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Cuenta Pública 2011 172Infraestructura para producción y distribución de petrolíferos 11 Fuente: pemex-tv/nueva-refinería.

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1 Cuenta Pública 2011 172Infraestructura para producción y distribución de petrolíferos 11 Fuente: pemex-tv/nueva-refinería

2 22 I.Contexto II.Política pública III.Universal conceptual IV.Resultados V.Dictamen VI.Acciones emitidas VII.Impacto de la Auditoría VIII.Consecuencias Sociales Contenido

3 I. Contexto 33

4 PR procesa el petróleo crudo que PEP extrae de los yacimien- tos para convertirlo en gasolinas magna y premium, diesel, tur- bosina y otros petrolíferos. I. Contexto PR: Pemex Refinación. PEP: Pemex Exploración y Producción. 44 Fuente: pemex-tv/refinación

5 PR: Pemex Refinación. MBD: Miles de barriles diarios. En 2011, PR contó con 6 refine- rías, con una capacidad de pro- ducción de 1,585.6 MBD. Infraestructura para producción de petrolíferos. 55 I. Contexto

6 En 2011, contaba con 15 termi- nales marítimas; 5,197 km de oleoductos; 8,835 km de poli- ductos, y 77 terminales de al- macenamiento. 66 Infraestructura para distribución de petrolíferos. I. Contexto

7 El volumen de crudo procesado disminuyó en 8.2%, al pasar de 1,289.5 MBD en 1992 a 1,184.1 MBD en 2010. MBD: Miles de barriles diarios. 77 VOLUMEN DE CRUDO PROCESADO (Miles de barriles diarios) Las refinerías redujeron su productividad por el rezago tecnoló- gico y la insuficiente inversión para su modernización. Problemática 1992-2010 I. Contexto

8 La capacidad instalada de refi- nación creció en 1.3% al pasar de 1,520.0 MBD en 1992 a 1,540.0 MBD en 2010. MBD: Miles de barriles diarios. 88 CAPACIDAD INSTALADA (Miles de barriles diarios) La capacidad instalada de refinación se mantuvo sin variaciones sustantivas. Problemática 1992-2010 I. Contexto

9 99 Problemática 1992-2010 De 1992 a 2010, la demanda creció 23.6%, en tanto que la oferta bajó en 7.3% de 1992 a 2010. Producción nacional de petrolíferos insuficiente para atender la demanda interna. OFERTA-DEMANDA DE PETROLÍFEROS (Miles de barriles diarios) I. Contexto

10 De 1992 a 2010, las importacio- nes de gasolinas se incremen- taron en 327.9%. MBD: Miles de barriles diarios. 1010 IMPORTACIÓNES DE GASOLINAS (Miles de barriles diarios) El aumento de la demanda de gasolinas fue de 66.4%. Problemática 1992-2010 I. Contexto

11 MBD: Miles de barriles diarios. 1111 PRODUCCIÓN DE GASOLINAS (Miles de barriles diarios) El crecimiento en la producción de gasolinas no ha sido constan- te. De 1992 a 2006, la producción de gasolinas aumentó 13.1%, y a partir de 2006 se registró una caída de 7.3%. Problemática 1992-2010 I. Contexto

12 MBD: Miles de barriles diarios. 1212 PRODUCCIÓN DE DIESEL (Miles de barriles diarios) El comportamiento de la producción de diesel no ha sido cons- tante. Problemática 1992-2010 De 1992 a 2006, la producción de diesel se incrementó en 18.2%; y de 2006 a 2010 se registró una caída de 11.8%. I. Contexto

13 En 1992 el país era autosufi- ciente en diesel, para 2010 se importaron 108.0 MBD. MBD: Miles de barriles diarios. 1313 IMPORTACIÓNES DE DIESEL (Miles de barriles diarios) El crecimiento de la demanda de diesel fue de 63.7%. Problemática 1992-2010 I. Contexto

14 II. Política Pública 1414

15 El procesamiento de petróleo crudo es una actividad reser- vada al Estado. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Articulo 27. 1515 Mandato

16 Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. Artículo 3, fracción II. PR es el encargado de la elabo- ración, almacenamiento y distri- bución de petrolíferos. 1616 Mandato II. Política Pública

17 Ley de Petróleos Mexicanos. Exposición de motivos. Fortalecer y modernizar a la in- dustria petrolera mexicana y garantizar la seguridad energé- tica. 1717 Mandato II. Política Pública

18 . Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 (PND). Objetivo. Asegurar el suministro de los insumos energéticos que de- mandan los consumidores. 1818 Mandato II. Política Pública

19 . Programa Nacional de Infraestructura 2007-2012 (PNI). Objetivo. Incrementar la infraestructura de procesamiento y transporte de petrolíferos. 1919 Mandato PROGRAMA NACIONAL DE INFRAESTRUCTURA 2007-2012 INFRAESTRUCTURA DE REFINACIÓN, GAS Y PETROQUÍMICA II. Política Pública

20 Elevar la transformación de hi- drocarburos de manera susten- table, para asegurar la satisfa- cción de la demanda presente y futura. Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PROSENER). Objetivo. 2020 Mandato Programa Sectorial de Energía 2007-2012 II. Política Pública

21 Programa Sectorial de Energía 2007-2012 (PROSENER). Estrategia. Fomentar el desarrollo de la in- fraestructura necesaria para la producción de petrolíferos. 2121 Mandato Programa Sectorial de Energía 2007-2012 II. Política Pública

22 III. Universal Conceptual 2222

23 1.Sustentabilidad 2.Desarrollo 3.Operación 4. Mantenimiento 2323 Hilos conductores

24 IV. Resultados 2424

25 1.Sustentabilidad 2.Desarrollo 3.Operación 4.Mantenimiento Hilos Conductores 2525 IV. Resultados

26 1. Sustentabilidad 1.1 Satisfacción de la demanda 1.2 Prospectiva Hilos Conductores 2626 IV. Resultados

27 En 2011, el índice de satisfac- ción de la demanda de gaso- linas fue de 100.0%. 2727 OFERTA-DEMANDA DE GASOLINAS, 2011 (Miles de barriles diarios) PND: Plan Nacional de Desarrollo PND 2007-2012, objetivo: Asegurar un suministro de los insumos energéticos que demandan los consumidores. 1.1 Satisfacción de la demanda IV. Resultados

28 En 2011, las importaciones participaron con el 50.1%, 10.1 pp arriba de la meta y la pro- ducción del organismo participó con el 49.9% de la oferta total. 2828 PNI: Programa Nacional de Infraestructura. pp: Puntos porcentuales ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE GASOLINAS, 2011 (Porcentajes) PNI 2007-2012, Meta: Mantener una relación de importación a ventas de gasolinas no mayor a 40.0%. 1.1 Satisfacción de la demandaIV. Resultados

29 Durante el periodo 1992-2011, la producción interna de gaso- linas no registró variaciones im- portantes, y las importaciones aumentaron 353.9%. 2929 PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE GASOLINAS, 1992-2011 (Miles de barriles diarios) PROSENER 2007-2012, objetivo: Elevar la transformación de hidro- carburos. PROSENER: Programa Sectorial de Energía. 1.1 Satisfacción de la demanda Producción dd Importación IV. Resultados

30 En 2011, el índice de satisfa- cción de la demanda de diesel fue de 100.0% 3030 OFERTA-DEMANDA DE DIESEL, 2011 (Miles barriles diarios) 1.1 Satisfacción de la demanda PND 2007-2012, objetivo: Asegurar un suministro de los insumos energéticos que demandan los consumidores. PND: Plan Nacional de Desarrollo IV. Resultados

31 La participación de la produc- ción nacional de diesel en la atención de la demanda total fue de 66.9% y el 33.1% con importaciones. 3131 ATENCIÓN DE LA DEMANDA DE DIESEL, 2011 (Porcentajes) 66.9% PND 2007-2012, objetivo: Asegurar un suministro de los insumos energéticos que demandan los consumidores. PND: Plan Nacional de Desarrollo. 1.1 Satisfacción de la demandaIV. Resultados

32 De 1992 a 2011, la producción se redujo en 1.5%, lo que oca- sionó que de ser autosuficiente en 1992 se importaron 135.5 MBD en 2011. 3232 PRODUCCIÓN E IMPORTACIONES DE DIESEL, 1992-2011 (Miles de barriles diarios) PROSENER: Programa Sectorial de Energía. PROSENER 2007-2012, objetivo: Elevar la transformación de hidro- carburos. 1.1 Satisfacción de la demanda Producción Importación d d IV. Resultados

33 Hilos Conductores 3333 1. Sustentabilidad 1.1 Satisfacción de la demanda 1.2 Prospectiva IV. Resultados

34 PROSENER: Programa Sectorial de Energía. MBD: Miles de barriles diarios. La ASF estimó que para 2030 la demanda de gasolinas será de 1,126.8 MBD, lo que implicará importar 689.3 MBD, el 61.2%. 3434 PROSENER (2007-2012), objetivo: Elevar la transformación de hidrocarburos, asegurando la demanda presente y futura. PROSPECTIVA DE GASOLINAS, 2012-2030 (Porcentaje) 1.2 Prospectiva IV. Resultados

35 PROSENER: Programa Sectorial de Energía. MBD: Miles de barriles diarios. Para 2030, la demanda interna de diesel será de 511.8 MBD, lo que implicará importar 144.3 MBD, el 28.2%. 3535 1.2 Prospectiva PROSPECTIVA DE DIESEL, 2012-2030 (Porcentaje) IV. Resultados PROSENER (2007-2012), objetivo: Elevar la transformación de hidrocarburos, asegurando la demanda presente y futura.

36 Las estimaciones realizadas por la ASF muestran que, ceteris paribus, la atención de la demanda de gasolinas y diesel dependerá de importaciones crecientes, lo cual podría poner en riesgo la seguridad energética. 3636 IV. Resultados Para la estimación se utilizó el método: Holt-Winters. PROSENER (2007-2012), objetivo: Elevar la transformación de hidrocarburos, asegurando la demanda presente y futura.

37 1. Sustentabilidad 2. Desarrollo 3.Operación 4. Mantenimiento Hilos Conductores 3737 IV. Resultados

38 2. Desarrollo 2.1 Infraestructura de producción 2.2 Reconfiguración 2.3 Almacenamiento 2.4 Metas del PNI 2.5 Capacidad de inversión Hilos Conductores 3838 IV. Resultados

39 En 2011, PR registró un cumpli- miento del 85.9%, respecto de la meta, al utilizar el 73.6% de su capacidad instalada. PEF 2011: Mejorar índices de productividad mediante el uso eficiente de las instalaciones de producción. Meta: 85.7%. 3939 PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. pp: Puntos porcentuales ÍNDICE DE CAPACIDAD INSTALADA PARA LA PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS, 2011 (Porcentajes) 2.1 Infraestructura de producciónIV. Resultados

40 En el periodo 2007-2011 la ca- pacidad instalada se incrementó en 3.0%; sin embargo, el volu- men de crudo procesado se redujo en 8.1%. PND 2007-2012: Ampliar la capacidad de refinación. 4040 PND: Plan Nacional de Desarrollo. CAPACIDAD INSTALADA PARA LA PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS, 2007-2011 (Miles de barriles diarios) 2.1 Infraestructura de producciónIV. Resultados

41 Hilos Conductores 4141 2. Desarrollo 2.1 Infraestructura de producción 2.2 Reconfiguración 2.3 Almacenamiento 2.4 Metas del PNI 2.5 Capacidad de inversión IV. Resultados

42 Las refinerías reconfiguradas de Madero y Cadereyta disminuye- ron su volumen de procesa- miento de crudo pesado en 14.6% y 2.7%. Programa de Reconfiguración: Facilitar el procesamiento de cru- dos más pesados. 4242 2.2 Reconfiguración PROCESAMIENTO DE CRUDO PESADO (Miles de barriles diarios) IV. Resultados

43 4343 La producción de gasolinas en las refinerías de Madero y Ca- dereyta se redujo en 28.7% y 20.9% respectivamente. PRODUCCIÓN DE GASOLINAS (Miles de barriles diarios) 2.2 Reconfiguración Programa de Reconfiguración: Obtener un mayor volumen de pro- ductos de alto valor agregado (gasolinas). IV. Resultados

44 4444 La producción de diesel en las refinerías de Madero y Caderey- ta bajó en 32.5% y 24.5% res- pectivamente. PRODUCCIÓN DE DIESEL (Miles de barriles diarios) 2.2 Reconfiguración Programa de Reconfiguración: Obtener un mayor volumen de pro- ductos de alto valor agregado (diesel). IV. Resultados

45 Hilos Conductores 4545 2. Desarrollo 2.1 Infraestructura de producción 2.2 Reconfiguración 2.3 Almacenamiento 2.4 Metas del PNI 2.5 Capacidad de inversión IV. Resultados

46 En 2011, PR obtuvo un ID de gasolina magna para 2.4 días, superior en 9.1% a la meta y significó el 29.9% de su capaci- dad instalada. PEF 2011: Mejorar los índices de desempeño operativo mediante el uso eficiente de las instalaciones de almacenamiento. Meta: 2.2 días. 2.3 Almacenamiento PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. ID: Inventario Disponible 4646 INVENTARIO DISPONIBLE DE GASOLINAS MAGNA, 2011 (Días de autonomía) IV. Resultados

47 PEF 2011: Mejorar los índices de desempeño operativo mediante el uso eficiente de las instalaciones de almacenamiento. Meta: 4.7 días. 4747 INVENTARIO DISPONIBLE DE GASOLINAS PREMIUM, 2011 (Días de autonomía) En 2011, PR obtuvo un ID de gasolina premium para 6.3 días, superior en 34.0% a la meta, utilizando sólo el 29.9% de su capacidad instalada. PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. ID: Inventario Disponible 2.3 Almacenamiento IV. Resultados

48 PEF 2011: Mejorar los índices de desempeño operativo mediante el uso eficiente de las instalaciones de almacenamiento. Meta: 3.0 días. 4848 29.7% INVENTARIO DISPONIBLE DE PEMEX DIESEL, 2011 (Días de autonomía) En 2011, PR obtuvo un ID de Pemex diesel de 3.0 días, resul- tado similar a la meta y repre- sentó el 29.7% de la capacidad instalada de almacenamiento. PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. ID: Inventario Disponible 2.3 Almacenamiento IV. Resultados

49 Hilos Conductores 4949 2. Desarrollo 2.1 Infraestructura de producción 2.2 Reconfiguración 2.3 Almacenamiento 2.4 Metas del PNI 2.5 Capacidad de inversión IV. Resultados

50 PNI 2007-2012: Aumentar y modernizar la capacidad de pro- ducción y transporte de petrolíferos. Meta: Desarrollar 10 pro- yectos. PNI: Programa Nacional de Infraestructura. 2.4 Metas del PNI 5050 PROYECTOS PNI 2007-2012 FUNCIÓN 1.Nuevo Tren de Refinación INFRAESTRUCTURA DE PRODUCCIÓN 2.Reconfiguración Salina Cruz 3.Reconfiguración Minatitlán 4.Calidad de Combustibles 5.Reconfiguración Tula 6.Reconfiguración Salamanca 7.Dsiminución de azufre 8.Ampliación infraestructura INFRAESTRUCTURA DE TRANSPORTE 9.Tuxpan: Terminal 10.Sustitución flota mayor De los proyectos programados, siete se ejecutaron; y 3 se cancelaron (dos de infraestruc- tura de producción y uno de transporte). IV. Resultados

51 En el periodo 2007-2011 se concluyó un proyecto de los 5 programados. PNI: Programa Nacional de Infraestructura. 2.4 Metas del PNI 5151 Proyectos programados a concluir en el periodo 2007-2011 Avance físico 3.Reconfiguración Minatitlán (Producción) 99.3% 4.Calidad de Combustibles (Producción) 45.4% 7.Disminución de azufre (Producción) 76.6% 9.Tuxpan: Terminal (Transporte) 62.8% 10.Sustitución flota mayor (Transporte) 100.0% PNI 2007-2012: Aumentar y modernizar la capacidad de pro- ducción y transporte de petrolíferos. Meta: Concluir cinco proyec- tos en 2011. IV. Resultados

52 Hilos Conductores 5252 2. Desarrollo 2.1 Infraestructura de producción 2.2 Reconfiguración 2.3 Almacenamiento 2.4 Metas del PNI 2.5 Capacidad de inversión IV. Resultados

53 PNI: Programa Nacional de Infraestructura. PNI 2007-2012: Destinar 53,838.6 millones de pesos para el desarrollo de 7 proyectos de infraestructura en PR en el periodo 2007-2011. En el periodo 2007-2011, PR realizó una inversión física de 61,079.1 millones de pesos, lo que representó el 113.4% res- pecto de la meta. 5353 INVERSIÓN REALIZADA RESPECTO A LA INVERSIÓN ESTIMADA EN 2011 (Porcentaje) 2.5 Capacidad de inversiónIV. Resultados

54 1. Sustentabilidad 2. Desarrollo 3.Operación 4. Mantenimiento Hilos Conductores 5454 IV. Resultados

55 3. Operación 3.1 Rendimiento de Crudo 3.2. Intensidad energética 3.3 Contenido de azufre 3.4 Rentabilidad 3.5 Costos de producción 5555 Hilos Conductores IV. Resultados

56 PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PEMEX. PEO 2008-2012: Incremento del rendimiento en el procesamiento de crudo procesado. Meta: 36.9%. En 2011, el rendimiento de ga- solinas por barril de crudo pro- cesado fue inferior en 3.6 pun- tos porcentuales a la meta. 5656 RENDIMIENTO DE GASOLINA POR BARRIL DE PETRÓLEO CRUDO PROCESADO, 2011 (Porcentajes) 3.1 Rendimiento de crudoIV. Resultados

57 PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PEMEX. PEO 2008-2012: Incremento en la productividad por barril de pe- tróleo crudo procesado. Meta: 28.3%. En 2011, el rendimiento de die- sel por barril de crudo pro- cesado fue inferior en 4.8 pun- tos porcentuales a la meta. 5757 RENDIMIENTO DE DIESEL POR BARRIL DE PETRÓLEO CRUDO PROCESADO, 2011 (Porcentajes) 3.1 Rendimiento de crudoIV. Resultados

58 5858 Hilos Conductores 3. Operación 3.1 Rendimiento de Crudo 3.2. Intensidad energética 3.3 Contenido de azufre 3.4 Rentabilidad 3.5 Costos de producción IV. Resultados

59 El IIE presentó un resultado ne- gativo al consumir 12.4 puntos porcentuales más de energía que el límite de 125.9%. 5959 3.2 Intensidad energética ÍNDICE DE INTENSIDAD ENERGÉTCIA (IIE), 2011 (Porcentajes) Meta Real PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PEMEX. IV. Resultados PEO 2008-2012: Mejorar el desempeño operativo en el Sistema Nacional de Refinación disminuyendo el consumo de energía.

60 PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa en PEMEX. PEO 2008-2012: Mejorar el desempeño operativo en el Sistema Nacional de Refinación disminuyendo el consumo de energía. En el periodo 2007-2011 el IIE registró un aumento del 6.1%, en el consumo de energía. 6060 3.2 Intensidad energética ÍNDICE DE INTENSIDAD ENERGÉTCIA (IIE), 2007-2011 (Porcentajes) IV. Resultados

61 6161 Hilos Conductores 3. Operación 3.1 Rendimiento de Crudo 3.2. Intensidad energética 3.3 Contenido de azufre 3.4 Rentabilidad 3.5 Costos de producción IV. Resultados

62 PEF 2011: Asegurar el cumplimiento de la normatividad ambiental produciendo gasolinas y diesel de Ultra Bajo Azufre (UBA). En 2011 la gasolina magna UBA registró un resultado de 50.4% menos en azufre y el diesel UBA registró un valor inferior en 39.3%, al contenido máximo. 6262 PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. 3.3 Contenido de azufre Tipo de combus- tible Parámetros Máximos (Partes por millón ) 2011 Diferencia 2011 vs Parámetr o NOM-86 (%) Magna UBA 8039.7(50.4) Diesel UBA15.09.1(39.3) CUMPLIMIENTO DEL CONTENIDO DE AZUFRE EN LAS GASOLINAS Y DIESEL, 2011 IV. Resultados

63 6363 Hilos Conductores 3. Operación 3.1 Rendimiento de Crudo 3.2. Intensidad energética 3.3 Contenido de azufre 3.4 Rentabilidad 3.5 Costos de producción IV. Resultados

64 PEO 2008-2012: Mejorar los resultados financieros. 6464 PEO: Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa 3.4 Rentabilidad PÉRDIDAS NETAS, 2007-2011 (Millones de pesos constantes) En 2011 PR registró una pérdi- da neta superior en 166.1% a la registrada en 2007 debido a un bajo margen de comercialización y un mayor costo financiero. IV. Resultados

65 6565 Hilos Conductores 3. Operación 3.1 Rendimiento de Crudo 3.2. Intensidad energética 3.3 Contenido de azufre 3.4 Rentabilidad 3.5 Costos de producción IV. Resultados

66 En 2011, de las 6 refinerías la de Salamanca tuvo el mayor costo de producción de gasolina magna, 8.1% más que Tula que registró el menor costo. 6666 PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. R: Refinería reconfigurada 3.5 Costos de producción COSTOS ESTIMADOS PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE GASOLINA MAGNA POR REFINERÍA, 2011 (Pesos por Barril) 0.0 IV. Resultados PEF 2011: Generar el máximo valor de la empresa mediante la optimización de los costos.

67 En 2011, de las 6 refinerías la de Salina Cruz registró el mayor costo de producción de gasolina premium, 36.4% más que Tula que se estimó el menor costo. 6767 PEF: Presupuesto de Egresos de la Federación. R: Refinería reconfigurada 3.5 Costos de producción COSTOS ESTIMADOS PROMEDIO DE PRODUCCIÓN DE GASOLINA PREMIUM POR REFINERÍA, 2011 (Pesos por Barril) IV. Resultados

68 1. Sustentabilidad 2. Desarrollo 3.Operación 4. Mantenimiento Hilos Conductores 6868 IV. Resultados

69 4.Mantenimiento 4.1Paros no programados 4.2 Costos de mantenimiento Hilos Conductores 6969 IV. Resultados

70 PNPM: Plan de Negocios de PEMEX pp: Puntos porcentuales ÍNDICE DE PAROS NO PROGRAMADOS, 2011 (Porcentaje) 7070 4.1 Paros no programados En 2011, de las 6 refinerías la de Salina Cruz fue la única que obtuvo un resultado similar a la meta de 3.0%, y Tula registró 8.2 pp más que la meta. PNPM 2010-2024: Reducir el índice de paros no programados. IV. Resultados

71 De 2007 a 2011, el IPNP creció cuatro veces debido a fallas en procesos, en equipos y retraso en reparaciones. PNPM 2010-2024: Reducir el índice de paros no programados. PNPM: Plan de Negocios de PEMEX IPNP: Índice de paros no programados ÍNDICE DE PAROS NO PROGRAMADOS 2007-2011 (Porcentaje) 7171 4.1 Paros no programadosIV. Resultados

72 4.Mantenimiento 4.1Paros no programados 4.2 Costos de mantenimiento Hilos Conductores 7272 IV. Resultados

73 PNPM 2010-2024: Dar mantenimiento a estructuras actuales para lograr optimización de los costos. En 2011, el costo de manteni- miento fue de 6,979.0 millones de pesos, superior en 6.9% res- pecto de 2009. 7373 PNPM : Plan de Negocios de PEMEX. 4.2 Costos de mantenimiento OPTIMIZACIÓN DE COSTOS EN MANTENIMIENTO, 2011 (Millones de pesos) IV. Resultados

74 Los resultados anteriores denotan falta de oportunidad e incum- plimiento de metas en el desarrollo de infraestructura para pro- ducción y distribución de petrolíferos por deficiencias en la pla- neación, lo que no permite garantizar la suficiencia de la capa- cidad instalada para elevar la transformación de petróleo crudo, y en consecuencia abastecer la demanda nacional con la producción de Pemex Refinación. 7474 ConclusionesIV. Resultados Conclusiones

75 V. Dictamen 7575

76 Con salvedad La ASF considera que el desempeño de PR 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. V. Dictamen 7676 Negativo salvedad

77 7777 En 2011, la producción de ga- solinas fue menor en 5.4% a lo registrado en 2010, lo que re- flejó una menor transformación de petróleo crudo. V. Dictamen

78 7878 En 2011, la producción de die- sel fue menor en 5.5% a lo re- gistrado en 2010, lo que reflejó una disminución en la transfor- mación de petróleo crudo. V. Dictamen

79 Las importaciones de gasolinas rebasaron en 10.1 pp la meta límite de 40.0% en su participa- ción para satisfacer la demanda interna. 7979 V. Dictamen

80 La demanda interna de petro- líferos se satisfizo al 100.0% con importaciones crecientes. 8080 V. Dictamen

81 Las reconfiguración de Caderey- ta no obtuvo los resultados es- perados, ya que el procesa- miento de crudo pesado dismi- nuyó en 2.7%. 8181 V. Dictamen

82 Las reconfiguración de Madero no obtuvo los resultados espe- rados, ya que el procesamiento de crudo pesado disminuyó en 14.6%. 8282 V. Dictamen

83 En 2011 PR utilizó en 73.6% de su capacidad instalada, resulta- do inferior en 12.1 puntos por- centuales a lo programado y 10.7 pp a la utilizada en 2007. 8383 V. Dictamen

84 El rendimiento de gasolinas y diesel por barril de crudo proce- sado fue inferior en 9.8% y 17.0% a las metas establecidas. 8484 V. Dictamen

85 Registró una perdida neta de 82,424.9 millones de pesos, su- perior en 166.1% a la registra- da en 2007. 8585 V. Dictamen

86 VI. Acciones Emitidas 8686

87 8787 Se formularon catorce observa- ciones que generaron dieciséis recomendaciones al desempeño.

88 VII. Impacto de la Auditoría 8888

89 Fomentar la eficiencia operativa de la infraestructura de produc- ción y distribución de petrolífe- ros, para incrementar la oferta y disminuir las importaciones. 8989 VII. Impacto de la Auditoría Las acciones emitidas por la ASF se orientan a:

90 Mejorar la planeación y desa- rrollo de proyectos a fin de incrementar la capacidad para procesamiento de crudo. 9090 VII. Impacto de la Auditoría

91 Alcanzar los beneficios espera- dos con la reconfiguración de las refinerías. 9191 VII. Impacto de la Auditoría

92 Incrementar el rendimiento por barril de petróleo crudo proce- sado en el SNR, con el fin de disminuir las importaciones. 9292 VII. Impacto de la Auditoría

93 Cumplir las inversiones estable- cidas en los programas secto- riales y especiales en cuanto a infraestructura de petrolíferos. 9393 VII. Impacto de la Auditoría

94 Implementar cambios estructu- rales que permitan mejorar los resultados financieros del orga- nismo. 9494 VII. Impacto de la Auditoría

95 VIII. Consecuencias Sociales 9595

96 9696 Pemex Refinación no garantiza satisfacer la demanda interna presente y futura de petrolíferos que demandas los consumidores, ya que se incrementan de manera importante las importaciones de estos productos, por lo que se pone en riesgo la seguridad ener- gética del país.

97 9797


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