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“Infraestructura para Producción y Distribución de Gas y Petroquímicos Básicos”. FUENTE: Pemex-tv/Documental-gas-y-petroquímica. Cuenta Pública 2011 . 1. Contenido. Contexto Política pública Universal conceptual Resultados Dictamen Acciones emitidas Impacto de la Auditoría

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Presentation Transcript
slide1

“Infraestructura para Producción

y Distribución de Gas y Petroquímicos Básicos”

FUENTE: Pemex-tv/Documental-gas-y-petroquímica

Cuenta Pública 2011

1

slide2

Contenido

Contexto

Política pública

Universal conceptual

Resultados

Dictamen

Acciones emitidas

Impacto de la Auditoría

Consecuencias sociales

2

slide4

I. Contexto

PEP extrae de los yacimientos gas asociado y no asociado para su procesamiento, y lo envía a PGPB.

FUENTE: Pemex-tv/Documental-gas-asociado

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.

PEP: Pemex Exploración y Producción.

4

slide5

I. Contexto

El gas asociado requiere un proceso de absorción, PGPB eli-mina los líquidos y obtiene gas natural, gas licuado y petroquí-micos básicos.

Planta de Absorción

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.

5

slide6

I. Contexto

El gas no asociado no requiere ningún proceso y se envía a venta por gasoductos de PEP a PGPB.

Yacimiento de gas no asociado

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.

PEP: Pemex Exploración y Producción.

6

slide7

I. Contexto

Terminal de almacenamiento de gas LP

PGPB produce gas licuado de petróleo (LP) y los particulares se encargan del transporte, al-macenamiento y reparto.

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.

7

slide8

I. Contexto

La producción de petroquímicos básicos obtenida por PGPB se envía a PPQ para su procesa-miento.

PGPB: Pemex Gas y Petroquímica Básica.

PPQ: Pemex Petroquímica.

8

slide9

I. Contexto

Para producir gas y petroquímicos básicos PGPB contó con 9 Com-plejos Procesadores de Gas (CPG).

En 2011, la capacidad de los 9 CPG fue de 5,749.4 MMPCD.

Complejo Procesador de Gas

MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

9

slide10

I. Contexto

PGPB participa en el transporte a gran escala de gas natural.

Contó con 9,032 km de gaso-ductos y una capacidad de 5,102.0 MMPCD.

MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

10

slide11

I. Contexto

Problemática 1994-2010

Crecimiento sostenido en la producción de gas natural.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL

(Millones de pies cúbicos diarios)

La producción de gas natural aumentó en 2.1%, promedio anual, al pasar de 2,631.9 a 3,767.4 MMPCD.

MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

11

slide12

I. Contexto

Problemática 1994-2010

Inconsistencia en los niveles de producción de gas licuado.

PRODUCCIÓN DE GAS LICUADO

(Miles de barriles diarios)

La producción de gas licuado disminuyó 0.6%, en promedio anual, al pasar de 201.1 en 1994 a 184.1 MBD en 2010.

MBD: Miles de barriles diarios.

12

slide13

I. Contexto

Problemática 1994-2010

Comportamiento de la demanda y oferta de gas natural.

OFERTA-DEMANDA DE GAS NATURAL

(Millones de pies cúbicos diarios)

La demanda nacional de gas na-tural creció 4.1% en promedio anual, superior en 0.4 puntos porcentuales a la oferta.

ON: Oferta Nacional.

DN: Demanda Nacional.

13

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I. Contexto

Problemática 1994-2010

El incremento de la producción de gas natural no satisfizo la de-manda, por lo que se recurrió a importaciones crecientes.

PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE GAS NATURAL

(Millones de pies cúbicos diarios)

Las importaciones de gas natu-ral crecieron en 9.5%, en pro-medio anual, al pasar de 125.1 a 535.8 MMPCD.

MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

I: Importaciones P: Producción

14

slide15

I. Contexto

Problemática 1994-2010

Comportamiento de la oferta y demanda de gas licuado.

OFERTA-DEMANDA DE GAS LICUADO

(Miles de barriles diarios)

La demanda nacional de gas li-cuado creció 0.7% y la oferta nacional disminuyó (1.1)% en promedio anual.

ON: Oferta Nacional.

DN: Demanda Nacional.

15

slide16

I. Contexto

Problemática 1994-2010

La producción de gas licuado no satisfizo la demanda, por lo que se recurrió a importaciones crecientes.

PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE GAS LICUADO

(Miles de barriles diarios)

Las importaciones de gas licua-do crecieron en 6.0%, en pro-medio anual, al pasar de 31.3 a 79.0 MBD.

MBD: Miles de barriles diarios.

I: Importaciones P: Producción

16

slide18

II. Política Pública

Mandato

Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Artículo 27.

La producción y distribución de gas y petroquímicos básicos son actividades exclusivas de la Na-ción.

18

slide19

II. Política Pública

Mandato

Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Artículo 3, fracción III.

A PGPB le corresponde el pro-cesamiento, transporte y comer-cialización de gas y petroquímicos básicos.

FUENTE: Pemex-tv/Documental-gas-y-petroquímica

19

slide20

II. Política Pública

Mandato

Ley de Petróleos Mexicanos.

.

Fortalecer y modernizar a la in-dustria petrolera mexicana y ga-rantizar la seguridad energética.

20

slide21

II. Política Pública

Mandato

Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND).

.

Asegurar el suministro de los in-sumos energéticos que deman-dan los consumidores.

21

slide22

II. Política Pública

Mandato

Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 (PNI).

.

Incrementar la infraestructura de procesamiento y transporte de gas y petroquímicos.

22

slide23

II. Política Pública

Mandato

Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PROSENER).

Elevar la transformación de hi-drocarburos de manera susten-table, para asegurar la satis-facción de la demanda presente y futura.

23

slide24

II. Política Pública

Mandato

Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PROSENER).

.

Fomentar el desarrollo de la in-fraestructura necesaria para la producción de gas y petroquími-cos básicos.

24

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III. Universal Conceptual

Hilos conductores

  • Sustentabilidad
  • 2. Desarrollo
    • 3. Operación
    • 4. Mantenimiento

26

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 1. Sustentabilidad
  • 2. Desarrollo
    • 3. Operación
    • 4. Mantenimiento

28

slide29

IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 1. Sustentabilidad
  • 1.1 Satisfacción de la demanda
  • 1.2 Prospectiva

29

slide30

IV. Resultados

1.1 Satisfacción de la demanda

PEF 2011: Incrementar la producción de gas natural para satis-facer la demanda interna.

OFERTA-DEMANDA DE GAS NATURAL

(Millones de pies cúbicos diarios)

En 2011, el índice de satisfa-cción de la demanda de gas na-tural fue de 100.0%.

PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación.

30

slide31

IV. Resultados

1.1 Satisfacción de la demanda

PEF 2011: Incrementar la producción de gas natural para satis-facer la demanda interna.

ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS NATURAL

(Porcentaje)

La producción de gas natural en la atención de la demanda total fue de 85.9% y el 14.1% con importaciones.

14.1%

85.9%

PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación.

31

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IV. Resultados

1.1 Satisfacción de la demanda

PROSENER 2007-2012: Elevar la transformación de hidrocarburos.

PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE GAS NATURAL

(Millones de pies cúbicos diarios)

Durante el periodo 1994-2011, la producción interna se incre-mentó 2.1% y las importaciones 11.5% en promedio anual.

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.

32

slide33

IV. Resultados

1.1 Satisfacción de la demanda

PEF 2011: Incrementar la producción de gas licuado para satis-facer la demanda interna.

OFERTA-DEMANDA DE GAS LICUADO

(Millones de barriles diarios)

En 2011, el índice de satisfa-cción de la demanda de gas li-cuado fue de 100.0%

PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación.

33

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IV. Resultados

1.1 Satisfacción de la demanda

PEF 2011: Incrementar la producción de gas licuado para satis-facer la demanda interna.

ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE GAS LICUADO

(Porcentaje)

La participación de la oferta na-cional de gas licuado en la aten-ción de la demanda total fue de 68.2% y el 31.8% con impor-taciones.

31.8%

68.2%

PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación.

34

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IV. Resultados

1.1 Satisfacción de la demanda

PROSENER 2007-2012: Elevar la transformación de hidrocarburos.

PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE GAS LICUADO

(Miles de barriles diarios)

Durante el periodo 1994-2011, la producción interna se redujo en 1.1%, y las importaciones in-crementaron 5.9% en promedio anual.

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.

35

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 1. Asegurar el suministro de gas
  • 1.1 Satisfacción de la demanda
  • 1.2 Prospectiva

36

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IV. Resultados

1.2 Prospectiva

PROSENER (2007-2012): Elevar la transformación de hidrocar-buros, asegurando la demanda presente y futura.

PROSPECTIVA DE GAS NATURAL,2030

(Millones de pies cúbicos diarios)

  • La ASF estimó que para 2030, la demanda nacional será de 9,159.7 MMPCD lo que implicará importar el 44.2% (4,047.3 MMPCD).

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.

MMPCD: Millones de pies cúbicos

37

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IV. Resultados

1.2 Prospectiva

PROSENER (2007-2012): Elevar la transformación de hidrocar-buros, asegurando la demanda presente y futura.

PROSPECTIVA DE GAS LICUADO,2030

(Miles de barriles diarios)

La ASF estimó que para 2030, la demanda nacional será de 299.2 MBD, lo que implicará importar el 45.2% (135.4 MBD).

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.

MBD: Miles de barriles diarios.

38

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IV. Resultados

1.2 Prospectiva

PROSENER (2007-2012): Elevar la transformación de hidrocar-buros, asegurando la demanda presente y futura.

Las estimaciones realizadas por la ASF muestran que, ceterispa-ribus, la atención de la demanda de gas natural y licuado depen-deráde importaciones crecientes, lo cual podría poner en riesgo la seguridad energética.

39

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 1. Sustentabilidad
  • 2. Desarrollo
    • 3. Operación
    • 4. Mantenimiento

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 2. Desarrollo
  • 2.1 Infraestructura de producción
  • 2.2 Infraestructura de transporte
  • 2.3 Metas del PNI
  • 2.4 Capacidad de inversión

41

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IV. Resultados

2.1 Infraestructura de producción

PROSENER 2007-2012: Tener capacidad suficiente para la pro- ducción de gas.

UTILIZACIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA

(Porcentajes)

En 2011, PGPB registró una uti-lización de 78.0% en la capaci-dad instalada de producción, in-ferior en 1.3 p.p. a la meta ori-ginal de 79.3%.

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.

p.p. Puntos porcentuales.

42

slide43

IV. Resultados

2.1 Infraestructura de producción

PROSENER 2007-2012: Tener capacidad suficiente para la pro- ducción de gas.

UTILIZACIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA

(Porcentajes)

En el periodo 2007-2011 PGPB registró un aumento de 2.3 p.p. en la utilización de la capacidad instalada.

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.

p.p. Puntos porcentuales.

43

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 2. Desarrollo
  • 2.1 Infraestructura de producción
  • 2.2 Infraestructura de transporte
  • 2.3 Metas del PNI
  • 2.4 Capacidad de inversión

44

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IV. Resultados

2.2 Infraestructura de transporte

ETA: Un sistema de transporte se encuentra saturado cuando se tiene una capacidad disponible menor al 10.0%.

INDICE DE UTILIZACIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA PARA EL TRANSPORTE DE GAS NATURAL

(Porcentaje)

En 2011, el índice de utilización de la capacidad instalada fue menor al 10% del límite de res-paldo operativo y de flexibilidad.

ETA: Estrategia de Transporte y Almacenamiento.

SNG: Sistema Nacional de Gasoductos.

45

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IV. Resultados

2.2 Infraestructura de transporte

PROSENER2007-2012: Dar respaldo operativo y flexibilidad al Sistema Nacional de Gasoductos (SNG).

MARGEN DE CAPACIDAD DE TRANSPORTE DEL SNG

(Millones de pies cúbicos diarios)

CAPACIDAD DISPONIBLE

En el periodo 2007-2011, el margen de la capacidad dis-ponible de transporte de gas se redujo de 16.9% a 9.0%.

PROSENER: Programa Sectorial de Energía.

46

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 2. Desarrollo
  • 2.1 Infraestructura de producción
  • 2.2 Infraestructura de transporte
  • 2.3 Metas del PNI
  • 2.4 Capacidad de inversión

47

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IV. Resultados

2.3 Metas del PNI

PNI (2007-2012): Aumentar la capacidad de procesamiento y transporte de gas natural.

En el PNI se programó que PGPB desarrollara 13 proyectos de infraestructura, 7 para incre-mentar capacidad de procesa-miento y 6 para transporte.

PNI: Programa Nacional de Infraestructura.

48

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IV. Resultados

2.3 Metas del PNI

PNI (2007-2012): Aumentar la capacidad de procesamiento de gas natural.

En 2011, se concluyó la cons-trucción de las plantas criogé-nicas 5 y 6, en Burgos con ca-pacidad total de 700 MMPCD.

FUENTE: Pemex-tv/Documenta-inauguración-criogénicas

PNI: Programa Nacional de Infraestructura.

MMPCD: Millones de pies cúbicos diarios.

49

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IV. Resultados

2.3 Metas del PNI

PNI (2007-2012): Aumentar la capacidad de procesamiento de gas natural.

En 2011, el proyecto “Incre-mento del proceso de gas hú-medo dulce en Poza Rica” pre-sentó un avance físico de 85.0%.

PNI: Programa Nacional de Infraestructura.

50

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IV. Resultados

2.3 Metas del PNI

PNI (2007-2012): Aumentar la capacidad de procesamiento de gas natural.

En 2007-2011, se cancelaron 5 proyectos de los 7 previstos para aumentar la capacidad de pro-cesamiento de gas natural.

PNI: Programa Nacional de Infraestructura.

51

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IV. Resultados

2.3 Metas del PNI

PNI (2007-2012): Aumentar la capacidad de transporte de gas natural.

En 2007-2011, se cancelaron los 6 proyectos previstos para au-mentar la capacidad de trans-porte.

PNI: Programa Nacional de Infraestructura.

52

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 2. Desarrollo
  • 2.1 Infraestructura de producción
  • 2.2 Infraestructura de transporte
  • 2.3 Metas del PNI
  • 2.4 Capacidad de inversión

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slide54

IV. Resultados

2.4 Capacidad de inversión

PNI 2007-2012:Inversión de 54,994.2 millones de pesos parael desarrollo de 13 proyectos de infraestructura en PGPB.

INVERSIÓN REALIZADA RESPECTO A LA INVERSIÓN ESTIMADA EN 2011

(Porcentaje)

EJECUCIÓN DE 2 PROYECTOS PNI

En 2007-2011, PGPB realizó una inversión física de 12,246 millo-nes de pesos, lo que representó un avance del 22.3% de lo programado.

PNI: Programa Nacional de Infraestructura.

54

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 1. Sustentabilidad
  • 2. Desarrollo
    • 3. Operación
    • 4. Mantenimiento

55

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 3. Operación
  • 3.1 Rentabilidad

56

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IV. Resultados

3.1 Rentabilidad

PEO 2008-2012:Mejorar los resultados financieros.

Resultados Financieros

(Millones de pesos de 2011)

En 2011, PGPB no mejoró sus resultados financieros, el ren-dimiento neto fue de 965.3 mi-llones de pesos, inferior en 83.9% respecto de 2007.

PEO: Programa para Incrementar

la Eficiencia Operativa.

57

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IV. Resultados

3.1 Rentabilidad

PEO 2008-2012:Mejorar los resultados financieros.

Margen de Comercialización

(Miles de pesos de 2011)

El bajo rendimiento neto se de-bió al decremento del 14.4% del margen de comercialización.

16,445.7

PEO: Programa para Incrementar

la Eficiencia Operativa.

58

slide59

IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 1. Sustentabilidad
  • 2. Desarrollo
    • 3. Operación
    • 4. Mantenimiento

59

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 4. Mantenimiento
  • 4.1 Paros no programados
  • 4.2 Costos de mantenimiento

60

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IV. Resultados

4.1 Paros no programados

PNPM 2010-2024: Implantar un programa para alcanzar la exce-lencia operativa e incrementar la confiabilidad de equipos.

Índice de Paros no Programados en 2011

(Porcentaje)

LÍMITE

En 2011, el índice de paros no programados fue de 0.73%, por lo que no rebasó el límite de 1.0%.

PNPM: Plan de Negocios de PEMEX.

61

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IV. Resultados

Hilos Conductores

  • 4. Mantenimiento
  • 4.1 Paros no programados
  • 4.2 Costos de mantenimiento

62

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IV. Resultados

4.2 Costos de mantenimiento

PNPM 2010-2024: Dar mantenimiento a estructuras actuales para lograr optimización de los costos.

OPTIMIZACIÓN DE COSTOS EN MANTENIMIENTO PREDICTIVO

(miles de pesos)

En 2011, el costo promedio de mantenimiento predictivo fue in-ferior en 13.2% a lo progra-mado.

PNPM: Plan de Negocios de PEMEX.

63

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IV. Resultados

4.2 Costos de mantenimiento

PNPM 2010-2024: Dar mantenimiento a estructuras actuales para lograr optimización de los costos.

OPTIMIZACIÓN DE COSTOS EN MANTENIMIENTO PREVENTIVO

(miles de pesos)

En 2011, el costo promedio de mantenimiento preventivo fue inferior en 21.4%, a lo progra-mado.

PNPM: Plan de Negocios de PEMEX.

64

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IV. Resultados

4.2 Costos de mantenimiento

PNPM 2010-2024: Dar mantenimiento a estructuras actuales para lograr optimización de los costos.

OPTIMIZACIÓN DE COSTOS EN MANTENIMIENTO CORRECTIVO

(Miles de pesos)

En 2011, el costo promedio de mantenimiento correctivo fue inferior en 33.8%, a lo progra-mado.

PNPM: Plan de Negocios de PEMEX.

65

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V. Dictamen

Con Salvedad

La ASF considera que el desempeño de PGPB cumplió con las disposiciones normativas aplicables a elevar la transformación de hidrocarburos mediante el desarrollo, la operación y el manteni-miento de la infraestructura para la producción y distribución de gas y petroquímicos básicos, excepto por:

67

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V. Dictamen

Salvedades

SNG operó al 91.0% de la ca-pacidad instalada y el límite de reserva fue inferior al estable-cido.

68

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V. Dictamen

Salvedades

PGPB desarrolló 2 de los 13 proyectos de infraestructura del PNI 2007-2012, logrando el 45.5% de la meta de incorporar capacidad de producción.

69

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VI. Acciones Emitidas

Se formularon seis observacio-nes que generaron seis reco-mendaciones al desempeño.

71

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VII. Impacto de la Auditoría

Las acciones emitidas por la ASF se orientan a:

Ampliar la infraestructura de producción y transporte de gas natural.

73

slide74

VII. Impacto de la Auditoría

Mejorar los sistemas y procesos de planeación, inversión y con-trol de proyectos de infraes-tructura.

74

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VII. Impacto de la Auditoría

Cumplir con las inversiones esta-blecidas en los programas secto-riales y especiales.

75

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VII. Impacto de la Auditoría

Operar el sistema de forma se-gura y mejorar su productividad conforme a los estándares inter-nacionales.

76

slide77

VII. Impacto de la Auditoría

Disminuir los gastos generales para mejorar la situación eco-nómica.

77

slide78

VII. Impacto de la Auditoría

Contribuir a satisfacer la de-manda interna presente y futu-ra de gas y petroquímicos bási-cos.

78

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VIII. Consecuencias Sociales

En 2011, el SNG operó sin el respaldo operativo requerido porque su capacidad utilizada se encontraba por arriba del estándar de se-guridad y, porque desarrolló 2 de los 13 proyectos de infraestructura del PNI 2007-2012, lo cual implica limitaciones en el transporte de hidrocarburos para contribuir a satisfacer la demanda interna pre-sente y futura de hidrocarburos y sus derivados.

80