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Grupo Funcional Desarrollo Económico

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Pemex-Refinación

Infraestructura para Producción y Distribución de Petrolíferos

Auditoría de Desempeño: 11-1-18T4M-07-0172

DE-200

Criterios de Selección

Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios cuantitativos y cualitativos establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011, considerando lo dispuesto en el Plan Estratégico de la ASF 2011-2017.

Objetivo

Fiscalizar el cumplimiento del objetivo estratégico de elevar la transformación de hidrocarburos de manera sustentable mediante el desarrollo, la operación y el mantenimiento de la infraestructura para la producción y distribución de petrolíferos.

Alcance

La auditoría a Pemex Refinación (PR) comprendió la revisión del cumplimiento de las disposiciones del Sistema de Evaluación del Desempeño (SED), la eficacia en el cumplimiento del objetivo estratégico de elevar la transformación de hidrocarburos de manera sustentable, así como la eficiencia y economía en el desarrollo, la operación y el mantenimiento de la infraestructura para la producción y distribución de petrolíferos.

En materia del SED, se revisó el diseño de indicadores de PR; y en eficacia, se verificó el cumplimiento del objetivo de elevar la transformación de hidrocarburos con el fin de satisfacer la demanda interna de petrolíferos de manera sustentable mediante el desarrollo de la infraestructura necesaria para la producción y distribución de petrolíferos; así como el logro de las metas establecidas en el Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012.

En la vertiente de eficiencia, se revisaron el desarrollo de los proyectos de infraestructura, en cuanto a la oportunidad en el inicio y conclusión de proyectos; el rendimiento por barril de petróleo crudo procesado; el índice de intensidad energética; el contenido de azufre en las gasolinas y el diesel, y el índice de paros no programados respecto de los mantenimientos a la infraestructura.

En cuanto a economía, se determinó la capacidad de inversión para el desarrollo de la infraestructura, la rentabilidad en la operación del organismo, el costo de transporte, el costo de producción con relación al costo de importación de gasolinas, y el costo del mantenimiento.

Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2011

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Antecedentes

En 1992, con la publicación en el Diario Oficial de la Federación (DOF) de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, se creó el organismo Pemex Refinación, al cual le corresponde el procesamiento de crudo para elaborar productos petrolíferos de alto valor agregado como las gasolinas, diesel y turbosina; así como su almacenamiento, transporte, distribución y comercialización.

De 1992 a 2006 la capacidad de procesamiento de crudo y la producción de petrolíferos se mantuvieron constantes, en tanto que la demanda de petrolíferos se incrementó en 1.4% en promedio anual, lo cual ocasionó que las importaciones se incrementaran en 5.4% promedio anual.

Para atender esta problemática, en el Plan Nacional de Desarrollo (PND) 2007-2012 se estableció el objetivo de asegurar el suministro de los insumos energéticos que demandan los consumidores; y se propuso elaborar un Programa Especial de Infraestructura, con una visión estratégica de largo plazo, en el que se consideraron las prioridades y los proyectos estratégicos que se impulsarían en el sector de energía.

En respuesta a esta disposición, se elaboró el Programa Nacional de Infraestructura (PNI) 2007-2012, en el cual se señala que en materia de infraestructura de refinación se deberá aumentar su capacidad de procesamiento, almacenamiento, transporte y calidad de los combustibles, para lo cual se programó el desarrollo de 10 proyectos integrales.

En congruencia con lo anterior, en el Programa Sectorial de Energía (PROSENER) 2007-2012 se estableció como objetivo elevar la transformación de hidrocarburos de manera sustentable, de tal forma que se asegure la satisfacción de la demanda presente y futura.

En 2008, la Secretaría de Energía (SENER) realizó un diagnóstico sobre el desempeño de Petróleos Mexicanos, del cual se derivó la reforma energética publicada en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 28 de noviembre de 2008.

En este contexto, el objetivo estratégico de Pemex Refinación en materia de infraestructura para la producción y distribución de petrolíferos consistió en elevar la transformación de hidrocarburos de manera sustentable mediante el desarrollo, la operación y el mantenimiento de la infraestructura para la producción y distribución de petrolíferos.

Resultados

1. Indicadores

Para evaluar el desempeño en la operación de PR se utilizaron 30 indicadores, de los cuales 16 sirvieron para evaluar la eficacia, 8 la eficiencia y 6 la economía. Del total de indicadores, 20 fueron diseñados por PR y 10 por la ASF.


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PR diseñó 20 indicadores de manera interna que miden parte de la sustentabilidad, el desarrollo, la operación y el mantenimiento de la infraestructura, los cuales no fueron suficientes para evaluar su desempeño.

La ASF diseñó 10 indicadores para medir lo siguiente: participación de las importaciones en la oferta total de gasolinas y diesel, la satisfacción de la demanda de combustóleo, la utilización de la capacidad instalada de transporte y almacenamiento, el cumplimiento de metas del PNI, la oportunidad en el inicio y conclusión de los proyectos, la relación entre la inversión ejercida y requerida para el cumplimiento del PNI, la participación del gasto corriente y de capital respecto del total, y los costos promedios de mantenimientos predictivo, preventivo y correctivos.

Con oficio núm. DGPR-GCG-SAOF-675-2012 del 29 de noviembre de 2012, se recibió información adicional y se verificó que el organismo participó en la elaboración de la matriz del marco lógico K002 “Proyectos de infraestructura económica de hidrocarburos”, correspondiente al presupuesto de 2012, la cual se incorporó en el Portal de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público, con lo que se solventa lo observado.

2. Satisfacción de la demanda de gasolinas

Se verificó que en 2011 PR satisfizo el 100.0% de la demanda nacional de gasolinas que fue de 799.7 MBD. La oferta se cubrió con el 49.9% (400.3 MBD) de producción nacional, en tanto que las importaciones participaron con el 50.1% (402.2 MBD), 10.1 puntos porcentuales arriba de la meta de mantener las importaciones con una participación en la oferta (ventas) no mayor del 40.0%, establecida en el Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012.

En ese año, la producción fue de 400.3 MBD, volumen inferior al obtenido en el año anterior que fue de 423.0 MBD, lo que reflejó una disminución en la transformación de petróleo crudo para la producción del combustible, por lo que para satisfacer la demanda se incrementaron las importaciones en 6.1% respecto de 2010.

Durante el periodo 1992-2011 se observó que la demanda se satisfizo entre 94.1% (1996) y 100.0%; la producción de gasolinas se mantuvo sin variaciones importantes ante una demanda que se incrementó en 65.9%, lo que ocasionó un aumento de las importaciones de 353.9%. En el periodo de 1992-2002, se registró una disminución de 1.2% en la producción e incrementos de 107.7% en las importaciones y de 19.1% en la demanda; en tanto que en el periodo 2003-2011 la producción disminuyó en 10.1%, las importaciones crecieron en 184.4% y la demanda se incrementó en 30.5%; lo anterior se debió fundamentalmente a la falta de capacidad de producción y almacenamiento de combustóleo y a la deficiente modernización de su capacidad de producción.

La participación de las importaciones de gasolinas en la satisfacción de la demanda se incrementó en 32.1 puntos porcentuales, al pasar de 18.0% en 1992 a 50.1% en 2011.

La ASF realizó el ejercicio prospectivo correspondiente considerando los aspectos siguientes:


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• En el periodo 1992 a 2011, la producción de gasolinas disminuyó en 0.03% promedio anual y la demanda nacional de gasolinas creció en 2.7% en promedio anual, respectivamente.

• La diferencia que existe entre la producción y la demanda del periodo 2012-2030 será el volumen que PR tendría que importar, a fin de asegurar la satisfacción del mercado de gasolinas.

Con base en ese conjunto de supuestos, se estimó que hacia el periodo 2012-2030 las importaciones de gasolinas se incrementarán y en ese último año participarán con el 61.2%, cantidad superior en 11.1 puntos porcentuales a la participación registrada en 2011.

Véase acción(es): 11-1-18T4M-07-0172-07-001

3. Satisfacción de la demanda de diesel

Se determinó que en 2011 PR satisfizo el 100.0% de la demanda de diesel de 388.6 MBD: la producción nacional aportó el 66.9% de la oferta total y las importaciones el 33.1%. En ese año la producción de diesel fue de 273.6 MBD, volumen inferior en 5.5% a lo registrado en 2010, lo que reflejó una disminución en la transformación de petróleo crudo para la producción de combustibles, por lo que el organismo incrementó sus importaciones en 25.5% respecto de lo registrado en 2010.

De los 409.1 MBD de la oferta total se destinó el 95.0% a cubrir la demanda nacional y el 1.2% a exportaciones, el 3.8% (15.7 MBD) restante es un diferencial entre oferta y demanda, del cual el organismo no contó con la información que sustentara su destino, lo que refleja que no se aseguró de contar con información clara, confiable, oportuna y suficiente, que permita la transparencia y rendición de cuentas de la gestión pública.

Durante el periodo 1992-2011 se observó que la demanda se satisfizo entre 85.9% (1993) y 100.0%. En ese periodo, la producción de diesel se mantuvo de manera general sin variaciones importantes, ante una demanda que aumentó en 2.9% promedio anual, lo que ocasionó que de ser autosuficientes en 1992 se importaron 135.5 MBD en 2011.

En el análisis se identificaron dos periodos: en el primero (1992-2004) la producción y la demanda se incrementaron en 16.9%, y 37.1%, respectivamente; en el segundo periodo (2005-2009) las mismas variables registraron un crecimiento de 5.9% y 13.3%, debido a la falta de capacidad de producción y almacenamiento de combustóleo y a una deficiente modernización de su capacidad de producción.

La ASF realizó el ejercicio prospectivo correspondiente considerando los aspectos siguientes:

• En el periodo 1992 a 2011, la producción de diesel disminuyó en 0.1% promedio anual y la demanda nacional de diesel creció en 2.9% en promedio anual, respectivamente.


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• La diferencia que exista entre la producción y la demanda del periodo 2012-2030 será el volumen que PR tendría que importar, a fin de asegurar la satisfacción del mercado de diesel.

Con base en ese conjunto de supuestos, los resultados del análisis indican que las importaciones de diesel hacia 2030 tendrán una participación inferior en 4.9 puntos porcentuales a lo registrado en 2011.

Véase acción(es): 11-1-18T4M-07-0172-07-002 11-1-18T4M-07-0172-07-003

4. Satisfacción de la demanda de turbosina

Se verificó que en 2011 PR cubrió el 100.0% de la demanda nacional de turbosina que fue de 57.1 MBD, con una oferta total de 58.2 MBD. El organismo incrementó su producción en 7.5% respecto de lo registrado en 2010 y sus importaciones disminuyeron en 77.5%.

Durante el periodo 1992-2011 se observó que la demanda se satisfizo entre 95.8% (2003) y 100.0%; la producción de turbosina disminuyó de manera general en 0.6%, ante una demanda que se incrementó en 1.7% promedio anual, lo que ocasionó que se registraran importaciones a partir de 1998.

5. Satisfacción de la demanda de combustóleo

En 2011, PR satisfizo el 100.0% de la demanda de combustóleo, con la producción de 307.6 MBD, lo cual resultó suficiente para cubrir el total de la demanda interna que fue de 200.6 MBD. Sin embargo, el organismo importó 24.4 MBD, 121.8% más que en 2010, cuyo valor ascendió a 6,504 millones de dólares, sin que justificara las causas de dicha adquisición, lo que reflejó que no existen mecanismos para el registro y generación de información clara, confiable, oportuna y suficiente, que permita la transparencia y rendición de cuentas de la gestión pública.

En el periodo 1992-2011 el mercado interno de combustóleo se contrajo, la producción interna y las importaciones registraron disminuciones del 1.4% y 4.0% en promedio anual, la demanda nacional registró una disminución del 3.5%. Lo anterior se debió a las causas siguientes:

• A partir de 2003, las políticas de sustitución de combustibles pesados para la generación eléctrica ocasionó una reducción gradual de la demanda de combustóleo.

• La generación de energía eléctrica con combustóleo es altamente contaminante y poco eficiente.



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6. Capacidad disponible para la producción de petrolíferos

Se verificó que en 2011 el organismo utilizó el 73.6% de su capacidad instalada, proporción inferior en 12.1 puntos porcentuales a la programada, con lo que obtuvo una producción de petrolíferos de 1,168.5 MBD, volumen que significó un cumplimiento del 84.6% de la meta.

En el periodo 2007-2011 la capacidad instalada se incrementó en 0.7% en promedio anual (45.6 MBD) al pasar de 1,540.0 MBD a 1,585.6 MBD; sin embargo, el volumen de crudo procesado se redujo en 8.1% en promedio anual, por lo que el organismo utilizó 10.7% menos de su capacidad; destacan los resultados de las refinerías reconfiguradas Madero y Cadereyta en las cuales disminuyó la utilización de la capacidad instalada en 17.0% y 18.9%, lo que provocó una disminución del volumen de petróleo crudo procesado. Los resultados obtenidos se explican por la falta de capacidad de almacenamiento de combustóleo y paros no programados.


7. Reconfiguración del Sistema Nacional de Refinación

En 1997 se inició el programa de reconfiguración con el propósito de mejorar la infraestructura tecnológica para facilitar el procesamiento de crudos más pesados y obtener un mayor volumen de productos de alto valor agregado como las gasolinas, el diesel y la turbosina.

La reconfiguración de la refinería Cadereyta se inició en el año de 1997 y se terminó en 2001, en tanto que la de Madero se inició en 1999 y se terminó en 2003.

Durante el periodo 2007-2011 las refinerías Cadereyta y Madero disminuyeron el procesamiento de crudo pesado en 2.7% y 14.6%, por lo que las reconfiguraciones efectuadas no cumplieron con su objetivo.

En cuanto a la producción de petrolíferos de alto valor agregado, se constató que la producción de gasolina se redujo 21.0% en Cadereyta y 28.7% en Madero; el diesel disminuyó 24.5% en Cadereyta y 32.5% en Madero; la producción de turbosina se redujo en 63.3% en Cadereyta, en tanto que en Madero se incrementó en 22.4% en promedio anual.

Por lo que respecta a la producción de combustóleo, que se obtiene como residuo en la producción de petrolíferos, se verificó que en Cadereyta se incrementó en 31.8% en promedio anual, en tanto que en Madero disminuyó en 66.3% en promedio anual.

Lo anterior denota que la reconfiguración de las refinerías no ha permitido mejorar el proceso de refinación, por lo que en el periodo 2007-2011 las importaciones de gasolina y diesel se incrementaron en 29.9% y 157.1%.



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8. Capacidad disponible para el transporte de petrolíferos

En 2011, se transportaron 73,616.3 miles de toneladas kilómetro (MMTKM) de petrolíferos, de las cuales el 57.9% fue por ducto (inferior en 1.1 puntos porcentuales a la meta), el 33.3% por buquetanque (superior en 0.3 puntos porcentuales a la meta), el 6.0% por autotanque (inferior en 1.0 puntos porcentuales a la meta) y el 2.8% por carrotanque (superior en 1.8 puntos porcentuales a la meta).

De acuerdo con el volumen total de petrolíferos que se transportó, el organismo utilizó el 53.2% de su capacidad instalada de ductos, el 73.3% de buquetanques, el 100.0% de autotanques y el 97.1% de carrotanques.

9. Capacidad disponible para el almacenamiento de gasolinas

En 2011, el organismo utilizó el 29.9% de su capacidad instalada para el almacenamiento de gasolinas, con lo que obtuvo un inventario disponible de gasolina magna para 2.4 días, resultado superior en 9.1% a la meta, y de gasolina premium de 6.3 días, 34.0% por arriba de la meta.

En el periodo 2007-2011 la capacidad de almacenamiento se incrementó en 9.0% y su porcentaje de utilización en 2.0%, lo cual se reflejó en incrementos de 140.0% en días de autonomía en gasolinas magna y 152.0% en gasolinas premium.

10. Capacidad disponible para el almacenamiento de diesel

En 2011, el organismo utilizó el 29.7% de su capacidad instalada para el almacenamiento de diesel, con lo que obtuvo un inventario disponible de 3.0 días, resultado igual a la meta.

En el periodo 2007-2011 la capacidad de almacenamiento se incrementó en 4.3%, y su porcentaje de utilización disminuyó 1.0%; lo cual se reflejó en un aumento de 114.3% en los días de autonomía.

11. Capacidad disponible para el almacenamiento de combustóleo

Con la revisión se determinó que en 2011 el Sistema Nacional de Refinación (SNR) contó con una capacidad máxima operable de almacenamiento para combustóleo de 3,878.0 miles de barriles (MBLS), el 89.0% de la capacidad nominal. Las refinerías de Tula, Salamanca y Madero rebasaron 134 días, 29 días y 8 días la capacidad máxima operable al alcanzar un almacenamiento de 1,033.8 MBLS, 478.1 MBLS y 744.5 MBLS, respectivamente, debido a que se encuentran alejadas de la costa, lo cual dificulta la logística de distribución y comercialización, caso contrario a las refinerías que se encuentran ubicadas en las costas, ya que por lo general mantienen bajos inventarios de combustóleo, como se observó en Cadereyta y Salina Cruz.

El organismo informó que por cuestiones de seguridad en las instalaciones, antes de llegar a niveles críticos de existencia de combustóleo en las refinerías se adoptan las acciones siguientes:


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• Se utilizan tanques de almacenamiento de otros productos o servicio para almacenar de manera temporal el combustóleo.

• De ser posible se incrementa el autoconsumo del mismo.

• Baja el procesamiento de crudo con la consecuente disminución en la producción de petrolíferos.

12. Cumplimiento del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012

En el PNI 2007-2012 se programó el desarrollo de 10 proyectos, de los cuales 7 tuvieron como objetivo incrementar la capacidad de refinación y 3 aumentar la capacidad de distribución, almacenamiento y reparto.

En cuanto a la ampliación de la infraestructura, se constató que no se llevó a cabo el proyecto de infraestructura de producción “Reconfiguración de la refinería Salina Cruz”, porque en el proceso de jerarquización no fue seleccionado para su desarrollo; y se canceló el proyecto “Reconfiguración de la refinería Tula”, debido a que al definirse la ubicación de la nueva refinería en Tula se duplicaba. Lo anterior refleja que en la evaluación de esos proyectos, el organismo no aseguró la selección de las opciones más adecuadas en términos técnicos, económicos, financieros y de desarrollo sustentable.

También se canceló el proyecto “Ampliación de infraestructura de transporte y almacenamiento”, sin que el organismo identificara la información soporte de las causas por las que quedó fuera del PNI, lo que denota que PR no contó con información clara, confiable, oportuna y suficiente, que permita la transparencia y rendición de cuentas de la gestión pública.

Respecto de los otros siete, en el Seguimiento de Programas y Proyectos de Inversión del PNI 2007-2012 se reportaron los proyectos de la lista inicial y uno se incorporó a dicho programa.

De los 8 proyectos reportados en ese seguimiento, 5 deberían estar terminados al cierre de 2011, de los cuales sólo se concluyó el proyecto “Sustitución de flota mayor”. Los otros cuatro presentaron el estatus siguiente:

• El proyecto “Reconfiguración de la refinería Minatitlán” registró un avance físico de 99.3% y un avance financiero de 97.6%, programándose el cierre de pendientes del proyecto para 2012.

• El proyecto “Calidad de los combustibles” se integra por dos unidades de inversión “Fase Gasolina” y “Fase Diesel”. En la primera se reportó un avance físico de 45.4% y un avance financiero de 44.8%. En la segunda no se reportaron avances físicos y financieros.

• Con respecto al proyecto “Proyectos para disminuir las emisiones de dióxido de azufre en el Sistema Nacional de Refinación”, se consideró la construcción y puesta en operación de plantas de recuperación de azufre en Minatitlán, Salamanca y Salina Cruz,


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y rehabilitar las refinerías de Tula, Cadereyta y Madero. En la refinería de Minatitlán se publicó la licitación en mayo de 2010, misma que se declaró desierta en septiembre de ese año, por lo que al cierre de 2011 estaba en revisión de capacidad por el área operativa. Para la refinería de Salamanca el desarrollo, procura y construcción (IPC) alcanzó un avance físico de 76.6% y un avance financiero de 76.1%.

• El proyecto “Tuxpan: Terminal” presentó un avance físico de 62.8% y un avance financiero de 72.3%, con lo cual el primer tramo de 21.8 km está en operación, lo que contribuyó al incremento de flujo de 110 MBD a 120 MBD; el segundo tramo se reprogramó para enero de 2012 y el tercer tramo para marzo del mismo año. Por lo que respecta a la capacidad de almacenamiento se reprogramó la fecha de terminación a 2012.

Con esos avances, el cumplimiento de las metas fue el siguiente:

• Capacidad de procesamiento

Al cierre de 2011 estaban construidos 150.0 MBD, con el proyecto que está por concluir “Reconfiguración de la refinería de Minatitlán” lo cual reflejó un avance físico de 99.3%.

• Almacenamiento

Se encuentra en ejecución, por lo tanto no se cumplió la meta.

• Poliductos

Al cierre de 2011, de los 113 km construcción de poliductos programados, se amplió la longitud en 21.8 km, lo que significó un cumplimiento de 19.3% de la meta.

• Reemplazo de buquetanques

Se cumplió la meta al 100.0%.

De los tres proyectos que se programó concluir después de 2011, se precisó que el proyecto SCADA (incluye SCADA 7 y 47) registró un avance físico promedio de 40.0% y un avance financiero promedio de 38.5%; el proyecto “Reconfiguración de la refinería Salamanca” presentó un avance físico y financiero de 0.6%; y el proyecto “Nuevo tren de refinación” (Nueva refinería, Tula, Hgo.) tuvo un avance físico de 5.0% y un avance financiero de 3.0%.


13. Oportunidad en el inicio y término de los proyectos

Para el periodo 2007-2011, en el programa presupuestario K002, denominado “Proyectos de infraestructura económica de hidrocarburos”, se identificaron 34 proyectos, de los cuales se programó iniciar 22 proyectos, iniciar y concluir 1, y concluir 11. Los resultados obtenidos en ese periodo se presentan a continuación:

Los proyectos que se previó iniciar se detallan en el cuadro siguiente:


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PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN, ALMACENAMIENTO Y REPARTO QUE SE PROGRAMÓ INICIAR EN EL PERIODO 2007-2011

Nombre del proyecto Clave Inicio de proyectos

Prog. Real Diferencia

Infraestructura para la Producción 1. Salina Cruz 003 02 004 2007 Cancelado n.a. 2. Reemplazo de las reformadoras BTX y NP-1 0518T4M0006 2007 2007 0 3. Optimización de la Reconfiguración de la Refinería Francisco I.

0518T4M0010 2008 2009 1

4. Calidad de los Combustibles 0518TZZ0001 2009 2009 0 5. Optimización de la Reconfiguración de la Refinería de Minatitlán 0618T4M0007 2007 2012 5 6. Conversión de residuales Tula 0618TZZ0003 2010 Cancelado n.a. 7. Conversión de Residuales de la Refinería de Salamanca 0618TZZ0004 2008 2008 0 8. Endulzar el gas amargo excedente en Primaria I, II y reductora de

viscosidad para evitar contaminación 0918T4M0028 2010 2010 0

9. Tren Energético de la Refinería Tula 0318T4M0092 2009 n.d. n.d. Infraestructura para Distribución, Almacenamiento y Reparto

1. Modernización de la Flota Mayor 0318T4M0100 2008 2008 0 2. Infraestructura Ductos e Instalaciones Centro 0318T4M0118 2008 2008 0

3. Infraestructura para incrementar la capacidad del Sistema de Almacenamiento y Distribución Tuxpan - México.

0718T4M0001 2007 2008 1

4. Construcción de Muelle en la residencia de operación portuaria de La Paz BCS.

0718T4M0005 2008 2010 2

5. Implementación del Sistema SCADA en 47 Sistemas de Transporte por Ducto de Pemex Refinación

0818T4M0030 2009 2009 0

6. Infraestructura para el transporte por Carro Tanque en GARG 0918T4M0005 2010 2010 0

7. Adquisición de 1 Buque tanque de contado y/o por arrendamiento financiero

0918T4M0046 2010 2011 1

8. Adquisición de 5 Buques tanque de contado y/o por arrendamiento financiero

0918T4M0047 2011 2011 0

9. Modernización de la Terminal Marítima de Salina Cruz, Oax. 0718T4M0006 2008 Cancelado n.a.

10. Modernización de los laboratorios de Control de Calidad de las Terminales Marítimas de Salina Cruz, Tuxpan, Madero y Pajaritos

0918T4M0032 2010 2010 0

11. Infraestructura de descarga de carros tanque de COPE en la TAR Lázaro Cárdenas

1018T4M0005 2010 2010 0

12. Infraestructura para recibo de isobutano de importación para la refinería de Minatitlán a través de la Terminal Marítima de P j it

1018T4M0027 2010 2010 0

13. Infraestructura para cumplimiento de normatividad en sistemas de seguridad industrial en terminales de almacenamiento y reparto de la GAR Pacifico

1018T4M0030 2011 20 11 0

14. Infraestructura ferroviaria, de carga y descarga de carros tanque para transporte de combustibles en el corredor de las TAR Guaymas, Son., y Nogales, Son.

1018T4M0034 2011 2011 0

FUENTE: Secretaría de Hacienda y Crédito Público, Cartera de Proyectos y Programas de Inversión, 2012; Pemex Refinación, Información proporcionada mediante oficios núms. DGPR-GCG-SAOF-277-2012, DGPR-GCG-SAOF-545-2012, DGPR-GCG-SAOF-554-2012, DGPR-GCG-SAOF-572-2012, DGPR-GCG-SAOF-579-2012, de fechas 23 de julio,15 de octubre, 17 de octubre, 23 de octubre del 2012, respectivamente.

n.d.: No disponible.

n.a.: No aplica.


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De los 9 proyectos para la infraestructura de producción que se programó iniciar en el periodo 2007-2011, 2 fueron cancelados (22.2%): “1. Salina Cruz” y “6. Conversión de Residuales Tula”. Respecto del proyecto 1, PR informó que no se llevó a cabo porque en el proceso de jerarquización no fue seleccionado para su desarrollo. El proyecto núm. 6 no se ejecutó debido a que al definirse la ubicación de la nueva refinería en Tula sirvió como antecedente para respaldar la nueva refinería y darle viabilidad al proyecto. De los 7 proyectos restantes, el organismo acreditó el inicio de 6 proyectos (85.7%), de los cuales 4 se iniciaron con oportunidad de acuerdo a la fecha programada, y 2 presentaron desfases entre 1 y 5 años sin que el organismo acreditara las causas de variación. Respecto del proyecto número 9, el organismo no acreditó la fecha real de inicio.

De los 14 proyectos de infraestructura para la distribución, almacenamiento y reparto, que se programó iniciar en el periodo señalado, 1 se canceló (7.1%), 10 se iniciaron con oportunidad (71.4%), y los 3 restantes (21.4%) presentaron un desfase respecto de la fecha programada de inicio de entre 1 y 2 años.

En cuanto a los 12 proyectos programados concluir, se observó que 5 (41.7%) pertenecen a la infraestructura para la producción, y 7 proyectos (58.3%) a infraestructura para la distribución, almacenamiento y reparto, como se observa en el siguiente cuadro:

PROYECTOS DE INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN Y DISTRIBUCIÓN, ALMACENAMIENTO Y REPARTO PROGRAMADOS A TERMINAR EN EL PERIODO 2007-2011

Nombre del proyecto Clave Fechas

Prog. Real Diferencia Infraestructura para la Producción 1. Salina Cruz 003 02 004 2012 Cancelado n.a. 2. Mejoramiento al Pool de Gasolinas de la Refinería "Francisco I. Madero" 0218T4M0004 2008 n.d. n.d. 3. Construcción de planta desmineralizadora de la Refinería Cadereyta 0218T4M0014 2011 2011 0 4. Tren energético de la Refinería de Madero 0418T4M0011 2008 2008 0 5. Minatitlán 205 99 205 2008 2012 4 Infraestructura para Distribución, Almacenamiento y Reparto 1. Reemplazo parque vehicular de autotanques propios 0318T4M0046 2011 2010 (1) 2. Combate al Mercado Ilícito de Combustibles 0418T4M0002 2011 n.d. n.d.

3. Suministro, Instalación y puesta en operación del SIMCOT de Terminales Golfo

0318T4M0084 2008 2007 (1)

4. Suministro, Instalación y puesta en operación del SIMCOT de Terminales Pacífico

0318T4M0085 2008 2007 (1)

5. Infraestructura Terminales Norte 0318T4M0110 2010 n.d. n.d. 6. Infraestructura Terminales Pacífico 0318T4M0111 2009 2009 0

7. Suministro, Instalación y puesta en operación del SIMCOT de Terminales Norte

0318T4M0120 2008 2007 (1)

FUENTE: Secretaría de Hacienda y Crédito Público, Cartera de Proyectos y Programas de Inversión, 2012; Pemex Refinación, Información proporcionada mediante oficios núm. DGPR-GCG-SAOF-277-2012, DGPR-GCG-SAOF-553-2012 de fechas 23 de julio y, 17 de octubre del 2012, respectivamente.

n.d.: No disponible.

n.a.: No aplica.


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De los 5 proyectos que se tenía programado terminar para la infraestructura de producción, 1 se canceló (20.0%), 2 proyectos concluyeron conforme a lo programado (40.0%), 1 no se concluyó de acuerdo a la fecha programada (20.0%), presentando un desfase de 4 años, y del proyecto restante (20.0%) el organismo no dispuso de información referente a la fecha real de término.

Se precisó que de los 12 proyectos que se tenía programado terminar 7 pertenecen a la infraestructura para distribución, almacenamiento y reparto; y se observó que el organismo acreditó el término de 1 proyecto (14.3%) de acuerdo a la fecha programada. De los 6 proyectos restantes, 4 (57.1%) que corresponden a los números 1, 3, 4 y 7 se concluyeron anticipadamente. El organismo no dispuso de información referente a las fechas reales de término de 2 proyectos (28.6%).

Véase acción(es): 11-1-18T4M-07-0172-07-008 11-1-18T4M-07-0172-07-009

14. Rendimiento por barril de petróleo crudo procesado

En 2011, el rendimiento en las gasolinas por barril de petróleo crudo fue 33.3%, inferior en 3.6 puntos porcentuales a la meta; el de diesel de 23.5%, menor en 4.8 puntos porcentuales a la meta, y el de turbosina 4.8%, superior en 0.2 puntos porcentuales a la meta. El combustóleo, que se obtiene como residuo en la producción de petrolíferos, superó la meta límite en 5.4 puntos porcentuales. Los resultados anteriores se deben al retraso de 3 años en la terminación de la reconfiguración de la refinería Minatitlán; a paros no programados en Salina Cruz, y a retrasos en las reparaciones de dos plantas en Madero.

Con los trabajos de auditoría se precisó que en el periodo 2007-2011 los rendimientos de los principales petrolíferos disminuyeron: el de gasolinas en 1.7; el de diesel en 2.8 y en 0.4 puntos porcentuales el de turbosina. En cuanto al rendimiento de combustóleo aumentó en 2.7 puntos porcentuales.


15. Índice de intensidad energética

En 2011, se determinó que el SNR registró un índice de intensidad energética de 138.3%, lo que denota que el organismo consumió 12.4 puntos porcentuales más energía en su operación que la programada como límite, debido a los altos índices de paros no programados en las refinerías, que afectaron la utilización de unidades de proceso; además en la refinería de Minatitlán se realizaron actividades de pre arranque, puesta en operación y estabilización de plantas de proceso de la reconfiguración.

Con la revisión y análisis de los resultados del estudio de benchmarking realizado por la Compañía Solomon y los registros internos de las seis refinerías, la ASF determinó que en el periodo 2007-2011 el SNR registró un incremento de 8.0 puntos porcentuales en el consumo de energía, debido principalmente al incumplimiento del programa de reparación y rehabilitación de calderas y turbogeneradores, al exceso de calderas y turbogeneradores para dar confiabilidad al proceso productivo, al rezago tecnológico en la infraestructura de


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producción, así como a los retrasos en la terminación de proyectos de infraestructura económica encaminados a reducir el índice de intensidad energética.


16. Contenido de azufre en las gasolinas y diesel

En 2011, la gasolina magna resto del país registró un contenido de azufre de 715.1 partes por millón, lo que representó un 28.5% por debajo de límite máximo; la gasolina Premium resto del país obtuvo 26.6 partes por millón, 66.8% menor al máximo permitido; en cuanto a la gasolina magna Ultra Bajo Azufre (UBA) registró un resultado positivo al tener un 50.4% menos en azufre; asimismo, el diesel y diesel UBA registraron valores inferiores en 21.8% y 39.3%, al contenido máximo de azufre.

En el periodo 2010-2011, el contenido de azufre en las gasolina magna y premium resto del país, así como el diesel registraron disminuciones en 0.9%, 17.6% y 1.5%, respectivamente. En tanto que la gasolina magna UBA y diesel UBA registraron incrementos de 24.4% y 19.7%.

17. Índice de paros no programados

En 2011, el índice de paros no programados promedio fue de 7.0% de las horas totales por equipo en el año, superior en 4.0 puntos porcentuales a la meta límite establecida. Por refinería, se observó que en Madero registró un índice superior en 4.8 puntos porcentuales debido a salida de operación de seis plantas por altos inventarios y una planta más para corregir deficiencias de construcción; en Tula se rebasó la meta en 8.2 puntos porcentuales debido principalmente a un incidente en un tanque de carga, la reparación de una planta, la limpieza del sistema de lubricación de compresores y el mantenimiento de un compresor; en Minatitlán se superó la meta en 4.4 puntos porcentuales por las fallas que se presentaron en tres plantas, así como al mantenimiento y regeneración de otras tres plantas.

Durante el periodo 2007-2011, se observó que el índice de paros no programados aumentó en 19.6% promedio anual. Los paros no programados por causas propias crecieron en 42.4% y por causas externas 7.6% promedio anual, lo cual se reflejo en el número de mantenimientos correctivos y predictivos que se incrementaron en 8.0% y 19.1% promedio anual, respectivamente, en tanto que los mantenimientos preventivos disminuyeron en 1.6% en promedio anual.


18. Rendición de cuentas

Con la revisión de la Cuenta Pública 2011, el Quinto Informe de Gobierno y el Quinto Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012, se verificó que no se informó sobre las tareas de mantenimiento; el desempeño operativo de la empresa; la productividad; la capacidad de suministro, y la meta y el avance físico financiero de 7 de 10 proyectos establecidos en el PNI para la ampliación de la capacidad de refinación.

Véase acción(es): 11-0-18100-07-0172-07-001


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19. Capacidad de inversión

En el Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, se estableció que para este periodo se requería de una inversión de 304,107,000.01/ miles de pesos de 2011, a efecto de desarrollar 10 proyectos de infraestructura en PR.

La inversión realizada en el periodo 2007-2011 en proyectos de inversión programados en el PNI 2007-2012, se detalla en la tabla siguiente:

INVERSIÓN REALIZADA RESPECTO DE LA ESTIMADA EN EL PROGRAMA NACIONAL

DE INFRAESTRUCTURA REPORTADA EN LAS CUENTAS PÚBLICAS, 2007-2011

(Miles de pesos) 1/

Año Inversión programada

2007-2015 Inversión realizada

2007-2011 Cumplimiento

(%) Variación absoluta

Total 2007-2015 304,107,000.0 61,079,179.9 20.1 (243,027,820.1)

Subtotal del periodo 2007-2011

53,838,628.9 61,079,179.9 113.4 7,240,551.0

2007 0.0 862,448.1 n.a. n.a.

2008 1,165,604.6 917,531.5 78.7 (248,073.1)

2009 16,331,295.5 36,488,149.8 223.4 20,156,854.3

2010 20,901,466.7 10,450,338.0 50.0 (10,451,128.7)

2011 15,440,262.1 12,360,712.6 80.1 (3,079,549.5)

TMCA n.a. 94.6 n.a. n.a.

FUENTE: Presidencia de la República, Programa Nacional de Infraestructura, 2007-2012 Inversión estimada 2007-2012; Pemex Refinación, Información proporcionada mediante oficio núm. DGPR-GCG-SAOF-721-2012 del 19 de diciembre de 2012.

1/: Los montos de los recursos se actualizaron a precios de 2011 con base en el deflactor implícito del PIB.

n.a.: No aplica.

En el periodo 2007-2011 PR realizó una inversión física de 61,079,179.9 miles de pesos, que representó un avance del 20.1% respecto de lo programado para el periodo 2007-2015 y un cumplimiento del 113.4% respecto de lo programado para 2011, la cual se canalizó principalmente al desarrollo de 7 de los 10 proyectos propuestos originalmente en el PNI.


1/ El monto de inversión era de 250,500,000.0 miles de pesos, la cifra se actualizó a precios de 2011 con base en el

factor implícito del PIB.


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20. Gasto de capital

En el periodo 1999-2011 el gasto de capital se incrementó en 5.3%, en promedio anual, lo cual ocasionó que aumentara su participación en el gasto total al pasar de 25.5% en 1999 a 33.7% en 2011. El gasto corriente creció en 1.9%, en promedio anual, lo que significó una disminución de 8.2 puntos porcentuales, en su participación en el gasto total para el periodo 1999 a 2011.

Con la revisión, la ASF determinó que la participación del gasto de capital en el gasto total sobresalió en los años 2008, 2009, 2010 y 2011, en los que se registraron incrementos debido a adquisiciones correspondientes a los proyectos de reemplazo del parque vehicular de autotanques propios; el sostenimiento de la operación de las terminales Pacífico y Golfo; la rehabilitación de ductos; el combate al mercado ilícito de combustibles; los proyectos de mantenimiento de la capacidad de producción de las seis refinerías; la reconfiguración de la refinería de Minatitlán; calidad de las gasolinas; el proyecto de infraestructura para incrementar la capacidad del sistema de almacenamiento y distribución Tuxpan – México.

21. Rentabilidad

Con base en los Estados Financieros Dictaminados de 2007 y 2011, se determinó que en 2011 el organismo registró una pérdida neta de 82,424,909.0 miles de pesos, superior en 166.1% a la registrada en 2007. En el análisis del Estado de Resultados se identificó que lo anterior obedeció a que el margen de comercialización disminuyó en 81.9%, al pasar de menos 11.6% en 2007 a menos 21.1% en 2011, así como al incremento de 558.2% en su costo financiero.

De 2007 a 2011 el precio de materia prima nacional consumida se incrementó en 39.1% (146,369,602.8 miles de pesos de 2011) y la compra de productos de importación en 79.5% (149,643,788.0 miles de pesos de 2011) debido al decremento de la producción de petrolíferos ante la demanda creciente, como se presentó en los resultados 2, 3, 4 y 5 de este informe.

En el periodo 2007-2011, los intereses netos pagados se incrementaron en 6,922,254.5 miles de pesos, 74.3% más que lo pagado en 2007, lo cual se debió al incremento del costo financiero de la Cuenta Corriente que, de acuerdo a la nota 6 de los Estados Financieros Dictaminados al 31 de diciembre de 2011 de Pemex Refinación, en este concepto se “devengan los intereses calculados a partir del costo de oportunidad que reflejan las inversiones de los recursos en el mercado secundario de dinero”.

El concepto de resultados en cambio neto registró una variación de 635.1% en el costo integral de financiamiento, debido a las fluctuaciones cambiarias como consecuencia del valor del dólar americano en relación al peso.



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22. Costo por medio de transporte

Se determinó que en 2011 se erogaron 12,318.9 miles de pesos para transportar 73,616.3 miles de toneladas kilometro (MMTKM), por lo cual el costo del volumen transportado fue de 0.167 pesos por tonelada-kilometro ($/t-km). Se verificó que el costo total de transporte de petrolíferos fue inferior en 10.2% a lo programado, el de ductos en 6.7%, el de buque-tanque en 5.1% y el de carro-tanque 10.7%. En contraste, el costo de transporte por auto-tanque fue superior a la meta en 0.9%. Este incremento en los costos se debió a requerimientos realizados fuera de programa por mal tiempo, suspensión en ductos de abastecimiento a los centros de distribución por la eliminación de tomas clandestinas y diversas fallas en las plantas del Sistema Nacional de Refinación.

Los resultados de 2011 se contrastaron con los registrados en el periodo 2007-2011, y se observó que el costo de transporte por medio de ductos aumentó en 41.2%, lo cual se debió principalmente al aumento en los gastos de operación, al incremento en el uso de ductos en Cadereyta-Satélite y Brownsville-Cadereyta, y a la puesta en operación del ducto CPI-Azcapotzalco con Pemex Diesel UBA. En cuanto a los tres medios de transporte restantes, los costos disminuyeron: el de Buque-tanques en 46.9%, el de autotanque en 1.7% y el de carrotanque en 14.1%.

23. Costo de producción vs costo de importación de las gasolinas Magna y Premium

Se determinó que en 2011 el costo promedio de producción de las gasolinas Magna fue de 1,569.1 pesos por barril, superior en 1.7% al costo promedio de las importaciones que fue de 1,543.0 pesos por barril.

24. Costos de mantenimiento

Para analizar los costos de mantenimiento, se solicitaron los montos erogados por tipo de mantenimiento: preventivo, predictivo y correctivo y el número de mantenimientos. El organismo no contó con el detalle de los costos por tipo de mantenimiento, la fuente de la información entregada fue del Sistema SAP; la cual es estimada debido a que únicamente se contabiliza el tiempo efectivo de ejecución del trabajo y no considera tiempos administrativos, gestiones administrativas como permisos de trabajo entre otros. Por lo que de manera supletoria se revisaron los costos de mantenimiento desagregados en mano de obra, materiales y refacciones, contratos por terceros y otros gastos asociados como asesorías, estudios y consultorías del periodo 2009 a 2011.

En 2011, el costo total de mantenimiento fue de 6,979,000.0 miles de pesos, el 77.9% correspondió a mano de obra, el 14.0% a contratos por terceros, el 7.2% a materiales y refacciones y el 0.9% a otros gastos (asesorías, estudios y consultorías).

De 2009 a 2011 el costo total de mantenimiento aumentó en 451,415.2 miles de pesos (6.9%). Los rubros que integran el costo de mantenimiento observaron una tendencia creciente: el de mano de obra se incrementó en 9.3%, en contratos por terceros en 14.0%, y en otros gastos en 45.1%, en tanto que en materiales y suministros disminuyó en 23.1%. En el rubro de mano de obra, se registró un aumento de 896,000.0 miles de pesos, debido al


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incremento salarial autorizado en 2011 de 5.0% del costo de nomina, así como a la necesidad de realizar pagos por concepto de tiempo extra para atender los incidentes industriales. En contraste en el rubro de materiales y refacciones mostró una disminución de 94,000.0 miles de pesos.


Acciones

Recomendaciones al Desempeño

11-0-18100-07-0172-07-001.- Para que la Secretaría de Energía incluya en los documentos de rendición de cuentas las acciones y resultados relacionados con el cumplimiento de los objetivos, indicadores y metas fijados en el Plan Nacional de Desarrollo y los programas sectorial y especiales, respecto de la producción y distribución de petrolíferos. [Resultado 18]

11-1-18T4M-07-0172-07-001.- Para que Pemex Refinación efectúe un estudio a fin de determinar los factores que han impactado en el incremento de las importaciones de gasolinas en los últimos 20 años, que se comparen esos resultados con empresas de clase mundial y que, con base en los resultados, diseñe e implemente una estrategia para aumentar la producción nacional. [Resultado 2]

11-1-18T4M-07-0172-07-002.- Para que Pemex Refinación efectúe un estudio a fin de determinar los factores que han impactado en el incremento de las importaciones de diesel en los últimos 20 años, que se comparen esos resultados con empresas de clase mundial y que, con base en los resultados, diseñe e implemente una estrategia para aumentar la producción nacional. [Resultado 3]

11-1-18T4M-07-0172-07-003.- Para que Pemex Refinación establezca un sistema de control y registro a efecto de disponer de información sobre el destino de los volúmenes excedentes de diesel, con el fin de permitir la transparencia y rendición de cuentas. [Resultado 3]

11-1-18T4M-07-0172-07-004.- Para que Pemex Refinación establezca un sistema para el registro y generación de información sobre el uso del volumen importado de combustóleo, con el fin de permitir la transparencia y rendición de cuentas. [Resultado 5]

11-1-18T4M-07-0172-07-005.- Para que Pemex Refinación desarrolle y someta para aprobación del Consejo de Administración un programa de acciones orientado a incrementar la capacidad utilizada para procesamiento de crudo, con el fin de aumentar la producción de petrolíferos de alto valor agregado (gasolinas, diesel y turbosina) para disminuir las importaciones de estos combustibles. [Resultado 6]

11-1-18T4M-07-0172-07-006.- Para que Pemex Refinación desarrolle y someta a aprobación de su Consejo de Administración un programa de acciones con el fin de alcanzar los beneficios esperados con la reconfiguración de las refinerías de Cadereyta y Madero, con el


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fin de procesar un mayor volumen de petróleo crudo pesado y elevar la producción de petrolíferos de alto valor agregado (gasolinas, diesel y turbosina). [Resultado 7]

11-1-18T4M-07-0172-07-007.- Para que Pemex Refinación establezca un sistema para el registro y generación de información clara, confiable, oportuna y suficiente sobre los proyectos establecidos en los programas sectoriales y especiales correspondientes que permitan la transparencia y rendición de cuentas. [Resultado 12]

11-1-18T4M-07-0172-07-008.- Para que Pemex Refinación realice las gestiones necesarias a efecto de mejorar sus sistemas y procesos de planeación, inversión y control, con el fin de iniciar y terminar los proyectos de infraestructura con oportunidad y dentro del tiempo planeado. [Resultado 13]

11-1-18T4M-07-0172-07-009.- Para que Pemex Refinación establezca sistemas de control interno con objeto de disponer de información clara, confiable, oportuna y suficiente, con acceso ágil y sencillo sobre el inicio y término de los proyectos de infraestructura que permita la transparencia y rendición de cuentas. [Resultado 13]

11-1-18T4M-07-0172-07-010.- Para que Pemex Refinación elabore y someta a su Consejo de Administración un programa de acciones orientado a incrementar la productividad en el rendimiento por barril de petróleo crudo procesado en el Sistema Nacional de Refinación, a fin de obtener más gasolinas, diesel y turbosina. [Resultado 14]

11-1-18T4M-07-0172-07-011.- Para que Pemex Refinación diseñe y opere un programa de acción orientado a disminuir el índice de intensidad energética, con el fin de que el organismo mejore su desempeño operativo. [Resultado 15]

11-1-18T4M-07-0172-07-012.- Para que Pemex Refinación realice un estudio con el fin de determinar las causas por las que aun cuando se han incrementado las órdenes de mantenimiento no se ha logrado reducir el índice de paros no programados en el Sistema Nacional de Refinación y, con base en los resultados obtenidos, adopte un plan de acción con objeto de disminuir los paros no programados e incrementar la producción de gasolinas y diesel. [Resultado 17]

11-1-18T4M-07-0172-07-013.- Para que Pemex Refinación realice las gestiones necesarias a efecto de cumplir con las inversiones establecidas en los Programas Sectoriales y los Programas Especiales que resulten aplicables al organismo. [Resultado 19]

11-1-18T4M-07-0172-07-014.- Para que Pemex Refinación efectúe un estudio sobre los cambios estructurales que se requieren realizar en el organismo, a efecto de que se proponga al órgano de gobierno un plan de acción que permita mejorar la situación económica del organismo. [Resultado 21]

11-1-18T4M-07-0172-07-015.- Para que Pemex Refinación fortalezca el sistema Systems, Aplications and Products (SAP) con el fin de generar los registros de costo por tipo de mantenimiento desagregados por concepto, que coadyuve a la toma de decisiones, a la transparencia, a la programación con base en resultados, a la evaluación y rendición de cuentas. [Resultado 24]


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Resumen de Observaciones y Acciones

Se determinó(aron) 15 observación(es), de la(s) cual(es) 1 fue(ron) solventada(s) por la entidad fiscalizada antes de la integración de este informe. La(s) 14 restante(s) generó(aron): 16 Recomendación(es) al Desempeño.

Dictamen: negativo

La auditoría se practicó sobre la información proporcionada por la entidad fiscalizada, de cuya veracidad es responsable; fue planeada y desarrollada de acuerdo con el objetivo y alcance establecidos, y se aplicaron los procedimientos de auditoría, que se estimaron necesarios. En consecuencia, existe una base razonable para sustentar el presente dictamen, que se refiere sólo a las operaciones revisadas.

La Auditoría Superior de la Federación considera que en términos generales el desempeño de Pemex Refinación no cumplió con las disposiciones normativas aplicables a elevar la transformación de hidrocarburos de manera sustentable mediante el desarrollo, la operación y el mantenimiento de la infraestructura para la producción y distribución de petrolíferos, como se precisa en los resultados que se presentan en el apartado correspondiente de este informe.

En 2011, la producción de gasolinas fue de 400.3 MBD y de diesel de 273.6 MBD, volúmenes inferiores en 5.4% y 5.5% a los registrados en 2010, lo que reflejó una disminución en la transformación de petróleo crudo para la producción de petrolíferos. Esta situación fue constante en los últimos 20 años: en el periodo de 1992-2011, en la producción de gasolinas se registró una disminución de 0.7%, con un incremento de 65.9% en la demanda, lo que originó que las importaciones crecieran 3.5 veces; y la producción de diesel disminuyó en 1.5%, con una demanda que aumentó en 71.0%, lo cual ocasionó que de ser autosuficientes en 1992 se importaran 135.5 MBD en 2011.

La demanda interna de petrolíferos se satisfizo al 100.0% con importaciones crecientes, principalmente en gasolinas, las cuales incrementaron su participación en la cobertura de la demanda en 32.1 puntos porcentuales, al pasar de 18.0% en 1992 a 50.1% en 2011, porcentaje superior en 10.1 puntos porcentuales al límite de 40.0% establecido en el Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012. Los análisis de prospectiva indican que para 2030 el país importará el 61.2% de las gasolinas consumidas en el país.

Para incrementar la producción de petrolíferos y disminuir las importaciones, se programó concluir 3 proyectos al cierre de 2011, los cuales no entraron en operación conforme a lo programado. Las reconfiguraciones de las refinerías Cadereyta y Madero previstas para aumentar la producción no obtuvieron los resultados esperados: en la primera refinería el procesamiento de crudo pesado disminuyó en 2.7% y en la segunda en 14.6%.

En cuanto a la capacidad instalada en operación, se determinó que en 2011 se utilizó en 69.0%, 11.4 puntos porcentuales menos que la meta y 14.0 puntos porcentuales menos que la utilizada en 2007. El desempeño operativo de la infraestructura utilizada reflejó que el rendimiento de gasolinas y diesel por barril de crudo procesado fue inferior en 9.8% y 17.0% a las metas establecidas para 2011 y en 4.9% y 10.6% a lo obtenido en 2007.


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Los resultados anteriores reflejan la necesidad de que Pemex Refinación realice un diagnóstico sobre su infraestructura, y con base en los resultados obtenidos, adopte las medidas necesarias para mejorar el aprovechamiento de los hidrocarburos con una gestión operativa más eficiente basada en estándares internacionales a fin de revertir la tendencia creciente de las importaciones y con ello garantizar la seguridad energética futura del país.

Apéndices

Procedimientos de Auditoría Aplicados

1. Evaluar el diseño de indicadores en materia de infraestructura de producción y distribución de petrolíferos, por medio del estudio general de la documentación sobre el desarrollo, operación y mantenimiento sujeta a revisión.

2. Determinar la satisfacción de la demanda presente y futura de petrolíferos, con base en el análisis de los componentes de la oferta y su participación en la atención de la demanda.

3. Precisar la capacidad disponible para la producción; los resultados de la reconfiguración y la capacidad para el transporte y almacenamiento de petrolíferos, con base en un comparativo entre el volumen producido, transportado y almacenado respecto de la capacidad instalada.

4. Evaluar el cumplimiento de metas del Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 con base en el análisis del avance en el desarrollo de cada uno de los proyectos de inversión establecidos.

5. Constatar la oportunidad en el desarrollo de infraestructura de producción y distribución de petrolíferos, mediante el análisis de la documentación que sustenta el inicio y conclusión de los proyectos.

6. Evaluar la eficiencia en la operación de la infraestructura mediante el análisis de la información sobre el rendimiento por barril de petróleo crudo procesado, el índice de intensidad energética y el contenido de azufre en las gasolinas y el diesel.

7. Evaluar la eficiencia en el mantenimiento de la infraestructura de petrolíferos, con la relación entre el índice de paros no programados y el cumplimiento de los programas de mantenimiento.

8. Verificar la aplicación del criterio de rendición de cuentas en el cumplimiento de los objetivos y prioridades fijados en la planeación nacional, así como de los resultados de las acciones previstas sexenal y anualmente.

9. Determinar la economía en el desarrollo de la infraestructura de petrolíferos, con base en los análisis comparativos entre la inversión requerida para el desarrollo de los proyectos de inversión establecidos en el Programa Nacional de Infraestructura 2007-


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2012 y la inversión ejercida para el desarrollo de esos proyectos, así como de la evolución entre el gasto de capital y el gasto total ejercidos.

10. Evaluar la economía en la operación del organismo mediante el análisis de la rentabilidad de Pemex Refinación, el costo de transporte y el comparativo entre los costos de producción e importación de gasolinas.

11. Constatar, con base en un análisis de costos, que el mantenimiento de la infraestructura de petrolíferos se realizó con el criterio de economía.

Áreas Revisadas

Las subdirecciones de Proyectos; de Almacenamiento y Reparto; de Producción; de Distribución; Comercial; de Finanzas y Administración, y de Planeación, Coordinación y Evaluación de PR.

Disposiciones Jurídicas y Normativas Incumplidas

Durante el desarrollo de la auditoría practicada, se determinaron incumplimientos de las leyes, reglamentos y disposiciones normativas que a continuación se mencionan:

1. Presupuesto de Egresos de la Federación: Estrategia programática de Pemex Refinación

2. Ley General de Contabilidad Gubernamental: Art. 19, Frac. VI.

3. Ley de Planeación: Art. 32.

4. Otras disposiciones de carácter general, específico, estatal o municipal: Programa Sectorial de Energía 2007-2012, Primera línea de acción de la estrategia I.2.4., Objetivo I.3., estrategia I.3.7, Segunda línea de acción de la estrategia I.3.7.; Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012, segunda meta del apartado 3.10 Infraestructura de Refinación, Gas y Petroquímica, Anexo A; Acuerdo por el que se emiten las Disposiciones en Materia de Control Interno, Art. 14, Frac. I; Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de los Organismos Subsidiarios 2010-2024, Estrategia 11 del Reto núm. 4, Reto 12; Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2008-2012, Objetivo 7, 17 y 18; Reglamento Interior de la Secretaría de Energía, Art. 8, Frac. VIII y IX.

Fundamento Jurídico de la ASF para Promover Acciones

Las facultades de la Auditoría Superior de la Federación para promover las acciones derivadas de la auditoría practicada, encuentran su sustento jurídico en las disposiciones siguientes:

Artículo 79, fracción II, párrafos tercero y quinto y fracción IV, párrafos primero y penúltimo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.


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Artículos 6, 12, fracción IV; 13, fracciones I y II; 15, fracciones XIV, XV y XVI; 32; 39; 49, fracciones I, II, III y IV; 55; 56, y 88, fracciones VIII y XII, de la Ley de Fiscalización y Rendición de Cuentas de la Federación.

Comentarios de la Entidad Fiscalizada

Es importante señalar que la documentación proporcionada por la entidad fiscalizada para aclarar o justificar los resultados y las observaciones presentadas en las reuniones fue analizada con el fin de determinar la procedencia de eliminar, rectificar o ratificar los resultados y las observaciones preliminares determinadas por la Auditoría Superior de la Federación, y que se presentó a esta entidad fiscalizadora para los efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado.

En los resultados 2, 3 y 6, la entidad fiscalizada informó que, con la finalidad de incrementar la productividad de Pemex Refinación y permitir la corrección de los problemas operativos, administrativos y estructurales, el Director General de Petróleos Mexicanos en la sesión 821, de fecha 14 de diciembre de 2010, mediante Acuerdo Ca-147-2010, sometió a conocimiento del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos, el esquema para mejorar el desempeño operativo de las refinerías denominado Transformación Integral para la Eficiencia y Mejora Permanente de la Operación “TIEMPO”.

En el resultado 5, la entidad fiscalizada determinó que todas las transacciones comerciales entre la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Pemex Refinación (PXR) relacionadas con el Combustóleo Pesado (CoPe) están regidas por el Contrato de Compraventa de Combustóleo Pesado, firmado por ambas entidades y vigente, fechado el 01 de enero de 2004.

Estableció que el producto importado a petición de CFE es entregado directamente en sus instalaciones y en ningún momento pasa a formar parte de los inventarios de Pemex Refinación.

Finalmente manifestó que, la Gerencia de Ventas al Mayoreo a petición de CFE, de acuerdo a lo estipulado en el Contrato de Compraventa de Combustóleo Pesado vigente, gestiona al interior de Pemex Refinación la solicitud de importación presentada por el cliente, sin embargo, la autorización de la misma, no es competencia de dicha Gerencia.

En el resultado 7, el organismo informó que en la Refinería de Cadereyta se están implementando acciones para elevar el volumen de la producción de gasolinas, diesel y turbosina mediante la programación de la modernización de la planta Catalítica No.1, cambios de catalizadores de las plantas Hidrodesulfuradoras U-700-1 y U-800, así como instalar válvulas deslizantes para los Tambores de la Planta Coquizadora.

En el resultado 14, PR señaló que con el propósito de revertir los resultados de 2011 referente a los rendimientos de los productos petrolíferos, se están implementando diversas acciones de mejora para dar solución a aquellos factores externos que impactan a este indicador, adicionalmente se cuenta con el Programa de Mejora de Desempeño Operativo (MDO) que dentro de sus alcances es mejorar los rendimientos petrolíferos.


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Respecto al resultado 15, el organismo determinó que el SNR, no utilizó mayor consumo de energía para la producción respecto de la estimada en 2011, debido a que el consumo de energía no es directamente proporcional al volumen de producción y que las plantas para mantener una operación estable aun con baja carga debido a factores externos utilizan marginalmente el mismo consumo de energía (vapor, energía eléctrica, gas combustible), operando a su capacidad plena, lo que se podría interpretar como un dispendio de energía o ineficiencia en el proceso, es por ello que para el cálculo de este índice según la metodología Solomon, como punto de referencia se utiliza como denominador un valor de energía estándar internacional de proceso.

Se determinó también que, el principal factor externo que impacta en el índice de intensidad de energía es el índice de paros no programados que origina una disminución en la utilización de las plantas de proceso. Con el propósito de revertir los resultados del 2011, referente a la intensidad de energía se están implementando diversas acciones de mejora para dar solución a aquellos factores externos que impactan a este indicador, adicionalmente al Programa de Mejora de Desempeño Operativo (MDO) se implementa el Programa Pemex Confiabilidad.

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