III Pemex-Exploración y Producción Quema de Gas Auditoría de Desempeño: T4L Criterios de Selección

Transcripción

1 III Pemex-Exploración y Producción Quema de Gas Auditoría de Desempeño: T4L Criterios de Selección Esta auditoría se seleccionó con base en los criterios generales y particulares establecidos en la Normativa Institucional de la Auditoría Superior de la Federación para la planeación específica utilizada en la integración del Programa Anual de Auditorías para la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009, considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización. Objetivo Fiscalizar la eficacia y eficiencia de las estrategias, acciones implementadas y resultados alcanzados relacionados con la disminución en la quema de gas en los procesos de extracción y producción de hidrocarburos; que el volumen de gas enviado a la atmosfera se ajustó a los referentes internacionales. Alcance Universo Seleccionado: 12,418,333.6 miles de pesos Muestra Auditada: 12,418,333.6 miles de pesos Representatividad de la Muestra: % Antecedentes En México, y en algunos otros países, la mayor parte de la extracción de petróleo y gas se realiza de manera simultánea, debido a que en la mayoría de los casos se encuentran en la misma formación geológica; al gas extraído de estos yacimientos se le denomina gas asociado y con frecuencia es considerado como un subproducto generado de manera no intencional y, por lo tanto, no se invierten los recursos necesarios para su procesamiento y distribución. En los procesos de extracción, producción y distribución de hidrocarburos se recurre rutinariamente a la liberación de gas en la atmósfera y a la combustión no productiva en quemadores de piso o de emergencia para disponer del gas que no puede ser utilizado de otra forma. En México, el 73.0% del total de gas natural es gas asociado, producido mayormente en las Regiones Marinas y Norte del país. El desfogue en la atmósfera y la combustión en quemadores son operaciones que normalmente están relacionadas con la producción de petróleo y gas, y se realizan en los campos de producción, donde la infraestructura de tuberías para el manejo del gas está incompleta, y no puede ser reinyectado en los 1

2 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009 yacimientos. El desfogue en la atmósfera del gas inutilizado, libera cantidades significativas de metano debido a su alto contenido (entre % en volumen). Para la reducción del venteo y la quema de gas, el 4 de diciembre de 2009, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) publicó en el Diario Oficial de la Federación la Resolución CNH /09 Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos, que entró en vigor a partir del día 1 de diciembre de Resultados 1. Volumen y estadística de quema de gas La quema y venteo de gas en Pemex Exploración y Producción se origina durante los procesos de extracción, producción y distribución de hidrocarburos y consisten en la incineración intencionada del gas asociado (gas natural asociado con el petróleo extraído); la liberación intencional de gas que se envía a la atmósfera sin quemar produce emisiones fugitivas no intencionales que se dan durante todo el proceso. Esta práctica de quema de gas o su liberación a la atmósfera perjudica el medio ambiente, al aumentar significativamente las emisiones de gases de efecto invernadero, representa una pérdida o desperdicio de los recursos naturales no renovables y causa perjuicios a la Hacienda Pública Federal por la falta de comercialización de ese producto. De acuerdo con la información reportada en la Base de Datos Institucional (BDI) de Pemex Exploración y Producción, la cual es remitida al Consejo de Administración de PEP para la toma de decisiones de inversión, seguridad y manejo de las operaciones e instalaciones, en el ejercicio 2009, los volúmenes de quema y venteo de gas ascendieron a 1,031.4 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), de los cuales, MMpcd correspondieron a gas natural y MMpcd a nitrógeno, como se indica a continuación: Región Región Marina Noreste Volumen de Quema de Gas por Región en 2009 Ubicación Frente a las costas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo Quema de Gas (MMpcd) Región Marina Suroeste Plataforma continental del Golfo de México 34.6 Región Norte Frontera norte del país hasta el río Papaloapan 56.8 Región Sur Guerrero, Oaxaca, Veracruz (parte sur), Tabasco, 38.2 Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo TOTAL DE QUEMA DE GAS Nitrógeno de la Región Marina Noreste TOTAL 1,031.4 Fuente: Base de Datos Institucional (BDI), comportamiento de los niveles de quema y venteo de gas en

3 Del volumen total de gas producido por Pemex Exploración y Producción en el año de 2009, por 7,030.7 MMpcd (considerando gas asociado y no asociado), se quemó o venteó el 9.9% (698.9 MMpcd), equivalentes a 12,418,333.6 miles de pesos anuales, que no fueron captados por la entidad fiscalizada; asimismo, destinó a la venta el 82.3% (5,785.7 MMpcd) equivalentes a 102,802,977.9 miles de pesos, mientras que el porcentaje restante del 7.8% por MMpcd fue reinyectado en los yacimientos y utilizado en la operación. Si se considera únicamente la producción de gas asociado, que reportó en el año en revisión un volumen de 4,480.3 MMpcd, la quema de gas, por MMpcd, representó el 15.6% de la producción diaria, y se aprovechó para su venta el 72.2% (3,235.4 MMpcd). Además, el volumen de gas quemado representó el 190.4% del total de las importaciones de gas realizadas en 2009, las cuales ascendieron a 367 MMpcd, equivalentes a 13,240,000.0 miles de pesos. Asimismo, según el Banco Mundial, el volumen de quema y venteo de gas estimado por PEMEX, considerando las cuatro subsidiarias, ubica a México dentro de los veinte países que mayor volumen de quema de gas reportan y que contribuyen en conjunto con el 60.0% del gas natural quemado y venteado en todo el ámbito mundial, lo que lo ubicó en el lugar número 15, como se muestra a continuación: 3

4 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009 Estimación de los volúmenes de quema de gas en 2009 Lugar País Volumen de Quema de Gas (Metros cúbicos) 1 Rusia 46,100,000 2 Nigeria 14,800,000 3 Irán 10,900,000 4 Iraq 8,300,000 5 Kazajstán 5,000,000 6 Argelia 4,900,000 7 Angola 3,600,000 8 Libia 3,600,000 9 Arabia Saudita 3,500, Qatar 2,900, Venezuela 2,800, Indonesia 2,700, China 2,400, USA 2,000, México 2,000, Omán 1,900, Kuwait 1,800, Canadá 1,800, Uzbekistán 1,700, Egipto 1,700,000 Total 124,400,000 Resto del mundo 21,000,000 Nivel mundial de Quema de Gas 145,400,000 Fuente: Reporte del Banco Mundial, GGFR, datos por satélite, 18 de agosto de Por cada barril de petróleo producido por Pemex Exploración y Producción, se reportaron 0.63% de metros cúbicos de gas quemado o enviado a la atmósfera, en relación con el volumen de producción de petróleo, lo que ubicó a México dentro de los países que quema menos de 1.0% de gas por barril producido; sin embargo, no se han llevado a cabo las acciones para disminuir los niveles de quema de gas que permitan alcanzar los niveles de países como Arabia Saudita, Emiratos Árabes Unidos, Reino Unido, Estados Unidos, Noruega y la Unión Europea, como se muestra en el cuadro siguiente: 4

5 País Estimación de los Volúmenes de Producción con Relación a la Quema de Gas en el Mundo Producción de Petróleo Barriles Diarios Volumen de Quema de Gas (Metros cúbicos) Índice de Representatividad Uzbekistán 83,820 1,700, Nigeria 2,169,000 14,800, Rusia 9,810,000 46,100, Kazajstán 1,429,000 5,000, Iraq 2,420,000 8,300, Egipto 630,600 1,700, Irán 4,174,000 10,900, Indonesia 1,051,000 2,700, Qatar 1,208,000 2,900, Omán 806,000 1,900, Argelia 2,180,000 4,900, Libia 1,875,000 3,600, Angola 2,015,000 3,600, Venezuela 2,643,000 2,800, Kuwait 2,741,000 1,800, China 3,795,000 2,400, México 3,186,000 2,000, Canadá 3,350,000 1,800, Brasil 2,422,000 1,200, Arabia Saudita 10,780,000 3,500, Emiratos Árabes Unidos 3,046, , Reino Unido 1,584, , USA 8,514,000 2,000, Noruega 2,466, , Unión Europea 2,538, , Fuente: Reporte del Banco Mundial, GGFR, datos por satélite, 18 de Agosto de 2010; Estadísticas de Producción de Petróleo, publicados por Photius Coutsoukis; así como, datos de quema de gas a nivel mundial, publicados por Administración Nacional Oceánica y Atmosférica (NOAA). Cabe aclarar que la importación de gas que realiza Pemex Gas y Petroquímica Básica, no se encuentra directamente relacionada con un déficit de producción para satisfacer la demanda interna, sino con la falta de infraestructura en la región norte del país para transportar y satisfacer su demanda, por lo que es necesario importar aproximadamente MMpcd; adicionalmente, se importa gas natural principalmente del sur de Texas, para complementar la demanda de las plantas de generación de electricidad de la Comisión Federal de Electricidad, ubicadas principalmente en los estados del norte del país. 5

6 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009 Por otra parte, el gas producido en la Región Marina Noreste es amargo y contaminado con nitrógeno, por lo que su acondicionamiento incrementaría los costos de producción. Véase acción(es): T4L Causas de la quema de gas Con el análisis de los documentos proporcionados por Pemex Exploración y Producción, así como por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, se comprobó que en primera instancia la quema de gas se da como una medida de seguridad para evitar su concentración y altas presiones en los equipos de extracción y producción; sin embargo, también se debe a la libranza de gas amargo por obras de mantenimiento de equipos de compresión; fallas operativas en instalaciones; insuficiencia de infraestructura superficial para manejar el gas; falta de inversión en equipos que permitan procesar, almacenar y distribuir el volumen de gas asociado; desarrollo de nueva infraestructura operativa y procesadora en relación con los altos niveles de producción exigidos para obtener los ingresos presupuestados, y cumplir con los objetivos estratégicos de la producción de petróleo crudo y gas natural para el periodo , así como lo dispuesto en el Plan Nacional de Desarrollo , en los que se estableció como meta para Pemex Exploración y Producción mantener la producción de petróleo crudo en un rango de 2.6 a 2.8 millones de barriles promedio diarios (MMbd) en el corto plazo, e incrementarla hasta alcanzar 3.0 MMbd en 2015, sin contar con los equipos para procesar el gas asociado con esos volúmenes de producción. Otras de las causas observadas son: la falta de regulación en materia de niveles de quema de gas, que no existió hasta diciembre de 2009, ya que en el Diario Oficial de la Federación del 4 de diciembre de 2009, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) emitió la Resolución CNH /09 Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos, la cual entró en vigor a partir del día 1º de diciembre de 2009, así como la insuficiente normativa interna de PEP en los procesos operativos, y de un plan estratégico institucional orientado a un mayor aprovechamiento del gas asociado, así como la producción de gas contaminado con un alto contenido de nitrógeno, originado por la inyección de nitrógeno en los yacimientos de Cantarell, para aumentar la presión que permite el incremento en la producción de petróleo crudo. Al respecto, se observó que en el Programa de Operación Anual (POA-2009), la entidad fiscalizada estimó una meta máxima de quema de gas por MMpcd, con la finalidad de reducir al mínimo la quema y venteo de gas durante la extracción de hidrocarburos; de lo anterior, se concluyó que no se alcanzó la meta programada, ya que durante el ejercicio 2009 PEP quemó MMpcd de gas (sin incluir MMpcd de nitrógeno) 90.0% arriba de la meta estimada. Lo anterior, no obstante que en 2009 se implementaron acciones tendentes a incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión; mejorar la eficiencia del proceso de adulzamiento e incrementar las capacidades de inyección de 6

7 gas amargo al yacimiento y de compresión con equipo booster; sin embargo, dichas acciones no fueron suficientes para lograr la meta del POA, debido a que durante ese año no se llevó a cabo el cierre de pozos con alta relación gas aceite que se tenía programado, ya que cuando estas acciones permitieran alcanzar las metas proyectadas, se afectarían negativamente las metas de producción de petróleo. La entidad fiscalizada informó, en respuesta de los resultados presentados, que el Director General de PEP presentó al Comité del Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable de PEMEX el 27 de agosto de 2010, el aprovechamiento de gas del primer semestre de 2010, de las regiones Norte, Sur, y marinas Noreste, y Suroeste, en donde se alcanzó un 95.0% de aprovechamiento (Considerando el Activo Integral Cantarell) y del 97.0% (sin considerar Cantarell). Asimismo, se manifestó que se ha enfocado en detectar áreas de oportunidad para incrementar el aprovechamiento de gas en la Región Marina Noreste, por lo que se remitió nuevamente el Plan Rector para el Aprovechamiento de Gas y el Plan Maestro para el Aprovechamiento de Gas Véase acción(es): T4L T4L Pemex Exploración y Producción no cuenta con un plan estratégico integral e institucional para reducir la quema y venteo de gas, ya que, en su lugar, solamente entregó los Planes Rectores de Aprovechamiento de Gas para los periodos y de las regiones marinas Noreste y Suroeste, respectivamente, elaborados con la finalidad de establecer las directrices que normen el aprovechamiento, manejo y distribución del gas con una meta del 98.0%; al respecto, y en relación con el plan rector, se proporcionó el indicador denominado Aprovechamiento de Gas, del Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa (4to. trimestre de 2009), el cual únicamente alcanzó el 90.0% de aprovechamiento de gas, 8.0% menos de lo estimado. Además, en el análisis del cumplimiento de las acciones implementadas para evitar la declinación del campo Cantarell y para mantener los niveles de producción de petróleo crudo, se identificó que se han incrementado los volúmenes de gas de la zona de transición gas-aceite, que están compuestos por un alto contenido de nitrógeno, lo cual ha incrementado los volúmenes de quema de gas, o su envío a la atmósfera, en virtud de que no es posible separar los altos niveles de nitrógeno con dichos componentes (gas y aceite). Con la finalidad de corregir dichos problemas, en el Programa para Incrementar la Eficiencia Operativa (4to. trimestre de 2009), PEP estableció como acciones correctivas los incrementos de capacidad de la inyección de gas en el yacimiento; la inyección de gas amargo en el yacimiento (350 a 1,230 de MMpcd); manejo de gas de alta presión (2,480 a 2,620 MMpcd), y compresión con equipo Booster; asimismo, aumentar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos de compresión y mejorar la eficiencia del proceso de endulzamiento. 7

8 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009 Con motivo de la presentación de los resultados, la entidad fiscalizada indicó que en el ejercicio 2010 elaboró manifiestos, dentro de los cuales se incluyeron los programas de quema y venteo de gas para cada activo de producción, y proporcionó como ejemplo 11 manifiestos de las cuatro regiones que componen PEP. Véase acción(es): T4L La entidad fiscalizada señaló que en el ejercicio 2009 se llevaron a cabo acciones para el aprovechamiento del gas en las Regiones Marina Noreste, Norte y Sur, con la celebración de contratos, así como el surtimiento de órdenes de servicios, que consisten en realizar trabajos de rehabilitación de potenciación de módulos motocompresores y turbocompresores para la inyección de gas en yacimientos; rehabilitación o construcción de infraestructura operativa; obras y servicios integrados para la explotación de los yacimientos, y construcción o rehabilitación de ductos; sin embargo, estas acciones están encaminadas para mantener la operación en condiciones normales, y no para desarrollar la infraestructura requerida con estándares y prácticas operativas de la industria internacional, para mejorar los procesos con sistemas de calidad y tecnología de punta, mediante la promoción de un uso más eficiente de los recursos, que permita reducir los volúmenes de quema de gas, y fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de nuevos proyectos de infraestructura energética de alta tecnología, con proyectos de investigación y desarrollo tecnológico que aporten las mejores soluciones para la entidad. Al respecto, la entidad fiscalizada detalló las acciones que las diversas regiones han llevado a cabo para incrementar el aprovechamiento de gas durante 2011, incluidas en los programas y proyectos de inversión; asimismo, señaló que a la fecha (noviembre de 2010) se encuentran en proceso algunos desarrollos de infraestructura, y se mejoran los procesos con tecnología de punta, por lo que los resultados se alcanzarán una vez que se concluyan los trabajos; en virtud de lo anterior, la verificación de los avances y el cumplimiento de sus resultados programados se validarán en el proceso de seguimiento. Véase acción(es): T4L Reporte de los volúmenes de quema de gas Las gerencias de Transporte y Distribución de Hidrocarburos (GTDH) de las regiones marinas Noroeste y Suroeste, así como de la Región Sur, dependientes de la Subdirección de Distribución y Comercialización (SDC) son las áreas encargadas de reportar los volúmenes de quema y venteo de gas; sin embargo, no cuentan con un sistema informático para el control, administración y operación de los registros de volúmenes, ya que únicamente elaboran el Reporte Diario en formato Excel, el cual contiene las cifras reportadas por los diferentes centros de producción mediante correos electrónicos o telefónicamente, por lo que no existe la confiabilidad de que dichos reportes sean completos y tengan la validez oficial para informar los volúmenes de quema de gas. Véase acción(es): T4L

9 6. Cumplimiento de metas De acuerdo con los objetivos estratégicos de la producción de petróleo crudo y gas natural para el periodo , así como lo dispuesto en el Plan Nacional de Desarrollo , se estableció como meta para Pemex Exploración y Producción mantener la producción de petróleo crudo en un rango de 2.6 a 2.8 millones de barriles promedio diarios (MMbd) en el corto plazo, e incrementarla hasta alcanzar 3.0 MMbd en 2015; con respecto al gas natural, producir más de 6,000.0 MMpcd; asimismo, mejorar los resultados exploratorios y de desarrollo para alcanzar una relación reserva probada/producción de cuando menos por 10 años a partir del año 2012, para lo cual se le asignó un presupuesto de 197,721.7 miles de pesos para ejecutar en proyectos de inversión. Para cumplir con los niveles de producción de petróleo crudo (aceite) y gas, la entidad fiscalizada ha recurrido a diversas estrategias operativas; sin embargo, no ha realizado inversiones financieras ni estrategias de infraestructura orientadas a mejorar la eficiencia operativa para reducir los niveles de quema de gas; debido a lo anterior, durante el periodo de 2000 a 2006 se mantuvieron los niveles de producción en un promedio de 3.2 millones de barriles diarios de petróleo, y de 2007 a 2009 se inició una baja en la producción de petróleo, que en 2009 ascendió a 0.48 millones de barriles diarios menos (13.6%) que en 2000; sin embargo, los niveles de quema de gas se incrementaron a millones de pies cúbicos diarios (166.3%) en 2009, en relación con los reportados en 2000 (incluye nitrógeno porque en años anteriores no se registraba la separación de los volúmenes de gas natural y nitrógeno), como se muestra a continuación: Estadísticas de la Producción de Petróleo Crudo y la Quema de Gas PRODUCCIÓN Petróleo Crudo Aceite (MMbd) Quema de Gas (MMpcd) , , Fuente: Base de Datos Institucional (BDI) desde el ejercicio 2000 al 2009, comportamiento de los niveles de producción y quema de gas. MMbd Millones de barriles diarios. MMpcd Millones de pies cúbicos diarios. 9

10 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009 Comportamiento de la Quema de Gas para alcanzar los niveles de Producción de Petróleo Crudo MMpcd 1,400 1, ,200 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Y QUEMA DE GAS 1, MMbd , QUEMA DE GAS PARA LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO Quema de Gas (MMpcd) Petróleo Crudo Aceite (MMbd) EJERCICIO Fuente: Base de Datos Institucional (BDI) desde el ejercicio 2000 al 2009, comportamiento de los niveles de producción de petróleo crudo aceite y quema de gas. MMbd Millones de barriles diarios. MMpcd Millones de pies cúbicos diarios. Con lo anterior, se demuestra que la producción de petróleo crudo no ha tenido una tendencia estable hasta el ejercicio de 2007 en los niveles de producción, en un promedio de 3.2 millones de barriles diarios de petróleo, y de 2007 a 2009 se inició una baja en la producción de petróleo, mientras que los niveles de quema de gas han aumentado a millones de pies cúbicos diarios (166.3%) en 2009, en relación con los reportados en 2000, por lo que no se han aprovechado de manera integral los recursos naturales no renovables extraídos de los yacimientos de petróleo y gas asociado. Véase acción(es): T4L Entorno del Activo Integral Cantarell Con la finalidad de evitar la declinación en la producción de petróleo crudo, iniciada en 1987 en el Activo Integral Cantarell, a partir del año 2000, la entidad fiscalizada ha utilizado la técnica de inyectar en el yacimiento gas nitrógeno a presión, para que el hidrocarburo (petróleo crudo) suba a la superficie. La aplicación de dicha técnica ha propiciado que el hidrocarburo se contamine con una alta relación gas-aceite y nitrógeno en un promedio del 16.0%, lo que ocasionó que la Unidad Recuperadora de Nitrógeno (NRU) operada por Pemex Gas y Petroquímica Básica, no aceptara dicho gas para depurarlo, ya que únicamente recibe un valor máximo permisible de nitrógeno del 12.0%, por lo que en el año de 2009 el volumen de gas que se reincorporó en el yacimiento y posteriormente se quemó en el proceso, por no haber sido posible su comercialización, ascendió aproximadamente a MMpcd, equivalente a 16,023,541.7 miles de pesos. 10

11 Adicionalmente, la contaminación de pozos ha repercutido en el cierre de 362, lo que desde el ejercicio 2000 y hasta la fecha de la auditoría (septiembre de 2010), ha afectado la producción de aceite en 9,794.7 millones de barriles de petróleo crudo y 5,502,109 millones de pies cúbicos de gas; asimismo, esta situación ha afectado la eficiencia operativa y por consiguiente, la captación de ingresos, ya que no se está aprovechando la totalidad de los recursos naturales. Cabe mencionar que la entidad fiscalizada no proporcionó los estudios de factibilidad con los que se fundamentó la implementación del Proyecto de Modernización y Optimización de Infraestructura en Cantarell, cuya técnica consistió en inyectar a presión el gas nitrógeno en el yacimiento, ni su autorización, ya que únicamente se proporcionó un documento elaborado por la empresa UNIGAS Corporation, mediante el cual recomendó que Pemex Exploración y Producción debería inyectar una combinación de gas natural y nitrógeno dentro de los campos Akal del Activo Integral Cantarell, para mantener la presión y el mejoramiento de la recuperación de petróleo. Véase acción(es): T4L Normativa emitida por la comisión nacional de hidrocarburos Con la finalidad de establecer ordenamientos y normativa específica para la reducción de los volúmenes de quema o venteo de gas en Pemex Exploración y Producción, la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) publicó el 4 de diciembre de 2009 en el Diario Oficial de la Federación, la Resolución CNH /09 Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos, la cual entró en vigor a partir del día 1 de diciembre de Las referidas disposiciones técnicas son de observancia obligatoria y tienen por objeto que Petróleos Mexicanos y sus organismos subsidiarios planifiquen la forma en la que deberán conservar el valor económico del gas presente en los yacimientos, objeto de trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos. Es importante señalar que la Resolución indica que una vez que se alcancen los objetivos planteados, o bien que los niveles de quema y venteo sean menores del 0.5% del total de la producción extraída, la comisión definirá nuevas bases y objetivos en esta materia; asimismo, que los límites máximos establecidos podrán ser revisados y ajustados, con base en el análisis económico que para tal efecto realice. Al respecto, se constató que, mediante el oficio número D , del 10 de agosto de 2010, la Comisión Nacional de Hidrocarburos notificó a PEP el límite máximo de quema o venteo de gas para observar en 2010, el cual fue calculado conjuntamente por servidores públicos de la CNH, y de Pemex, y como resultado de la aplicación de las Disposiciones técnicas para evitar o reducir la quema y el venteo de gas en los trabajos de exploración y explotación de hidrocarburos y sus criterios de interpretación y aplicación, se identificó que el límite máximo de quema o venteo de gas autorizado en el ámbito nacional, sin considerar Cantarell, sería el siguiente: 11

12 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009 Región Límite Máximo de Quema o Venteo de Gas Autorizado a Nivel Nacional Producción de Gas Asociado 2/ POT I-2010 (MMpcd) 1/ Límite Máximo de Quema o Venteo de Gas (MMpcd) 3/ Marina Noreste Marina Suroeste 1, Sur 1, Norte NACIONAL 2, / 2/ 3/ Incluye el gas utilizado como insumo para el bombeo neumático. Para el establecimiento del límite máximo, se utilizó el Programa Operativo Trimestral (POT-I), de acuerdo con lo establecido en los Criterios de Interpretación. No incluye el Activo Integral Cantarell. Por lo anterior, la CNH consideró que, de acuerdo con la experiencia internacional, el venteo y quema de gas están relacionados con las condiciones y requerimientos específicos de cada yacimiento, por lo que la regulación de la materia debía reconocer esta situación y establecer disposiciones caso por caso, por lo que resolvió establecer, como primer objetivo para PEMEX, que se lleve Cantarell a los niveles de aprovechamiento de gas observados a finales de 2005; establecer como objetivo para finales de 2012 alcanzar los mismos niveles de aprovechamiento de gas en el Campo Cantarell, que los observados en el resto de los activos actualmente en explotación, por lo que PEMEX, a partir de 2013, incorporaría a Cantarell dentro del cálculo del límite o techo nacional. La CNH precisó que Cantarell no queda excluido del programa general de quema o venteo de gas, ni tampoco está exento de observar los límites máximos; únicamente se excluirán los datos de ese campo, para calcular el límite máximo o techo nacional, hasta 2012, por lo que para este caso, el límite máximo o techo de quema o venteo de gas fue el siguiente: Límite Máximo de Quema o Venteo de Gas Autorizado de Cantarell Fecha 1/ Producción de Gas Asociado (MMpcd) Límite Máximo de Quema o Venteo de Gas (MMpcd) Aprovechamiento (%) Promedio , Cierre de / Incluye el gas utilizado como insumo para el bombeo neumático. 12

13 Acciones Recomendaciones al Desempeño Para que la Cámara de Diputados, por conducto de las comisiones ordinarias de Energía y Hacienda y Crédito Público, valoren la pertinencia de promover una iniciativa para la asignación de recursos presupuestales a Pemex Exploración y Producción, para adquirir infraestructura física, que le permita procesar, almacenar y distribuir el volumen de gas asociado, con la finalidad de aprovechar de manera íntegra los recursos naturales extraídos, evitar en lo posible la emisión de gases de efecto invernadero y cumplir de manera sustentable con los compromisos de producción de petróleo y generación de recursos fiscales mediante su comercialización. [Resultado 2] Para que la Cámara de Diputados, por conducto de las comisiones ordinarias de Energía y Hacienda y Crédito Público, valoren la pertinencia de promover las iniciativas para la reforma energética, acompañada de una reforma fiscal, que asegure una recaudación suficiente para financiar el gasto público, sin depender de los ingresos de la comercialización de petróleo, a fin de que los programas de producción de Pemex Exploración y Producción se lleven a cabo mediante criterios técnicos que permitan un mejor aprovechamiento de los recursos petroleros. [Resultado 6] T4L Para que Pemex Exploración y Producción establezca las estrategias que le permitan aprovechar al máximo posible el gas asociado con la producción de aceite, a fin de alcanzar, en la medida que lo permitan las condiciones geológicas de los yacimientos de petróleo, los niveles de quema de gas que reportan los países desarrollados. [Resultado 1] T4L Para que Pemex Exploración y Producción evalúe la posibilidad de incrementar la infraestructura existente para optimizar los niveles de quema y venteo de gas; asimismo, con objeto de que gestione los recursos financieros necesarios para adquirir la infraestructura superficial para manejar el gas; y de los equipos que permitan procesar, almacenar y distribuir el volumen de gas asociado, con la finalidad de aprovechar de manera íntegra los recursos naturales extraídos, evitar en lo posible la emisión de gases de efecto invernadero y cumplir de manera sustentable con los compromisos de producción de petróleo y generación de recursos fiscales mediante su comercialización. [Resultado 2] T4L Para que Pemex Exploración y Producción establezca los mecanismos para implementar áreas de oportunidad que le permitan incrementar el aprovechamiento de gas en el ámbito institucional, y lleve a cabo las acciones necesarias para cumplir con las disposiciones establecidas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos en la Resolución CNH /09; asimismo, con el fin de que establezca las disposiciones internas en materia de aprovechamiento de gas y niveles de venteo y quema de ese producto, en concordancia con las disposiciones emitidas por la Comisión Nacional de Hidrocarburos. [Resultado 2] 13

14 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública T4L Para que Pemex Exploración y Producción establezca un plan estratégico integral e institucional, con el fin de reducir la quema y venteo de gas, en cumplimiento de las metas de aprovechamiento, manejo y distribución del gas, con lo que se evitarán acciones aisladas de tipo correctivo y de naturaleza fragmentada. [Resultado 3] T4L Para que Pemex Exploración y Producción, en lo subsecuente, lleve a cabo acciones permanentes que permitan desarrollar la infraestructura y adoptar estándares y prácticas operativas de la industria internacional, con la finalidad de mejorar los procesos y reducir los volúmenes de quema de gas, y fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de nuevos proyectos de infraestructura energética de alta tecnología, así como la promoción de proyectos de investigación y desarrollo tecnológico que aporten las mejores soluciones para la entidad. [Resultado 4] T4L Para que Pemex Exploración y Producción implemente un sistema informático enfocado en el control, administración y operación de los registros de volúmenes de gas quemado y venteado, que garantice que la información originada en los procesos sea confiable completa y tenga validez oficial. [Resultado 5] T4L Para que Pemex Exploración y Producción establezca sus metas de producción con base en criterios técnicos, que le permitan aprovechar de manera integral los recursos naturales no renovables extraídos de los yacimientos de petróleo y gas asociado; así como las medidas alternas para alcanzar en lo posible los niveles de producción comprometidos. [Resultado 6] T4L Para que Pemex Exploración y Producción, en lo subsecuente, lleve a cabo los estudios necesarios que le permitan adoptar las mejores prácticas en la explotación de los yacimientos de petróleo, para optimizar el aprovechamiento de los recursos extraídos y evitar su contaminación. [Resultado 7] Resumen de Observaciones y Acciones Se determinó(aron) 7 observación(es) que generó(aron): 10 a Recomendación(es) al Desempeño. Dictamen: con salvedad 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 y respecto de la muestra auditada, Pemex Exploración y Producción cumplió con las disposiciones normativas aplicables en el control e implementación de acciones para la disminución de quema de gas, excepto por los resultados que se precisan en el apartado correspondiente de este informe y que se refieren principalmente a que los niveles de quema de gas por 14

15 698.9 MMpcd (sin nitrógeno) reportados en 2009, representaron el 15.6% de la producción diaria de gas asociado (4,480.3 MMpcd), con lo que México se colocó dentro de los 20 países con mayor volumen de quema de gas en el mundo; no se han llevado a cabo las acciones para disminuir los niveles de quema de gas que permitan alcanzar los niveles de países desarrollados; los altos volúmenes de quema de gas se deben, entre otros aspectos, a una alta relación gas-aceite y nitrógeno, fallas operativas en instalaciones, insuficiente infraestructura física en equipos que permitan procesar, almacenar y distribuir el volumen de gas asociado, así como la insuficiente normativa interna de PEP en los procesos operativos. Además, se observó que la entidad fiscalizada no cuenta con un plan estratégico integral e institucional para reducir los niveles de quema de gas, que evite acciones correctivas aisladas y de naturaleza fragmentada; no se cuenta con un sistema informático para el control, administración y operación de los registros de volúmenes, y en 2009 no se realizaron inversiones financieras ni estrategias orientadas a mejorar la eficiencia operativa. Apéndices Procedimientos de Auditoría Aplicados 1. Evaluar las estrategias, acciones y trabajos para disminuir el volumen de la quema de gas en los procesos de extracción y producción de hidrocarburos. 2. Verificar la existencia de un programa para evaluar los volúmenes de gas enviados a la atmósfera, y comprobar que estuvo autorizado y vigente para Determinar el volumen de gas enviado a la atmósfera, que lo registrado correspondió a volúmenes reales y su medición cumplió con la normativa. 4. Analizar los resultados programados en función de los alcanzados, reportados en el ejercicio de 2009, en los programas e indicadores estratégicos y operativos de PEP, relacionados con la disminución en la quema de gas. 5. Comprobar que el volumen de gas quemado y enviado a la atmósfera se ajustó a los parámetros internacionales y, en su caso, verificar cuáles fueron las causas de la variación así como su porcentaje. 6. Comprobar que las acciones de mejoras, realizadas en el ejercicio de 2009 para reducir la quema y el envío de gas a la atmósfera, se autorizaron y que se evaluó su eficacia y eficiencia, mediante indicadores. 7. Verificar que las acciones realizadas mediante la celebración de contratos u órdenes de servicio, correspondieron a trabajos para disminuir la quema y venteo de gas; asimismo, que cumplieron con lo solicitado y autorizado, y con la normativa. 8. Verificar que PEP cumplió con lo establecido en la normativa publicada por la Comisión Nacional de Hidrocarburos, para la disminución de quema y venteo de gas. 15

16 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2009 Áreas Revisadas Las subdirecciones de Planeación y Evaluación, Administración y Finanzas, de Distribución y Comercialización y de las regiones marinas Suroeste (SRMSO) y Noreste (SRMNE), así como las regiones Norte y Sur, adscritas a la Dirección General de Pemex Exploración y Producción (PEP). Disposiciones Jurídicas y Normativas Incumplidas Durante el desarrollo de la auditoría practicada, se determinaron incumplimientos en las leyes, reglamentos y disposiciones normativas que a continuación se mencionan: 1. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos: artículos 73, 74 y Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria: artículos 25, fracción III y Ley Federal de las Entidades Paraestatales: artículos 47, 48 y 59, fracción IX. 4. Reglamento de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales: artículo Otras disposiciones de carácter general, específico, estatal o municipal: Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, artículos 38 y 113; Plan Nacional de Desarrollo , Eje Rector 2, Economía Competitiva y Generadora de Empleos, 2.11 Energía: electricidad e hidrocarburos, Objetivo 15 Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores. Sector de hidrocarburos, Estrategia 15.3; así como el Eje Rector 4, Sustentabilidad Ambiental, Objetivo 10 Reducir las emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI); Acuerdo por el que se establecen las Normas Generales de Control Interno en el Ámbito de la Administración Pública Federal, artículo 13, segunda y tercera norma. Fundamento Jurídico de la ASF para Promover Acciones Las facultades de la Auditoría Superior de la Federación para promover las acciones que derivaron de la auditoría practicada, encuentran su sustento jurídico en las disposiciones siguientes: Artículo 79, fracción II, párrafos tercero y quinto; fracción IV, párrafo primero; y párrafo penúltimo, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. 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. 16

17 Comentarios de la Entidad Fiscalizada Es importante señalar que la documentación proporcionada por la(s) entidad(es) fiscalizada(s) para aclarar y/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 les dio a conocer esta entidad fiscalizadora para efectos de la elaboración definitiva del Informe del Resultado. 17