Índice - gas.pemex.com · sesiones ordinarias: la 144 el 21 de marzo, la 145 el 30 de mayo, la 147 el 21 de agosto y la 150 el 26 de noviembre. Asimismo, celebró cuatro sesiones

Índice

Página

1. Introducción .................................................................................................................................. 1

2. 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................................. 4

3. Seguridad industrial y protección ambiental ............................................................................. 5

a) Seguridad industrial ............................................................................................................... 5

b) Gestión ambiental ............................................................................................................... 14

4. Situación operativa ..................................................................................................................... 28

a) Producción ........................................................................................................................... 28

b) Transporte de productos ................................................................................................... 30

c) Mercados de productos ...................................................................................................... 37

5. Actividad financiera .................................................................................................................... 51

a) Rendimiento neto ................................................................................................................ 51

b) Estado de la situación financiera bajo Normas Gubernamentales, al 31 de diciembre ................................................................................................................................ 60

c) Valor Económico Agregado (EVA®) .............................................................................. 64

6. Organización, estructura administrativa y recursos humanos .............................................. 68

7. Situación presupuestal ................................................................................................................ 70

a) Eficiencia en la captación de los ingresos y en el ejercicio de egresos ......................... 70

b) Presupuesto de operación e inversión ............................................................................. 72

8. Estrategia Institucional .............................................................................................................. 83

9. Cumplimiento de la normatividad y políticas generales, sectoriales e institucionales ..... 100

a) Órgano Interno de Control ............................................................................................. 100

b) Sistema Integral de Información .................................................................................... 119

c) Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental ................................................................................................................. 120

d) Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y combate a la Corrupción 2008-2012 ..................................................................................................... 121

e) Programas de Mejora Regulatoria ................................................................................... 127

f) Programa de Regulación Base Cero ................................................................................ 129

g) Comité de Mejora Regulatoria Interna (COMERI) ..................................................... 130

h) Acciones instrumentadas para cumplir con el Programa Nacional de Reducción del Gasto Público ............................................................................................................. 130

i) Cumplimiento de las obligaciones derivadas de la Ley Sarbanes Oxley ..................... 133

j) Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios .... 135

k) Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Obra Pública ....................................................... 139

l) Comités................................................................................................................................ 141

m) Informe de la situación que guardan los fideicomisos ............................................... 143

n) Informe de resultados del programa anual de disposición final de bienes muebles 2012 ..................................................................................................................... 144

o) Avances en el programa de regularización de inmuebles ............................................ 148

p) Sistema de Evaluación del Desempeño ......................................................................... 150

10. Desempeño financiero, actividades relevantes y gobierno corporativo de empresas filiales ........................................................................................................................................ 154

10.1 Gasoductos de Chihuahua S. de R.L. de C.V. ....................................................... 156

10.2 Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V. ..................................................... 162

10.3 Gasoductos Servicios, S. de R.L. de C.V. .............................................................. 166

10.4 Transportadora del Norte SH, S. de R.L. de C.V. ................................................ 169

10.5 TDF, S. de R.L. de C.V. ........................................................................................... 173

10.6 Almacenadora de Gas de Jalisco, S. de R.L. de C.V. ............................................ 177

10.7 Ductos y Energéticos del Sureste, S. de R.L. de C.V. (antes Transportadora El Encino, S. de R.L. de C.V.) ................................................................................. 179

10.8 Gasoductos del Sureste, S. de R.L. de C.V. (antes Gasoducto de El Encino, S. de R.L. de C.V.) ...................................................................................... 182

10.9 Mex Gas Internacional, Ltd. .................................................................................... 186

10.10 MGI Supply, Ltd. ...................................................................................................... 191

10.11 MGI Trading, Ltd. .................................................................................................... 196

10.12 MGI Enterprises, Ltd. .............................................................................................. 202

10.13 TAG Pipelines, S. de R.L. de C.V. .......................................................................... 207

10.14 Gasoducto de Puerto Libertad, S. de R.L. de C.V. ............................................... 210

10.15 Pasco International, Ltd. .......................................................................................... 212

10.16 Pasco Terminals, Inc. ................................................................................................ 215

10.17 Pan American Sulphur Company, Ltd. .................................................................. 221

10.18 CH4 Energía, S.A. de C.V. ....................................................................................... 225

10.19 Terrenos para Industrias, S.A. (TISA) Unidad Minera de Texistepec, UMIT .......................................................................................................................... 229

11. Asuntos relevantes de la gestión ........................................................................................... 237

Anexos ............................................................................................................................................ 239

Pemex-Gas y Petroquímica Básica Informe de evaluación de gestión

2012 1

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 evaluación de gestión correspondiente al ejercicio 2012.

2. Integración y funcionamiento del Órgano de Gobierno

a) Integración

El 21 de marzo de 2012 fue publicado por el Ejecutivo Federal en el Diario

Oficial de la Federación el Decreto que tiene por objeto establecer la estructura,

el funcionamiento y el control de los organismos subsidiarios de Petróleos

Mexicanos, con ello se cumple con las disposiciones del artículo tercero

transitorio de la Ley de Petróleos Mexicanos que establece que corresponde al

Ejecutivo Federal emitir los decretos de reorganización de los organismos

subsidiarios de Petróleos Mexicano.

El referido decreto establece en el artículo tercero que los organismos

subsidiarios, entre los que se encuentra Pemex Gas, se sujetarán, en primer

término, a lo establecido en la Ley de Petróleos Mexicanos, su Reglamento y al

Decreto.


2012 2

El artículo séptimo del decreto señala que los organismos subsidiarios

funcionarán de manera coordinada en términos de lo establecido en los

acuerdos del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos. En tanto, que

en el artículo octavo se establece que cada uno de los organismos subsidiarios

será dirigido y administrado por un Consejo de Administración y un Director

General.

Por su parte, el artículo 18 de la Ley de Pemex y el artículo noveno del decreto,

antes referido, establecen que los consejos de administración de los organismos

subsidiarios estarán integrados por el Director General de Petróleos Mexicanos,

quien los presidirá, así como por representantes del Estado designados por el

Ejecutivo Federal, entre los cuales habrá al menos dos consejeros profesionales.

A continuación se presentan los integrantes del Consejo de Administración de

Pemex Gas al 30 de noviembre de 2012:

Dr. Juan José Suárez Coppel.

Ing. Carlos R. Murrieta Cummings

Lic. Agustín Castro Pérez.

Lic. Ian Sergio Malo Bolívar

Lic. Guillermo Ignacio García Alcocer.

Ing. Carlos Alberto Treviño Medina

Dra. María de Lourdes Dieck Assad. Consejera Profesional, y

Lic. Mario Gabriel Budebo. Consejero Profesional.


2012 3

b) Sesiones realizadas

Durante 2012, el Consejo de Administración de Pemex Gas llevó a cabo cuatro

sesiones ordinarias: la 144 el 21 de marzo, la 145 el 30 de mayo, la 147 el 21 de

agosto y la 150 el 26 de noviembre. Asimismo, celebró cuatro sesiones

extraordinarias: la 143 el 21 de febrero, la 146 el 5 de julio, la 148 el 28 de

septiembre y la 149 el 16 de octubre.

c) Acuerdos del Órgano de Gobierno

En las sesiones celebradas en 2012, el consejo autorizó 71 acuerdos, de los

cuales 62 son de registro y nueve requirieron seguimiento por parte del

organismo.

De los acuerdos que suscribió el Consejo de Administración que requieren

seguimiento, Pemex Gas concluyó ocho y uno se encuentra en proceso de

atención.

Seguimiento de acuerdos

Autorizados De registro Requirieron seguimiento

Terminados En proceso

71 62 9 8 1


2012 4

d) Seguimiento de las recomendaciones de los Comisarios Públicos

En la sesión 144 celebrada el 21 de marzo de 2012, el Consejo de

Administración de Pemex Gas adoptó mediante acuerdo CAPGPB-011/2012 la

siguiente recomendación de los comisarios públicos:

“A fin de mantener informado a su Consejo de Administración respecto de la situación actual

de las empresas filiales del organismo, se recomienda ampliar su informe de acuerdo con lo

establecido en los Lineamientos para regular la actuación de los servidores públicos y

mandatarios de Petróleos Mexicanos, organismos subsidiarios en empresas que no se ubiquen

en los supuestos para ser considerados como entidades paraestatales, particularmente por lo

que se refiere a los incisos c., d. y e. del lineamiento Décimo Segundo del apartado B.

Transparencia y Rendición de Cuentas.”

Al respecto, para atender esta recomendación, en el capítulo 10 “Empresas

filiales” del presente informe, se incorpora la información adicional solicitada de

las empresas filiales del organismo.


2012 5

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 2012, Pemex Gas registró diez accidentes incapacitantes en sus

instalaciones; el 7 de febrero en el complejo procesador de gas Nuevo Pemex,

el 14 de febrero en el sector ductos Salamanca, el 12 de abril en el complejo

procesador de gas Cactus, el 19 de abril en el complejo procesador de gas Poza

Rica, el 11 de julio en el sector ductos Chihuahua, el 4 de agosto en el complejo

procesador de gas Matapionche, el 8 de octubre y el 9 de noviembre en el

complejo procesador de gas Área Coatzacoalcos, el 15 de noviembre en el

sector ductos Mendoza y el 29 de noviembre en el complejo procesador de gas

Poza Rica.

Conforme a los eventos registrados, al concluir 2012, el índice de frecuencia se

ubicó en 0.35, superior al 0.17 observado al cierre del año anterior y por arriba

de la meta establecida de 0.16; por su parte, el índice de gravedad se ubicó en

21.31, superior al 15.35 del cierre de 2011 y mayor a la meta establecida en 20.

Resumen de accidentalidad en Pemex Gas, 2011 – 2012

Número de accidentes

Trabajadores lesionados

Fatalidades Días

perdidos

Índice de frecuencia

Índice de gravedad

Días desde el último

2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 2011 2012 accidente

Total Pemex Gas 4 10 3 11 2 0 464 662 0.17 0.35 15.35 21.31 32

Producción 3 7 3 8 0 0 104 488 0.14 0.38 5.02 23.08 32

Ductos 1 3 0 3 2 0 360 174 0.39 0.56 70.56 32.30 46

Gas Licuado y PB 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00 0 0.00 0 3,631

P. A. Texistepec 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00 0 0.00 0 3,010

Oficinas Centrales 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00 0 0.00 0 2,192

Contratistas 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00 0 0.00 0 1,517


2012 6

La International Association of Oil & Gas Producers (OGP) determinó para

2011 una referencia para el índice de frecuencia de accidentes de 0.421. En

Pemex Gas, no obstante el número de accidentes registrados, el índice de

frecuencia (0.35) se ubicó por debajo de la referencia internacional.

Índice de frecuencia de accidentes (Pemex Gas vs. referencia internacional)

Los diez accidentes que se presentaron durante 2012, que implicaron 11

trabajadores lesionados, se describen a continuación:

1. El 7 de febrero en el CPG Nuevo Pemex, un operador que realizaba

maniobras de izaje para la extracción del rotor de un turbogenerador sufrió

una lesión en los dedos anular y medio de la mano izquierda. El trabajador

recibió el alta médica el 10 de octubre de 2012.

2. El 14 de febrero en el sector de ductos Salamanca, durante los trabajos de

integración del libramiento Morelia (gasoducto de 24” Valtierrilla-Lázaro

Cárdenas), un ayudante de operador, mientras apoyaba un polín en la parte

baja de un tubo se lesionó los dedos anular y medio de la mano izquierda.

El trabajador recibió el alta médica el 22 de abril.

1El índice de frecuencia se calcula a partir del número de trabajadores lesionados por millón de horas hombre laboradas. La referencia de la

International Association of Oil & Gas Producers considera el promedio de las principales compañías que integran dicha asociación.

0.42

0.10

0.18 0.17

0.35

Oil & Gas Producers 2009 2010 2011 2012


2012 7

3. El 12 de abril en el CPG Cactus, durante los trabajos de mantenimiento en

un separador de gas amargo, un trabajador se resbaló del peldaño superior

de la escalera y en la caída se golpeó en la cadera y en el brazo derecho

contra el muro de concreto. El trabajador recibió el alta médica el 8 de

agosto.

4. El 19 de abril, en el CPG Poza Rica, cuando se realizaba el mantenimiento

de la subestación eléctrica número 10 de la planta criogénica, un brinco de

corriente en el interruptor de una motobomba provocó un arco eléctrico, lo

cual lesionó a un trabajador en la mejilla izquierda. El trabajador recibió el

alta médica el 27 de abril.

5. El 11 de julio, en el sector de ductos Chihuahua, durante las labores para

corrección de un deslave en el km 31+200, un obrero que realizaba

maniobras para retirar piedras en el derecho de vía se lesionó el dedo anular

de la mano izquierda. El trabajador recibió el alta médica el 9 de septiembre.

6. El 4 de agosto, en el CPG Matapionche, cuando se realizaban los trabajos

de cimbra en el interior de una cámara de combustión, a un trabajador se le

resbaló un martillo y se lesionó el dedo medio de la mano izquierda. El

trabajador recibió alta médica el 6 de agosto.

7. El 8 de octubre en el CPG Área Coatzacoalcos, un obrero que realizaba

maniobras de desmontaje en un cambiador de calor de la planta criogénica

de Pajaritos, se lesionó el mentón y el tobillo derecho al ser proyectado por

efecto de la tensión del carrete. El trabajador recibió el alta médica el 6 de

enero de 2013.

8. El 9 de noviembre en el CPG Área Coatzacoalcos, un operador que

realizaba trabajos en el taller mecánico de piso, al intentar quitarle el filo al

resorte de la válvula PSV se lesionó el dedo índice de la mano izquierda con


2012 8

la piedra abrasiva de un esmeril. El trabajador recibió alta médica el 21 de

diciembre de 2012.

9. El 15 de noviembre, en el sector de ductos Mendoza, un obrero que

realizaba un recorrido de revisión de las condiciones de operación de los

sistemas de la estación 3 Arroyo Moreno, perdió el equilibrio y se lesionó el

brazo derecho al intentar bajar tres escalones después de revisar el nivel de

agua del calentador de gas del oleoducto. Al 23 de abril de 2013, el

trabajador continuaba con incapacidad médica.

10. El 29 de noviembre, en el CPG Poza Rica, un operario y un ayudante que

realizaban trabajos para desviar condensados a la torre de enfriamiento

sufrieron quemaduras de segundo grado en piernas y brazos, cuando les

cayó condensado en diversas partes del cuerpo. Los trabajadores recibieron

el alta médica el 21 de diciembre de 2012 y el 2 de enero de 2013.

Total de trabajadores con lesiones incapacitantes + trabajadores fallecidos, en Pemex Gas

Con la finalidad de mejorar la seguridad industrial, Pemex Gas continúa

desarrollando acciones orientadas a eliminar fallas y disminuir las circunstancias

que impiden contar con escenarios o ambientes laborales óptimos; en este

sentido, las líneas de negocio, en coordinación con la Gerencia de Auditoría de

3+2

9+1

4+3

2+0 3+0

13+3

2+1

11+0

4+1

'04 '05 '06 '07 '08 '09 '10 '11 '12


2012 9

Seguridad Industrial y Protección Ambiental, realizaron un programa durante

2012 para disminuir la accidentalidad laboral, con las siguientes iniciativas:

Reforzamiento del Sistema de Seguridad, Salud y Protección Ambiental

(SSPA).

Implantación del segundo ciclo de mejora del SSPA.

Capacitación básica en SSPA a personal de nuevo ingreso.

Talleres de reforzamiento de herramientas preventivas de Pemex-SSPA y la

aplicación de las mismas:

a. Planeación de los trabajos con riesgos.

b. Análisis de seguridad del trabajo.

c. Auditorías efectivas como parte obligatoria durante la supervisión de

trabajos.

d. Durante cambios en la planeación de los trabajos; suspender, replantear y

analizar los nuevos riesgos asociados.

e. Inspección preventiva de riesgos contra cumplimiento de normatividad

vigente en equipos, accesorios e instalaciones críticas de proceso, para

que el personal ingrese, opere, mantenga y supervise en forma segura.

Supervisión permanente de trabajos con riesgo mediante acciones para

eliminar y/o administrar los riesgos.

Campañas de izaje, manejo de cargas y seguridad del personal basado en

comportamiento.

Difusión de los análisis causa raíz e implementación obligatoria de

recomendaciones en instalaciones similares.


2012 10

Capacitación para el personal de Pemex en la administración de la seguridad

de los contratistas.

Con el propósito de reducir los índices de accidentalidad registrados durante

2012, Pemex Gas ha programado para 2013 las siguientes acciones:

Reforzamiento a la línea de mando en el sistema Pemex SSPA.

Homologación de la función de SSPA en los centros de trabajo.

Reforzamiento de la cultura, mejora de la calidad y el compromiso de la

organización en el proceso de auditorías efectivas.

Aplicación de la campaña cero tolerancia de actos y condiciones inseguras.

Mejoramiento del proceso de disciplina operativa en los procedimientos de

operación y prácticas seguras, con estricto cumplimiento a nivel gerencial, y

mandos medios (confianza y sindicalizados).

Realización de auditorías a los programas de inspección con expertos en

integridad mecánica, integridad eléctrica, contra incendio, análisis de riesgos y

administración de cambios.

Cumplimiento estricto al proceso de investigación y análisis de incidentes,

atención de recomendaciones y difusión de incidentes.

Establecimiento del sistema de reconocimientos y sanciones del personal.

Pemex Gas participa en el Programa de Autogestión en Seguridad y Salud en el

Trabajo (PASST), que promueve la Secretaría del Trabajo y Previsión Social

para la obtención del certificado de empresa segura. Como parte de este

programa, al cierre de diciembre de 2012 se han otorgado al organismo 12

certificados: cuatro certificados de nivel 2 a los complejos procesadores de gas


2012 11

Arenque y La Venta y a las terminales de distribución de gas licuado Abasolo y

Monterrey; y ocho certificados nivel 1 a los complejos procesadores de gas

Burgos y Ciudad Pemex y a las terminales de distribución de gas licuado Puebla,

Tepeji del Río, Tula, Poza Rica, Juárez y Zapopan.

Como resultado del esfuerzo para realizar las operaciones bajo normas de

seguridad y protección ambiental, al cierre de diciembre los complejos

procesadores de gas Arenque y Burgos cumplieron más de siete años sin

accidentes incapacitantes.

Número de días acumulados sin accidentes incapacitantes en CPG, al 31 de diciembre de 2012

días años

Poza Rica 32 0.1

Área Coatzacoalcos 52 0.1

Matapionche 149 0.4

Cactus 263 0.7

Nuevo Pemex 328 0.9

Ciudad Pemex 672 1.8

La Venta 1,720 4.7

Arenque 2,598 7.1

Burgos 3,129 8.6


2012 12

Por su parte, sin considerar a la terminal de gas LP de Monterrey que inició

operaciones a partir de 2007, en todas las terminales de distribución de gas

licuado se ha erradicado la accidentalidad laboral durante más de 9 años.

Destacan trece terminales con más 15 años sin accidentes incapacitantes.

Número de días sin accidentes incapacitantes en terminales de gas LP, al 31 de diciembre de 2012

días años

Monterrey1 1,834 5.0

Topolobampo 3,631 9.9 7.9

Matapionche 5,812 15.9

Tula 5,836 16.0 14.0

TT Salina Cruz 6,153 16.9

Representación comercial gas licuado 6,209 17.0

Tepeji del Río 6,339 17.4 15.4

Poza Rica 6,451 17.7

Puebla 6,550 17.9 15.9

Zapopan 6,557 18.0

Rosarito 6,574 18.0 16.0

Abasolo 6,830 18.7

Cactus 7,057 19.3 17.3

Ciudad Juárez 7,107 19.5

Ixhuatepec 7,829 21.4

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 alguno.


2012 13

Los sectores de ductos Madero y Torreón y la unidad de apoyo técnico Sur

(UAT Sur), cumplieron 16 años o más sin accidentes incapacitantes. Otras dos

unidades de apoyo técnico (UAT Centro y Norte) cumplieron más de 14 años

sin accidentes ocupacionales.

Número de días acumulados sin accidentes incapacitantes en sectores de ductos, al 31 de diciembre de 2012

días años

Mendoza 46 0.1

Chihuahua 173 0.5

Salamanca 321 0.9

Minatitlán 564 1.5

Venta de Carpio 768 2.1

Monterrey 1,226 3.4

Reynosa 1,665 4.6

Veracruz 1,723 4.7

Cárdenas 2,510 6.9

San Fernando 3,337 9.1

Guadalajara 3,948 10.8

Tlaxcala 4,437 12.2

Nuevo Pemex 4,749 13.0

UAT Centro 5,451 14.9

UAT Norte 5,461 15.0

Torreón 5,836 16.0

UAT Sur 6,177 16.9

Madero 6,210 17.0


2012 14

b) Gestión ambiental

Emisiones de bióxido de azufre a la atmósfera

En 2012, las emisiones de las plantas recuperadoras de azufre de los complejos

procesadores de gas se ubicaron, en promedio mensual, en 31.3 kilogramos de

bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado, cifra ligeramente superior a

la registrada en el mismo periodo de 2011 (28.8 kg/t).

El incremento en las emisiones de bióxido de azufre se explica por la

disminución de la eficiencia en plantas recuperadoras de azufre de los

complejos procesadores de gas de Nuevo Pemex y Ciudad Pemex; como

medida correctiva estas plantas se repararon durante noviembre y diciembre de

2012 y como se observa en la gráfica siguiente ambos complejos procesadores

cumplen con la NOM-137-SEMARNAT-2003.

Emisiones de SO2 a la atmósfera, 2012 kg de SO2 por cada tonelada de azufre procesado

28.8 31.3 30.424.0

33.9 32.8

77.9

104.9

71.5

0.0

Promedio2011

Promedio2012

PromedioPlantas SC

Cactus Nvo. Pemex Cd. Pemex Poza Rica Matapionche Arenque Cangrejera

US EPA = NOM-137-SEMARNAT-2003

Plantas más de 300 t-día: 50 kg SO2

US EPA = NOM-137-SEMARNAT-2003

Plantas menos de 300 t-día: 100 kg SO2

Tecnología Superclaus Tecnología Claus o

Claus modificada


2012 15

Por su parte, los complejos procesadores de gas Poza Rica y Arenque

registraron emisiones por debajo del límite de 100 kg de SO2 que contempla

dicha norma para plantas recuperadoras con capacidad menor a 300 toneladas

por día.

En el caso del complejo procesador de gas Matapionche, como resultado de las

medidas operativas implementadas en la planta recuperadora de azufre número

2 y por la salida de operación de la planta recuperadora de azufre número 1 se

logró disminuir en 77.1 kilogramos el bióxido de azufre por tonelada de azufre

procesado con respecto a lo reportado en 2011. Las emisiones de SO2 de este

complejo se ubican ligeramente por arriba del promedio establecido para las

plantas de Pemex Gas con capacidad menor a 300 toneladas por día.


2012 16

Consumo de agua

Durante 2012, Pemex Gas consumió 3,691 mil metros cúbicos de agua en

promedio mensual, de los cuales 3,656 miles de metros cúbicos se utilizaron en

los CPG para proceso, contraincendio, servicios (comedores y sanitarios) y para

el envío a otros usuarios distintos al organismo, entre los que destaca el

despacho a colonias de empleados y apoyo a municipios.

Consumo total de agua, promedio mensual, enero-diciembre miles de m3

2011 2012 Variación

%

Total Pemex Gas 3,619 3,691 2.0

Centros procesadores de gasa 3,578 3,656 2.2

Otras instalaciones 41 35 -15.7

a. No considera los CPG Reynosa, 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. El CPG Reynosa se encuentra fuera de operación definitiva.

El volumen de consumo durante el año fue ligeramente superior al reportado

en 2011. Del volumen de agua consumido en los CPG en 2012, el 62% se

empleó en las actividades de procesamiento.

Consumo de agua en los CPG por tipo de consumo, promedio mensual, enero-diciembre miles de m3

2011 2012

Total 3,578 3,656

Proceso 2,205 2,256

Contraincendio 602 652

Servicios 69 75

Envío a otros usuarios 702 673


2012 17

Descargas de agua

En 2012 las descargas de aguas residuales fueron de 951.4 mil metros cúbicos

en promedio mensual, volumen 6% mayor a las registradas en 2011. Cabe

señalar que dichos parámetros están dentro de los límites establecidos en la

normatividad aplicable, por lo que los centros de trabajo de Pemex Gas no han

tenido que realizar pagos por multas impuestas por la autoridad.

Descargas de agua, 2012 miles de m3 promedio mensual

Los contaminantes contenidos en las descargas de agua residual de los centros

de trabajo de Pemex Gas, aumentaron 2% al pasar de 23.81 toneladas en

promedio mensual en 2011 a 24.33 toneladas en 2012.

Contaminantes en las descargas de aguas residuales, 2012 toneladas, promedio mensual

a. Fosfatos, sulfuros y metales.

897.9 53.5 951.4

2011 2012

6%

23.81

2.712

12.234

5.061 3.799

24.33

2.219

12.103

5.387 4.617

Contaminantes Grasas y aceites Sólidos suspendidostotales

Nitrógeno Otros

2011 2012

a


2012 18

Las descargas de grasas y aceites, sólidos suspendidos totales y nitrógeno

contenidos en las descargas de aguas de Pemex Gas se encuentran por debajo

de los límites permitidos por la NOM-001-SEMARNAT-1996, tal como se aprecia en la

gráfica.

Límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de agua, 2012 mg/l

15.0

75.0

40.0

3.0

13.6 5.7 2.3

12.7 5.7

Grasas y aceites Sólidos suspendidos totales Nitrógeno

NOM_001 2011 2012


2012 19

Pasivos ambientales Pemex Gas tiene declaradas 15.1 hectáreas (has) como pasivo ambiental, de las

cuales, 11.5 has se encuentran en el complejo procesador de gas Reynosa, 2.9

has en La Venta y 0.7 has en Arenque. Para atender esta situación, durante 2012

se realizaron las siguientes acciones:

1. En el caso del complejo procesador de gas Reynosa, en cumplimiento al

compromiso contraído en la reunión de trabajo del 22 de julio de 2011 con

la Dirección General de Gestión Integral de Materiales y Actividades

Riesgosas (DGGIMAR) de la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos

Naturales (SEMARNAT), y como parte de las actividades definidas en el

programa de trabajo 2012-2014, durante el año continuó la recuperación de

hidrocarburo en fase libre, se obtuvieron 39,816 litros de dichos

hidrocarburos con trazas de agua.

Programa de trabajo 2012-2014

Actividades Periodo

Recuperación de hidrocarburo en fase libre. 2012 a 2013

Estudio de riesgo ambiental. Enero a diciembre de 2012

Reunión Pemex-SEMARNAT para revisión y análisis de las alternativas de remediación restauración.

Enero de 2013

Entrega del programa de remediación a la SEMARNAT. Abril de 2013

Acuerdos con la Comisión Nacional del Agua. Abril de 2013

Proceso concursal. Abril a junio de 2013

Remediación-restauración del sitio. Julio de 2013 a diciembre de 2014

En lo que se refiere al resto de las actividades del programa 2012-2014, en

una reunión efectuada en octubre de 2012 con la autoridad competente,

Pemex Gas propuso una redefinición y recalendarización de las actividades,

debido a que el organismo se encuentra en proceso de definición de la

estrategia a seguir, ya sea para proceder a la remediación del suelo, subsuelo


2012 20

y manto freático ya declarado o en su caso para proceder a las actividades

inherentes al proceso de abandono de sitio. Esta reprogramación será

definida en 2013.

2. Referente al complejo procesador de gas La Venta, el 29 de febrero se llevó

a cabo una reunión con la DGGIMAR en la que se presentaron los siguientes

resultados: tratamiento del suelo contaminado en las tres fosas construidas;

así como del monitoreo del sitio donde se extrajo el suelo para su

tratamiento. Dichos resultados, demuestran que ya no existe contaminación

y que se cumple con la normatividad tanto en el suelo tratado contenido en

las celdas, como en el área de donde fue extraído.

Conforme a lo acordado en dicha reunión, mediante oficio PGPB-ASIPA-

314-2012, el 11 de mayo de 2012, se entregó a la DGGIMAR el “Informe de

conclusión de los trabajos de remediación del sitio contaminado del CPG

La Venta”, correspondiente a 2.94 hectáreas. Adicionalmente se entregó la

documentación probatoria del cumplimiento de las condicionantes de la

autorización del Programa de Remediación (DGGIMAR.710/006557 del

08.10.2007).

En este sentido la DGGIMAR mediante oficio (DGGIMAR.710/005952) solicitó

información adicional, la cual fue atendida el 7 de noviembre de 2012 con

oficio PGPB-ASIPA-716-2012. Esta documentación se encuentra en

revisión, por lo que, en caso de que la autoridad resuelva favorablemente, en

el sentido de que se cumplieron los objetivos del programa, se procederá a

la baja de este pasivo de la matriz de registro de sitios contaminados y

pasivos ambientales.

3. Referente al complejo procesador de gas Arenque, se concluyó la revisión

del informe final de los trabajos de remediación de 0.7 has del área de


2012 21

proceso, así como con el retiro parcial de material subsólido superficial del

área de quemadores para su entrega a una planta de tratamiento.

Mediante oficio PGPB-ASIPA-315-2012, el 11 de mayo de 2012 se entregó

a la DGGIMAR el “Informe de Conclusión de los Trabajos de Remediación

del Sitio Contaminado del CPG Arenque”, correspondiente a 0.7 hectáreas

del área de proceso. Así como la documentación probatoria del

cumplimiento de las condicionantes de la autorización del programa de

remediación. Actualmente, este informe continúa en revisión por parte de la

autoridad ambiental.

Con relación al área de quemadores, el 29 de febrero de 2012 se llevó a cabo

una reunión con representantes de la DGGIMAR en la que el personal del

centro de trabajo realizó una presentación de la metodología y de los

resultados del estudio de caracterización efectuado después del retiro del

material subsólido superficial en aproximadamente seis hectáreas del suelo

subyacente.

Conforme a los acuerdos de dicha reunión, el centro de trabajo procedió a

la integración del programa de remediación y propuesta de plan de manejo

de los hidrocarburos semisólidos remanentes en el sitio, de acuerdo a lo

señalado en el Reglamento de la Ley General para la Prevención y Gestión

Integral de los Residuos y tomando en consideración los resultados del

“Estudio de caracterización efectuado a aproximadamente 6 hectáreas del

suelo subyacente, después del retiro del material semisólido superficial",

proceso en el que se registra un avance de 30%.


2012 22

Residuos peligrosos

En 2012 se generaron 1,941.95 toneladas de desechos industriales clasificados

como peligrosos y se eliminaron 1,943.23, con ello, el inventario al cierre del

año se ubicó en 1.75 toneladas.

Evolución del inventario de residuos peligrosos, 2012 toneladas

a. Dato corregido en septiembre de 2012 como resultado de la revisión del

sistema de información SISPA.

La mayor parte del inventario de residuos peligrosos son sólidos impregnados

de hidrocarburos.

Clasificación del inventario de residuos peligrosos, 2012 toneladas

3.03

1,941.95 1,943.23

1.75

Inventario2011

Generados Eliminados Inventario2012

1.55 0.20 1.75

Sólidos impregnadosHC

Otros residuos Total

a


2012 23

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 10,430.3 miles de

pesos.

Gestión de residuos peligrosos, enero-diciembre de 2012

Centro de trabajo Inventario al 31/12/2011

Residuos generados

Residuos dispuestos

Inventario al 31/12/2012

Método de valorización, tratamiento o disposición final

y/o almacenamientoa Costo

Toneladas miles de pesos

TDGL Abasolo 0.11 0.00 0.11 0.00 Disposición Final 3.8

TDGL Cactus 0.13 0.08 0.21 0.00 Disposición Final 14.7

TDGL Cd. Juárez 0.00 1.16 1.16 0.00 Disposición Final 2.3

TDGL Poza Rica 0.07 0.16 0.23 0.00 Disposición Final 5.6

TDGL Salina Cruz 0.00 0.03 0.00 0.03 Almacenamiento -

TDGL Tepeji del Río 0.00 0.03 0.00 0.03 Almacenamiento -

TDGL Topolobampo 0.00 0.92 0.92 0.00 Transferencia a Pemex

Refinación 0.0

TDGL Tula 0.00 2.12 2.12 0.00 Disposición Final 46.6

TDGL Zapopan 0.07 0.28 0.35 0.00 Disposición Final 0.6

SD Reynosa 0.00 1.62 1.62 0.00 Disposición Final 8.4

SD Monterrey 0.00 33.51 33.51 0.00 Disposición Final 89.8

SD Torreon 0.00 0.91 0.91 0.00 Incineración 23.9

SD Chihuahua 0.00 112.85 112.85 0.00 Disposición Final 1,942.4

SD Tlaxcala 0.00 0.01 0.01 0.00 Disposición Final 13.1

SD Salamanca 0.42 3.66 3.66 0.41 Disposición Final –

Almacenamiento 18.0

SD Guadalajara 0.00 0.39 0.39 0.00 Incineración 2.2

SD Venta de Carpio 0.00 5.59 5.09 0.50 Incineración- En almacén 17.8

SD Mendoza 0.00 0.61 0.48 0.13 Disposición Final- En almacén 7.8

SD Veracruz 0.00 23.41 23.41 0.00 Incineración 69.2

SD Minatitlán 0.00 7.32 7.32 0.00 Disposición Final 33.1

SD San Fernando 0.00 0.00 0.00 0.00 - -

SD Cárdenas 2.24 5.59 7.83 0.00 Disposición Final 49.9

SD Cd. Madero 0.00 1.09 0.54 0.55 Incineración- En almacén 7.8

SD Nuevo Pemex 0.00 0.87 0.76 0.11 Incineración- En almacén 12.4

CPG Cactus 0.00 365.34 365.34 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 1,753.6

CPG Nuevo Pemex 0.00 84.69 84.69 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 406.5


2012 24

Centro de trabajo Inventario al 31/12/2011

Residuos generados

Residuos dispuestos

Inventario al 31/12/2012

Método de valorización, tratamiento o disposición final

y/o almacenamientoa Costo

Toneladas miles de pesos

CPG Cd. Pemex 0.00 379.47 379.47 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 1,821.4

CPG Área Coatzacoalcos 0.00 151.44 151.44 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 726.9

CPG Poza Rica 0.00 398.17 398.17 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 1,751.9

CPG Reynosa 0.00 3.58 3.58 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 15.0

CPG Burgos 0.00 214.18 214.18 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 899.6

CPG La Venta 0.00 87.16 87.16 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 418.4

CPG Matapionche 0.00 55.74 55.74 0.00 Coprocesamiento/Reciclaje/D

isposición 267.6

Total 3.03 1,941.95 1,943.23 1.75 10,430.3

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). Incineración. Proceso para reducir el volumen y descomponer o cambiar la composición física, química o biológica de un residuo sólido, líquido o gaseoso, mediante oxidación térmica en la cual todos los factores de combustión pueden ser controlados a fin de alcanzar la eficiencia, eficacia y los parámetros ambientales pre-establecidos. 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 elementos.

Derrames y fugas2

Durante 2012, Pemex Gas registró cinco fugas de hidrocarburos en sus

instalaciones:

El primero de febrero en el sector ductos Mendoza; el personal de la empresa

Cal Química reportó al centro de trabajo un golpe con la maquinaria de dicha

empresa al ramal de 8” por 12.038 kilómetros de longitud que le suministra

2 Se basa en lo establecido por el lineamiento corporativo, número 800-80000-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 PROFEPA.


2012 25

gas natural y provocó una fuga de aproximadamente 0.87 MMpc de gas

natural.

La segunda fuga se registró el 22 de marzo en el gasoducto de 24” Chávez-

Chihuahua en el derecho de vía compartido con Pemex-Refinación y

ocasionó una pérdida de 52.3 MMpc de gas natural.

El 22 de junio en el gasoducto de 18” Poza Rica - Venta de Carpio en el km

190+626, se presentó una fuga ocasionada por un tercero, cuando colocaba

una carpa cerca del derecho de vía con un puntal metálico golpeó y perforó el

ducto y ocasionó la pérdida de 4.494 MMpc de gas natural.

El 18 de octubre, se presentó en el sector ductos Guadalajara una fuga de gas

LP, la cual fue causada por personal de la empresa Cobra Construcciones

mientras realizaba trabajos de despalme de terreno para la construcción de un

acceso a la nueva terminal de almacenamiento de gas LP Zapotlanejo; el

personal de la empresa golpeó con una maquinaria el LPG ducto de 14”

Cactus-Guadalajara, tramo Santa Rita-Puente Grande, lo que provocó la fuga

y quema de 4.99 Mb.

El 13 de diciembre se presentó una fuga de gas natural en el km 217+750 del

Gasoducto de 16” Chihuahua-Juárez en el tramo La Escuadra – Candelaria,

en el municipio de Ahumada, Chihuahua; el incidente se originó por un golpe

de maquinaria agrícola y provocó la fuga de 4.9 MMpc de gas natural.

Es importante mencionar que en dichos eventos no se presentaron daños al

personal ni a la comunidad y que Pemex Gas continúa reforzando los planes de

acción orientados a prevenir fallas.


2012 26

Industria Limpia

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, al inicio de 2012, Pemex Gas tenía registradas 46

instalaciones inscritas en el Programa Nacional de Auditorías Ambientales

(PNAA).

Evolución de las instalaciones inscritas en el Programa Nacional de Auditorías Ambientales

Durante 2012, la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente (PROFEPA)

en cumplimiento al nuevo reglamento notificó la desincorporación de 21

instalaciones del PNAA. Al respecto, la Subdirección de Ductos gestionó la

migración de las auditorías ambientales realizadas en años anteriores bajo el

esquema de tramo de derecho de vía por un nuevo esquema que contempla

auditar cada sector de ductos, por lo que la autoridad solicitó que los 15

sectores de ductos se registraran en el programa para validar las nuevas

auditorías ambientales; derivado de ello, el organismo tiene un total de 40

instalaciones inscritas.

Del total de instalaciones inscritas, 12 cuentan con certificados vigentes, tres

complejos procesadores de gas (Ciudad Pemex, Poza Rica y La venta) y nueve

terminales de distribución de gas licuado.


2012 27

Instalaciones inscritas en el Programa Nacional de Auditorías Ambientales, 2012

Instalaciones

con certificado

vigente

Instalaciones en

proceso de

certificación

Total de

instalaciones al

cierre de 2012

Complejos procesadores de gas 3 10 13

Sectores de ductos 0 15 15

Terminales de distribución de gas licuado 9 3 12

Total 12 28 40

De las 28 instalaciones en proceso de certificación, se reportan los siguientes

avances:

Los complejos procesadores de gas Burgos y Matapionche concluyeron el

plan de acción y están en proceso de atender las recomendaciones realizadas

al informe final de auditoría por la PROFEPA Central. Por su parte, los

complejos procesadores de gas Arenque, Cactus, Nuevo Pemex y los sectores

Cangrejera, Morelos y Pajaritos, la terminal refrigerada Pajaritos y la terminal

marítima de almacenamiento y distribución de Azufre correspondientes al

Área Coatzacoalcos, entregaron el informe de auditoría en las Delegaciones

Estatales y están en proceso de atención del plan de acción.

Los 15 sectores de ductos que fueron incorporados al PNAA, entregaron su

informe de auditoría ambiental a las Delegaciones Estatales correspondientes;

de estos, nueve fueron aprobados por la PROFEPA Estatal y seis están en

proceso de revisión por la autoridad ambiental.

Con relación a las terminales de gas licuado, Rosarito y Tepeji están en

proceso de atención al plan de acción, mientras que la de Matapionche

entregó el informe de auditoría a la delegación de PROFEPA en el Estado de

Veracruz, el cual se encuentra en proceso de revisión por la autoridad

ambiental.


2012 28

4. Situación operativa (En los anexos 2 y 3 se presenta la información

estadística de proceso, producción y comercialización.)

a) Producción

A continuación se presenta el análisis de la producción durante 2012:

Durante 2012, Pemex Gas procesó 4,382 millones de pies cúbicos diarios de

gas (MMpcd), volumen 3.2% inferior al registrado en 2011, esto ocasionado

por: una caída de 99 MMpcd en la oferta de gas húmedo amargo en el sureste

del país de Pemex Exploración y Producción (PEP), así como por la

disminución en 56 MMpcd en la oferta de gas húmedo en Burgos y por la

transferencia de gas húmedo dulce para bombeo neumático a la región marina

de PEP.

Con respecto al Programa Operativo Financiero Anual de Trabajo (POFAT), el

proceso de gas húmedo resultó inferior en 1.2%, debido principalmente a un

menor proceso de gas húmedo amargo del sureste.

Proceso de gas y condensados

Concepto

Enero-diciembre

2011 2012 Variación %

POFAT POA Real

2011 POFAT POA

Proceso

Gas húmedo total (MMpcd) 4,527.4 4,434.5 4,348.4 4,382.0

-3.2 -1.2 0.8

Gas húmedo amargo 3,445.4 3,462.2 3,388.7 3,395.4

-1.5 -1.9 0.2

Gas húmedo dulce 1,082.0 972.3 959.8 986.7

-8.8 1.5 2.8

Condensados (Mbd) 56.6 59.5 59.4 45.7

-19.2 -23.2 -23.0

Producción

Gas seco (MMpcd) 3,691.6 3,593.5 3,527.6 3,628.3 -1.7 1.0 2.9

Gas licuado (Mbd) 185.4 182.5 178.9 176.0

-5.1 -3.5 -1.6

Etano (Mbd) 120.6 124.8 121.4 115.3

-4.4 -7.6 -5.1

Gasolinas (Mbd) 81.7 80.3 79.5 72.3

-11.5 -9.9 -9.0

Azufre (Mt) 636.1 611.0 599.9 591.5

-7.0 -3.2 -1.4


2012 29

En comparación con el Programa Operativo Anual (POA), el volumen

procesado de gas húmedo fue 0.8% superior a lo esperado, como resultado de

la mayor oferta de gas húmedo dulce, principalmente de Burgos (74.9 MMpcd)

y de gas húmedo amargo, principalmente del mesozoico (40.4 MMpcd).

En el caso de los condensados, se procesó un promedio de 45.7 Mbd, lo que

representó un volumen inferior en 19.2%, 23.2% y 23% con respecto al

volumen procesado el año pasado y a lo programado en el POFAT y en el

POA, respectivamente. Lo anterior se explica por un menor recibo de

condensados amargos y dulces de PEP.

La producción de gas seco se ubicó en 3,628.3 MMpcd, volumen inferior en

63.4 MMpcd a la producción de 2011, ocasionado, principalmente, por una

menor oferta de gas húmedo amargo en el sureste y del gas húmedo dulce en

Burgos.

Con respecto al POFAT y POA, la producción de gas seco fue 1% y 2.9%

superior, respectivamente; lo anterior debido fundamentalmente a la mayor

disponibilidad de gas húmedo dulce de Burgos.

Respecto a la producción de gas licuado, etano, gasolinas y azufre fueron

inferiores con respecto al año anterior, debido a la menor oferta de gas húmedo

amargo marino (52 MMpcd) y mesozoico (47 MMpcd) y a la menor oferta de

condensados amargos (6 Mbd) y dulces (4 Mbd). En el caso específico de la

producción de gas licuado y gasolinas la reducción se debe al retraso en la

entrada en operación de la planta reformadora de naftas del complejo

Cangrejera de Pemex Petroquímica, ya que al no operar, se dejaron de recibir

los líquidos que este complejo envía a Pemex Gas para su fraccionamiento.


2012 30

Respecto a lo esperado en el POFAT, la producción de gas licuado, gasolina

natural y etano resultó menor en 3.5%, 9.9% y 7.6% como consecuencia del

menor recibo gas húmedo amargo marino y de condensados amargos.

Adicionalmente, en el caso del gas licuado influyó el retraso en la entrada en

operación de la planta reformadora de naftas de Pemex-Petroquímica en el

CPQ La Cangrejera. En tanto que la producción de azufre presentó una

disminución de 3.2%, debido al menor proceso de gas húmedo amargo.

Respecto al POA, la producción de gas licuado, gasolinas naturales y etano

resultaran 1.6%, 9% y 5.1% por abajo del programa derivado del menor recibo

de condensados amargos y dulces. En este mismo sentido se comportó la

producción de azufre que resultó 1.4% inferior a lo programado, debido

principalmente a un menor proceso de gas húmedo amargo, previamente

comentado.

b) Transporte de productos

Gas natural. El transporte total de gas natural en 2012, se ubicó en 4,705

MMpcd, volumen superior en 54 MMpcd respecto al año anterior. El mayor

volumen transportado de gas natural se explica, entre otras cosas, por la

regularización del consumo de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en

Sonora, ya que en 2011 se registraron mantenimientos en sus plantas.

El gas natural transportado en el Sistema Nacional de Gasoductos (SNG) se

ubicó en 4,625 MMpcd, superior en 43 MMpcd a lo realizado en 2011. De


2012 31

acuerdo con la capacidad de transporte de 5,012 MMpcd, el porcentaje de

utilización del SNG fue de 92.3%.

Volumen transportado de gas natural, 2012 millones de pies cúbicos diarios

2011 2012 Variación % vs 2012

POFAT POA Real 2011 POFAT POA

Total 4,651 4,784 4,780 4,705 1.2 -1.7 1.6

Sistema Nacional de Gasoductos 4,582 4,709 4,704 4,625 0.9 -1.8 -1.7

Naco-Hermosillo 69 76 76 80 15.9 5.6 5.3

En 2012, el ducto Naco-Hermosillo, que está conectado a Estados Unidos,

transportó 80 MMpcd, cifra superior en 11 MMpcd con respecto a 2011,

debido a que se tuvo un consumo regular por parte de la CFE en Sonora,

como ya se comentó previamente.

Durante 2012 se presentaron en el SNG 22 alertas críticas, 10 de ellas fueron

derivadas de incrementos en los consumos de los clientes o por bajas

inyecciones de gas en el sureste del país; 3 alertas más se declararon por fallas

en la infraestructura de procesamiento o transporte, siendo de este tipo las de

menor incidencia y las 9 alertas críticas restantes se debieron a causas de fuerza

mayor, de las cuales la de más larga duración se presentó en septiembre y fue

resultado del accidente en la estación de medición de gas de PEP ubicada en el

norte del país.


2012 32

El siguiente cuadro muestra un resumen con la información más relevante de

las alertas críticas que se presentaron en el 2012.

Alertas críticas en 2012

Núm. Origen de la alerta Efecto Duración

1

Bajas condiciones en el SNG debido a

reducción de la oferta de gas seco en

el sureste.

Reducción de 150 MMpcd entre los usuarios en las zonas

afectadas.

2 días

(48 hrs)

2 Ruptura de línea del gasoducto de 24"

en el km 670+022.

Se solicitó que el consumo de Chihuahua y la CFE en las

plantas de El Encino no excedan la Importación de Gloria a

Dios (inyección mínima de 125 MMpcd).

18 días con 19 hrs y

25 min

(451 hrs 25 min)

3 Bajas inyecciones en el sureste del

país.

Reducción de 200 MMpcd entre los usuarios conectados en

el centro-occidente del país.

4 días

(96 hrs)

4 Consumos mayores a las inyecciones.

Reducción de 150 MMpcd en las zonas centro y occidente y

de 150 MMpcd en gasoducto de 48" tramo Cempoala -

India Bonita.

10 días con 3 hrs

(243 hrs)

5 Paro de la unidad 2 de la estación

Santa Catarina.

Se ajustó el consumo de las plantas de CFE en Saltillo,

Torreón y Durango para no sobrepasar los 200 MMpcd.

2 días con 17 hrs (65

hrs)

6 Consumos mayores a las inyecciones. Reducción de 200 MMpcd en la zona centro-occidente. 3 días

(72 hrs)

7 Consumos mayores a las inyecciones. Reducción de 250 MMpcd entre los usuarios conectados en

el centro-occidente del País.

5 días con 23 hrs

(143 hrs)

8 Consumos mayores a las inyecciones. Reducción de 300 MMpcd entre los usuarios de los sectores

de ductos Veracruz y Madero.

5 días con 7 hrs

(127 hrs)

9 Perforación por un tercero del ducto

de 18" km 190+62. Reducción del volumen de consumo total a dos clientes.

1 día con 21 hrs y 30

min

(45 hrs 30 min)

10 Perforación por un tercero del ramal

de 2". Reducción del volumen de consumo total a un cliente. 7 hrs


Reducción del consumo en 300 MMpcd, se afectó en 150

MMpcd al centro-occidente y los restantes 150 MMpcd en

el Golfo (Madero-Veracruz-Minatitlán).

4 días

(96 hrs)

12

Bajas inyecciones en el sureste y salida

de operación de la estación de

compresión Cempoala por efecto del

huracán Ernesto.

Reducción de 400 MMpcd entre los clientes del centro-

occidente.

1 día con 23 hrs

(47 hrs)


2012 33


13 Consumos mayores a las inyecciones. Reducción de 150 MMpcd en centro-occidente y 150

MMpcd en el Golfo (Madero, Veracruz y Minatitlán).

3 días

(72 hrs)

14

Reducción de 200 MMpcd del campo

Cauchy por problemas ocasionados

por una descarga atmosférica

(Tormenta eléctrica).

Reducción de 200 MMpcd en centro-occidente del país. Se

solicitó una reducción adicional en la zona Golfo por 200

MMpcd.

5 días

(120 hrs)

15

Reducción de la inyección de Campo

Cauchy y de las inyecciones en el

sureste del país.

Reducción de 300 MMpcd en centro-occidente. 4 días

(96 hrs)

16

Reducción de la Inyección de 900

MMpcd del CPG Burgos. Derivado

del accidente en le Estación de

Medición del Km 19 de Burgos

perteneciente a Pemex Exploración y

Producción.

18 septiembre 2012, 11:00 hrs, se solicitó una reducción

de 80 MMpcd en el norte del estado de Tamaulipas.

19 septiembre 2012, 10:00 hrs, se modificó el volumen a

reducir a 580 MMpcd; se afectó a la zonas norte, centro-

occidente y golfo.

24 septiembre 2012, 13:00 hrs, se modificó el volumen a

reducir cambiando de 580 MMpcd a 370 MMpcd, se

afectó a la zonas norte, centro-occidente y golfo.

11 octubre 2012, 10:00 hrs, se modificó el volumen de

reducción para un total de 470 MMpcd, se afectó a la

zonas Norte, Centro-Occidente y Golfo.

11 octubre 2012, 21:00 hrs, se modificó el volumen de la

reducción a 570 MMpcd, se afectó a la zonas norte,

centro-occidente y golfo.

24 de Octubre 2012, 13:00 hrs, se modificó el volumen a

reducir a 420 MMpcd, se afectó a la zonas norte, centro-

occidente y golfo.

27 de Octubre 2012, 9:00 hrs se modificó el volumen a

reducir a 280 MMpcd, se afectó las zonas centro-

occidente y golfo.

27 de Octubre 2012 a las 13hrs. se modificó el volumen a

reducir a 220 MMpcd, en las zonas centro-occidente y

golfo.

27 de Octubre 2012 a las 15:00 hrs se modificó el

volumen a reducir a 80 MMpcd, en la zona centro-

occidente.

28 de Octubre 2012 a las 09:00 hrs se terminó la alerta

crítica.

39 días con 22 horas

(958 hrs)

17

Falla en el suministro por 425 MMpcd

en el ducto del proveedor Kinder

Morgan Monterrey debido a un

problema en su sistema de transporte

en EUA.

Reducción en el consumo en 340 MMpcd en el área

Huinala y en 85 MMpcd en el área de Monterrey. 3 hrs.


2012 34



Reducción de 200 MMpcd en el centro-occidente del país.

El 9 de noviembre a las 10:00 hrs se solicitó continuar con

el ajuste por 48 hrs.

4 días

(96 hrs)

19

No disponibilidad de dos unidades de

la estación de compresión Los Indios

del Sistema San Fernando.

Reducción de 200 MMpcd en el centro-occidente.

Adicionalmente, se solicitó una reducción de 350

MMpcd, con 200 MMpcd en el centro-occidente y los

150 MMpcd adicionales de la zona golfo (Madero-

Veracruz-Minatitlán).

El 28 de noviembre 2012 terminó la alerta crítica a las

9:00 hrs.

7 días

(19 hrs)

20 Salida de operación del CPG. Nuevo

Pemex por problemas operativos

Reducción de 800 MMpcd por 24 hrs.

Se solicitó en tres ocasiones mantener la reducción por

72 hrs adicionales y el mismo volumen.

A partir del día 8 de diciembre 2012, a las 13:00 hrs, se

modificó la restricción a 500 MMpcd, por un periodo de

24 hrs.

Terminó la alerta crítica a partir de las 10:00 hrs del día 9

de diciembre 2012.

9 días

21 Golpe y fuga en un gasoducto

ocasionado por un tercero.

Reducción a un máximo de 70 MMpcd el consumo total

entre Los Encinos y la Red de Chihuahua.

La CFE ajustó a 200 MMpcd máximo el consumo en

Saltillo, Torreón y Durango.

La importación por Gloria a Dios se canceló.

1 día

(12 hrs)

22 Inyecciones menores a los consumos.

Reducción de: 400 MMpcd por 48 hrs; 200 MMpcd en

las zonas centro y occidente y los 200 MMpcd restantes

en las zonas sur (sector Minatitlán) y golfo (sectores

Veracruz y Madero).

Se solicitó mantener la reducción por 48 hrs, en las

mismas condiciones (400 MMpcd).

Se solicitó mantener la reducción por 48 hrs, e

incrementar el volumen a 500 MMpcd (250 MMpcd en la

zona centro y occidente y 250 MMpcd la zona sur y

golfo.

Se solicitó continuar la reducción por 48 hrs por 500

MMpcd.

Se solicitó continuar la reducción por 48 hrs por 500

MMpcd.

Terminó la alerta crítica el 24 de diciembre de 2012 a las

10:00 hrs.

10 días


2012 35

Para atenuar los efectos de la disminución en la oferta nacional de gas, Pemex

Gas ha utilizado prácticamente al nivel máximo disponible la capacidad de

importación en base firme contratada en el sur de Texas y ha incrementado en

la medida de lo posible el uso de la capacidad de importación en base variable.

Cabe destacar que en el último trimestre de 2012 la importación de gas

proveniente del sur de Texas alcanzó niveles históricos. Por su parte, la

Secretaría de Energía en conjunto con Pemex, la CFE y la CRE están

implementando un mecanismo de importación de gas natural licuado a través

de las terminales de Altamira y Manzanillo.

Gas licuado. El volumen total transportado de gas LP fue de 200 Mbd, lo que

representó un decremento marginal de 0.5 Mbd respecto al 2011. En el ducto

Cactus-Guadalajara se transportaron 183.5 Mbd, volumen ligeramente inferior

al reportado el año anterior.

Volumen transportado de gas licuado 2012 miles de barriles diarios

2011 2012 Variación % vs 2012

POFAT POA Real 2011 POFAT POA

Total 200.5 181.5 181.8 200.0 -0.2 10.2 10.0

Cactus-Guadalajara 184.1 165.7 166.1 183.5 -0.3 10.7 10.5

Hobbs-Méndez 16.5 15.7 15.7 16.5 0.3 5.0 5.0

La reducción en el volumen transportado está relacionada dos problemas

operativos provocados por terceros que afectaron el ducto Cactus-Guadalajara.

El primero fue el 18 de octubre y la ocasionó un golpe de maquinaria en el

ducto de 14” en el tramo Santa Rita-Guadalajara, situación que afectó durante

dos días el recibo de gas en la terminal de distribución de gas licuado de

Guadalajara. El segundo evento fue el 22 de octubre y se originó por una toma


2012 36

clandestina en el LPG-Ducto de 20”, tramo Venta de Carpio-Santa Ana, lo que

afectó el sistema de transporte gas licuado, ya que fue necesario reducir el

transporte en 151 Mbd durante tres días.

En el ducto Hobbs-Méndez se transportaron 16.5 Mbd; cabe destacar que en el

último trimestre se observó un incremento de 2.3 Mbd en el volumen

transportado en este sistema, lo que permitió revertir la tendencia observada de

enero a septiembre de 2012 y provocó que el promedio anual fuera similar a lo

transportado en el año anterior.


2012 37

c) Mercados de productos

Mercado de gas natural

Durante 2012, el mercado de gas natural estuvo determinado por la tendencia a

la baja en la oferta de gas seco de campos y un crecimiento en las ventas a

terceros; hechos que provocaron un fuerte incremento en las importaciones.

Balance de gas seco millones de pies cúbicos por día

Enero-diciembre

Concepto 2011

2012 Variación %

POFAT POA Real

2011 POFAT POA

Origen 5,603.6 5,655.4 5,641.6 5,692.3 1.6 0.7 0.9

Oferta 4,812.7 4,641.3 4,570.1 4,603.1 -4.4 0.0-0.8 0.7

Oferta de Pemex Gas1 3,767.4 3,661.9 3,590.8 3,692.0 -2.0 0.8 2.8

Directo de campos 1,045.3 979.4 979.4 911.1

-12.8 -7.0 -7.0

Importación 790.8 1,014.1 1,071.4 1,089.3

37.7 7.4 1.7

Consumo total 5,571.5 5,655.4 5,641.6 5,676.3

1.9 0.4 0.6

Consumo Pemex 2,187.5 2,312.0 2,298.2 2,273.1

3.9 -1.7 -1.1

Ventas a otros organismos 1,895.5 2,008.3 2,000.9 1,998.3

5.4 -0.5 -0.1

Exploración y Producción 1,242.1 1,267.8 1,260.4 1,313.8

5.8 3.6 4.2

Refinación 332.9 412.5 412.5 343.5

3.2 -16.7 -16.7

Petroquímica 320.0 327.5 327.5 340.6

6.4 4.0 4.0

Corporativo 0.5 0.5 0.5 0.3

-25.0 -32.2 -32.2

Autoconsumo Pemex Gas 292.0 303.7 297.3 274.8

-5.9 -9.5 -7.6

Exportación 1.3 0.0 0.0 0.9

-29.4 --- ---

Ventas internas 3,382.7 3,343.4 3,343.4 3,402.3

0.6 1.8 1.8

Sector eléctrico 1,884.2 1,885.8 1,885.8 1,902.9

1.0 0.9 0.9

Industrial y dstribuidoras2 1,325.4 1,389.5 1,389.5 1,374.5

3.7 -1.1 -1.1

Sector comercializadores 173.1 68.0 68.0 124.9

-27.9 83.7 83.7

Diferencias3 32.0 0.0 0.0 16.0

50.0 --- ---

1. La oferta de Pemex Gas incluye la producción de plantas y el etano inyectado a ductos.

2. Incluye empresas autogeneradoras de electricidad.

3. Incluye variaciones del empaque en el Sistema Nacional de Ductos y diferencias estadísticas por medición.


2012 38

Oferta. La oferta total de gas seco fue de 5,692.3 MMpcd; este volumen

considera la oferta proveniente de los complejos procesadores de Pemex Gas,

el gas seco directo de campos y las importaciones.

Destaca la menor disponibilidad de gas seco de campos, que continúa su

tendencia a la baja; en el 2012 se recibieron 911.1 MMpcd, lo que representó

una reducción de 134.2 MMpcd respecto a 2011. Lo anterior se explica

fundamentalmente por una menor producción de gas proveniente del activo

Veracruz de PEP (105.8 MMpcd) y una menor producción de gas de Burgos

(23.8 MMpcd).

En comparación con el POFAT y POA, el gas directo de campos resultó 7%

inferior, esto es 68.3 MMpcd debido a una menor producción de gas en el área

de Burgos (85.8 MMpcd).

Demanda. Durante 2012 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, los consumos

del sector petrolero y las exportaciones, fue de 5,676.3 MMpcd, volumen

superior en 104.8 MMpcd al registrado en el año anterior.

El comportamiento de la demanda se explica por el consumo del sector

petrolero con 2,273.1 MMpcd, cifra 3.9% superior a 2011 y que representó un

aumento por 85.6 MMpcd; el principal incremento se presentó en PEP en la

región marina (71.7 MMpcd), en Pemex Petroquímica en los complejos

Cosoleacaque y Morelos (20.6 MMpcd) y en Pemex Refinación en las refinerías

de Madero y Salamanca (10.6 MMpcd).


2012 39

En el rubro de ventas internas se registró un consumo de 3,402.3 MMpcd, lo

que representó un ligero incremento de 19.6 MMpcd en comparación con 2011.

El crecimiento más importante se presentó en el rubro del sector industrial-

distribuidoras que promediaron 1,374.5 MMpcd, volumen superior en 49.1

MMpcd respecto a 2011, lo que se explica por el comportamiento de la

industria del acero.

Por su parte, las ventas en el sector eléctrico promediaron 1,902.9 MMpcd,

volumen ligeramente superior (18.7 MMpcd) a 2011. Cabe destacar que fue en

el último trimestre de año cuando se registró un mayor consumo en este sector,

debido a la menor generación en las plantas hidroeléctricas y por las

restricciones en el suministro de gas natural licuado a CFE.

En contraparte, en el sector comercializadores se observó una reducción de

48.2 MMpcd, debido a los ajustes en los consumos de los clientes que se han

tenido que solicitar para mitigar las alertas críticas que se presentaron durante

2012.

En comparación con los programas, el consumo de gas creció en 21 MMpcd

(POFAT) y 34.7 MMpcd (POA). El crecimiento se explica por el

comportamiento de las ventas internas que fueron superiores en 59 MMpcd.

En contraparte, el consumo del sector petrolero disminuyó respecto a los

programas (POFAT y POA). La reducción más importante se presentó en

Pemex Refinación principalmente en las refinerías Minatitlán, Tula y Cadereyta.


2012 40

Comercio Exterior. Como resultado principalmente de la menor

disponibilidad de gas directo de campos por parte de PEP, en el 2012 fue

necesario importar 1,089.3 MMpcd, lo que representó un incremento de 298.5

MMpcd respecto al año anterior.

Es importante mencionar que, principalmente en el segundo semestre de 2012,

Pemex Gas ha utilizado prácticamente al máximo la capacidad de importación

en base firme contratada con el Sur de Texas y ha incrementado en la medida

de lo posible el uso de la capacidad de importación en base variable.

Precios. En 2012, el precio

promedio de referencia

internacional del gas natural (sur de

Texas) fue de 2.69 dólares por

millón de Btu, lo que representó una

disminución de 1.17 dólares

respecto a lo registrado en 2011.

Durante 2012, los factores que más influyeron en el comportamiento de los

precios en el mercado norteamericano fueron:

La producción de Estados Unidos fue de 64.7 MMMpcd, 4% superior al

promedio de 2011, lo que representa el nivel más alto históricamente y se

explica principalmente por la producción de fuentes no convencionales

(shale gas3), segmento que en 2012 representó el 44.3% del total de la

producción, al pasar de un promedio de 23.13 MMMpcd en 2011 a 28.64

MMMpcd en 2012.

3 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.

Dólares por millón de Btu, ene-dic.

0

2

3

5

6

8

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

2012

2011


2012 41

Almacenamiento de gas natural en Estados Unidos, 2012

3,517

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic

BCF

Almacenamiento EUA2012 2011 5 yr avg.

La demanda de gas natural en

Estados Unidos, promedió 69.7

MMMpcd, superior en 4.1% a la

registrada en el año anterior. El

incremento se explica

principalmente por el

crecimiento de la demanda del

sector eléctrico, la cual se ubicó

en 25 MMMpcd, lo que representó un aumento de 20.6% respecto de 2011;

ello como resultado del efecto sustitución en la generación eléctrica a favor

del gas natural por su menor precio respecto a otros combustibles.

Adicionalmente, se debe considerar que como resultado de una regulación

más estricta en materia de generación nucleoeléctrica se presentaron

interrupciones en la operación de las plantas con esta tecnología. En

contraparte, el sector comercial y residencial presentaron una reducción de

10.8% en su consumo por un invierno menos frio que el promedio histórico.

Las importaciones totales de Estados Unidos registraron un promedio de 6.3

MMMpcd; 5.8 MMMpcd provinieron de Canadá. Por su parte, las

importaciones de gas natural licuado (GNL) fueron de 0.5 MMMpcd,

menores a las de 2011, como consecuencia del alto nivel de producción

interna y de los menores

precios relativos del gas

natural en Estados Unidos

con respecto a los

observados en Europa y

Asia.

Demanda de gas natural en EU MMMpcd

2011 2012

Total

66.9 69.7

Residencial y comercial 21.6 19.2

Eléctrico

20.8 25.0

Industria

18.4 18.7

Otros consumos

6.2 6.7

Fuente: PIRA, Energy Group, 21 de diciembre de 2012.


2012 42

El incremento en la producción propició que el inventario se mantuviera

elevado; sin embargo, ante la fuerte demanda del sector eléctrico registrada

en el verano, el inventario empezó a disminuir en junio y para diciembre se

ubicó en un nivel de 3,517 MMMpc, volumen similar al registrado en 2011.

Precios relativos dólares por millón de Btu

Combustible 2011 2012 Diferencial

en dólares

Gasolina 23.087 23.982 21.289

Diesel 20.896 21.815 19.122

Crudo WTI 16.243 16.391 13.698

Propano 15.910 11.634 8.941

Combustóleo 14.895 15.776 13.083

Gas natural 3.860 2.693 --

Durante 2012, nuevamente el gas natural se mantuvo como el combustible de

menor precio en el mercado. En comparación con el combustóleo su principal

competidor, dado que ambos combustibles son sustitutos para la generación

eléctrica, el diferencial de precios se mantuvo en niveles similares a los del 2011,

por lo que el gas natural fue 13 dólares más barato. En comparación con otros

combustibles como el diesel y la gasolina, los precios de estos fueron superiores

respecto al precio del gas natural en más de 19 dólares.

Precios de referencia del gas natural vs. combustóleo dólares por millón de Btu

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

Jan

Mar

May

Jul

Se

p

Nov

Jan

Mar

May

Jul

Se

p

Nov

Jan

Mar

May

Jul

Se

p

Nov

Jan

Mar

May

Jul

Se

p

Nov

Jan

Mar

May

Jul

Se

p

Nov

Combustóleo, Platts, Gulf Coast No. 6, 3.0%S

Gas natural, TETCO, Sur de Texas

2011 2012201020092008

Dec


2012 43

Mercado de gas licuado

Durante 2012, el mercado nacional de gas licuado estuvo determinado por una

disminución en la oferta. Por su parte, las ventas internas presentaron un

comportamiento similar con respecto a 2011 y los precios de referencia fueron

inferiores a los que predominaron durante el año anterior.

Balance de gas licuado miles de barriles por día

Enero-diciembre

Concepto 2011

2012 Variación %

POFAT POA Real

2011 POFAT POA

Origen 292.9 293.3 293.3 292.0

-0.3 -0.4 -0.4

Oferta nacional 210.5 212.3 208.7 206.4

-1.9 -2.8 -1.1

Producción Pemex Gas 185.4 182.5 178.9 176.0

-5.1 -3.5 -1.6

Otros organismos 25.1 29.8 29.8 30.4

21.0 1.9 1.9

Importaciones 82.4 81.0 84.6 85.6 3.9 5.7 1.2

Consumo total 291.9 293.2 293.2 291.0

-0.3 -0.8 -0.8

Ventas internas 284.8 286.4 286.4 285.5

0.2 -0.3 -0.3

Industriales 0.9 1.0 1.0 1.0

5.7 1.3 1.3


-4.0 -30.0 -30.0

Autoconsumos Pemex Gas 0.7 0.4 0.4 0.6

-14.4 39.0 43.5

Exportaciones 1.5 0.1 0.1 0.1

-92.4 38.3 38.3

Variación de existencias1 1.0 0.1 0.1 1.1

3.3 --- ---

1. Incluye variación de inventarios, buque-tanques en tránsito, empaque en ductos y diferencias estadísticas.

Oferta. La oferta nacional de gas licuado se ubicó en 206.4 Mbd, volumen

inferior en 1.9% al alcanzado en 2011, lo que se explica por una reducción de

5.1% en la producción de Pemex Gas.

En contraparte, las compras a otros organismos aumentaron 21%,

principalmente a Pemex Refinación en las refinerías de Tula y Minatitlán.


2012 44

Con respecto al POFAT y POA, la oferta nacional de gas LP fue inferior en 5.9

Mbd y 2.3 Mbd, respectivamente, debido a que la producción en Pemex Gas

presentó una reducción de 6.5 Mbd y 2.8 Mbd, efecto que fue parcialmente

compensado por la oferta de 0.6 Mbd de otros organismos.

Consumo. Las ventas totales de gas licuado, que consideran las ventas

internas, industriales, al sector petrolero y las exportaciones, fueron de 291

Mbd, volumen ligeramente inferior en 0.9 Mbd al registrado en 2011.

Por su parte, las ventas internas fueron de 285.5 Mbd, volumen ligeramente

superior al registrado en el año anterior, dicho incremento en la demanda se

debe principalmente a mayores consumos en el norte y centro del país. Por su

parte, las ventas a otros organismos de Petróleos Mexicanos disminuyeron 0.2

Mbd.

Con respecto a los programas, el decremento en las ventas totales de gas

licuado fue de 2.3 Mbd (POFAT) y 2.2 Mbd (POA); la principal reducción se

presentó en las ventas internas con 0.9 Mbd y en el consumo de otros

organismos de Petróleos Mexicanos (1.6 Mbd), efecto que fue compensado por

un mayor autoconsumo de Pemex Gas (0.2 Mbd).

Comercio exterior. Las importaciones fueron de 85.6 Mbd, volumen superior

en 3.2 Mbd, 4.6 Mbd y 1 Mbd con respecto a 2011, POFAT y POA. El

incremento en las importaciones responde principalmente a la reducción en la

oferta; así como a factores operativos que afectaron la logística de suministro de

gas LP. En este último caso está el accidente en la estación de medición de gas

de PEP en el norte de país, que ocasionó que entre el 18 de septiembre y el 25


2012 45

de octubre el complejo procesador de gas Burgos saliera de operación; así como

los incidentes en el ducto Cactus-Guadalajara.

Precios. Durante 2012 el precio de referencia internacional del propano

promedió 105.9 centavos de dólar por galón (UScts/gal), alcanzó su nivel más

bajo en julio con 78.11 UScts/gal, a partir de ese momento, cambió la tendencia

y en diciembre subió a 92.66 UScts/gal. Este comportamiento está asociado a la

estabilización de los precios del crudo y al nivel de inventarios en el mercado

norteamericano.

Precios relativos centavos de dólar por galón, ene-dic

Combustible 2011 2012 Var. %

Propanoa 144.9 105.9 -26.9

Butanoa 181.9 167.7 -7.8

Mont Belvieu 161.4 132.1 -18.2

a. Las referencias para el propano y butano son Thomson

Reuters, OPIS, Oil Price Information Service.

El precio promedio de referencia internacional del butano, fue de 167.7

UScts/gal, en el primer semestre de 2012 los precios tuvieron una importante

reducción; sin embargo, a partir de agosto la tendencia cambió y se revirtió la

caída en los precios, derivado del incremento en el consumo de las refinerías en

el mercado norteamericano.

Por su parte, el precio de referencia internacional para el gas LP en Mont

Belvieu promedió 132.1 centavos de dólar por galón, valor 29.3 UScts/gal

inferior al registrado el año anterior.

Precios de referencia del gas licuado vs. Mont Belvieu Centavos de dólar por galón

2011 2012

0

30

60

90

120

150

180

210

240

en

e

feb

mar

ab

r

may

jun jul

ag

o

se

p

oct

no

v

dic

en

e

feb

mar

Abr

May

Ju

n jul

Ago

Sep

oct

no

v

dic

Propano Butano Mont Belvieu


2012 46

Mercado de gasolinas naturales

Durante 2012, la oferta de gasolina natural promedió 73.6 Mbd, 11.3% inferior

a 2011 debido a una menor oferta de gas húmedo amargo marino y mesozoico,

así como por una menor oferta de condensados. Del total de la oferta, 72.3

Mbd provinieron de los complejos procesadores de gas y 1.3 Mbd de otros

organismos (complejos petroquímicos y campos de PEP). En el caso de la

oferta de Pemex Gas, la reducción de 9.4 Mbd se debe principalmente a la

menor oferta de gas húmedo y de condensados previamente comentada.

Balance de gasolina natural miles de barriles por día

Enero-diciembre

Concepto 2011

2012 Variación %

POFAT POA Real

2011 POFAT POA

Origen 83.0 81.8 81.0 73.6

-11.3 -10.1 -9.1

Oferta Pemex Gas 81.7 80.3 79.5 72.3

-11.5 -9.9 -9.0


1.1 -18.7 -18.7

Consumo total 82.2 81.8 81.0 71.9

-12.6 -12.2 -11.3

Ventas a otros organismos 7.0 22.4 22.3 2.5

-64.8 -89.0 -89.0

Exploración y Producción 1.2 1.0 1.0 0.5

-58.1 -50.8 -50.2

Refinación 1.4 11.9 11.9 1.3

-5.3 -89.0 -89.0

Petroquímica 4.5 9.4 9.4 0.7

-85.0 -92.9 -92.9

Exportación 75.2 59.5 58.7 69.4 -7.7 16.6 18.3

Variación de existencias1 0.8 0.0 0.0 1.7 124.0 --- ---

1. Incluye variación de existencias, buque-tanques en tránsito y diferencias estadísticas.

Por su parte, las ventas a otros organismos promediaron 2.5 Mbd, volumen

inferior en 4.5 Mbd al registrado en el año precedente. La contracción en el

consumo persistió durante todo el año como consecuencia principalmente de la

menor demanda de Pemex Petroquímica (3.8 Mbd) por el retraso en la entrada

en operación de la planta reformadora de naftas del CPQ Cangrejera.


2012 47

Como resultado de la reducción en la oferta de Pemex Gas, en 2012 las

exportaciones se ubicaron en 69.4 Mbd, 5.8 Mbd menores a las registradas el

año anterior.

En comparación con los programas (POFAT y POA), la oferta de gasolina

natural fue inferior en 8.2 Mbd y 7.4 Mbd a lo esperado, esto por la menor

producción de Pemex Gas como resultado de menor oferta de condensados

amargos y dulces.

Por su parte, las ventas a otros organismos resultaron inferiores en 19.9 Mbd a

los programas, porque no se pudieron entregar 8.7 Mbd de naftas a Pemex

Petroquímica debido al retraso de la entrada en operación de la planta

reformadora de naftas del CPQ Cangrejera. Mientras que en el caso de Pemex

Refinación se había programado un consumo adicional de 10.6 Mbd, el cual no

se realizó ya que este organismo no ha terminado de rehabilitar la

infraestructura de transporte requerida para que se le pueda suministrar la

gasolina natural.

Las exportaciones aumentaron en 9.9 Mbd (POFAT) y 10.7 Mbd (POA),

debido a una mayor disponibilidad de producto del sureste por falta de

consumo de los otros organismos.


2012 48

Mercado de etano

La oferta de etano fue de 115.3 Mbd, volumen 4.4% inferior con relación a

2011, lo que representó una disminución de 5.3 Mbd por una menor

disponibilidad de gas húmedo amargo marino y del mesozoico.

Por su parte, la demanda de Pemex Petroquímica presentó un comportamiento

similar al registrado en 2011, por lo cual ante la reducción de la oferta, los

excedentes inyectados a ductos de gas seco fueron de 42 Mbd, cifra inferior en

11.4% a lo registrado en el año anterior.

Balance de etano miles de barriles por día

Enero-diciembre

Concepto 2011

2012 Variación %

POFAT POA Real

2011 POFAT POA

Origen 120.6 124.8 121.4 115.3

-4.4 -7.6 -5.1


-4.4 -7.6 -5.1

Consumo total 120.6 124.8 121.4 115.3

-4.4 -7.6 -5.0


0.2 -10.2 -10.2

Inyectado a ductos 47.4 43.1 39.8 42.0

-11.4 -2.6 5.6

Diferencia estadística 0.00 0.00 0.00 -0.1 --- --- ---

Con relación al POFAT y POA, la producción resultó inferior en 9.5 Mbd y 6.1

Mbd debido a la menor oferta de gas de la región marina. En tanto que los

consumos de Pemex Petroquímica resultaron inferiores en 8.3 Mbd, debido a

los altos niveles de inventarios de etileno, a problemas operativos en los

complejos petroquímicos de Morelos y Pajaritos y por la salida de operación de

la planta Swing ubicada en Morelos. Como resultado de la disminución en la

demanda, las inyecciones de etano a los ductos de gas seco fueron inferiores en

1.1 Mbd con respecto al POFAT.


2012 49

Mercado de azufre

La oferta de azufre se ubicó en 1,006.5 Mt, 5.3% superior a lo registrado en

2011, debido principalmente a que Pemex Refinación aumentó su oferta en

94.2 Mt, principalmente en las refinerías de Minatitlán, Madero y Cadereyta.

Por su parte, las ventas internas se incrementaron en 1.3 Mt. En tanto que

como resultado del incremento en la producción de Refinación las

exportaciones crecieron en 61.5 Mt.

Balance de azufre miles de toneladas

Enero-diciembre

Concepto

2011 2012 Variación %

POFAT POA Real

2011 POFAT POA

Origen 956.0 1,105.2 1,094.2 1,006.5

5.3 -8.9 -8.0


-7.0 -3.2 -1.4

Pemex-Refinación 319.8 494.3 494.3 413.9

29.5 -16.3 -16.3

Pemex- Exploración y Producción 0.2 0.0 0.0 1.0

469.4 0.0 0.0

Consumo total 945.0 1,105.2 1,094.2 1,007.7

6.6 -8.8 -7.9

Ventas internas 647.8 752.6 752.6 649.1

0.2 -13.8 -13.8

Exportaciones 297.2 352.6 341.6 358.7

20.7 1.7 5.0

Variación de inventarios1a 11.0 0.0 0.0 -1.2

--- --- ---

1. Incluye variación de inventarios, buque-tanques en tránsito y diferencias estadísticas.

En comparación con el POFAT y POA, la oferta de azufre fue 98.7 Mt y 87.7

Mt inferior a lo estimado, lo que se explica principalmente por la menor oferta

por parte de Pemex Refinación (80.3 Mt). Adicionalmente, en Pemex Gas se

presentó una menor producción por 19.4 Mt y 8.4 Mt, respectivamente, debido

a una reducción en la oferta de gas de la región marina.


2012 50

Por su parte, las ventas internas registraron una disminución de 103.5 Mt

debido a que en los programas se consideró una mayor demanda de azufre para

la industria química. Como resultado de la reducción en la demanda, las

exportaciones de azufre fueron superiores en 6.1 Mt respecto al POFAT y 17.1

Mt en comparación con el POA.


2012 51

5. Actividad financiera

a) Rendimiento neto

Con cifras de cierre del ejercicio 2012, el rendimiento neto de Pemex Gas bajo

Normas Específicas de Información Financiera Gubernamental para el Sector

Paraestatal (Normas Gubernamentales) se ubicó en 2,375 millones de pesos,

1,410 millones superior al obtenido en el ejercicio 2011.

Los factores que tuvieron mayor impacto en este comportamiento favorable

fueron:

Un mayor margen bruto (ventas totales menos costo de ventas) por 4,561

millones de pesos, motivado principalmente por la disminución del impacto

económico por diferencial de precios de gas LP (6,039 millones); una mejora

derivada de la aplicación del método de participación de filiales y asociadas

por 2,482 millones de pesos y un resultado integral de financiamiento

superior en 343 millones.

Por su parte, los principales factores desfavorables fueron: una menor

cotización de referencia del gas natural que repercutió de manera importante

en la disminución de los ingresos; un incremento en el costo de producción

y distribución por 2,976 millones de pesos y un crecimiento en los gastos

generales por 1,899 millones de pesos, motivado por un incremento de la

reserva laboral.

Información Reservada 2 años

Fecha de clasificación 21/02/2013

Parte/Sección Utilidades y Balance General

Fundamento Legal LFTAIPG, Art. 14 Frac. VI.

Unidad Administrativa Gerencia de Recursos Financieros

117588

Cuadro de texto

Información clasificada de la página 51 hasta los primeros dos párrafos de la página 64 del Informe de Autoevaluación.


2012 64

Rentabilidad

De cada peso vendido, 82.8 centavos corresponden al costo de ventas (materia

prima y servicios), mientras que por cada peso de ingresos se obtuvo el 1.3% de

rendimiento neto.

El organismo puede cubrir sus gastos propios (producción, distribución, y

administración), destinando para tal propósito el 14.6% de sus ingresos por

ventas. Por su parte, el rendimiento neto representó 4.8% del patrimonio.

c) Valor Económico Agregado (EVA®)

Dado que el EVA es una medida internacional del desempeño económico y en

concordancia con los lineamientos de la Dirección Corporativa de Finanzas, en

este apartado la información se presenta de acuerdo a las Normas

Internacionales de Información Financiera (IFRS por sus siglas en inglés) y las

metas correspondientes. En contraste, los apartados relativos a rendimiento

neto y estado de la situación financiera se presentan bajo Normas

Gubernamentales (Normas Específicas de Información Financiera

Gubernamental para el Sector Paraestatal).

La adopción de las IFRS en 2012 conllevó una revaluación de activos, por lo

que el activo fijo sufrió una revaluación considerable respecto al que se venía

presentando en informes anteriores. Lo anterior, tuvo un impacto desfavorable

Información Reservada 3 años


Parte/Sección Valor Económico Agregado (EVA®)

Fundamento Legal LFTAIPG, Art. 14 Frac. VI

Unidad Administrativa Gerencia de Evaluación Financiera

117588

Cuadro de texto

Información clasificada de la páginas 64 a 67 del Informe de Autoevaluación.

117588

Rectángulo


2012 68

6. Organización, estructura administrativa y recursos humanos

Al cierre de diciembre de 2012, el número de plazas definitivas totales (sin

incluir temporales) en Pemex Gas ascendió a 11,920, cantidad superior en 742

plazas respecto al cierre de diciembre del año anterior.

Plaza (sin temporales)

Diciembre 2011

Diferencia Diciembre

2012 Variación %

Total 11,178 742 11,920 6.6

Sindicalizadas 9,028 697 9,725 7.7

Confianza 2,150 45 2,195 2.1

Del total de plazas, 9,725 fueron de personal sindicalizado, lo que representó un

incremento de 697 plazas con respecto a diciembre de 2011, en tanto que 2,195

fueron de personal de confianza, es decir un incremento de 45 plazas. Los

movimientos que originaron este incremento fueron:

Adecuación de la estructura sindicalizada del Sector de Ductos Tlaxcala.

Adecuación de la estructura ocupacional en el Sector de Ductos

Petroquímicos Secundarios.

Proceso de reorganización de la plantilla sindicalizada de los complejos

procesadores de gas Cactus y Burgos.

Creación de la Subgerencia de Enlace de Cogeneración Nuevo Pemex y su

estructura ocupacional del personal de confianza.


2012 69

Para la operación de los sistemas de control de acceso y asistencia en diversos

complejos procesadores de gas.

El personal jubilado del organismo se ubicó en 5,552 jubilados lo que

representa un incremento de 386 personas equivalente al 7.5% con respecto a

las 5,166 jubilados reportados en diciembre de 2011.


2012 70

7. Situación presupuestal

a) Eficiencia en la captación de los ingresos y en el ejercicio de egresos

Durante 2012, se generó un superávit primario de 3,629.9 millones de pesos,

3,410.9 millones de pesos inferior al programado en el PEF que ascendía a

7,040.8 millones de pesos. Los ingresos y los egresos a nivel flujo de efectivo,

ascendieron a 210,412.2 millones de pesos y a 206,782.3 millones de pesos,

respectivamente, y resultaron 17.6% y 16.8% inferiores a lo estimado en el PEF.

Ejercicio del flujo de efectivo enero- diciembre 2012 vs. PEF, Adecuado VI-A y 2011 millones de pesos

Concepto Ejercicio

2011

PEF

2012

Presupuesto a

2012

Ejercicio

2012 b

2012/2011 2012/PEF 2012/Presupuestoa

Variación

absoluta

Var.

%

Variación

absoluta

Var.

%

Variación

absoluta

Var.

%

Ingresos : 243,504.4 255,508.2 208,862.1 210,412.2 (33,092.2) (13.6) (45,096.0) (17.6) 1,550.1 0.7

Ventas Interiores 153,372.0 161,709.2 136,703.8 137,539.3 (15,832.7) (10.3) (24,169.9) (14.9) 835.5 0.6

Ventas Exteriores 34,664.7 23,321.3 31,792.0 31,815.1 (2,849.6) (8.2) 8,493.8 36.4 23.1 0.1

Ventas Interorganismos 53,816.7 67,661.9 38,891.0 39,617.3 (14,199.4) (26.4) (28,044.6) (41.4) 726.3 1.9

Otros Ingresos 1,651.0 2,815.8 1,475.3 1,440.5 (210.5) (12.7) (1,375.3) (48.8) (34.8) (2.4)

Egresos : 241,316.7 248,467.4 201,381.5 206,782.3 (34,534.4) (14.3) (41,685.1) (16.8) 5,400.8 2.7

Operación 14,138.5 12,595.4 13,403.3 13,558.4 (580.1) (4.1) 963.0 7.6 155.1 1.2

Inversión 3,142.8 5,240.0 4,437.6 4,468.3 1,325.5 42.2 (771.7) (14.7) 30.7 0.7

Compras Interorganismos 142,891.8 146,273.8 114,333.5 116,741.2 (26,150.6) (18.3) (29,532.6) (20.2) 2,407.7 2.1

Servicios Corporativos 6,653.8 3,478.7 6,751.9 6,969.0 315.2 4.7 3,490.3 100.3 217.1 3.2

Mercancía Para Reventa 45,035.7 46,115.7 38,134.4 39,888.0 (5,147.7) (11.4) (6,227.7) (13.5) 1,753.6 4.6

Operaciones Ajenas (Netas) (112.8) (342.1) 42.7 155.5 (137.9) 42.7 0.0 384.8 (112.5)

Impuestos Indirectos 29,432.4 31,593.4 23,361.8 23,820.8 (5,611.6) (19.1) (7,772.6) (24.6) 459.0 2.0

Impuestos Directos 134.5 3,170.4 1,301.1 1,293.9 1,159.4 862.0 (1,876.5) (59.2) (7.2) (0.6)

Superávit Primario 2,187.7 7,040.8 7,480.6 3,629.9 1,442.2 65.9 (3,410.9) (48.4) (3,850.7) (51.5)

IVA de Intereses pagados (566.3) (213.8) (424.4) (403.2) 163.1 28.8 (189.4) (88.6) 21.2 5.0

Participación al Superávit Primario Consolidado

1,621.4 6,827.0 7,056.2 3,226.7 1,605.3 99.0 (3,600.3) (52.7) (3,829.5) (54.3)

a. Se refiere al Adecuado VI-A.

b. Cierre Cuenta Pública antes de Auditoría.


2012 71

El comportamiento de los ingresos con respecto al PEF es consecuencia de un

menor precio del gas natural comercializado a los sectores eléctrico e industrial,

así como de menores volúmenes y precios del gas seco transferido a los

organismos subsidiarios de Pemex. En el caso de los egresos, destacan las

menores erogaciones de las compras interorganismos, mercancía para reventa,

así como de los impuestos y el gasto programable de inversión.

Con respecto al año anterior, los ingresos y los egresos fueron 13.6% y 14.3%

inferiores, respectivamente. Los ingresos reflejan decrementos principalmente

en ventas interiores e interorganismos. En cuanto a los egresos, se observaron

decrementos en compras interorganismos, mercancía para reventa e impuestos

indirectos, compensados parcialmente con mayores egresos en gasto

programable de inversión, servicios corporativos e impuestos directos.


2012 72

b) Presupuesto de operación e inversión

Al cierre de 2012, Pemex Gas ejerció 18,026.7 millones de pesos en flujo de

efectivo, monto superior en 1,427.6 millones de pesos a lo ejercido en 2011.

Del total erogado, corresponden a gasto de operación 13,558.4 millones de

pesos y 4,468.3 millones de pesos a recursos de inversión.

Respecto al gasto de operación, como ha sucedido en los últimos años, el

Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) no cubría los requerimientos

mínimos de operación, por lo que durante el año se otorgaron recursos

adicionales, lo que explica las erogaciones por arriba del presupuesto (191.3

millones de pesos).

En el rubro de inversión, el ejercicio del presupuesto de 2012, es el mayor

registrado de los últimos años. En particular, se ejercieron 48% más recursos

que los erogados en 2011 (año en el que se observó un subejercicio del 42%

respecto a su último adecuado). Este comportamiento se explica principalmente

por una mejor gestión en la cadena de suministro; lo que permitió incrementar

las contrataciones en 188% al pasar de 1,391 millones de pesos en 2011 a 4,008

millones en 2012, además se consiguió disminuir a una cuarta parte los

concursos declarados desiertos, pasando de 1,508 millones en 2011 a 387

millones en 2012.

Ejercicio de operación e inversión, 2012 vs. PEF, Adecuado VI-A y 2011, enero-diciembre millones de pesos en flujo de efectivo

Concepto

Ejercicio 2011

PEF

2012

Presu-

puestoa

Ejercicio

2012b

Variación Absoluta

Variación%

(a) (b) (c) (d) d-a d-b d-c d/a d/b d/c

Total 16,599.1 17,835.4 17,840.9 18,026.7 1,427.6 191.3 185.8 8.6 1.1 1.0

Operación 13,580.4 12,595.4 13,403.3 13,558.4 (22.0) 963.0 155.0 (0.2) 7.6 1.2

Inversión 3,018.7 5,240.0 4,437.6 4,468.3 1,449.6 (771.7) 30.7 48.0 (14.7) 0.7

a) Movimiento adecuado VI-A

b) Cierre al 21 de enero de 2013


2012 73

A nivel total, el gasto comparado contra el adecuado VI-A, observa un mayor

ejercicio por 185.8 millones de pesos, motivado por gastos supervenientes que

corresponden a conceptos tales como siniestros, demandas, laudos,

indemnizaciones a terceros y resoluciones judiciales. Sin considerar los recursos

denominados supervenientes (SPVTS) el ejercicio del gasto sería inferior en

225.1 millones.

El gasto de operación registró un ejercicio de 13,558.4 millones de pesos, de los

cuales 244.2 millones corresponden a SPVTS; si se resta este importe, el

subejercicio fue de 89.1 millones. Por su parte, el gasto de inversión fue de

4,468.3 millones de pesos, que sin considerar los SPVTS por 166.7 millones,

sería inferior en 136 millones respecto al presupuesto adecuado VI-A.

Al respecto, es importante señalar que el Artículo 99, Fracción VI, párrafo 4 del

Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria

prevé la autorización de los gastos SPVTS y señala que:

“Las solicitudes de adecuaciones presupuestarias externas correspondientes a la regularización

de operaciones presupuestarias devengadas, excepcionalmente se podrán presentar por las

entidades a la Secretaría, a través de su dependencia coordinadora de sector, a más tardar el

último día hábil de enero del siguiente ejercicio fiscal, para su resolución dentro de los 12 días

hábiles siguientes a la presentación de las solicitudes, cuando correspondan a situaciones

supervenientes, exclusivamente para cargos por diferencias cambiarias, variaciones en tasas de

interés, atención de siniestros, indemnizaciones por daños causados a la población o al medio

ambiente, así como obligaciones derivadas de ley, siempre que se trate de operaciones que se

hayan realizado, contabilizado y consignado en los registros internos de su flujo de efectivo al

31 de diciembre del ejercicio fiscal que corresponda.”


2012 74

En cumplimiento a lo señalado en el mencionado Artículo 99, Pemex tramitó

su adecuación presupuestal correspondiente ante la Secretaría de Hacienda y

Crédito Público el día 29 de enero, misma que fue rechazada por la SHCP

(UPCP) el día 8 de febrero de 2013, situación que genera el sobregiro

mencionado.

Durante 2012, Pemex estableció una estrategia de negocio a nivel consolidado

en la cual se buscó, de forma coordinada, optimizar los recursos totales de la

Entidad respetando el techo global autorizado y realizando una reubicación de

los recursos que no serían ejercidos. Lo anterior, permitió al Corporativo

otorgarle recursos a Pemex Refinación por 167.2 millones de pesos adicionales

a su techo autorizado, esto optimizando el menor gasto de Pemex Gas con

225.1 millones, Pemex Corporativo con 158.0 millones, Pemex Petroquímica

con 68.5 millones y Pemex Exploración y Producción con 20.6 millones. Por lo

anterior, sin considerar los SPVTS a nivel consolidado, se tuvo un menor gasto

de operación e inversión por 305.0 millones. La situación mencionada,

conforme al Artículo 100 del Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y

Responsabilidad Hacendaria debió quedar regularizada mediante la adecuación

interna correspondiente al cierre de diciembre y que se encuentra prevista en el

artículo mencionado. Esta adecuación fue presentada ante la SHCP en conjunto

con la adecuación por SPVTS el día 29 de enero de 2013, la cual no fue

aprobada; al respecto cabe aclarar que el Artículo 100 antes mencionado señala

que:

“Las adecuaciones presupuestarias no comprendidas en el artículo 59 de la Ley se

considerarán adecuaciones internas.


2012 75

Las entidades informarán sus adecuaciones presupuestarias internas a la Secretaría, a través

de los medios que ésta determine, a nivel de los rubros de la carátula de flujo de efectivo a

partir del primer día hábil de enero y hasta el último día hábil de diciembre. Aquéllas

correspondientes al mes de diciembre, se podrán informar a más tardar el último día hábil de

enero del siguiente ejercicio fiscal.”

Presupuesto de operación

De enero a diciembre de 2012, se ejercieron 13,558.4 millones de pesos en flujo

de efectivo, los cuales se distribuyeron de la siguiente forma: en servicios

personales 6,905.7 millones de pesos, en FOLAPE 969.2 millones de pesos

(cuya programación se define a nivel corporativo), en adquisiciones 499.0

millones de pesos y en servicios generales 5,184.5 millones de pesos.

Ejercicio de operación, 2012 vs. PEF, Adecuado VI-A y 2011, enero-diciembre millones de pesos en flujo de efectivo

Concepto

Ejercicio 2011

PEF

2012

Presu-

puestoa

Ejercicio

2012b

Variación Absoluta

Variación%

(a) (b) (c) (d) d-a d-b d-c d/a d/b d/c Total 13,580.4 12,595.4 13,403.3 13,558.4 (22.0) 963.0 155.0 (0.2) 7.6 1.2

Servicios personales 6,372.1 6,834.0 6,970.3 6,905.7 533.6 71.7 (64.6) 8.4 1.0 (0.9)

Folape 2,304.1 2,179.5 968.9 969.2 (1,335.0) (1,210.4) 0.3 (57.9) (55.5) 0.0

Adquisiciones 486.2 465.6 499.8 499.0 12.8 33.4 (0.8) 2.6 7.2 (0.2)

Servicios generales 4,417.9 3,116.2 4,964.3 5,184.5 766.5 2,068.2 220.2 17.4 66.4 4.4



Ejercicio 2012 vs PEF. Como se comentó anteriormente, el PEF 2012 no

contenía los recursos suficientes para cubrir las erogaciones del organismo en el

rubro de operación. En consecuencia, durante 2012 se registraron gastos por

arriba del techo inicial en conceptos, tales como, adquisiciones, servicios

generales, así como en servicios personales; cabe señalar que este último


2012 76

renglón se programa conjuntamente con la Dirección Corporativa de

Administración.

De acuerdo a lo programado en el PEF 2012, se observó un mayor ejercicio de

963 millones de pesos. La mayor variación radica en el rubro de servicios

generales con 2,068.2 millones de pesos, de éstos, 1,103.7 millones de pesos se

debe a pagos correspondientes a transporte de gas natural (destaca la firma del

contrato nuevo con Gasoductos de Tamaulipas en 579.1 millones de pesos);

411.4 millones de pesos por pagos de transporte del personal según el convenio

con STPRM; 119.9 millones de pesos generados por el pago de

indemnizaciones a terceros a través de supervenientes (SPVTS); 95.7 millones

de pesos por el pago de derechos de vía de PGPB, mediante contratos de

ocupación superficial y 78.9 millones de pesos por mayor personal comisionado

a diversos proyectos, paros de planta, cursos y reparaciones de emergencia que

generaron déficit en el techo del PEF para cubrir viáticos.

Lo anterior, se compensa por el subejercicio obtenido en el rubro de FOLAPE

por un monto de 1,210.4 millones de pesos, debido a que la Dirección

Corporativa de Finanzas aplicó los recursos en periodos distintos a los de su

programación.

En adquisiciones, el mayor ejercicio por 33.4 millones de pesos, se debe

básicamente a que los requerimientos reales de las líneas de negocio fueron

superiores a lo programado.

En servicios personales, se registró un mayor ejercicio por 71.7 millones de

pesos respecto al PEF y corresponde a diferencias en los programas de registro

entre Pemex Gas y el Corporativo.


2012 77

Ejercicio 2012 vs. 2011. Comparando los recursos erogados entre estos años, al

cierre del periodo se han ejercido en global 22 millones de pesos menos que el

año anterior.

El menor ejercicio de 1,335 millones de pesos en el FOLAPE se generó

principalmente por la diferente programación de pagos y cargos que realiza el

Corporativo.

En contraparte, se registraron mayores erogaciones en servicios generales por

766.5 millones de pesos, en servicios personales por 533.6 millones de pesos y

en adquisiciones por 12.8 millones de pesos.

El mayor gasto por 766.5 millones de pesos en el renglón de servicios generales

fue motivado principalmente por el incremento del contrato de transporte con

Gasoductos de Tamaulipas (579.1 millones de pesos); pago de derechos de vía

de Pemex Gas mediante contratos de ocupación superficial (84.2 millones de

pesos); pagos de ADEFAS a CFE (84.1 millones de pesos); mayores

erogaciones en viáticos (70.1 millones de pesos) y por concepto de

arrendamiento de software (39.6 millones de pesos).

Cabe destacar, que el presupuesto de operación se vio afectado por la

reclasificación, a finales de 2012, del fideicomiso de reposición de cilindros de

GLP, de gasto de inversión a gasto de operación por un monto de 163 millones

de pesos, lo que también disminuyó la disponibilidad de recursos de operación.

En lo relativo a servicios personales, la variación por 533.6 millones de pesos se

debe principalmente al incremento salarial anual y a diferencias en los


2012 78

programas de registro entre Pemex Gas y el Corporativo, las cuales se están

revisando, para su conciliación.

En referencia al rubro de adquisiciones, el incremento por 12.8 millones de

pesos en comparación al ejercicio anterior, se debió principalmente a mayores

pagos por compra de sustancias y productos químicos, así como en ropa de

trabajo en los CPG.

Ejercicio vs presupuesto Adecuado VI-A. El cierre del ejercicio 2012 muestra

mayores erogaciones por 155 millones de pesos en relación con lo programado

en el adecuado al presupuesto VI-A, siendo el rubro con mayor ejercicio el de

servicios generales con 220.2 millones de pesos. En contraparte, se muestran

menores ejercicios en servicios personales por 64.6 millones de pesos.


2012 79

Presupuesto de inversión

En 2012, se ejercieron 4,468.3 millones de pesos en flujo de efectivo, monto

inferior en 14.7% a lo estimado en el PEF, 48.0% superior a lo registrado en el

mismo período de 2011 y 30.7 millones de pesos mayor que lo programado en

el Adecuado VI-A. Los rubros que presentan mayores erogaciones son

mantenimiento y obra pública con un gasto de 1,968.6 millones de pesos y

1,920.1 millones de pesos respectivamente, seguido por el rubro de bienes

muebles con un gasto de 579.6 millones de pesos.

Presupuesto de inversión, 2012 vs. PEF, Adecuado VI-A y 2011, enero-diciembre millones de pesos en flujo de efectivo

Concepto

Ejercicio 2011

PEF 2012

Presu-

puestoa

Ejercicio

2012b

Variación Absoluta

Variación %

(a) (b) (c) (d) d-a d-b d-c d/a d/b d/c

Total 3,018.7 5,240.0 4,437.6 4,468.3 1,449.6 (771.7) 30.7 48.0% (14.7)% 0.7%

Obra Pública 1,685.4 3,421.8 1,832.2 1,920.1 234.7 (1,501.6) 87.9 13.9% (43.9)% 4.8%

Bienes Muebles e Inmuebles 515.8 418.7 598.5 579.6 63.8 161.0 (18.9) 12.4% 38.4% (3.2)%

Mantenimiento 817.5 1,399.6 2,006.9 1,968.6 1,151.1 569.0 (38.3) 140.8% 40.7% (1.9)%



Ejercicio 2012 vs Presupuesto PEF: El subejercicio por 771.7 millones de

pesos, entre el ejercicio cierre 2012 y el programa PEF, se localiza

principalmente en obra pública (1,501.6 millones de pesos) lo cual se explica

por:

Reprogramación de los trabajos complementarios en el libramiento de

Xalapa, así como la cancelación de los proyectos asociados a Etileno XXI, (se

cambió la estrategia a un contrato de servicio para el transporte de etano) y

las estaciones de compresión San Rafael y El Golfo. Todo ello generó un

subejercicio por 835 millones de pesos.


2012 80

Reprogramación de recursos de la criogénica I de CPG Ciudad Pemex para

compra de equipo especial de seguridad (69.9 millones de pesos).

Recursos no ejercidos por 202.6 millones de pesos, referentes al

acondicionamiento y modernización del sistema gas amargo en el CPG

Nuevo Pemex.

Reprogramación de 120.3 millones de pesos para la obra de

acondicionamiento de la criogénica para recuperar C2+.

Reprogramación de trabajos relacionados con: los proyectos de rehabilitación

de las redes de contra-incendio en el CPG Nuevo Pemex (71.3 millones de

pesos), la rehabilitación de sistemas de monitoreo y control de movimiento

de productos en el CPG Matapionche (44.5 millones de pesos), el

aplazamiento del estudio para la construcción de la interconexión entre

Comisión Federal de Electricidad y la subestación eléctrica del CPG Poza

Rica. (47.8 millones de pesos), iniciativa cancelada sobre la automatización

del sistema de manejo de gas (72 millones de pesos) y la reprogramación del

finiquito del suministro de un sistema de Cogeneración (HRSG) (35.6

millones de pesos).

Ejercicio 2012 vs el año anterior. En comparación con el año anterior, el

ejercicio 2012 muestra un incremento del 48.0% (1,449.6 millones de pesos), el

cual se explica de la siguiente manera:

Destaca el rubro de mantenimiento que presenta mayores desembolsos por

1,151.1 millones de pesos, entre los incrementos destacan los siguientes rubros:

En mantenimiento, 512.7 millones de pesos se explican por conceptos

como: pagos de ADEFAS por los trabajos en el gasoducto de 48" tramo

Cactus - San Fernando en el cruce del arroyo Santander y el cruce aéreo en


2012 81

los derechos de vía del gasoducto de 48" Cempoala - Santa Ana;

reparaciones mayores a los generadores de la estación de Compresión

Emiliano Zapata; pagos de los cruzamientos direccionales en la zona sur,

pago del anticipo por los trabajos en los ductos sin inspección de diferentes

diámetros, rehabilitación y certificación del Gasoducto de 36" Los Ramones-

Estación 19; mantenimiento integral del sistema de gas natural 24" Reynosa-

Chihuahua; rehabilitación y modernización en los turbocompresores de la

estación de compresión Cempoala.

Pago del sistema de medición de calidad de gas natural; bombas de achique,

máquinas biseladoras, equipo de corte en frio, entre otros gastos con un

incremento por 225.6 millones de pesos.

Proyectos de rehabilitación de los compresores de gas de la criogénica 2 del

CPG Nuevo Pemex (131.2 millones de pesos).

Adquisición e instalación de sistemas de monitoreo y supervisión remota

para operación de emergencia de los CPG (168.3 millones de pesos).

Rehabilitación del sistema eléctrico de los complejos procesadores de gas

Cactus, Nuevo Pemex, Ciudad Pemex, Poza Rica y La Venta (89.5 millones

de pesos).

Por su parte, el incremento mostrado en el rubro de obra pública, básicamente

se debe a:

Instalación de analizadores de gases de combustión, adquisición de dos

sistemas de medición y análisis de gases para el CPG Cactus y sistema de

medición y análisis de gases para el CPG Nuevo Pemex (96.6 millones de

pesos).

Levantamiento validación en campo de información técnica de plantas de


2012 82

proceso para los complejos procesadores de gas (62.4 millones de pesos).

Suministro e instalación del sistema de control e integración de información

a distancia de la Subdirección de Producción y de CPG (32.1 millones de

pesos).

Ingeniería para adecuar las plantas de líquidos y fraccionadoras de los CPG

Cactus y Nuevo Pemex e interconexiones entre Ciudad Pemex y

Coatzacoalcos para suministro de Etano (38.4 millones de pesos).

Sistema de encendido de horno para el CPG Cactus (29.8 millones de pesos).

Ejercicio vs. presupuesto Adecuado VI-A. Se observa un mayor gasto neto de

30.7 millones de pesos, siendo obra pública el rubro que muestra el mayor

ejercicio con 87.9 millones; en contraparte, se muestran menores gastos en los

rubros de mantenimiento por 38.3 millones de pesos y bienes muebles en 18.9

millones de pesos.


2012 83

8. Estrategia Institucional

Clasificación Reservada 3 años


Parte/Sección Estrategia Institucional

Fundamento Legal LFTAIPG, Art. 13 Frac. II y 14 Frac. VI

Unidad Administrativa Gerencia de Planeación

Contribución al Plan Nacional de Desarrollo, al Programa Sectorial de Energía y a la Estrategia Nacional de Energía

Pemex-Gas y Petroquímica Básica definió su Estrategia Institucional5, alineada a

los objetivos y estrategias definidas en el marco del Plan Nacional de Desarrollo

2007-2012 (PND), el Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PSE), la

Estrategia Nacional de Energía 2012-20266 (ENE) y el Plan de Negocios de

Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios 2012-2016 (Plan Pemex)7.

Con relación al PND, en el Eje 2 (Economía competitiva y generadora de

empleos) se establece que el sector hidrocarburos deberá garantizar que se

suministre a la economía el petróleo crudo, el 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. Para lograr lo

anterior, el PSE definió los lineamientos y objetivos del sector energético,

mismos que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios atienden a

través del Plan Pemex.

5 La estrategia institucional y los documentos rectores referidos son los que estaban vigentes en 2012. 6Documento remitido por la SENER al H. Congreso de la Unión, en febrero de 2012. Cabe mencionar que la Estrategia Nacional de Energía 2013-

2027 fue ratificada por la Cámara de Senadores y de Diputados en marzo y abril de 2013, respectivamente. 7 Todas las referencias al Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios, están relacionadas con el Plan 2012-2016 que

autorizó el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos el 5 de julio de 2011. Debe señalarse que el 12 de julio de 2012, el Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos en su sesión 845 aprobó el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos 2013-2017.

117588

Cuadro de texto

Información clasificada de las páginas 83 a 99 del Informe de Autoevaluación.


2012 100

9. Cumplimiento de la normatividad y políticas generales, sectoriales e institucionales16

a) Órgano Interno de Control

Auditoría Interna

Cumplimiento al Programa Anual de Trabajo 2012 (PAT)

En cumplimiento al PAT 2012 del OIC, durante el año 2012 se realizaron las

siguientes auditorías:

Trimestre Programadas Iniciadas Concluidas

Auditorías

1 7 7 5

2

3

4

8

6

1

8

1

1

7

4

1

Total a diciembre de 2012 22 17 17

Notas:

Durante el tercer trimestre se concluyeron tres auditorías reportadas en proceso al cierre del segundo trimestre 2012.

En cumplimiento al oficio CGOVC/113/012/2012, enviado por la Secretaría de la Función Pública, se canceló el resto de las auditorías programadas para el tercer trimestre de 2012.

Las dos auditorías iniciadas en el tercero y cuarto trimestres de 2012 se refieren a las revisiones de seguimiento de recomendaciones correctivas y preventivas.

Ahorros y recuperaciones

Durante 2012, el OIC generó una productividad económica de 52.7 millones de

pesos, los cuales se lograron a través de recuperaciones y ahorros, con una

visión predominantemente preventiva y focalizada a resultados sobre las

16 Los apartados: Órgano Interno de Control, Participación del OIC en los comités del Organismo y Sistema integral de información, son elaborados

por el Órgano Interno de Control en Pemex Gas y Petroquímica Básica.


2012 101

principales gestiones de la Entidad, fortaleciendo el control interno en las áreas

supervisadas.

Comportamiento de las observaciones al cierre de 2012

Por instrucciones del Titular de este OIC, el Área de Auditoría Interna

implementó, en coordinación con la Entidad, una estrategia para reducir la

antigüedad y el inventario de observaciones; con lo anterior, se alcanzó un 95%

de abatimiento. El saldo pendiente al 31 de diciembre de 2012 por órgano

fiscalizador es el siguiente:

Por Órgano Fiscalizador

Órgano Fiscalizador Iniciales

2012

Generadas

2012

Atendidas

2012

Pendientes a

dic 2012

Órgano Interno de Control 37 28 60 5

Auditoría Superior de la Federación 0 36 36 0

Auditoría Externa 1 1 1 1

Unidad de Control y Auditoría a Obra Pública de la SFP 0 17 17 0

Unidad de Auditoría Gubernamental de la SFP 4 0 4 0

Total 42 82 118 6

Antigüedad de las observaciones pendientes por Órgano Fiscalizador

Órgano Fiscalizador 2011 2012 Total

Órgano Interno de Control 4 1 5

Auditoría Externa 0 1 1

Saldo al 31 de diciembre de 2012 4 2 6


2012 102

Resultados de Auditorías concluidas en el segundo semestre 2012

En adición a las auditorías reportadas en el informe previo, se informan las

auditorías concluidas en el segundo semestre de 2012, destacando las

recomendaciones siguientes:

Auditoría 13/2012. Ingresos. Se detectaron diferencias entre las fechas

programadas para el inicio y conclusión de descarga de gas propano en una

terminal marítima y las fechas reales de ejecución, que dieron como resultado

el pago por demoras. Por recomendación del OIC, la Gerencia Comercial de

Gas Licuado inició las gestiones ante Pemex Refinación para la devolución

del pago de demoras ocasionadas por deficiencias en la operación de

descarga, cuyos costas y costos son atribuibles al Organismo antes

mencionado, y ante PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V., para la

devolución del pago por demoras realizado, ya que fueron cubiertas al 100%

cuando debió ser al 50%. En ambos casos, el área auditada se encuentra en

espera de las respuestas respectivas.

Por otra parte, se identificaron diferencias entre el volumen entregado por

ducto en una terminal de distribución de gas licuado y el volumen recibido

por un cliente que rebasan los porcentajes de error considerados en el

contrato (+/-0.5%). Estas diferencias fueron aclaradas por el área auditada

en el sentido de que se realizaron conciliaciones con el cliente, que la

medición oficial es la de Pemex Gas y que el producto medido fue el

producto que se facturó.

Auditoría 14/2012. Obra Pública. De la revisión a la ejecución de dos contratos

de obra se identificaron pagos en exceso por trabajos no ejecutados,

motivados por el incumplimiento a las especificaciones técnicas

contractuales, así como aplicación de recursos diferentes a los ofertados,


2012 103

duplicidad de insumos en los precios unitarios y deficiencias en el control y

resguardo de la documentación integrante de los expedientes de obra. Las

áreas auditadas, implementaron las medidas correctivas y preventivas

recomendadas por el OIC, realizando las recuperaciones correspondientes y

solicitando los precios unitarios extraordinarios; todo esto, de conformidad

con lo establecido en la normatividad.

Auditoría 23/2012.Actividades Específicas Institucionales. De la revisión a la

implementación del Sistema Institucional de Desarrollo de Proyectos de

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se identificaron áreas de

oportunidad tendientes a mejorar la eficiencia y la correcta integración y

adecuado resguardo de la documentación soporte de los Entregables,

correspondiente a los proyectos de inversión en proceso de acreditación,

realizándose estas recomendaciones en el informe de resultados de la

auditoría.

Otras actividades realizadas en el segundo semestre de 2012

Se realizó Visita de Inspección para verificar el proceso de reclamación del

pago de seguros por daños derivados de siniestros en instalaciones y centros

de trabajo, de lo que se detectaron casos en que se prolongan excesivamente

los plazos para que las áreas responsables de integrar la información la

entreguen a la Subgerencia de Cobranza y Administración de Riesgos, con el

peligro de que precluya el derecho a exigir la indemnización correspondiente.

Se recomendó que la Gerencia de Evaluación Financiera solicite a las áreas

responsables de las instalaciones siniestradas, agilizar la integración de la

información necesaria para concluir con los procesos de reclamación, y se

elaboró el requerimiento solicitado por la Gerencia de Evaluación Financiera,

por el que se les reiteraba la importancia de contar con la documentación

para su envío a la compañía aseguradora.


2012 104

Se practicaron Visitas de Inspección a diversos centros de trabajo, para

comprobar la entrega oportuna de los bienes y servicios en las fechas

compromiso pactadas, y la aplicación, en su caso, de penalizaciones por

mora, detectándose que en 9 de los 14 pedidos revisados, existía

incumplimiento por parte de los proveedores en los tiempos de entrega de

los bienes, aplicándose las penalizaciones contractuales en 7 de ellos, y de los

dos restantes se levantaron Constancias de Hechos con el compromiso de

aplicar las sanciones correspondientes.

Se programaron Visitas de Inspección al Complejo Procesador de Gas

Arenque para verificar que la producción de las diversas plantas procesadoras

se efectúe de acuerdo con la capacidad nominal instalada, a través de la

comprobación del grado de confianza y exactitud de los balances y/o

reportes de producción mensuales, identificándose periodos en que las

plantas de azufre y criogénica no fueron utilizadas al máximo de su capacidad

instalada, por problemas técnicos; asimismo, la Refinería Francisco I. Madero

no envió líquidos criogénicos aun cuando la planta correspondiente estaba

disponible, desaprovechándose la capacidad instalada de dicho Centro por

problemas ajenos a Pemex Gas.

Se revisó un proceso de adjudicación directa, dictaminado por el Subcomité

de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios, de lo que se determinó

que el mismo fue razonablemente adjudicado.

Derivado de la revisión a la evaluación técnica de un evento concursal en

materia de servicios correspondiente al Sector de Ductos Cárdenas, se

identificó que existió una deficiente evaluación, en contravención a la Ley de

Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público.

Se llevó a cabo la revisión y análisis previamente a su publicación, de las

bases de licitación de obra pública relativas a la inspección y mantenimiento


2012 105

de esferas de almacenamiento de gas licuado en la Terminal de Distribución

de Gas Licuado Tula, arrojando la necesidad de adecuar los anexos B, B-1 y

C, determinando especificaciones, alcances y adecuaciones al catálogo de

conceptos de acuerdo con los requerimientos reales del área usuaria,

habiéndose realizado las modificaciones sugeridas. Estas acciones impactarán

en ahorros para el Organismo.

Se efectuó la revisión y análisis de 52 bases de licitación, en materia de obras

públicas y servicios relacionados con las mismas, así como de adquisiciones,

arrendamientos y servicios elaboradas por el Organismo, previa publicación.

Derivado de la intervención del OIC, se cancelaron requerimientos previstos

en 20 solicitudes de pedido, al haberse detectado que los precios no se

ajustaban a las condiciones de mercado o que los tiempos necesarios para su

contratación o ejecución eran insuficientes, incumpliendo la normatividad

aplicable; con lo anterior, se evitaron inconformidades por parte de los

concursantes, con lo que se eficientaron los procesos de contratación de

Pemex Gas.

Se programó una Visita de Inspección en las líneas de Negocio del

Organismo, con el propósito de verificar y analizar por el periodo enero de

2005 a junio de 2012 los procedimientos, reportes y controles internos

aplicables en el proceso de atención de recomendaciones derivadas de visitas

de inspección y evaluación de riesgos (reaseguro), así como el grado de

cumplimiento que éstas presentan. Como resultado de la revisión a este

proceso, se detectó que para el seguimiento a las recomendaciones

determinadas, se cuenta con tres herramientas informáticas (SIGER, eRoom

y Módulo Audit Management de SAP), presumiéndose una posible

duplicidad de funciones; se recomendó la integración de esa información en

un solo sistema, con la finalidad de optimizar recursos y hacer más eficiente

su seguimiento.


2012 106

Se realizó Visita de Inspección al Complejo Procesador de Gas Burgos (CPG

Burgos), con objeto de verificar el proceso de desincorporación de los

activos fijos. Derivado de la intervención del OIC, este centro de trabajo

desarrolló y presentó el “Programa para la Elaboración del Dictamen de No

Utilidad”, que contempla la desincorporación de los activos de la Planta de

Absorción, así como todos los activos de la cuenta 1505 (Plantas) del CPG

Reynosa, lo cual permitirá verificar que los activos dictaminados o pendientes

de dictaminarse se realicen con apego al marco normativo aplicable, su

correcto registro en el Sistema SAP, así como la oportunidad y el tiempo

transcurrido durante el proceso de desincorporación.

Auditoría para Desarrollo y Mejora de la Gestión Pública

Las actividades programadas hasta el segundo semestre de 2012 se cumplieron

al 100%, de acuerdo con lo establecido en el Programa Anual de Trabajo en

Materia de Desarrollo y Mejora de la Gestión Pública, las cuales se describen a

continuación:

Actividades en materia de desarrollo y mejora de la gestión pública. En coordinación con

el OIC de Pemex Corporativo, se realizó el seguimiento a los avances y el

reporte de resultados en las actividades de los proyectos registrados en el

Proyecto Integral de Mejora de la Gestión (PIMG). De los 7 proyectos

registrados, en tres de ellos participa Pemex Gas:

Un solo SCADA (Supervisory Control And Data Acquisition). Sistema que hace

posible monitorear, supervisar, operar y controlar remotamente las

instalaciones y los ductos, a lo largo de los sistemas de transporte de

hidrocarburos de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.


2012 107

Pemex Confiabilidad. Es un modelo con el cual se busca alcanzar estándares

sobresalientes de eficiencia, que permitirán la operación segura, confiable y

sostenible a lo largo del ciclo de vida de los activos de Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios.

Sistema Institucional de Administración Patrimonial (SIAP). Este sistema

permitirá consolidar la situación jurídica, financiera, administrativa y técnica

de los bienes muebles e inmuebles, así como su ubicación física.

Se verificó con el Organismo el reporte de cada una de las actividades solicitadas

en cada proyecto, presentando un cumplimiento del 100%.

Diagnósticos en materia de Desarrollo y Mejora de la Gestión Pública

En el ejercicio 2012 se realizaron 15 diagnósticos en la materia, seis instruidos

por la Secretaría de la Función Pública (SFP) y nueve propuestos por el OIC,

los cuales fueron determinados como resultado del Taller de Planeación

Estratégica, realizado en noviembre de 2011.

Durante el segundo semestre, se realizaron los siguientes:

Diagnósticos instruidos por la SFP

Diagnóstico de Resultados de la Implantación del Programa Especial de Mejora de la

Gestión (PMG), realizado de manera coordinada con el OIC de Pemex

Corporativo. La SFP estableció cuatro categorías temáticas para el desarrollo

del diagnóstico; a Pemex Gas le correspondió únicamente atender la

categoría relacionada con la información de trámites y servicios.


2012 108

Los resultados reportados se obtuvieron de la implementación de las

acciones de mejora derivadas de los diagnósticos previos en esta materia,

relacionados con:

Actualización de la información de los trámites y servicios.

Asesoría y verificación de las acciones realizadas por el Organismo para la

aplicación de las encuestas de satisfacción ciudadana, así como seguimiento

a las propuestas y sugerencias para mejorar los trámites, surgidas de dichas

encuestas.

Revisión de las actividades realizadas para elevar el nivel de automatización

del trámite “Atención a solicitudes de transporte y/o interconexión, quejas y

reclamaciones a los sistemas de transporte por ducto”. Adicionalmente, se

recomendó la incorporación de la Firma Electrónica Avanzada (FIEL) en

aquellos trámites susceptibles para su implementación.

Resultado de este diagnóstico: se recomendó eliminar las modalidades de los

trámites que a futuro se vean afectados con la actualización de las

regulaciones aplicables; mejorar las instalaciones de atención a usuarios, y

promover la permanente actualización y capacitación del personal de

atención al público, a fin de incrementar el nivel de satisfacción de los

usuarios.

Diagnóstico en Materia de Mejora de la Gestión y Gobierno Digital. Uno de sus

objetivos principales fue el de promover y ampliar el servicio de consulta

pública, evaluación en línea y datos abiertos relativos a los trámites y servicios

federales de alto impacto, publicados en el portal www.tramitefacil.gob.mx.

Para alcanzar los objetivos, el OIC verificó y dio seguimiento a la evaluación

de percepción ciudadana de la calidad de trámites y servicios de mayor

impacto, realizada por el Organismo, la cual obtuvo un promedio de

calificación de 9.34; por otro lado, se recomendó y brindó asesoría sobre la


2012 109

sistematización de dichos trámites. Adicionalmente, se verificó la

actualización de la información de los trámites del Organismo en el referido

portal, así como la promoción de su difusión, a través de correos electrónicos

y en el portal público del Organismo.

Diagnósticos propuestos por el OIC

Diagnóstico al Proceso de Entrega de Gas Natural a usuarios finales, fase II. Su

objetivo fue revisar las condiciones operativas en la entrega de gas natural a

los usuarios finales, conforme a lo establecido en los contratos y

normatividad en la materia. El diagnóstico, en su fase II, se encuentra en

proceso, y al cierre del 2012 se presentaron a las áreas responsables las

problemáticas identificadas, entre las que destacan: indefiniciones, falta de

controles y criterios en la autorización de la presión de entrega de gas natural,

cuando dicha presión es distinta a la establecida en las Condiciones Generales

del Servicio de Transporte. A través de las acciones de mejora se pretende,

entre otros puntos, eliminar la discrecionalidad en la autorización y

monitoreo de la presión de gas natural a la que se entrega a los usuarios

finales.

Diagnóstico Importación de Gas Natural y Licuado de Petróleo. Una vez analizado el

proceso comercial de importación de gas natural, se identificaron áreas de

oportunidad que dieron origen a la concertación de 20 acciones de mejora,

las cuales están orientadas, entre otros rubros, a sistematizar y dar mayor

transparencia a los procesos, implementar y fortalecer controles internos, así

como dar mayor rastreabilidad en las operaciones. Dado el impacto de las

acciones de mejora concertadas, cinco de ellas fueron replicadas en el

proceso de importación de gas LP; lo anterior, apoyará en el fortalecimiento

del gobierno corporativo la transparencia y evaluación de la operación de


2012 110

transporte y compraventa de productos, al igual que de la accesibilidad,

integridad y administración de la información soporte.

Diagnóstico de la Estrategia Integral para el Suministro de Gas Natural de Importación.

Tiene como objeto conocer la información relativa a los proyectos que

componen la citada estrategia, mismos que están en proceso de consolidación

a través de las filiales del grupo Mex Gas International, LTD, filial de Pemex

Gas. Se obtuvo dicha información respecto de los seis proyectos integrantes

de la estrategia, cumpliendo así el objetivo del diagnóstico.

Cabe señalar que de los seis proyectos, el denominado “Gasoducto Sasabe–

Guaymas” fue concluido al no ser favorable el fallo de la licitación pública a

la empresa constituida por Pemex Gas para participar en ella; los proyectos

“Ampliación de Capacidad Chihuahua” y “Ampliación de Capacidad

Tamaulipas” se encuentran en proceso de implementación; los tres proyectos

restantes: “Gasoducto Frontera–Ramones–Aguascalientes”, “Gasoducto

Agua Dulce–Frontera” y “Gasoducto Tucson–Sasabe”, fueron suspendidos

temporalmente por el equipo de transición del Gobierno Federal, por lo que

se concluyó el diagnóstico.

Acciones de mejora

En adición a las 46 acciones de mejora existentes al inicio del 2012, derivadas

de diagnósticos realizados en los ejercicios 2010 y 2011, se concertaron 34

acciones de mejora como resultado de los diagnósticos realizados durante 2012.

Del inventario total de acciones de mejora en 2012, se dieron por atendidas 58,

quedando al cierre de dicho año 22 que se encuentran en proceso de

implementación en las Subdirecciones de Gas Licuado y Petroquímicos

Básicos, Gas Natural y Administración y Finanzas, en tiempo para su

implementación.


2012 111

Participación del OIC en Grupos Colegiados

Durante el ejercicio 2012, se asistió a los siguientes grupos colegiados:

Durante las sesiones realizadas por los citados grupos colegiados, así como por

sus respectivos grupos de trabajo, se verificó y promovió el cumplimiento

normativo de los casos dictaminados.

Actividades generales

Derivado de la participación del OIC en la actividad para “impulsar la

implementación de acciones de mejora y ahorro”, con la Subdirección de

Administración y Finanzas, específicamente en la Gerencia de Presupuestos,

se concertaron acciones de mejora relacionadas con la eficiencia en el

Inventario Inicial

01-ene-2012 Generadas Implementadas

En Proceso al 31-dic-2012

46 34 58 22

Grupo Colegiado Número de

sesiones

Cuerpo de Gobierno del Proceso de Logística 4

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público (CAASSP

Régimen Normal) 12

Subcomité de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios (SubCAAOS) 16

Subcuerpo de Gobierno para la Mejora Institucional del Subproceso de Gestión de la

Infraestructura de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios 2

Subcuerpo de Gobierno del Proceso de Información 4

Subcuerpo de Gobierno para la Mejora Institucional del Subproceso de Integridad,

Confiabilidad y Seguridad de Petróleos Mexicanos 3

Total 41


2012 112

proceso presupuestal y la gestión de plurianualidades y acciones de ahorro

relacionadas con el consumo de combustible y gastos de viaje.

Se dio seguimiento al cumplimiento del Artículo 19 del Decreto del

Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio 2012, relativo al uso

eficiente de la energía y los ahorros generados como resultado de la

implementación de los programas a los que se refiere dicho artículo. Al cierre

del 2012, el Organismo reportó un ahorro de 2,554,569 GJ (gigajoules), esta

cantidad de energía ahorrada representó un logro de 103.47% respecto de los

2,468,745 GJ totales de la meta establecida para el 2012.

Seguimiento a la atención de disposiciones para la accesibilidad de personas

con discapacidad y/o capacidades diferentes a inmuebles de Pemex. Se

verificó un avance del 75% reportado por el Organismo, y se fijó una fecha

compromiso de cumplimiento al 31 de marzo de 2013. Adicionalmente, se

solicitaron los avances a dicha fecha, no obteniendo respuesta hasta el

momento.

Se concluyó satisfactoriamente la integración del Informe de Rendición de

Cuentas; el OIC verificó el cumplimiento a lo establecido en los lineamientos

aplicables, en coordinación con el Órgano Interno de Control en Petróleos

Mexicanos.

Se concluyó en tiempo y forma con la integración de los cinco libros blancos y

siete memorias documentales, determinadas por el Organismo, en

concordancia con las directrices que para tal efecto estableció Pemex

Corporativo.

Durante el ejercicio 2012 se realizó el seguimiento de 301 procesos

concursales en materia de adquisiciones, bajo las modalidades de licitación

pública e invitación a cuando menos tres proveedores (79 presenciales y 222


2012 113

documentales), con el fin de dar mayor transparencia a dichos procesos,

vigilando el estricto apego a la normatividad aplicable.

Destaca el acompañamiento al proceso de contratación del Servicio de

Solidificación Controlada de Azufre Líquido y Almacenamiento en la

Terminal Marítima de Almacenamiento de Azufre en Coatzacoalcos, Ver. Las

principales contribuciones del OIC fueron las siguientes:

Se solicitó a la Subdirección de Gas Licuado y Petroquímicos Básicos la

incorporación del Anexo SSPA en las bases de licitación; dicho anexo se

refiere a las obligaciones de seguridad, salud en el trabajo y protección

ambiental de los proveedores o contratistas que realizan actividades en

instalaciones de Pemex y Organismos Subsidiarios.

Formación de un grupo de trabajo especializado, para la preparación de

las respuestas a las preguntas realizadas por los licitantes, lo que

contribuyó a clarificarles los alcances técnicos, económicos y financieros

del proyecto motivo de la licitación.

Se solicitó la incorporación de personal adscrito a la Gerencia de

Auditoría, Salud y Protección Ambiental (GASIPA), al grupo de trabajo

citado anteriormente, para precisar la información en materia ambiental y

de seguridad; se incluyó también a personal adscrito al Complejo

Procesador de Gas Área Coatzacoalcos, a fin de agilizar los trámites para

la ocupación del predio que será utilizado para este proyecto.

Quejas

Durante 2012 se recibieron 94 quejas y denuncias, aunadas a las 19 que se

tenían en proceso al inicio del ejercicio, presentadas éstas en su mayoría por

servidores públicos del propio Organismo.


2012 114

Al cierre de 2012 se concluyeron 85 asuntos: 67 por acuerdo de archivo y 18

por presunta responsabilidad, por lo que se encontraban en trámite a diciembre

de 2012 28 asuntos.

Atención de quejas durante 2012

Cabe señalar que en materia de responsabilidades administrativas, de los 18

asuntos turnados al Área de Responsabilidades en el 2012, por presuntas

irregularidades administrativas atribuidas a servidores públicos de Pemex Gas,

se han impuesto 17 sanciones administrativas.

Asimismo, por lo que respecta a sanciones a proveedores, de los seis asuntos

turnados a responsabilidades en 2012, se impusieron cinco inhabilitaciones y

multas a empresas por incumplimiento a la Ley de Adquisiciones,

Arrendamientos y Servicios del Sector Público y a la Ley de Obras Públicas y

Servicios Relacionados con las Mismas; un caso está en proceso.

En relación con las peticiones ciudadanas, en el año 2012 se recibieron y

atendieron dos solicitudes.

Por lo que respecta a los asuntos de declaración de situación patrimonial, al

cierre de 2012 se tienen en trámite e integración a 694 servidores públicos (12

19

94 85

28

Saldo Inicial Recibidas Resueltas En Proceso


2012 115

expedientes), mismos que se recibieron del 28 de noviembre al 7 de diciembre

de 2012.

Responsabilidades, inconformidades, sanciones a empresas, conciliaciones e impugnaciones

Materia de responsabilidades

Durante 2012 se instruyeron 31 asuntos de responsabilidad administrativa de

los cuales se resolvieron 26, los que involucraron a 63 servidores públicos; al

cierre de dicho ejercicio quedaron cinco expedientes pendientes de resolver, los

que se estima concluir durante el primer trimestre de 2013.

En congruencia con las irregularidades advertidas y el resultado de los

procedimientos administrativos disciplinarios instaurados, de acuerdo con la

naturaleza de la conducta y con la finalidad de suprimir prácticas que infrinjan

las disposiciones de ley, se determinaron las siguientes sanciones:

Sanciones No. Alcance

Económicas 8 $8.228 (mmdp)

Inhabilitaciones/Destituciones 11 De 6 meses a 10 años

Suspensiones 20 De 3 a 90 días

Amonestaciones 23

Abstenciones 1

Total 63

Es conveniente aclarar que el número de sanciones impuestas es mayor que el

número de expedientes atendidos, en virtud de que algunos de éstos involucran

a varios servidores públicos.


2012 116

Las irregularidades que motivaron los procedimientos disciplinarios y las

sanciones impuestas consistieron en: I) indebida actuación de los servidores

públicos responsables de evaluar los procedimientos concursales; II) pagos

indebidos por trabajos no ejecutados, deficiente supervisión; III) no llevar a

cabo en forma eficiente y eficaz la evaluación de las propuestas; IV)

presentación de cédula profesional apócrifa para la acreditación del perfil del

puesto; V) indebida adjudicación y supervisión de convenios específicos

celebrados al amparo del artículo Primero de la LAASSP y LOPSPM; VI)

indebida vigilancia de acceso y salida de vehículos, así como del personal que

trabajó horas extras; VII) acoso sexual, y VIII) indebida emisión de facturación.

Materia de inconformidades

El 2012 se inició con dos asuntos pendientes de resolver de 2011, y a diciembre

de 2012 se recibieron 14, sumando un total de 16 expedientes; se atendieron en

dicha anualidad 13 expedientes (81%), que se resolvieron de la siguiente

manera: fundadas: tres; infundadas: siete; desechadas: dos, y un desistimiento,

por lo que a diciembre de 2012, quedaron tres expedientes por resolver.

Material de sanciones a proveedores y contratistas

Durante la anualidad 2012 se recibieron 26 expedientes de la materia, que

aunados a siete pendientes del ejercicio anterior sumaron 33; se dictó resolución

en 31, quedando dos en proceso de integración, como enseguida se refiere:


2012 117

Atención de asuntos

Inventario inicial 7

Recibidos 2012 26

Total de asuntos 33

Resoluciones Sancionatorias 2012 26

Improcedencia

Absolutoria

2

3

En trámite 2

La emisión de las resoluciones sancionatorias en cita, implicó la aplicación de

multas a personas físicas y morales, así como inhabilitaciones para participar en

procedimientos de contratación o celebrar contratos con las dependencias y

entidades de la Administración Pública Federal.

Las irregularidades que motivaron los procedimientos y las sanciones impuestas

consistieron primordialmente en: I) presentación de información falsa (estados

financieros, carta compromiso); II) cobro de trabajos no ejecutados, y III) no

formalización de contrato.

Materia de conciliaciones

Se recibieron cuatro conciliaciones durante el 2012, mismas que fueron

concluidas en su totalidad. El resultado de la intervención y conclusión de los

procedimientos de conciliación admitidos a trámite fue el siguiente:

Atención de asuntos

Total de asuntos 4

Desechados 1

Conciliados 2

Sin conciliar 1

En trámite 0


2012 118

Las solicitudes que motivaron el procedimiento de conciliación consistieron

principalmente en lo siguiente: I) trabajos extraordinarios no pagados; II) penas

convencionales indebidas; III) ampliación de término para cumplir con la

ejecución de los trabajos pactados; (IV) entrega de los bienes en tiempo y forma

no aceptados por el Organismo.

Materia contenciosa responsabilidades de servidores públicos, sanciones a empresas e inconformidades

Al ejercer los servidores públicos, empresas y particulares, su derecho a

defenderse en contra del sentido de las resoluciones que emite el OIC en los

procedimientos disciplinarios y sancionadores, en el ejercicio 2012 se dio

continuidad al seguimiento de juicios que provienen de años anteriores,

encontrándose pendientes de contestación al final de dicho ejercicio seis

demandas que fueron notificadas a la autoridad durante octubre a diciembre del

año que finalizó; al respecto, se comenta que se optimizaron los tiempos de

respuesta de los requerimientos judiciales durante 2012, lo que permitió atender

ese año 56 demandas de nulidad y cuatro juicios de amparo indirecto, y

redundó en un ahorro de horas hombre.

Atención de asuntos 2012

Concepto Inv. Inicial Recibidas Atendidas Saldo

Juicios de nulidad 11 51 56 6

Juicios de amparo indirectos 0 4 4 0

Total 11 55 60 6

La defensa de las resoluciones que emite el OIC, ante las diversas Salas del

Tribunal Federal de Justicia Fiscal y Administrativa (TFJFA) y de los Tribunales

Colegiados del Poder Judicial de la Federación, con motivo de las demandas de

nulidad que promueven los servidores públicos sancionados, amparos y la

interposición de recursos de revisión fiscal, representa una inversión de tiempo


2012 119

importante para controvertir los argumentos de nulidad que se hacen valer, y de

esa manera sostener la legalidad de la sanción impuesta o, en su caso, de la

declaración de ilegalidad de actos realizados en los procedimientos de

contrataciones públicas, cuyos motivos y fundamentos son valorados, no sólo

por los Magistrados de las Salas Fiscales, sino también por los Magistrados de

los Tribunales Colegiados de Circuito, en Amparo Directo y Revisión Fiscal,

teniendo un resultado final a la fecha, de 109 asuntos pendientes de resolución

ante dichos Órganos Jurisdiccionales, como se muestra a continuación:

Asuntos Iniciales 2012 Ingresos Total Resoluciones En Proceso a dic. 2012

58 74 132 23 109

Resoluciones

Confirmadas 17

Revocadas 6

b) Sistema Integral de Información

El cumplimiento alcanzado por el Organismo al cierre de 2012 en el envío de

los reportes del sistema de referencia fue del 99 por ciento, ya que del total de

324 reportes comprometidos, tres fueron remitidos con 10 días de retraso,

sobre lo que el área responsable comenta lo siguiente:

En marzo, el atraso obedeció a que el sistema no funcionó por algún problema

en la red telemática, que imposibilitó el envío de dichos formatos en tiempo;

por lo que corresponde al cierre de diciembre, el atraso de los formatos fue

derivado de que al 31 de enero de 2013 aún no se contaba con cifras

preliminares de los estados financieros de Pemex Gas; el atraso mayor se debió

a la explosión que ocurrió en el edificio B-2 del Centro Administrativo Pemex

en enero, lo cual impidió laborar hasta el día 7 de febrero de 2013, día en que

fue posible mandar la información.


2012 120

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

Solicitudes de información atendidas y en proceso de atención

Al inicio de 2012, se tenían 6 solicitudes de información en proceso. De enero a

diciembre de 2012, se recibieron 325 y se atendieron 316, cuyas respuestas se

encuentran otorgadas dentro del plazo establecido por la Ley Federal de

Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental (LFTAIPG).

Durante el 2012, el Comité de Información de Pemex-Gas y Petroquímica

Básica celebró 33 sesiones; 23 de carácter ordinario y 10 extraordinarias.

Derivado de los casos que le fueron planteados, dicho Órgano Colegiado emitió

83 resoluciones.

En el periodo de enero a diciembre de 2012, se interpusieron 11 recursos de

revisión; tres recursos de revisión pendientes de resolución por parte del

Instituto Federal de Acceso a la Información y Protección de Datos (IFAI), tres

modificados, tres revocados, uno sobreseído y uno confirmado.

Cabe señalar que durante 2012, el IFAI evaluó a Pemex-Gas y Petroquímica

Básica con las siguientes calificaciones:

Indicador

Calificación

Primer semestre de

2012

Segundo semestre de

2012

Atención prestada por las unidades de enlace (incluye infraestructura y atención al solicitante)

9.13 9.63

Alineación de criterios, comportamiento de las resoluciones y su cumplimiento

75.90 86.25

Obligaciones de transparencia 78.36 91.15

Respuestas a solicitudes de información 86.87 89.3


2012 121

d) Programa Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y combate a la Corrupción 2008-2012

El 9 de diciembre de 2008, el Ejecutivo Federal dio a conocer el Programa

Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y Combate a la Corrupción

(PNRCTCC), para dar un paso más en la tarea de transformación del servicio

público e instituir las mejores prácticas en el quehacer gubernamental.

Blindaje electoral. Para la atención del proceso electoral del 1° de julio de 2012,

durante el primer semestre se realizaron diversas acciones en todas las

Entidades Federativas en las que se cuenta con Centros de Trabajo: Baja

California, Chiapas, Chihuahua, Coahuila, Distrito Federal, Guanajuato,

Hidalgo, Jalisco, Estado de México, Nuevo León, Oaxaca, Puebla, Sinaloa,

Tabasco, Tamaulipas, Tlaxcala y Veracruz. Participaron 49 centros de trabajo

del Organismo.

Se validaron y actualizaron los datos relativos a los enlaces de cada centro de

trabajo, así como los datos de los titulares responsables;

Se definieron estrategias de trabajo para el proceso electoral con la

Coordinación de Programas Gubernamentales y Consolidación Estratégica

adscrita a la Dirección Corporativa de Administración;

Se difundieron los formatos electrónicos de Compromisos y Seguimiento

(CS), los instructivos de llenado y los lineamientos a seguir para la carga

mensual de datos en el sistema institucional de transparencia;

Se revisó y apoyó a los centros de trabajo para captura de los formatos CS en

el sistema de transparencia institucional, incluyendo el monitoreo de registro

en el sistema;


2012 122

Se realizó la promoción en los centros de trabajo, para imprimir y colocar

materiales y carteles de blindaje electoral en sus instalaciones, así como

difusión por medios electrónicos a 2,476 servidores públicos del Organismo;

Se coordinó la participación del personal de los centros de trabajo y a fin de

promover la participación del curso descargable propuesto por la FEPADE

para el proceso electoral. El número de servidores públicos capacitados fue

de 2,282;

Se promovió la corrección de inconsistencias detectadas en el Sistema de

Transparencia Institucional relativas al personal que no registró su nombre

para ingresar a la evaluación del curso FEPADE o bien, que no concluyó o

que no realizó la evaluación correspondiente, y

Se concluyeron las cargas mensuales de los formatos electrónicos de

Consolidación y Evaluación (CE) de los estados participantes, en el Sistema

de Transparencia Institucional.

Cabe señalar, que como resultado de las actividades del Organismo y posterior a

los comicios electorales celebrados en julio de 2012, se otorgó una calificación

de 9.90 en el Indicador de Blindaje Electoral Institucional.

Participación ciudadana. Durante 2012, se actualizaron las ligas en el portal

público del Organismo concretamente en la sección de transparencia y

rendición de cuentas, en el apartado de participación ciudadana.

Cultura Institucional. Para contribuir al cumplimiento del Plan Nacional de

Desarrollo, en los ejes asociados al Estado de Derecho, Seguridad e Igualdad de

Oportunidades, en Petróleos Mexicanos y los Organismos Subsidiarios, a través

de la Mesa Intrainstitucional de Género y No Discriminación (MIGyND), se


2012 123

realizaron esfuerzos para concientizar sobre este tema, combatir la

discriminación y asegurar la equidad de género.

En Pemex Gas, se trabaja en instrumentar una política institucional que

favorezca la igualdad de oportunidades, de trato y no discriminación. En este

sentido, el Organismo tuvo una participación destacada tanto en las labores

como en el seguimiento de los trabajos realizados por los cuatro grupos de

trabajo de la mesa intrainstitucional.

Destacan las siguientes actividades realizadas durante 2012:

Intervención en los diferentes eventos relacionados con la celebración del

Día Internacional de la Mujer, que se promovieron en marzo.

Específicamente, se llevó a cabo la conferencia magistral llamada “Violencia y

hostigamiento hacia las mujeres en el ámbito laboral”, celebrada el 8 de

marzo en el “Auditorio 18 de Marzo”. En el marco de esta conmemoración,

Pemex refrenda cada año, desde hace más de una década, el compromiso con

la Igualdad y No Discriminación entre mujeres y hombres;

Participación en las reuniones con los enlaces de la MIGyND que se lleva a

cabo cada semana con todos los organismos y las empresas filiales PMI,

Triple I, Comesa y el Instituto Mexicano del Petróleo;

Intervención en los cuatro grupos de trabajo por eje temático: Investigación y

diagnóstico; Desarrollo humano; Planeación, Programación y

Presupuestación; Jurídico de la MIGyND;

Difusión en medios electrónicos e impresos de las distintas actividades:

historietas de género; carteles de los orígenes del día de la mujer; derechos

humanos de las mujeres; participación política de las mujeres y el


2012 124

violentómetro. En medios impresos se está llevando a cabo la campaña

contra el “Acoso y Hostigamiento Sexual”;

Capacitación en el tema de Sensibilización en género con el apoyo de Pemex

Refinación, y

Reuniones con personal de la Secretaría de Energía para certificar a Pemex en

el tema de Igualdad laboral, a partir de la Norma Mexicana para la Igualdad

Laboral entre Mujeres y Hombres NMX-R-025-SCFI-2009.

Participación en el programa de actividades que concentra en 20 acciones, el

cual forma parte del Plan de Acción de la Industria Petrolera y se encuentra

registrado en el sistema gubernamental, administrado por INMUJERES.

Las 20 acciones prioritarias para la industria petrolera, vinculadas a los nueve

factores establecidos en el Programa de Cultura Institucional para la

Administración Pública Federal (APF) son:

Objetivos del Programa de Cultura Institucional de la APF

Plan de acción de la Industria Petrolera

1. Política Nacional y Deberes Institucionales

1. Fortalecer la Coordinación de Equidad de Género.

2. Reconfigurar la Mesa Interinstitucional de Género y No Discriminación.

3. Analizar el Código de Conducta.

4. Realizar una campaña permanente informativa de la normatividad en materia de igualdad.

2. Clima Laboral

5. Captar la opinión del personal para identificar acciones.

6. Incorporar al Sistema Institucional de Reconocimiento, acciones que promueven la igualdad de trato y de oportunidades.

7. Integrar una Política de Igualdad, No Discriminación y Prevención al Hostigamiento Sexual y Acoso Laboral.


2012 125

Objetivos del Programa de Cultura Institucional de la APF

Plan de acción de la Industria Petrolera

3. Comunicación Incluyente

8. Realizar una campaña de difusión para informar al personal del programa de cultura Institucional.

9. Incluir en los Lineamientos de Comunicación Social, el uso de lenguaje incluyente.

10. Realizar una campaña de difusión permanente de un Código de Conducta que promueva la igualdad y no discriminación.

4. Selección de Personal

11. Difundir el “Manual de Procedimientos de Incorporación de Personal” con Perspectiva de Género.

5. Salarios y Prestaciones 12. Revisar el Esquema de Prestaciones al personal para

incorporar la Perspectiva de Género.

6. Promoción Vertical y Horizontal 13. Instrumentar un programa Especial para la Formación

Directiva de Mujeres.

7. Capacitación y Formación Profesional

14. Pláticas de sensibilización al Cuerpo Directivo.

15. Capacitar y certificar a personal como instructores de género.

16. Talleres de sensibilización en centros de trabajo foráneos.

17. Curso institucional en línea.

18. Incorporación del tema en cursos del programa de Capacitación y Formación Profesional.

8. Corresponsabilidad entre vida laboral, familiar, personal e institucional

19. Campaña de sensibilización permanente para promover una Cultura de Corresponsabilidad.

9. Hostigamiento y Acoso Sexual 20. Campaña de información para prevención, atención,

sanción y mecanismos de denuncia para el Hostigamiento y Acoso sexual.

Ordenar la imagen de la APF ante el ciudadano. Dentro del Programa

Nacional de Rendición de Cuentas, Transparencia y Combate a la Corrupción,

el tema de Mejora de sitios WEB busca dar cumplimiento de forma integral a

las necesidades ciudadanas colocando al usuario en el centro de la relación

Ciudadano-Gobierno y brindando servicios e información de una manera clara,

oportuna y veraz a través del portal público.


2012 126

Al respecto en Pemex Gas se ha mejorado la calidad de la página web, así como

la facilidad de acceso con apego a estándares y al uso de las mejores prácticas

internacionales.

Durante 2012, Pemex Gas realizó actualizaciones dentro de la página

www.gas.pemex.com, a efecto de cumplir con los 20 reactivos establecidos por

el Sistema Internet de Presidencia (SIP), los cuales se mencionan a

continuación:

Grupo Reactivos 2012

A. Arquitectura de la información

Organizar la información de la mejor manera posible

para que el usuario la entienda, a través de un

ejercicio mínimo de planeación que permita presentar

los contenidos con claridad y simplicidad.

A1. Mecanismo de búsqueda

A2. Mapa del sitio

A3. Optimización en motores de

búsqueda

I. Imagen institucional

Elemento fundamental para lograr una imagen

unificada de la Administración Pública Federal en

Internet. Es básico que los sitios web tengan unidad

en cuanto a su forma y estructura.

I1. Plantilla homologada

I2. Uniformidad de estilo

X. Accesibilidad

Facilidad con que una persona usa o visita un sitio de

Internet, independientemente de sus capacidades

físicas, intelectuales ó técnicas.

X1. Accesibilidad web

T. Tecnología

Que las páginas se desplieguen rápidamente y sin

dificultades técnicas, manteniendo características

técnicas como funcionalidad, confiabilidad,

usabilidad, eficiencia, facilidad de mantenimiento y

portabilidad.

T1. Peso por página

T2. Enlaces rotos

T3. Validación HTML y CSS

T4. Disponibilidad del sitio

T5. Compatibilidad con navegadores

T6. Interoperabilidad y datos abiertos

S. Calidad en el servicio

Políticas básicas de calidad en torno al servicio

proporcionado por las instituciones a través de sus

sitios web.

S1. Mecanismos de contacto

S2. Políticas de privacidad y seguridad de

datos personales

S3. Estadísticas del sitio


2012 127

Grupo Reactivos 2012

C. Calidad de contenidos

Proporcionar sistemáticamente atributos como:

veracidad, actualidad, claridad, disponibilidad y

versatilidad, los cuales permiten crear confianza en el

usuario y tener contenidos web con valor.

C1. Versión en inglés

C2. Transparencia

C3. Versión móvil del sitio

C4. Redes sociales

E. Experiencia del usuario

Sensación, sentimiento, respuesta emocional,

valoración y satisfacción respecto a un producto.

E1. Encuesta de satisfacción

Cabe mencionar que el SIP realizó la evaluación a la página web del 16 al 27 de

julio de 2012, y otorgó la calificación de 10 al portal público institucional.

e) Programas de Mejora Regulatoria

El Programa Especial de Mejora de la Gestión 2008-2012 (PMG) es un

instrumento del Ejecutivo Federal de carácter obligatorio para la APF y se

enfoca en realizar mejoras que orienten sistemáticamente la gestión de las

instituciones al logro de mejores resultados en beneficio de la ciudadanía,

teniendo como objetivos:

Maximizar la calidad de los bienes, trámites y servicios que brindan las

instituciones de la APF, buscando con ello la satisfacción de la ciudadanía;

Incrementar la efectividad de las instituciones, buscando mayor eficacia y

eficiencia institucional, y

Minimizar los costos de operación y administración de las instituciones de la

APF, generando así ahorros derivados de proyectos de mejora.

Dentro de las estrategias implementadas para atender este programa, se definió

que las Dependencias y Entidades llevaran a cabo, entre otros trabajos,


2012 128

diagnósticos orientados a definir acciones de mejora que busquen cambiar,

modificar o solucionar algún área de oportunidad que actualmente dificulte la

respuesta del gobierno a las demandas de los ciudadanos.

El 16 de enero de 2012, inició la fase I-2012, correspondiente a Trámites y

Servicios y Proyectos Transversales e Interinstitucionales, en el periodo

comprendido del 16 de enero al 30 de marzo de 2012. Así mismo, el 9 de abril

del mismo año, se continuó con el diagnóstico en su fase II-2012, abarcando

hasta mayo de 2012. El 5 de junio de 2012, el Órgano Interno de Control en

Pemex Gas, notificó los resultados de los diagnósticos referidos. En dicho

informe se acredita que de los diagnósticos realizados, la calificación obtenida

en los seis trámites de Pemex Gas oscila entre el 9 y el 10.

La calificación obtenida por el organismo en los seis trámites fue de 9.34 en

promedio para el segundo semestre.

En el segundo semestre de 2012, en materia de Trámites y Servicios, junto con

el Órgano Interno de Control en Pemex Gas se participó en el Diagnóstico de

Resultados de la Implementación del Programa Especial de Mejora de la

Gestión coordinado por el Órgano Interno de Petróleos Mexicanos, cuyo

objetivo fue la validación y actualización de la información de los trámites y

servicios y sus modalidades registrados en el inventario.

Derivado del Diagnóstico en Materia de Mejora de la Gestión y Gobierno

Digital, se promocionó y difundió el portal de Tramita Fácil.

En seguimiento a las diversas fases del diagnóstico elaborado por el OIC, se ha

coordinado la implementación de las acciones de mejora propuestas por éste


2012 129

durante 2012. Entre dichas acciones de mejora, destacan la actualización de los

datos del trámite en todos los lugares donde se publica, incluidos el sistema del

registro Federal de Trámites, así como el portal de internet del Organismo. Se

está trabajando con las áreas operadoras de los trámites, para elevar el nivel de

automatización de los mismos. Se han eliminado las modalidades de los

trámites que podían ser incluidas en otras ya existentes y se ha procurado

modificar y acondicionar el espacio de atención de clientes.

El 31 de octubre de 2012, el Órgano Interno de Control en Pemex Gas dio por

atendidas las acciones de mejora.

f) Programa de Regulación Base Cero

Durante el ejercicio 2012 la Secretaría de la Función Pública no ha realizado

ningún requerimiento respecto de este programa.

Al 31 de diciembre del año anterior, de acuerdo a los datos proporcionados por

el Administrador Normativo mediante oficio DJ-SCJ-GJC-SAFC-3391-2012, el

inventario de normas es de 586, de las cuales 12 son normas internas

administrativas y 574 son normas internas sustantivas.

Cabe señalar que actualmente Pemex-Gas y Petroquímica Básica se encuentra

en un proceso de alineación de sus manuales y procedimientos al Sistema de

Gestión de la Calidad, con lo cual se está realizando una detallada revisión de

las normas para dejar vigentes aquellas que se utilizan en la operación diaria.


2012 130

g) Comité de Mejora Regulatoria Interna (COMERI)

El objetivo del COMERI es coordinar la Mejora Regulatoria Interna de

Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios para contar con un marco

normativo claro, moderno y ágil que se ajuste a las necesidades de la Industria,

que cumpla con la normatividad externa aplicable en la materia, evitando

duplicidades y contradicciones y que sea emitida por la instancia facultada para

ello.

Pemex-Gas y Petroquímica Básica participó en la vigésima novena sesión

ordinaria del Comité de Mejora Regulatoria, llevado a cabo el 23 de febrero del

2012 y en la trigésima sesión ordinaria celebrada el 7 de noviembre del 2012.

En 2012, se analizaron, circularon y se dio seguimiento a 43 proyectos

normativos y 30 documentos revisados.

h) Acciones instrumentadas para cumplir con el Programa Nacional de Reducción del Gasto Público

El Programa Nacional de Reducción de Gasto Público 2010-2012 y el

Presupuesto de Egresos de la Federación 2012, establecen las disposiciones del

Gobierno Federal en materia de austeridad, ajuste del gasto corriente, mejora y

modernización de la gestión pública.

En correspondencia con estas disposiciones, el 11 de mayo de 2012, la

Dirección Corporativa de Finanzas (Oficio DCF-SPP-247-2012) estableció para

Pemex Gas los montos máximos de recursos en las partidas restringidas.


2012 131

A continuación se presentan los avances al cierre diciembre de 2012, en el que

destacan los siguientes resultados:

En Pemex Gas se ejercieron 307.8 millones de pesos en las partidas

restringidas; 9.8% adicional al techo máximo autorizado (27.5 millones de

pesos adicionales) y 2% respecto al último presupuesto autorizado (6.4

millones de pesos adicionales).

El monto total autorizado de 301.4 millones de pesos en el presupuesto VIA

es superior al techo máximo en 8%, lo que equivale a 21.1 millones.

Posteriormente, en la adecuación de cierre VIIIA el presupuesto fue

ajustado al techo máximo establecido para las partidas restringidas. Sin

embargo, la Dirección Corporativa de Finanzas notificó al Organismo que

esa adecuación no fue autorizada por la Secretaría de Hacienda y Crédito

Público. La explicación a detalle se incluye en el capítulo: 7. Situación

presupuestal.

Destaca el rubro de pasajes y viáticos nacionales y extranjeros, que ejerció

19% adicionales a su techo máximo autorizado. Lo anterior, debido a

rezagos en la facturación de 2011 que tuvieron que cubrirse con recursos de

2012, al cumplimiento de compromisos contractuales y a movilizaciones de

personal para atender actividades de operación.


2012 132

Techos máximos para partidas restringidas, 2012 millones de pesos en flujo de efectivo

Techo máximo partidas

restringidas (a)

Presupuesto último

autorizado (VI-A) (b)

Ejercicio ene-dic

(c)

Variación

(c )-(a)

Total 280.3 301.4 307.8 27.5

Asesorías, consultorías, estudios e investigaciones 105.9 104.9 108 2.1

Congresos y convenciones 0.1 0.1 0.1 0.0

Combustibles para servicios admvos. y vehículos1 - - - -

Pasajes y viáticos nacionales y extranjeros 153.2 178.7 182.9 29.7

Gastos para alimentación de servidores públicos 0.1 0.1 0.1 0.0

Consumo de agua 11.4 13.0 13.3 1.9

Servicio de telefonía convencional 8.4 2.4 2.7 (5.7)

Servicio de telefonía celular 1.2 2.1 0.7 (0.5)

1. Se reporta de manera volumétrica a la SHCP, de acuerdo con el Protocolo de actividades para la implementación de acciones de eficiencia energética en inmuebles, flotas vehiculares e instalaciones de la Administración Pública Federa.

En cuanto a otras disposiciones del Programa Nacional de Reducción de Gasto

Público, relativas a servicios personales, destaca lo siguiente:

En Petróleos Mexicanos no se otorgaron prestaciones diferentes al tabulador

de percepciones ordinarias.

No se han otorgado retroactividades mayores a 45 días en la contratación.

Asimismo, la cancelación de plazas vacantes o por retiro de trabajadores llevó

a un ahorro de 15.4 millones de pesos durante 2012, de acuerdo a lo

reportado por la Dirección Corporativa de Administración.


2012 133

i) Cumplimiento de las obligaciones derivadas de la Ley Sarbanes Oxley

En 2002, el Presidente de los Estados Unidos Norteamérica, promulgó la ley

denominada Sarbanes-Oxley Act of 2002 (Ley SOX), cuyo propósito es

aumentar la responsabilidad corporativa y la revelación de información

financiera, así como combatir prácticas contables y corporativas fraudulentas en

las empresas que emiten valores y se encuentran registradas ante la U.S.

Securities and Exchange Commission (SEC).

Petróleos Mexicanos, sus Organismos Subsidiarios y Compañías Subsidiarias

que consolidan (Petróleos Mexicanos) tienen la obligación de cumplir con las

disposiciones que le sean aplicables de la Ley SOX, como consecuencia de las

emisiones de valores que realizan en el mercado internacional, lo que le da el

carácter de emisor extranjero de valores registrados ante la SEC.

De acuerdo al programa de trabajo de Control Interno Financiero aprobado

por el Director de Petróleos Mexicanos, se determinaron las cuentas y

localidades significativas, se actualizó el diseño de algunos controles y los planes

de pruebas y en noviembre 2012 se entregaron las matrices de control con la

autoevaluación efectuada de enero a octubre del ejercicio 2012 de los ciclos

siguientes:

Administración de Riesgos

Abastecimiento de Producto

Cierre Contable

Ingresos

Impuestos


2012 134

Tesorería

Provisiones por Contingencias Ambientales

Con el fin de asegurar la calidad de la autoevaluación de los controles, la

Gerencia de Control Financiero llevo a cabo la revisión de las matrices y la

evaluación de controles, indicándonos en algunos ciclos los puntos susceptibles

a mejorar.

Durante el 2012 se participó en una capacitación impartida por Petróleos

Mexicanos sobre: Lineamientos de Control Interno para Petróleos Mexicanos y

Organismos Subsidiarios, Metodología para la evaluación de controles internos

financieros y Herramientas para el análisis de datos y monitoreo de controles.

Con la información anteriormente comentada, se elaboró el Informe Anual

sobre la evaluación del Control Interno Financiero que contiene: i) la

integración de resultados de la evaluación de controles y, ii) evaluación de

deficiencias.

El 30 de abril de 2013, Petróleos Mexicanos presentó la “Forma 20-F Annual

Report” para el ejercicio 2012 ante la SEC (Securities and Exchange

Commission).


2012 135

j) Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios

Los procedimientos de contratación de Pemex Gas se realizan con fundamento

en la Ley de Petróleos Mexicanos (Ley Pemex) y en la Ley de Adquisiciones,

Arrendamientos y Servicios del Sector Público (LAASSP), así como de sus

respectivos reglamentos y las Disposiciones Administrativas de Contratación en

Materia de Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las actividades

sustantivas de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos

Subsidiarios (DAC).

Los contratos celebrados por Pemex Gas se realizaron conforme a los modelos

y guías institucionales emitidos por la Dirección Jurídica de Petróleos

Mexicanos.

Durante 2012, Pemex Gas suscribió 1,022 contratos de bienes y servicios por

un monto de 2,402.2 millones de pesos.

Como parte de las acciones de mejora, se han analizado los procedimientos de

contratación a fin de eliminar trámites no fundamentales y aprovechar mejor las

ventajas de las DAC, lo cual ha generado una mejor planeación de las

contrataciones, así como la subsanación de errores y omisiones en las

propuestas, disminuyéndose con ello el número de licitaciones desiertas.


2012 136

Contratos de bienes y servicios 2012 millones de pesos

Procedimiento de contratación Cantidad de

contratos Monto

contratado % en función

del monto total

% en función del procedimiento de contratación

Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público (LAASSP)

634 673.5 28 62

Licitación pública 132 299.7 13 13

Invitación a tres personas 142 79.4 3 14

Adjudicación directa 360 294.4 12 35

Ley de Petróleos Mexicanos (Ley Pemex) 388 1,728.5 72 38

Licitación pública 117 953.3 40 12

Invitación restringida 83 55.7 2 8

Adjudicación directa 188 719.7 30 18

Total 1,022 2,402.2 100 100

Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

Conforme a la Ley de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector

Público (LAASSP), se formalizaron 634 contratos por un monto de 673.5

millones de pesos, que representa el 28% respecto al total contratado por el

Organismo.

A través de licitación pública se formalizaron 132 contratos, por un monto de

299.7 millones de pesos, lo que representa el 44% del monto asignado por

procedimientos de la LAASSP.

Ley de Petróleos Mexicanos

Por tratarse de bienes o servicios relacionados con Actividades Sustantivas de

Carácter Productivo (ASCP), al amparo de la Ley de Pemex, se firmaron 388

contratos, por un monto de 1,728.5 millones de pesos, lo cual corresponde al

72% del total contratado.


2012 137

Mediante este ordenamiento jurídico, a través de procedimiento de licitación

pública se celebraron 117 contratos, por un monto de 953.3 millones de pesos,

que representa 55% del monto total bajo el régimen de la Ley Pemex.

Mercado Electrónico para el Suministro (MES)

Con independencia del régimen de contratación, a través del MES, que se

soporta en la herramienta Supplier Relationship Management (SRM) de SAP, se

formalizaron 574 contratos por 1,195.6 millones de pesos, monto que

representa el 50% del total contratado.

Respecto a las adjudicaciones directas con base en los catálogos electrónicos

previamente pactados por algún derecho exclusivo, en el Escenario 2 del MES,

se formalizaron 152 contratos por un total de 381 millones de pesos, monto

que representa el 16% del total contratado.

En lo que corresponde a la generación de órdenes de surtimiento a partir de

contratos abiertos generados vía SRM, con la ventaja del autoservicio para los

usuarios requirentes, así como la facilidad de gestión para los proveedores,

conforme al Escenario 1 del MES, se generaron 542 órdenes de surtimiento de

bienes por 144 millones de pesos y 2.9 millones de dólares americanos; 105

órdenes de surtimiento de servicios por un importe de 6 millones de pesos y 0.4

millones de dólares americanos, con una participación electrónica de 25

proveedores distintos, con quienes se formalizaron contratos abiertos,

relacionados principalmente con productos químicos y gases industriales, así

como con mantenimientos preventivos y correctivos para distintos equipos.


2012 138

Cabe destacar que no necesariamente los contratos abiertos que originan estas

órdenes se formalizaron en el período que se reporta.

Por la denominada vía tradicional SAP R/3, se formalizaron 389 contratos por

912.7 millones de pesos, lo que representa el 38% del total. Adicionalmente,

con la intervención del tercero coadyuvante, ITS, se formalizaron 18 contratos

por 281.0 millones de pesos, lo que representa 12% del total.

En cuanto al renglón de gasto afectado del total de contrataciones 1,533.5

millones de pesos corresponden a inversión (64%) y 868.7 millones de pesos a

operación (36%).

De los 2,402.2 millones de pesos contratados, 1,211.3 millones de pesos

corresponden a la compra de bienes y 1,190.9 millones de pesos a la

contratación de servicios y arrendamientos relacionados con bienes muebles.


2012 139

k) Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y Ley de Petróleos Mexicanos en Materia de Obra Pública

Los procedimientos de contratación de Pemex Gas se realizan con fundamento

en la Ley Petróleos Mexicanos (Ley Pemex) y en la Ley de Obras Públicas y

Servicios Relacionados con las Mismas (LOPSRM), así como de sus respectivos

reglamentos y las Disposiciones Administrativas de Contratación en Materia de

Adquisiciones, Arrendamientos, Obras y Servicios de las actividades sustantivas

de carácter productivo de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios,

conforme a los modelos y guías institucionales emitidos por la Dirección

Jurídica de Petróleos Mexicanos.

En el ejercicio correspondiente a 2012, Pemex Gas suscribió 122 contratos de

obra pública por un importe de 2,740.1 millones de pesos.

Contratos de obra pública 2012 millones de pesos

Procedimiento de Contratación Cantidad de

contratos Monto

Contratado % en función del

Monto Total

% en función del Procedimiento de

Contratación

Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas

51 169.1 6 41

Licitación Pública 3 72 2 2

Invitación a tres personas 21 78.4 3 17

Adjudicación Directa - - - -

Adjudicación Directa por excepción 27 18.7 1 22

Ley de Petróleos Mexicanos 71 2,571 94 59

Licitación Pública 13 879 32 11

Invitación a tres personas 35 197 7 29

Adjudicación Directa - - - -

Adjudicación Directa por excepción 23 1,495 55 19

Total 122 2,740.1 100 100


2012 140

Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas

Por el denominado régimen generalizado, conforme a la Ley de Obras Públicas

y Servicios Relacionados con las Mismas (LOPSRM), su Reglamento y demás

disposiciones administrativas aplicables, se formalizaron 51 contratos por un

monto de 169.1 millones de pesos, que representa el 6% respecto del total

contratado por el Organismo.

Asimismo, se han publicado en el portal de Pemex resúmenes de los alcances

de obras o servicios relacionados de los procedimientos de contratación

convocados por Pemex Gas, con objeto de proporcionar información a las

personas interesadas sobre las licitaciones próximas a convocar.

Entre las acciones a realizar para promover que los procesos licitatorios sean

más transparentes y equitativos se encuentra la de realizar talleres en la última

junta de aclaraciones, con los participantes en los procedimientos de

contratación bajo la modalidad de licitación pública, sobre los requisitos de las

bases de licitación y la forma de atenderlos. Adicionalmente, se publican

previamente estos procedimientos de contratación en la página de Pemex Gas y

del Portal de Petróleos Mexicanos, así como la de capturar la información de

todos y cada uno de los procedimientos y sus participantes en el Sistema para el

Seguimiento a Eventos de Contratación (SISEC) del Órgano Interno de

Control.

Ley de Petróleos Mexicanos

Se formalizaron bajo el amparo de la Ley de Petróleos Mexicanos, por tratarse

de obra pública con Actividades Sustantivas de Carácter Productivo (ASCP), 71


2012 141

contratos por 2,571 millones de pesos, que corresponden con el 94 % del

monto contratado.

l) Comités

Comité Institucional de Crédito

Durante el año de 2012, sesionó 28 ocasiones, 25 tuvieron el carácter de

ordinarias y 3 de extraordinarias. Se evaluaron casos por un monto estimado de

16,298.5 millones de pesos, entre los que destacan:

Otorgamiento de nuevas líneas de crédito a 34 empresas, por un monto total

de 314.5 millones de pesos.

Ampliación de crédito a 356 empresas, por un total de 2,006.6 millones de

pesos por actualización en precios e incremento de volumen.

Disminución de crédito a 187 empresas por un total de 1,701.8 millones de

pesos, por ajustes en volúmenes de operaciones.

Exención de garantía a 251 empresas con líneas de crédito de 9,548.3

millones de pesos, con base en su situación financiera, historial crediticio e

importancia comercial.

Reducción de garantía a 54 empresas con líneas de crédito de 2,727.3

millones de pesos con base en su situación financiera o por contar con

Convenio Modificatorio de grupo.

Adicionalmente, se emitieron autorizaciones por justificación comercial y

por asuntos que no se encuentran contemplados en la normatividad

crediticia


2012 142

Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del Sector Público

Durante 2012, el Comité de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios del

Sector Público (CAAS), sesionó en 13 ocasiones, de las cuales 10 fueron

ordinarias y 3 extraordinarias.

En las sesiones celebradas, se analizaron 35 asuntos, de los cuales 4 fueron para

acuerdo, 12 con carácter informativo y 19 asuntos por excepción a la licitación

pública por un monto estimado de 195.6 millones de pesos.

Comité de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas

En 2012, el Comité de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas,

celebró 6 sesiones siendo todas ordinarias. En estas sesiones se analizaron 12

asuntos, de los cuales 8 fueron de carácter informativo, 4 asuntos para acuerdo,

sin que se presentaran asuntos por excepción a la licitación pública.

Comité Institucional de Cancelación de Adeudos Incobrables

En 2012, el Comité sesionó en una ocasión y tuvo el carácter de ordinaria.

Conforme a las reglas de operación vigentes para el Comité Institucional de

Cancelación de Adeudos Incobrables (CICAI) se deben de realizar dos sesiones

al año, siempre y cuando existan asuntos que tratar. En 2012 se convocó y

celebró la primera sesión ordinaria en abril y para la segunda sesión ordinaria en

septiembre no hubo asuntos que tratar, por lo que no se realizó.


2012 143

En la sesión realizada en abril y dentro del marco de sus facultades, se

aprobaron las modificaciones a las Reglas de Operación de este Comité y se

actualizó el Marco Jurídico y Normativo.

Comité de bienes muebles

Durante el año 2012 se celebraron 5 sesiones, en los meses de enero, junio,

agosto, octubre y diciembre. En estas reuniones se presentaron 8 casos para

acuerdo. En resumen, el valor de los bienes con destino final y reaprovechados

durante 2012 ascendió a 17.6 millones:

Licitaciones por GRM 1.1

Licitaciones por la SUAP 12.7

Desechos 3.3

Total bienes con destino final 17.2

Total bienes reaprovechados 0.38

m) Informe de la situación que guardan los fideicomisos

Desde su creación, los fideicomisos no contaron con estructura administrativa

alguna, no han originado gastos adicionales por la operación durante la vigencia,

ni por costos derivados de las actividades de procesos de extinción. Todas las

actividades de administración de los recursos financieros de los fideicomisos

son llevadas a cabo por Banobras, S.N.C. como institución fiduciaria. Se

realizan reuniones de comité técnico de los fideicomisos, cuatro veces al año.

De los trece fideicomisos creados, se han extinguido doce.


2012 144

Situación fideicomiso La Laguna-Durango

Permanece vigente el fideicomiso 2006 La Laguna-Durango con un saldo en el

fondo fideicomitido de 9, 242,447.37 pesos.

La regularización de este fideicomiso presenta un avance de 97%. Se ha

dificultado la conclusión del proceso para cuatro afectados; dos de ellos por

falta de documentos que acrediten la propiedad de su predio, y los otros dos

porque no aceptan el monto del avalúo del INDAABIN.

Por otro lado, el permisionario no ha querido aceptar el total de la longitud

regularizada, alegando que parte de una avenida está invadida en el derecho de

vía, además no ha concluido con la revisión de los documentos que se

protocolizarían en la extinción ante notario público.

n) Informe de resultados del programa anual de disposición final de bienes muebles 2012

Mediante acuerdo número AC-PGPB-GEF-001/2012 de fecha 20 de enero de

2012 el Gerente de Evaluación Financiera autorizó el Programa anual de

disposición final de bienes muebles de Pemex Gas 2012.

Lo anterior, con fundamento en los artículos 130 y 139 de la Ley General de

Bienes Nacionales, en el acuerdo CAPGPB-030/2008 del Consejo de

Administración de Pemex Gas y en el acuerdo AC-No.

DEL/018/PGPB/2011, en el cual el Director General delegó en el Gerente de

Evaluación Financiera las facultades que otorgan los artículos 130 y 131 de la

Ley General de Bienes Nacionales.


2012 145

Programa anual de disposición final de bienes muebles de Pemex Gas 2012

a) Los materiales y refacciones se refieren a: tuberías, válvulas, refacciones para válvulas, conexiones, productos químicos y de laboratorio, envases,

equipos lubricantes y lubricantes, refacciones para combustión interna, refacciones para turbinas y compresores, refacciones eléctricas y

electrónicas, refacciones de equipo de proceso, refacciones para bombas, refacciones para variadores de velocidad, materiales de construcción y

mantenimiento, materiales de protección y seguridad, material eléctrico, materiales para maniobras, tornillería metales y soldaduras, mangueras y

accesorios, artículos de oficina, herramientas y refacciones, equipos de medición y control, empaques y sellos mecánicos, rodamientos, bandas,

coples y refacciones, pastas y pegamentos, abrasivos, equipos completos y productos Pemex.

b) En la conformación de lotes de materiales y refacciones pueden incluirse las unidades de medida: botella, caja, cilindro, pie, hoja juego,

kilogramo, litro, lata, metro, metro cúbicos par, pieza, rollo y saco.

c) La generación de desechos es dinámica, por lo que las cantidades pueden variar.

Al cierre del 2012, el monto de la disposición final y reaprovechamientos

ascendió a 17.6 millones de pesos.

Consolidado de disposición final y reaprovechamiento de bienes muebles no útiles

Procedimiento de disposición millones de pesos

Ventas 17.23

Asignaciones inter-organismos 0.075

Traspasos 0.055

Recuperaciones 0.24

Total 17.6

Descripción

Canti-

dad

Unidad de

medida

Calendarización trimestral

2012

Disposición

final

Determinación del

valor

1ro. 2do. 3ro. 4to.

Planta de Absorción CPG La Venta 1 Unidad - - 1 - Venta Avalúo

Materiales y refaccionesa 15 Loteb - 2 6 7 Venta Avalúo

Bombas 26 Pieza - 15 11 - Venta Avalúo

Equipos eléctricos 5 Pieza - 1 4 - Venta Avalúo

Filtros 5 Pieza - 2 3 - Venta Avalúo

Instrumentos 17 Pieza - 8 9 - Venta Avalúo

Equipos de proceso 31 Pieza - 5 26 - Venta Avalúo

Quemador 1 Pieza - - 1 - Venta Avalúo

Tanques 19 Pieza - - 19 - Venta Avalúo

Equipo informático y accesorios 6,000 Pieza - 6,000 - - Donación Adquisición

Mobiliario y equipo de oficina 1,000 Pieza - - 500 500 Venta Avalúo

Vehículos terrestres 85 Pieza 15 10 60 - Venta Avalúo y Guía EBC

Desechosc 2,000 Tonelada 500 500 500 500 Venta Lista de valores

mínimos de desechos

Total 9,205 515 6,543 1,140 1,007


2012 146

De este monto, 17.23 millones de pesos corresponden a ventas (disposición

final) y 0.37 millones de pesos a reaprovechamientos.

Ventas

Descripción millones de pesos

31 vehículos 1.12

1476 toneladas de desechosa

Planta de Absorción CPG La Venta

3.36

12.75

Total 17.23

a. Cantidades y valores determinados conforme a órdenes de retiro, pueden variar en función de lo realmente

retirado.

Reaprovechamientos

Descripción Cantidad UPa millones de pesos

Asignaciones inter-organismos 5,524 0.08

Traspasos 939 0.05

Recuperaciones 7,028 0.24

Total 13,491 0.37

Los bienes reaprovechados principalmente corresponden a material eléctrico

a. Unidades de presentación: metro, pieza, kilo, etc.

Conforme al programa anual de disposición final de bienes muebles autorizado,

se presentan los resultados obtenidos al 31 de diciembre de 2012, así como el

porcentaje de cumplimiento:


2012 147

Resultados programa anual de disposición final de bienes muebles 2012

a) Los materiales y refacciones se refieren a: tuberías, válvulas, refacciones para válvulas, conexiones, productos químicos y de laboratorio, envases, equipos

lubricantes y lubricantes, refacciones para combustión interna, refacciones para turbinas y compresores, refacciones eléctricas y electrónicas, refacciones de equipo

de proceso, refacciones para bombas, refacciones para variadores de velocidad, materiales de construcción y mantenimiento, materiales de protección y seguridad,

material eléctrico, materiales para maniobras, tornillería metales y soldaduras, mangueras y accesorios, artículos de oficina, herramientas y refacciones, equipos de

medición y control, empaques y sellos mecánicos, rodamientos, bandas, coples y refacciones, pastas y pegamentos, abrasivos, equipos completos y productos

Pemex.

b) En la conformación de lotes de materiales y refacciones pueden incluirse las unidades de medida: botella, caja, cilindro, pie, hoja juego, kilogramo, litro, lata,

metro, metro cuadrados, pieza, rollo y saco.

c) La generación de desechos es dinámica, por lo que las cantidades pueden variar.

Descripción Cantidad

programada al cuarto trimestre.

Unidad de Medida

Resultado al 31-dic-

2012

Porcentaje de cumplimient

o Observaciones

Planta de Absorción CPG La Venta

1 Unidad 1 100.00 Se licitó en tres ocasiones, se adjudicó en la tercera.

Materiales y refaccionesa

15 Loteb 1 6.67 Se elaboró la documentación de no utilidad de los bienes que conforman los 15 lotes. En cumplimiento de la normatividad se difundió la disponibilidad de los bienes y se reaprovechó un lote. Se otorgó la suficiencia presupuestal para la contratación del avalúo para obtener el valor de mercado para la enajenación. Se elaboraron las bases de la licitación. La Subdirección de Administración Patrimonial (SUAP) realizará la venta por cuenta y orden del organismo.

Bombas 26 Pieza 13 50.00 Se elaboró la documentación de no utilidad de los equipos, resultando 13 piezas como desechos por lo que se incorporaron al contrato abierto. Se cuenta con suficiencia presupuestal para la contratación del avalúo para que la SUAP realice la venta de 13 equipos.

Equipos eléctricos 5 Pieza 362 7,240.00 Se elaboró la documentación de no utilidad de los bienes; como resultado se dictaminaron 362 bienes como desechos por lo que se incorporaron al contrato abierto. Lo que representa un 7,240 % de cumplimiento de cantidad programada.

Filtros 5 Pieza 0 0.00 Se elaboró la documentación de no utilidad de los equipos y en cumplimiento de la normatividad se difundió la disponibilidad, no se recibieron solicitudes de reaprovechamiento. Se otorgó la suficiencia presupuestal para la contratación del avalúo para obtener el valor de mercado para la enajenación. Se elaboraron las Bases de la Licitación. La SUAP realizará la venta.

Instrumentos 17 Pieza 376 2,211.76 Se elaboró la documentación de no utilidad de los bienes; como resultado se dictaminaron 376 bienes como desechos por lo que se incorporaron al contrato abierto. Lo que representa un 2,211.76 % de cumplimiento de cantidad programada.

Equipos de proceso 31 Pieza 23 74.19 Se elaboró la documentación de no utilidad de los bienes, resultando 23 equipos como desechos por lo que se incorporaron al contrato abierto. Se cuenta con suficiencia presupuestal para la contratación del avalúo para que la SUAP realice la venta de ocho equipos.

Quemador 1 Pieza 0 0.00 Se elaboró la documentación de no utilidad del bien. Se otorgó la suficiencia presupuestal para la contratación del avalúo para obtener el valor de mercado para la enajenación (para desmantelar). Se elaboraron las Bases de la Licitación. La SUAP realizará la venta.

Tanques 19 Pieza 24 126.32 Se elaboró la documentación de no utilidad de los bienes; como resultado se dictaminaron 24 equipos como desechos por lo que se incorporaron al contrato abierto. Lo que representa un 126.32 % de cumplimiento de cantidad programada.

Equipo informático y accesorios

6,000 Pieza 89 1.48 La Secretaría de la Función Pública autorizó la donación de equipos de cómputo a los Estados de Chiapas e Hidalgo. La Unidad de Desarrollo Social preparó y gestionó los contratos ante el área jurídica y los gobiernos de los estados para la entrega-recepción. Están pendientes de retiro. Los equipos reportados fueron dictaminados como desechos.

Mobiliario y equipo de oficina

1,000 Pieza 861 86.10 Se elaboró la documentación de no utilidad de los bienes; como resultado se dictaminaron 861 bienes como desechos por lo que se incorporaron al contrato abierto. Lo que representa un 86.1% de cumplimiento de cantidad la en programa. Se cuenta con suficiencia presupuestal para la contratación del avalúo para que la SUAP realice la venta de los bienes restante.

Vehículos terrestres 85 Pieza 31 36.47 Se recibió el avalúo externo de vehículos. En octubre se licitaron y adjudicaron 10 unidades. Las unidades restantes se enviaron a la SUAP para venta por cuenta y orden del Organismo, por superar el valor de un millón de pesos.

Desechosc 2,000 Tonelada 1,476 73.80 Por medio del contrato abierto se dispuso la totalidad de los desechos documentados.


2012 148

o) Avances en el programa de regularización de inmuebles

El programa original de regularización 2012 contempló 16 inmuebles.

Descripción Localidad/Municipio Estado Observaciones

1 Recibo de medición y distribución de gas natural

Santa María Chiconautla, Ecatepec Estado de México

Regularizado con notario

2 Terminal Venta de Carpio, Chiconautla

Ecatepec, Estado de México Estado de México

El inmueble deberá ser regularizado integralmente

3 Terminal terrestre de distribución de gas licuado Tula

Carretera Jorobas km. 28.5, col. El Llano, Tula

Hidalgo Regularizado con notario

4 Estación de bombeo no. 7 La Cima de Togo, Cuautepec Hidalgo Revisión C.T.

5 Centro de operación y mantenimiento

Avenida18 de Marzo no. 208, La Nogalera, Guadalajara

Jalisco Trámite de registro de antecedente por parte de la SUAP

6 Casa habitación Manzanillo números 15 y 16, 15, Salina Cruz

Oaxaca Regularizado con notario

7 Casa habitación Ex Agencia Regulación Ventas, avenida 11 s/n calle 35, Córdoba

Veracruz Regularizado con notario

8 Casa habitación Ex Agencia Regulación Ventas, avenida Emilio Pardo, colonia Las Estaciones, Córdoba

Veracruz Regularizado con notario

9 Casa habitación Ex agencia Regulación Ventas, avenida 11, Córdoba

Veracruz Escritura y planos en revisión en la SUAP ,modificación de acta

10 Planta de compresión no. 7 Gasoducto Ciudad Pemex-México-San Matías, Omealca

Veracruz Revisión en C.T.

11 Planta de compresión no. 8 Arroyo Xuchil, fraccionamiento. Terreno en Nogales

Veracruz Revisión en la SUAP, regularización integral

12 Planta de compresión no. 8 Gasoducto Ciudad Pemex-México, Nogales


13 Planta de compresión no. 8 Arroyo Xuchil, fraccionamiento de Terreno en Nogales


14 Planta de compresión no. 8 Palo Verde, fraccionamiento de Terreno en Nogales


15 Ampliación Estación de compresión no. 8

Congregación El Encinar, Nogales Veracruz Revisión en la SUAP, regularización integral

16 El Encinar Estación de compresión no. 8

Oficinas Sector Mendoza, Nogales Veracruz Revisión en la SUAP, regularización integral


2012 149

El resultado del programa contempla cinco etapas para cada inmueble a

regularizar. Al respecto se informa que concluyeron las tres primeras etapas de

16 inmuebles por parte del organismo.

Etapas Programado Avance Meta x etapas

Inspección Fisica 30% 30% 30%

Integración de expedientes 20% 20% 20%

Proyecto de escritura 20% 20% 20%

Revisión documental en el corporativo* 25% 20% 25%

Escrituración y registro* 5% 1.6% 05%

100% 91% 100%

* Las dos últimas etapas serán atendidas conforme al programa anual de regularización 2013.

Al 31 de diciembre de 2012, con cinco inmuebles escriturados se registró un

avance global de 91% en el programa de regularización 2012. Adicionalmente,

se regularizaron dos inmuebles fuera de programa: excedente de la parcela 36 y

excedente del CPG Ciudad Pemex, dando un total de siete inmuebles

autorizados para su formalización por la SUAP de la Dirección Corporativa de

Administración. Los restantes 11 inmuebles se encuentran en proceso de

regularización 2012.


2012 150

p) Sistema de Evaluación del Desempeño

En el anexo 4 se presenta la información detallada del gasto de cada programa presupuestario y el avance de las

metas de los indicadores que conforman la Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)

En el artículo 111 de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad

Hacendaria, se establece que la Secretaría de la Función Pública (SFP), en el

ámbito de su competencia, será la encargada de verificar la ejecución de los

programas y presupuestos con base en el Sistema de Evaluación del

Desempeño (SED).

En este sentido, en el presente apartado se incorporan los elementos del SED

que permiten analizar la congruencia entre la meta de gasto de cada programa

presupuestario y el avance de las metas de los indicadores que conforman la

Matriz de Indicadores para Resultados (MIR).

Comportamiento del gasto

En 2012, la evolución del gasto, en flujo de efectivo, de los siguientes

programas presupuestarios Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos

(B001) y Comercialización de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos y

mantenimiento de instalaciones (E011) muestra un sobre ejercicio de 151.9 millones

de pesos respecto al presupuesto modificado; esto de manera global, ya que el

programa E011 registró un subejercicio de 25.5 millones de pesos. La mayor

variación se presenta en el concepto de servicio generales con un mayor gasto

por 109.5 millones de pesos.

A continuación se presenta el análisis de las variaciones para cada uno de los

Programas Presupuestarios. (anexo 4 II)


2012 151

i. El programa B001 (Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos), presenta un mayor ejercicio por 177.4 millones de pesos

respecto al presupuesto modificado. Este comportamiento se explica por

los siguientes factores:

El rubro de servicios generales se incrementó en 109.5 millones de pesos,

por servicios de transporte de personal, energía eléctrica y servicios

diversos pagados a terceros.

ii. En cuanto al programa presupuestario E011 (Comercialización de petróleo

crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos y mantenimiento de instalaciones),

se registró un menor ejercicio por 25.5 millones de pesos en el rubro de

servicios generales, debido a que está pendiente la facturación de servicios

de transportación aérea.

Avance de las metas en los indicadores de la Matriz de Indicadores para Resultados (MIR 2012).

Para la cuenta pública del ejercicio 2012, Pemex-Gas y Petroquímica Básica da

seguimiento a 12 indicadores de desempeño autorizados y establecidos por la

Secretaría de Hacienda y Crédito Público en la matriz de indicadores de

resultados (MIR 2012). Estos indicadores evalúan los resultados de los

programas presupuestarios B001 Producción de petróleo crudo, gas petrolíferos y

petroquímicos y E011 Comercialización de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos.

En 2012, Pemex Gas cumplió en siete indicadores con el 100% o más de lo

planeado; en el resto de los indicadores el cumplimiento de las metas se ubicó

entre el rango de mayor a 90% y menor a 100%. A continuación se presenta un

resumen de los resultados obtenidos para cada uno de los 12 indicadores de

desempeño autorizados; el detalle se presenta en anexo 4.IV.


2012 152

Indicadores de resultados por programa presupuestario, enero-diciembre 2012

Programa presupuestario

Nombre Unidad

de medida

Frecuencia de

medición

Enero - diciembre 2012 Cumplimiento

de la meta (porcentaje de

avance) Planeada Realizada

Producción de

petróleo crudo,

gas, petrolíferos y

petroquímicos

B001

Recuperación de licuables Bls/MMpc Trimestral 76.8% 74.7% 90% a 99%

Porcentaje de la demanda nacional de gas seco cubierta con producción nacional

% Semestral 81.0% 81.1% >= a 100%

Porcentaje de la demanda nacional de gas licuado cubierta con producción nacional

% Semestral 71.2% 71.0% 90% a 99%

Capacidad criogénica utilizada % Trimestral 75.2% 75.7% >= a 100%

Comercialización

de petróleo crudo,

gas, petrolíferos y

petroquímicos y

mantenimiento de

instalaciones

E011

Cumplimiento de los programas de ventas (gas licuado)

% Semestral 100.0% 98.27% 90% a 99%

Índice de satisfacción del cliente (gas licuado)

% Anual 82.2% 81.0% 90% a 99%

Índice de satisfacción al cliente (gas natural)

% Anual 82.2% 77.0% 90% a 99%

Cumplimiento de los programas de entrega (gas natural)

% Semestral 100.0% 101.05% >= a 100%

Entregas realizadas de acuerdo a la especificación (gas licuado)

% Semestral 100.0% 100.0% = a 100%

Balance nacional de gas licuado. Oferta demanda

% Trimestral 100.0% 100.4% >= a 100%

Balance nacional de gas natural. Oferta demanda

% Trimestral 100.0% 100.28% >= a 100%

Porcentaje de atención de los reclamos de clientes de gas natural

% Trimestral 83.0% 100.0% >= a 100%

En cuanto al comportamiento específico de los indicadores asociados al

programa presupuestario B001, destacan los siguientes resultados:

Porcentaje de la demanda nacional de gas seco cubierta con producción nacional, la meta

planeada fue de 81.0%, mientras que lo realizado alcanzó 81.1%, esto

representó un cumplimiento del 100.1%, como consecuencia de una mayor

oferta de gas húmedo de PEP con respecto al programa en 69 MMpcd.

Capacidad criogénica utilizada, la meta planeada fue de 75.2%, mientras que lo

realizado alcanzó 75.7%, esto representó un cumplimiento del 100.6%,

como consecuencia de una mayor oferta de gas húmedo con respecto al

programa.


2012 153

Por otra parte, en el comportamiento de los indicadores asociados al programa

presupuestario E011, destacan los siguientes resultados:

Cumplimiento de los programas de entrega de gas natural, obtuvo un cumplimiento

de 101.05%, toda vez que se comercializó un volumen superior al programa

en 57 MMpcd.

Balance nacional de gas natural Oferta-demanda, se logró un cumplimiento de

100.28%, 0.28% más que lo programado, debido a que Pemex Gas uso

durante el 2012 prácticamente la totalidad de su capacidad contractual de

importación para satisfacer la demanda.

Balance nacional de gas licuado Oferta-Demanda, el indicador registró un

porcentaje de cumplimiento de 100.36% superior en 0.36 puntos

porcentuales más con respecto al programa, derivado de una disminución en

la demanda, debido a un menor requerimiento del energético inducido por

factores climatológicos.

Considerando que los rubros del gasto en que se tuvieron sobre ejercicios

dentro del Programa Presupuestario Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos (B001) fueron principalmente servicios generales y otras

erogaciones (gastos financieros), y los rubros del gasto en que se presentó el

subejercicio observado en el Programa Presupuestario Comercialización de petróleo

crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos (E011) fue principalmente el de servicios

generales, no se tuvo un impacto negativo en los indicadores de resultado del

periodo de 2012, ya que dichos rubros no afectan las actividades de producción

y comercialización de los productos que elabora la empresa.


2012 154

10. Desempeño financiero, actividades relevantes y gobierno corporativo de empresas filiales17

17 Con la finalidad de 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 oficios SE/113/078/2012 y SE/113/224/2012, del 21 de marzo de 2012 y 14 de agosto de 2012, respectivamente, en este apartado se presenta un informe detallado de la situación actual de cada una de las empresas filiales del Organismo.

Unidad Administrativa: Subdirección de Gas Natural

CLASIFICACIÓN: Reservada 12 años Confidencial Total XX Parcial

Apartados Mex Gas Internacional, Ltd. MGI Supply, Ltd. MGI Enterprises, Ltd. TAG Pipelines, S. de R.L. de C.V. Gasoducto de Puerto Libertad, S. de R.L. de C.V. CH4 Energía, S.A. de C.V.

Fecha: 02 de mayo de 2013 Periodo de Reserva:

Del: 02 de mayo de 2013 Al: 02 de mayo de 2025

Fundamento Legal: Artículos 13 fracción II, 14, fracciones I, II y IV, 18, fracciones I y II de la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental.

Otro(s)

Ampliación del periodo de clasificación: Del: Al:

Parte o sección a clasificar:

Nombre, cargo y rúbrica del titular de la Unidad Administrativa: Lic. Roberto Jorge De la Huerta Moreno, Subdirector.

DESCLASIFICACIÓN: Fecha:

Paginas:

Nombre, cargo y rubrica del titular de la Unidad Administrativa:

Unidad Administrativa: Gerencia Comercial de Transporte

CLASIFICACIÓN: Reservada Confidencial 12 años Total 12 años Parcial

Apartados Gasoductos de Chihuahua S. de R.L. de C.V. Gasoductos de Tamaulipas, S. de R.L. de C.V. Gasoductos Servicios, S. de R.L. de C.V. Transportadora del Norte SH, S. de R.L. de C.V. TDF, S. de R.L. de C.V. Almacenadora de Gas de Jalisco, S. de R.L. de C.V. Ductos y Energéticos del Sureste, S. de R.L. de C.V. (antes Transportadora El Encino, S. de R.L. de C.V.) Gasoductos del Sureste, S. de R.L. de C.V. (antes Gasoducto de El Encino, S. de R.L. de C.V.)

Fecha: 2 de mayo de 2013 Periodo de Reserva:

Del: 2 de mayo de 2013 Al: 1 de mayo de 2025

Fundamento Legal: Art. 18 LFTAIPG, Artículos 82, 85 y 86 BIS 1 de la Ley de la Propiedad Industrial

Otro(s)


Parte o sección a clasificar: TODO

Nombre, cargo y rúbrica del titular de la Unidad Administrativa: Lic. Jaime de Pablo Carretero Román, Gerente.


Paginas:

Nombre, cargo y rubrica del titular de la Unidad Administrativa.

Unidad Administrativa: Subdirección de Gas Licuado y Petroquímicos Básicos

CLASIFICACIÓN: Reservada X Confidencial Total X Parcial

Apartados MGI Trading, Ltd. Pasco International, Ltd. Pasco Terminals, Inc. Pan American Sulphur Company, Ltd. Terrenos para Industrias, S.A. (TISA)

Fecha: 01 de enero de 2013 Periodo de Reserva: 12 años

Del: 01 de enero de 2013 Al: 01 de enero de 2025

Fundamento Legal: LFTAIPG, Art.13, fracción II, Art. 14 fracción II, Art. 18, fracción I y II.

Otro(s)


Parte o sección a clasificar:

Nombre, cargo y rúbrica del titular de la Unidad Administrativa: Lic. Juan Marcelo Parizot Murillo, Subdirector


Paginas:

Nombre, cargo y rubrica del titular de la Unidad Administrativa:

117588

Cuadro de texto

Información clasificada de las páginas 155 a 236 del Informe de Autoevaluación.


2012 237

11. Asuntos relevantes de la gestión

Durante 2012 Pemex Gas obtuvo resultados satisfactorios, lo que se explica

porque cuenta con objetivos estratégicos bien definidos y se lleva a cabo una

ejecución disciplinada de la estrategia. Adicionalmente, el capital humano está

capacitado y ha demostrado un notable compromiso con la empresa. Los

eventos relevantes de la gestión son:

Para atenuar los efectos de la disminución en la oferta nacional de gas se han

tomado medidas para reducir al mínimo posible las alertas críticas en el

Sistema Nacional de Gasoductos y atender la demanda de gas natural de los

clientes que tiene la empresa. Como parte de las acciones para mitigar el

problema Pemex Gas ha utilizado prácticamente al máximo la capacidad

disponible de importación, tanto en base firme como en base variable.

Se obtuvieron resultados financieros superiores a los del año anterior,

motivado principalmente por la disminución del impacto económico por

diferencial de precios de gas LP y un resultado integral de financiamiento

superior.

Se mantuvo por cuarto año consecutivo el índice de frecuencia de accidentes

por debajo de la referencia internacional de 0.42 establecida por la

International Association of Oil & Gas Producers, durante 2012 este índice

de frecuencia en Pemex Gas fue de 0.35.

En materia de normatividad ambiental, destaca que en el complejo

procesador de gas Matapionche, como resultado de las medidas operativas

implementadas en la planta recuperadora de azufre número 2 y por la salida

de operación de la planta recuperadora de azufre número 1 se logró disminuir


2012 238

en 77.1 kilogramos el bióxido de azufre por tonelada de azufre procesado

con respecto a lo reportado en 2011.

El Organismo continúa desarrollando iniciativas de inversión para contar con

la infraestructura de proceso y transporte que le permita aprovechar la oferta

de hidrocarburos; fortalecer la flexibilidad operativa del sistema de transporte

de gas licuado y de gas natural. Conviene destacar que como parte de esta

estrategia el 19 de abril de 2013 inició operación comercial la planta de

cogeneración de Nuevo Pemex.

Pemex Gas y Petroquímica Básica Informe de Autoevaluación

2012 239

Anexos

Anexo 1. Información estadística de seguridad industrial y protección

ambiental.

Anexo 2. Información estadística de proceso y producción.

Anexo 3. Información estadística de comercialización.

Anexo 4. Información detallada del gasto de cada programa presupuestario y el

avance de las metas de los indicadores que conforman la Matriz de

Indicadores para Resultados (MIR).

4.I Evolución del gasto programable 2012.

4.II Avance del gasto público por clave de la institución.

4.III Indicadores de desempeño por programa presupuestario.

4.IV Avance del Gasto por Programa Presupuestario (Pp) y

Cumplimiento de Metas de los Indicadores de Desempeño que

conforman su Matriz de Indicadores para Resultados (MIR).


2012 240

Anexo 1. Información estadística de seguridad industrial y protección ambiental

Estadística de accidentes incapacitantes en Complejos Procesadores de Gas, enero-diciembre 2012

Complejos Procesadores de Gas Núm. de plazas a

Núm. de trabajadores b

Horas hombre laboradas

Accidentes Días perdidos c

2012

Índice de Frecuencia d

Índice de Gravedad d Incapacidad

temporal Fatales

Total 8,827 10,082 21,140,416 8 0 488 0.38 23.08

Nuevo Pemex 1,831 2,030 4,271,872 1 0 180 0.23 42.14

Cactus 1,969 2,013 4,282,608 1 0 118 0.23 27.55

Ciudad Pemex 1,262 1,583 3,226,784 0 0 0 0.00 0.00

Área Coatzacoalcos 1,186 1,450 3,033,536 2 0 126 0.66 41.54

Reynosa 980 1,093 2,313,520 0 0 0 0.00 0.00

Poza Rica 776 929 1,959,936 3 0 62 1.53 31.63

La Venta 477 598 1,242,384 0 0 0 0.00 0.00

Matapionche 243 286 605,792 1 0 2 1.65 3.30

Arenque 103 100 203,984 0 0 0 0.00 0.00

a. Número de plazas en la estructura del Centro de Trabajo. b. Trabajadores que estuvieron expuestos al riesgo, durante el último mes del periodo. c. Días calendario perdidos, más indemnizados. d. (1’000,000): 106 = 500 trabajadores de tiempo completo, laborando durante 50 semanas al año, 40 horas a la semana.


2012 241

Estadística de accidentes incapacitantes en Superintendencias de Ductos, enero-diciembre 2012

Sectores de Ductos Núm. de plazas a

Núm. de trabajadores b

Horas- hombre laboradas


del periodo

Índice de Frecuencia d

Índice de Gravedad d Incapacidad

temporal Fatales

Total 2,048 2,476 5,386,480 3 0 174 0.56 32.30

Minatitlán 207 229 512,864 0 0 0 0.00 0.00

Monterrey 183 238 520,960 0 0 0 0.00 0.00

Cárdenas 156 197 435,424 0 0 0 0.00 0.00

Veracruz 183 181 406,560 0 0 0 0.00 0.00

Mendoza 154 177 401,280 1 0 46 2.49 114.63

Salamanca 157 172 375,056 1 0 68 2.67 181.31

Tlaxcala 149 188 394,592 0 0 0 0.00 0.00

Reynosa 128 182 390,192 0 0 0 0.00 0.00

Vta. De Carpio 145 166 366,256 0 0 0 0.00 0.00

Chihuahua 126 144 311,168 1 0 60 3.21 192.82

Madero 114 150 329,824 0 0 0 0.00 0.00

Torreón 94 130 266,112 0 0 0 0.00 0.00

Nuevo Pemex 78 103 201,520 0 0 0 0.00 0.00

Guadalajara 75 93 201,696 0 0 0 0.00 0.00

(UAT Centro) 29 34 75,856 0 0 0 0.00 0.00

San Fernando 38 49 111,780 0 0 0 0.00 0.00

(UAT Norte) 28 39 75,328 0 0 0 0.00 0.00

(UAT Zona Sur 4 4 10,032 0 0 0 0.00 0.00

a. Número de plazas en la estructura del Centro de Trabajo. b. Trabajadores que estuvieron expuestos al riesgo, durante el último mes del periodo. c. Días calendario perdidos, más indemnizados. d. (1’000,000): 106 = 500 trabajadores de tiempo completo laborando 50 semanas al año x 40 horas a la semana.


2012 242

Estadística de accidentes incapacitantes en Terminales de Distribución de Gas Licuado, enero-diciembre 2012

Terminales de Distribución de Gas

Licuado

Núm. de

plazas a

Núm. de

trabajadores b

Horas

Hombre

laboradas


del periodo

Índice de

Frecuencia d

Índice de

Gravedad d Incapacidad

temporal Fatales

Total 485 577 1,232,352 0 0 0 0.00 0.00

Topolobampo 55 62 132,352 0 0 0 0.00 0.00

Juárez 34 51 108,592 0 0 0 0.00 0.00

Tula 39 50 102,608 0 0 0 0.00 0.00

Puebla 40 44 98,912 0 0 0 0.00 0.00

Zapopan 41 51 107,360 0 0 0 0.00 0.00

Tepeji del Río 37 44 96,272 0 0 0 0.00 0.00

Cactus 36 42 89,936 0 0 0 0.00 0.00

Monterrey 35 41 79,728 0 0 0 0.00 0.00

Abasolo 31 39 84,304 0 0 0 0.00 0.00

Terr. Salina Cruz 28 30 72,688 0 0 0 0.00 0.00

Rosarito 35 38 70,400 0 0 0 0.00 0.00

Ixhuatepec 23 28 63,008 0 0 0 0.00 0.00

Poza Rica 23 26 58,608 0 0 0 0.00 0.00

Rep. Com./P.Neg. 23 24 51,920 0 0 0 0.00 0.00

Matapionche 5 7 15,664 0 0 0 0.00 0.00

a. Número de plazas en la estructura del Centro de Trabajo. b. Trabajadores que estuvieron expuestos al riesgo, durante el último mes del periodo. c. Días calendario perdidos, más indemnizados. d. (1’000,000): 106 = 500 trabajadores de tiempo completo laborando 50 semanas al año x 40 horas a la semana.


2012 243

Emisión de SO2 a la atmósfera, enero-diciembre 2011-2012

Unidades 2011 2012 POA POT

Cactus Kg SO2/t S procesado 24.0 24.0 <50 <50

Nuevo Pemex Kg SO2/t S procesado 26.0 33.9 <50 <50

Cd. Pemex Kg SO2/t S procesado 30.3 32.8 <50 <50

Matapionche Kg SO2/t S procesado 182.0 104.9 <100 <100

Poza Rica Kg SO2/t S procesado 74.0 77.9 <100 <100

Arenque Kg SO2/t S procesado 60.0 71.5 <100 <100


2012 244

Anexo 2. Información estadística de proceso y producción

Producción en Pemex Gas, enero-diciembre 2011-2012

Concepto 2011 2012 POA POFAT

Gas seco(MMpcd) 3,691.6 3,628.3 3,527.6 3,593.5

Cactus 815.7 770.2 726.6 768.4

Ciudad Pemex 715.0 786.9 735.9 735.7

La Venta 127.3 125.0 144.7 144.6

Matapionche 41.2 30.8 28.4 28.4

Nuevo Pemex 949.3 876.6 941.9 954.4

Poza Rica 119.5 169.3 160.5 169.9

Burgos 896.5 837.8 768.5 768.5

Arenque 27.1 31.6 21.0 23.6

Gas licuado (Mbd) 185.4 176.0 178.9 182.5

Cactus 31.7 32.0 28.3 28.3

La Cangrejera 45.0 43.0 41.4 41.3

Matapionche 1.0 0.8 0.7 0.7

Morelos 38.9 41.1 45.0 44.9

Nuevo Pemex 44.2 35.5 38.9 42.3

Poza Rica 4.7 5.4 6.6 6.9

Burgos 19.8 18.2 18.1 18.1

Gasolina natural (Mbd) 81.7 72.3 79.5 80.3

Cactus 14.2 14.0 15.3 15.3

Cangrejera 11.9 10.2 11.8 11.8


Morelos 10.2 10.9 12.3 12.3

Nuevo Pemex 23.8 19.7 20.0 20.8

Poza Rica 1.5 1.8 1.9 1.9

Burgos 19.6 15.3 17.8 17.8


2012 245

Producción en Pemex Gas, enero-diciembre 2011-2012 (continuación)


Etano (Mbd) 120.6 115.3 121.4 124.8

Cactus 19.6 16.4 13.6 13.6

Nuevo Pemex 18.5 15.2 14.8 17.7

Pajaritos 9.4 9.6 14.1 14.1

La Cangrejera 35.9 35.2 39.7 39.7

Morelos 31.8 34.2 35.6 35.7

Poza Rica 5.5 4.6 3.7 4.0

Azufre(Mt) 636.1 591.5 599.9 611.0

Cactus 229.9 222.9 236.5 243.5

Cd. Pemex 218.3 208.8 204.0 204.1


Nuevo Pemex 172.6 142.6 146.8 150.1

Poza Rica 7.2 9.1 6.9 7.3

Arenque 3.1 3.4 2.7 3.0

La Cangrejera ----- ----- ----- -----


2012 246

Procesamiento, enero-diciembre 2011-2012


1. Gas húmedo amargo (MMpcd) 3,445.4 3,395.4 3,388.7 3,462.2

Cactus 1,695.7 1,620.5 1,584.4 1,632.7

Nuevo Pemex 677.3 579.8 667.1 678.6

Ciudad Pemex 853.9 931.1 899.8 900.0

Poza Rica 143.9 195.9 183.8 194.5

Matapionche 44.6 33.5 30.2 30.2

Arenque 29.9 34.6 23.3 26.2

2. Recuperación de líquidos (MMpcd) 4,347.3 4,206.0 4,174.0 4,257.2

Cactus (modular y alta recuperación) 1,039.0 955.3 930.3 983.7

Nuevo Pemex (criogénica) 1,204.0 1,103.2 1,223.9 1,240.5

Cd. Pemex (criogénica) 808.2 872.3 815.7 815.7

La Venta (criogénica) 153.8 144.8 172.5 172.5

Matapionche (criogénica modular) 43.6 32.6 29.8 29.8

Arenque (criogénica) 28.4 32.3 22.8 25.7

Poza Rica (criogénica) 138.8 190.3 178.6 189.0

Burgos (criogénica) 931.4 875.2 800.4 800.4

3. Reprocesos 135.7 140.4 185.0 185.0

Pajaritos (criogénica) 135.7 140.4 185.0 185.0

4. Fraccionamiento de líquidos (Mbd) 351.6 328.7 343.3 351.1

Cactus 65.5 62.5 57.2 57.2

Nuevo Pemex 86.4 70.4 73.7 80.8

Poza Rica 11.7 11.4 12.2 12.9

Morelos 80.9 86.2 92.9 92.9

Reynosa 14.3 9.8 14.5 14.5

Burgos 92.8 88.4 92.9 92.9

La Cangrejera 3,445.4 3,395.4 3,388.7 3,462.2


2012 247

Anexo 3. Información estadística de comercialización

Volumen de ventas internas, enero-diciembre 2011-2012


1.- Gas Natural (MMpcd) 1 3,382.7 3,402.3 3,343.4 3,343.4

Eléctrico 1,884.2 1,902.9 1,885.8 1,885.8

Industrial y distribuidoras2 1,325.4 1,374.5 1,389.5 1,389.5

Comercializadores 173.1 124.9 68.0 68.0

2.- Gas licuado (Mbd)3 284.8 285.5 286.4 286.4

Doméstico 284.8 285.5 286.4 286.4

3.- Petroquímicos Básicos (Mt) 1,164.9 859.2 1,500.9 1,500.9

Butanos 20.6 23.0 21.4 21.4

Heptano 7.1 0.5 6.3 6.3

Hexano 29.3 0.3 21.1 21.1

Materia prima para Negro Humo 429.6 167.1 677.8 677.8

Mezcla de pentanos 19.1 3.9 12.4 12.4

Propano 8.7 8.2 9.2 9.2

Azufre 647.8 649.1 752.6 752.6

Solvente L 2.7 7.2 - -

1. Volúmenes medidos.

2. Incluye empresas generadoras de electricidad.

3. Volúmenes calculados con densidad real para 2010 y 2011, los programas utilizan 0.5245 gr/cm3.


2012 248

Volumen de ventas a subsidiarias, enero-diciembre 2011-2012


1.- A Exploración y Producción

Gas seco (MMpcd) 1,242.3 1,314.0 1,260.4 1,267.8

Gasolina al crudo (Mbd) 1.2 0.5 1.0 1.0

2.- A Refinación, (Mbd.)

Gas seco (MMpcd) 332.9 343.5 412.5 412.5

Gasolinas Naturales 1.4 1.3 11.9 11.9

Mezcla de Butanos 13.1 12.6 18.0 18.0

Otros 1.5 1.5 1.5 1.5

3.- A Petroquímica, (Mbd).

Etano 73.2 73.3 81.6 81.6

Gas seco (MMpcd) 320.0 340.6 327.5 327.5

Gasolinas Naturales 4.5 0.7 9.4 9.4

Propano (Mb) 4.2 1.5 0.0 0.0

Otros (Mb) 1.8 52.7 22.1 22.1

4.- A Corporativo

Gas seco (MMpcd) 0.5 0.3 0.5 0.5


2012 249

Volumen de comercio exterior, enero-diciembre 2011-2012


1.- Exportaciones

Gas seco (MMpcd) 1.3 0.9 - -

Gas licuado (Mbd) 1.5 0.1 0.1 0.1

Gasolinas (Mbd) 75.2 69.4 58.7 59.5

Azufre (Mt) 297.2 358.7 341.6 352.6

2.- Importaciones

Gas seco (MMpcd) 790.8 1,089.3 1,071.4 1,014.1

Gas seco otros puntos de internación 442.6 640.9 279.7 279.7

Gas seco por Reynosa 348.2 448.4 791.7 734.4

Gas licuado (Mbd) 1 82.4 85.6 84.6 81.0

Hexano (Mt) - 4.6 2.4 2.4

1. Incluye butanos y propano.


2012 250

Anexo 4. Información detallada del gasto de cada programa presupuestario y el avance de las metas de

los indicadores que conforman la Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)


2012 251

Anexo 4.I

Clave de la institución: 18T4N Nombre de la institución: PEMEX-GAS Y Petroquímica Básica

Evolución del gasto programable enero a diciembre de 2012

(millones de pesos con un decimal)

Fuente de información: Sistema Integral de Información de los Ingresos y Gasto Público (SII@WEB).

Criterios de asignación de color de los semáforos. Menor gasto Mayor gasto

VARIACIÓN AVANCE EN %

CONTRA

ORIGINAL MODIFICADO PROGRAMADO EJERCIDO ABSOLUTA RELATIVA MENOR MAYOR MODIFICADO

( 1 ) ( 2 ) ( 3 ) ( 4 ) (5) = (4) - (3) (6) = (5) / (3) GASTO GASTO (7) = (4) / (2)

I.- GASTO DIRECTO 8,072.8 9,192.7 9,192.7 9,344.6 151.9 1.7 1.7 101.7

GASTO CORRIENTE 8,072.8 9,192.7 9,192.7 9,344.6 151.9 1.7 1.7 101.7

SERVICIOS PERSONALES 5,551.1 5,702.3 5,702.3 5,745.5 43.2 0.8 100.8

MATERIALES Y SUMINISTROS 391.9 455.6 455.6 454.9 -0.7 -0.1 -0.1 99.9

SERVICIOS GENERALES 2,129.8 3,034.8 3,034.8 3,144.3 109.5 3.6 3.6 103.6

OTRAS EROGACIONES 0.0 0.0 0.0 0.0

GASTO DE CAPITAL 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

INVERSIÓN FÍSICA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

BIENES MUEBLES E INMUEBLES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

OBRAS PÚBLICAS 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

OTRAS EROGACIONES 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

INVERSIÓN FINANCIERA 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

II.- SUBSIDIOS Y TRANSFERENCIAS 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

III.- SUBTOTAL DEL GASTO 8,072.8 9,192.7 9,192.7 9,344.6 151.9 1.7 1.7 101.7

IV.-GASTO FEDERALIZADO 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

CORRIENTE 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

GASTO DE CAPITAL 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0

V.- TOTAL DEL GASTO 8,072.8 9,192.7 9,192.7 9,344.6 151.9 1.7 1.7 101.7

C O N C E P T O

PRESUPUESTO ANUALACUMULADO AL MES DE

____________SEMÁFORO

EJERCIDO/PROGRAMADO

Preventivo Mayor al 5% y hasta el 10%

Mayor al 10%Correctivo

Menor al 5% Razonable





2012 252

Anexo 4.II

Clave de la institución: 18T4N Nombre de la institución: PEMEX-GAS Y Petroquímica Básica

Avance del gasto público por programa presupuestario

Periodo a evaluar de enero a diciembre de 2012 (millones de pesos con un decimal)

Fuente de información: Sistema Integral de Información de los Ingresos y Gasto Público (SII@WEB).

AI = Actividad Institucional PP* = Programa Presupuestario, de acuerdo con el Análisis Funcional Programático Económico del Presupuesto de Egresos de la Federación para el Ejercicio

Fiscal 2

1/ No incluye Operaciones Ajenas Netas, y corresponde al presupuesto modificado autorizado al periodo que se esté reportando.

TPP** = Total Programa Presupuestario

Criterios de asignación de color de los semáforos

Menor gasto Mayor gasto

VARIACIÓN SEMÁFORO

226 B001Producción de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos7,228.5 7,228.5 7,405.9 0.0 0.0 7,228.5 7,405.9 177.4 2.5% 2.5% 2.5%

228 E011Comercialización de petróleo crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos y mantenimiento de instalaciones1,964.2 1,964.2 1,938.7 0.0 0.0 1,964.2 1,938.7 -25.5 -1.3% -1.3% -1.3%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

0.0 0.0 0.0 0.0% 0.0% 0.0%

T O T A L 9,192.7 9,192.7 9,344.6 0.0 0.0 9,192.7 9,344.6 151.9 1.7% 1.7% 1.7%

0.0%

TOTAL PROGRAMAS PRESUPUESTARIOS "E"

(PRESTACION DE SERVICIOS PUBLICOS)1,964.2 1,964.2 1,938.7 0.0 0.0 1,964.2 1,938.7 -25.5 -1.3% -1.3% -1.3%

% TPP** "E" vs TOTAL 21.4 21.4 20.7 0.0 0.0 21.4 20.7 -0.6 -2.9% -2.9% -2.9%

MAYOR

GASTOEJERCIDO

GASTO DE CAPITAL GASTO CORRIENTE GASTO TOTAL

PROGRAMADO RELATIVA ABSOLUTA EJERCIDOPROGRAMADOEJERCIDOPROGRAMADO

PRESUPUESTO

ANUAL MODIFICADO 1/

AI MENOR

GASTO

APERTURA PROGRAMÁTICA

( DENOMINACIÓN DE LOS PROGRAMAS )PP*








2012 253

Anexo 4.III

Clave de la institución: T4N Nombre de la institución: PEMEX-GAS Y Petroquímica Básica

Indicadores de desempeño por programa presupuestario

Fuente de información: Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público "PASH" (Módulo PbR-Evaluación del Desempeño).

1/ Anotar denominación del Programa Presupuestario y su Clave correspondiente al que pertenece cada indicador, sean "Seleccionados en el PEF" o no "Seleccionados en el PEF"

2/ En el caso específico de los Pp que no tienen Indicadores Seleccionados en el PEF, se deberán incorporar preferentemente los indicadores de los Pp que están vinculados con los objetivos

estratégicos de la institución.

Nota: En los casos de aquellos indicadores que sus metas sean descendentes (Ejemplo: Pérdidas de energía eléctrica), sus resultados cuando sean favorables no deberán ser mayores a los

programados. En este caso, se deberá ajustar la fórmula correspondiente de ese indicador para que refleje el resultado real alcanzado.


PLANEADA REALIZADA

B001 Estratégico

Recuperación de

licuables

Bls/MMpc Trimestral 76.8% 74.7% 97.3%

97.3%

Pp CON INDICADORES

SELECCIONADOS EN EL

B001 Estratégico

Porcentaje de la

demanda nacional de

gas seco cubierta

con producción

nacional.

% Semestral 81.0% 81.1% 100.1%

100.1%

B001 Estratégico

Porcentaje de la

demanda nacional

de gas licuado

cubierta con

producción nacional.

% Semestral 71.2% 71.0% 99.7%

99.7%

B001 Gestión

Capacidad Criogénica

utilizada

% Trimestral 75.2% 75.7% 100.7%

100.7%

FRECUENCIA DE

MEDICIÓN

PORCENTAJE

DE AVANCETIPO NOMBRE

DE ENERO A DICIEMBRE 2012

PROGRAMA PRESUPUESTARIO

(Pp) Y CLAVE

1/

INDICADOR

UNIDAD DE

MEDIDA

META

SEMÁFORO

Preventivo Cumplimiento del 90% al 99%

Razonable Cumplimiento Igual o mayor al 100%

Correctivo Cumplimiento Inferior al 90%


2012 254

Anexo 4.III


Indicadores de desempeño por programa presupuestario

Fuente de información: Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público "PASH" (Módulo PbR-Evaluación del Desempeño). 1/ Anotar denominación del Programa Presupuestario y su Clave correspondiente al que pertenece cada indicador, sean "Seleccionados en el PEF" o no "Seleccionados en el PEF" 2/ En el caso específico de los Pp que no tienen Indicadores Seleccionados en el PEF, se deberán incorporar preferentemente los indicadores de los Pp que están vinculados con los objetivos

estratégicos de la institución.

Nota: En los casos de aquellos indicadores que sus metas sean descendentes (Ejemplo: Pérdidas de energía eléctrica), sus resultados cuando sean favorables no deberán ser mayores a los

programados. En este caso, se deberá ajustar la fór mula correspondiente de ese indicador para que refleje el resultado real alcanzado.


PLANEADA REALIZADA

E001 Estratégico

Cumplimiento de los programas

de ventas (gas licuado)

Mide el cumplimiento de la

entrega en forma oportuna y

conforme a la cantidad convenida.

% Semestral 100.0% 98.27% 98.3%

98.3%

Pp CON INDICADORES

SELECCIONADOS EN EL

E001 Estratégico

Indice de Satisfacción del cliente

(gas licuado)

Mide la percepción de satisfacción

del cliente( gas licuado)

% Anual 82.2% 81.0% 98.5%

98.5%

E001 Estratégico

Indice de Satisfacción al cliente

(Gas Natural)

Mide la percepción de satisfacción

del cliente( gas natural)

% Anual 82.2% 77.0% 93.7%

93.7%

E001 Estratégico

Cumplimiento de los programas

de entrega ( Gas Natural)


entrega en forma oportuna y

conforme a la cantidad convenida.

% Semestral 100.0% 100.1% 100.1%

100.1%

E001 Estratégico

Entregas realizadas de acuerdo a la

especificación (gas licuado)


entrega de acuerdo a la

especificación del producto.

% Semestral 100.0% 100.0% 100.0%

100.0%

E001 GestiónBalance nacional de gas licuado.

Oferta demanda

Mide la disponibilidad del

producto para su entrega.% Trimestral 100.0% 100.3% 100.3%

100.3%

E001 GestiónBalance nacional de gas natural.

Oferta demanda


producto para su entrega.% Trimestral 100.0% 100.3% 100.3%

100.3%

E001 Gestión

% de atención de los reclamos

clientes de gas natural

Mide el número de reclamos

atendidos respecto a los recibidos

% Trimestral 83.0% 100.1% 120.5%

120.5%

FRECUENCIA DE

MEDICIÓN

PORCENTAJE

DE AVANCETIPO NOMBRE DEFINICIÓN


PROGRAMA PRESUPUESTARIO

(Pp) Y CLAVE

1/

INDICADOR

UNIDAD DE

MEDIDA

META

SEMÁFORO


Razonable Cumplimiento Igual o mayor al 100%

Correctivo Cumplimiento Inferior al 90%


2012 255

Anexo 4.IV


Avance del Gasto por Programa Presupuestario (Pp) y Cumplimiento de Metas de los Indicadores de Desempeño

que conforman su Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)

Programa Presupuestario Seleccionado 1/: (millones de pesos con un decimal)

Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)

1/ Los Pp a seleccionar con su correspondiente MIR, será tomando como base los de mayor peso presupuestal y/o que más contribuyan al cumplimiento de los objetivos estratégicos de la Institución,

y principalmente aquellos que estén obligados a tener MIR registrada en el PASH.

Nota: En los casos de aquellos indicadores que sus metas sean descendentes (Ejemplo: Pérdidas de energía eléctrica), sus resultados cuando sean favorables no deberán ser mayores a los programados.

En este caso, se deberá ajustar la fórmula correspondiente de ese indicador para que refleje el resultado real alcanzado.

ABS. REL.

PRESUPUESTO

PROGRAMADO

PRESUPUESTO

EJERCIDO

226 B001

Producción de petróleo

crudo, gas, petrolíferos y

petroquímicos

6,818.7 7,228.5 7,228.5 7,405.9 177.4 2.5

228 E011

Comercialización de

petróleo crudo, gas,

petrolíferos y

petroquímicos y

mantenimiento de

instalaciones

1,664.0 1,964.2 1,964.2 1,938.7 -25.5 -1.3


EJERCIDO 2011

PRESUPUESTO

ANUAL 2012

MODIFICADO

SEMÁFORO

MENOR

GASTOMAYOR GASTO

VARIACIÓN

AI CLAVE PpDENOMINACIÓN DEL

PROGRAMA

Matriz de Indicadores para Resultados (MIR)

PLANEADA REALIZADA

3.-Componente

(Productos y servicios)

Estratégico Recuperación de licuables Licuables recuperados en

procesos criogénicos

Bls/MMpc Trimestral76.8% 76.8% 74.7% -0.021 97.3

2.-Proposito(Resultados) Estratégico

Porcentaje de la demanda

nacional de gas seco

cubierta con producción

nacional.

Ventas nacionales de gas

seco cubiertas con

producción nacional

% Semestral 91.0% 81.0% 81.1% 0.001 100.1

2.-Proposito(Resultados) Estratégico

Porcentaje de la demanda

nacional de gas licuado

cubierta con producción

nacional.

Ventas nacionales de gas

licuado cubiertas con

producción nacional

% Semestral 73.3% 71.2% 71.0% -0.002 99.7

4.-Actividad8 Acciones y

Proceso)Gestión

Capacidad Criogénica

utilizada

Porciento de capacidad

Criogénica utilizada

% Trimestral 79.2% 75.2% 75.7% 0.005 100.7

2.-Proposito(Resultados) EstratégicoIndice de Satisfacción del

cliente (gas licuado)

Mide la percepción de

satisfacción del cliente (

gas licuado).

% Anual 82.2% 82.2% 81.0% -0.012 98.5

2.-Proposito(Resultados) EstratégicoIndice de Satisfacción al

cliente (Gas Natural)

Mide la percepción de

satisfacción del cliente.% Anual 82.2% 82.2% 77.0% -0.052 93.7

3.-Componente

(Productos y servicios)Estratégico

Cumplimiento de los

programas de ventas (gas

licuado)

Mide el cumplimiento de

la entrega en forma

oportuna y conforme a la

cantidad convenida.

% Semestral 100.0% 100.0% 98.3% -0.017 98.3

3.-Componente


Cumplimiento de los

programas de entrega (

Gas Natural)


la entrega en forma

oportuna y conforme a la

cantidad convenida.

% Semestral 100.0% 100.0% 101.0% 0.010 101.0

3.-Componente


Entregas realizadas de

acuerdo a la

especificación (gas

licuado)


las entregas de acuerdo a

la especificación del

producto.

% Semestral 100.0% 100.0% 100.0% 0.000 100.0

4.-Actividad ( Acciones y

Proceso)Gestión

Balance nacional de gas

licuado. Oferta demanda


producto para su entrega.% Trimestral 100.0% 100.0% 100.4% 0.004 100.4

4.-Actividad (Acciones y

Proceso)Gestión

Balance nacional de gas

natural. Oferta demanda


producto para su entrega.% Trimestral 100.0% 100.0% 100.3% 0.003 100.3

4.-Actividad ( Acciones y

Proceso)Gestión

% de atención de los

reclamos clientes de gas

natural

Mide el número de

reclamos atendidos

respecto a los recibidos

% Trimestral 83.0% 83.0% 100.0% 0.170 120.5

META

ENERO - DICIEMBRE 2012

DIFERENCIA

ABSOLUTA

SEMÁFORONIVEL DE OBJETIVO TIPO NOMBRE DEFINICIÓN

INDICADORES DE DESEMPEÑO

UNIDAD DE MEDIDAFRECUENCIA DE

MEDICIÓN

ENERO-

DICIEMBRE

VALOR DE LA

LINEA BASE

FUENTES DE INFORMACIÓN: Sistema Integral de

Información de los Ingresos y Gasto Público (SII@WEB) y

Portal Aplicativo de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público

"PASH" (Módulo PbR-Evaluación del Desempeño)

AI = Actividad Institucional

PP = Programa Presupuestario, de acuerdo con el Análisis Funcional

Programático Económico del Presupuesto de Egresos de la

Federación para el Ejercicio Fiscal 2012.

Criterios de asignación de color de los semáforos del

avance financiero del Pp.

Menor Gasto

Correctivo Mayor al 10%


Razonable Menor al 5%

Mayor Gasto

Correctivo Mayor al 10%


Razonable Menor al 5%

Criterios de asignación de color de los semáforos del

avance de las metas de los indicadores.

Correctivo Cumplimiento inferior al 90%


Razonable Cumplimiento igual o mayor al 100%

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