informe de labores - ri.pemex.com · 6.3 ventas de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos 60...

_________________________________________________________________________

Petróleos Mexicanos

INFORME DE LABORES

2002 – 2003

PETRÓLEOS MEXICANOS

_________________________________________________________________________


ÍNDICE

_________________________________________________________________________


Página

Introducción 1 1. Aspectos que caracterizaron la evolución de la industria petrolera. 5 Retos y Oportunidades 2. Aspectos relevantes de la situación financiera 11 2.1 Ejercicio del presupuesto 11 2.2 Balanza de divisas 17 2.3 Situación financiera 17 2.4 Indicadores financieros 20

2.5 Programa de financiamiento. Captación de deuda tradicional y de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo (Pidiregas) 21

3. Programa de Inversiones 29 3.1 Principales proyectos de inversión 29 3.2 Presupuestos de inversión 33 4. Exploración, desarrollo de campos y extracción de 43 petróleo crudo y gas natural 4.1 Exploración, perforación de pozos y descubrimiento de campos 43 4.2 Reservas de petróleo crudo y gas natural 44 4.3 Producción de petróleo crudo 46 4.4 Producción de gas natural 48 5. Industrialización del petróleo y sus derivados 51 5.1 Producción de petrolíferos y gas licuado 51 5.2 Producción de petroquímicos 53 5.3 Producción de gas seco 54 6. Comercialización interna del petróleo y sus derivados 57

6.1 Contexto económico general 57 6.2 Política de comercialización 58 6.3 Ventas de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos 60 6.4 Ventas de petroquímicos 63 6.5 Precios de petrolíferos y petroquímicos 63 6.65 Resultados del Programa de Franquicias 65 7. Política petrolera en el ámbito internacional 69 7.1 Mercado petrolero internacional 69 7.2 Balanza comercial de la industria petrolera nacional 73 8. Seguridad industrial y protección ambiental 79 9. Productividad y eficiencia operativa 85

_________________________________________________________________________

Tercer Informe de Labores

Página Apéndice estadístico Cuadro 1 Perforación de pozos 89 Cuadro 2 Producción de petróleo crudo 89 Cuadro 3 Producción de gas natural 90 Cuadro 4 Elaboración de productos petrolíferos 90 Cuadro 5 Volumen de las ventas internas de productos petrolíferos 91 y gas natural Cuadro 6 Valor de las ventas internas de productos petrolíferos 92 y gas natural Cuadro 7 Comercio exterior de la industria petrolera 93 Cuadro 8 Volumen de las exportaciones de petróleo crudo 93 Cuadro 9 Valor de las exportaciones de petróleo crudo 94 Cuadro 10 Precio promedio de exportación de petróleo crudo 94 Cuadro 11 Volumen del comercio exterior de productos petrolíferos y gas natural 95 Cuadro 12 Valor del comercio exterior de productos petrolíferos y gas natural 96 Cuadro 13 Elaboración de productos petroquímicos 97 Cuadro 14 Volumen de las ventas internas de productos petroquímicos 98 Cuadro 15 Valor de las ventas internas de productos petroquímicos 99 Cuadro 16 Volumen de las exportaciones de productos petroquímicos 100 Cuadro 17 Valor de las exportaciones de productos petroquímicos 100 Cuadro 18 Volumen de las importaciones de productos petroquímicos 101 Cuadro 19 Valor de las importaciones de productos petroquímicos 101 Cuadro 20 Flujo de efectivo 102 Cuadro 21 Balance general consolidado al 31 de diciembre 103 Cuadro 22 Estado de resultados del 1 de enero al 31 de diciembre 104 Cuadro 23 Balanza de divisas 105

_________________________________________________________________________


Anexos Consejos de Administración Directorio de Funcionarios Organogramas

_________________________________________________________________________


INTRODUCCIÓN

_________________________________________________________________________


INTRODUCCIÓN

Conforme a lo dispuesto en el Artículo 93 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, 23 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal y 8 de la Ley de Planeación, Petróleos Mexicanos cumple con la obligación de elaborar y presentar el Informe de Labores 2002 - 2003, para que se incorpore al informe del Sector Energía y se someta a la consideración del Honorable Congreso de la Unión.

En el marco del Plan Nacional de Desarrollo 2001-2006, del Programa Sectorial de Energía 2001-2006 y de los Criterios Generales de Política Económica emitidos por el Ejecutivo Federal para el presente año, el Informe de Labores 2002 – 2003 de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, resume los principales resultados alcanzados por la industria petrolera en lo que va de la presente administración, de manera particular lo obtenido al cierre de 2002 y durante el periodo septiembre 2002 – agosto 2003, y para enfatizar los resultados de este año se incluyen los resultados alcanzados durante el lapso enero-agosto de 2003. Además, se mencionan los retos y oportunidades

El informe se integra con nueve capítulos y sus anexos y, la estructura del mismo cumple con los lineamientos dictados por las dependencias gubernamentales coordinadoras de este proceso, en el sentido de enunciar las actividades más relevantes realizadas por Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. En este contexto, el informe es integral y considera cifras consolidadas en materia de resultados contables, financieros y del ejercicio del presupuesto.

Asimismo, en las actividades de exploración y desarrollo, producción, comercio interior, comercio exterior, protección ambiental y seguridad industrial, se destacan las acciones más importantes desarrolladas por cada uno de los organismos subsidiarios y por el ente corporativo. Los resultados de cada una de las actividades de la industria que se comentan en este informe son plenamente congruentes y consistentes con los reportados en el Tercer Informe de Gobierno que el Ejecutivo Federal rinde ante el pleno del H. Congreso de la Unión el 1 de septiembre de 2003.

_________________________________________________________________________


1. ASPECTOS QUE CARACTERIZARON LA

EVOLUCIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA. RETOS Y

OPORTUNIDADES

_________________________________________________________________________ 5


1. ASPECTOS QUE CARACTERIZARON LA EVOLUCIÓN DE LA INDUSTRIA PETROLERA. RETOS Y OPORTUNIDADES

Los principales aspectos que caracterizaron el comportamiento de la industria petrolera paraestatal, entre septiembre de 2002 y agosto de 2003 fueron los siguientes:

• En el periodo el precio promedio de la mezcla mexicana de petróleo crudo en el mercado internacional se ubicó en 23.96 dólares por barril, nivel 4.86 dólares superior al registrado en el lapso septiembre de 2001 y agosto de 2002; dicho precio propició que el valor de las exportaciones petroleras creciera 35.0 por ciento. El precio más alto al que se cotizó la canasta de crudos mexicanos fue el 16 de enero de 2003 día en el cual la mezcla se ubicó en 29.70 dólares por barril, el Maya en 29.06 dólares, el Istmo en 31.58 dólares y el Olmeca en 32.68 dólares por barril; precio de la mezcla que no se alcanzaba desde marzo de 1980.

• La integración de nuevos pozos del proyecto Cantarell y el mejor aprovechamiento de la capacidad de extracción de petróleo crudo en la Región Marina Noreste hicieron posible que Petróleos Mexicanos alcanzara varios máximos históricos de producción de petróleo crudo en el periodo de referencia, registrándose el último el 12 de agosto de 2003 de 3 551.7 mil barriles. La Región Marina Noreste alcanzó un promedio histórico de producción de petróleo al llegar a 2 590.8 mil barriles, de los cuales 2 552.3 mil barriles correspondieron a crudo pesado, cantidad también récord. Estas cifras históricas se deben a que ese día el activo Cantarell aportó un volumen de 2 259.9 mil barriles, la cantidad más alta de su historia.

• En 2002 con la terminación de 27 pozos exploratorios y 343 de desarrollo correspondientes al proyecto Integral de la Cuenca de Burgos el 4 de julio de este año se alcanzó la producción récord de gas no asociado con 1 053.4 MMpcd.

• En actividades de perforación se alcanzó la cifra de 1 013 mil metros perforados en el periodo septiembre de 2002 a mayo de 2003, cantidad que se compara favorablemente con la obtenida al cierre de 2002 de 1 186 mil metros que constituyó un record nacional de los últimos 35 años, en virtud de que se espera que al 31 de agosto de 2003 se supere esta cifra.

• En sismología tridimensional en el periodo septiembre de 2002 a mayo de 2003 se tuvo un avance total de 18 680.3 kilómetros cuadrados, cantidad que superó en más de cuatro veces lo realizado en el mismo periodo previo y representó una cifra record en la adquisición sísmica tridimensional en Petróleos Mexicanos.

• Se reiniciaron las actividades exploratoria s en el estudio del Golfo de México Profundo lo que explica básicamente el aumento en la adquisición sísmica bidimensional al pasar de 2 247.7 kilómetros en el periodo de septiembre 2001 a agosto de 2002 a 12 210.0 kilómetros de septiembre de 2002 a mayo de 2003.

• En actividades exploratoria s se obtuvieron resultados notables ya que al cierre de 2002, se logró la incorporación de 612 millones de barriles de petróleo crudo equivalente de reserva 3P, lo que significó un incremento de 184 por ciento respecto a la incorporación del año previo. La tasa de reposición de reservas fue de 41 por ciento, superando el promedio de 25 por ciento registrado en los últimos 12 años.

• Entre los descubrimientos relevantes que se dieron a conocer el 1 de enero de 2003 destacan los siguientes: la incorporación de reservas de gas no asociado en aguas territoriales del Golfo de México, en donde el descubrimiento marino más significativo correspondió al pozo

_________________________________________________________________________ 6


Lankahuasa-1 de la Región Norte, que incorporó una reserva 2P de 410.5 millones de pies cúbicos; en la Región Marina Suroeste, con la perforación y terminación de seis pozos exploratorios, se incorporó una reserva 2P de 484.9 millones de pies cúbicos de gas; en la Cuenca de Burgos se incorporaron 165.7 millones de pies cúbicos de gas natural de reservas 2P; en la cuenca de Veracruz de 60.5 millones de pies cúbicos; y, en la Región Sur destacan los descubrimientos de gas no asociado en los pozos Saramako-1 y Lotatal-1.

• El Superávit primario de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsid iarios al cierre del primer semestre de 2003 registró un saldo positivo de 24 695.4 millones de pesos, monto que supera en 6 777.6 millones a la meta comprometida para el periodo.

Retos y oportunidades

Petróleos Mexicanos enfrenta el reto de satisfacer la demanda esperada de gas natural, productos petrolíferos y petroquímicos con la mayor calidad al menor costo posible. Busca fortalecer su posición estratégica aumentando las reservas nacionales de petróleo y gas natural, principal elemento en la generación de valor económico. Ante estos retos ha impulsado un ambicioso programa de inversiones con el cual pretende alcanzar las metas siguientes:

• Incorporar reservas para alcanzar una tasa de restitución entre el 75 y 100 por ciento a partir de 2006, con el fin de ubicarse en los estándares internacionales con una inversión física promedio anual de 42 mil millones de pesos en el lapso de 2004-2013 y una cartera de inversión que incluye 16 proyectos de evaluación del potencial petrolero y nueve de incorporación de reservas.

• Aumentar y optimizar la producción de crudo y gas, para lo que desarrollará el proyecto Chicontepec, cuyo volumen original estimado in situ alcanza 130 mil millones de barriles de petróleo crudo equivalente, con una inversión total de 310 mil millones de pesos. En este proyecto se perforarán 13 500 pozos en 15 años.

• Desarrollar las reservas de hidrocarburos y explotar la producción incremental en Ku-Maloob-Zaap, Crudo Ligero Marino, Burgos, Lankahuasa y otros proyectos de gran envergadura. En 2004 la producción incremental diaria de crudo y gas natural alcanzará los 0.6 millones de barriles y 1 233 millones de pies cúbicos, respectivamente; y en 2006 se obtendrá una producción adicional de 2.1 millones de barriles diarios de crudo y 4 500 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. El objetivo es la construcción de 47 plataformas marinas que incluye 600 kilómetros de ductos, con una inversión de 67 mil millones de pesos. Con la ejecución de estos proyectos se compensará la declinación de los campos que actualmente se encuentran en operación.

• Aumentar la producción de gas no asociado, mediante el desarrollo continuo del Programa Estratégico de Gas que constituye la opción más importante para incrementar la oferta nacional de gas natural en el mediano y largo plazos, ya que para 2011 aportará el 52 por ciento de la oferta nacional. Este programa cuenta con un presupuesto de inversión física inicial por 86 251 millones de pesos, 74 por ciento será ejercido en el periodo 2003-2005. Las actividades de desarrollo futuro y explotación remanente se determinarán en función de los resultados 2002-2005. Las metas más importantes a alcanzar en el periodo 2001-2015 contemplan 283 estudios exploratorios, 44 estudios de yacimientos, la terminación de 595 pozos exploratorios y 3 956 pozos de desarrollo.

• Otro reto al que se enfrenta Petróleos Mexicanos es aumentar la producción de petrolíferos; con la conclusión e inicio de operaciones de las reconfiguraciones de Madero, Tula,

_________________________________________________________________________ 7


Salamanca, Minatitlán y Cadereyta, se espera incrementar en 12 por ciento la producción promedio de 2006 con relación a 2002, lo cual permitirá disminuir en 70 mil barriles diarios las importaciones de productos terminados. En 2007 destaca el aumento de la capacidad de la Refinería de Minatitlán de 186 a 350 mil barriles diarios, principalmente para el proceso de crudo pesado, con lo cual se podrán producir 110 mil barriles diarios de de gasolina y diesel de acuerdo a estándares internacionales. Este proyecto considera la construcción de nueve plantas, la construcción de caminos de acceso, acondicionamiento del sitio, integración de los servicios auxiliares, con una inversión total de alrededor de 17 000 millones de pesos.

• De contar con los niveles de inversión solicitados, se concluirá la optimización del Sistema Nacional de Refinación, así como la reconfiguración de la refinería de Minatitlán con base a la nueva composición de la oferta de crudo pesado. En 2008 esto permitirá eliminar prácticamente la importación de gasolinas y diesel.

• Reestructurar la industria petroquímica paraestatal iniciando con una inversión de alrededor de los 800 millones de pesos en 2004, con lo que se incrementará la producción de etileno, óxido de etileno, polietilenos alta densidad y lineal baja densidad, estireno, polipropileno, butadieno, y otros productos que en conjunto incrementarán la producción en 2 175 miles de toneladas anuales.

Con este programa Petróleos Mexicanos pretende mejorar sus principales cifras operativas, incrementando la producción de petróleo crudo de 3 177.1 miles de barriles diarios en 2002 a casi 4 000 miles de barriles diarios en 2010; la de gas natural 4 423.5 a 7 000 millones de pies cúbicos diarios; la de petrolíferos de 1 483.0 a 1 628 miles de barriles diarios y la de petroquímicos desregulados de 7 055.4 a 9 000 miles de toneladas anuales en el mismo periodo.

Asimismo, la Institución busca mejorar el desempeño operativo principalmente en el incremento de eficiencia energética, hasta alcanzar niveles comparables con las mejores prácticas internacionales, a través de la incorporación de nuevas tecnologías y una mejora continua en todas las operaciones y líneas de negocios, y lograr un marco regulatorio y fiscal adecuado a fin de que la Institución alcance niveles de desempeño similares a los que prevalecen en otras compañías de la misma importancia , considerando también las mismas circunstancias.

_________________________________________________________________________


2. ASPECTOS RELEVANTES DE LA SITUACIÓN FINANCIERA

_________________________________________________________________________ 11


2. ASPECTOS RELEVANTES DE LA SITUACIÓN FINANCIERA

2.1 Ejercicio del presupuesto

El gasto programable aprobado para el ejercicio 2002, en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) para Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios ascendió a 112 508.5 millones de pesos, de los cuales 73 049.3 millones correspondieron a operación y 39 459.2 millones a inversión, monto que se integra a su vez por 28 349.6 millones de inversión física y 11 109.6 de pago de registro Pidiregas. Para los proyectos Pidiregas se autorizó un monto de 56 869.0 millones de pesos el cual se destinó a Pemex Exploración y Producción y a Pemex Refinación. Los montos mencionados no incluyen el gasto programable de Petroquímica Morelos, S.A. de C.V.

Durante ese año se realizaron diversas modificaciones al presupuesto aprobado por el H. Congreso de la Unión que fueron debidamente autorizadas por las Secretaría de Hacienda y Crédito Público conforme a la legislación vigente, determinando un presupuesto programable modificado de 108 406.6 millones de pesos, integrado por 68.7 por ciento de operación y 31.3 por ciento de inversión física y pago de registro Pidiregas.

Los comentarios sobre el ejercicio del presupuesto durante 2002 que se mencionan a continuación, se comparan preferentemente con los montos autorizados en el presupuesto original y se hacen algunas consideraciones con el modificado.

Al cierre de 2002, Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios mostraron un superávit primario de 45 501.1 millones de pesos, cantidad que comparada con el monto previsto en el PEF y en el presupuesto modificado fue superior en 13 966.9 y 9 906.7 millones de pesos, respectivamente. La integración del superávit primario se muestra en el cuadro siguiente:

S U P E R Á V I T P R I M A R I O 1/ (Millones de pesos)

2 0 0 2

Organismo PEF Presupuesto Adecuado II

Ejercicio Variación (%)

(a) (b) (c) (c)/(a) (c)/(b)

Petróleos Mexicanos 31 534.2 35 594.4 45 501.1 44.3 27.8

Exploración y Producción 37 517.3 64 743.0 71 658.6 91.0 10.7

Refinación -6 804.4 -26 749.9 -25 580.7 275.9 -4.4

Gas y Petroquímica Básica 2 375.4 2 979.4 7 239.8 204.8 143.0

Petroquímica -5 684.1 -5 367 .2 -6 845.5 20.4 27.5

Corporativo 4 130.0 -10.9 -971.1 -123.5 8 809.2

Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional. Informe de Avance de Gestión Financiera, enero – junio 2003 1/ No incluye intereses derivados de la mesa de dinero por eliminarse en la consolidación.

Los ingresos totales ascendieron a 496 099.0 millones de pesos, 4.5 y 0.9 por ciento mayores a los previstos en el PEF y al presupuesto modificado, en el orden citado. Los ingresos propios (sin considerar los impuestos directos, indirectos, la mercancía para reventa y las operaciones ajenas)

_________________________________________________________________________ 12


ascendieron a 150 031.6 millones de pesos, monto 4.2 por ciento mayor con respecto al previsto en el PEF.

El crecimiento de los ingresos propios con relación al los estimados en el presupuesto original se produjo principalmente por el efecto combinado de las causas siguientes:

• Incremento en el volumen de ventas en el país de gasolinas para uso automotor y asfaltos, así como mayores precios de venta de esos productos y de combustóleo que se tradujo en una mayor cobranza. Sin embargo, este efecto positivo se vio atenuado por un menor volumen comercializado de productos petroquímicos derivado de la salida de operación de algunas plantas.

• Aumento de 6.08 dólares por barril del precio de la mezcla mexicana de petróleo crudo en el mercado internacional que compensó la disminución en el volumen exportado; además de la venta de residuo largo y amoniaco, no contemplados en el presupuesto, y mayores precios de combustóleo, turbosina y asfaltos. Las causas mencionadas superaron los efectos de un menor tipo de cambio; la disminución en los volúmenes de venta en el extranjero de naftas y gas licuado; el incremento de los pagos por derechos a la extracción de hidrocarburos y por el concepto de aprovechamiento sobre rendimientos excedentes que resultaron de mayores ingresos y como consecuencia del precio promedio de venta del crudo más alto que el previsto en el presupuesto; y el aumento en el volumen de las importaciones y precio de gasolinas, diesel, combustóleo y gas licuado.

• En el renglón de otros ingresos propios el resultado positivo se originó principalmente por el efecto de la variación cambiaria, la venta de acciones de la Aseguradora Hidalgo, mayores fletes de combustóleo, recuperación por gastos derivados de siniestros y menor pago de coberturas por el precio del gas natural.

El gasto programable de operación e inversión ejercido ascendió a 104 816.4 millones de pesos, fue inferior en 6.8 y 3.3 por ciento al estimado en el presupuesto original y en el modificado, en el orden citado.

Por otra parte, el gasto de operación del ejercicio por 72 077.2 millones de pesos registró un cumplimiento respecto al PEF de 98.7 por ciento y de 96.7 por ciento del modificado. Las causas que explican el menor ejercicio, para ambos presupuestos, fue la aplicación del programa de ahorro, las medidas de austeridad dictadas por las autoridades gubernamentales y las causas que se mencionan a continuación:

• En el renglón de servicios personales no se realizó la cobertura definitiva de plazas de personal ejecutivo y administrativo; se disminuyó el tiempo extra y se ajustó el impuesto sobre productos de trabajo.

• En materiales y suministros se optimizaron los inventarios principalmente de sustancias químicas y catalizadores; menores pagos en adquisición de materiales y suministros por la salida de operación de la planta de óxido de etileno en Petroquímica Pajaritos, S.A. de C.V.; atraso en la contratación de consultorías y en los procesos de licitación; y desfasamiento en la adjudicación de diversos contratos.

• En servicios generales se pospuso el pago anticipado de la prima general de seguros; se retrasó la facturación por honorarios y gastos pagados a terceros; en conservación y mantenimiento se difirieron algunos trabajos en centros de producción y en algunas terminales de gas licuado; y se retrasó el mantenimiento de diversos equipos de Pemex Petroquímica.

_________________________________________________________________________ 13


El monto de inversión ejercida en 2002 ascendió a 32 739.2 millones de pesos, menor en 17.0 y 3.4 por ciento con relación al PEF y al presupuesto modificado, respectivamente, variación que se ubicó en los rubros de adquisición de bienes muebles e inmuebles en el cual se registraron retrasos en la adjudicación de pedidos en los procesos concursales y demoras en la entrega de equipos por parte del proveedor; en obras por el retraso en la facturación, reprogramación de obras y en la estimación de los trabajos de ampliación de la planta de derivados Clorados III; finalmente, en el renglón de modificación y de reacondicionamiento no se concretaron trabajos diversos en las terminales de Juárez, Madero, Cactus, Tepeji, Zapopan y Salina Cruz, así como en los trabajos de mejoras en las estaciones de compresión Lerdo y Cárdenas. Asimismo, en los pagos relativos al registro Pidiregas se registró un menor ejercicio de 873.0 millones de pesos, si se compara con lo autorizado en PEF, no obstante que el tipo de cambio fue mayor al presupuesto.

Los pagos por mercancía para reventa mostraron un mayor ejercicio de 39.9 por ciento del presupuesto original; la variación se explica por el efecto combinado de precios más altos de las importaciones de gasolinas, así como mayores volúmenes adquiridos en el exterior de estos combustibles, de diesel y de gas licuado que se compensó parcialmente por una menor maquila de crudo.

Los impuestos de carga indirecta fueron inferiores en 15 392.3 millones de pesos respecto a los previstos en PEF, debido a menores pagos por Impuesto al Valor Agregado (IVA), y del Impuesto Especial de Producción y Servicios (IEPS). Respecto a la carga fiscal directa, el pago efectuado en 2002 registró una variación positiva con relación al presupuesto en 20 856.8 millones de pesos, básicamente por mayores pagos por concepto de derechos de extracción petrolera, aprovechamiento sobre rendimientos excedentes e impuestos a la importación resultado del crecimiento en los ingresos por ventas, y del aumento en el precio promedio de venta de crudo con respecto al previsto.

Por concepto de intereses de la deuda se cubrieron 13 686.1 millones de pesos. Si este monto se compara con el autorizado en el PEF, se observa un cumplimiento de sólo 56.4 por ciento, ya que el menor ejercicio se ubica básicamente en el pago rendimientos mínimos garantizados al Gobierno Federal que se reclasificaron en el rubro de amortización de la deuda, como puede observarse en el presupuesto modificado. Otra causa que motivó el menor ejercicio en este rubro fue la disminución de las tasas de interés.

La captación total de recursos en 2002 ascendió a 34 095.6 millones de pesos monto 53.5 por ciento superior al presupuesto original, debido principalmente a una mayor captación en aceptaciones bancarias, créditos directos y papel comercial, disminuido este efecto por menores captaciones de los Pidiregas en operación y menor tipo de cambio al previsto. La amortización de la deuda ascendió a 49 298.1 de millones de pesos casi el doble del monto establecido en el PEF debido a que incluye el pago equivalente al capital por los rendimientos mínimos garantizados al Gobierno Federal por lo que la variación se integra básicamente de 13 558.1 millones de pesos por deuda documentada y 8 617.1 millones por rendimientos mínimos garantizados; la primera se explica por mayores pagos en aceptaciones bancarias y papel comercial, disminuido en forma parcial por el menor tipo de cambio y en los pagos previstos por concepto de Pidiregas en operación. Es importante destacar que los movimientos netos de la deuda, eliminando el efecto de los rendimientos mínimos garantizados y la cuenta Master-Trust neto originaron un desendeudamiento neto por 759.7 millones de dólares que se situó dentro del monto autorizado en el presupuesto modificado.

En 2002 la Institución obtuvo un aumento de caja de 16 612.6 millones de pesos resultado de un mejor superávit primario y un mayor desendeudamiento.

Para el ejercicio correspondiente a 2003, el gasto programable autorizado en el Presupuesto de Egresos de la Federación a la industria petrolera paraestatal asciende a 111 798.1 millones de pesos, de los

_________________________________________________________________________ 14


cuales 75 819.3 millones corresponden a operación y 35 978.8 millones a inversión física y registro Pidiregas. Durante el primer semestre de 2003 las autoridades hacendarias emitieron opinión favorable a dos peticiones de Petróleos Mexicanos para la adecuación interna del presupuesto original autorizado. Las peticiones consideran movimientos compensados en el gasto programable trasladando recursos del gasto corriente a inversión sin modificar el monto programable total aprobado por el H. Congreso de la Unión, en estricto apego a los términos establecidos en el inciso e) fracción V del artículo 4º del Decreto del Presupuesto de Egresos de la Federación 2003. De esta forma el presupuesto modificado considera 75 857.9 millones de pesos de operación y 35 940.2 millones de pesos de inversión física. Cabe destacar que estos montos no incluyen el gasto programable de Petroquímica Morelos, S.A. de C.V.

La información correspondiente al ejercicio presupuestal del primer semestre de 2003 muestra los resultados preliminares obtenidos por Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios. Estos resultados se comparan con el presupuesto original autorizado por el H. Congresos de la Unión y con el presupuesto de movimientos compensados antes mencionados.

En el primer semestre de 2003, Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios obtuvieron un superávit primario de 24 695.4 millones de pesos, superior en 6 777.6 millones al previsto en el presupuesto modificado. Por organismo subsidiario la integración del superávit primario, sin considerar los intereses derivados de las operaciones financieras interorganismos, que en la consolidación se eliminan, fue la siguiente: Pemex Exploración y Producción obtuvo un superávit de 14 856.0 millones de pesos, Pemex Gas y Petroquímica Básica de 11 336.2 millones de pesos y, Pemex refinación de 1 462.8 millones de pesos; sin embargo, Pemex Petroquímica y el Corporativo de Petróleos Mexicanos presentaron déficit por 2 651.4 y 308.2 millones de pesos, respectivamente.

En el primer semestre de 2003 Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios obtuvieron ingresos totales por 309 967.4 millones de pesos, monto que superó los ingresos del mismo periodo del año previo en 87 608.8 millones de pesos que en términos porcentuales significó un crecimiento real de

17 917.8

5 936.6

24 829.3

9 699.6

443.2

(21 836.7)

(12 058.5)

(235.9)

21 695.4

Superávitprimario

pto.Adecuado

MayoreoVentasInternas

MayoreoVentas

Externas

MayoresOtros

Ingresos

MenorGasto

Oper/Inv.

Mayor pagode

impuestos

MayorMercanciap/Reventa

OperacionesAjenas(Netas)

SuperávitPrimarioEjercido

Petróleos Mexicanos Superávit (déficit) primario consolidado enero-junio 2003

(Millones de pesos)

Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional

_________________________________________________________________________ 15


32.7 por ciento y 15.0 por ciento mayores a los estimados en el presupuesto original y en el presupuesto modificado.

Los ingresos totales por ventas en el mercado nacional ascendieron a 207 051.0 millones de pesos, 20.3 y 3.0 por ciento mayores a los registrados en el periodo enero-junio de 2002, en términos reales, y a los estimados en el presupuesto original, respectivamente. Este comportamiento se explica por el efecto combinado de los factores que se mencionan a continuación:

• Mayor volumen de ventas de gasolinas, diesel y gas natural que compensaron la disminución en la cantidad comercializada de combustóleo y gas licuado.

• Incremento en los precios de gas natural, gas licuado, combustóleo, turbosina y el de algunos productos petroquímicos.

• Aumento en la cobranza a la Comisión Federal de Electricidad y al sector privado.

• Menor volumen de ventas de productos petroquímicos.

• Depreciación del peso frente al dólar.

Los ingresos por ventas de exportación por 93 216.9 millones de pesos, equivalentes a 8 7936.0 millones de dólares, significaron un aumento de 56.4 y 36.3 por ciento con respecto al primer semestre de 2002 y al monto estimado en el presupuesto original, en el orden citado. Esta última situación se debió a mayores precios de la canasta de crudos mexicanos en el mercado petrolero internacional, incremento en el volumen de exportación de petróleo crudo y por el impacto de la depreciación del peso frente al dólar. Con respecto al primer semestre de 2002, se observó un incremento en el volumen de exportación de 222.1 Mbd y en el precio de la mezcla de petróleo crudo de 4.84 dólares por barril, efectos que combinados significaron 2 423.8 millones de dólares más.

El renglón de otros ingresos diversos por 9 699.6 millones de pesos se originaron principalmente por las coberturas de gas natural, recuperación de gastos por siniestros y fletes, swaps de Repsol y, otros ingresos financieros e intereses y dividendos pagados.

Petróleos Mexicanos: ingresos por venta e impuestos y derechos

Flujo de efectivo (Miles de millones de pesos)

1998 1999 2000 2001 2002 2002 2003

Ventas internas Ventas externas Impuestos directos Impuesto indirectos

184.1

476.9

333.9

222.6

478.1

340.1 334.3

280.3

489.0

220.5 212.8

300.3 312.1

132.8

Impuestos Indirectos Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional

_________________________________________________________________________ 16


Durante el primer semestre de 2003, Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, una vez descontados de los ingresos totales los impuestos directos, indirectos y la mercancía para reventa, obtuvieron ingresos propios por 70 367.1 millones de pesos, monto inferior en 13.0 por ciento en términos reales al obtenido en igual periodo de 2002, pero mayores en 10.3 por ciento al estimado en el presupuesto original y en el modificado Esto último fue resultado de menores ingresos por venta que se compensaron por los ingresos diversos obtenidos en el periodo.

El gasto programable de operación e inversión física ejercido ascendió a 45 435.7 millones de pesos, monto ligeramente inferior al estimado en el presupuesto original y modificado y superior en 7.6 por ciento en términos reales al erogado en el primer semestre de 2002.

En operación se registró un mayor ejercicio de 349.0 miles de pesos respecto al presupuesto modificado debido principalmente al aumento de los gastos realizados por siniestros y viáticos; sin embargo, el gasto de inversión por 15 104.1 millones de pesos fue menor en 5.0 por ciento debido a la recalendarización de los pagos por Pidiregas, y menores gastos en los renglones de adquisición de bienes muebles e inmuebles, modificación y reacondicionamiento y construcción de obras.

Los pagos por mercancía para reventa ascendieron a 26 774.2 millones de pesos, (2 516 millones de dólares) duplicaron los realizados en el primer semestre de 2002 y fueron mayores en 81.9 por ciento, con respecto a los previstos en el presupuesto original y modificado. Este comportamiento se explica por mayor tipo de cambio, precios y volúmenes importados.

Durante el primer semestre de 2003, el pago de los impuestos y directos fue mayor en 92 681.4 y 40 259.2 millones de pesos con relación al mismo periodo del año previo y presupuesto modificado, respectivamente, derivado principalmente del crecimiento de los ingresos por mejor cotización del petróleo crudo y mayor volumen de exportación de este hidrocarburo. Cabe mencionar que hasta junio de 2002 Petróleos Mexicanos presentó un saldo a favor por el aprovechamiento a los rendimientos excedentes por 1 147.0 millones de pesos, mientras que hasta el 30 de junio de 2003 cubrió un monto de 10 605.0 millones de pesos.

En cuanto a los impuestos indirectos se registró una disminución de 12 645.6 y 18 422.5 millones de pesos, con relación al primer semestre de 2002 y al presupuesto modificado, en el orden mencionado, principalmente en el pago del IEPS, debido a que los precios de las gasolinas y diesel en el mercado spot fueron superiores a los observados en el primer semestre de 2002, como resultado del aumento del precio del petróleo crudo en el mercado petrolero internacional, lo que propició que el IEPS disminuyera para mantener el precio programado de venta al público en el mercado nacional para estos productos.

En el primer semestre de 2003, por concepto de intereses de la deuda, se cubrieron 12 074.7 millones de pesos, mayores en 3 157.0 millones, por el efecto combinado de mayores pagos de intereses y menores pagos de intereses Pidiregas y rendimientos al Gobierno Federal. El monto de intereses incluye 5 245.4 millones de pesos de otros egresos financieros.

El ejercicio muestra un desendeudamiento neto de 16 775.6 millones de pesos respecto al previsto de 2 467.0 millones de pesos; mostró una variación de 14 308.5 millones de pesos, con respecto al presupuesto modificado derivada de una mayor amortización de aceptaciones bancarias y papel comercial.

Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios obtuvieron un uso de caja de 4 154.7 millones de pesos respecto al incremento previsto de 6 533.2 millones de pesos.

_________________________________________________________________________ 17


2.2 Balanza de divisas

En 2002 la industria petrolera ingresó 16 602.1 millones de dólares de los cuales 84.1 por ciento provino de venta de bienes y 20.8 por ciento de financiamientos, proporciones que se vieron compensadas por un ingreso negativo de 806.9 millones de dólares, derivado de pérdidas en la utilidad cambiaria.

Los ingresos por ventas de bienes subieron 5.5 por ciento con respecto a 2001 por mayores precios de la canasta de crudos mexicanos en el mercado petrolero internacional. Por su parte, los recursos obtenidos a través de financiamientos registraron una disminución de 33.2 por ciento.

Los egresos fueron de 10 935.7 millones de dólares, monto 19.9 por ciento inferior a lo reportado en 2001. La amortización de la deuda, los intereses y los gastos por concepto de compras de mercancías para reventa fueron los rubros que representaron 80.7 por ciento del total de las erogaciones.

En 2002 la aportación neta de divisas realizada por Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios ascendió a 5 666.4 millones de dólares, monto superior en 4.9 por ciento con respecto al año previo.

En el primer semestre de 2003, el saldo de la balanza de divisas de Petróleos Mexicanos presentó un aumento de 1 598.9 millones de dólares, equivalente al 75.6 por ciento con respecto al mismo periodo del año previo. Los ingresos fueron superiores en 43.6 por ciento, derivado de un mayor comercio de crudo con el exterior, conjugado con mayores precios del crudo mexicano en el mercado internacional. Este importante incremento en los ingresos se vio contrarrestado por un mayor gasto por mercancía para reventa, toda vez que se compró en el exterior un mayor volumen de gas natural a precios particularmente altos.

Así, los egresos totales ascendieron a 6 191.3 millones de dólares, monto 22.8 por ciento superior al mismo lapso de 2002. El servicio de la deuda y la mercancía para reventa absorbieron 83.9 por ciento de los egresos. Sin embargo, el monto destinado al servicio de la deuda fue menor, especialmente el pago de intereses, lo que se explica en el registro de menores intereses de los proyectos Pidiregas. El gasto de inversión fue superior a lo observado en el primer semestre de 2002 por haberse realizado mayores pagos de amortizaciones a los proyectos Pidiregas, derivados del reconocimiento de las unidades productivas.

2.3 Situación financiera

El análisis de los resultados financieros de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios que se presenta en este informe corresponde a los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2002 y los correspondientes al cierre de junio de 2003 1, preparados conforme a las Normas de Información Financiera (NIFs) emitidas por la Secretaría de la Función Pública antes Secretaría de Contraloría y Desarrollo Administrativo, y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Estos estados financieros muestran diferencias con los preparados con base en los principios de contabilidad generalmente aceptados emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos (IMCP). Los estados financieros que se comentan fueron examinados por un auditor independiente cuyo dictamen expresa una opinión sin salvedades sobre los mismos.

1 Los correspondientes a 2002 son dictaminados y los del primer semestre de 2003 son preliminares no dictaminados.

_________________________________________________________________________ 18


Las principales diferencias entre normas gubernamentales y principios de contabilidad son las siguientes:

• Para principios de contabilidad se considera en los estados financieros consolidados a la filial Petroquímica Morelos, S.A. de C.V. en tanto que en normas gubernamentales no se incluye.

• Pasivo laboral. Bajo principios de contabilidad el reconocimiento del pasivo laboral se considera en su totalidad conforme al resultado de estudios actuariales; en normas gubernamentales se reconoce el pasivo laboral en tanto el resultado no sea de naturaleza desfavorable.

• Pidiregas. De acuerdo a la norma gubernamental NIF-09-A, los pasivos relacionados con estas inversiones se reconocen sólo por los compromisos del ejercicio corriente y el siguiente, en tanto que para principios de contabilidad, se debe reflejar en estados financieros los pasivos contraídos y costos financieros de los proyectos, así como la totalidad de las inversiones con sus depreciaciones y amortizaciones correspondientes.

• Sólo para el reconocimiento de los efectos de la inflación, en ambos casos, se observa la norma gubernamental NIF-06 Bis A, apartado A.

Conforme a normas gubernamentales, en 2002 Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios presentaron una pérdida neta 15 444.6 millones de pesos, monto que significó un aumento de 59.0 por ciento, en términos reales, comparado con el obtenido en 2001. Este resultado se explica básicamente por el efecto combinado de la disminución en términos reales de las ventas internas, aumento en el pago de impuestos y derechos y por el cargo a resultados del costo acumulado de abandono de pozos que no fue compensado por el aumento en ventas de exportación y la disminución real en costos y gastos.

Al 31 de diciembre de 2002, la situación financiera que presentó Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios mostró una variación positiva en los activos totales de 16.0 por ciento respecto del año previo. El activo circulante representó 21.2 por ciento del activo total y registró un incremento de 72.4 por ciento, debido principalmente a: la variación positiva en clientes por incremento en el valor de las ventas en el mercado de exportación, consecuencia de un mayor precio promedio de la mezcla de crudo mexicano en los mercados internacionales; esto último también contribuyó en la variación positiva de los inventarios de productos y materiales.

El activo fijo neto se incrementó en 10 893.0 millones de pesos, 3.7 por ciento respecto del saldo al 31 de diciembre de 2001, originado básicamente por el efecto neto de las nuevas inversiones y el registro de las depreciaciones del periodo, así como por la actualización de los bienes al 31 de diciembre de 2002, conforme a la circular técnica NIF – 06 bis A, apartado A.

El incremento en otros activos por 13 720.0 millones de pesos, se originó por la variación positiva del activo intangible pasivo laboral, con base en los estudios realizados por actuarios independientes.

El pasivo total registró un aumento de 73 101.6 millones de pesos con respecto al 31 de diciembre de 2001. Esta variación se explica principalmente por el incremento en los derechos y otros impuestos por pagar debido al efecto combinado de mayores ingresos por ventas y disminución de los anticipos pagados por derechos sobre extracción de petróleo y las provisiones derivadas del costo del pasivo laboral y a la actualización de las obligaciones laborales al cierre del ejercicio, aunada a la provisión que se registró en el ejercicio 2002 para atender las actividades de taponamiento y desmantelamiento de pozos.

El patrimonio al 31 de diciembre de 2002 ascendía a 199 231.1 millones de pesos, inferior en 1.7 por ciento respecto al del año previo.

_________________________________________________________________________ 19


En el primer semestre de 2003, Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios presentaron un rendimiento neto de 9 401.3 millones de pesos, monto que significó un aumento de 79.1 por ciento, en términos reales, comparado con el obtenido en el mismo periodo de 2002. La mejoría en el resultado se explica básicamente por la evolución favorable de los ingresos por ventas de productos, por las utilidades obtenidas en las coberturas de gas natural y por el resultado positivo en instrumentos financieros derivados que compensaron el aumento en los costos y gastos.

Las ventas en el país por 186 999.5 millones de pesos observaron un incremento real de 22.2 por ciento, originado por los aumentos en el volumen comercializado y en el precio de algunos productos petrolíferos y de gas natural. Las ventas de exportación registraron también una evolución favorable debido principalmente a un mayor precio promedio de la mezcla de crudo mexicano en los mercados internacionales, así como al incremento en el volumen de venta con influencia positiva de la paridad del peso mexicano con respecto al dólar americano.

En el renglón de costos y gastos se registró un incremento de 22 196.9 millones de pesos, 27.9 por ciento en términos reales, principalmente por el aumento en compras de productos en el extranjero por 12 720.8 millones de pesos, por la fluctuación desfavorable en los inventarios de productos por 4 450.1 millones de pesos, así como al incremento en la depreciación y en otros costos y gastos por 2 471.8 y 2 554.2 millones de pesos, en el orden citado. Influyó también el aumento de la reserva laboral debido al registro del costo del periodo, conforme a los estudios actuariales realizados por peritos independientes al 31 de diciembre de 2002. Cabe señalar que el los lapsos comprendidos del 1 de enero al 30 de junio de 2002 y 2003, no se aplicaron a resultados a resultados 8 033.9 y 7 821.1 millones de pesos, respectivamente, por este concepto.

En el renglón de intereses netos se registró una disminución de 1 637.4 millones de pesos debido al efecto favorable de 1 700.1 millones de pesos en instrumentos financieros derivados, que se compensó en forma parcial con el aumento en intereses no capitalizados de los Proyectos Pidiregas terminados a la fecha.

En otros ingresos y gastos el incremento de 1 340.1 millones de pesos que presenta este rubro en los ingresos se debe principalmente a la utilidad generada por las coberturas de gas natural, así como a la variación favorable observada por la fluctuación cambiaria en 1 070.4 millones de pesos como consecuencia del comportamiento del tipo de cambio del peso con respecto al dólar americano, al presentar un efecto desfavorable de 8.9 por ciento en el periodo del 1 de enero al 30 de junio de 2002, comparado con el 1.2 por ciento en el mismo periodo de 2003.

En impuestos y derechos la variación positiva equivalente a 51 353.4 millones de pesos se debió al efecto neto por el aumento en los derechos sobre extracción de petróleo, en el aprovechamiento sobre rendimientos excedentes (ARE) y en otros impuestos, compensados con la disminución en el impuesto especial sobre producción y servicios. El ARE pasó de un monto de 4 341.2 millones de pesos en el periodo del 1 de enero al 30 de junio de 2002, a 8 535.7 millones de pesos en el mismo periodo de 2003. Al mes de junio de 2003, la carga fiscal representó 64.6 por ciento de las ventas totales, en tanto que en el mismo periodo de 2002, fue 63.3 por ciento.

Al cierre del primer semestre de 2003, la situación financiera que presentó Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios muestra una variación positiva nominal en los activos totales de 16.6 por ciento, respecto al mismo periodo previo. El activo circulante aumentó 12 508.3 millones de pesos, 13.1 por ciento, reflejado principalmente en los saldos de cuentas por cobrar a clientes nacionales por 5 419.9 millones de pesos y a clientes extranjeros por 3 403.6 millones de pesos y, en los inventarios por 2 706.0 millones de pesos, debido a mayores saldos en existencias de petróleo crudo y productos, originado por la variación en los precios de los mercados internacionales.

_________________________________________________________________________ 20


El activo fijo se incrementó en 10 962.9 millones de pesos por el efecto neto de las nuevas inversiones, el registro de las depreciaciones del periodo, y la actualización de los bienes al 31 de diciembre de 2002, conforme a la Norma Gubernamental NIF-06 BIS “A” apartado A.

Los otros activos presentaron un aumento de 55 973.5 millones de pesos, principalmente en la cuenta de activo intangible pasivo laboral, derivado de la actualización de las obligaciones laborales al cierre del ejercicio 2002, de acuerdo a los resultados de los actuarios independientes.

El aumento de 11 350.6 millones de pesos del pasivo a corto plazo fue resultado de los factores siguientes: los impuestos y derechos por pagar aumentaron 3 803.7 millones de pesos, debido a mayores ventas; el saldo de la deuda documentada tradicional se incrementó en 2 387.4 millones de pesos, por los vencimientos de deuda exigibles a plazo menor de un año; finalmente, los compromisos derivados de la deuda Pidiregas fueron mayores en 1 001.1 millones de pesos.

El pasivo a largo plazo se incrementó en 7 516.8 millones de pesos, por la provisión operativa registrada en diciembre de 2002 para atender las actividades de taponamiento y desmantelamiento de pozos. Por otra parte, la deuda a largo plazo relacionada con los proyectos Pidiregas, se incrementó en 5 650.4 millones de pesos mientras que la deuda documentada tradicional disminuyó en 5 854.7 millones de pesos.

El pasivo laboral mostró un aumento de 65 681 millones de pesos, originado principalmente por la actualización de las obligaciones laborales, conforme a los estudios realizados por actuarios independientes al cierre del ejercicio de 2002, así como al costo del periodo.

La disminución de 5 731.4 millones de pesos del patrimonio se originó por la pérdida generada al cierre de 2002 y por la aplicación en mayo de 2003 de los rendimientos mínimos garantizados, situación que se compensó parcialmente con la actualización que integran el activo fijo efectuada en diciembre de 2002 y con el incremento en la reserva para exploración y declinación de campos.

2.4 Indicadores financieros

De acuerdo con los resultados obtenidos por Petróleos Mexicanos, los principales indicadores financieros observaron el comportamiento que se muestra en la tabla siguiente:

INDICADORES FINANCIEROS

Junio 1998 1999 2000 2001 2002

2002 2003

Rendimiento sobre patrimonio (%)

1.41 -0.49 -1.30 -4.56 -7.75 2.38 4.60

Rendimiento sobre ventas (%) 1.45 -0.42 -0.61 -2.18 -3.39 2.42 3.34 Estructura financiera (%) 48.94 47.40 45.49 46.51 39.42 43.75 36.51 Liquidez (número de veces) 1.10 1.18 1.14 1.31 1.27 1.45 1.40 Capital de Trabajo (MM$) 5 165 12 608 10 749 14 753 22 809.0 29 576 30 734

MM$ = millones de pesos

Al 31 de diciembre de 2002, los indicadores financieros referidos en el cuadro de arriba presentaron los efectos siguientes:

• En el caso del rendimiento sobre el patrimonio y el rendimiento sobre ventas el comportamiento fue producto del aumento en el pago de impuestos y derechos y por el cargo a

_________________________________________________________________________ 21


resultados del costo acumulado inicial de abandono de pozos que no fue compensado por el incremento en los ingresos por ventas totales.

• En la estructura financiera el patrimonio significó el 39.42 por ciento del activo total, en tanto que para 2001, la relación fue de 46.51 por ciento. Esta disminución se debió al incremento en el pasivo laboral, en los impuestos y derechos por pagar y por la pérdida del ejercicio del año que se informa.

• Aun cuando el índice de liquidez presentó una ligera disminución, el capital de trabajo muestra una situación favorable que se explica por el aumento en el activo de disponibilidad inmediata y en cuentas por cobrar por mayores ventas que compensó el incremento en los impuestos y derechos por pagar, principalmente.

Al 30 de junio de 2003, los indicadores financieros presentaron variaciones positivas, salvo el relativo a la estructura financiera, con respecto a los obtenidos en el primer semestre de 2002, debido a las causas siguientes:

• Los rendimientos sobre el patrimonio y sobre ventas observaron un aumento de 2.2 y 0.9 puntos porcentuales, respectivamente. El primero de ellos; obedeció a la actualización del activo fijo y al aumento de la reservas con destino específico que se compensó en parte por la aplicación de los rendimientos mínimos garantizados del Gobierno Federal en mayo de 2003 y; en el segundo se debió al importante aumento en los ingresos por ventas y por la utilidad generada por las coberturas de gas natural que compensaron la evolución positiva de los costos y gastos.

• En la estructura financiera el patrimonio significó el 36.51 por ciento del activo total, en tanto que para el periodo previo, la relación fue de 43.75 por ciento. Esta disminución se debió al incremento en el pasivo laboral y de largo plazo y por la provisión para atender las actividades de taponamiento y desmantelamiento de pozos.

• La evolución favorable del índice de liquidez y de capital de trabajo la explica el incremento en el renglón de cuentas por cobrar e incremento en inventarios que compensó el aumento del pasivo a corto plazo.

2.5 Programa de financiamiento. Captación de deuda tradicional y de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo (Pidiregas)

El programa de financiamiento 2002 y 2003 autorizado a Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios por el H. Congreso de la Unión consideran los recursos necesarios para el programa de financiamiento tradicional y Pidiregas.

_________________________________________________________________________ 22


ENDEUDAMIENTO NETO

(Millones de dólares)

Enero-diciembre 2002 Enero-junio 2003 Tipo de crédito

Captación Amortización End. Neto

Captación Amortización End. Neto

Deuda tradicional Aceptaciones bancarias 785.0 785.0 - - 785.0 -785.0 Arrendamiento financiero - 40.4 -40.4 - 22.1 -22.1 Créditos directos 650.0 909.1 -259.1 290.0 231.8 58.2 Créditos reestructurados - 68.9 -68.9 - 36.1 -36.1 ECAS (Créditos garantizados) 146.4 177.7 -31.3 94.9 90.4 4.5 Emisión de bonos - 300.0 -300.0 - - - Líneas de crédito al comercio exterior 225.0 490.0 -265.0 125.0 125.0 - Papel comercial 612.5 407.5 205.0 - 432.5 -432.5 Subtotal deuda tradicional 2 418.9 3 178.6 -759.7 509.9 1 722.9 -1 213.0 Deuda PIDIREGAS ECA´S Us Exim Cantarell (ABN) 200.0 77.5 122.5 128.2 68.9 59.3 Us Exim Burgos (Barclays) 130.0 16.1 113.9 57.3 12.7 44.6 Us Exim PEG 42.0 - 42.0 51.8 - 51.8 Us Exim Nuevos proyectos 55.2 - 55.2 JBIC Cantarell 108.7 102.6 6.1 - - - Santander Central Hispano (Burgos) - - - - 15.6 -15.6 HSBC - - - - 4.1 -4.1 EDC Cantarell, Burgos Delta - 20.0 -20.0 - 10.0 -10.0 ECGD Cantarell (HSBC) 7.0 - 7.0 - - - US Exim Delta (Chase) 48.2 4.0 44.2 - 3.1 -3.1 GIEK Cantarell (Eksportfinans) 43.1 0.3 42.8 34.8 0.3 34.5 SACE Cantarell (Mediocredito Centrale)

47.3 2.4 44.9 - 2.4 -2.4

CESCE Cantarell EPC-78 - - - 52.7 - 52.7 ABN, CITI, BOT, MIZUHO Cantarell

- - - 400.0 - 400.0

JBIC - - - - 60.1 -60.1 Standard Chartered Bank - - - - 4.4 -4.4 Créditos especiales - - - - 130.4 -130.4 Otros ECA´S 116.2 13.0 103.2 655.5 83.9 571.6 Directos - - - 847.4 - 847.4 Bonos - - - 3 223.3 - 3 223.3 Derechos de cobro - 299.1 -299.1 - 160.5 -160.5 Emisión de bonos 3 241.1 - 3 241.1 - - - Créditos bancarios 2 093.8 - 2 093.8 - - - Crédito sindicado 1 000.0 375.0 625.0 - - - Refinanciamiento - - - - 211.5 -211.5 Subtotal deuda PIDIREGAS 7 077.4 909.9 6 167.4 5 506.2 767.9 4 738.3 Gran Total 9 496.3 4 088.5 5 407.7 6 016.1 2 490.8 3 525.3

Fuente: Petróleos Mexicanos. Dirección Corporativa de Finanzas

_________________________________________________________________________ 23


Deuda tradicional

En 2002, Petróleos Mexicanos, con base en su política de financiamiento, cumplió con las metas de captación de recursos para la inversión y operación presupuestal, así como para el desarrollo de los proyectos Pidiregas. Minimizó el costo de fondeo y diversificó las fuentes de financiamiento, con el propósito de alcanzar un adecuado perfil de amortizaciones y flexibilidad de plazos; para esto, recurrió a diversos instrumentos de financiamiento.

En los mercados de capitales se buscó incrementar la liquidez de Petróleos Mexicanos para mejorar el desempeño de los bonos y reducir los costos de futuras emisiones; se realizó un esfuerzo importante por posicionar a la Institución en el mercado de capitales con el propósito de diversificar la base de inversionistas.

En 2002, las operaciones de financiamiento de la deuda documentada (tradicional), tanto de captación como de amortización, permitieron una reducción neta del endeudamiento por 759.7 millones de dólares; la captación neta (sin renovaciones) fue de 2 418.9 millones de dólares y la amortización neta llegó a 3 178.6 millones de dólares. El 26.9 por ciento de la captación provino de créditos directos, 32.5 por ciento de aceptaciones bancarias, 9.3 por ciento de créditos al comercio exterior, 25.3 por ciento de papel comercial y 6.0 por ciento de diversas líneas de créditos comprador y financiamiento de proyectos.

Las principales operaciones asociadas a la mencionada captación neta son las siguientes:

• De los créditos al comercio exterior, 50 millones de dólares se realizaron con Credit Agricole, 25 millones de dólares con San Paolo IMI Bank y 50 millones de dólares con Bayerische Landesbank.

• De los créditos directos, 100 millones de dólares se realizaron con Banco Santander Mexicano y 100 millones de dólares con Bancomext.

• De los ECAS, se realizaron 96 millones de dólares a través de diversas líneas de crédito.

• Del programa de papel comercial, mediante carta de crédito con Barclays se emitieron 217 millones de dólares.

En el primer semestre de 2003, las operaciones de deuda tradicional registraron un desendeudamiento neto de 1 213.0 millones de dólares, como resultado de una captación de 509.9 millones de dólares y una amortización de 1 722.9 millones de dólares.

A continuación se describen las operaciones de financiamiento que se realizaron durante este periodo:

• De los Créditos al Comercio Exterior, 50 millones de dólares se realizaron con Credit Agricole, 50 millones de dólares con Bayerische Landesbank y 25 millones con San Paolo Imi Bank.

• De los Créditos Directos, 100 millones de dólares se realizaron con Banca Serfin, 150 millones de dólares con BBVA Bancomer y 40 millones de dólares con Bank of New York.

• Mediante las líneas de crédito aseguradas o garantizadas por Agencias de Crédito a la Exportación (ECA’S) se realizó una captación de 95 millones dólares con diversas líneas.

Deuda Pidiregas

Durante 2002 se captaron 7 077.4 millones de dólares, cuyas fuentes de financiamientos fueron: 29.6 por ciento de créditos bancarios, 10.5 por ciento de créditos garantizados por agencias de crédito a

_________________________________________________________________________ 24


la exportación, 14.1 por ciento de un crédito sindicado y el 45.8 por ciento de emisiones de bonos. En este renglón, se realizó una amortización de 909.9 millones de dólares, con lo que el endeudamiento se situó en 6 167.4 millones de dólares.

Los recursos del programa de captación Pidiregas se asignaron principalmente a los proyectos Cantarell, Cuenca de Burgos, Delta del Grijalva, al Programa Estratégico de Gas, a las refinerías de Madero, Tula y Salamanca, así como a todos los proyectos nuevos de Pemex Exploración y Producción. Este programa incluye financiamientos garantizados por agencias de crédito a la exportación (ECA’s), los cuales permiten financiar las importaciones relacionadas con estos proyectos con mejores condiciones financieras.

Durante enero-junio de 2003, se captaron 5 506.2 millones de dólares y se amortizaron 767.9 millones de dólares, lo que se tradujo en un endeudamiento neto de 4 738.3 millones de dólares. Las operaciones de captación relevantes realizadas durante el primer semestre de 2003 fueron las siguientes:

• Se cerró una emisión de bonos denominados en libras esterlinas a través del Master Trust, por un monto de 250 millones de esa moneda. Esta emisión, cuyos agentes colocadores fueron HSBC y Barclays Capital, tiene vencimiento final en diciembre de 2013 y paga un cupón anual de 7.5 por ciento. El bono se intercambió por 406 millones de dólares americanos.

• Se efectuó una colocación de bonos en dólares por 750 millones. Esta emisión, realizada a través del Master Trust, con vencimiento en agosto de 2008 y pagan un cupón de 6.125 por ciento. La operación fue manejada por Lehman Brothers y Morgan Stanley.

• Se cerró una emisión de bonos por 500 millones de dólares americanos, con vencimiento en febrero de 2022. Pagarán un cupón de 8.625 por ciento y fueron colocados por Goldman Sachs y Morgan Stanley.

• Se efectuó el cierre de un nuevo bono denominado en euros por un monto de 750 millones, con vencimiento a 2010 y pagará un cupón de 6.625 por ciento. Esta operación fue manejada por JP Morgan y BNP Paribas. El monto intercambiado ascendió a 808 millones de dólares americanos.

• Se reaperturó el bono de Pemex Master Trust con vencimiento en diciembre 2014, emitido originalmente en diciembre de 2002. La operación fue de 750 millones de dólares, lo que elevó el monto total de este bono a 1 500 millones de dólares. El cupón de este bono será igual al de la emisión original de 7.375 por ciento, y fue manejada por Lehman Brothers y Credit Suisse First Boston.

• En cuanto a operaciones de crédito, se contrataron líneas de crédito garantizadas por el Eximbank de Estados Unidos para el financiamiento de las importaciones estadounidenses de los proyectos Pidiregas: una con Standard Chartered Bank por 200 millones de dólares para el financiamiento del Proyecto Estratégico de Gas, y otra con Barclays Bank por 200 millones de dólares para el proyecto Burgos.

• Para el financiamiento del proyecto Cantarell, se contrató una línea de crédito no-atada, asegurada por el NEXI de Japón por 400 millones de dólares.

• En lo que toca al Programa de Reconfiguración de la Refinería de Salamanca, Pemex Project Funding Master Trust asumió en enero de 2003, el financiamiento a largo plazo de los créditos originalmente contratados por los consorcios constructores: 19.1 millones de dólares con el Eximbank de Estados Unidos para el contrato EPC y Metales, y 61.9 millones de dólares para el proyecto SECAS/SCOAS de la línea de crédito garantizada por Hermes de Alemania.

_________________________________________________________________________ 25


• En lo que respecta al Proyecto de Reconfiguración de la Refinería de Madero, Pemex Project Funding Master Trust asumió el financiamiento a largo plazo, originalmente contratado por los consorcios constructores: 159 millones de dólares con el Eximbank de Estados Unidos, 190 millones de dólares con el Eximbank de Corea y 225.5 millones de dólares con Hermes de Alemania para el contrato EPC, Precios Unitarios y Metales, y 88.5 millones de dólares para el proyecto SECAS/SCOAS de la línea de crédito garantizada por Hermes de Alemania.

Saldo de la deuda documentada

Al 31 de diciembre de 2002 la deuda documentada de Petróleos Mexicanos ascendió a 8 852.5 millones de dólares, de los cuales 7.8 por ciento correspondió a deuda interna y 92.2 por ciento a deuda externa. En la misma fecha, el saldo de la deuda Pidiregas ascendió a 18 309.7 millones de dólares.

El saldo de la deuda tradicional al 30 de junio de 2003 quedó en 7 718 millones de dólares, mientras que la deuda Pidiregas ascendió a 23 113.1 millones de dólares

Saldo al 31 de Dic 2002

Captación

Ene-Jun 2003

Amortización

Ene-Jun 2003

Variación Cambiaria

Saldo al 30 de Jun 2003

Deuda tradicional 8 852.5 509.9 1 722.9 78.4 7 717.9 Pidiregas 18 309.7 5 506.2 767.9 65.0 23 113.1

_________________________________________________________________________


3. PROGRAMA DE INVERSIONES

______________________________________________________________________ 29


3. PROGRAMA DE INVERSIONES. El Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2002-2010 establece una cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad que implica inversiones del orden de los 800 mil millones de pesos a precios de 2002. El propósito es revertir las tendencias del pasado y alcanzar el crecimiento que requiere la industria petrolera paraestatal. En 2003 el Plan de Negocios reitera que la planeación y ejecución oportuna de las inversiones, así como la búsqueda de nuevos esquemas de contratación, constituyen la base fundamental de la estrategia para el logro de los objetivos de Petróleos Mexicanos.

Desde el inicio de la presente administración la cartera de proyectos se orienta principalmente al aprovechamiento óptimo de las oportunidades de exploración y explotación de los importantes yacimientos de hidrocarburos con los que cuenta México, de modo que permitan revertir las tendencias de la baja incorporación de reservas, la declinación en la producción de crudo ligero y de gas natural, y del aumento de costos en campos maduros; además de acelerar la producción de gas no asociado y mantener el nivel de producción de crudo pesado.

3.1 Principales proyectos de inversión

En materia de exploración y producción se logró estructurar una cartera de proyectos de inversión que da continuidad al proceso de exploración y desarrollo de reservas y considera elementos de análisis técnicos y económicos que garantizan la solidez de las inversiones planteadas e incorporan estrategias que permitirán reducir la estructura de costos de descubrimiento, desarrollo y extracción.

Los elementos del enfoque estratégico en Pemex Exploración y Producción consisten transformar la estrategia en acciones operacionales, en un proceso continuo y en una tarea de todos los que conforman la organización; alinear la organización en torno al Plan de Negocios para generar mayores sinergias y promover el liderazgo ejecutivo para movilizar el cambio.

De la cartera de proyectos de exploración y producción de hidrocarburos de alta rentabilidad destacan:

• Proyecto Integral Cantarell.- El complejo Cantarell se ubica en el área productora más importante del país y ocupa el octavo lugar en el mundo en términos de reservas. Para aumentar su valor económico, en los últimos años, Petróleos Mexicanos ha realizado cuantiosas inversiones, lo que ha permitido elevar su nivel de producción de 1 074 Mbd en 1996 a un estimado de 2 095 Mbd para 2003, casi el doble de la producción de hace siete años. Se estima que en el periodo septiembre de 2002 a agosto de 2003 la producción del Activo Cantarell será de 2 014.5 Mbd lo que significa un aumento de 184.9 Mbd con relación a la producción obtenida en el mismo periodo previo de 2002.

• Proyecto Integral Cuenca de Burgos.- El proyecto tiene como objetivo desarrollar el potencial productivo de la cuenca y maximizar su valor económico en un área de 100 mil kilómetros cuadrados. Con este proyecto se busca incrementar la producción de gas natural no asociado para enfrentar el elevado crecimiento de la demanda, impulsada principalmente por el sector eléctrico. Las inversiones en este proyecto han permitido elevar en forma considerable la producción de gas no asociado al pasar de 386.2 MMpcd en 1996 a 1 007 MMpcd de producción estimada en 2003. El 4 de julio de este año se alcanzó la producción récord de gas no asociado con 1 053.4 MMpcd. Entre septiembre de 2002 a agosto de 2003 la producción estimada del Activo Burgos será de 1 001.4 MMpcd. La producción máxima del proyecto será

_________________________________________________________________________

30


de 1 903.0 MMpcd y se alcanzará en 2008. La región noreste del país ofrece un alto potencial y una gran oportunidad para continuar incrementando la producción de gas, a través de otros proyectos estratégicos que se ubican en el Delta del Bravo, Lamprea, San José de las Rusias y Río Bravo.

• Proyecto Delta del Grijalva.- Este proyecto es uno de los más importantes que desarrolla Petróleos Mexicanos ya que por la alta calidad de los fluidos que producen los campos que lo constituyen, y cuyas densidades varían entre los 38 a 51° API, son de los más cotizados en el mercado internacional y además se emplean para enriquecer la mezcla de crudo de exportación. El objetivo del proyecto es continuar con la explotación de los campos Caparroso-Escuintle-Pijije, Escarbado, Luna-Palapa, Sen y Tizón, para optimizar la recuperación de hidrocarburos, asegurando la operabilidad de la infraestructura de pozos, del proceso de los hidrocarburos y del transporte de los mismos. Los alcances que del proyecto durante 2004-2018, son la perforación de cuatro pozos, 30 reparaciones mayores, la adecuación y optimización de los sistemas de proceso y transporte de hidrocarburos. Con ello se espera obtener un total de 111 millones de barriles de aceite y 345 miles de millones de pies cúbicos de gas. Este proyecto se encuentra en ejecución desde 1998, y a la fecha se han perforado un total de 29 pozos y se habrán realizado 57 reparaciones mayores considerando las que están programadas a efectuarse durante el año 2003; el volumen acumulado de producción durante 1998 a 2002 ha sido de 133.6 millones de barriles de aceite y 474.4 miles de millones de gas. Para el año 2003 se tiene programado recuperar 22.9 millones de barriles de aceite y 82.9 miles de millones de pies cúbicos de gas, por lo que el total durante el periodo 1998 a 2003 será de 156.6 millones de barriles de aceite y 557.2 miles de millones de pies cúbicos de gas.

• Programa Estratégico de Gas.- El objetivo del programa es aumentar las reservas de gas natural a fin de atender el dinámico crecimiento de la demanda de este hidrocarburo. La inversión ejercida en este proyecto arrojó resultados importantes al 31 de diciembre de 2002. En ese año se terminaron 27 pozos exploratorios resultando 12 productores de gas y uno de aceite, con cual se obtuvo un porcentaje de éxito de 44 por ciento. Al pozo Lankahuasa 1, productor de gas seco se le asocia un descubrimiento con una reserva de 800 mil millones de pies cúbicos a nivel de 3P; y a los pozos Payuela 101,201, 301, y 601 una reserva de 161 mil millones de pies cúbicos. Otros descubrimientos importantes fueron: en los pozos Hap 1, Thel 1, Saramako 1, Akpul 1, Winak 1 y Lotatal 1 A. En total se incorporaron 1 127 mil millones de pies cúbicas de gas, todos de nivel 3P.

• Proyecto Ku-Maloob-Zaap.- Con una inversión de alrededor de 42 mil millones de pesos, Petróleos Mexicanos desarrollará, durante los próximos ocho años este proyecto, en la Sonda de Campeche, con objeto de mantener la plataforma de producción de crudo pesado, satisfacer las necesidades futuras en el mercado nacional y cumplir los compromisos de México en el exterior. Para su desarrollo contempla la perforación y terminación de 90 pozos, 86 de desarrollo y cuatro inyectores de nitrógeno; la instalación de 17 plataformas; siete de perforación, cuatro de producción, una de enlace/compresión, cuatro habitacionales y una de telecomunicaciones; y, construir 31 ductos submarinos con una extensión de 157 kilómetros, para el manejo de la producción, transporte de gas para bombeo neumático y la inyección de nitrógeno. La obra considera otros sistemas compuestos por ocho estaciones de separación, cinco estaciones de bombeo y cinco de compresión. Con estas obras, se estima que en el año 2011 el desarrollo del Proyecto Ku-Maloob-Zaap alcanzará su máximo de producción de crudo

______________________________________________________________________ 31


Maya, al aportar un total de 800 mil barriles diarios, cifra que contrasta con la producción de septiembre de 2002 a mayo de 2003 de 266.3 mil barriles diarios. Respecto a la producción de gas asociado, en el periodo antes referido este activo aportó una producción promedio diaria de 109.8 millones de pies cúbicos y se estima que para el año 2011, se alcanzarán los 282 millones de pies cúbicos por día.

Otro proyecto de gran significación en exploración y producción, en el mediano y largo plazos, es la ejecución y consolidación del Proyecto Chicontepec, mediante el cual la Región Norte contribuirá de manera importante en la oferta de crudo, compensando la declinación de los campos actuales. Con este proyecto, cuya inversión total ascenderá a alrededor de dos mil millones de dólares durante el periodo 2003-2006, se estima además de compensar la declinación de la producción de crudo pesado en la Región Marina Noreste, incorporar en el año 2006 una producción de 39 mil barriles por día de petróleo crudo y 50 millones de pies cúbicos de gas por día. El proyecto considera la perforación y terminación de 300 pozos a una profundidad promedio de dos mil metros, cada uno; la realización de cinco estudios de yacimientos; reacondicionamiento de caminos; instalación de tres baterías de separación; la construcción de una central de compresión y otra de almacenamiento y bombeo; así como el tendido de 217 kilómetros de ductos. El Paleocanal de Chicontepec fue descubierto en 1926 y tiene una superficie de tres mil 815 kilómetros cuadrados. De 1952 al año 2002 se perforaron 951 pozos, de los cuales actualmente operan 102, con una producción de seis mil 800 barriles por día de crudo y 15 millones de pies cúbicos diarios de gas. Las reservas del Paleocanal de Chicontepec se estiman en 12 mil 189 millones de barriles de petróleo crudo y de 31 mil 339 billones de pies cúbicos de gas.

Pemex Refinación ha identificado diversas oportunidades de inversión, las cuales resultan fundamentales para revertir la tendencia de pérdida de valor del Organismo. Con la cartera de inversiones se busca consolidar la operación con base en criterios económicos que permitan jerarquizar y evaluar las necesidades y oportunidades de acuerdo a su contribución económica. El Organismo se propone continuar con el Programa de Reconfiguración del Sistema Nacional de Refinación, en particular la realización del proyecto de la Refinería de Minatitlán y de otros proyectos que forman parte de este programa, cuyo objetivo se basa en la conversión de productos residuales a productos ligeros (gasolinas y diesel) de alta calidad y el aumento en la capacidad de procesamiento de crudo pesado.

Con respecto al Programa de Reconfiguración del Sistema Nacional de Refinación a partir en el último cuatrimestre de 2002 las principales obras que se terminaron fueron las siguientes:

• Reconfiguración de la Refinería de Madero.- En octubre de 2002 se terminaron los trabajos de la Refinería de Madero. Se construyeron diez plantas, se realizó la ampliación y modernización de otras siete, así como la integración y servicios auxiliares correspondientes.

• Reconfiguración de la Refinería de Salamanca.- En diciembre de 2002 se terminaron los trabajos de esta refinería y en enero de 2003 se llevó a cabo el cierre financiero del proyecto. Este proyecto implicó la construcción de una planta hidrodesulfuradora de naftas, una planta reformadora de naftas, y la integración de los servicios auxiliares necesarios así como la instalación del sistema de control operacional avanzado y segregación de cargas. Con la operación de estas obras se podrá reducir los contenidos de azufre en las gasolinas y cumplir con las normas NOM 85 y NOM 86 para fuentes fijas y móviles.

• Reconfiguración de la Refinería de Tula.- Aun cuando las obras de esta refinería no se terminaron durante el periodo de este informe, por su importancia se hace mención de ella. En agosto de 2002 se terminaron los trabajos de esta refinería que consistieron en la construcción

_________________________________________________________________________

32


de una planta hidrodesulfuradora de gasóleos, una planta de isomerización de butanos, la modernización de dos unidades fraccionadoras, la ampliación de servicios auxiliares e integración y la instalación del sistema de control operacional avanzado y segregación de cargas.

El proyecto de Reconfiguración de la Refinería de Minatitlán considera el incremento en el procesamiento de crudo maya de 29.5 por ciento a 60.0 por ciento y de 186 a 350 Mbd de de crudo mezcla para obtener productos de mayor valor agregado, cubrir la creciente demanda del área de influencia, reducir las importaciones de gasolinas y componentes, y mejorar la viabilidad económica de la refinería. Este proyecto considera la construcción de nueve plantas y la ampliación de servicios auxiliares incluyendo su integración. De acuerdo al programa preliminar de ejecución del proyecto éste deberá realizarse entre noviembre de 2003 a julio de 2007.

Con respecto a la refinería de Cadereyta en junio de 2003 inició operaciones de prueba el primer tren de la planta de coque con una capacidad de 25.0 mil barriles diarios de ese producto. Con la próxima puesta en marcha del segundo tren, se planea tener en operación normal la planta a finales de octubre de 2003 con una capacidad conjunta de 50.0 mil barriles diarios.

En la industrialización del gas natural Pemex Gas y Petroquímica Básica dirige las inversiones al desarrollo de la infraestructura de proceso, transporte y almacenamiento requerida para hacer frente a la oferta de hidrocarburos y a la demanda de productos que comercializa la industria petrolera; capturar las oportunidades de mejoras operativas y de reducción de costos; adaptar la infraestructura para cumplir con la norma de calidad del gas natural; y disminuir la vulnerabilidad en los sistemas de ductos para garantizar su mayor y mejor utilización.

• Plantas criogénicas y terminal de distribución de gas LP en Reynosa.- El proyecto comprende, en una primera fase, la construcción de dos plantas criogénicas modulares de 200 MMpcd cada una, una terminal de recibo y distribución para el manejo de 16 Mbd de gas licuado y 8 Mbd de gasolina natural. El objetivo es disponer para 2004 de suficiente capacidad de proceso, para la recuperación de los hidrocarburos líquidos asociados al gas húmedo dulce de la Cuenca de Burgos. En el primer semestre de 2003 el proyecto registraba un avance físico de 32 por ciento y se espera que la primera parte del proyecto inicie operaciones en diciembre del presente año y la segunda en febrero de 2004.

• Sistema San Fernando.- Este proyecto es de gran importancia para abastecer la demanda de gas natural de las plantas nuevas de generación de energía eléctrica de la Comisión Federal de Electricidad, especialmente las de la zona del Golfo de México, al transportar un mayor volumen de este energético desde el norte del país al centro y altiplano central. El proyecto consiste en la construcción de un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro por 114 kilómetros de longitud desde la Estación 19 a San Fernando y dos estaciones de compresión El Caracol y Los Indios, ambas en Tamaulipas. Con la construcción de estas instalaciones la capacidad de transporte del norte al sur de México se incrementará a 1 000 millones de pies cúbicos diarios. El inició de operaciones de este proyecto se estima para septiembre de 2003.

• Estación de Compresión de Santa Catarina.- El objetivo del proyecto es aumentar de 250 a 350 millones de pies cúbicos diarios la capacidad de transporte de gas natural en el sistema norte de gasoductos de Santa Catarina, Nuevo León, a Chihuahua, Chihuahua. El proyecto consiste el la modernización de la Estación de Compresión Santa Catarina mediante la sustitución de las unidades de compresión existentes, para incrementar la capacidad instalada de 7 200 a 9 400 caballos de fuerza. La primera etapa del proyecto terminó a mediados de este año y la segunda etapa se estima terminar durante en segundo semestre de 2003.

______________________________________________________________________ 33


• Aprovechamiento de Gas Natural en la Batería de Arenque.- el objetivo de este proyecto, localizado en el Municipio de Ciudad Madero, Tamps., es optimizar el procesamiento del gas asociado al crudo que se extrae de los campos del Distrito de Altamira, con importantes beneficios económicos y ambientales. Este proyecto que concluyó en este año comprendió la construcción y puesta en marcha de las plantas criogénica y endulzadora de gas, con una capacidad de 34 y 33 millones de pies cúbicos por día, respectivamente y, de otra planta recuperadora de azufre de 13 toneladas diarias de este compuesto. Con este proyecto, Pemex Gas y Petroquímica Básica estima obtener un volumen de 30.5 millones de pies cúbicos diarios de gas natural seco, así como mil 800 barriles por día de gas licuado, con lo que contribuirá de manera importante a impulsar el desarrollo económico del corredor industrial Tampico-Madero-Altamira; se reducirá en 26 toneladas diarias las emisiones de bióxido de azufre a la atmósfera y; se dejarán de emitir dos mil 250 toneladas diarias de dióxido de carbono, lo que mejorará la calidad del aire en la zona.

• Proyecto Megas.- Este proyecto inició en el segundo semestre de 2002 con el objetivo de incrementar la confiabilidad en la medición, para reducir las desviaciones entre las inyecciones y extracciones del sistema de ductos a niveles inferiores de más menos uno por ciento. Se espera concluirlo en el segundo semestre de 2005.

En la industria petroquímica el objetivo es ofrecer al mercado nacional e internacional productos con altos estándares de calidad, absoluto respeto al medio ambiente y asegurando la integridad de su personal. En este sentido, Pemex Petroquímica continua la ampliación de la planta de derivados clorados III en Pajaritos, y las ampliaciones en La Cangrejera de las plantas de etileno de 500 a 600 mil toneladas anuales, planta de polietileno de baja densidad de 240 a 315 mil toneladas anuales, planta de etileno de 600 a 850 mil toneladas anuales, y planta de estireno de 150 a 250 mil toneladas. Además se aplican recursos para mantener en condiciones óptimas la infraestructura y cumplir la normatividad ambiental.

Durante 2003 se asignó presupuesto para desarrollar los estudios de preinversión de los proyectos nuevos que se mencionan a continuación:

• Ampliación de la planta de estireno de 150 a 500 mil toneladas anuales, en Petroquímica La Cangrejera.

• Ampliación de la planta de etileno de 600 a 850 mil toneladas anuales (segunda etapa); ampliación de la planta de óxido de etileno de 200 a 300 mil toneladas anuales; ampliación de la planta de polietileno en 300 mil toneladas anuales para la producción de polietileno de alta densidad y/o polietileno lineal de baja densidad; todas en Petroquímica Morelos.

• Cogeneración y modernización de turbogeneradores para producir vapor de proceso. En Petroquímica Pajaritos.

3.2 Presupuesto de inversión

El presupuesto de inversión de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios aprobado en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2003 y las modificaciones realizadas al mismo, durante el primer semestre del año, se muestra en el cuadro siguiente.

_________________________________________________________________________

34


Petróleos Mexicanos Inversión 2003

(Millones de pesos )

Presupuesto anual

PEF

Presupuesto anual de movimientos compensados

Adecuado II Concepto

Devengable Flujo de efectivo Devengable Flujo de efectivo

Petróleos Mexicanos 128 223.4 128 664.1 129 763.8 130 780.4

Inversión presupuestaria 35 538.1 35 978.8 34 923.6 35 940.2

Pidiregas 1/ 92 685.3 92 685.3 94 840.2 94 840.2

Exploración y Producción 110 966.6 111 529.7 112 422.6 113 598.1


Pidiregas 1/ 88 968.2 88 968.2 91 036.6 91 036.6

Refinación 10 653.0 10 576.8 10 720.5 10 604.3


Pidiregas 1/ 2 257.5 2 257.5 2 310.0 2 310.0

Gas y Petroquímica Básica 4 402.2 4 401.0 4 423.7 4 422.5


Pidiregas 1/ 1 459.6 1 459.6 1 493.5 1 493.5

Petroquímica 1 656.1 1 614.3 1 650.6 1 614.3


Corporativo 545.5 542.4 546.3 541.1

Inversión presupuestaria 545.5 542.4 546.3 541.1

1/ El tipo de cambio utilizado para el PEF fue de 10.20 pesos por dólar y para el adecuado fue de 10.437 pesos por dólar. Fuente: Petróleos Mexicanos. Dirección Corporativa de Finanzas.

El análisis que se hace a continuación considera únicamente el presupuesto en flujo de efectivo. En 2003 el presupuesto autorizado de 128 664.1 millones de pesos, considera 35 978.8 millones de pesos de inversión programable (19 346.4 millones de obra pública y adquisición de bienes muebles e inmuebles y 16 632.4 millones correspondientes a la amortización e intereses capitalizables Pidiregas) y 92 685.3 millones de pesos que serán financiados a través de Pidiregas.

Durante el primer semestre de 2003 se realizaron dos modificaciones al presupuesto programable tal y como se indicó en el apartado dos de este informe. Así, el presupuesto de inversión modificado anual, en flujo de efectivo, ascendió a 35 940.2 millones de pesos, monto que representa una disminución de sólo 38.6 millones de pesos, con relación al original autorizado en el PEF. El ajuste se ubicó en Pemex Refinación 25.0 millones de pesos, en Pemex Gas y Petroquímica Básica 12.4 millones, y en el Corporativo de Petróleos Mexicanos 1.2 millones de pesos. En cuanto a los recursos Pidiregas la modificación obedece a la utilización de un tipo de cambio diferente, entre el peso mexicano y el dólar norteamericano, al empleado en el presupuesto original. De esta forma la inversión Pidiregas ascendió a 94 840.2 millones de pesos, que en su mayor parte correspondió a Pemex Exploración y Producción quien absorberá 96.0 por ciento de los recursos, en tanto que a Pemex Refinación y a Pemex Gas y Petroquímica Básica se destinarán 2.4 y 1.6 por ciento, respectivamente.

______________________________________________________________________ 35


Inversión programable

De la inversión modificada en gasto programable 62.8 por ciento corresponde a Pemex Exploración y Producción, 23.1 por ciento a Pemex Refinación, 8.1 por ciento a Pemex Gas y Petroquímica Básica, 4.5 por ciento a Pemex Petroquímica y 1.5 por ciento al Corporativo de Petróleos Mexicanos. Por renglón del gasto los montos asignados se destinan principalmente a la rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato; obras y adquisiciones capitalizables; y, al pago de registro Pidiregas.

Petróleos Mexicanos Inversión presupuestaria por renglón de gasto. Flujo de efectivo

(Millones de pesos ) Ejercicio Enero-junio Variación %

Concepto Enero-junio 2003.

Presupuesto Adecuado II(1)

2002 (2)

2003 (3)

(3) / (1) (3) / (2)

Petróleos Mexicanos 15 896.3 12 682.4 15 104.1 -5.0 19.1 Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato

3 084.6 3 973.1 2 955.7 -4.2 -25.6

Obras 1 900.3 1 487.9 1 793.6 -5.6 20.5 Adquisiciones capitalizables 2 020.8 1 028.8 1 742.5 -13.8 69.4 Registro Pidiregas 6 321.2 2 914.7 5 894.0 -6.8 102.2 Otros 2 569.4 3 277.9 2 718.3 5.8 -17.1

Exploración y Producción 9 915.2 8 703.4 9 403.5 -5.2 8.0 Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato

1 533.2 2 684.1 1 613.6 5.2 -39.9

Obras 305.3 271.5 182.6 -40.2 -32.7 Adquisiciones capitalizables 1 201.7 484.7 928.3 -22.8 91.5 Registro Pidiregas 4 621.4 2 269.8 4 214.7 -8.8 85.7 Otros 3 597.6 2 993.3 2 464.3 -31.5 -17.7

Refinación 3 677.6 2 395.3 3 582.9 -2.6 49.6 Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato

982.3 778.4 925.2 -5.8 18.9

Obras 722.4 755.4 752.9 4.2 -0.3 Adquisiciones capitalizables 175.7 131.9 163.6 -6.9 24.0 Registro Pidiregas 1 615.6 581.3 1 597.6 -1.1 174.8 Otros 181.6 148.3 143.6 -20.9 -3.2

Gas y Petroquímica Básica 1 292.1 983.7 1 067.8 -17.4 8.5 Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato

424.7 415.5 291.2 -31.4 -29.9

Obras 410.7 267.5 336.3 -18.1 25.7 Adquisiciones capitalizables 245.1 124.1 253.2 3.3 104.0 Registro Pidiregas 84.2 63.6 81.7 -3.8 28.5 Otros 127.4 113.0 105.4 -17.3 -6.7

Petroquímica 645.9 346.3 689.5 6.8 99.1 Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato

125.5 79.9 114.9 -8.4 43.8

Obras 461.9 193.4 521.7 12.9 169.7 Adquisiciones capitalizables 51.7 49.6 47.8 -7.5 -3.6 Otros 6.8 23.4 5.1 -25.0 -78.2

Corporativo 365.5 253.7 360.4 -1.4 42.1 Rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato

19.0 15.2 10.7 -43.7 -29.6

Adquisiciones capitalizables 346.5 238.5 349.7 0.9 46.6

Fuente: Petróleos Mexicanos. Dirección Corporativa de Finanzas.

_________________________________________________________________________

36


La inversión presupuestaria ejercida durante enero-junio de 2003 ascendió a 15 104.1 millones de pesos, monto que representó un avance de 42.0 y 95.0 por ciento con respecto al autorizado en el presupuesto original anual, y al autorizado modificado para enero junio de 2003, respectivamente. Los recursos se destinaron principalmente al desarrollo de la infraestructura, modernización de instalaciones, mantenimiento, seguridad y protección ambiental; así como al pago de los intereses capitalizables correspondientes al registro Pidiregas.

Durante el primer semestre de 2003, la inversión programable ejercida por Pemex Exploración y Producción ascendió a 9 403.5 millones de pesos, de los cuales 44.8 por ciento fue para la amortización de los pagos de registro Pidiregas, fundamentalmente del proyecto Cantarell, y la diferencia, se dirigió a rehabilitación, modificación y reacondicionamiento por contrato; a adquisiciones capitalizables; y a la construcción de obras. Por programas estratégicos y operacionales destinó 58.2 por ciento a los primeros y 41.8 por ciento a los segundos. Las erogaciones relativas a programas estratégicos se concentraron básicamente en infraestructura complementaria de explotación, evaluación del potencial petrolero, incorporación de reservas y explotación de campos; y, en programas operacionales en el mantenimiento de la infraestructura de campos, de pozos, de plataformas, ductos, seguridad industrial y construcción de servicios generales. El monto total invertido por este organismo subsidiario fue 8.0 mayor al realizado en el primer semestre de 2002 y significó un cumplimiento de 94.8 por ciento del presupuesto adecuado del primer semestre de 2003.

Pemex Refinación erogó 3 582.9 millones de pesos, durante enero-junio de 2003, 44.6 por ciento se destinaron a la amortización de Pidiregas relativos al cambio en la reconfiguración de la Refinería de Cadereyta, y de las reconfiguraciones de las refinerías de Madero, Tula y Salamanca; el porcentaje restante se ubicó en programas estratégicos y operacionales, tales como el mejoramiento del pool de gasolinas en la Refinería de Madero, en la planta de isomerización de butanos, ampliación de la Refinería de Cadereyta, en la red de ductos, al mantenimiento de la infraestructura, y en protección ecológica y seguridad industrial. El monto total invertido por este organismo subsidiario fue similar al realizado en el primer semestre de 2002 y significó un cumplimiento de 99.7 por ciento del presupuesto adecuado autorizado para el primer semestre de 2003.

El monto de las inversiones realizadas por Pemex Gas y Petroquímica Básica en el periodo enero-junio de 2003, ascendió a 1 067.8 millones de pesos de los cuales 7.7 por ciento correspondió a la amortización Pidiregas correspondientes a la planta criogénica II en Cd. Pemex. De los programas estratégicos se destinaron recursos a ductos, a la Estación de Compresión Santa Catarina, al aprovechamiento de gas natural de la batería de Arenque en el Distrito de Altamira, a la construcción de una planta recuperadora de azufre y modernización del proceso de endulzamiento en el CPG Poza Rica. En programas operacionales los recursos se dirigieron a adquisiciones, mantenimiento de la infraestructura, protección ecológica y seguridad industrial. El monto total invertido por este organismo subsidiario fue 8.5 superior al realizado en el primer semestre de 2002 y significó un cumplimiento de 82.6 por ciento del presupuesto adecuado autorizado para el periodo similar anterior. La desviación presupuestal se explica por la reprogramación del proceso de licitación para las construcciones de los edificios, administrativos y complementarios, del proyecto de las plantas criogénicas modulares y la terminal de recibo y distribución de gas licuado y gasolinas en la Estación 19 del área de Reynosa; asimismo se declaró desierto el concurso para la adjudicación de obras para la adecuación de instalaciones en Topolobampo, Sinaloa; y por el atraso en el proceso de ensamble, interconexión y puesta en operación de algunos equipos para el reacondicionamiento de la estación de compresión Santa Catarina.

______________________________________________________________________ 37


En Pemex Petroquímica los recursos de inversión utilizados en el primer semestre de 2003, ascendieron a 689.5 millones de pesos, 71.1 por ciento a programas estratégicos y el porcentaje restante a operacionales. De los primeros el ejercicio fue el siguiente: para la modernización de la planta de derivados clorados III, Pajaritos, a junio de 2003 se erogaron 335.4 millones de pesos, lo que significó una avance de 72.1 por ciento del presupuesto modificado anual; para ampliación de la planta de etileno de 500 a 600 mil toneladas anuales, de la Cangrejera, se erogaron 48.4 millones de pesos, lo que significó 65.6 por ciento del presupuesto anual, con esto el proyecto se encuentra terminado en su fase de construcción, y se inició la prueba de desempeño de la planta; para la ampliación de la planta de polietileno de baja densidad, de la Cangrejera, a junio de 2003 se ejercieron 113.0 millones de pesos, lo que representó 52.7 por ciento del presupuesto anual. En conclusión el monto total invertido por este organismo subsidiario fue 6.8 por ciento mayor al realizado en el primer semestre de 2002 y significó un cumplimiento de 199.1 por ciento del presupuesto adecuado autorizado para el primer semestre de 2003.

La inversión en el Corporativo de Petróleos Mexicanos, en el primer semestre de 2003, ascendió a 360.4 millones de pesos. De este total el 97.0 por ciento se destinó a la adquisición de bienes capitalizables y el resto a mantenimiento. El ejercicio de los recursos fue inferior en 1.4 por ciento con relación al primer semestre de 2002 y representó un cumplimiento de 142.1 por ciento del presupuesto autorizado para enero-junio de 2003.

Inversión de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo (Pidiregas)

Por su parte, la inversión ejercida a través de Pidiregas ascendió a 33 382.7millones de pesos en el primer semestre de 2003. De esta cantidad destacan los recursos asignados a Cantarell, Burgos y al Programa Estratégico de Gas que en conjunto ejercieron un monto de 21 947.0 millones de pesos, es decir 40.8 por ciento del total erogado en el periodo.

En Pemex Exploración y Producción la inversión en proyectos Pidiregas autorizada fue de 91 036.6 millones de pesos, de los cuales destaca el incremento al Programa Estratégico de Gas que presentó un aumento de 41.0 por ciento con respecto al monto ejercido en 2002. Los recursos asignados a este programa ascienden a 23 912.2 millones de pesos, equiparables a los destinados a Cantarell.

Los proyectos asociados al Programa Estratégico de Gas representan en gran medida, la capacidad para satisfacer la demanda de gas natural en el país. Los logros obtenidos en la Sonda de Campeche y Lankahuasa permiten reafirmar las altas expectativas de descubrir acumulaciones gasíferas en la plataforma continental del Golfo de México, por lo que en 2003 se intensificarán los esfuerzos exploratorios y de desarrollo hacia esas áreas. La producción de gas que se espera obtener de este programa es determinante para revertir la tendencia declinante de los últimos años; en 2003 este proyecto triplicará su contribución de 2002 al pasar de 124 a 429 millones de pies cúbicos diarios, y para 2006 aportará 2 045 millones de pies cúbicos diarios de gas que significarán el 32 por ciento de la oferta nacional y en 2011 la producción de este hidrocarburo representará el 52 por ciento de la oferta total.

Al 30 de junio de 2003, los recursos ejercidos por Pemex Exploración y Producción se ubicaban en 32 116.2 millones de pesos, 35.3 del monto anual y 96.2 por ciento del total erogado por la industria petrolera en el periodo mencionado.

En Pemex Refinación la inversión en proyectos Pidiregas se concentrará en concluir la reconfiguración de la refinería de Madero y al inicio de los trabajos en la refinería de Minatitlán con un total de 2 310.0 millones de pesos. Al 30 de junio de 2003 se habían ejercido 837.8 millones de pesos, en las

_________________________________________________________________________

38


refinerías mencionadas, cantidad que representó 36.3 por ciento de avance con respecto a la inversión autorizada para todo el año.

En Pemex Gas y Petroquímica Básica la inversión Pidiregas se destinará a la construcción de dos plantas criogénicas modulares en la Estación 19 de Reynosa. Para 2003 se autorizó un inversión de 1 493.5 millones de pesos y al cierre de junio se había ejercido 428.5 millones de pesos, lo que refleja un avance de 31.4 por ciento.

______________________________________________________________________ 39



Avance financiero y físico de proyectos de infraestructura productiva de largo plazo en construcción Enero-junio p/

(Millones de pesos de 2003) Avance financiero

2003 Proyecto Costo Total Acumulada 2002 Estimada1/

anual Realizada Acumulada %

Inversión directa 748 399.4 217 602.1 94 840.2 33 382.7 250 984.9 33.5 Aprobados en 1997 429 171.2 171 677.5 35 877.2 14 789.2 186 466.7 43.4

PEP Burgos 211 692.6 39 817.2 9 393.3 4 028.8 45 846.0 20.7 PEP Cantarell 198 890.6 115 278.8 26 483.9 10 760.4 126 039.1 63.4 PR Cadereyta 18 587.9 16 581.6 - - 16 581.6 89.2

Aprobados en 1998 49 050.5 28 894.1 3 082.3 1 127.2 30 021.3 61.2 PEP Delta del Grijalva 9 747.1 6 747.5 772.3 289.4 7 037.0 72.2 PR Madero 18 634.2 17 799.3 834.9 823.5 18 622.7 99.9 PR Minatitlán 16 307.6 - 1 475.1 - - - PR Salamanca 2 686.5 2 672.2 - 14.3 2 686.5 100.0 PR Tula 1 675.1 1 675.1 - - 1 675.1 100.0

Aprobados en 2001 109 548.2 11 345.0 23 912.2 7 157.8 18 502.9 16.9 PEP Programa Estratégico de Gas 94 040.5 11 345.0 23 912.2 7 157.8 18 502.9 19.7 PR Salina Cruz 15 507.7 - - - - -

Aprobados en 2002 160 629.6 5 685.5 31 968.5 10 308.4 15 993.9 10.0 PEP Explot. Integral del Campo Pol 6 879.0 753.6 1 735.7 549.8 1 303.4 18.9 PEP Integral Abkatún 7 674.3 556.3 2 388.0 783.8 1 340.1 17.5 PEP Integral Ayín-Alux 5 940.7 17.7 182.6 52.1 69.8 1.2 PEP Integral Caan 5 554.6 392.4 1 563.5 339.4 731.8 13.2 PEP Integral Agua Fría Coapechaca-Tajín

3 776.1 95.0 1 196.1 498.5 593.5 15.7

PEP Integral Amatitlán Profeta Tzapotempa-Vinazo

3 537.1 8.3 892.4 193.9 202.3 5.7

PEP Integral Arenque 3 268.9 187.9 672.1 412.5 600.3 18.4 PEP Integral Batab 1 110.5 59.5 442.5 106.4 165.9 14.9 PEP Integral Bellota-Chinchorro 6 486.6 253.6 1 711.7 556.7 810.3 12.5 PEP Integral Cactus Sitio-Grande 5 763.3 119.0 1 878.7 536.6 655.6 11.4 PEP Integral Cárdenas 1 712.7 45.9 606.4 57.4 103.3 6.0 PEP Integral Carmito-Artesa 3 219.8 195.2 891.3 271.7 466.9 14.5 PEP Integral Complejo Antonio J. Bermúdez

21 985.5 494.7 4 037.0 1 131.0 1 625.7 7.4

PEP Integral Chuc 7 948.8 316.2 2 385.9 569.1 885.3 11.1 PEP Integral Ek-Balam 2 651.0 102.3 898.6 249.6 351.9 13.3 PEP Integral El Golpe-Puerto Ceiba 2 634.3 413.3 1 315.1 839.0 1 252.3 47.5 PEP Integral Jujo-Tecominoacán 5 696.5 293.3 1 689.8 563.3 856.6 15.0 PEP Integral Kaanab 375.7 13.6 235.9 103.9 117.5 31.3 PEP Integral Ku-Maloob-Zaap 56 583.2 901.8 3 886.7 1 354.9 2 256.7 4.0 PEP Integral Och-Uech-Kax 1 404.8 271.4 532.3 359.0 630.4 44.9 PEP Integral Poza Rica 1 629.2 23.0 394.5 131.0 154.0 9.5 PEP Integral Taratunich 2 064.4 96.0 925.8 211.7 307.8 14.9 PEP Integral Yaxchec 1 128.2 - 12.5 8.5 8.5 0.8 PGPB Plantas Criogénicas Modulares Estación 19 Reynosa

1 604.1 75.6 1 493.5 428.5 504.1 31.4

p/: preliminar 1/ El tipo de cambio utilizado para el PEF fue de 10.20 pesos por dólar y para el adecuado fue de 10.437 pesos por dólar. Fuente. B.D.I Base de Datos Institucional

_________________________________________________________________________


4. EXPLORACIÓN, DESARROLLO DE CAMPOS Y EXTRACCIÓN DE

PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL

_________________________________________________________________________ 43


4. EXPLORACIÓN, DESARROLLO DE CAMPOS Y EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL

4.1 Exploración, perforación de pozos y descubrimiento de campos

Petróleos Mexicanos asumió como estrategia , durante la presente administración federal, crecer y avanzar en los distintos frentes en los cuales su transformación se ha vuelto impostergable. En el área de la exploración y producción de hidrocarburos primarios, esta estrategia ha dado resultados satisfactorios, toda vez que se han alcanzado metas importantes en cuanto a la perforación y terminación de pozos, en la restitución de volúmenes importantes a las reservas petroleras y, máximos históricos en la producción de crudo y gas natural. El proceso de producción primaria comienza con la prospección de nuevas áreas productoras, lo que se traduce en localizaciones exploratorias.

Al 31 de diciembre de 2002, la industria petrolera contaba con 359 localizaciones exploratorias aprobadas para perforar nuevos pozos, y en el periodo enero-mayo de 2003 se aprobaron 22 más con lo cual se ha logrado estructurar una cartera de localizaciones que responde a los objetivos de producción de hidrocarburos, dando preferencia a las de gas y aceite ligero. Además, la cartera de localizaciones es flexible y robusta para satisfacer los planes de exploración y para dar certidumbre a las inversiones. Cabe señalar que al cierre de mayo de 2003, la magnitud de esta cartera equivalía a más de tres veces el programa de perforación exploratoria del presente año, y 60.0 por ciento de las localizaciones aprobadas no dependen de los resultados de otras, por lo que están disponibles para su perforación inmediata, lo cual da un amplio margen de acción y multiplica las oportunidades exploratorias.

Durante 2002 se terminaron 55 pozos exploratorios, de éstos, 36 resultaron productores: uno de aceite y 35 de gas y condensados, con lo que se logró un índice de éxito de 65 por ciento, superior al 40 por ciento que es el estándar internacional. Además, se descubrieron cuatro pozos productores no comerciales, tres de gas seco y uno de gas y condensado.

Durante los primeros cinco meses del presente año se terminaron 29 pozos exploratorios, de los cuales nueve resultaron productores de gas y cuatro de aceite lo que arrojó un porcentaje de éxito de 44.8 por ciento. Con la terminación de estos pozos se descubrieron 11 campos, dos de aceite y cinco de gas y condensados y cuatro de gas seco. En el periodo septiembre 2002-agosto 2003 se estima terminar 80 pozos exploratorios, de los cuales 32 se ubican en el activo Burgos, 12 más que en el lapso similar anterior.

De los pozos que resultaron productores en los primeros meses de 2003, destacan: el Patriota 1 localizado a 27 kilómetros al suroeste de Ciudad Reynosa, con una profundidad de 3 530 metros, su producción inicia l fue de 6.1 millones de pies cúbicos diarios y 134 barriles diarios de condensados; Granaditas 1 ubicado a 84 kilómetros de Ciudad Reynosa, se perforó hasta 3 002 metros lo que permitió producir 6.9 millones de pies cúbicos diarios de gas y 32 barriles diarios de condensados; y, Nak 1 situado a 65 kilómetros al noroeste de Ciudad del Carmen, con poco más de seis kilómetros de profundidad arrojó una producción inicial de 11.3 millones de pies cúbicos diarios y 2.7 miles de barriles diarios de petróleo crudo.

En 2002 se terminaron 404 pozos de desarrollo con el resultado siguiente: 28 pozos fueron productores de aceite, y 340 productores de gas natural, lo que significó un éxito de 91.0 por ciento. De los pozos productores de crudo, 14 se localizaron en la Región Marina Noreste, 11 en la Sur y tres en la Norte; en tanto que de los pozos productores de gas, 333 se perforaron en la Región Norte, y siete en la Sur.

_________________________________________________________________________

44


En el lapso septiembre 2002-agosto 2003, se estima terminar 443 pozos de desarrollo, cantidad menor en 14 pozos si se compara con el periodo similar anterior. En los primeros ocho meses de 2003 se terminarán 324 pozos, lo que representará un incremento de 13.7 por ciento con respecto al mismo periodo de 2002 y un avance del programa anual de 51.5 por ciento.

4.2 Reservas de petróleo crudo y gas natural

Al 1 de enero de 2003, las reservas totales de hidrocarburos del país ascendieron a 50 032.2 MMbpce cantidad que se integró por 20 077.3 millones de reservas probadas, 16 965.0 millones de probables, y 12 990.0 millones de posibles. Por tipo de hidrocarburo, 72.5 por ciento correspondió a petróleo crudo, 18.8 por ciento a gas seco, 6.9 por ciento a líquidos de planta, y 1.8 por ciento a condensados. En la Región Marina Noreste se localiza el 33.9 por ciento de las reservas totales, en la Región Norte 41.6 por ciento, en la Región Sur 15.4 por ciento, y en la Región Marina Suroeste 9.1 por ciento.

Las reservas totales de crudo se integraron por 52.8 por ciento de pesado menor a 27 grados API; 37.6 por ciento de ligero entre 27 y 38 grados API; y 9.6 por ciento es superligero mayor a 38 grados API. La Región Marina Noreste aporta más de las tres cuartas partes de crudo pesado, mientras que la Región Norte contribuye con 57.9 y 56.9 por ciento de crudo ligero y superligero, respectivamente.

La reserva de gas natural 3P es de 65 432.9 miles de millones de pies cúbicos de las cuales 79.5 por ciento corresponde a gas asociado y 20.5 por ciento a no asociado.

A partir de 2002, la cuantificación de las reservas probadas se efectúa con base en las definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, en tanto que la cuantificación de las reservas probables y posibles, se continuó realizando de acuerdo con The Society of Petroleum Engineers (SPE) y por The World Petroleum Congresses (WPC). Es importante mencionar que las reservas fueron certificadas por el consultor independiente del subsuelo Netherland, Sewell International.

La evolución de las reservas totales de petróleo crudo equivalente del país en los últimos tres años muestra que al 1 de enero de 2003, se registró una disminución de 5.5 por ciento con respecto al año inmediato anterior. Este comportamiento es explicado por varios factores. El primero de ellos corresponde a la producción de 2002 que ascendió a 1 507.5 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las delimitaciones han originado disminuciones, principalmente en el campo Sihil. Además por el concepto de revisiones, 1 420.6 millones de barriles de petróleo crudo equivalente fueron reducidos, y corresponden a actualizaciones

50 032.2

20 077.316 965.0

12 990.0

3P Probada Probable Posible

Reservas de hidrocarburosDistribución por categoría

al 1 de enero de 2003(Millones de barriles de pies cúbicos)


0

10

20

30

40

50

60

Evolución histórica de las reservas(Miles de millones de barriles de

petróleo crudo equivalente)

-0.1

58.2

0.1-1.4 -1.5

56.253.0

50.0

2000 2001 2002 adiciones revisiones desarrollos 2003producción


_________________________________________________________________________ 45


de reservas en los campos Jujo-Tecominoacán, Sen, Poza Rica, Monterrey, Sihil, Nohoch, Abkatún y Pol, principalmente.

El volumen agregado a las reservas totales por nuevos descubrimientos en 2002, fue de 611.8 MMbpce, lo que significó sólo por este concepto, una tasa de restitución de 40.6 por ciento con relación a la producción en ese año de 1 507.5 MMbpce. Estas reservas fueron descubiertas en las cuencas de Burgos, Tampico-Misantla y Sureste, y se clasificaron como sigue: 124.8 millones son probadas, 217.6 millones son probables y 269.3 millones son posibles. Es importante mencionar que el volumen total de reservas descubiertas en el año que se informa, representó un incremento de 183.5 por ciento con relación a 2001.

DISTRIBUCIÓN HISTÓRICA, POR FLUIDO Y REGIÓN

Reserva remanente de hidrocarburos

Año

Región

Aceite

MMb

Condensado

MMMpc

Líquidos de planta

MMb

Gas seco equivalente

MMbpce

Total

MMbpce

2000 Total 41 495.3 1 198.7 4 837.6 10 672.5 58 204.1 Marina Noreste 18 346.8 697.7 574.2 906.5 20 525.2

Marina Suroeste 3 811.1 308.2 474.0 748.2 5 341.3 Norte 13 684.4 34.3 1 985.4 6 599.1 22 303.2 Sur 5 653.1 158.6 1 804.1 2 418.7 10 034.5

2001 Total 39 917.9 1 194.5 4 379.3 10 662.3 56 154.0 Marina Noreste 17 359.3 641.2 601.8 847.6 19 449.9 Marina Suroeste 3 540.0 321.7 555.9 785.0 5 202.6 Norte 13 590.1 55.9 1 610.3 6 661.1 21 917.4 Sur 5 428.4 175.7 1 611.3 2 368.6 9 584.1

2002 Total 38 286.1 1 136.7 3 790.0 9 738.2 52 951.0 Marina Noreste 16 593.7 627.1 544.8 823.6 18 589.2 Marina Suroeste 3 389.8 319.4 442.6 685.5 4 837.4 Norte 13 413.4 43.2 1 473.9 6 112.8 21 043.3 Sur 4 889.2 147.0 1 328.6 2 116.3 8 481.2

2003 Total 36 265.9 884.2 3 499.8 9 382.8 50 032.2 Marina Noreste 15 299.9 448.3 439.8 759.1 16 947.0

Marina Suroeste 3 065.6 263.4 396.1 850.2 4 575.4 Norte 13 300.8 47.1 1 476.7 5 965.1 20 789.7

Sur 4 599.6 125.3 1 187.2 1 807.9 7 720.1


La relación reserva producción, es decir, el cociente que resulta de dividir la reserva remanente al 1 de enero de 2003 entre la producción de 2002, es de 33 años para la reserva 3P; 25 años para la 2P; y 13 años para la 1P. Si este análisis se efectúa para el gas no asociado, resulta de 18 años para la reserva 3P, de 11 años para 2P y de 8 años para la 1P. Asimismo, para el volumen de aceites ligero y superligero la relación es de 23, 19 y 14 años considerando las reservas en el mismo orden.

_________________________________________________________________________

46


La Región Marina Noreste, la mayor productora de hidrocarburos, al 1 de enero de 2003 contaba con 10 505.3 MMbpce de reservas probadas cantidad inferior en 1 117.8 millones de barriles a la del año previo. Sin embargo, si se descuenta la producción de esta región en 2002, la disminución neta de las reservas probadas fue de 271.9 MMbpce, resultado de las actividades de delimitación del campo Sihil y la revisión del comportamiento presión-producción de los campos Nohoch y Chac, principalmente. Las reservas totales por 16 947.0 MMbpce presentaron una variación neta de 796.2 millones de barriles, con respecto a las registradas el 1 de enero de 2002, originada por la delimitación del campo Sihil y por invasión de agua en los campos Nohoch y Chac.

La Región Marina Suroeste cuenta con reservas probadas por 1 844.6 MMbpce, volumen inferior en 84.1 millones al reportado al inicio de 2002. Este resultado se explica por la reclasificación de reservas probables a probadas en los campos Caan y Chuc, al descubrimiento de los campos de gas no asociado Akpul, Chukúa, y otros, así como al descubrimiento de un nuevo yacimiento de aceite en el campo Misón. El total de descubrimientos en 2002 alcanzó una reserva total de 329.5 MMbpce. Las reservas totales fueron de 4 575.4 MMbpce, cantidad menor en 375.4 millones de barriles a la reportada en el periodo previo, una vez que los efectos de la producción y de los descubrimientos fueron considerados.

La reserva probada de la Región Norte fue de 1 628.2 MMbpce, volumen que, representó un decremento de 8 915.4 millones de barriles si se compara con el referido al 1 de enero de 2002. La reducción se explica principalmente por la aplicación de los criterios de la SEC para clasificar las reservas probadas de hidrocarburos en Chicontepec, donde se reclasificaron 8 926.2 millones barriles de reservas probadas evaluadas al 1 de enero de 2002, como reservas probables y posibles, 5 392.1 y 3 534.1 millones de barriles, respectivamente. Por consiguiente, las reservas totales alcanzaron 20 789.7 MMbpce, con una variación negativa neta de 398.2 millones de barriles al considerar el efecto producción y el de los descubrimientos. Estas reducciones se concentraron en las categorías de reserva probable y posible de los campos Poza Rica, Playuela, Monterrey, Reynosa y Cuatro Milpas. Cabe destacar que los descubrimientos de esta región en 2002 fueron de 264.3 MMbpce de reservas totales y, se localizaron principalmente en Lankahuasa, con 153.9 millones, y en la Cuenca de Burgos con 85.9 millones, ambos de gas no asociado, sobresaliendo por su importancia el campo Lankahuasa en la Cuenca de Tampico-Misantla, y los pozos Enlace-1, Levita-1 y Fundador-1 en la Cuenca de Burgos. La producción regional representó 7.9 por ciento de la nacional.

Al 1 de enero de 2003, las reservas probadas de la Región Sur ascendieron a 6 099.1 MMbpce, presentando una disminución neta de 197.3 millones de barriles una vez considerado el efecto de la producción de 2002. La diferencia se concentró en los campos Jujo-Tecominoacán, Sen y Luna-Palapa. Por su parte, las reservas totales por 7 720.1 MMbpce, mostraron una variación negativa neta, con respecto al 1 de enero de 2002, de 453.2 millones de barriles, concentrándose básicamente en los campos Jujo-Tecominoacán, Sen, Luna-Palapa, y Ogarrio, cuyo comportamiento declinante en los primeros tres campos fue originado por la irrupción de agua en los pozos productores.

4.3 Producción de petróleo crudo

La producción de petróleo crudo en 2002 fue de 3 177.1 miles de barriles diarios, volumen superior en 1.6 por ciento con relación al año previo. En el periodo septiembre de 2002 a agosto de 2003 se estima una producción de petróleo crudo de 3 308.1 miles de barriles diarios, volumen 4.6 por ciento superior a la obtenida en el periodo similar anterior. De esta cantidad 69.9 por ciento corresponderá a crudo pesado, 16.2 por ciento a ligero y la proporción restante a superligero.

_________________________________________________________________________ 47


PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, 2002-2003

Datos anuales Enero-agosto Enero-agosto 2003 (%)

Concepto 2002 Observado

2003 Meta

2002 2003

Avance respecto a

la meta anual

Variación

Total (Mbd) 3 177.1 3 551.3 3 169.0 3 365.8 63.1 6.2 Pesado 2 167.6 2 429.3 2 140.8 2 358.5 64.6 10.2 Ligero 551.6 641.1 566.5 543.1 56.4 -4.1 Superligero 457.9 480.9 461.7 464.2 64.3 0.5 Regiones marinas 2 603.8 2 937.6 2 592.0 2 781.1 63.0 7.3 Región sur 498.4 526.5 500.8 509.9 64.5 1.8 Región norte 74.9 87.2 76.2 74.8 57.1 -1.8

Fuente B.D.I. Base de Datos Institucional

En los primeros ocho meses de 2003 la producción de petróleo crudo se ubicará en 3 365.8 miles de barriles diarios, 6.2 por ciento mayor a la realizada en el periodo enero - agosto de 2002 y mostrará un avance de 63.1 por ciento de la meta anual establecida en el presupuesto original autor izado para el presente ejercicio.

En el periodo enero – agosto de 2003 con la integración de nuevos pozos del proyecto Cantarell y el mejor aprovechamiento de la capacidad de extracción de petróleo crudo en la Región Marina Noreste hicieron posible que Petróleos Mexicanos alcanzara varios máximos históricos de producción de petróleo crudo en el periodo de referencia, registrándose el último el 12 de agosto de 2003 de 3 551.7 mil barriles. La Región Marina Noreste alcanzó un promedio histórico de producción de petróleo al llegar a 2 590.8 mil barriles, de los cuales 2 552.3 mil barriles correspondieron a crudo pesado, cantidad también récord. Estas cifras históricas se deben a que ese día el activo Cantarell aportó un volumen de 2 259.9 mil barriles, cantidad más alta de su historia.

La distribución geográfica de la producción estimada muestra a la Región Marina Noreste como la fuente de suministro de crudo más importante al participar con 70.0 por ciento de la producción total. El Activo Cantarell, perteneciente a esta región, aportará 61.0 por ciento de la producción nacional con 2 053.3 miles de barriles diarios, volumen mayor en 10.8 por ciento con relación al periodo de comparación.

En el lapso enero-agosto de 2003 la Región Sur aportará 15.2 por ciento del total de la producción de petróleo crudo. Por su parte, la Región Marina Suroeste lo hará en 12.6 por ciento con una baja en el volumen producido equivalente al 9.1 por ciento con respecto al mismo periodo del año previo. La Región Norte participó con 2.2 por ciento de la producción nacional de crudo.

Por tipo de crudo, el pesado constituyó más de las dos terceras partes de la producción total al aportar el 70.0 por ciento del crudo, mientras que el ligero lo hizo en 16.1 por ciento y el superligero 13.9 por ciento.

En 2002 la disponibilidad de petróleo crudo, naftas y condensados fue de 3 180.0 miles de barriles diarios, volumen superior en 1.6 por ciento al registrado en 2001; fueron enviados 1 171.9 miles de barriles diarios al Sistema Nacional de Refinación, lo que significó el 37.0 por ciento de la disponibilidad total y representó un 2.7 de incremento respecto al periodo precedente. Se enviaron a maquila 130.4 Mbd que alcanzaron el doble del volumen manejado en el año previo; 83.0 por ciento se constituyó de crudo pesado y el restante de superligero.

_________________________________________________________________________

48


En el periodo septiembre 2002-agosto 2003 la disponibilidad estimada de crudo, naftas y condensados ascenderá a 3 450.3 miles de barriles diarios, 9.0 por ciento superior con respecto al lapso similar anterior. Este volumen será distribuido de la forma siguiente: 38.1 por ciento a refinerías, 3.2 por ciento a maquila; 4.5 a la Cangrejera y 52.6 por ciento a terminales de exportación.

4.4 Producción de gas natural

En 2002 la producción de gas natural ascendió a 4 423.5 millones de pies cúbicos diarios, cantidad 1.9 por ciento inferior a la obtenida en el año previo, que se explica por una mayor declinación de la producción de este hidrocarburo en los campos de los Activos Burgos, Veracruz y Ku-Maloob-Zaap, así como por el cambio de la estrategia en el proyecto Burgos orientada a pozos de gas seco, mismos que tienen menor capacidad de aportación que los de gas húmedo; esto trajo como consecuencia la reducción de la producción de gas no asociado. Por tipo de producción, el gas asociado tuvo una mayor declinación, principalmente en las regiones Sur y Marina Suroeste. Sin embargo la Región Marina Noreste aumentó su oferta de gas natural en 12.8 por ciento, como resultado de las inversiones realizadas en el Activo Cantarell. En cuanto al gas no asociado, la Región Norte disminuyó su producción en 2.1 por ciento, en especial el Activo Burgos.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL, 2002-2003



2003 Meta

2002 2003

Avance respecto a

la meta anual

Variación

Total (MMpcd) 4 423.5 4 738.6 4 439.2 4 460.4 62.7 0.5 Asociado 3 118.1 3 295.6 3 133.2 3 125.0 63.1 -0.3 No asociado 1 305.4 1 443.0 1 306.0 1 335.4 61.6 2.3 Regiones marinas 1 451.8 1 610.0 1 459.3 1 511.1 62.5 3.6 Región sur 1 703.8 1 722.5 1 712.6 1 640.5 63.4 -4.2 Región norte 1 267.9 1 406.1 1 267.4 1 308.7 62.0 3.3


Para el periodo septiembre 2002-agosto 2003 se estima una producción de gas natural de 4 437.5 millones de pies cúbicos diarios, similar a la del periodo anterior.

La producción de gas asociado que se estima para este lapso será de 3 112.6 millones de pies cúbicos diarios, lo que significará el 70.1 por ciento de la producción total de gas natural. La Región Sur será la principal abastecedora de este gas, con 48.8 por ciento del gas asociado total. El gas no asociado ascenderá a 1 325.0 millones de pies cúbicos diarios, cantidad que representará 29.9 por ciento de la producción total nacional de este hidrocarburo. La Región Norte será la principal proveedora de gas no asociado.

En enero-agosto de 2003 la producción de gas natural se estima en 4 460.4 millones de pies cúbicos diarios, cantidad 0.5 por ciento mayor que la del mismo periodo de 2002, y significará el 62.0 por ciento de cumplimiento del programa anual 2003.

_________________________________________________________________________


5. INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS

_________________________________________________________________________ 51


5. INDUSTRIALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS

Para alcanzar los grandes objetivos nacionales, la estrategia de la presente administración gubernamental es impulsar el desarrollo del país con base, en el fortalecimiento del mercado interno, a través del reforzamiento de la capacidad de competencia, el desarrollo de la infraestructura productiva, el impulso a las empresas nacionales y la promoción de la inversión. En este contexto, las acciones que realiza Petróleos Mexicanos son congruentes con esta estrategia y apuntan a uno de sus grandes objetivos que es el crecimiento.

En esta administración se ha incrementado significativamente la inversión en la industria petrolera para lograr un mayor abasto de productos de origen nacional y para aprovechar las oportunidades de exportación. La reconfiguración del Sistema Nacional de Refinación obedece a estos propósitos , y tiene la finalidad de adecuarlo a las nuevas disponibilidades de petróleo crudo en el país; por lo que se ha considerado el uso intensivo de crudo pesado, y la obtención de productos finales que cumplan con normas ambientales rigurosas.

Petróleos Mexicanos como empresa petrolera integrada, realiza su operación de manera armónica, de tal forma que las metas y resultados de la transformación industrial están alineados a las condiciones de la producción primaria de hidrocarburos. La composición de los hidrocarburos del subsuelo mexicano está fuertemente inclinada a crudo pesado, de allí que en la década pasada se iniciara la reconfiguración y modernización del Sistema Nacional de Refinación con el propósito de favorecer una mayor utilización de este tipo de crudo. En la actual administración se culmina este programa de proyectos con la realización de trabajos adicionales y complementarios para mejorar los índices de utilización de la capacidad instalada, aumentar el volumen y la calidad de los combustibles, y reducir el balance negativo de estos productos con el exterior.

Para 2003, cuatro de las seis refinerías con que cuenta el país se reconfiguraron, y se concluyeron los trabajos en más de treinta plantas, entre nuevas y modernizadas, lo que representa un logro importante desde la perspectiva de la industria petrolera internacional. Particularmente, en la reconfiguración de la Refinería de Minatitlán iniciada en 2003, se aplican instrumentos eficientes de comunicación con las empresas contratistas e implantan mecanismos para atender en forma ágil las observaciones de los órganos de fiscalización. En su realización se abatirán tiempos y costos, dando oportunidad de participación a un número mucho mayor de empresas nacionales.

Los resultados que se pretenden con la realización de la reconfiguración de la refinería de Minatitlán son: procesar una mezcla de crudos con mayor proporción de petróleo pesado; obtener gasolinas de mayor octanaje y menor contenido de azufre; y, aumentar sensiblemente la capacidad de procesamiento de crudo. La conclusión de este proyecto hacia 2007 contribuirá a aumentar la producción de los combustibles que requiere el desarrollo de México, afianzando con ello la seguridad energética del país.

5.1. Producción de petrolíferos y gas licuado.

Al cierre de 2002 el proceso de crudo fue de 1 245.4 miles de barriles diarios, de los cuales 27.7 por ciento correspondió a crudo pesado, 65.7 por ciento de crudo ligero y la proporción restante de superligero, reconstituido y otras corrientes.

Para enero-agosto de 2003 el Sistema Nacional de Refinación procesará 1 329.7 miles de barriles diarios de petróleo crudo, volumen superior en 4.3 por ciento al realizado en el mismo lapso de 2002.

_________________________________________________________________________

52


Un evento importante en este periodo es el cambio en la composición de la mezcla procesada. Del total de crudo a procesar en ese periodo 420.2 miles de barriles diarios corresponderán a crudo pesado, equivalente a 31.6 por ciento, en tanto que en el mismo periodo del año previo, la proporción fue de 28.6 por ciento.

En el periodo de septiembre 2002 a agosto 2003 el Sistema Nacional de Refinación procesará 1 282.3 miles de barriles diarios de petróleo crudo, volumen superior en 2.6 por ciento al realizado en el mismo periodo previo. La mezcla de crudo procesada estará compuesta por 64.4 por ciento de crudo ligero, 29.8 por ciento de pesado, y el complemento de superligero y otros.

Proceso de crudo en el Sistema Nacional de Refinación

(Miles de barriles diarios)

Enero-agosto Refinería 2000 2001 2002 2003 1/

2002 2003

Total 1 227.4 1 251.9 1 245.4 1 331.2 1 274.3 1 329.7

Cadereyta 125.8 200.4 196.0 223.3 209.7 214.9

Madero 149.3 105.9 108.0 154.2 98.6 153.8

Minatitlán 172.0 177.0 169.6 176.5 179.8 178.4

Salamanca 186.0 185.7 185.4 181.0 186.2 181.5

Salina Cruz 298.2 292.8 306.3 315.7 320.7 313.5

Tula 296.2 290.3 280.1 280.5 279.3 287.6

1/ Estimado Fuente :B.D.I. Base de Datos Institucional

La producción de petrolíferos en 2002, sin incluir el gas licuado ni la producción proveniente de la maquila de crudo en el exterior, fue de 1 246.9 miles de barriles diarios, 0.5 por ciento superior a lo realizado en 2001.

En enero-agosto de 2003 se estima una producción de 1 352.9 miles de barriles diarios de petrolíferos, volumen 5.8 por ciento superior a lo observado en el mismo lapso del año previo. La producción de petrolíferos durante el periodo de septiembre 2002- agosto 2003, sin incluir gas licuado y el volumen obtenido de las operaciones de maquila, ascenderá a 1 296.3 miles de barriles diarios, mayor en 3.6 por ciento al obtenido en el periodo septiembre 2001-agosto 2002. Destaca el importante incremento en la producción de destilados y la reducción del combustóleo. Las gasolinas, el diesel y la turbosina superaron en conjunto 8.1 por ciento la producción de

periodo de comparación, en tanto que el combustóleo disminuyó su producción en 6.6 por ciento. Ello es indicativo de la transformación paulatina de la estructura volumétrica de la producción de refinados hacia una mejor calidad de los mismos.

La producción de gas licuado en 2002 fue de 236.1 miles de barriles diarios, superior en 1.2 por ciento con respecto al obtenido el año previo. La entrada en operación de diversa infraestructura productiva a finales de 2002 y principios de 2003, permitirá que en el lapso enero agosto de 2003 la producción se

1 4751 483

1 517

1 602

2 0 0 1 2 0 0 2 Ene-Ago2002

Ene-Ago2 0 0 3

Producción de Petrolíferos (Miles de barriles diarios)


_________________________________________________________________________ 53


eleve a 249.1 miles de barriles diarios, 4.8 por ciento mayor que en similar periodo de 2002. Esta tendencia se confirma para el periodo septiembre 2002-agosto 2003 cuando la elaboración de este combustible se estima llegue a 243.7 miles de barriles diarios, cantidad 3.6 por ciento mayor a la obtenida en el mismo periodo previo.

La estrategia de crecimiento de Petróleos Mexicanos se reflejó en este resultado, toda vez que en febrero de 2003, Pemex Gas y Petroquímica Básica alcanzó la producción más alta en su historia, y la mayor en los últimos ocho años, si además se considera la producción de gas licuado de Pemex Refinación.

5.2 Producción de Petroquímicos

Durante los primeros nueve meses de 2002, la industria petroquímica mundial mostró signos de recuperación por la estabilización de precios de los energéticos, incremento en la demanda, bajos precios de materias primas, y desfase de algunos proyectos de plantas nuevas. Sin embargo, en el último trimestre de 2002, ante el preámbulo de la invasión de Estados Unidos a Iraq y los disturbios políticos acontecidos en Venezuela, los precios de los combustibles se elevaron y la recuperación de la industria petroquímica se vio nuevamente cancelada. En el primer semestre de 2003 la industria petroquímica mundial se caracterizó por participar en un mercado especulativo, debido principalmente al incierto desenlace del conflicto bélico en Iraq.

En el ámbito doméstico, la industria petroquímica ofreció en 2002 una ligera mejoría en la demanda y precios, situación que prevaleció en los primeros meses de 2003. En forma particular, destaca el fuerte incremento de la demanda de los polietilenos alta y baja densidad; sin embargo, la recuperación del mercado no fue lo suficientemente vigoroso para mantener un crecimiento sostenido

En 2002 Petróleos Mexicanos produjo 13 123.0 miles de toneladas de petroquímicos totales incluyendo los básicos y desregulados. En enero-agosto de 2003 la producción ascendió a 9 342.5 miles de toneladas, 5.9 por ciento mayor a la obtenida en el mismo lapso del año previo. Los petroquímicos básicos, con una producción de 4 272.0 miles de toneladas, aumentaron 4.3 por ciento; en tanto que los desregulados con 5 070.5 miles de toneladas lo hicieron en 7.3 por ciento. Destacan los incrementos observados por el amoniaco, óxido de etileno, polietilenos alta y baja densidad, y el tolueno. Conviene mencionar que de la producción de petroquímicos no básicos o desregulados,

aproximadamente 40 por ciento se destina a ventas al público, el resto se utiliza como insumo en diferentes procesos.

En el periodo septiembre 2002-agosto 2003 la producción estimada de petroquímicos totales por 13 643.9 miles de toneladas mostrará un aumento de 1.8 por ciento con relación al mismo periodo previo. Los petroquímicos básicos representarán 45.7 por ciento de la producción total, al elaborarse un

2 3 8 2 4 9

4 0 5 456

275 3 0 6

4 6 6 4 2 9

Gas Licuado Gasolinas Diesel Combustóleo

Producción de principales productos petrolíferos

(Miles de barriles diarios)

Ene-Ago 2002 Ene-Ago 2003

Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional Mexicanos

1386313123

88229 3 4 3

2001 2002 Ene-Ago2 0 0 2

Ene-Ago2003

Elaboración de Productos Petroquímicos

(Miles de toneladas anuales)


_________________________________________________________________________

54


volumen de 6 242.0 miles de toneladas, 0.5 por ciento menos que lo registrado en el periodo de comparación. Sin embargo, los petroquímicos desregulados se produjeron en un volumen de 7 401.9 miles de toneladas, cantidad 3.9 por ciento mayor que la del mismo periodo previo. Se estima que al cierre de 2003 la producción total de petroquímicos ascienda a 14 143.5 miles de toneladas

5.3. Producción de gas seco.

En el proceso de gas natural amargo y húmedo, se elimina el componente ácido y, se recuperan azufre y licuables, principalmente metano, para producir lo que se denomina gas natural seco. Una parte de la producción se comercializa en los mercados interno y externo, y la otra es sometida a diversos procesos de petroquímica.

Durante 2002 la producción de gas natural seco fue de 2 915.6 millones de pies cúbicos diarios, cantidad 4.0 por ciento superior a 2002, lo que significó un crecimiento medio anual entre 1999 y 2002 de 2.5 por ciento. Para el periodo septiembre de 2002-agosto 2003, la producción de gas natural seco será de 3 004.4 millones de pies cúbicos diarios, cantidad 4.6 por ciento mayor que la de igual periodo previo. Se estima que al cierre de 2003 la producción de gas natural seco será de 3 108.0 millones de pies cúbicos diarios, lo que significará un incremento de 6.6 por ciento.

En el caso del gas seco de refinación, durante 2002 se produjeron 37.4 miles de barriles diarios, volumen 4.1 por ciento menor que el registrado el año previo y significó 2.5 por ciento de la producción total de petrolíferos en ese año. Para el periodo septiembre 2002-agosto 2003 la producción de este energético será de 46.6 miles de barriles diarios, 25.9 por ciento mayor que lo reportado en similar periodo previo. La tendencia al alza en la producción de este petrolífero se confirmará al cierre de 2003, toda vez que se estima alcance los 50.4 miles de barriles diarios.

_________________________________________________________________________


6. COMERCIALIZACIÓN INTERNA DEL PETRÓLEO

Y SUS DERIVADOS

_________________________________________________________________________ 57


6. COMERCIALIZACIÓN INTERNA DEL PETRÓLEO Y SUS DERIVADOS

6.1 Contexto económico general

La evolución de la economía mexicana en 2002, medida a través de su Producto Interno Bruto (PIB) observó un crecimiento de 0.9 por ciento. Este comportamiento, menos favorable que el estimado en los Criterios de Política Económica emitidos por el Ejecutivo Federal, fue consecuencia de la debilidad que mostró la producción industrial de Estados Unidos que a su vez afectó notablemente las exportaciones mexicanas que sólo mostraron una leve recuperación.

En 2002 la demanda agregada registró un crecimiento de 1.1 por ciento, en términos reales; los componentes que registraron una evolución positiva fueron el consumo del sector privado, 1.2 por ciento, la exportación de bienes y servicios con un crecimiento modesto de 1.2 por ciento. La inversión total también tuvo una evolución moderada producto de un aumento en la inversión pública 7.3 por ciento de pública y un decremento en la privada de 2.8 por ciento. Por el lado de la oferta agregada, las importaciones aumentaron 1.6 por ciento.

EVOLUCIÓN DE LAS PRINCIPALES VARIABLES MACROECONÓMICAS 1997-2003

(Variaciones porcentuales)

Concepto

1997

1998

1999

2000

2001

2002 Ene-mar

2003

Producto Interno Bruto 6.8 4.9 3.7 6.6 -0.3 0.9 2.3

Inversión Bruta Fija 21.0 10.3 7.7 11.4 -5.8 1.3 0.6

Pública 10.1 -7.5 10.7 8.7 -4.4 7.3 16.7

Privada 23.5 13.8 7.2 27.2 -13.0 -2.8 -1.7

Ind. Nal. de Precios al Consumidor (dic – dic)

15.72 18.61 12.32 8.96 4.40 5.70 1.39 1/

Tipo de cambio (pesos por dólar) 7.92 9.14 9.56 9.46 9.34 9.66 10.64 1/

Saldo de la Balanza de Pagos

(millones de dólares)

Cuenta Corriente -7 665.0 -16 072.4

-13 999.5 -18 160.1

-18 066.6

-13 914.5

-2 140.8

Balanza Comercial 2/ 623.6 -7 913.5 -5 583.7 -8 003.0 -9 953.6 -7 996.8 -1 221.1 1/

Cuenta de Capital 16 638.7 18 560.4 13 569.1 17 361.2 25 181.5 21 674.3 7 164.0

Reservas Internacionales


28 002.7 30 139.6 30 733.2 33 554.7 40 879.9 47 984.0 51 988.4

Fuente: INEGI y Banco de México 1/ Corresponde al primer trimestre. 2/ Incluye maquiladoras.

En 2002 la inflación registró un crecimiento de 5.7 por ciento de acuerdo con el Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC), por encima del estimado por las autoridades gubernamentales, atribuible a las notables alzas durante el año de los precios de la electricidad residencial y del gas doméstico experimentaron incrementos significativamente más elevados que los que hubieran sido

_________________________________________________________________________

58


congruentes con la consecución de la meta de inflación anual; y, los fuertes incrementos que registraron las cotizaciones de las frutas y verduras.

La evolución del sector externo durante 2002 se caracterizó por lo siguiente: contracción de la demanda externa de bienes no petroleros, principalmente por parte de Estados Unidos; tendencia a la alza del precio internacional del petróleo; modesta expansión de la producción y demanda internas, cuyo efecto fue la reducción de las importaciones; y, entradas significativas de capital. La tendencia ascendente de los precios del crudo exportado, a lo largo de 2002, contribuyó a la disminución del déficit comercial y del correspondiente a la cuenta corriente de la balanza de pagos.

Por otra parte, el superávit de la cuenta de capital que fue inferior al de 2001, se debió principalmente a la entrada de recursos del sector privado por concepto de inversión extrajera directa y por una disminución de los activos en el exterior propiedad de residentes en el país. Finalmente, se registró un importante desendeudamiento por parte del sector público y de la banca comercial. De esta forma el comportamiento de la balanza de pagos determinó un aumento significativo en la reserva internacional neta.

Durante el primer semestre de 2003 y especialmente al inició del año la economía nacional reflejó la gran incertidumbre entorno al conflicto bélico de Medio Oriente, además de la debilidad de la demanda externa aunada a la reticencia de los inversionistas y a la presencia de factores estacionales, atenuaron el dinamismos económico del país.

En el primer semestre de 2003, la solución de la crisis geopolítica mejoró las expectativas de crecimiento de la economía de Estados Unidos y alentó la confianza de los consumidores; sin embargo, esto fue sólo de carácter temporal ya que el deterioro de la actividad manufacturera de ese país atenuó nuevamente las expectativas de crecimiento económico. Esto es importante para México por las relaciones económico- comerciales que tiene con ese país.

En este contexto, durante el primer trimestre de este año la economía nacional registró un crecimiento de 2.3 por ciento, según datos preliminares. Por gran división contribuyeron principalmente a este crecimiento, por orden de importancia: la construcción con un aumento de 5.9 por ciento, transportes 4.3 por ciento, financieros 4.1 por ciento, y electricidad con 3.0 por ciento. La única división que registró tasa negativa fue el agropecuario con 0.2 por ciento.

6.2 Política de comercialización

La industria petrolera paraestatal con el propósito de optimizar las operaciones de la cadena de distribución y poder contribuir a las estrategias del Plan de Negocios, inició el proceso de implantación el Modelo Estratégico de Transporte y Almacenamiento (META) en Pemex Refinación, el cual permitirá hacer más eficiente la programación y distribución de los productos por los diferentes medios de transporte al menor costo; contribuir a la toma de decisiones en materia operativa, así como identificar los cuellos de botella y necesidades de nueva infraestructura.

Como parte de las acciones para el mejoramiento de la cadena de suministro y distribución se logró implantar el Proceso Integral de Coordinación Operativa minimizando el costo de atención a la demanda, lo cual se refleja en respuestas más eficientes ante variaciones de ésta y precio de combustibles. El proceso se divide en cuatro etapas: optimización Integral del Sistema Nacional de Refinerías; programación operativa; seguimiento de la operación diaria; y evaluación de la coordinación operativa.

_________________________________________________________________________ 59


Con respecto al Programa de Modernización de Estaciones de Servicio, a finales de 2002 se aprobaron modificaciones a la Franquicia Pemex para ser aplicadas a partir de 2003, con el propósito de solucionar problemas que se han presentado en la administración de los contratos, participación de terceros, Programa Pemex-Profeco y costos excesivos de garantías y de manejo de efectivo. Sin embargo, estas modificaciones fueron ajustadas a fin de promover el óptimo desarrollo del negocio. De esta forma, se acordó mantener los montos autorizados para 2002 a aquéllos trámites iniciados en ese año, con independencia de la fecha en que se resuelva; en los casos en que se presenten retrasos atribuibles a alguna autoridad, ampliar seis meses la vigencia de los documentos suscritos con el franquiciatario; y, conservar la cuota de mantenimiento igual que en 2002, esto es, uno por ciento del margen comercial obtenido en el año inmediato anterior.

Además, se trabaja en un nuevo modelo de franquicia que permita cambiar sustancialmente la forma de comercializar los combustibles para ofrecer mayores beneficios a los consumidores y generar mayor valor económico para el franquiciatario y para Pemex Refinación.

A lo largo de la cadena de comercialización de los productos de Pemex Refinación, se desarrollan diversas acciones con el fin de otorgar un servicio eficiente, oportuno transparente y siempre apegado a la legalidad. Así, se establecen nuevas rutas de suministro de combustibles; se revisa que las empresas transportistas cumplan con la reglamentación correspondiente en cuanto a la calidad y seguridad del servicio, así como el número de empresas que ofrecen el servicio de transporte de combustibles sea el adecuado. Se revisa que la ubicación de las terminales de almacenamiento y distribución no afecte la vida de las poblaciones circundantes, en caso contrario se procede con los trámites para su reubicación; y, se combate de manera frontal el mercado ilícito de combustibles con la aplicación de la tecnología adecuada y en estrecha colaboración con la s autoridades respectivas.

La estrategia comercial de Pemex Gas y Petroquímica Básica incluye acciones como el establecimiento de contratos de suministro y transporte de largo plazo, innovación de productos y servicios con mayor valor agregado, aplicación de tecnologías de información para satisfacer al cliente, e instrumentación del cambio regulatorio en materia de gas licuado, entre otras. En este sentido, durante 2002 y 2003 se registraron los avances siguientes:

• Mayor flexibilidad operativa para la comercialización de gas natural entre México y Estados Unidos como resultado de las cuatro interconexiones con gasoductos del sur de Texas. Así, se importa gas natural para complemento de la demanda de las nuevas plantas de generación de los productores externos de energía, principalmente por los gasoductos de Kinder Morgan y Tennessee; y, por Tetco para suministrar a la planta de CFE Río Bravo.

• Se continuó el programa de precios fijos del gas natural para consumidores industriales y distribuidoras, como instrumento de cobertura contra la fluctuación de los precios de gas natural, por un lapso de tres años. El precio de referencia de este combustible es 4.00 dólares por millón de BTU. La participación de los consumidores en este programa fue opcional; el convenio dispone de mecanismos para la salida del programa y de flexibilidad en el cumplimiento de las cantidades elegidas por los clientes.

• Se implantó dentro de SAP, el sistema Customer Relationship Management (CRM), que permitirá soportar las estrategias comerciales de Pemex Gas y Petroquímica Básica y administrar eficientemente las relaciones con el cliente, mediante la implantación de los módulos Call Center y Customer Interaction Center.

La política comercial de Pemex Petroquímica tiene como objetivo reposicionarse en el mercado nacional de petroquímicos y colocarse como un abastecedor confiable de estos productos en el exterior. En este sentido, se realizan las acciones siguientes:

_________________________________________________________________________

60


• Responder a las necesidades de los clientes clave y coadyuvar en el desarrollo de nuevos clientes.

• Proveer de elementos para facilitar la colocación de productos a precios competitivos que reflejen su costo de oportunidad en diferentes mercados.

• Reestructurar la cartera de productos a fin de concentrar la atención en segmentos y cadenas en los que se tienen ventajas estructurales, racionalizando las instalaciones que no proveen los adecuados beneficios económicos.

• Colocar bajo la modalidad de contrato, a mediano y largo plazos, una proporción significativa de la producción.

• Establecer condiciones comerciales similares a las de la competencia.

Una de las acciones más importantes que desarrolló Pemex Petroquímica fue la integración de la gestión comercial de este organismo y sus empresas filiales, la cual culminó en el primer semestre de 2003. Los instrumentos que se diseñaron para ello, fueron el Convenio de Colaboración, la nueva estructura de organización, el Comité de Crédito único para todo el organismo, un nuevo marco normativo interno y nuevas herramientas para mejorar el proceso de atención al cliente.

6.3 Ventas de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos

Durante 2002 Pemex Exploración y Producción aumentó la facturación de petróleo crudo en 1.6 por ciento respecto a 2001, aumento que se explica por un incremento de 7.3 por ciento en el volumen de crudo facturado a Pemex Refinación, principalmente de tipo pesado. En tanto que la cantidad transferida a PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V., disminuyó 2.8 por ciento ya que fueron enviados para su exportación 1 706.5 Mbd de petróleo crudo, lo que significó 54.1 por ciento de las ventas totales de este hidrocarburo.

Las ventas de gas natural de Pemex Exploración y Producción a otros organismos subsidiarios aumentaron 2.4 por ciento respecto a 2001, casi la totalidad del volumen facturado de gas natural se hizo a Pemex Gas y Petroquímica Básica, al enviarse una cantidad de 4 410.6 MMpcd, lo que significó 99.5 por ciento de las ventas totales de este energético, mientras que a Pemex Refinación se enviaron 22.3 MMpcd de gas húmedo amargo.

Durante 2002 demanda interna de productos petrolíferos y gas natural, reflejó de la evolución de la economía nacional. La contracción del mercado interno de productos petrolíferos y gas licuado, respecto de 2001, fue de 3.1 por ciento. Por grupo de productos el comportamiento fue diferente; las ventas de gas licuado observaron un aumento de 2.2 por ciento que se explica por una mayor demanda del sector doméstico. Las ventas de gasolinas, sin considerar el gasnafta y el gasolvente, mostraron un aumento de 2.7 por ciento como resultado del incremento en la venta de automóviles que se registró en 2002. Las ventas de diesel muestran un descenso de 1.9 con relación a 2001, retroceso que se vincula a la caída del producto interno bruto del sector comercio y al deterioro del sector transporte. El volumen de combustóleo comercializado en el mercado interno fue 14.5 por ciento inferior al periodo de comparación. Esta variación se explica principalmente por una menor demanda del sector eléctrico.

En el periodo de septiembre 2002 a agosto 2003 las ventas internas de petrolíferos se estiman en 1 696.8 miles de barriles diarios, volumen 1.8 por ciento mayor con respecto a las ventas realizadas en el periodo similar anterior. El comportamiento de la demanda refle ja la evolución favorable que registra la economía nacional. Por sus componentes sólo la demanda de combustóleo será menor en 9.5 por ciento a la registrada en septiembre de 2001 a agosto de 2002.

_________________________________________________________________________ 61


Los ingresos que generarán las ventas internas de los productos petrolíferos y gas licuado en el lapso septiembre 2002 a agosto 2003, ascenderá a 216 617.6 millones de pesos monto superior en 39.1 por ciento en términos reales al reportado en el mismo periodo anterior. Las ventas de gasolinas aportan 42.6 por ciento del valor total, el diesel 20.1 por ciento, el combustóleo y el gas licuado con 16.1y 16.2 por ciento, en el orden citado y el resto otros petrolíferos tales como la turbosina y los asfaltos principalmente.

VOLUMEN DE LAS VENTAS INTERNAS DE PETROLÍFEROS, GAS NATURAL Y PETROQUÍMICOS, 2002-2003



2003 Meta

2002 2003

Avance respecto a

la meta anual

Variación

Petrolíferos (Mbd)) 1 658.9 1 740.2 1 664.8 1 721.9 65.9 3.4

Gas licuado 331.8 340.2 326.2 323.7 63.3 -0.8 Gasolinas 565.5 605.3 558.9 589.7 64.9 5.5

Pemex Magna 476.5 502.8 472.1 490.6 65.0 3.9

Pemex Premium 88.5 102.0 86.4 98.6 64.4 14.1 Otras gasolinas 1/ 0.5 0.5 0.4 0.5 66.6 25.0

Diesel 270.7 277.9 266.3 304.2 72.9 14.2

Combustóleo 406.2 414.3 429.5 403.5 64.8 -6.1 Otros 2/ 84.7 102.5 83.9 100.8 65.3 19.9

Gas natural (MMpcd) 2 425.1 2 941.5 2 405.4 2 721.5 61.6 13.2

Petroquímicos (Mt) 3 318.8 5 113.9 2 274.0 2 131.3 41.7 -6.3 Básicos 235.4 355.3 142.5 224.4 63.2 57.5

Desregulados 3 083.4 4 758.6 2 131.5 1 906.9 40.1 -10.5

1/ Incluye gasavión 100-130, gasolina incolora, gas nafta y gas solvente. 2/ Incluye querosenos, gasóleo industrial, asfaltos, lubricantes, parafinas y coque. Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional.

En enero-agosto de 2003 se estiman ventas nacionales de 1 721.9 miles de barriles diarios de petrolíferos y gas licuado, volumen 3.4 por ciento mayor a lo realizado en el mismo lapso del año previo. Este comportamiento obedece al mayor dinamismo de las gasolinas para uso automotor, principalmente de la Pemex Premium de mayor valor, y por el incremento de los requerimientos de diesel por parte de la Comisión Federal de Electricidad. Cabe destacar que los volúmenes vendidos de gasolina Pemex Magna en la frontera norte se recuperaron con la homologación de precios con la que se comercializa en el sur de Estados Unidos.

Las ventas internas de gas licuado registraron una contracción de 0.8 por ciento con respecto al periodo enero-agosto de 2002, principalmente como resultado de un invierno menos extremo de lo que se había pronosticado. Sin embargo, la demanda de gas natural en los primeros ocho meses de 2003 observó un crecimiento de 13.1 por ciento, con respecto al mismo periodo de 2002. En dicho lapso se prevé que el sector eléctrico demande 1 557.4 millones de pies cúbicos diarios , 21.2 por ciento más que en el periodo similar anterior. Por su parte, las ventas al sector industrial-distribuidoras fueron mayores en 3.9 por ciento respecto del lapso enero-agosto de 2002, pero fueron inferiores al programa debido a los precios altos que se registraron en el periodo.

Con relación al programa anual, el volumen estimado de ventas internas de petrolíferos y gas licuado, durante los primeros ocho meses de 2003, significará un avance de 65.9 por ciento. Los ingresos por la comercialización de estos productos se estiman en 153 719.8 millones de pesos, monto 50.1 por ciento

_________________________________________________________________________

62


superior en términos reales a lo realizado en el periodo similar anterior. En cuanto al gas natural los ingresos estimados por la comercialización de este hidrocarburo ascenderán a 35 914.4 millones de pesos.

6.4 Ventas de petroquímicos

El volumen de ventas internas de productos petroquímicos en 2002, disminuyeron 4.9 por ciento, al llegar a 3 318.8 miles toneladas en el año observado; la citada contracción se originó fundamentalmente en los petroquímicos desregulados y dentro de ellos el más significativo fue el amoniaco. Por cuanto a la expresión monetaria de estos productos, llegaron a 8 488.2 millones de pesos, con una reducción de 15.7 por ciento respecto a 2001, en términos reales.

El volumen de ventas internas de productos petroquímicos, durante el periodo septiembre 2002 a agosto 2003, se estima en 3 176.1 miles de toneladas, cantidad inferior en 7.2 por ciento con relación al lapso septiembre 2001-agosto 2002. El amoniaco, el anhídrido carbónico, el cloruro de vinilo, el propileno, y los solventes fueron los productos que más contribuyeron a la disminución.

6.5 Precios de petrolíferos y petroquímicos

Los precios de los productos comercializados por Petróleos Mexicanos en el mercado nacional se establecen conforme a la política siguiente:

• El precio de las gasolinas y diesel, salvo la gasolina Pemex Magna, que se comercializa en la franja fronteriza norte del país, se determina de acuerdo a las estrategias económicas del Gobierno Federal para apoyar el crecimiento económico del país, debido al importante componente tributario implícito en el precio final de estos productos.

• En el caso del precio de la Pemex Magna que se vende en las ciudades ubicadas en la franja fronteriza paralela a la línea divisoria internacional con Estados Unidos, a partir de diciembre de 2002, se autorizó a Petróleos Mexicanos que el precio de venta al público se estableciera considerando el promedio simple de los precios de la gasolina regular de 87 octanos que se vende en distintas ciudades ubicadas en el sur de Estados Unidos, con la intención de hacerlos similares a los del espacio fronterizo norteamericano. De acuerdo a la evolución de este precio en los primeros meses del año, las autoridades hacendarias autorizaron que a partir del 3 de marzo de 2003, se estableciera un precio tope a esta gasolina en la franja fronteriza, de tal forma que su precio al público no fuera superior a la zona resto del país, considerando la tasa del 10 por ciento al impuesto al valor agregado.

• Para el resto de los productos petrolíferos, petroquímicos y gas natural se busca ajustar los precios internos considerando las referencias internacionales.

El precio de las gasolinas, excluida la frontera norte, al 31 de junio de 2003 creció 1.5 por ciento si se compara con el registrado al cierre de 2002, comportamiento inferior al observado en el periodo similar anterior, que fue de 2.2 por ciento. En consecuencia, al cierre de junio de 2003 la gasolina Pemex Premium llegó a 6.67 pesos por litro, mientras que la gasolina Pemex Magna alcanzó un precio de 5.95 pesos por litro, lo que significó un crecimiento de 3.7 por ciento con relación al mismo mes de 2002.

_________________________________________________________________________ 63


PRECIOS DE PETROLÍFEROS Y PETROQUÍMICOS SELECCIONADOS, 2002-2003

Al 31 de diciembre Al 30 de junio Variación % Concepto

2001 (1)

2002 (2)

2002 (3)

2003 (4)

(4)/(2)

(4)/(3)

Petrolíferos (pesos por litro)

Gasolinas (frontera norte) Pemex Magna 5.37 4.38 5.49 5.27 20.3 -4.0

Pemex Premium 6.02 6.29 6.15 6.38 1.4 3.7

Gasolinas (resto del país) Pemex Magna 5.61 5.86 5.74 5.95 1.5 3.7

Pemex Premium 6.29 6.57 6.43 6.67 1.5 3.7

Turbosina 1/ 1.56 2.93 2.03 2.45 -16.4 20.7 Pemex Diesel 4.65 4.86 4.75 4.93 1.4 3.8

Diesel Desulfurado 4.57 4.78 4.67 4.85 1.5 3.9

Combustibles industriales Combustóleo pesado 2/ 1.06 1.68 1.76 1.86 10.7 5.7

Gas natural ($/Mm3) 789.23 1 645.72 1 192.18 2 316.69 40.8 94.3

Gasóleo doméstico 4.65 4.86 4.75 4.93 1.4 3.8 Petroquímicos básicos 3/

(pesos por tonelada)

Butano 2 642 3 500 2 900 3 544 1.3 22.2 Isobutano 2 640 3 867 3 101 n/d - -

Heptano 3 484 3 671 3 454 4 223 15.0 22.3

Hexano 3 388 3 566 3 382 4 148 16.3 22.6 Propano-propileno 2 736 3 378 2 882 3 841 13.7 33.3

Desregulados

Acrilonitrilo 4 825 8 320 6 268 9 138 9.8 45.8 Amoniaco 1 273 2 014 1 436 2 457 22.0 71.1

Etileno 3 671 4 316 3 967 5 864 35.9 47.8

Metanol 1 311 2 486 2 307 2 936 18.1 27.3

1/ Precio en el aeropuerto de la cuidad de México 2/ Precio promedio de los centros embarcadores 3/ Precios promedios ponderados al periodo que se refiere cada columna n/d No disponible Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional.

El precio de la gasolina Pemex Magna en la franja fronteriza pasó de 4.38 pesos por litro al cierre de diciembre de 2002 a 5.27 pesos por litro al 30 de junio de 2003 lo que significó un aumento de 20.3 por ciento; sin embargo, la gasolina Pemex Premium sólo registró un incremento de 1.4 por ciento, variación menor que la correspondiente al resto del país.

En el caso de Pemex Diesel de diciembre de 2002 a junio de 2003 el crecimiento fue de 1.4 por ciento para llegar a 4.93 pesos por litro, evolución menor a la observada en el periodo similar anterior que fue de 2.2 por ciento; el Diesel Desulfurado registró un comportamiento similar para llegar a 4.85 pesos por litro al cierre de junio de 2003.

A junio de 2003, el precio del gas natural se incrementó 40.8 por ciento con relación al cierre de 2002, al comercializarse en 2 316.69 pesos el millar de metros cúbicos. Esta trayectoria fue producto del

_________________________________________________________________________

64


dinamismo de la demanda interna observado en los últimos años, impulsado por la necesidad de mejorar las condiciones ambientales.

Los precios de los petroquímicos en el primer semestre de 2003 crecieron de manera notable, lo que contrasta con el menor dinamismo del periodo similar anterior; este proceso se manifestó de modo particular en el etileno, cuyo precio aumentó 35.9 por ciento, para llegar a 5 864 pesos la tonelada en junio de 2003, y el hexano que se incrementó en 16.3 por ciento, con precio de 4 148 pesos la tonelada al cierre del mencionado mes.

6.6 Resultados del programa de franquicias

En 2002, se adhirieron 443 estaciones y concluyeron su remodelación 88.8 por ciento de las incorporadas al Sistema. El índice de franquiciamiento fue de 99.8 por ciento. Al 31 de diciembre de 2002, sólo 9 estaciones, localizadas en zonas rurales y con bajos índices de ventas, no contaban con la franquicia y 2 eran provisionales.

En el periodo del 1 de enero al 10 de agosto de 2003 se incorporaron a la operación 365 nuevas estaciones de servicio, con lo que a esta fecha se cuenta con un total de 5 891 estaciones de servicio de venta al público a nivel nacional. Del universo de estaciones de servicio, sólo tres no pertenecen a la franquicia Pemex y dos son estaciones provisionales.

_________________________________________________________________________


7. POLÍTICA PETROLERA EN EL ÁMBITO INTERNACIONAL

_________________________________________________________________________ 67


7. POLÍTICA PETROLERA EN EL ÁMBITO INTERNACIONAL

7.1 Mercado petrolero internacional

Evolución de la demanda y oferta mundial de crudo

En el cuatrienio 1999-2002, la demanda mundial de petróleo1 crudo observó un crecimiento promedio anual de 0.7 por ciento, de acuerdo con la Agencia Internacional de Energía. En 1999 la demanda mundial de petróleo crudo fue de 75.4 millones de barriles diarios, para 2002 ésta creció a 76.9 millones de barriles diarios; y, al primer trimestre de 2003 el indicador se elevó a 78.6 millones de barriles diarios. Aun cuando esta cifra se redujo en 100 mil barriles diarios con relación al último trimestre de 2002, se pronostica que retome su inercia a la alza durante el segundo semestre de 2003, para cerrar el año con una demanda de 77.9 millones de barriles diarios, es decir un millón de barriles diarios más que en 2002.

El aumento en la demanda mundial de crudo en el cuatrienio 1999-2002, resultó de comportamientos heterogéneos a nivel de bloques. Para los países pertenecientes a la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económico (OCDE), que significan tres quintas partes de la demanda mundial de crudo, el incremento en su demanda fue marginal. Sin embargo, los países no pertenecientes a la OCDE presentaron una mayor demanda del energético, equivalente a 1.8 por ciento promedio anual entre 1999 y 2002, y para el primer trimestre de 2003, la demanda de este grupo de países se ubicó en 29.4 millones de barriles diarios de petróleo crudo. Dentro de este grupo de países, destaca China que registró los mayores incrementos en la demanda de crudo, con un crecimiento promedio anual de casi 5.0 por ciento promedio anual.

Para 2003 el crecimiento en la demanda mundial de petróleo crudo se explica principalmente por los

1 Medida como las entregas a refinerías y a almacenamientos primarios, que comprenden entregas en tierra, cargamentos en buques petroleros internacionales, combustibles de refinerías, crudo directo a quemadores, aceite de fuentes no convencionales, y otras fuentes de suminis tro.

Fuente: Monthly Oil Market Report. Junio 13, 2003

Demanda y Oferta de Petróleo Crudo(Millones de barriles diarios)

73

74

75

76

77

78

79

80

1999 2000 2001 2002 2003 (1T)

Demanda Total Oferta Total

_________________________________________________________________________ 68


paros de las plantas nucleoeléctricas de Japón y el incremento sustancial en los precios del gas natural en Estados Unidos, lo que obligó a los países a sustituir esas fuentes de energía por productos derivados del petróleo, principalmente de pesados.

La producción mundial de petróleo crudo2 en el periodo 1999 - 2002 creció con una tasa promedio anual de 1.0 por ciento. Este crecimiento se dio no obstante que en 2002 la producción disminuyó en 200 mil barriles diarios, con relación a lo observado el año previo, al signif icar una producción de 76.5 millones de barriles diarios. Para el primer trimestre de 2003 la oferta mundial de crudo fue de 78.8 millones de barriles diarios, mayor en 2.8 millones de barriles diarios, si se compara con igual trimestre de 2002. Es importante destacar, que de la producción mundial, poco más de 40 por ciento lo aportan los países pertenecientes a la OPEP.

La producción del bloque de países que no pertenecen a la OCDE ni a la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP), mostró un crecimiento de 3.7 por ciento en el lapso de 1999-2002, al ubicarse en 24.3 millones de barriles diarios y para el primer trimestre de 2003 se elevó a 24.7 millones de barriles diarios, cantidad superior en 800 mil barriles diarios a la registrada en el mismo trimestre de 2002. El ritmo ascendente de la producción de estos países se explica principalmente por el continuo crecimiento de la producción de Rusia y a una modesta recuperación de la producción de Brasil y Angola.

La oferta de crudo de los países pertenecientes a la OCDE, en el cuatrienio referido, aumentó a una tasa promedio anual de 0.9 por ciento y en el primer semestre de 2003 fue de 0.5 por ciento, con respecto al mismo periodo de 2002. Estados Unidos y Canadá aportaron aproximadamente dos terceras partes de la producción total de este bloque en ambos periodos. Por su parte, la producción mexicana contribuyó ligeramente con estos incrementos.

Por su parte, la OPEP redujo su oferta en los últimos tres años, al colocar en el mercado en 2002 una cantidad equivalente a 28.6 millones de barriles diarios, lo que significó una reducción promedio anual de 0.8 por ciento desde 1999 a 2002. Ello fue resultado de los acuerdos tomados al interior de la organización para limitar la producción a partir de 1999, toda vez que se había generado una sobreoferta importante en los años previos. Así, en 2001 entró en vigor un mecanismo informal de control de la oferta de crudo para mantener su canasta de crudos dentro un rango definido de precios (entre 22 y 28 dólares por barril), siendo la variable de ajuste la producción de los países miembros.

La tendencia a la baja de la producción de los países miembros de la OPEP se vio revertida en el primer trimestre de 2003, cuando la producción se elevó a 30 millones de barriles diarios, cantidad superior en 1.8 millones de barriles diarios al primer trimestre del año previo.

2 Comprende petróleo crudo, condensados, líquidos del gas natural, aceites de fuentes no convencionales, y otras fuentes de suministro. Las cifras asentadas en este capítulo, varían de las reportadas en el anexo estadístico del Informe de Gobierno, en virtud de que ésas se refieren únicamente a la producción mundial de petróleo crudo. La intención de este capítulo es informar acerca de las variantes entre la oferta y demanda mundial de combustibles primarios, incluyendo los volúmenes en tránsito y los almacenamientos de los países.

_________________________________________________________________________ 69


Evolución de los precios

Los precios del crudo en el mercado petrolero internacional en 2002 mostraron un continuo fortalecimiento que se mantuvo durante casi todo el año, motivado por la reducción de la oferta petrolera mundial y por tensiones geopolíticas.

La tendencia alcista se derivó de las circunstancias siguientes: a principios de 2002, la OPEP y algunos países productores independientes acordaron contraer sus exportaciones en 2 millones de barriles diarios para revertir el debilitamiento de los precios observado el año previo; el conflicto palestino-israelí que amenazaba con extenderse a otros países de la zona que provocó nerviosismo en el mercado y; el incremento en las tensiones entre Iraq y Estados Unidos quien amenazaba con invadir militarmente a aquel país.

El último bimestre de 2002 y el primero de 2003 se caracterizaron por un rápido ascenso de los precios de los crudos marcadores en el mercado internacional. La escalada de precios estuvo soportada por tres elementos básicos. El primero, la retórica de guerra de Estados Unidos contra Iraq; el segundo, la huelga de trabajadores petroleros de Venezuela que en febrero de 2003 entraba en su séptima semana de duración; y, el tercero, la disminución de inventarios de crudo y petrolíferos de Estados Unidos hasta niveles inusitadamente bajos. No obstante que la OPEP anunciara su

Precios de los crudo marcadores en el mercado de Houston (Dólares por barril)

12.0014.0016.0018.0020.0022.0024.0026.0028.0030.0032.0034.0036.00

\Ene2002

Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic \Ene2003

Feb Mar Abr May Jun

WTI ARL BRD

Precios de los crudos mexicanos en el mercado de Houston (Dólares por barril)

12.0014.0016.0018.0020.0022.0024.0026.0028.0030.0032.0034.0036.00

\Ene2002

Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic \Ene2003

Feb Mar Abr May Jun

ISTMO MAYA OLMECA



_________________________________________________________________________ 70


decisión de elevar su techo de producción, el mercado ignoró este hecho y se concentró en el inminente ataque de Estados Unidos contra Iraq.

En marzo y abril los precios reaccionaron a la baja debido a: la cooperación mostrada por Iraq para evitar la guerra, al permitir la entrada de inspectores de la Organización de las Naciones Unidas (ONU); el parlamento turco no autorizó el uso de sus bases militares a las tropas estadounidenses, lo que dificultó realizar la invasión por tierra en el norte de Iraq; la OPEP anunció la suspensión de las cuotas de producción y permit ió que los países pertenecientes produjeran a su capacidad en caso de estallar el conflicto bélico; Rusia no apoyó la guerra contra Iraq; y, al iniciarse la invasión de Estados Unidos a Iraq, el mercado apostó a que la guerra sería corta, y sin ningún daño significativo en los campos en producción, por lo que el suministro de crudo no se afectaría.

En el tercer bimestre de 2003 los precios de los crudos marcadores reiniciaron su ascenso debido principalmente a la disminución inesperada de los inventarios de crudo en Estados Unidos, los ataques terroristas en Arabia Saudita, al recorte anunciado por ese país a sus clientes de Europa y Estados Unidos equivalente a casi 1 millón de barriles diarios a partir de junio, y la salida de dos refinerías en Estados Unidos a causa de incendios.

En este contexto, la inestabilidad regional y el peligro consecuente de interrupciones en el flujo petrolero desde el Medio Oriente, generaron un sobreprecio de los crudos marcadores en más de 50 por ciento en diciembre de 2002 con relación al mismo mes de 2001, destaca el crudo Árabe Ligero que se incrementó en 65.6 por ciento. Así, los precios promedio de los crudos en diciembre de 2002 fueron los siguientes: el WTI se cotizó en 29.45 dólares por barril, el Brend en 28.67 dólares y el Árabe Ligero en 24.16 dólares por barril.

En junio de 2003, el WTI se cotizaba en 30.66 dólares por barril, 20.2 por ciento mayor que la reportada en el mismo mes de 2002; el crudo Brend se vendió en el mercado de Houston en un promedio de 27.51 dólares, precios 14.0 por ciento mayor que en junio de 2002; y, el Árabe Ligero promedió 26.45 dólares en junio de 2003, 16.0 por ciento mayor en junio de 2002.

En el bienio 2002-2003, México continuó participando en los principales foros de discusión internacional para mantener el equilibrio del mercado y contribuir al logro de un precio del energético adecuado tanto para productores como para consumidores. Los precios de los crudos mexicanos en el mercado de Houston se comportaron de manera muy similar a los de los crudos marcadores. A partir de noviembre de 2002 y hasta junio de 2003, los precios desarrollaron una trayectoria de altibajos originada por un ambiente especulativo; sin embargo, si sólo se comparan los precios de diciembre de 2002 y junio de 2003 el diferencial de precios entre ambos meses es corto. Así, en diciembre de 2002 el Olmeca se cotizaba en 28.53 dólares por barril, para cerrar en junio de 2003 en 28.65 dólares; el crudo Istmo pasó de 27.60 a 27.46 dólares por barril entre ambos meses; y, el Maya de 22.99 a 23.42 dólares por barril.

Por lo que se refiere al gas natural, en marzo de 2002 el precio de referencia revirtió su tendencia a la baja observada desde febrero de 2001, para llegar en marzo de 2003 a un precio de 8.71 dólares por millón de unidades térmicas británicas (BTU), valor únicamente superado por el observado en enero de 2001 de 9.57 dólares. La tendencia alcista mostrada en 2002 y el primer trimestre de 2003 derivó de las condiciones inestables del mercado internacional. Aun cuando en el segundo trimestre de 2003 el precio de referencia del energético mostró cierta estabilidad, el precio promedio del primer semestre de 2003 fue de 5.70 dólares por millón de BTU, más de dos veces el reportado en el mismo periodo de 2002.

_________________________________________________________________________ 71


Márgenes de refinación del Sistema Nacional de Refinación y de Estados Unidos

Entre los primeros cuatrimestres de 2002 y 2003, el margen variable de la mezcla de crudos en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) se incrementó 7.7 por ciento al pasar de 2.99 a 3.22 dólares por barril. En forma paralela, en Estados Unidos, los márgenes para los mismos lapsos pasaron de 5.75 a 5.97 dólares por barril, lo que significó un aumento de 3.8 por ciento. La mayor fortaleza de las cotizaciones de los petrolíferos que la experimentada por la del crudo determinó este comportamiento.

7.2 Balanza comercial de la industria petrolera nacional

En 2002 la balanza comercial de la industria petrolera nacional, arrojó un saldo positivo de 11 101.9 millones de dólares, monto 30.6 por ciento mayor al registrado el año previo. La exportación de petróleo crudo generó ingresos por 13 108.9 millones de dólares, de los cuales el tipo Maya aportó 79.8 por ciento, el Olmeca 17.1 por ciento, y el Istmo 3.1 por ciento.

BALANZA COMERCIAL DE PEMEX Y PRECIOS PROMEDIO DEL PETRÓLEO CRUDO, 2002-2003 1/



2003 Meta

2002 2003 Avance

respecto a la meta anual

Variación

Millones de dólares

Saldo 11 101.9 11 574.0 7 283.6 8 993.4 77.7 23.5

Exportaciones 14 408.3 13 907.2 9 151.2 11 915.5 85.7 30.2 Petróleo crudo 13 108.9 12 457.8 8 299.8 10 840.9 87.0 30.6 Gas natural 4.0 0.0 4.0 0.0 - -100.0 Petrolíferos 1 182.6 1 322.5 764.2 997.4 75.4 30.5 Petroquímicos 112.9 126.8 83.3 77.2 60.9 -7.3

Importaciones 3 306.4 2 333.2 1 867.6 2 922.1 125.2 56.5

Petrolíferos 2 485.1 1 020.1 1 402.4 1 758.7 172.4 25.4 Petroquímicos 45.9 201.6 26.6 22.3 11.1 -16.2 Gas natural 775.4 1 111.5 438.6 1 141.1 102.7 160.2

Dólares por barril

Precio promedio del crudo de exportación

Mezcla 21.58 18.35 20.68 24.25 n. a 17.3 Maya 20.92 17.43 20.03 23.52 n. a 17.4 Istmo 23.76 21.31 22.61 26.99 n. a 19.4 Olmeca 24.91 22.41 23.82 28.69 n. a 20.4

1/ Precios promedio ponderados correspondientes al periodo enero-diciembre de cada año. . Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional

Del volumen total de crudo exportado por México en 2002, Estados Unidos absorbió 77.6 por ciento, España 8.8 por ciento, Antillas Holandesas 5.4 por ciento, y el resto se destinó a diferentes países en los continentes Africano, Asiático, Europeo y Americano, incluido en este último, los países que integran el Pacto de San José. El precio promedio de la mezcla de crudos fue de 21.58 dólares por barril, el Olmeca 24.91 dólares, el Istmo 23.76 dólares y el Maya 20.92 dólares por barril.

_________________________________________________________________________ 72


En 2002 el déficit comercial del gas natural fue de 771.4 millones de dólares, monto superior al obtenido el año previo, cuando se registró un déficit de 376.0 millones de dólares. En productos petrolíferos y gas licuado la balanza comercial registró un déficit de 1 302.5 millones de dólares, 53.5 por ciento inferior al obtenido en 2001. De gas licuado se importaron 101.6 Mbd, cantidad mayor a la registrada en 2001.

Por lo que se refie re al comercio exterior de productos petroquímicos, en 2002 la balanza comercial presentó un superávit de 67.0 millones de dólares, monto inferior en 20.5 por ciento a 2001.

La importación total de productos significó una factura de 3 306.4 millones de dólares, de los cuales los petrolíferos absorbieron 75.2 por ciento.

Para el periodo septiembre 2002-agosto 2003 el saldo de la balanza comercial fue de 12 811.8 millones de pesos, superior en 29.6 por ciento al reportado en el mismo periodo previo. Ello debido a un efecto combinado de mayores exportaciones de crudo y petrolíferos, y disminución en la importación de estos últimos; en el caso del gas natural ocurrió lo contrario toda vez que se cancelaron las exportaciones, mientras que las importaciones crecieron 57.2 por ciento entre ambos periodos de referencia; y, por su parte, los petroquímicos disminuyeron exportaciones y aumentaron importaciones, en términos volumétricos y de valor. En este contexto, el valor de las exportaciones totales de Petróleos Mexicanos creció 34.9 por ciento, y el de las importaciones lo hizo en 53.4 por ciento.

Las ventas de crudo en el exterior significaron ingresos por 15 650.1 millones de dólares, monto equivalente al 91.1 por ciento del valor de las exportaciones totales de Petróleos Mexicanos, y superior en 35.0 por ciento a lo realizado en el mismo lapso previo.

El comercio exterior de petrolíferos arrojó un déficit de 1 425.6 millones de dólares, situación que se vio agravada en comparación con el periodo de septiembre 2001-agosto 2002 en 16.7 por ciento, por mayores precios promedio de los productos importados en comparación que los precios promedio al que Petróleos Mexicanos exportó sus productos. De esta forma, en el periodo septiembre 2002-agosto 2003 el precio promedio de exportación de petrolíferos fue de 24.43 dólares por barril, y se importaron productos a un precio promedio de 33.08 dólares el barril, lo que da un diferencial negativo de 8.65 dólares por barril. Este diferencial resultó mayor si lo comparamos con el obtenido en el mismo periodo previo.

El gas natural presentó una situación crítica durante el periodo de informe, toda vez que el saldo deficitario del comercio exterior pasó de 566.3 millones de dólares en septiembre 2001-agosto 2002, a un déficit de 1 478 millones de dólares en septiembre 2002-agosto 2003. Esta situación derivó de dos hechos: primero, las exportaciones del energético se vieron canceladas en el periodo de informe, mientras que las importaciones crecieron en términos volumétricos 57.2 por ciento entre ambos periodos; y segundo, el precio de importación de este producto se incrementó en 62.5 por ciento, por los desajustes en el mercado de Estados Unidos, principalmente.

Por lo que se refiere al comercio exterior de productos petroquímicos, en el periodo septiembre 2002-agosto 2003 la balanza comercial presentó un superávit de 65.3 millones de dólares, cantidad menor en 17.9 por ciento a la observada en el lapso de comparación. Las exportaciones volumétricas de estos productos se vieron disminuidas en 14.2 por ciento, derivado principalmente de la casi anulación de las ventas al exterior de amoniaco, y la sensible disminución de los glicoles etilénicos, así como de los polietilenos de alta y baja densidad. Por su parte, las importaciones en volumen se incrementaron 4.8 por ciento que se explica casi en su totalidad por el amoniaco que incrementó su compra en el exterior en 12.0 por ciento.

_________________________________________________________________________ 73


Al cierre de 2003 se estima un saldo de la balanza comercial de 13 351.5 millones de dólares, monto 20.3 por ciento superior a lo realizado en 2002. Las exportaciones alcanzarán un valor de 17 629.9 millones de dólares, 22.4 por ciento mayor que el año previo, incremento acicateado por el precio del petróleo crudo en el mercado internacional que dibujó a lo largo del año, una trayectoria ascendente de pendiente elevada. Las importaciones cerrarán 2003 con un valor de 4 278.4 millones de dólares que significarán un incremento de 29.4 por ciento con relación a 2002. En este rubro, el gas natural continuará demandando una fuerte cantidad de divisas para traerlo a nuestro país, principalmente de Estados Unidos. El valor de las importaciones del energético ascenderá a 1 810.2 millones de dólares, dos veces y un tercio más de lo realizado en 2002.

_________________________________________________________________________


8. SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

_________________________________________________________________________ 77


8. SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

En Petróleos Mexicanos durante la presente administración, se desarrolló una estrategia para reanudar el crecimiento y mejorar el desempeño general de la Institución. Parte fundamental de la estrategia son las tareas que se realizan en materia de seguridad industrial y protección del medio ambiente. Estas tareas son de tipo preventivo y correctivo, donde se anticipan las posibles contingencias, y se atienden los problemas y los rezagos relacionados con estos aspectos.

En Petróleos Mexicanos se cuenta hoy con una política institucional, sistemas de administración, y recursos materiales y técnicos para mantener con paso firme la marcha hacia una industria sustentable. Los trabajos realizados en 2002 y 2003 permitieron avanzar en la consolidación de los sistemas de administración de la seguridad y la protección ambiental.

Los avances en el abatimiento del pasivo ambiental de Petróleos Mexicanos fueron importantes, toda vez que a junio de 2003 continuó superando los resultados observados en años anteriores. Las emisiones totales a la atmósfera fueron menores en compuestos orgánicos volátiles y bióxido de carbono. En descargas al agua, se redujo el número de coliformes, grasas y aceites; y el volumen de agua utilizada por unidad volumétrica de producción o proceso disminuyó.

El inventario de residuos peligrosos continuó descendiendo de manera importante, así como su generación por unidad volumétrica de producción o proceso; y el inventario total de suelos afectados a junio de 2003 es menos de la mitad de lo reportado en 2001.

En este sentido, Pemex Exploración y Producción cuenta con equipos de perforación y mantenimiento de pozos dotados con sistemas de control de sólidos para un manejo adecuado de los recortes de perforación, permitiendo recuperar el fluido base aceite y los recortes que contienen baja concentración de hidrocarburos en forma separada; de esta manera, dichos fluidos son almacenados en presas metálicas para ser utilizados posteriormente en el proceso de perforación de pozos. Los residuos sólidos son susceptibles de ser utilizados en la pavimentación de caminos, fabricación de ladrillos para construcción, abonos orgánicos, combustible alterno, e inyección de recortes en pozos agotados. Sin embargo, ello implica que la autoridad ambiental correspondiente reclasifique estos recortes de perforación y los deje de considerar como residuos peligrosos, para lo cual ya se iniciaron los trámites necesarios.

Petróleos Mexicanos continuó operando en 2003 el mercado interno de permisos de emisiones de bióxido de carbono, con lo cual se reducen las emisiones de gases de efecto invernadero. Por ello Petróleos Mexicanos recibió en noviembre de 2002 el reconocimiento INNOVA, otorgado por la Presidencia de la República a las iniciativas que contribuyen a la innovación y calidad en la administración pública.

Desde octubre de 2002 se implanta un sistema de calidad en seguridad industrial y protección ambiental, con lo que se dieron pasos importantes para la obtención del certificado ISO 9001-2000 para el mercado interno de permisos de emisiones de carbono. Dicho reconocimiento se obtuvo en febrero de 2003, lo que otorga mayor credibilidad a este mecanismo. Como consecuencia de la operación del mercado en 2002 se logró una reducción acumulada de 11.2 por ciento con respecto al año base de 1999, equivalente a 4.6 millones de toneladas de CO2.

En junio de 2003 se presentó a la opinión pública el Informe Anual de Seguridad, Salud y Medio Ambiente de Petróleos Mexicanos, correspondiente a 2002, con lo que se dio a conocer a la ciudadanía los logros en la materia durante ese año.

_________________________________________________________________________

78


Petróleos Mexicanos Seguridad industrial

Índice de frecuencia de accidentes 1/ Índice de gravedad de accidentes2/

80’Año Índice

general PEP REF PGPB PPQ Índice

general PEP REF PGPB PPQ

1994 6.00 8.30 7.18 2.57 1.62 420 624 520 208 158

1995 5.30 9.65 4.89 2.55 1.80 415 639 472 145 292

1996 4.92 9.04 2.70 4.86 2.33 477 702 302 1 004 326

1997 3.96 7.48 2.59 1.04 2.31 307 572 229 224 152

1998 2.68 4.66 1.92 0.50 1.48 325 436 350 327 175

1999 1.39 1.76 1.08 0.55 1.92 180 180 253 118 173

2000 1.19 1.66 0.72 0.90 1.06 170 277 126 109 170

2001 1.00 1.26 0.69 0.50 0.53 124 191 85 88 139

2002 1.17 1.14 1.10 1.01 0.88 132 154 138 114 156

20033/ 0.97 1.15 0.54 0.86 0.68 98 111 95 87 113

1/ Se refiere a la relación de número de accidentes/millones de horas hombre. 2/ Se refiere a la relación de días perdidos/millone de horas hombre. 3/ Datos a junio. Siglas: PEP.- Pemex Exploración y Producción; REF.- Pemex Refinación; PGPB.- Pemex Gas y Petroquímica Básica; PPQ.- Pemex Petroquímica. Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional.

En materia de seguridad industrial, Petróleos Mexicanos ha disminuido los índices de frecuencia y gravedad de accidentes, hasta ubicarlos entre los mejores de la industria petrolera internacional, según lo reflejan las tendencias a la baja de dichos índices en los últimos años; a excepción de 2002 cuando fueron mayores a los del año previo. A junio de 2003 se reportaron los resultados siguientes:

El índice de frecuencia total fue de 0.97 accidentes por millón de horas trabajadas, nivel que se compara positivamente con el obtenido a junio de 2002 y al cierre de ese año de 1.17, para ambas fechas. El índice de gravedad fue de 98 días perdidos por millón de horas trabajadas, lo que significa una reducción si se compara con el índice de 130 y 132 observados a junio y al cierre de 2002, respectivamente. Durante enero-junio de 2003 se registró un accidente fatal, en tanto que en el mismo lapso de 2002 se contabilizaron tres. Es importante mencionar que de cada accidente se realizan análisis técnicos, a fin de identificar las condiciones en las cuales tuvo lugar, ello permite adoptar las

1.17

0.97

1.191.15 1.13

0.54

0.72

0.86

1.12

0.68

PEMEX PEP PREF PGPB PPQ

Índice de Frecuencia

Ene-Jun 2002 Ene-Jun 2003

F u e n t e : B . D . I . B a s e d e D a t o s

130

98

150

111

138

95

25

87

217

113

PEMEX PEP PREF PGPB PPQ

Índice de Gravedad

Ene-Jun 2002 Ene-Jun 2003

F u e n t e : B . D . I . B a s e d e D a t o s

_________________________________________________________________________ 79


medidas necesarias para evitar su recurrencia. Además se aplican técnicas enfocadas a mejorar el comportamiento del personal en el desarrollo de sus labores para prevenir lesiones.

Para minimizar la incidencia de accidentes personales, se impartieron diversos cursos de capacitación a trabajadores de los organismos subsidiarios. Ejemplo de ello lo representó Pemex Exploración y Producción donde se impartieron los cursos: “Seguridad del Trabajo en la Observancia Preventiva”, “Básico de seguridad”, “SAFESTART”, “Seguridad en Actividades Operativas”, “Tareas Críticas”, “Sistema de Permiso para Trabajo con Riesgo”, “Supervivencia en Mar”, y, “Well Cap”, entre otros, y se difundió ampliamente el SIASPA.

Durante 2002 los niveles 2 y 3 del Sistema Integral de Administración de la Seguridad y la Protección Ambiental (SIASPA) quedaron totalmente implantados en casi todas las instalaciones de acuerdo con sus respectivos Programas Globales de Mejora. Para medir el avance en la implantación del nivel 4 del SIASPA, se instauró el Subsistema de Evaluación del Proceso de Implantación (SEPI) lo que permitirá que los avances reportados por cada uno de los organismos subsidiarios sean equivalentes entre sí, independientemente del tipo de proceso de que se trate. Para 2003 se tienen programados avances en la implantación del nivel 4 de 44 por ciento en Pemex Exploración y Producción, 42 por ciento en Pemex Refinación, y 86 por ciento en Pemex Petroquímica.

En Pemex Refinación se elaboró y difundió el Plan Estratégico 2003-2010 de Seguridad Industrial, Salud Ocupacional, Protección Ambiental y Calidad, el cual toma como base al propio SIASPA. Asimismo, la operación del SIASPA se institucionalizó en cada una de las refinerías del Sistema Nacional de Refinación, al recaer en los dos primeros niveles jerárquicos la responsabilidad de ejecutar dicho sistema.

Es importante destacar que para mejorar la calidad del aire en la Ciudad de Salamanca donde se encuentra ubicada la refinería Ing. Antonio M. Amor se elaboró un programa en el que participan los tres niveles de gobierno, autoridades ecológicas, la Comisión Federal de Electricidad, el sector privado y Petróleos Mexicanos. El compromiso por parte de Petróleos Mexicanos es mejorar la calidad de los combustibles suministrados a la central termoeléctrica de esa localidad, que en términos volumétricos significan 15 mil barriles diarios de combustóleo de máximo 3 por ciento de azufre y 42 millones de pies cúbicos diarios de gas natural.

En cuanto al desarrollo del Subsistema de Información de Seguridad y Protección Ambienta (SISPA), a junio de 2003 casi todos los organismos subsidiarios han incorporado la totalidad de su información al subsistema, y sólo Pemex Exploración y Producción continúa incorporando su información con un avance de 94 por ciento.

Petróleos Mexicanos continuó realizando esfuerzos para obtener los certificados de industria limpia que otorga la Procuraduría Federal de Protección al Ambiente y las certificaciones ISO-9000 referentes a productos y servicios e ISO-14000 en materia ambiental. Algunos de los certificados se encuentran en proceso de refrendo. A junio de 2003 se contaba con 80 Certificados de Industria Limpia, de los cuales 44 corresponden a Pemex Refinación, 31 de Pemex Gas y Petroquímica Básica, y cinco a Pemex Petroquímica. Con respecto a certificados ISO-9000 se tenían 159 certificados vigentes a junio de 2003, a Pemex Refinación corresponden 100, a Pemex Gas y Petroquímica Básica 44, a Pemex Petroquímica ocho y a Pemex Exploración y Producción siete. En cuanto a certificaciones ISO-14001, la Institución cuenta con 46 certificados vigentes acumulados, de los cuales 23 pertenecen a Pemex Gas y Petroquímica Básica, 15 a Pemex Petroquímica y ocho a Pemex Refinación.

Con base en la norma internacional ISO-9001/2000, a principios de 2003 se obtuvo el certificado en las actividades de seguridad industrial y protección ambiental siguientes: Informe Anual de Seguridad,

_________________________________________________________________________

80


Salud y Medio Ambiente; Mercado interno de permisos de emisiones de carbono; Prevención y control de derrames de hidrocarburos en el mar; Análisis y elaboración de los índices de accidentalidad; Análisis y elaboración de los índices de impacto ambiental; Análisis, evaluación y difusión de incidentes; y, Auditorías, entre otros.

La investigación y el desarrollo tecnológico son fundamentales para estar al día en la industria petrolera. Con la participación del Instituto Mexicano del Petróleo, Petróleos Mexicanos desarrolla el Programa Institucional de Investigación y Desarrollo en Medio Ambiente y Seguridad, registrando avances en importantes proyectos para mitigar el impacto ambiental por el uso de hidrocarburos.

Durante 2003 se inició el desarrollo del Programa Institucional de Uso Eficiente del Agua y, se firmó con la Comisión Nacional Forestal un convenio para colaborar en el desarrollo sustentable de este sector, que es fundamental para la conservación del recurso acuífero.

_________________________________________________________________________


9. PRODUCTIVIDAD Y EFICIENCIA OPERATIVA

_________________________________________________________________________ 83


9. PRODUCTIVIDAD Y EFICIENCIA OPERATIVA

Para Petróleos Mexicanos alcanzar mejores índices de eficiencia operativa es parte fundamental de su quehacer cotidiano, y lo manifiesta al colocar esta iniciativa dentro del segundo objetivo estratégico establecido en su Plan de Negocios 2002-2010. La eficiencia operativa para la Institución significa:

• Optimizar el uso de su planta productiva.

• Mejorar los sistemas de mantenimiento.

• Reducir brechas de desempeño operativo.

• Reducir costos dentro de un proceso de mejora continua.

• Mejorar su eficiencia energética.

• Incrementar la efectividad de sus telecomunicaciones.

Con el propósito de mejorar el desempeño operativo, continúan en proceso de aplicación algunos instrumentos administrativos como Economic Value Added (EVA), UpTime y Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA). Estas técnicas ayudan a guiar el proceso de toma de decisiones hacia la generación de riqueza y mejores resultados operativos.

En Petróleos Mexicanos se implanta el indicador Valor Económico Agregado (EVA por sus siglas en inglés) para medir el desempeño financiero de la Institución, considerando el capital utilizado para producir y generar ese valor, por lo que es también una herramienta para tomar mejores decisiones sobre las inversiones.

El éxito en la terminación de exploración en 2002 fue de 49.1 por ciento, si se consideran los pozos productores no comerciales, el cual es superior al estándar internacional ubicado en 40 por ciento para áreas maduras. En la perforación de desarrollo el éxito fue de 87.9 por ciento, nivel ubicado dentro de los parámetros internacionales. A mayo de 2003 las actividades exploratoria y de desarrollo de campos registraron éxitos de 44.8 y 92.3 por ciento, respectivamente.

Durante 2002 el envío de gas a la atmósfera, sin considerar el bióxido de carbono, continuó reduciéndose al representar 6.0 por ciento de la producción nacional, 1.7 puntos porcentuales menos que lo registrado en 2001. Para enero-mayo de 2003 se confirmó la tendencia a la baja de este indicador al reportar un valor de 5.5 por ciento. Los equipos de compresión y de transporte instalados recientemente en diversas áreas de producción continúan elevando su nivel de operación.

Para optimizar la operación de la refinación, Petróleos Mexicanos desarrolló el Modelo de Optimización del Sistema Nacional de Refinación, instrumento que permite identificar las oportunidades de mejora en la operación de las plantas, como la mezcla de crudo óptima a procesar para lograr la mejor calidad de combustibles. De esta forma se actualizan los parámetros operativos de las plantas, y se adecuan los balances de materiales y mezclado de productos.

El 31 de enero de 2003 dio inicio el plan piloto el Programa de optimización del ciclo operativo del transporte terrestre, con lo que se pretende reducir paulatinamente los costos a través de logística vehicular y se estima que en las rutas que comprenden este plan piloto se podrán obtener ahorros de 3 millones de pesos mensuales respecto de la tarifa actual.

El índice de aprovechamiento de la capacidad instalada de destilación atmosférica de crudo en 2002 fue de 87.9 por ciento, nivel ligeramente superior al obtenido en el año previo, derivado de un mayor

_________________________________________________________________________

84


volumen procesado de crudo por la entrada en operación de nueva capacidad en el Sistema Nacional de Refinación. En enero-agosto de 2003 la utilización de la capacidad fue de 93.9 por ciento.

Para mejorar la operación del Sistema Nacional de Transporte por Ducto, se aplica un sistema de control de medición denominado SCADA, mismo que es operado desde el centro administrativo de Petróleos Mexicanos, y regula el flujo de gas natural y gas licuado por ducto.

En el segundo semestre de 2002 inició el proyecto de medición electrónica de gas (MEGAS), con el objetivo de incrementar la confiabilidad en la medición al reducir las diferencias entre el volumen inyectado y el extraído del sistema de ductos hasta niveles inferiores al 1 por ciento que es el estándar internacional. Este proyecto se integrará al sistema SCADA y se incorporarán las estaciones que aún no cuentan con esta tecnología. Además, se sustituirán gradual y selectivamente medidores de placa de orificio por medidores ultrasónicos con lo que se aumenta la exactitud de la medición.

Se continuó la implantación del proyecto Uptime para evolucionar la operación del proceso de gas hacia una mayor efectividad y confiabilidad de los equipos y procesos, medida por el incremento del Uptime de las instalaciones. Durante 2002-2003 se trabajó en el nivel 4, última etapa del establecimiento del sistema, en donde se alcanzaron avances importantes y, en algunos casos, se logró una alta cobertura del nivel 5, con lo que se entra plenamente en un proceso de mejora continua.

En 2002 el índice de utilización de la capacidad instalada de endulzamiento de gas fue de 78.1 por ciento; en tanto la recuperación de líquidos en las plantas criogénicas obtuvo una utilización de su capacidad instalada de 74.4 por ciento. Para enero-mayo de 2003 las plantas endulzadoras trabajaron al 74.6 por ciento, mientras que las criogénicas lo hicieron al 74.9 por ciento. La disminución en la utilización de la capacidad de endulzamiento se debió a los trabajos de revamps realizados a las plantas de proceso de Pemex Gas y Petroquímica Básica, por lo que se hicieron los ajustes correspondientes a las capacidades reales de las plantas a partir de enero de 2003.

En materia de mantenimiento, en 2003 se implanta un Sistema de Administración del Mantenimiento en Petróleos Mexicanos, con el objetivo de apoyar a los organismos subsid iarios a establecer las mejores prácticas para alcanzar en las instalaciones un nivel óptimo de disponibilidad, seguridad y productividad. Con este sistema se pretende reducir la accidentalidad, incrementar la disponibilidad de las instalaciones, disminuir costos de mantenimiento, y contar con un sistema de información adecuado para la toma de decisiones.

_________________________________________________________________________


APÉNDICE ESTADÍSTICO

________________________________________________________________________ 87


Cuadro 1 PERFORACIÓN DE POZOS

Sep 01 Sep 02 Enero- Mayo Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1/ Ago. 02 Mayo 03 2002 2003

Pozos terminados 203 234 247 459 459 211 383 357 197 211

Exploración 21 22 37 53 55 29 32 56 18 29

Productivos 13 9 21 28 27 13 19 25 11 13

Crudo 6 0 2 4 1 4 0 4 0 4

Gas 7 9 19 24 26 9 19 21 11 9

Improductivos 8 13 16 25 28 16 13 31 7 16

Desarrollo 182 212 210 406 404 182 351 301 179 182

Productivos 178 193 191 370 355 168 310 272 158 168

Crudo 57 34 13 34 27 23 26 32 9 23

Gas 121 159 178 336 328 145 284 240 149 145

Improductivos 2/ 4 19 19 36 49 14 41 29 21 14

Pozos perforados 233 234 285 449 447 226 367 366 194 226

Exploración 19 28 49 45 58 34 33 57 18 34

Desarrollo 214 206 236 404 389 192 334 309 176 192

Porcentaje de éxito

Exploración 62 41 57 53 50 45 59 45 61 45

Desarrollo 98 91 95 91 88 92 88 90 88 92

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Datos reales a mayo de 2003. 2/ Incluye pozos inyectores.

Cuadro 2 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO

(miles de barriles diarios)

Sep. 01. Sep 02 Enero- Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1/ Ago.02 Ago 03 1/ 2002 2003 1/

Total 3 070.5 2 906.0 3 012.0 3 127.1 3 177.1 3 447.2 3 163.5 3 308.1 3 169.0 3 365.8

Por tipo

Pesado 1 658.9 1 563.5 1 774.3 1 997.0 2 167.6 2 402.0 2 116.2 2 312.5 2 140.8 2 358.5

Ligero 848.5 806.1 733.1 658.7 551.6 568.6 584.3 536.1 566.5 543.1

Superligero 563.1 536.4 504.6 471.4 457.9 476.6 463.0 459.5 461.7 464.2

Por región

Marina Noreste 1 641.5 1 554.3 1 763.2 1 985.8 2 151.6 2 401.5 2 100.0 2 305.8 2 124.1 2 355.7

Marina Suroeste 715.7 683.5 621.7 554.0 452.2 443.8 485.5 424.0 467.9 425.4

Sur 620.8 587.2 549.6 508.7 498.4 523.0 501.2 504.3 500.8 509.9

Norte 92.4 81.0 77.5 78.5 74.9 78.9 76.8 74.0 76.2 74.8

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. .

_________________________________________________________________________

88


Cuadro 3 PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

(millones de pies cúbicos diarios)

Sep 01 Sep 02 Enero - Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1/ Ago. 02 Ago. 03 1 2002 2003 1/

Total 4 790.7 4 790.6 4 679.4 4 510.7 4 423.5 4 539.1 4 433.8 4 437.6 4 439.2 4 460.4

Por tipo

Gas asociado 3 703.3 3 525.7 3 380.2 3 239.0 3 118.1 3 177.5 3 150.3 3 112.6 3 133.2 3 125.0

Gas no asociado 1 087.4 1 264.9 1 299.2 1 271.7 1 305.4 1 361.6 1 283.5 1 325.0 1 306.0 1 335.4

Por región

Marina Noreste 685.9 648.2 737.2 794.2 831.2 930.1 810.9 889.6 821.1 908.8

Marina Suroeste 999.9 921.6 819.7 735.6 620.6 629.4 653.5 596.8 638.1 602.3

Sur 2 067.2 1 996.3 1 856.9 1 743.2 1 703.8 1 639.1 1 721.7 1 655.8 1 712.6 1 640.5

Norte 1 037.7 1 224.5 1 265.6 1 237.7 1 267.9 1 340.5 1 247.7 1 295.4 1 267.4 1 308.8

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo

Cuadro 4 ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS


Sep 01 Sep 02 Enero - Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1/ Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 1 527.4 1 486.1 1 450.8 1 474.5 1 483.0 1 607.6 1 486.7 1 540.0 1 516.5 1 602.0

Gas Licuado 224.7 232.2 228.5 233.3 236.1 249.3 235.2 243.7 237.7 249.1

Gasolinas 2/ 411.9 405.9 393.0 390.3 398.6 456.6 392.4 432.5 404.6 455.6

Querosenos 59.4 59.0 56.5 58.2 58.0 67.2 57.2 61.0 60.0 64.5

Diesel 290.0 271.9 265.4 281.6 266.9 312.3 273.2 287.5 274.5 305.5

Combustóleo 448.0 428.1 422.9 436.3 450.1 419.0 455.3 425.3 466.3 429.0

Otros 3/ 93.4 89.0 84.5 74.8 73.3 103.2 73.4 90.0 73.4 98.3

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. 2/ Excluye la producción de naftas y pentanos. 3/ Incluye lubricantes, asfaltos, grasas, parafinas, gas seco, coque, gasóleo industrial y gasóleo de vacío a exportación, combustible industrial, extracto furfural aeroflex 1- 2 y fondos de torre de alto vacío.

________________________________________________________________________ 89


Cuadro 5 VOLUMEN DE LAS VENTAS INTERNAS DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS Y GAS NATURAL


Sep 01 Sep 02 Enero - Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1/ Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 20031/

Total petrolíferos 1 650.3 1 657.6 1 728.1 1 711.6 1 658.9 1 731.2 1 667.0 1 696.8 1 664.8 1 721.9

Gas Licuado 287.3 311.5 329.7 324.7 331.9 332.7 329.4 330.3 326.2 323.7

Gasolinas 513.4 512.6 532.7 551.9 566.9 592.6 559.6 587.5 560.4 591.2

Pemex Magna 481.2 468.0 472.3 476.5 476.5 489.4 473.8 488.9 472.1 490.6

Pemex Premium 30.5 43.0 58.9 73.9 88.5 101.2 83.9 96.6 86.4 98.6

Otras 2/ 1.7 1.6 1.5 1.5 1.8 2.0 1.9 2.0 1.9 2.0

Querosenos 52.5 55.3 55.5 55.3 53.3 55.9 52.7 54.4 54.0 55.7

Turbosina 52.4 55.3 55.5 55.3 53.3 55.9 52.7 54.4 54.0 55.7

Otros 3/ 0.1 - - - - - - - - -

Diesel 276.2 274.7 284.7 275.8 270.7 309.6 266.6 295.9 266.3 304.2

Combustible ind. 4/ 6.5 4.3 2.3 - - - - - - -

Combustóleo 489.1 470.8 492.4 474.9 406.2 393.0 429.7 388.8 429.5 403.5

Otros productos

petrolíferos 5/

25.3 28.4 30.8 29.0 29.9 47.5 29.1 40.0 28.5 43.7

Gas natural (MMpcd) 6/ 1 788.8 1 899.1 2 060.8 1 993.3 2 425.1 2 849.0 2 294.6 2 635.8 2 405.4 2 721.5

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. 2/ Incluye gasavión 100-130, gas nafta, gasolvente, gasolina incolora y gasolina para la industria automotriz. 3/ Incluye citrolina. 4/ A partir de enero de 1998, el combustible industrial sustituye al gasóleo industrial. 5/ Incluye asfaltos, lubricantes, grasas, parafinas, coque, nafta pesada catalítica, impregnante y gasóleo doméstico. 6/ Volúmenes medidos. Nota: Los volúmenes corresponden a los facturados por las áreas operativas y pueden no coincidir con la información proporcionada por el área de finanzas, ya que existe un lapso entre la salida física del producto y su registro contable.

_________________________________________________________________________

90


Cuadro 6 VALOR DE LAS VENTAS INTERNAS DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS Y GAS NATURAL

(millones de pesos)


Total petrolíferos 95 743.9 112 529.8 184 997.9 171 162.7 161 277.9 226 534.5 148 323.5 216 617.6 98 380.0 153 719.8

Gas Licuado 16 389.9 17 597.6 28 469.2 29 327.2 26 137.4 37 607.3 23 700.2 35 147.7 15 213.4 24 223.8

Gasolinas 39 670.2 45 980.4 75 184.8 71 910.1 70 068.7 94 134.6 64 148.6 92 337.1 43 057.9 65 326.3

Nova - - - - - - - - - -

Pemex Magna 36 426.3 40 946.8 65 334.6 60 734.8 57 327.1 76 137.5 52 966.7 75 111.2 35 320.3 53 104.5

Pemex Premium 3 006.3 4 775.0 9 552.8 10 874.5 12 428.9 17 615.6 10 887.2 16 862.9 7 538.6 11 972.5

Otras 2/ 237.6 258.6 297.4 300.8 312.7 381.5 294.7 363.0 199.0 249.3

Querosenos 2 859.4 3 804.2 6 685.8 5 685.1 5 197.6 7 678.4 4 617.7 7 176.3 3 189.9 5 168.4

Turbosina 2 856.4 3 800.2 6 681.6 5 681.6 5 193.9 7 670.5 4 614.2 7 170.6 3 187.0 5 163.7

Otros 3/ 3.0 4.0 4.3 3.5 3.7 7.9 3.5 5.7 2.9 4.7

Diesel 18 418.3 22 669.0 37 917.3 33 793.0 30 244.6 46 484.4 27 823.6 43 491.1 17 993.8 31 240.3

Combustible ind. 4/ 349.7 284.0 317.4 9.3 - - - - - -

Combustóleo 16 388.6 20 250.4 33 521.7 27 653.0 26 709.1 36 809.0 25 255.9 34 816.5 17 090.2 25 197.6

Otros productos

petrolíferos 5/

1 667.8 1 944.2 2 901.7 2 785.0 2 920.5 3 820.8 2 777.4 3 648.9 1 834.8 2 563.4

Gas natural 13 203.9 15 557.5 27 594.9 28 914.1 30 313.0 55 117.5 25 918.9 47 982.9 18 244.2 35 914.4

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. 2/ Incluye gasavión 100-130, gas nafta, gasolvente, gasolina incolora y gasolina para la industria automotriz. 3/ Incluye además citrolina. 4/ A partir de enero de 1998 el combustible industrial substituye al gasóleo industrial. 5/ Incluye asfaltos, lubricantes, grasas, parafinas, coque, nafta pesada catalítica, impregnante y gasóleo doméstico Nota: Los importes corresponden a los facturados por las áreas operativas y pueden no coincidir con la información proporcionada por el área de finanzas, ya que existe un lapso entre la salida física del producto y su registro contable.

________________________________________________________________________ 91


Cuadro 7 COMERCIO EXTERIOR DE LA INDUSTRIA PETROLERA


Sep 01 Sep 02 Enero- Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1/ Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Saldo de la balanza

comercial 4 910.3 7 244.4 11 628.4 8 499.0 11 102.0 13 351.5 9 885.4 12 811.8 7 233.6 8 993.4

Exportaciones 7 142.2 9 914.2 16 300.3 12 607.5 14 408.4 17 629.9 12 727.9 17 172.7 9 151.2 11 915.5

Crudo 6 465.6 8 858.8 14 886.9 11 590.6 13 108.9 16 086.4 11 594.3 15 650.1 8 299.8 10 840.9

Gas natural 30.9 114.3 48.8 47.8 4.0 0.0 11.3 0.0 4.0 0.0

Petrolíferos 526.9 832.7 1 118.9 856.2 1 182.6 1 424.8 1 009.1 1 415.8 764.1 997.4

Petroquímicos 118.8 108.4 245.7 112.9 112.9 118.7 113.2 106.8 83.3 77.2

Importaciones 2 231.9 2 669.6 4 671.9 4 108.5 3 306.4 4 278.4 2 842.5 4 360.9 1 867.6 2 922.1

Gas natural 121.7 132.2 366.5 423.8 775.4 1 810.2 577.6 1 478.0 438.6 1 141.1

Petrolíferos 2 089.5 2 511.5 4 233.4 3 656.1 2 485.1 2 396.5 2 231.2 2 841.4 1 402.4 1 758.7

Petroquímicos 20.7 25.9 72.0 28.6 45.9 71.7 33.7 41.5 26.6 22.3

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo.

Cuadro 8 VOLUMEN DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO


Sep 01 Sep 02 Enero - Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1/

Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 1 741.2 1 553.5 1 652.1 1 709.8 1 664.4 1 894.0 1 663.1 1 839.5 1 651.3 1 839.5

Por tipo

Istmo 208.1 189.7 114.6 82.0 47.7 62.9 54.8 38.6 45.2 38.6

Maya 1 062.9 928.6 1 133.4 1 319.5 1 370.4 1 569.4 1 343.5 1 560.7 1 347.0 1 560.7

Olmeca 470.3 435.2 404.1 308.4 246.3 261.7 264.8 240.2 259.1 240.2

Por región

América 1 506.6 1 329.9 1 424.5 1 484.7 1 431.6 n.d 1 443.0 n.d 1 433.7 n-d.

Europa 190.3 176.6 188.1 181.2 186.1 n.d 182.3 n.d 188.0 n.d Lejano Oriente 31.5 42.1 39.5 42.1 46.7 n.d 37.8 n.d 29.6 n.d África 12.8 4.9 - 1.8 - n.d - n.d - n.d

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. n. d. No disponible.

_________________________________________________________________________

92


Cuadro 9 VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PETRÓLEO CRUDO



Total 6 465.6 8 858.9 14 886.9 11 590.6 13 108.9 16 086.4 11 594.3 15 650.1 8 299.8 10 840.9

Istmo 897.6 1 209.7 1 160.2 665.3 413.7 591.0 416.1 418.3 248.3 252.9

Maya 3 317.1 4 803.0 9 446.5 8 231.4 10 455.9 12 857.2 9 003.1 12 817.7 6 552.2 8 913.9

Olmeca 2 250.9 2 846.2 4 280.2 2 693.9 2 239.3 2 638.2 2 175.1 2 414.1 1 499.3 1 674.1


Cuadro 10 PRECIO PROMEDIO DE EXPORTACIÓN DE PETRÓLEO CRUDO

(dólares por barril)


Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 10.17 15.62 24.62 18.57 21.58 23.27 19.10 23.96 20.68 24.25

Istmo 11.82 17.47 27.67 22.23 23.76 25.73 20.81 26.47 22.61 26.99

Maya 8.56 14.18 22.81 17.15 20.92 22.46 18.39 23.23 20.03 23.52

Olmeca 13.11 17.92 28.94 23.93 24.91 27.62 22.50 28.30 23.82 28.69


________________________________________________________________________ 93


Cuadro 11 VOLUMEN DEL COMERCIO EXTERIOR DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS Y GAS NATURAL



Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Exportación

Combustóleo 1.3 0.9 0.1 3.9 24.9 17.7 16.5 25.0 20.5 20.6

Diesel 8.2 9.0 3.1 2.1 0.2 0.2 1.9 0.2 0.2 0.2

Gas licuado 2/ 4.2 4.5 5.5 3.1 0.4 0.5 0.4 0.4 0.4 0.4

Gasolinas 3/ 79.3 71.7 69.7 73.0 70.6 70.7 73.5 69.6 74.5 72.7

Turbosina 3.0 2.3 3.6 2.5 6.3 10.3 6.4 6.5 7.7 8.0

Otros 4/ 24.6 61.1 29.5 19.1 53.5 59.3 43.0 57.1 55.5 61.2

Total petrolíferos 120.6 149.5 111.5 103.7 155.9 158.7 141.7 158.8 158.8 163.1

Gas natural (MMpcd) 39.9 138.5 23.6 24.9 4.4 0.0 12.4 0.0 6.6 0.0

Importación

Combustóleo 91.1 93.1 116.5 85.2 16.4 25.3 35.0 20.7 21.2 27.6

Gas licuado 2/ 77.1 93.8 120.7 99.8 101.6 86.0 99.4 91.2 91.8 76.3

Gasolinas 129.9 94.1 82.9 131.1 88.5 52.2 89.0 72.0 86.8 61.9

Otros 5/ 36.2 44.3 43.1 19.2 36.4 42.1 21.0 51.4 21.8 44.4

Total petrolíferos 334.3 325.3 363.2 335.3 242.9 205.6 244.4 235.3 221.6 210.2

Gas natural (MMpcd) 153.2 148.9 231.4 292.2 592.5 928.6 502.9 790.5 552.2 849.6

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. 2/ Incluye butano y propano. 3/ Incluye gasolinas naturales. 4/ Incluye asfaltos, gasóleo de vacío, fondos de torre de alto vacío, residuo largo, diluyente e isobutano. 5/ Incluye metil terbutil éter, gasavión 100-130, diesel, turbosina, naftas, e isobutano Nota: Los volúmenes de comercio exterior corresponden a los facturados por las áreas y pueden no coincidir con la información proporcionada por el área de finanzas, ya que existe un lapso entre la salida física del producto y su registro contable

_________________________________________________________________________

94


Cuadro 12 VALOR DEL COMERCIO EXTERIOR DE PRODUCTOS PETROLÍFEROS Y GAS NATURAL



Ago. 02 Ago. 031/ 2002 2003 1/

Exportación

Combustóleo 4.1 4.4 0.4 16.5 161.3 118.1 103.4 160.9 90.5 90.1

Diesel 41.8 56.7 33.2 18.9 2.1 2.9 16.6 2.8 1.0 1.8

Gas licuado 2/ 19.6 25.7 54.3 32.6 3.4 4.5 3.4 4.3 2.0 2.9

Gasolinas 3/ 377.3 449.9 765.3 626.3 570.6 715.9 529.7 709.1 370.8 509.2

Turbosina 16.3 15.7 45.9 26.8 63.5 113.5 61.4 76.3 48.2 61.0

Otros 4/ 67.8 280.3 219.8 135.1 381.7 469.9 294.6 462.4 251.6 332.4

Subtotal 526.9 832.7 1 118.9 856.2 1 182.6 1 424.8 1 009.1 1 415.8 764.1 997.4

Gas natural 30.9 114.3 48.8 47.8 4.0 0.0 11.3 0.0 4.0 0.0

Total 557.8 947.0 1 167.7 904.0 1 186.6 1 424.8 1 020.4 1 415.8 768.1 997.4

Importación

Combustóleo 428.7 578.7 1 132.1 715.7 155.7 231.1 300.6 195.4 131.2 170.9

Gas licuado 2/ 404.1 630.8 1 260.3 865.5 799.8 852.2 681.7 888.3 431.8 520.4

Gasolinas 958.5 875.1 1 200.1 1 840.5 1 165.5 766.8 1 021.5 1 045.1 685.2 630.4

Otros 5/ 298.2 426.9 640.9 234.4 364.1 546.4 227.4 712.6 154.2 437.0

Subtotal 2 089.5 2 511.5 4 233.4 3 656.1 2 485.1 2 396.5 2 231.2 2 841.4 1 402.4 1 758.7

Gas natural 121.7 132.2 366.5 423.8 775.4 1 810.2 577.6 1 478.0 438.6 1 141.1

Total 2 211.2 2 643.7 4 599.9 4 079.9 3 260.5 4 206.7 2 808.8 4 319.4 1 841.0 2 899.8

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. 2/ Incluye butano y propano. 3/ Incluye gasolinas naturales. 4/ Incluye asfaltos, gasóleo de vacío, fondos de torre de alto vacío, virgin stock, residuo largo, residuo de absorción y diluyente. 5/ Incluye metil terbutil éter, diesel, turbosina, isobutano y naftas. Nota: Los importes en comercio exterior corresponden a los facturados por las áreas operativas y pueden no coincidir con la información proporcionada por el área de finanzas, ya que existe un lapso entre la salida física del producto y su registro contable.

________________________________________________________________________ 95


Cuadro 13 ELABORACIÓN DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS

(miles de toneladas)


Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 18 081.0 16 128.2 14 797.9 13 862.5 13 123.0 14 143.5 13 403.6 13 643.9 8 821.6 9 342.5

Básicos 6 772.7 6 862.9 6 786.5 6 676.4 6 067.6 6 475.8 6 276.5 6 242.0 4 097.6 4 272.0

Heptano 20.2 20.6 15.1 12.8 7.6 16.3 10.5 14.1 4.6 11.0

Hexano 69.3 63.8 54.0 61.8 56.5 72.7 56.9 73.4 31.4 48.3

Materia prima para

negro de humo

191.5 194.6 183.1 124.3 121.8 274.1 121.6 199.8 88.3 166.4

Etano 3 002.2 3 334.1 3 243.7 3 058.3 2 639.0 2 747.6 2 805.2 2 641.6 1 792.6 1 795.3

Nafta (gasolina

natural)

3 385.8 3 249.8 3 290.6 3 419.2 3 242.7 3 365.1 3 282.3 3 313.1 2 180.7 2 251.0

Pentanos 103.7 - - - - - - - - -

Desregulados 11 308.3 9 265.3 8 011.4 7 186.1 7 055.4 7 667.8 7 127.1 7 401.9 4 724.0 5 070.5

Acetaldehído 237.7 195.6 113.3 58.2 50.8 59.0 52.2 54.9 34.1 38.2

Acrilonitrilo 130.2 65.8 124.5 26.6 60.9 89.3 45.2 82.2 33.9 55.2

Amoniaco 1 819.1 1 218.6 922.7 707.1 679.7 567.1 732.7 517.1 507.8 345.2

Benceno 141.9 102.4 106.2 94.0 107.1 122.9 98.2 128.9 61.5 83.2

Cloruro de vinilo 196.1 180.2 184.3 150.1 158.2 145.7 158.1 160.3 110.6 112.7

Etilbenceno 142.6 130.7 158.4 139.8 140.4 127.2 131.1 157.9 83.7 101.1

Etileno 1 255.6 1 152.8 1 157.9 1 062.6 993.9 1 031.3 1 010.0 1 018.8 665.7 690.5

Metanol 192.8 184.1 189.2 189.0 169.5 206.7 178.5 194.1 110.0 134.7

Ortoxileno 31.0 25.8 0.9 - - - - - - -

Óxido de etileno 323.6 300.4 307.4 307.0 302.1 314.8 296.3 315.5 194.1 207.5

Paraxileno 194.9 179.2 - - - - - - - -

Polietilenos 2/ 496.9 457.0 446.5 453.9 431.5 466.2 436.6 447.1 282.9 298.5

Propileno 285.6 238.9 317.9 351.8 314.5 409.1 302.1 365.9 208.1 259.5

Tolueno 218.5 181.1 140.6 152.0 182.6 - 170.0 247.2 96.5 161.1

Otros 5 641.8 4 652.7 3 841.6 3 494.0 3 464.2 4 128.4 3 516.1 3 712.0 2 335.3 2 583.1

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. 2/ Incluye alta y baja densidad.

_________________________________________________________________________

96


Cuadro 14 VOLUMEN DE LAS VENTAS INTERNAS DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS


Sep 01 Sep 02 Enero - Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 5 138.3 4 317.1 3 505.2 3 490.7 3 318.8 3 300.4 3 422.6 3 176.1 2 274.0 2 131.3

Básicos 275.8 269.7 265.6 222.1 235.4 361.1 212.4 317.3 142.5 224.4

Butano 6.7 8.7 9.9 11.4 12.8 12.1 12.1 12.0 8.8 8.0

Heptano 8.0 7.2 6.4 7.0 5.8 7.4 6.1 7.0 3.5 4.6

Hexano 48.7 38.9 34.0 41.3 39.7 57.0 38.7 54.2 22.9 37.4

Materia prima para

negro de humo

191.6 189.8 197.4 154.4 149.8 258.2 134.9 218.0 90.2 158.6

Pentanos 15.7 18.4 10.9 1.4 20.5 19.5 13.9 19.6 12.5 11.5

Propano 5.1 6.7 7.0 6.6 6.8 6.9 6.7 6.5 4.6 4.3

Desregulados 4 862.5 4 047.2 3 239.6 3 268.6 3 083.4 2 939.3 3 210.2 2 858.8 2 131.4 1 906.9

Acetaldehído 199.3 163.3 76.8 22.1 23.2 22.9 22.0 22.1 15.2 14.1

Acrilonitrilo 129.0 71.4 83.6 36.6 57.2 76.2 45.5 70.1 35.5 48.3

Amoniaco 1 545.8 1 230.7 815.3 752.2 644.1 588.1 680.3 574.0 431.6 361.4

Ciclohexano 47.2 48.3 9.1 - - - - - - -


Estireno 128.0 116.5 143.0 124.9 126.1 137.3 122.2 134.5 80.9 89.3

Etileno 36.8 32.4 33.6 23.3 35.0 35.9 29.8 35.8 22.3 23.1

Metanol 78.8 84.5 86.9 79.7 64.6 50.1 68.9 55.8 43.8 35.0

Ortoxileno 28.6 22.6 1.3 - - - - - - -

Oxido de etileno 234.1 223.5 222.8 213.9 219.0 228.3 215.5 225.6 142.6 149.2

Paraxileno 195.9 178.1 0.3 - - - - - - -

Polietileno de alta

densidad

166.1 168.3 138.2 138.8 102.7 191.1 114.9 146.0 67.3 110.6

Polietilenos de baja

densidad

281.7 273.8 252.5 266.0 259.4 276.2 261.6 259.1 175.0 174.7

Polipropileno 40.8 38.5 15.9 6.6 5.1 4.0 5.3 3.1 4.0 2.0

Tolueno 133.6 120.1 100.6 75.1 108.5 116.9 104.5 110.8 72.6 74.9

Otros 1 444.8 1 117.5 1 087.0 1 381.0 1 288.2 1 072.7 1 380.3 1 082.1 928.7 723.0

Fuente: BDI Base de Datos Institucional. 1/ Estimado con datos reales a mayo. Nota: Los volúmenes corresponden a los facturados por las áreas operativas y pueden no coincidir con la información proporcionada por el área de finanzas, ya que existe un lapso entre la salida física del producto y su registro contable.

________________________________________________________________________ 97


Cuadro 15 VALOR DE LAS VENTAS INTERNAS DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS

(millones de pesos)

Sep 01 Sep 02 Enero - Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 10 353.6 10 120.1 11 464.1 9 586.3 8 488.2 12 253.5 7 924.7 11 366.7 5 288.4 8 166.9

Básicos 301.2 330.0 437.8 352.5 392.7 658.0 326.1 613.9 216.5 437.6

Butano 11.9 20.7 35.3 39.2 36.5 48.1 32.8 46.8 23.0 33.3

Heptano 24.1 23.1 22.3 24.7 20.3 31.1 21.3 27.8 11.7 19.2

Hexano 143.5 121.2 115.1 142.5 134.0 230.8 130.5 208.5 75.2 149.6

Materia prima para

negro de humo 90.5 117.4 210.4 120.1 135.7 260.8 95.6 247.6 69.4 181.3

Pentanos 22.0 31.6 29.4 2.7 47.4 59.0 28.0 58.1 25.4 36.0

Propano 9.2 16.0 25.3 23.3 18.8 28.2 17.9 25.1 11.8 18.2

Desregulados 10 052.4 9 790.1 11 026.3 9 233.8 8 095.5 11 595.5 7 598.6 10 752.8 5 071.9 8 729.3

Acetaldehído 475.2 387.7 195.3 75.5 66.6 94.9 59.5 84.8 41.1 59.3

Acrilonitrilo 533.4 312.1 616.7 196.8 368.6 597.3 242.8 591.7 190.4 413.5

Amoniaco 1 948.3 1 411.9 1 352.1 1 262.6 947.1 1 237.2 873.6 1 243.0 548.7 844.6

Ciclohexano 140.2 157.0 35.2 - - - - - - -


Estireno 480.1 561.1 983.3 625.3 717.5 958.8 614.1 935.6 445.0 663.2

Etileno 137.1 139.1 211.5 121.6 131.4 193.8 106.6 184.3 77.6 130.6

Metanol 109.3 115.9 174.1 156.3 129.8 156.9 111.6 116.6 79.0 115.8

Ortoxileno 75.5 67.7 5.2 - - - - - - -

Oxido de etileno 939.0 892.4 1 114.3 976.4 882.1 1 447.0 805.8 1 316.4 516.4 950.7

Paraxileno 517.3 555.6 1.1 - - - - - - - Polietileno de alta densidad

1 002.7 1 102.8 1 048.3 884.3 557.3 1 417.6 596.9 1 045.8 341.3 829.8

Polietilenos de baja densidad

1 973.3 2 086.9 2 109.1 1 821.3 1 517.9 2 228.1 1 467.6 1 978.8 972.9 1 433.8

Polipropileno 225.8 214.8 116.8 40.7 31.7 26.5 31.3 21.2 24.0 13.6

Tolueno 283.7 314.0 372.3 240.7 367.9 459.0 318.0 446.0 235.4 313.5

Otros 786.6 967.3 1 869.5 2 317.8 1 858.0 2 051.8 1 898.1 2 077.6 1 256.9 1 426.4


_________________________________________________________________________

98


Cuadro 16 VOLUMEN DE LAS EXPORTACIONES DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS

(miles de toneladas) Sep 01 Sep 02 Enero - Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003 1/

Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 1 009.9 809.2 1 116.2 780.4 831.7 849.1 866.6 743.3 620.7 532.2

Amoniaco 198.3 37.9 248.0 20.1 123.2 0.1 142.9 0.2 123.1 0.1

Azufre 567.7 513.2 507.2 478.3 444.7 621.0 440.2 535.8 296.6 387.7

Benceno - 3.6 - - - 26.0 - 0.8 - 8.0

Etileno 88.7 91.9 164.5 127.9 94.4 86.9 112.7 72.2 79.5 57.3

Mezcla de glicoles 22.8 2.7 35.2 22.7 13.5 6.1 24.2 3.8 13.5 3.8 Polietileno de alta densidad

10.2 7.1 21.8 41.2 32.9 13.2 39.7 15.9 26.2 9.2

Polietileno de baja densidad

22.6 18.3 13.8 3.8 18.6 0.4 16.0 4.4 14.6 0.4

Otros 99.6 134.5 125.7 86.4 104.4 95.4 90.9 110.2 67.2 65.7


Cuadro 17

VALOR DE LAS EXPORTACIONES DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS (millones de dólares)


Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 118.8 108.4 245.7 112.9 112.9 118.7 113.2 106.8 83.3 77.2

Amoniaco 24.5 4.0 35.7 2.4 12.9 17.8 15.2 - 12.9 -

Azufre 26.7 26.4 19.8 6.4 12.9 26.3 8.6 22.4 7.4 16.9

Benceno - 0.8 - - - 10.6 - 3.9 - 3.9

Etileno 23.0 35.8 95.5 46.9 28.0 37.0 32.9 30.2 23.3 25.5

Mezcla de glicoles 7.4 0.8 16.3 7.6 3.9 3.0 7.1 2.5 3.9 2.5 Polietileno de alta densidad

4.6 4.3 13.1 20.4 13.8 6.5 16.5 7.4 11.0 4.5

Polietileno de baja densidad

11.2 9.5 9.6 2.3 8.5 0.3 7.2 2.4 6.4 0.3

Otros 21.4 26.8 55.7 26.9 32.9 17.2 25.7 38.0 18.4 23.6


________________________________________________________________________ 99


Cuadro 18 VOLUMEN DE LAS IMPORTACIONES DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS



Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 71.7 106.2 317.3 128.1 197.4 167.0 144.4 151.3 97.4 51.4

Amoniaco - 41.8 231.7 94.1 88.6 92.1 75.0 84.0 28.0 23.4

Propileno 12.0 - 3.2 - 4.5 - - 4.5 - -

Xilenos - 2.1 - - - - - - - -

Otros 59.7 62.3 82.4 34.0 104.3 74.9 69.4 62.8 69.4 28.0


Cuadro19 VALOR DE LAS IMPORTACIONES DE PRODUCTOS PETROQUÍMICOS


Sep 01 Sep 02 Enero - Agosto Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2003Ago. 02 Ago. 03 1/ 2002 2003 1/

Total 20.7 25.9 72.0 28.6 45.9 71.7 33.7 41.5 26.6 22.3

Amoniaco - 6.0 42.7 19.6 12.8 17.8 9.9 15.9 2.9 6.0

Propileno 4.6 - 1.7 - 2.0 0.0 0.0 2.0 - -

Xilenos - 0.6 - - - 0.0 1.0 0.0 1.0 -

Otros 16.1 19.3 27.6 9.0 31.1 53.9 22.8 23.6 22.7 16.3


_________________________________________________________________________

100


Cuadro 20 FLUJO DE EFECTIVO

(millones de pesos) Enero - Junio

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2002 2003

Ingresos 287 428.7 346 912.6 487 998.6 480 385.9 496 099.0 222 358.6 309 967.4

Ventas totales 280 319.4 340 074.3 476 857.0 478 127.6 489 027.6 220 538.1 300 267.8

Otros 1/ 7 109.3 6 838.3 11 141.6 2 258.3 7 071.4 1 820.4 9 699.6

Egresos 276 677.2 326 637.6 465 382.1 468 537.1 450 597.8 186 098.2 285 272.0

Operación 39 581.6 52 089.9 53 416.0 58 659.5 72 077.2 27 495.6 30 331.6

Inversión 2/ 31 043.1 25 136.0 31 306.7 31 710.0 32 739.2 12 682.4 15 104.1

Mercancía para reventa 21 469.1 23 561.2 46 775.7 42 599.6 33 729.5 12 621.7 26 774.2

Operaciones ajenas 497.1 3 217.0 - 1 305.5 - 508.2 235.9

Impuestos indirectos 92 286.9 123 002.0 113 422.9 135 602.1 162 195.8 83 812.4 71 166.8

Impuestos directos 91 799.4 99 631.4 220 460.8 198 660.3 149 855.7 48 978.0 141 659.4

Superávit primario 10 751.5 20 275.0 22 616.5 11 848.8 45 501.1 36 260.3 24 695.4

Intereses y rendimientos mínimos garantizados

12 624.8 14 513.8 19 136.8 14 827.7 13 686.1 7 077.2 12 074.6

Superávit de operación -1 873.4 5 761.2 3 479.7 -2 978.9 31 815.1 29 183.2 12 620.8

Endeudamiento neto 1 086.2 2 400.7 -6 212.4 -7 330.1 -15 202.5 -15 803.1 -16 775.6

Disposiciones 49 031.9 40 402.2 25 168.6 48 299.6 34 095.6 8 761.9 11 379.5

Amortizaciones 47 945.7 38 001.6 31 381.0 55 629.6 49 298.1 24 564.9 28 155.1

Incremento (uso) de caja -787.2 8 161.9 -2 732.7 -10 309.0 16 612.6 13 380.1 -4 154.7 Fuente: Para el periodo 1996-2002 Cuenta Pública de Petróleos Mexicanos. Para 2003 seguimiento financiero de la Institución. 1/ Incluye otros ingresos y operaciones ajenas. 2/ A partir de 1999 incluye el registro PIDIREGAS

________________________________________________________________________ 101


Cuadro 21 BALANCE GENERAL CONSOLIDADO AL 31 DE DICIEMBRE

(millones de pesos) Junio

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2002 2003

Activo 383 987.6 420 508.8 453 744.0 435 806.0 505 428.7 479 762.8 559 207.5

Circulante 54 967.1 83 093.5 89 629.7 62 111.1 107 093.8 95 816.2 108 324.5

Fijos 287 247.2 281 912.2 293 806.3 297 312.3 308 205.2 307 365.0 318 327.9

Otros 41 773.3 55 503.1 70 308.0 76 382.6 90 129.7 76 581.6 132 555.1

Pasivo 196 079.1 221 204.6 247 314.3 233 096.0 306 197.6 269 864.4 355 040.5

A corto plazo 49 802.3 70 486.0 80 126.6 48 591.0 84 438.3 66 239.9 77 590.5

A largo plazo 76 497.7 75 989.1 70 126.1 67 730.9 73 993.8 84 776.5 92 293.3

Reservas y diferido 69 779.1 74 729.5 97 061.6 116 774.1 147 765.5 118 848.0 185 156.7

Patrimonio 187 908.5 199 304.2 206 429.7 202 710.0 199 231.1 209 898.4 204 167.0

Aportaciones del Gobierno Federal

10 222.5 10 222.5 10 222.5 10 222.5 10 222.5 10 222.5 10 222.5

Reservas con destino específico

8 394.1 10 449.5 14 010.5 17 379.2 14 275.2 13 737.0 19 128.1

Superávit por actualización 145 674.0 159 617.5 171 244.3 178 970.1 187 970.2 178 736.0 188 363.9

Rendimiento del ejercicio y anteriores

23 617.9 19 014.7 10 952.4 -3 861.8 -13 236.8 7 202.9 -13 547.5

Total pasivo y patrimonio 383 987.6 420 508.8 453 744.0 435 806.0 505 428.7 479 762.8 559 207.5

Fuente: Para el periodo 1996-2002 Cuenta Pública de Petróleos Mexicanos. Para 2003 seguimiento financiero de la Institución. No incluye a Petroquímica Morelos, S.A. de C.V. Al amparo de la norma técnica NIF-09-A, al 30 de junio de 2002 los compromisos derivados de los proyectos de infraestructura productiva de largo plazo (PIDIREGAS), se encuentran registrados en cuenta de orden.

_________________________________________________________________________

102


Cuadro 22 ESTADO DE RESULTADOS DEL 1 DE ENERO AL 31 DE DICIEMBRE

(millones de pesos) Enero - Junio

Concepto 1998 1999 2000 2001 2002 2002 2003

Ventas en el país 184 781.0 225 313.8 292 808.4 304 441.7 314 355.6 145 639.9 186 999.5

Ventas de exportación 64 320.9 93 405.1 149 711.4 120 129.3 140 946.7 60 391.5 94 319.5

Ventas totales 249 101.9 318 718.9 442 519.8 424 571.0 455 302.3 206 031.4 281 319.0

Costo de lo vendido 74 465.7 88 315.5 116 686.3 130 298.1 118 890.5 48 116.6 68 582.3

Gastos de dist. y admón. 23 503.8 25 038.1 32 491.0 33 195.6 37 007.0 17 270.6 19 317.4

Rendimiento de operación 151 132.4 205 365.3 293 342.5 261 077.3 299 404.8 140 644.2 193 419.3

Pérdida (utilidad) en cambios -827.2 -3 347.1 -512.9 -3 913.3 -458.2 6 798.9 478.1

Gastos (productos) -2 234.1 1 544.2 3 588.5 10 131.8 11 999.0 -1 612.2 -2 680.1

Rendimiento antes de impuesto 154 193.6 207 168.2 290 266.9 254 858.8 287 864.0 135 457.5 191 217.3

Impuesto especial sobre

producción y servicios

65 854.3 88 349.2 69 556.5 95 198.7 114 491.5 60 164.2 44 169.9

Derechos sobre hidrocarburos y

otros

85 690.6 119 788.2 223 403.6 167 579.2 178 468.4 70 298.3 137 646.1

Costo acumulado inicial de

abandono de pozos

10 348.7 - -

Efecto neto inicial por nuevo

lineamiento contable

-1 331.2 - - -

Rendimiento neto 2 648.7 -969.1 -2 693.3 -9 250.4 -15 444.6 4 994.9 9 401.3

Fuente: Para el periodo 1996-2002 Cuenta Pública de Petróleos Mexicanos. Para 2003 seguimiento financiero de la Institución. 1/ No incluye a Petroquímica Morelos, S.A. de C.V

________________________________________________________________________ 103


Cuadro 23 BALANZA DE DIVISAS

(millones de dólares) Enero - Junio

Concepto 1998 1999 2000 1/ 2001 1/ 2002 1/ 2002 2003

Ingresos 12 517.7 13 591.7 19 309.2 19 056.0 16 602.1 7 145.5 9 904.5

Ventas de bienes 7 440.2 9 115.8 15 814.8 13 231.0 13 958.0 6 125.8 8 793.8

Financiamientos 4 663.2 4 240.9 2 654.8 5 165.1 3 451.0 948.5 1 067.2

Otros 414.3 235.0 839.6 660.0 -806.9 80.2 43.4

Egresos 8 613.5 8 538.2 10 455.9 13 654.9 10 935.7 5 040.1 6 191.3

Operación 260.7 369.4 350.5 466.8 629.7 231.2 283.1

Inversión 420.9 364.8 551.4 804.7 1 380.0 528.2 681.6

Intereses 913.1 906.9 1 348.0 1 290.9 1 250.4 672.4 588.0

Amortización 1/ 4 465.9 3 780.3 3 270.1 5 968.1 4 124.1 2 152.9 2 158.8

Otros 2 553.0 3 116.7 4 936.0 5 124.3 3 551.5 1 455.4 2 450.5

Remanente 3 904.2 5 053.5 8 853.3 5 401.1 5 666.4 2 114.3 3 713.2

Fuente: Para el periodo 1996-2002 Cuenta Pública de Petróleos Mexicanos. Para 2003 seguimiento financiero de la Institución. 1/ Incluye cuenta Master Trust neto. Nota: a partir de 1999 no incluye a Petroquímica Morelos, S.A. de C.V

_________________________________________________________________________


ANEXOS

_________________________________________________________________________


CONSEJOS DE ADMINISTRACIÓN

_________________________________________________________________________


PETRÓLEOS MEXICANOS

CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN Presidente ING. ERNESTO MARTENS REBOLLEDO Secretario de Energía

Consejero Presidente Suplente ING. JUAN ANTONIO BARGÉS MESTRES Subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía

Consejeros Propietarios LIC. JOSÉ FRANCISCO GIL DÍAZ Secretario de Hacienda y Crédito Público

Consejeros Suplentes DR. CARLOS HURTADO LÓPEZ Subsecretario de Egresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público

DR. LUIS ERNESTO DERBEZ BAUTISTA Secretario de Relaciones Exteriores

LIC. ERNESTO RUFFO APPEL Comisario para Asuntos de la Frontera Norte Presidencia de la República

ARQ. PEDRO CERISOLA Y WEBER Secretario de Comunicaciones y Transportes

LIC. RAMÓN MUÑOZ GUTIÉRREZ Jefe de la Oficina de la Presidencia para la Innovación Gubernamental

LIC. VÍCTOR LICHTINGER WAISMAN Secretario de Medio Ambiente y Recursos Naturales

LIC. CARLOS MARÍA ABASCAL CARRANZA Secretario del Trabajo y Previsión Social

LIC. FERNANDO CANALES CLARIOND Secretario de Economía

DR. EDUARDO SOJO GARZA ALDAPE Jefe de la Oficina de la Presidencia para Políticas Públicas

Consejeros Sindicales del S.T.P.R.M.

ING. RICARDO ALDANA PRIETO SR. SERGIO LÓPEZ SALINAS SR. RAMÓN HERNÁNDEZ TOLEDO SR. CÉSAR RODRÍGUEZ HIPÓLITO SR. PABLO PAVÓN VINALES SR. DONACIANO GONZÁLEZ HIDALGO SR. ALEJANDRO SÁNCHEZ NARVÁEZ SR. JOSÉ LUIS MAGAÑA DÍAZ SR. MARIO MARTÍNEZ ALDANA SRA. YOMARA ABDESLEM SOSA

Comisario: LIC. EDUARDO ROMERO RAMOS Secretario de la Función Pública

Comisario Suplente ING. ROGELIO SADA ZAMBRANO Coordinador General de Órganos de Vigilancia y Control de la Secretaría de la Función Pública

Secretario: LIC. JOSÉ RAFAEL ROBLES DÍAZ Director General de Asuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía

Prosecretario LIC. ROAUL CAPDEVIELLE OROZCO Secretario Técnico del Director General de Petróleos Mexicanos

_________________________________________________________________________


PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

CONSEJO DE ADMINISTRACIÓN

Presidente ING. RAÚL MUÑOZ LEOS Director General de Petróleos Mexicanos

Consejeros Propietarios ING. JUAN ANTONIO BARGÉS MESTRES Subsecretario de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía

Consejeros Suplentes DR. RAFAEL ALEXANDRI RIONDA Director General de Exploración y Exploración de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía

DR. CARLOS HURTADO LÓPEZ Subsecretario de Egresos de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público

LIC. PABLO S. REYES PRUNEDA Director General de Programación y Presupuesto “B” de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público

DR. SALVADOR ORTIZ VERTIZ Coordinador General de Minería de la Secretaría de Economía

M. E. ABEL ABARCA AYALA Director General de Promoción Minera de la Secretaría de Economía

DR. JUAN JOSÉ SUÁREZ COPPEL Director Corporativo de Finanzas de Petróleos Mexicanos

LIC. RAFAEL F. SALGADO PÉREZ Asesor del Subdirector de Sistemas de Información Financiera

LIC. JUAN BUENO TORIO Director General de Pemex Refinación

LIC. MANUEL BETANCOURT GARCIA Subdirector de Planeación, Coordinación y Evaluación de Pemex Refinación

ING. MARCOS RAM ÍREZ SILVA Director General de Pemex Gas y Petroquímica Básica

DR. ROBERTO RAMÍREZ SOBERÓN Subdirector Planeación de Pemex Gas y Petroquímica Básica

IING. RAFAEL BEVERIDO LOMELÍN Director General de Pemex Petroquímica

Comisario Propietario ING. ROGELIO SADA ZAMBRANO Coordinador General de Órganos de Vigilancia y Control de la Secretaría de la Función Pública

Comisario Suplente ING. FELIPE RAMÓN Y CASTAÑEDA Comisario Propietario, Delegado y Coordinador de los Órganos de Vigilancia y Control del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública

Secretario: LIC. RAOUL CAPDEVIELLE OROZCO Secretario Técnico del Director General de Petróleos Mexicanos

Prosecretario LIC. MOISÉS I. OROZCO GARCÍA Asesor Ejecutivo de la Dirección General de Petróleos Mexicanos

_________________________________________________________________________


PEMEX REFINACIÓN




Consejeros Suplentes ING. JUAN JOSÉ GARFIAS LINARES Director General de Desarrollo Industrial de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía


ING. ANDRÉS ANTONIO MORENO Y FERNÁNDEZ Director Corporativo de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos de Petróleos Mexicanos

ING. LUIS RAMÍREZ CORZO Y HERNÁNDEZ Director General de Pemex Exploración y Producción

ING. MARCOS RAMÍREZ SILVA Director General de Pemex Gas y Petroquímica Básica

DR. ROBERTO RAMÍREZ SOBERÓN Subdirector de Planeación de Pemex Gas y Petroquímica Básica

ING. RAFAEL BEVERIDO LOMELÍN Director General de Pemex Petroquímica





_________________________________________________________________________


PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA




Consejeros Suplentes DR. EDUARDO PICCOLO CALVERA Director General de Gas L.P. de la Secretaría de Energía


LIC. PABLO S. REYES PRUNEDA Director General de Programación y Presupuesto “B” de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público

DRA. MARÍA DE LOURDES DIECK ASSAD Coordinadora de Asesores del Secretario de Relaciones Exteriores

DR. JESÚS ZURITA GONZÁLEZ Director General Adjunto de la Coordinación de Asesores del Secretario de Economía

DR. JUAN JOSÉ SUÁREZ COPPEL Director Corporativo de Finanzas de Petróleos Mexicanos

LIC. RAFAEL F. SALGADO PÉREZ Asesor del Subdirector de Sistemas de Información Financiera



ING. RAFAEL BEVERIDO LOMELÍN Director General de Pemex Petroquímica





_________________________________________________________________________


PEMEX PETROQUÍMICA




Consejeros Suplentes ING. JUAN JOSÉ GARFIAS LINARES Director General de Desarrollo Industrial de Hidrocarburos de la Secretaría de Energía


LIC. PABLO S. REYES PRUNEDA Director General de Programación y Presupuesto “B”de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público

LIC. JUAN ANTONIO GARCÍA VILLA Subsecretario de Normatividad y Servicios a la Industria y al Comercio Exterior de la Secretaria de Economía

ING. ANDRÉS MORENO Y FERNÁNDEZ Director Corporativo de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos de Petróleos Mexicanos



LIC. MANUEL BETANCOURT GARCIA Subdirector de Planeación, Coordinación y Evaluación de Pemex Refinación

ING. MARCOS RAMÍREZ SILVA Director General de Pemex Gas y Petroquímica Básica

DR. ROBERTO RAMÍREZ SOBERÓN Subdirector de Planeación de Pemex Gas y Petroquímica Básica





_________________________________________________________________________


DIRECTORIO DE FUNCIONARIOS

_________________________________________________________________________


PRINCIPALES EJECUTIVOS

CORPORATIVO

Ing. Raúl Muñoz Leos Director General

Ing. Roberto Osegueda Villaseñor Director Corporativo de Planeación Estratégica

Dr. Juan José Suárez Coppel Director Corporativo de Finanzas

C.P. Carlos de la Garza Mijares Director Corporativo de Administración

Ing. José Antonio Ceballos Soberanis Director Corporativo de Operaciones

Ing. Andrés Moreno y Fernández Director Corporativo de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos

Ing. Othón Canales Treviño Director Corporativo de Competitividad e Innovación

Ing. Rafael Fernández de la Garza Director Corporativo de Seguridad Industrial y Protección

Ambiental Lic. Benigno Estrada Rodríguez Contralor General Corporativo

ORGANISMOS SUBSIDIARIOS

Ing. Luis Ramírez Corzo y Hernández Director General de Pemex Exploración y Producción

Lic. Juan Bueno Torio Director General de Pemex Refinación

Ing. Marcos Ramírez Silva Director General de Pemex Gas y Petroquímica Básica

Ing. Rafael Beverido Lomelín Director General de Pemex Petroquímica

OTRAS FILIALES

Dr. Gustavo Chapela Castañares Director del Instituto Mexicano del Petróleo

Lic. Eduardo Martínez del Río Petricioli Director General de PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V.

_________________________________________________________________________


CORPORATIVO Ing. Raúl Muñoz Leos Director General

Ing. Roberto Osegueda Villaseñor Director Corporativo de Planeación Estratégica

Ing. Sergio Cruz Carranza Subdirector de Planeación Estratégica

Lic. Reynaldo Jáuregui Zentella Subdirector de Alianzas y Nuevos Negocios

Dr. Enrique Rodolfo Bazúa Rueda Subdirector de Desarrollo Tecnológico

Ing. Eliut González Salinas Subdirector de Relaciones Sectoriales Dr. Juan José Suárez Coppel Director Corporativo de Finanzas

Lic. Martha Olvera Rodríguez Subdirectora de Programación y Presupuesto

Lic. Octavio Ornelas Esquinca Subdirector de Financiamientos y Tesorería

Lic. Estebán Levín Balcells Encargado del Despacho de la Subdirección de Sistemas de Información Financiera

Dr. Ariel Yépez García Subdirector de Planeación Económica

Dr. José Manuel Carrera Panizzo Subdirector de Administración de Riesgos C.P. Carlos de la Garza Mijares Director Corporativo de Administración

Dr. Víctor Manuel Vázquez Zárate Subdirector de Servicios Médicos

Lic. Francisco Olimón Meraz Encargado del despacho de la Subdirección de Servicios Corporativos

Sr. Javier Chávez Morales Encargado del despacho de la Subdirección Corporativa de Relaciones Laborales

Ing. Santiago Saldivar González de León Encargado del despacho de la Subdirección de Administración Patrimonial

Lic. José César Nava Vázquez Abogado General Ing. José Antonio Ceballos Soberanis Director Corporativo de Operaciones

Dr. Pedro Silva López Subdirector de Coordinación de Operaciones

Mat. Guillermo Ruiz Gutiérrez Subdirector de Evaluación de Operaciones

Act. Emilio Marco Aguilar Subdirector de Proyectos de Inversión Ing. Andrés Moreno y Fernández Director Corporativo de Ingeniería y Desarrollo de

Proyectos

Ing. Ernesto Ríos Montero Subdirector de Ingeniería

Ing. Jorge Alberto Aguilar López Subdirector de Contratación

Ing. Renato Valle Fabela Subdirector de Proyectos de Plantas Industriales

C.P. Javier Pérez Saavedra Subdirector de Control de Calidad Ing. Othón Canales Treviño Director Corporativo de Competitividad e Innovación

_________________________________________________________________________


Lic. Pedro Carlos Gómez Flores Subdirector de Desarrollo Organizacional

Lic. José Gastón Pavlovich Rodríguez Subdirector de Transformación Cultural

Ing. Rafael Fernández de la Garza Director Corporativo de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Lic. Benigno Estrada Rodr´giuez

Contralor General Corporativo

Lic. Federico Domínguez Zuloaga Subcontralor Corporativo de Responsabilidades y Atención Ciudadana

Ing. Gustavo Rovirosa Renero Subcontralor Corporativo de Control y Evaluación

C.P. Manuel Vázquez Bustillos Subcontralor Corporativo de Auditoría

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

Ing. Luis Ramírez Corzo y Hernández Director General

Lic. Sergio Guaso Montoya Director Ejecutivo de Contratos de Servicios Múltiples

Ing. Carlos A. Morales Gil Subdirector de Planeación y Evaluación

Lic. Rafael Bracho Ransom Subdirector de Administración y Finanzas

Ing. Teódulo Gutiérrez Acosta Subdirector de Recursos Humanos, Competitividad e Innovación

Ing. Pedro Caudillo Márquez Subdirector de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos

Ing. Alfredo Guzmán Baldizan Subdirector de la Región Norte

Ing. Heberto Ramos Rodríguez Subdirector de la Región Sur

Ing. Javier Hinojosa Puebla Subdirector de la Región Marina Noreste

Ing. Ricardo Palomo Martínez Subdirector de la Región Marina Suroeste

Ing. Héctor Leyva Torres Subdirector de la Coordinación de Servicios Marinos

Ing. Federico Martínez Salas Subdirector de Ingeniería y Desarrollo de Obras Estratégicas

Dr. José Tomás Limón Hernández Subdirector de Operaciones y Comercialización

Ing. Rogelio Morando Sedas Subdirector de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

C.P. Francisco Caballero Rivera Encargado del Despacho de la Contraloría Interna

Ing. Adán E. Oviedo Pérez Subdirector de la Coordinación Técnica de Exploración

Ing. Francisco J. Barraza Rodríguez Subdirector de la Coordinación Tecnológica de Información

Dr. Heber Cinco Ley Subdirector de la Coordinación Técnica de Explotación

_________________________________________________________________________


PEMEX REFINACIÓN Lic. Juan Bueno Torio Director General

Act. José A. Gómez Urquiza de la Macorra Subdirector de Finanzas y Administración

Ing. Alberto Alcaraz Granados Subdirector de Producción

Ing. Cutberto Orlando Azuara Pavón Subdirector de Almacenamiento y Distribución

Ing. Manuel Betancourt García Subdirección de Planeación Coordinación y Evaluación

Ing. Enrique López Albarrán Subdirector Comercial

Ing. Daniel Gómez Bilbao Subdirector de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

C.P. Javier Cervantes Martínez Encargado del Despacho de la Contraloría Interna

PEMEX GAS Y PETROQUÍMICA BÁSICA Ing. Marcos Ramírez Silva Director General

Ing. Armando Ricardo Arenas Briones Subdirector de Producción de Gas y Petroquímica Básica

Ing. Salvador García-Luna Rodríguez Subdirector de Gas Licuado y Petroquímicos Básicos

Ing. Luis Felipe Luna Melo Subdirector de Gas Natural

Dr. Roberto Ramírez Soberón Subdirector de Planeación

Lic. Claudio Trulín Espinosa Subdirección de Administración y Finanzas

Lic. Claudio Urencio Castro Subdirector de Ductos

Ing. Francisco Ricardo Manzo García Gerente de Auditoría de Seguridad Industrial y Protección Ambiental

Lic. Andrés Alvarez Kuri Contralor Interno

PEMEX PETROQUÍMICA Ing. Rafael Beverido Lomelín Director General

Ing. Carlos Pani Espinosa Subdirector Comercial

Ing. Lorenzo Aldeco Ramírez Subdirector de Operaciones

Ing. Abraham Klip Moshinsky Subdirector de Planeación

Ing. Mario González Petrikowsky Subdirección de Administración y Finanzas Ing. Francisco Romero Garibay Auditor de Calidad, Seguridad Industrial y

Protección Ambiental C.P. Felipe de Jesús Barragán Alvidres Titular del Órgano Interno de Control

_________________________________________________________________________


ORGANOGRAMAS

_________________________________________________________________________



Fuente: Petróleos Mexicanos

DIRECCIÓN CORPORATIVA DE

INGENIERÍA Y DESARROLLO DE

PROYECTOS


FINANZAS

DIRECCIÓN CORPORATIVA DE ADMINISTRACIÓN


COMPETITIVIDAD E INNOVACION


OPERACIONES


PLANEACION ESTRATEGICA


SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL


DE PETROLEOS MEXICANOS

DIRECCIÓN GENERAL DE PETROLEOS MEXIANOS

CONTRALORÍA GENERAL

CORPORATIVA

DIRECCIÓN GENERAL PEMEX EXPLORACIÓN Y

PRODUCCIÓN

DIRECCIÓN GENERAL PEMEX PETROQUÍMICA

DIRECCIÓN GENERAL PEMEX

REFINACIÓN


GAS Y PETROQUÍMICA

BÁSICA

DIRECCIÓN GENERAL IMP

DIRECCIÓN GENERAL PMI

_________________________________________________________________________





DIRECCIÓN GENERAL PEMEX EXPLORACIÓN Y

PRODUCCIÓN

SUBDIRECCIÓN DE OPERACIONES Y

COMERCIALIZACIÓN

ÓRGANO INTERNO DE CONTROL

DIRECCIÓN EJECUTIVA DE

CONTRATOS DE SERVICIOS MULTIPLES

SUBDIRECCIÓN DE RECURSOS HUMANOS,

COMPETITIVIDAD E INNOVACIÓN

COORDINACIÓN TÉCNICA DE

EXPLOTACIÓN

COORDINACIÓN TÉCNICA DE

EXPLORACIÓN

SUBDIRECCIÓN DE LA REGIÓN

MARINA NORESTE SUBDIRECCIÓN REGIÓN NORTE

UNIDAD DE PERFORACIÓN Y

MANTENIMIENTO A POZOS

SUBDIRECCIÓN DE INGENIERÍA Y

DESARROLLO DE OBRAS

ESTRATÉGICAS

SUBDIRECCIÓN DE ADMINISTRACIÓN

Y FINANZAS


REFINACIÓN

CONTRALORÍA INTERNA

AUDITORÍA DE SEGURIDAD

INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

SUBDIRECCIÓN DE PLANEACIÓN,

COORDINACIÓN Y EVALUACIÓN

SUBDIRECCIÓN DE ALMACENAMIENTO Y DISTRIBUCIÓN

SUBDIRECCIÓN DE FINANZAS Y

ADMINISTRACIÓN

SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN



COORDINACIÓN DE TECNOLOGÍA DE INFORMACIÓN

COORDINACIÓN DE SERVICIOS MARINOS

SUBDIRECCIÓN DE LA REGIÓN SUR

SUBDIRECCIÓN DE LA REGIÓN SUROESTE

SUBDIRECCIÓN DE PLANEACIÓN Y EVALUACIÓN

SUBDIRECCIÓN COMERCIAL

_________________________________________________________________________






GAS Y PETROQUÍMICA

BÁSICA




SUBDIRECCIÓN DE DUCTOS

SUBDIRECCIÓN DE GAS NATURAL

SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN


Y FINANZAS

SUBDIRECCIÓN DE PLANEACIÓN

DIRECCIÓN GENERAL PEMEX PETROQUÍMICA


AUDITORÍA DE CALIDAD,

SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL


Y FINANZAS

SUBDIRECCIÓN COMERCIAL

SUBDIRECCIÓN DE PLANEACIÓN

SUBDIRECCIÓN DE GAS LICUADO Y PETROQUÍMICOS

BÁSICOS

PETROQUÍMICA CANGREJERA, S.A.

DE C.V.

PETROQUÍMICA TULA, S.A. DE C.V.

PETROQUÍMICA MORELOS, S.A. DE

C.V.

PETROQUÍMICA ESCOLÍN, S.A. DE

C.V.

PETROQUÍMICA COSOLEACAQUE,

S.A. DE C.V.

PETROQUÍMICA CAMARGO,.S.A. DE

C.V.

PETROQUÍMICA PAJARITOS, S.A. DE

C.V.

SUBDIRECCIÓN DE OPERACIONES

informe de labores - ri.pemex.com · 6.3 ventas de petróleo crudo, gas natural y petrolíferos 60...

Documents