enfermedades, por exposición laboral y estilo de vida en los centros de trabajo de Petróleos Mexicanos. Finalmente, se tienen considerados en las políticas y programas internos el trato y la equidad de género, elevando el desarrollo personal y profesional de las mujeres. 3
6 Marco de referencia Metas estratégicas comprometidas en el Presupuesto de Egresos de la Federación 2013 (PEF) y su avance Producto U. de M. Metas Avances Anual Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV Anual Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV Perforar Pozos 1/ Exploratorios Pozos Desarrollo Pozos Producir Petróleo crudo Mbd 2, , , , , , , , , ,523.3 Gas natural 2/ MMpcd 6, , , , , , , , , ,415.6 Condensados 3/ Mbd Gas seco 4/ MMpcd 3, , , , , , , , , ,660.1 Petrolíferos y gas licuado Mbd 1, , , , , , , , , ,405.4 Petrolíferos 5/ Mbd 1, , , , , , , , , ,202.4 Gas licuado 6/ Mbd Petroquímicos 7/ Mt 17, , , , , , , , , ,391.0 Comercializar En el mercado interno Petróleo crudo Mbd 1, , , , , , , , , ,151.8 Gas seco MMpcd 3, , , , , , , , , ,273.6 Petrolíferos y gas licuado 5/ Mbd 1, , , , , , , , , ,754.9 Petrolíferos Mbd 1, , , , , , , , , ,453.4 Gas licuado Mbd Petroquímicos Mt 5, , , , , , , Básicos 8/ Mt Desregulados Mt 5, , , , , , , En el mercado externo Exportaciones Petróleo crudo Mbd 1, , , , , , , , , ,234.1 Condensados Mbd Gas seco MMpcd Petrolíferos y gas licuado Mbd Petrolíferos Mbd Gas licuado 9/ Mbd Gasolinas naturales Mbd Petroquímicos Mt Importaciones Gas seco MMpcd 1, , , , , , , , , ,198.8 Petrolíferos y gas licuado 9/ Mbd Petrolíferos Mbd Gas licuado Mbd Propano Mbd Petroquímicos Mt / Se refiere a pozos terminados. 2/ Incluye nitrógeno. 3/ Condensados amargos entregados a plantas. 4/ Gas seco de criogénicas y plantas de absorción. 5/ Incluye gasnafta de Pemex-Petroquímica. 6/ No incluye mezcla de butanos, ya que consolida la producción de Pemex-Refinación y Pemex-Gas y Petroquímica Básica. 7/ Incluye la producción de petroquímicos de Pemex-Petroquímica y Pemex-Refinación, y azufre, etano y naftas (gasolinas naturales) de Pemex-Gas y Petroquímica Básica. No incluye gasnafta de Pemex-Petroquímica por tratarse de un producto petrolífero. 8/ Incluye ventas de nafta pesada en Pemex-Gas y Petroquímica Básica, así como las ventas de etano a Petroquímica Mexicana de Vinilo. 9/ Incluye propano. 4
7 Marco de referencia El presupuesto de gasto programable autorizado a Petróleos Mexicanos para 2013 ascendió a 476,659.6 millones de pesos, del cual 31.5% correspondió a gasto corriente y 68.5% a gasto de inversión. - Del gasto corriente (150,335.9 millones de pesos), 53.5% se programó para el pago de servicios personales, 22.6% para gastos de operación, 23.5% a pensiones y jubilaciones, y 0.4% a otras erogaciones. - Del gasto de inversión, que se programó originalmente en su totalidad para inversión física (326,323.7 millones de pesos), 97.2% se asignó a obra pública, y 2.8% a la adquisición de bienes muebles e inmuebles. Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios Flujo de efectivo consolidado 2013 PEF y su avance (millones de pesos) Concepto Metas Avances Anual Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV Anual Trimestre I Trimestre II Trimestre III Trimestre IV Ingresos propios 478, , , , , , , , , ,456.1 Ingresos 1,680, , , , , ,874, , , , ,904.6 Ventas interiores 1,068, , , , , ,071, , , , ,925.5 Ventas exteriores 556, , , , , , , , , ,228.9 Otros ingresos 55, , , , , , , , , ,750.2 Tasa negativa IEPS 48, , , , , , , , , ,086.9 Servicios prestados y otros diversos 6, , , , , , , , ,663.3 Subsidios y transferencias , ,583.1 Egresos 1,678, , , , , ,878, , , , ,064.9 Gasto programable 476, , , , , , , , , ,330.2 Corriente 150, , , , , , , , , ,784.4 Inversión 326, , , , , , , , , ,545.8 Mercancía para reventa 262, , , , , , , , , ,326.1 Operaciones ajenas netas , , , ,713.7 Impuestos indirectos 146, , , , , , , , , ,465.1 Impuestos directos 793, , , , , , , , , ,657.3 Superávit primario 1, , , , , , , , ,422.8 Intereses 38, , , , , , , , , ,613.6 Superávit operación -36, , , , , , , , ,809.2 Endeudamiento neto 42, , , , , , , , ,999.9 Disposiciones 125, , , , , , , , , ,972.2 Amortizaciones 82, , , , , , , , , ,972.3 Incremento(uso)caja 6, , , , , , , , , ,809.0 Fuente: Presupuesto de Egresos de la Federación Dirección Corporativa de Finanzas. 5
8 1. Resultados operativos 1. Resultados operativos 1.1 Exploración Durante 2013, la adquisición de información sísmica 1/ tridimensional (3D) alcanzó 15,062.9 kilómetros cuadrados, 43.2% menos que lo reportado en el año previo, con un cumplimiento de 132.2% de la meta, debido principalmente a la adquisición de estudios adicionales, como Veracruz Marino 3D y Centauro 3D. Destacó la Región Marina Suroeste con 9,463.6 kilómetros cuadrados, 90.3% de exploración y 9.7% de desarrollo. En la Región Norte se adquirieron 5,060.6 kilómetros y en la Región Sur kilómetros cuadrados. En 2013 se obtuvieron 3,646 kilómetros de información sísmica 2D, cifra 4% mayor a la de 2012, con un cumplimiento de 218.3%, ya que se incluyó la sísmica Sur de Burgos 2D y Salsomera 2D, que no estaban programadas. Del total adquirido, el 57.7% correspondió a la Región Norte y el 42.3% a la Región Sur, en su totalidad de exploración. Durante 2013 se terminaron 823 pozos 2/, 33.5% menos que en el año previo, con un cumplimiento de 125.5% de la meta, este último como resultado del incremento en las actividades de perforación por replanteamiento en la estrategia de desarrollo del Activo Integral Burgos, así como por una mayor actividad de perforación en el campo Ébano del proyecto reingeniería de recuperación secundaria Tamaulipas- Constituciones del Activo de Producción Poza Rica-Altamira, en Samaria-Somero del Activo de Producción Samaria-Luna y en el Activo de Producción Cinco Presidentes. - Durante 2013 se terminaron 38 pozos de exploración, 2.7% más que el año previo. De este total, 17 pozos fueron en los activos regionales de exploración, 13 en el Activo Integral Burgos, seis del Activo Integral Veracruz y dos en aguas profundas de la Región Marina Suroeste. El cumplimiento de la meta fue 92.7% debido al retraso en los trabajos de perforación de los pozos Axalón 1, Sen 1001, Calicanto 101, Kaa 1, Onel 201, Piklis 1DL, Kunah 1DL y al diferimiento en el inicio de perforación de los pozos Cushale 1, Gótico 1, Platao 1, Samaria 2001, Racemosa 1, Jabonero 1, Guepardo 1, Kepi 1A, Conga 1, Zhogui 1, Yaxché 201, Tsimín 101, Kax 201 y Nat 1 de las regiones Sur y Marina Suroeste. 1/ La sísmica es un método geofísico utilizado en la exploración de hidrocarburos, basado en la reflexión de ondas sonoras que son recibidas por equipos en la superficie que las interpretan, geofísica y geológicamente, para producir mapas del subsuelo que muestran las diversas áreas que potencialmente pueden contener hidrocarburos. La prospección sísmica se puede realizar en dos o tres dimensiones (sísmica 2D o 3D). La primera aporta información en un solo plano (vertical), mientras que la segunda permite determinar con mayor exactitud el tamaño, forma y posición de las estructuras geológicas, al introducir el esquema volumétrico. 2/ No incluye proyectos especiales ni pozos accidentados. 6
9 1. Resultados operativos Pozos de exploración terminados, enero-diciembre Éxito % % 37 Cumplimiento 92.7% Pozos de desarrollo terminados, enero-diciembre Éxito % % Cumplimiento 1, % Programa Real 2013 Nota: No incluye proyectos especiales ni pozos accidentados. Fuente: Base de Datos Institucional Programa Real El éxito alcanzado en la terminación de pozos de exploración fue 60.5%, 3.7 puntos porcentuales mayor al registrado en Se terminaron cuatro pozos productores de aceite, siete de aceite y gas, tres de gas húmedo, seis de gas seco, tres de gas y condensado, además de un pozo productor no comercial de gas húmedo, un productor no comercial de gas y condensado, 11 improductivos invadidos de agua salada, un improductivo invadido seco y un improductivo por baja permeabilidad. El éxito geológico fue 65.8%. En 2013 se terminaron 785 pozos de desarrollo, 34.6% menos que en el año previo, con un cumplimiento de la meta de 127.6%, mismo que obedeció al incremento de actividades de perforación antes señalado. Del total de pozos de desarrollo terminados en el periodo se contabilizaron 747 pozos productivos (677 de aceite y 70 de gas), con lo que se alcanzó 95.9% de éxito, 0.6 puntos porcentuales por abajo de Región Norte. Se terminaron 460 pozos de desarrollo, 50.3% menos que en el año previo. De los pozos de esta región, 45.9% se ubicaron en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, 29.8% en Burgos, 20.2% en Poza Rica-Altamira y 4.1% en Veracruz. El cumplimiento de la meta fue 139.4%, debido al incremento de actividades de perforación por replanteamiento en la estrategia de desarrollo en Burgos y mayor actividad de perforación en el proyecto reingeniería de recuperación secundaria Tamaulipas-Constituciones del Activo de Producción Poza Rica-Altamira. 7
10 1. Resultados operativos - Región Sur. Se terminaron 286 pozos de desarrollo, 23.3% más que en De este total, en el Activo de Producción Cinco Presidentes se registraron 40.9%, en Samaria-Luna 35% de los pozos, en Bellota-Jujo 16.8% y en Macuspana-Muspac 7.3%. El cumplimiento de la meta fue 136.2%, principalmente por una mayor actividad de perforación de pozos en el campo Samaria Somero del Activo de Producción Samaria-Luna; en los campos San Ramón, Ogarrio, Brillante, Los Soldados y Sánchez Magallanes del Activo de Producción Cinco Presidentes, así como de los campos El Golpe y Santuario del Activo de Producción Bellota-Jujo. - Región Marina Noreste. Se terminaron 23 pozos de desarrollo, 14.8% menos que en el año previo, con un cumplimiento de 48.9% de la meta, debido al diferimiento en la perforación de pozos en el campo Akal del Activo de Producción Cantarell y por retrasos en la llegada de equipo de perforación en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. - Región Marina Suroeste. Los pozos de desarrollo terminados fueron 16, igual número que el reportado en el año previo. El cumplimiento del programa fue 57.1%, resultado del diferimiento en el inicio de los trabajos de perforación de los pozos May 19, May 1062, Bolontikú 26, Yaxche 19, Yaxche 33, Xanab 3, Xux 12, Xux 36 y Ayatsil 157, del Activo de Producción Litoral de Tabasco; y retrasos en la perforación de los pozos Ixtal 21, Ixtal 87, Tumut 4, Homol 45 y Homol 47 del Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc. Durante 2013 se terminaron 125 pozos de desarrollo no convencionales, en su totalidad horizontales, 36 más que en el año precedente. Del total, 70 pozos se ubicaron en el Activo de Producción Poza Rica-Altamira, 39 en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo, ocho en el Activo Integral Burgos, cuatro en el Activo de Producción Samaria-Luna, uno en el Activo de Producción Bellota-Jujo, uno en el Activo de Producción Macuspana-Muspac y dos más en el Activo de Producción Cantarell. 8
11 1. Resultados operativos 1.2 Reservas de hidrocarburos A partir de febrero de 2013 se obtuvo la primera producción de crudo de lutitas del pozo Anhélido 1, ubicado en la formación Pimienta de la Cuenca de Sabinas. Se terminó el pozo Lakach-21, primer pozo de desarrollo en aguas profundas de México. Lakach es un campo de gas no asociado con una reserva total de 850 mil millones de pies cúbicos de gas. Se espera iniciar la explotación del campo Lakach a finales de En 2013 se tuvieron los siguientes descubrimientos de aceite y gas que generaron campos nuevos: - Región Norte. Se terminaron los pozos Chucla 1, Santa Anita-401, Gato-1001, Silo-1 y Nuncio-1. El primero de ellos está localizado en la Cuenca de Sabinas en el Activo Integral Burgos y es un pozo productor de gas y condensado de lutitas (shale), con una producción inicial de 24 barriles diarios de crudo y condensados y 1.9 millones de pies cúbicos diarios de gas. Se terminaron los pozos Eltreinta 1, productor de aceite ligero (756 barriles diarios y 0.3 millones de pies cúbicos diarios de gas); Kamelot-1, Mixtan-1 y Palmaro-1, productores de gas, del Activo Integral Veracruz. El pozo Maximino-1 del proyecto Área Perdido, ubicado en la parte norte del Golfo de México y con un tirante de agua de 2,919 metros, es un pozo en aguas ultra profundas, en el cual se descubrió aceite ligero, con una producción de 3.8 miles de barriles diarios y 15 millones de pies cúbicos diarios de gas; y el pozo Exploratus-1, productor de aceite y gas, ambos del Activo de Producción Poza Rica Altamira. - Región Sur. Se terminó el pozo Sini-1 del Activo de Producción Samaria Luna, productor de aceite ligero, con una producción inicial de 3.1 miles de barriles diarios y 7.83 millones de pies cúbicos diarios de gas, comprobando la continuidad del "trend" productor de los campos Caparroso-Pijije-Escuintle. Asimismo se terminaron los pozos Ayocote-1, del Activo de Producción Cinco Presidentes y Tamarhú-1, del Activo de Producción Macuspana-Muspac, ambos productores de aceite ligero. - Región Marina Suroeste. Se terminaron los pozos Xux-1 y Miztón-1 del Activo de Producción Litoral de Tabasco, productores de aceite ligero, con una producción de 1.9 y 3.5 miles de barriles diarios, respectivamente, así como 1.9 y 2.9 millones de pies cúbicos diarios de gas, en el mismo orden. - Región Marina Noreste. Se terminó el pozo Tson-201 del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap, productor de aceite negro, con una producción inicial de 2.9 miles de barriles por día y 0.7 millones de pies cúbicos diarios de gas. Están en proceso de evaluación las reservas asociadas a todos estos descubrimientos. Estas actividades concluirán con su certificación en el trascurso de 2014, cuando se definan las reservas al 1 de enero de
12 1. Resultados operativos 1.3 Producción de petróleo crudo y gas natural 3/ Petróleo crudo Durante 2013, la producción de petróleo crudo promedió 2,522.1 miles de barriles diarios, 1% inferior (25.8 miles de barriles diarios) respecto a 2012, debido a la declinación natural de la producción e incremento en el flujo fraccional de agua en los activos de producción Samaria-Luna, Litoral de Tabasco y Cantarell. Esta situación no pudo ser compensada por el aumento en la producción del Activo de Producción Abkatún-Pol- Chuc. El cumplimiento de la meta fue 98.9%, por la menor producción base a la esperada en los activos de producción Litoral de Tabasco, Cantarell y Samaria-Luna. - Región Marina Noreste. La producción de crudo promedió 1,303.6 miles de barriles diarios, 0.4% por debajo de 2012, resultado de la menor producción del Activo de Producción Cantarell. El cumplimiento del programa fue 101.8%, debido a la mayor producción base a la programada y producción adicional por mantenimiento de pozos en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. - Región Marina Suroeste. Se obtuvieron miles de barriles diarios, 1.3% más que en 2012, con un cumplimiento de la meta de 99.9%, ocasionado por un incremento en el flujo fraccional de agua, menor producción base a la programada y una producción más baja por terminación de pozos en los proyectos Crudo Ligero Marino y Yaxché del Activo de Producción Litoral de Tabasco. - Región Sur. La producción fue miles de barriles diarios, 5.4% inferior al año anterior, derivado principalmente de la declinación natural de la producción y al incremento en el flujo fraccional de agua en campos del proyecto Delta del Grijalva del Activo de Producción Samaria-Luna. Respecto a la meta se tuvo un cumplimiento de 91.9%, resultado del incremento en flujo fraccional de agua en el Activo de Producción Samaria-Luna, así como una producción base inferior a la esperada en el proyecto Ogarrio-Sánchez Magallanes del Activo de Producción Cinco Presidentes. - Región Norte. Se obtuvieron miles de barriles diarios, 0.1% inferior a lo registrado en 2012, provocado por la declinación natural de la producción en el Activo de Producción Poza Rica-Altamira. El cumplimiento de la meta fue 94.5%, ocasionado por la menor producción base a la esperada y al menor número de pozos terminados en el Activo Integral Aceite Terciario del Golfo. 3/ Como resultado de la modificación a la estructura básica de Pemex-Exploración y Producción, aprobada en 2011, la denominación de los activos se estableció conforme a la siguiente integración: activos de producción (Poza Rica-Altamira, Cinco Presidentes, Bellota-Jujo, Samaria-Luna, Macuspana-Muspac, Cantarell, Ku-Maloob-Zaap, Abkatún-Pol-Chuc y Litoral de Tabasco), de exploración (Tampico-Misantla Golfo, Aguas Profundas Norte, Cuencas del Sureste Terrestre, Cuencas del Sureste Marino y Aguas Profundas Sur) e integrales (Burgos, Aceite Terciario del Golfo y Veracruz). 10
13 1. Resultados operativos Producción de petróleo crudo por región y activo (miles de barriles diarios) Trimestre IV Enero-diciembre Concepto 2013 Var. (%) Cumpl. (%) 2013 Var. (%) Cumpl. (%) Prog. Real 13/12 Real/Prog. Prog. Real 13/12 Real/Prog. Total 2, , , , , , Región Marina Noreste 1, , , , , , Cantarell Ku-Maloob-Zaap Región Marina Suroeste Abkatún-Pol-Chuc Litoral de Tabasco Región Sur Cinco Presidentes Bellota-Jujo Samaria-Luna Macuspana-Muspac Región Norte Poza Rica-Altamira Aceite Terciario del Golfo Burgos Veracruz La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional. Por tipo de crudo, la producción de pesado disminuyó 1.4% respecto a 2012, al ubicarse en 1,365.1 miles de barriles diarios, por la baja en la producción de Cantarell; la extracción de crudo ligero ascendió a miles de barriles diarios, 1.6% superior a lo registrado en 2012; la producción de superligero fue inferior 5.7% con relación a 2012, al producir 310 mil barriles diarios. - En el caso del crudo pesado, la producción del campo Akal en el Activo de Producción Cantarell disminuyó 13.2% (30.9 miles de barriles diarios), además de 7.1% de reducción (19.7 miles de barriles diarios) en el campo Ku del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. 11
14 1. Resultados operativos - En crudo ligero destacó el campo Kuil del Activo de Producción Abkatún-Pol-Chuc, en el cual se obtuvieron 42.2 miles de barriles diarios más que en La producción de crudo superligero en los campos Sen y Pijije, disminuyó 21.6 miles de barriles diarios y 18.2 miles de barriles diarios, respectivamente, ambos campos en el Activo de Producción Samaria-Luna., mientras que el campo Tsimín del Activo de Producción Litoral de Tabasco logró producir 21.2 miles de barriles diarios más que el año anterior. Producción de petróleo crudo por tipo, enero-diciembre (miles de barriles diarios) Cumplimiento 98.9% 2, , , % 13.9% 12.3% 32.7% 32.8% 33.6% 54.4% 53.3% 54.1% Producción de petróleo crudo por región, enero-diciembre (miles de barriles diarios) Cumplimiento 98.9% 2, , , % 6.0% 5.7% 19.9% 20.5% 19.1% 23.0% 23.3% 23.5% 51.4% 50.2% 51.7% 2012 Programa Real Fuente: Base de Datos Institucional Pesado Ligero Superligero 2012 Programa Real 2013 Marina Noreste Marina Suroeste Sur Norte Gas natural En 2013, la producción de gas natural fue 6,370.3 millones de pies cúbicos diarios, 0.2% inferior al año previo, esta cifra incluye millones de pies cúbicos diarios de nitrógeno, que se obtiene asociado al gas natural y que constituye un compuesto no deseado. Las regiones marinas Noreste y Suroeste registraron un aumento en su producción, mientras que en las regiones Norte y Sur se dio la situación opuesta. El cumplimiento de la meta anual fue 101.7%. - La producción de gas asociado fue 4,607.7 millones de pies cúbicos diarios, 3% mayor respecto a 2012 y con un cumplimiento de 104.2% del programa. 12
15 1. Resultados operativos - La producción de gas no asociado fue 1,762.6 millones de pies cúbicos diarios, 7.7% inferior a la de 2012, que representó un cumplimento de 95.9% del programa. Producción de gas natural por tipo 1/, enero-diciembre (millones de pies cúbicos diarios) 6,384.7 Cumplimiento 101.7% 6, , % 29.4% 27.7% 70.1% 70.6% 72.3% El comportamiento por regiones fue el siguiente: 2012 Programa Real / Incluye nitrógeno. Fuente: Base de Datos Institucional. Asociado 2010 No asociado - Región Marina Noreste. En 2013, la extracción alcanzó 1,412.2 millones de pies cúbicos diarios, 5.9% superior al año previo, ocasionado por una mayor producción asociada a la terminación de pozos, principalmente en el campo Maloob del Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. El cumplimiento de la meta fue 115.1%. - Región Marina Suroeste. Se obtuvieron 1,327 millones de pies cúbicos diarios de gas, 5.4% más que en 2012, derivado de la mayor producción asociada al desarrollo del campo Kuil e inicio de operación de los campos Etkal y Onel del Activo de Producción Abkatún-Pol- Chuc y al incremento en la producción asociada del campo Tsimín del Activo de Producción Litoral de Tabasco. Con respecto al programa, el cumplimiento fue 99.1%, como consecuencia del aumento en el flujo fraccional de agua, por la producción base inferior a la esperada y por menor terminación de pozos en el proyecto Crudo Ligero Marino del Activo de Producción Litoral de Tabasco. 13
16 1. Resultados operativos Producción de gas natural por región y activo (millones de pies cúbicos diarios) Trimestre IV Enero-diciembre Concepto 2013 Var. (%) Cumpl. (%) 2013 Var. (%) Cumpl. (%) Prog. Real 13/12 Real/Prog. Prog. Real 13/12 Real/Prog. Total 1/ 6, , , , , , Asociado 4, , , , , , No asociado 1, , , , , , Región Marina Noreste 1, , , , , , Cantarell 1, , , , Ku-Maloob-Zaap Región Marina Suroeste 1, , , , , , Abkatún-Pol-Chuc Litoral de Tabasco Región Sur 1, , , , , , Cinco Presidentes Bellota-Jujo Samaria-Luna Macuspana-Muspac Región Norte 2, , , , , , Burgos 1, , , , , , Poza Rica-Altamira Aceite Terciario del Golfo Veracruz Nitrógeno Gas natural sin nitrógeno 5, , , , , , / Incluye bióxido de carbono y nitrógeno. La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional. - Región Norte. La extracción de gas promedió 2,060.6 millones de pies cúbicos diarios, 3.7% inferior a lo registrado en 2012, debido a la reducción de millones de pies cúbicos diarios en la producción del Activo Integral Veracruz, relacionado con la declinación natural en 14
17 1. Resultados operativos los campos del proyecto Veracruz. El cumplimiento del programa fue 100.8%, resultado de la mayor producción por terminación de pozos en el campo Nejo e inicio de producción del campo Master en el Activo Integral Burgos. - Región Sur. La producción fue 1,570.5 millones de pies cúbicos diarios, 5% inferior a la observada en 2012, derivado de una reducción de 89.6 millones de pies cúbicos diarios en el Activo de Producción Samaria Luna (declinación natural de la producción e incremento en el flujo fraccional de agua en campos del proyecto Delta del Grijalva) y de 27.8 millones de pies cúbicos diarios en el Activo de Producción Macuspana-Muspac (declinación natural de la producción en campos Costero, Sunuapa y Muspac). El cumplimiento del programa fue 95.2% que se identifica con el aumento en el flujo fraccional de agua en campos de proyecto Delta del Grijalva en el Activo de Producción Samaria-Luna. En 2013, el aprovechamiento de gas fue 98.1%, 0.1 puntos porcentuales superior a 2012, resultado del envío a la atmósfera de millones de pies cúbicos diarios de gas natural (incluyendo nitrógeno), 0.2 puntos porcentuales menor al meta, debido al efecto de libranzas durante noviembre y diciembre en el Activo de Producción Ku-Maloob-Zaap. 1.4 Proceso de gas natural y líquidos del gas Durante 2013, el proceso de gas húmedo promedió 4,403.7 millones de pies cúbicos diarios (75.6% húmedo amargo y 24.4% húmedo dulce), volumen 0.5% superior al registrado el año anterior, lo que se explica fundamentalmente por una aumento en la disponibilidad de gas húmedo dulce por parte de Pemex-Exploración y Producción. El cumplimiento de la meta fue 96.9%. En 2013 se procesaron 46.3 miles de barriles diarios de condensados, volumen 1.3% superior a 2012, resultado del aumento de la oferta de condensados dulces. Con respecto a la meta se registró un volumen de proceso de condensados 5.7% menor debido al recibo de condensados amargos provenientes de las regiones marinas y del Mesozoico inferior al previsto. La obtención de productos del fraccionamiento de los líquidos del gas y de los condensados (etano, gas licuado, gasolinas naturales) disminuyó 1% respecto a 2012, al promediar miles de barriles diarios, no se incluyen los líquidos del Complejo Procesador de Gas Arenque (1.7 miles de barriles diarios), los cuales se envían al Sistema Nacional de Refinación (SNR) para su proceso. El cumplimiento de la meta fue 92.9%. Es importante hacer notar que el etano y las gasolinas naturales o naftas son petroquímicos básicos, por lo que su producción también se reporta en el apartado correspondiente. 15
18 1. Resultados operativos Proceso de gas y condensados Trimestre IV Enero-diciembre Concepto 2013 Var. (%) Cumpl. (%) 2013 Var. (%) Cumpl. (%) Prog. Real 13/12 Real/Prog. Prog. Real 13/12 Real/Prog. Proceso Gas húmedo (MMpcd) 4, , , , , , Condensados (Mbd) producción Gas seco (MMpcd) 3, , , , , , Líquidos del gas y condensados (Mbd) Gas licuado 1/ (Mbd) Etano (Mbd) Gasolinas naturales (Mbd) Azufre (Mt) / Producción de los complejos procesadores de gas. La producción total de Petróleos Mexicanos también incluye la proveniente de refinerías y la del Campo Nejo de Pemex-Exploración y Producción, que no se origina del proceso de gas y condensados. Con base en esta consideración, la producción total de gas licuado en el cuarto trimestre de 2013 promedió 203 mil barriles diarios y la de 2013 fue miles de barriles diarios. Fuente: Base de Datos Institucional. - En 2013, la producción de gas licuado en los complejos procesadores de gas aumentó 1% al registrar miles barriles diarios (no incluye el gas licuado del SNR, que se obtiene de la refinación del petróleo crudo, ni el del Campo Nejo de Pemex-Exploración y Producción) respecto al año previo, debido a la mayor oferta de gas húmedo dulce proveniente de Burgos. El cumplimiento de la meta fue 94.8%. - De etano se obtuvieron 109 mil barriles diarios, volumen inferior 5.5 % respecto al de El cumplimiento de la meta programada fue 86.8%. - En 2013, la oferta de gasolinas naturales (naftas) promedió 73.2 miles de barriles diarios que fue 1.2% superior a 2012, con un cumplimiento de 98.5% del programa. La recuperación de azufre, resultado del endulzamiento de gas y condensados amargos en los complejos procesadores de gas (no incluye la recuperación de azufre en refinerías) fue miles de toneladas, 4.8% mayor a 2012, el cumplimiento de la meta fue de 93.1%. Cabe destacar que la producción de azufre forma parte de la producción de petroquímicos desregulados. 16
19 1. Resultados operativos Elaboración de gas seco, enero-diciembre Elaboración de gas licuado en los complejos (millones de pies cúbicos diarios) procesadores de gas, enero-diciembre Cumplimiento (miles de barriles diarios) 100.1% Cumplimiento 94.8% 3, , , Programa Real 2013 Fuente: Base de Datos Institucional Programa Real 2013 En 2013, la producción de gas seco alcanzó 3,693.4 millones de pies cúbicos diarios, 1.8% superior a 2012, como consecuencia de la mayor disponibilidad de gas húmedo dulce en Burgos. 1.5 Producción de petrolíferos y gas licuado En 2013, se procesaron en el Sistema Nacional de Refinación 1,224.1 miles de barriles diarios de crudo, equivalente a un aumento de 2.1% respecto al del año previo. Se cumplió 93.2% del programa de proceso debido a los factores siguientes: - Mantenimiento correctivo de plantas en Cadereyta y Madero, por dificultades en el suministro de crudo. - En Minatitlán y Salina Cruz, fallas de energía eléctrica y de vapor. - Altos inventarios de combustóleo y gasóleos de vacío en Cadereyta, Madero y Tula; de gasóleos de vacío en Minatitlán; de combustóleo en Salamanca; y de productos finales en Salina Cruz. Se procesaron miles de barriles diarios de crudo ligero que representaron 59.4% del total; miles de barriles diarios de crudo pesado y reconstituido, 40.6% del total. No se procesó crudo superligero. 17
20 1. Resultados operativos Proceso de petróleo crudo por refinería (miles de barriles diarios) Trimestre IV Enero-diciembre Concepto 2013 Var. (%) Cumpl. (%) 2013 Var. (%) Cumpl. (%) Prog. Real 13/12 Real/Prog. Prog. Real 13/12 Real/Prog. Proceso de crudo 1, , , , , , Cadereyta Madero Minatitlán Salamanca Salina Cruz Tula La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. Fuente: Base de Datos Institucional. Se elaboraron en Petróleos Mexicanos y organismos subsidiarios 1,456.8 miles de barriles diarios de petrolíferos y gas licuado, lo cual representó un aumento de 3.7% respecto de 2012 y un cumplimiento de 93.2% de la meta. La producción total incluyó 1,275.8 miles de barriles diarios provenientes del Sistema Nacional de Refinación, miles de barriles diarios de gas licuado de los complejos procesadores de gas y 3.3 miles de barriles diarios de gas licuado del Campo Nejo de Pemex-Exploración y Producción. Producción total de petrolíferos y gas licuado (miles de barriles diarios) Trimestre IV Enero-diciembre 2013 Var. (%) Cumpl Var. (%) Cumpl. (%) 2012 (%) 2012 Origen Prog. Real 13/12 Real/Prog Prog. Real 13/12 Real/Prog Total 1, , , , , , Pemex-Refinación 1, , , , , , Pemex-Gas y Petroquímica Básica Pemex-Exploración y Producción Pemex-Petroquímica Fuente: Base de Datos Institucional. Durante 2013, se elaboraron en Pemex-Refinación 1,275.8 miles de barriles diarios de petrolíferos y gas licuado, 4.1% por arriba de lo registrado el año previo, resultado de la mayor producción de gasolina Pemex Magna, Pemex Diesel UBA, coque, aceite cíclico ligero a 18
21 1. Resultados operativos exportación y turbosina, entre otros productos; y un cumplimiento de 93.1% de la meta, causado por el menor volumen obtenido de gasolinas, Pemex Diesel, asfaltos, combustóleo y turbosina, respecto del programa. Producción de petrolíferos y gas licuado en el Sistema Nacional de Refinación (miles de barriles diarios) Trimestre IV Enero-diciembre 2013 Var. (%) Cumpl Var. (%) Cumpl. (%) 2012 (%) 2012 Origen Prog. Real 13/12 Real/Prog Prog. Real 13/12 Real/Prog Total 1, , , , , , Gas licuado Gasolinas Pemex Magna Pemex Magna UBA Pemex Premium Otras 1/ Turbosina Diesel Pemex Diesel Pemex Diesel UBA Otros Combustóleo Otros petrolíferos 2/ / No incluye gasnafta de Pemex-Petroquímica. 2/ Incluye coque, asfaltos, lubricantes, parafinas, extracto furfural, aceite cíclico ligero a exportación, aeroflex y gas seco de refinerías. La suma de los parciales puede no coincidir debido al redondeo. Fuente: Base de Datos Institucional. - El gas licuado producido en el SNR fue 25.2 miles de barriles diarios, misma cifra que en 2012 y que representó un cumplimiento de 87.5% del programa. Estos datos no incluyen el gas licuado proveniente de la mezcla de butanos, ya considerada en la elaboración en los complejos procesadores de gas. - En 2013, las gasolinas promediaron miles de barriles diarios, volumen 4.6% mayor que la producción del año anterior, con un cumplimiento de 88.7% de la meta, ocasionado por la reducción de carga a plantas, el menor proceso de crudo y mantenimientos correctivos en las seis refinerías, fundamentalmente en plantas productoras de componentes de gasolina. 19
22 1. Resultados operativos Producción de petrolíferos y gas licuado en el SNR, enero-diciembre (miles de barriles diarios) Cumplimiento 93.1% 1, , , Programa Real Fuente: Base de Datos Institucional. - De turbosina se elaboraron 60.8 miles de barriles diarios, que equivalen a 7.4% de aumento respecto de 2012 y a 92.5% de la meta programada, debido a paros correctivos en plantas de destilados intermedios en Cadereyta y Minatitlán. - La producción de diesel totalizó miles de barriles diarios, 4.6% mayor a la del año previo, con un porcentaje de cumplimiento de 90.1% del programa resultado de altos inventarios de productos intermedios y del menor proceso de crudo en Cadereyta y Minatitlán, ya comentado. En 2013, la elaboración de Pemex Diesel registró miles de barriles diarios, con una baja de 3.6% respecto del año precedente y 90.3% de la meta programada. El diesel UBA promedió 92.1 miles de barriles diarios, producción 26.9% superior a la del año anterior y que alcanzó 86.4% de cumplimiento del programa. - De combustóleo se elaboraron miles de barriles diarios, volumen 1.7% inferior al del año anterior que cumplió 97.7% de la meta. - Otros petrolíferos: miles de barriles diarios, volumen 11.3% mayor al año previo, con un cumplimento de 106.2% de la meta. Incluyen 70.7 miles de barriles diarios de petróleo crudo equivalente de gas seco de refinerías, 60.7 miles de barriles diarios de coque, 14.7 miles de barriles diarios de aceite cíclico ligero, 18.7 miles de barriles diarios de asfaltos, 4.4 miles de barriles diarios de lubricantes, 0.7 miles de barriles diarios de parafinas, 0.2 miles de barriles diarios de extracto furfural y 0.1 miles de barriles diarios de aeroflex
23 1. Resultados operativos Márgenes de refinación en el SNR Al cierre de diciembre de 2013, el Sistema Nacional de Refinación (SNR) registró un margen variable de dólares por barril de crudo procesado, que comparado con el obtenido en igual periodo de 2012, fue inferior en 1.85 dólares por barril de crudo procesado. Este resultado se debe principalmente al efecto precio-negativo asociado a las condiciones imperantes en el mercado internacional de crudo y productos entre ambos periodos de comparación, ya que en términos de volumen se observa una mejora de 0.91 dólares por barril de crudo procesado. Lo anterior, derivado del mayor rendimiento de productos destilados que superó 0.9 puntos porcentuales al del año precedente. Las gasolinas mostraron una contribución al margen por volumen de 0.09 dólares por barril. En términos de rendimiento, éste se mantuvo en un nivel similar al registrado en Durante 2013 se presentaron algunos problemas operativos que afectaron la elaboración de gasolinas pero que fueron amortiguados en parte por el aprovechamiento de inventarios de producto intermedio y por el mayor apoyo de bases provenientes del Complejo Petroquímico Cangrejera. Asimismo, se observó un incremento en la acumulación de inventarios de gasóleos, con una contribución positiva al margen de 0.69 dólares por barril de crudo procesado. En el grupo de los destilados intermedios, se registró un aumento en la contribución al margen por volumen de 1.18 dólares por barril, al observarse un incremento en el rendimiento de este grupo de 0.9 puntos porcentuales entre los periodos analizados. La mejora en la contribución al margen por volumen se vio limitada debido a que la mezcla de crudo a proceso se tuvo que aligerar para apoyar al desalojo de combustóleo en las refinerías del centro del país, impactando de manera negativa en el SNR al procesar una mezcla de crudo más cara respecto a la de La disminución en 1.5 puntos porcentuales en la participación de crudos pesados en la mezcla de crudo a proceso, significó un efecto negativo de 0.08 dólares por barril de crudo en la contribución al margen por volumen. Los residuales, productos de menor valor agregado, disminuyeron su contribución al margen en 1.03 dólares por barril de crudo procesado al reducir su elaboración respecto al año anterior. El margen variable es un indicador consistente con los resultados económicos del SNR que permite vincular este resultado con el desempeño operativo y las condiciones del mercado. Sin embargo, en periodos en los cuales existe una gran volatilidad en los niveles de precios, esto puede llevar a distorsiones en el resultado por el efecto de la revaloración o depreciación de los inventarios. Aislando este efecto es posible vincular de una manera más directa el desempeño operativo del SNR (margen proceso) con el resultado económico del SNR. 21

References: Artículo 71
 Artículo 71
 Artículo 71
 artículo 71
 artículo 2
 artículo 87