2.12 ENERGÍA: HIDROCARBUROS Y ELECTRICIDAD

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1 2.12 ENERGÍA: HIDROCARBUROS Y ELECTRICIDAD OBJETIVO: ASEGURAR UN SUMINISTRO CONFIABLE, DE CALIDAD Y A PRECIOS COMPETITIVOS DE LOS INSUMOS ENERGÉTICOS QUE DEMANDAN LOS CONSUMIDORES Fortalecer las atribuciones rectoras del Estado sobre las reservas y la administración óptima de los recursos, procurando equilibrar la extracción de hidrocarburos y la incorporación de reservas Bajo la premisa de equilibrar la extracción de hidrocarburos con la incorporación de reservas, Petróleos Mexicanos (PEMEX) cuenta con un programa de inversiones que aplica a toda la cadena de valor de su proceso industrial, con especial énfasis en los campos en explotación de petróleo crudo que se encuentran en su etapa natural de declinación. Para asegurar el cumplimiento de los objetivos estratégicos -2012, se definieron las líneas de acción siguientes: - Asegurar recursos de inversión para los programas de exploración y delimitación de campos, y validar los proyectos de inversión con metodologías rigurosas. - Identificar oportunidades de inversión para actualizar el modelo geológico de la reserva posible en yacimientos en declinación. Particularmente, administrar en forma eficiente la declinación de Cantarell, con el propósito de mantener su producción por encima de 1.2 millones de barriles de petróleo crudo diarios, e incrementar el grado de certidumbre en la predicción del comportamiento futuro del yacimiento. - Adquirir mayor información sísmica en las cuencas del sureste, dentro del proyecto Reforma, donde RESERVAS TOTALES DE HIDROCARBUROS AL 31 DE DICIEMBRE DE CADA AÑO se observan manifestaciones importantes de gas. Continuar el proyecto Ku-Maloob-Zaap y el desarrollo de Chicontepec, el primero con el propósito de producir alrededor de 800 mil barriles diarios al final de 2008, poco más del doble de la producción de 2006, y 22% de la plataforma de producción total de petróleo crudo; y en el segundo porque se estima aporte un volumen importante de crudo, aunque se requiere perforar una gran cantidad de pozos en pequeños yacimientos. - A partir de, para documentar y transparentar los resultados y evaluar el avance en materia de exploración, se adoptó una estructura con un enfoque hacia el proceso: evaluación del potencial, incorporación de reservas y delimitación de yacimientos, detallando los aspectos sustantivos en cuencas y proyectos. La evaluación del potencial petrolero se realiza en la Cuenca del Golfo de México Profundo. En, inició la perforación del pozo Lalail 1 que busca aceite ligero en un área que se considera compleja. Asimismo, los resultados exitosos de los pozos Noxal 1 y Lakach 1, este último descubridor del yacimiento más grande de gas húmedo no asociado en el Golfo de México, mantienen las expectativas de descubrir reservas importantes en el área de Coatzacoalcos Profundo. Las actividades de incorporación de reservas se desarrollan en las cuencas de Burgos, Sabinas, Veracruz y las del sureste, específicamente, en los proyectos: Integral Burgos, Integral Veracruz, Comalcalco, Julivá, Reforma, Simojovel, Campeche Oriente, Campeche Poniente y Litoral de Tabasco Marino. Las actividades correspondientes a la delimitación de yacimientos consideran las cuencas del sureste en los proyectos Campeche Oriente y Litoral de Tabasco Marino. La estrategia exploratoria tiene el propósito de reclasificar las reservas para reducir el costo de descubrimiento en las probadas. PROBADAS (Mbpce) 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 32, , , , , , , , Millones de barriles de petróleo crudo equivalente. FUENTE: Secretaría de Energía. Petróleos Mexicanos. PROBABLES (Mbpce) 19,000 17,000 15,000 13,000 11,000 9,000 7,000 5,000 12, , , , , , , , POSIBLES (Mbpce) 17,000 15,000 13,000 11,000 9,000 7,000 5,000 11, , , , , , , , Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

2 - Al 31 de diciembre de las reservas totales de hidrocarburos (3P), probadas, probables y posibles, ascendieron a 44,482.7 millones de barriles de petróleo crudo equivalente. Las reservas de crudo ascendieron a 31,211.6 millones de barriles; las de gas seco a 8,817.4 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, y las de líquidos de planta y condensados a 4,453.7 millones de barriles. - En, la ejecución de los proyectos de inversión en desarrollo de campos permitió añadir una reserva 3P por 1,053.2 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, de la cual millones son reservas probadas. Del total de reservas incorporadas, 23.2% se encontró en yacimientos de gas no asociado y 76.8% en los de crudo. Los descubrimientos más importantes se localizan en aguas territoriales del Golfo de México. En, en esa zona se añadió 67.7% (712.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente) del volumen total nacional incorporado. - Por otra parte, en la tasa de restitución de las reservas 3P por descubrimientos fue de 65.7% y representó un incremento de 6 puntos porcentuales, si se compara con En términos de tasa de restitución de reservas probadas por adiciones, revisiones y desarrollo, al 31 de diciembre de, ésta fue de 50.3%, superior en casi 10 puntos porcentuales al año anterior. Estas tasas fueron resultado especialmente de inversiones en desarrollo de campos que permitieron reclasificar reservas probables en probadas, y por nuevos descubrimientos. El factor de recuperación de hidrocarburos en fue de 33%, debido a que el comportamiento de los yacimientos se mantuvo prácticamente estable con respecto a Fortalecer la exploración y producción de crudo y gas, la modernización y ampliación de la capacidad de refinación, el incremento en la capacidad de almacenamiento, suministro y transporte, y el desarrollo de plantas procesadoras de productos derivados y gas Durante, se terminaron 49 pozos de exploración, de los cuales 24 resultaron productores: Para la estimación de las reservas probadas 1P se utilizan los lineamientos de la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, y para las probables y posibles la evaluación está alineada a las definiciones emitidas por la asociación de profesionales Society of Petroleum Engineers, por los comités nacionales World Petroleum Council (WPC) y la American Association of Petroleum Geologists (AAPG). nueve de crudo, 13 de gas seco y dos de gas y condensado. En pozos de desarrollo se terminaron 610, cantidad 3.9% mayor que en el mismo periodo de De ellos, 569 resultaron productores, 267 de crudo y 302 de gas y condensado; además de dos pozos inyectores y tres correspondientes a proyectos especiales. El porcentaje de éxito en pozos de exploración terminados ascendió a 49%, el cual corresponde únicamente a pozos que han incorporado reservas probadas. Con respecto a los pozos de desarrollo el porcentaje de éxito fue de 93.3%. PERFORACIÓN DE POZOS Y EXPLOTACIÓN DE CAMPOS, Concepto 2006 Meta programada Observado Variación % con relación a: Meta programada 2006 Pozos perforados Pozos terminados Pozos exploratorios Productivos 32 n.d. 24 n.a % de éxito 5/ 46.4 n.d n.a. 2.6 Pozos de desarrollo Productivos 541 n.d. 569 n.a. 5.2 % de éxito 2/ 5/ 92.2 n.d n.a. 1.2 Campos descubiertos 3/ 13 n.d. n.d n.a. n.a. Aceite 2 n.d. n.d n.a. n.a. Gas 11 n.d. n.d n.a. n.a. Campos en producción 364 n.d. 352 n.a Pozos en explotación 4/ 6,080 n.d. 6,280 n.a. 3.3 Producción promedio de hidrocarburos totales por pozo (bd) 729 n.d. 699 n.a Pozos perforados hasta el objetivo. 2/ Excluye dos pozos inyectores y tres de proyectos especiales. 3/ Incluye únicamente campos con reservas probadas. 4/ A partir de 2000 es promedio anual. 5/ La variación de los datos observados de respecto de 2006, se refiere a puntos porcentuales. n.a. No aplicable. n.d. No disponible. FUENTE: Secretaría de Energía. Petróleos Mexicanos. En, la producción de petróleo crudo fue de 3,081.7 miles de barriles diarios, 5.3% menor a 2006, por la caída en la producción de crudo pesado, Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 219

3 PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CRUDO, Concepto 2006 Variación % con relación a: Meta programada Observado p/ Meta programada 2006 Total Petróleo Crudo (Mbd) 3, , , Tipo Pesado 2, , , Ligero Superligero Región Regiones marinas 2, , , Noreste 2, , , Cantarell 1, , , Ku-Maloob-Zaap Suroeste Abkatún-Pol-Chuc Litoral Tabasco Región Sur Cinco Presidentes Bellota-Jujo Macuspana Muspac Samaria-Luna Región Norte Poza Rica-Altamira Veracruz La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. p/ Cifras preliminares. FUENTE: Secretaría de Energía. Petróleos Mexicanos. principalmente por la declinación del Activo Integral Cantarell cuya baja fue de 16.9%, equivalente a miles de barriles diarios. Por su parte, el activo Integral Ku-Maloob-Zaap alcanzó una producción 30.6% mayor a la obtenida el año previo, es decir mbd, como resultado de la política de inversiones de la empresa. La producción de crudo ligero y superligero presentó aumento de 0.7% y 10.1%, respectivamente. - De la producción total de petróleo crudo, 1,686.2 miles de barriles diarios se destinaron a la exportación, con una disminución de miles de barriles diarios respecto a lo observado el año anterior, debido a la caída en la producción. La producción de gas natural de 6,058.5 millones de pies cúbicos diarios, registró un incremento de 13.1% respecto al año previo. Este aumento se debe a que las regiones marinas aumentaron su producción 21% y la región norte tuvo un incremento del 14.7%. En la región norte destacan los activos Burgos, por la productividad de sus pozos, y Poza Rica-Altamira debido a la optimización de operaciones e infraestructura de producción; en la Marina Noreste, sobresale Cantarell por el incremento en la producción de pozos con alta relación gas-aceite, y en la Marina Suroeste el activo Litoral de Tabasco. - La producción de gas asociado fue 11.5% mayor respecto a 2006 y representó 56.9% de la producción nacional; la de gas no asociado registró un aumento de 15.3% y en ambos casos se superó la meta programada para. En, la producción total de petrolíferos y gas licuado fue de 1,511.4 miles de barriles diarios, 2.3% inferior a la de Esta variación provino de un descenso en el proceso de líquidos del gas y condensados, fundamentalmente por la reducción en la disponibilidad de gas húmedo amargo, entre otras causas por un alto contenido de nitrógeno, que impactó en forma negativa la producción de gas licuado en 15.2 miles de barriles diarios. A esta situación se sumó una caída en la producción de combustóleo de 24.2 miles de barriles diarios que no se vio compensada con el aumento de 5.9 miles de barriles diarios en la elaboración de diesel. 220 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

4 La producción total de gasolinas para uso automotor mantuvo un nivel similar al de 2006, éste fue el resultado de un aumento de 2.9% en la producción de Pemex Magna, 12 miles de barriles diarios más que el año anterior y una baja de 25.4% en el volumen de la Pemex Premium, 8.9 miles de barriles diarios menos que en Cabe destacar, que la gasolina Pemex Premium es de ultra bajo azufre (UBA) y proviene de las refinerías de Salina Cruz, Cadereyta, Madero y Salamanca, y en menor proporción de Tula. La producción de petroquímicos durante fue de 15,029.4 miles de toneladas, 3.6% mayor respecto al año anterior. Este aumento se debe a que la producción de petroquímicos desregulados creció 8.9% respecto a Cabe mencionar que la producción de petroquímicos básicos disminuyó 2.7% respecto al mismo año de referencia, debido a que en los complejos procesadores de gas hubo una menor disponibilidad de gas húmedo amargo que impactó la producción de etano y naftas (gasolinas naturales). Durante, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) otorgó nueve permisos para la construcción de gasoductos de transporte para usos propios, con una longitud de 71.9 kilómetros, con una capacidad máxima de transporte de millones de pies cúbicos diarios y una inversión de 17.7 millones de dólares. A diciembre de, de acuerdo con datos de la CRE, se encuentran vigentes 184 permisos de transporte y distribución de gas natural: 160 de transporte, dos de Pemex Gas y Petroquímica Básica y 22 de distribución. Fomentar mecanismos de cooperación para la ejecución de proyectos de infraestructura energética de alta tecnología En, conforme al marco jurídico vigente, PEMEX suscribió seis convenios de colaboración no comerciales con compañías petroleras internacionales, con el propósito de intercambiar conocimientos tecnológicos para desarrollar proyectos en exploración y explotación en aguas profundas, producción de crudos pesados e incremento del factor de recuperación en campos terrestres y marinos mediante la aplicación de tecnologías de recuperación mejorada de hidrocarburos. Los convenios de colaboración han demostrado ser un instrumento eficaz para acceder a las mejores prácticas operativas de la industria petrolera internacional, facilitando la adopción de tecnologías de vanguardia como el control operativo de la perforación en aguas profundas; análisis sísmico en ambientes subsalinos; desarrollo conceptual de proyectos en aguas profundas; PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS Y PETROQUÍMICOS, Concepto 2006 Meta programada Variación % con relación a: Observado p/ Meta programada 2006 Petrolíferos (Mbd) 1, , , Gas licuado Gasolinas 2/ Pemex Magna Pemex Premium Otras gasolinas 3/ Diesel Pemex Diesel Combustóleo Otros petrolíferos Petroquímicos (Mt) 14, , , Básicos 4/ 6, , , Desregulados 5/ 7, , , Excluye la mezcla de butanos de Pemex Refinación, ya que en la consolidación de la producción total de gas licuado se duplicarían. 2/ Excluye las gasolinas naturales, ya que se consideran como naftas y forman parte de los petroquímicos básicos. 3/ Incluye la producción de gas nafta de Pemex Petroquímica por considerarse un petrolífero y no un petroquímico desregulado. 4/ Incluye gasolinas naturales. 5/ Excluye gas nafta. p/ Cifras preliminares. FUENTE: Secretaría de Energía. Petróleos Mexicanos. Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 221

5 y recuperación mejorada mediante la inyección de aire, entre otros. PEMEX contribuye con su experiencia en la exploración y explotación de yacimientos carbonatados naturalmente fracturados. Revisar el marco jurídico para hacer de éste un instrumento de desarrollo del sector, fortaleciendo a Petróleos Mexicanos y promoviendo inversión complementaria En la inversión impulsada en PEMEX ascendió a 169,171 millones de pesos, cantidad 8.4% y 7.4% mayor en términos reales al monto erogado en 2006 y al autorizado para, respectivamente. La inversión impulsada no incluye los pagos por amortización de PIDIREGAS de 53,383.5 millones de pesos, de los cuales 44.2% provinieron de inversión presupuestaria y 55.8% del Fondo para la Inversión de PEMEX. La inversión PIDIREGAS representó 89.7% del ejercicio total de la inversión impulsada y consideró 21 proyectos integrales en exploración y producción, cuatro proyectos en el área de refinación, uno para el proceso de gas, y tres en petroquímica. El 10.3% restante de la inversión impulsada, incluida en el gasto presupuestario y en los fondos, se destinó al desarrollo y explotación de campos, y a la construcción de infraestructura complementaria; a adquisiciones, mantenimiento, infraestructura y modernización de instalaciones; y a los programas de seguridad industrial y protección ambiental. INVERSIÓN IMPULSADA EN LA INDUSTRIA PETROLERA, (Millones de pesos en flujo de efectivo) Concepto 2006 Meta programada Observado p/ Variación % con relación a: Meta programada / TOTAL (1+2-A-B) 3/ 150, , , PRESUPUESTARIA 21, , , Física 16, , , PEP 5, , , PR 7, , , PGPB 2, , PPQ 1, n.a Corporativo Amortización de PIDIREGAS (A) 4/ 5, , , INVERSIÓN FUERA DE PRESUPUESTO 157, , , PIDIREGAS 5/ 130, , , PEP 121, , , PR 7, , , PGPB , , PPQ - 1, n.a. Fondo para la Inversión de PEMEX 6/ 27, , , Física 3, , , Amortización de PIDIREGAS (B) 23, , , No incluye inversiones financieras. 2/ Variación en términos reales. Se calculó con el deflactor de del INPC. 3/ La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de cifras. 4/ La variación porcentual respecto al presupuesto original, se explica porque PEMEX cubrió parte de la inversión PIDIREGAS con recursos del Fondo de Ingresos Excedentes Petroleros, abriendo espacios para mayor inversión física distinta de PIDIREGAS y mayor gasto en servicios de mantenimiento y conservación de la entidad. 5/ Se refiere a la inversión financiada. 6/ En 2005 se denominó Fondo de Aprovechamiento para Obras de Infraestructura (AOI), en 2006 el Fondo de Aprovechamiento sobre Recursos Excedentes (ARE), y en el Fondo de Ingresos Excedentes (FIEX). La meta programada considera el FIEX por 32,524 millones de pesos, cuya autorización fue posterior al Presupuesto de Egresos de la Federación de. El monto en, se integra por 32,127.5 millones de pesos del FIEX, millones del ARE, y millones del AOI. n.a. No aplicable. p/ Cifras preliminares (para PIDIREGAS y Fondo para la Inversión son estimados de cierre). FUENTE: Secretaría de Energía. Petróleos Mexicanos. 222 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

6 - En exploración y producción de petróleo crudo y gas natural la inversión impulsada fue de 147,991.6 millones de pesos, primordialmente en los proyectos integrales Ku-Maloob-Zaap, Cantarell, Programa Estratégico de Gas, Burgos y Antonio J. Bermúdez. La inversión en estos proyectos representó 75.1% del monto del total ejercido en esta actividad. Para almacenar y procesar crudo Maya de los campos de Ku-Maloob-Zaap y realizar el mezclado de crudos, se adquirió un Sistema Flotante de Producción (FPSO), con capacidad de separación de 200 mil barriles diarios, 120 millones de pies cúbicos diarios de compresión, y 2,200 miles de barriles de almacenamiento. La unidad flotante inició operaciones el 12 de junio, siendo la primera de este tipo en el Golfo de México y la de mayor capacidad de mezclado en el mundo. Ante la expectativa de una mayor producción de gas húmedo dulce y condensado, PEMEX ejerció un presupuesto de inversión impulsada de 3,915.3 millones de pesos, 24.9% de los recursos destinados a las actividades de exploración y producción, para continuar el desarrollo de la infraestructura para el proceso de gas natural, gas licuado y petroquímicos básicos. En inició la construcción de las plantas criogénicas modulares V y VI en el Complejo Procesador de Gas Burgos, ubicado en la Estación 19 de Reynosa, con una capacidad de proceso de 200 millones de pies cúbicos diarios cada una. Esto permitirá procesar, a finales de 2008 en ese complejo, 1,200 millones de pies cúbicos diarios de gas húmedo dulce proveniente de la Cuenca de Burgos. - La inversión impulsada en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) permitió incrementar el volumen y la proporción de crudo pesado procesado en las refinerías de Cadereyta, Tula, Salamanca y Madero, y continuar la reconfiguración de la refinería de Minatitlán, iniciada en 2004 y que se prevé concluir en El monto ejercido en el área de refinación fue de 15,921 millones de pesos. Al concluir los trabajos de reconfiguración en la refinería de Minatitlán, ésta contará con una capacidad de proceso de 285 mil barriles diarios de petróleo crudo; aumentará la producción de gasolinas en 59 mil barriles diarios (20 mil de Pemex Magna y 39 mil de Pemex Premium) y de diesel y turbosina por un total de 36 mil barriles diarios. Para cumplir con la norma NOM-086, relativa a la calidad de combustibles, PEMEX desarrolla la infraestructura necesaria para satisfacer la demanda de gasolina y diesel de ultra bajo azufre, que se ha cubierto en su mayoría con importaciones. Asimismo, con el propósito de mejorar la operación y los procesos de distribución, se diseñó la Estrategia Integral de Logística de Suministro con base en sistemas de suministro de menor costo: ductos y transporte marítimo. Dadas las condiciones actuales, para asegurar el abasto de gasolina al Valle de México se requiere incrementar la infraestructura de importación del producto. Para tal efecto se desarrolla el proyecto Sistema de Almacenamiento y Distribución de Tuxpan- México que incluye la modernización del muelle en Tuxpan, la construcción de almacenamiento, un poliducto nuevo y modernización de las estaciones de bombeo. - En, la inversión impulsada en el área de petroquímica ascendió a 1,115.6 millones de pesos. Los recursos se destinaron en particular al inicio de los trabajos para la modernización y ampliación del tren de aromáticos del Complejo Petroquímico La Cangrejera, así como a la ampliación de las plantas de estireno de 150 a 250 miles de toneladas anuales y de etileno de 600 a 850 mil toneladas anuales de este complejo; y para las ampliaciones de las plantas de etileno de 600 a 900 miles de toneladas anuales, y de óxido de etileno de 225 a 360 miles de toneladas anuales del Complejo Petroquímico Morelos. - El Corporativo de PEMEX ejerció millones de pesos principalmente en la adquisición de bienes muebles e inmuebles, 37.3% menor en términos reales a Los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF), responden a la búsqueda de nuevos esquemas de contratación para aumentar la producción de hidrocarburos en México y reducir las importaciones de gas natural. Al cierre de se tenían nueve contratos correspondientes a los bloques Reynosa- Monterrey, Cuervito, Misión, Fronterizo, Olmos, Pandura-Anáhuac, Pirineo, Nejo y Monclova. Con estos contratos, al cierre de, se obtuvo una producción total de millones de pies cúbicos diarios, cantidad que representó 13.4% de la producción total del Activo Integral Burgos. En diciembre de se emitió un nuevo Reglamento de Gas Licuado de Petróleo con el propósito de favorecer una mayor competencia en Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 223

7 dicha industria y abrir nuevas opciones de abasto para los consumidores de este energético. Adoptar las mejores prácticas de gobierno corporativo y atender las áreas de oportunidad de mejora operativa Conforme a los lineamientos emitidos por las secretarías de Energía y de la Función Pública, relativos a la integración y funcionamiento de los Comités de Auditoría Independientes (CAIs), en octubre de, el Consejo de Administración de PEMEX determinó las percepciones y la periodicidad de pago de los vocales que integrarán el comité de la empresa, una vez que sean propuestos y designados por dichas dependencias. Con esta acción se fortalece la transparencia, la rendición de cuentas de las actividades de PEMEX, y se impulsa la prevención y administración de eventuales riesgos institucionales. PEMEX definió, desde 2004, una estrategia integral para el cumplimiento de la Ley Sarbanes Oxley (Ley SOX), específicamente en lo relativo a la Sección 404. Esta estrategia consta principalmente de dos líneas de acción: documentar y evaluar el Sistema de Control Interno en los procesos que generan la información financiera importante conforme a la Sección 404; y atender el resto de las secciones que aplican a la empresa. - Al cierre de, se documentaron diversos controles que por su importancia, calificaron como relevantes para la Ley Sarbanes Oxley (Ley SOX). Una consultoría externa revisó las matrices de riesgo y control elaboradas para 12 ciclos de transacciones de la empresa, y con base en las mejores prácticas, se determinó conveniente realizar matrices de controles adicionales para cada uno de los ciclos de transacciones, elaborándose 14 matrices de controles a nivel de las entidades que integran la industria petrolera. Fortalecer las tareas de mantenimiento, así como las medidas de seguridad y de mitigación del impacto ambiental Con el propósito de mejorar la eficiencia y eficacia del proceso de mantenimiento, bajo un contexto de beneficio institucional, PEMEX transita de un mantenimiento reactivo a un Modelo de Gestión del Mantenimiento basado en los principios de la La Ley Sarbanes Oxley (SOX) emitida en Estados Unidos tiene por objeto restablecer la confianza del público inversionista en los mercados de capital, fortalecer los gobiernos corporativos, lograr mayor transparencia de sus obligaciones, reforzar la independencia de los auditores externos, y ampliar las sanciones por acciones indebidas de los distintos responsables. administración por procesos. En este modelo la aplicación de metodologías y mejores prácticas a nivel mundial, es requisito indispensable para lograr mayores índices de confiabilidad, disponibilidad e integridad física de activos. - El modelo cuenta con tres columnas vertebrales: integridad de activos, administración del mantenimiento, e ingeniería de confiabilidad, cada una de ellas conformada por elementos de mejores prácticas de mantenimiento a nivel mundial. - En, concluyó la revisión del censo de activos críticos y se determinó su criticidad conforme al procedimiento corporativo; se implantó en todos los centros de trabajo la taxonomía de los equipos; se formularon procedimientos, lineamientos y guías corporativas del mantenimiento; mismos que son autorizados en la Comisión Asesora Interorganismos conforme a las mejores prácticas internacionales aplicables a la empresa. En, el aprovechamiento del gas natural como porcentaje de su extracción, fue de 91%, menor en 4 puntos porcentuales a lo registrado en 2006, como resultado del envío a la atmósfera de millones de pies cúbicos de gas natural. Esto se originó por problemas operativos y mantenimiento de los equipos de compresión en plataformas, así como por una mayor producción de gas con alto contenido de nitrógeno en la Región Marina Noreste y por el rechazo de gas en plantas por fallas en el suministro de energía eléctrica. Durante, el índice global de utilización de la capacidad instalada en las plantas de proceso del Sistema Nacional de Refinación fue de 75.6%, menor en 1.3 puntos porcentuales al nivel de Esto se debió, principalmente a una menor utilización de las plantas hidrodesulfuradoras de residuales. Sin embargo, destaca el aumento en las plantas de Metil Terbutil Eter (MTBE), hidrodesulfuradoras de gasolinas y las reformadoras con un nivel de utilización de 75.6%, 81% y 73.8%, respectivamente. En el porcentaje de utilización de las plantas en operación de Pemex Petroquímica fue de 80.5%, 4.8 puntos porcentuales menor al de Esto se debe a que se disminuyó la utilización de la capacidad, principalmente en los complejos petroquímicos La Cangrejera, por reparaciones de la planta fraccionadora, y en Morelos por mantenimiento general a la planta de etileno. Asimismo, los complejos Escolín e Independencia, disminuyeron su utilización por restricciones en el suministro de etileno y como estrategia comercial de reducción en la producción de metanol, respectivamente. Este comportamiento no se compensó con la mayor utilización de la capacidad 224 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

8 de los complejos petroquímicos de Cosoleacaque, Pajaritos y Tula. El Índice de frecuencia de accidentes en fue de 0.60 accidentes por millón de horas-hombre laboradas, 10.4% menor al del año previo. Pemex Refinación, Pemex Petroquímica y el Corporativo de PEMEX mejoraron su desempeño. Pemex Gas y Petroquímica Básica, continuó presentando el mejor índice con un valor de 0.10 accidentes por millón de horas laboradas, a pesar de haber experimentado en un accidente más con respecto a los dos registrados en En Pemex Exploración y Producción su indicador se vio afectado por un mayor número de accidentes, en especial en la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP), al pasar de 2.6 accidentes por millón de horashombre en 2006 a 3.3 accidentes por millón de horas-hombre en. El Índice de gravedad de accidentes fue de 35 días perdidos por millón de horas-hombre laboradas en, lo que significó una reducción de 51.4% respecto a El seguimiento a las tareas de implantación del Sistema para la Administración Integral de la Seguridad, Salud y Protección Ambiental, permitió que para el índice de gravedad todos los organismos subsidiarios mejoraran significativamente su desempeño, con excepción de Pemex Exploración y Producción, organismo en el que el índice de gravedad se incrementó 11% debido a la mayor severidad de los accidentes en sus activos. Para abatir el Índice de emisiones de contaminantes al aire PEMEX contempla la construcción de cuatro plantas recuperadoras de azufre, la modernización de dos y la rehabilitación de 21. También se llevó a cabo el Programa de reducción de la emisión de gases de efecto invernadero para mejorar la calidad del aire en Salamanca, entre otras acciones. Cabe resaltar que durante, PEMEX cumplió con todas las normas de emisiones al aire; sin embargo, debido al rechazo de gas amargo, a libranzas en Pemex Exploración y Producción y a los procesos de recuperación asistida en el Activo Cantarell, las emisiones de bióxido de azufre (SO2) fueron 10.6% mayores que las del año anterior y, las emisiones totales, se incrementaron en 12.2% respecto a lo registrado en En, las descargas de agua cumplieron con la normatividad vigente pese a que el Índice de descargas de contaminantes al agua fue 14.8% mayor respecto a Esto se explica particularmente por el incremento en las descargas de sólidos suspendidos totales, y grasas y aceites, debido al mantenimiento en plantas de tratamiento de aguas residuales, torres de enfriamiento, cárcamos y sistemas de efluentes. Para reducir el consumo de agua y mejorar la calidad de las descargas, se avanzó en la construcción de una planta de tratamiento de aguas negras en Madero y en la optimización y rehabilitación de procesos. La Dirección General de Gas LP de la Secretaría de Energía, en realizó un total de 4,052 verificaciones a instalaciones que emplean gas LP, lo anterior con el propósito de garantizar la operación de este tipo de instalaciones con apego a las medidas de seguridad que contempla la normatividad en la materia. Esta cifra representó aproximadamente el 90% de los permisos vigentes en materia de gas LP. - Las verificaciones practicadas se llevaron a cabo con fundamento en la Ley Federal de Procedimiento Administrativo, la Ley Federal sobre Metrología y Normalización y su Reglamento, y el Reglamento de Gas Licuado de Petróleo, a través de dos modalidades: Mediante visitas de inspección para verificar el cumplimiento de las especificaciones contenidas en las Normas Oficiales Mexicanas en materia de gas LP y en el Reglamento de Gas Licuado de Petróleo. Por medio de requerimiento de información a los permisionarios de gas LP, mediante el cual se solicita la presentación de un dictamen técnico avalado y elaborado por una Unidad de Verificación acreditada en las normas correspondientes y aprobadas por la propia Secretaría de Energía. En materia del abatimiento del pasivo ambiental de PEMEX, se estima un avance de 43% a finales de, con relación a las 261 presas registradas en Se tiene como meta la eliminación total de este pasivo al término de Del inventario total, 147 presas se localizan en Altamira, Tamaulipas. - Con relación a la restauración de superficies afectadas, al cierre del ejercicio, se contaba con un inventario de 530 hectáreas, resultado de la restauración de 147 hectáreas localizadas principalmente en Veracruz y Tamaulipas. En, destacó la restauración de 22 hectáreas en el Pantano Santa Alejandrina y en la ex-refinería de Azcapotzalco. Las presas se emplean para el almacenamiento y tratamiento de agua que contiene elementos residuales de la extracción de petróleo crudo y de las fracciones intermedias de las distintas etapas de los procesos de refinación. Estos residuales se conforman, entre otros, por ácido sulfhídrico y sulfúrico, compuestos nitrogenados y metales como el vanadio. Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 225

9 Respecto a los indicadores de productividad en la industria petrolera, el rendimiento global de recuperación de propano en los complejos procesadores de gas fue de 94.7%, 1.7 puntos porcentuales menos que el año previo, debido a un alto contenido de nitrógeno en el gas amargo marino que impactó a los Centros Procesadores de Gas La Venta y Ciudad PEMEX, complejos en donde se obtuvo un rendimiento de 85.9% y 76.2%, respectivamente. Esta baja en el rendimiento no se vio compensada con el aumento registrado en el Centro Procesador de Gas Burgos que reportó un rendimiento de 97.9%. En cumplimiento a las normas de contenido de azufre en combustibles, y a su calendario de entrada en vigor, PEMEX durante continuó la adecuación de sus procesos, así como la importación de productos para satisfacer la demanda. La especificación de la calidad de las gasolinas establecida en la NOM-086 reduce el contenido de azufre a 30 partes por millón (ppm) en promedio y 80 ppm como máximo para las gasolinas, contrastando con el nivel anterior de azufre permitido en la gasolina Pemex Premium de 250 a 300 ppm y en la gasolina Pemex Magna de 500 a 1000 ppm dependiendo de la zona geográfica de venta. - A partir de octubre de 2006 la gasolina Pemex Premium, comenzó a ser sustituida en todo el país, por gasolina Pemex Premium Ultra Bajo Azufre (UBA). La gasolina Pemex Magna UBA se introducirá a partir de octubre de 2008 en las zonas metropolitanas del Valle de México, Monterrey y Guadalajara y desde enero de 2009 en el resto del país. El Pemex Diesel UBA de 15 ppm de azufre en comparación con las 500 ppm anteriores comenzó a venderse en enero de en la frontera norte del país. Modernizar y ampliar la capacidad de refinación, en especial de crudos pesados Actualmente, Pemex Refinación cuenta con seis refinerías con capacidad de destilación atmosférica para procesar hasta 1.5 millones de barriles diarios, lo que permite abastecer a una parte del mercado nacional de combustibles, por medio de una red de almacenamiento de 77 terminales terrestres y 15 terminales marítimas. La comercialización de productos se realiza por medio de contratos directos, 7,801 estaciones de servicio franquiciadas y distribuidores. Con relación a las importaciones de gasolinas, gas licuado, gas natural y petroquímicos, y su proporción respecto al consumo interno, se alcanzaron los resultados siguientes: - En la importación de gasolinas para uso automotor por miles de barriles diarios, siguió la tendencia creciente presentada en los últimos años, alcanzando un crecimiento de 10.3% respecto a 2006 si consideramos la maquila realizada en el exterior. Este comportamiento se debió al aumento de 5.8% de la demanda interna, mientras que la producción nacional se mantuvo sin cambios significativos. Además de lo anterior, después de ocho años, en marzo de concluyó el contrato para maquila de crudo con la refinería de Deer Park, por lo tanto, las gasolinas que eran maquiladas en el exterior en años anteriores se contabilizaron como importaciones para. Este cambio implicó un crecimiento en las importaciones de 47.5% respecto a Las importaciones representaron 64.8% de la producción de gasolinas, 20.9 puntos porcentuales más que el año previo. En cuanto a la demanda interna esta relación fue de 38.9%, 11 puntos porcentuales más que en Las importaciones de gas licuado alcanzaron 83.6 miles de barriles diarios, volumen 10.6% mayor respecto a 2006, debido principalmente a una menor disponibilidad de condensados por baja en su producción. Las importaciones representaron 37.1% de la producción nacional y 27.8% del consumo interno, 5.7 y 3.1 puntos porcentuales más que en el año previo, en el orden citado. - De gas natural se importaron millones de pies cúbicos diarios, lo que representó el 12.9% del consumo interno cuando en 2006 era el 15.3%. La importación de gas natural tuvo una disminución de 12% respecto a 2006 debido a las inversiones de PEMEX orientadas a la producción de este combustible. De esta manera, la importación representó 6.6% de la producción nacional, 1.8 puntos porcentuales menor que en Las importaciones de productos petroquímicos de PEMEX, aumentaron 6.4% respecto a 2006, situándose en 270 miles de toneladas, debido principalmente al efecto combinado de una mayor importación de metanol y tolueno y una disminución de amoníaco. De esta forma, las importaciones representaron 1.8% de la producción nacional, y 6.7% de la demanda interna, ambos valores similares a los registrados el año previo. Durante, el Índice de rendimiento en la obtención de gasolinas y de destilados intermedios (diesel y turbosina) fue de 66.5%, que comparado a lo obtenido en 2006 significó un aumento de 1.5 puntos porcentuales debido a un mayor índice de ocupación de las plantas de proceso y a su optimización. Las refinerías de Madero y Cadereyta tuvieron porcentajes de 77.4% y 83.6%; seguidas en importancia por las refinerías de Tula, Salina Cruz, Salamanca y Minatitlán con 64.7%, 62.3%, 62% y 50.8%, respectivamente. 226 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

10 Para el indicador Días de autonomía en terminales de almacenamiento críticos para las gasolinas y el diesel, se destaca: - Hasta octubre de, los días de autonomía en terminales de almacenamiento críticas fueron de 2.4 para la gasolina y 3.1 para diesel, esto refleja un pequeño aumento en relación a 2006, en donde los días de autonomía fueron de 2.1 y 2.8, respectivamente, lo que significa una mayor garantía en el abasto de estos combustibles. Los días de autonomía son el tiempo que las terminales pueden abastecer la demanda sin recibir producto de producción o importación. Mejorar la competitividad del servicio eléctrico con un enfoque integral y niveles tarifarios que cubran costos relacionados con una operación eficiente de las empresas La estrategia adoptada para mejorar la competitividad del servicio eléctrico en la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se ha basado en fortalecer el capital intelectual, operativo y administrativo de la entidad; innovar y aplicar tecnologías de punta y las mejores prácticas de las empresas eléctricas internacionales; aprovechar el capital privado en la construcción de infraestructura eléctrica, así como respetar el medio ambiente y avanzar hacia la reducción continua de costos en todos los procesos de energía eléctrica. Por su parte, Luz y Fuerza del Centro (LFC) ha promovido la construcción y sustitución de plantas de generación por unidades de mayor capacidad y eficiencia, obteniendo de esta manera ahorros en el consumo de combustibles, que se han reflejado en la disminución del costo del kilowatt hora (KWH). Además, durante, LFC continuó con la puesta en servicio del proyecto de Adquisición e Instalación de 14 plantas de Generación Distribuida de 32 MW cada una, contando hasta diciembre de con nueve plantas en operación comercial. Niveles promedio de costos unitarios de la generación de energía eléctrica por tipo de planta: termoeléctrica, hidroeléctrica, carboeléctrica, geotermoeléctrica, nucleoeléctrica y eoloeléctrica. - En la Comisión Federal de Electricidad, los costos unitarios de producción de energía eléctrica por tipo de planta, incluyen remuneraciones y prestaciones al personal, energéticos y fuerza comprada, mantenimiento y servicios generales por contrato, materiales de mantenimiento y consumo, impuestos y derechos, costo de obligaciones laborales, depreciación, costos indirectos del COSTOS UNITARIOS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA, (Pesos/megawatts/hora) Concepto 2006 Comisión Federal de Electricidad corporativo, aprovechamiento, costo financiero y otros gastos. En las plantas termoeléctricas, la disminución en el costo de gas natural en de 6.6% con respecto a 2006, impactó positivamente los costos de generación de energía eléctrica. Además, como consecuencia del incremento en la eficiencia térmica de las unidades generadoras, con base en la aplicación del mantenimiento programado y el desarrollo de proyectos de Rehabilitación y Modernización (RM), el consumo de combustible fue menor, favoreciendo los costos de producción de energía eléctrica. Con respecto a la generación hidroeléctrica, los costos unitarios de generación fueron de pesos por megawatt-hora, cantidad mayor en 60.4 pesos por megawatt-hora, respecto a 2006, debido al incremento en el costo financiero de las nuevas unidades de generación. - Para LFC, el costo promedio de producción en plantas termoeléctricas durante el año fue de 2,158.9 millones de pesos, con una generación obtenida de 1,503,515.1 megawatts-hora, mientras que el costo promedio de producción en centrales hidroeléctricas fue de millones de Megawatt-hora: equivale a mil kilowatts-hora. Observado Variación % con relación a 2006 Termoeléctrica 1, , Turbogas y ciclo combinado 1, , Diesel 6, , Vapor 1, , Carboeléctrica y dual Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Nuclear Hidroeléctrica Luz y Fuerza del Centro Termoeléctrica 1, , Hidroeléctrica Variación en términos reales. Se calculó con el deflactor de del INPC. FUENTE: Secretaría de Energía. Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro. Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 227

11 pesos, obteniendo una generación de 935,554.8 megawatts-hora. Los costos unitarios de producción en LFC por generación de energía eléctrica durante fueron de 1,435.9 pesos/megawatt-hora en las centrales termoeléctricas, cantidad menor en pesos/megawatt-hora, con relación a lo consignado en 2006, debido a la entrada en operación de nueve unidades de generación distribuida. En las plantas hidroeléctricas fue de pesos/megawatt-hora, cantidad mayor en 39.8 pesos/megawatt-hora respecto al año anterior, debido al disturbio generalizado en la central hidroeléctrica Tepexic, ocasionando daños en diversos componentes de las unidades de generación 1, 2 y 3. Debido a que el costo del gas natural en reflejó una disminución en su valor de 2.3%, al pasar de pesos por metro cúbico en diciembre de 2006 a pesos en diciembre de, el impacto en los costos de generación de energía eléctrica durante para LFC, se tradujo en un costo total para la adquisición de gas natural por 1,709.7 millones de pesos, destinándose así el 79.2% de los costos totales de producción para la compra de este insumo. La estrategia para la reducción de los costos de generación de energía eléctrica en CFE se basa en la mejora de eficiencia térmica, mediante la modernización y rehabilitación de centrales termoeléctricas, así como la utilización de nuevas tecnologías en centrales de ciclo combinado, mientras que en el caso de LFC, la estrategia se basa en instalar plantas de generación distribuida que incrementan la eficiencia, la confiabilidad y la capacidad instalada. La política de tarifas eléctricas se ha encaminado a recuperar paulatinamente el nivel financiero de las empresas suministradoras de energía eléctrica CFE y LFC, mediante la aplicación de tarifas con tendencia a reflejar el costo real de suministro en sus diferentes etapas. Es así que se han establecido tarifas que tienden a limitar el subsidio otorgado, aplicando nuevas estructuras y mecanismos de ajuste que coadyuven a mantenerlas en términos reales. La diferencia en el costo al que CFE y LFC adquieren el gas natural, se debe a que cuentan con distintas condiciones de suministro y de logística de transporte de acuerdo al origen y destino del gas que consumen. Como consecuencia de los ajustes a las tarifas, en el precio medio al consumidor a nivel total, alcanzó un valor de 1.18 pesos por kilowatt-hora, frente al valor observado de 1.14 pesos por kilowatthora en La relación precio-costo total aumentó de 0.69 a 0.75, como resultado del diferencial en las variaciones del precio medio y del costo medio. La relación precio-costo en el sector industrial registró un ligero retroceso al situar su indicador en 0.70, el sector servicios consignó un ligero avance para situarse en niveles de 0.67 y los sectores doméstico y comercial reportaron los mismos niveles que en 2006, llevando el indicador global a En CFE, el precio medio fue de 1.14 pesos/kilowatthora, con un aumento de 4 centavos nominales con relación al 1.10 pesos/kilowatt-hora reportados en En tanto la relación precio-costo fue de 0.76 puntos, mayor en 0.01 a los 0.75 consignados en Para LFC el precio medio fue de 1.35 pesos/kilowatthora, con un aumento de cuatro centavos con relación a La relación precio-costo fue de 0.53, manteniendo el mismo nivel del año anterior. Como resultado de la relación precio-costo del servicio eléctrico, se otorgó a los consumidores finales subsidios por un monto de mil millones de pesos, monto ligeramente mayor en 0.02% en términos reales a los 96.8 mil millones reportados en Los subsidios otorgados por la CFE a los distintos sectores de consumo alcanzaron 65 mil millones de pesos, lo que representa, en términos reales, una disminución de 0.2% respecto al año inmediato anterior. Por su parte, LFC canalizó subsidios a los usuarios finales por un monto de 35.6 mil millones de pesos, cifra ligeramente mayor en 0.3% real respecto a los 34.2 mil millones de pesos otorgados en Desarrollar la infraestructura requerida para la prestación del servicio de energía eléctrica con un alto nivel de confiabilidad, impulsando el desarrollo de proyectos bajo las modalidades que no constituyen servicio público La inversión impulsada, sin incluir los pagos de amortización de PIDIREGAS por 7,541.2 millones de pesos, se ubicó en 32,548.2 millones de pesos, cantidad menor en 24.5% en términos reales 228 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

12 INVERSIÓN IMPULSADA EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA, (Millones de pesos en flujo de efectivo) Concepto 2006 Meta programada Observado p/ Meta programada Variación % con relación a: Total ( ) 2/ 41, , , Inversión Física Presupuestaria 26, , , Comisión Federal de Electricidad 21, , , Inversión Física 14, , , Amortización de PIDIREGAS 3/ 7, , , Luz y Fuerza del Centro 4, , , Inversión Física 4, , , Inversión Fuera de Presupuesto 4/ 5/ 22, , , PIDIREGAS de la Comisión Federal de Electricidad 22, , , Variación en términos reales. Se calculó con el deflactor de del INPC. 2/ La suma de los parciales puede no coincidir con el total, debido al redondeo de las cifras. 3/ Incluye pagos de BLT s: en 2006 por 1,538.1 millones de pesos; para meta programada por millones de pesos y para el observado por millones de pesos. Los BLT s, por sus siglas en inglés Building-Leasing-Transfer, se refieren a Construcción-Arrendamiento-Transferencia, un esquema de financiamiento para la ampliación de infraestructura energética con participación privada. 4/ La inversión financiada son obras cuya ejecución se encomienda a empresas de los sectores privado y social, previa licitación pública. Dichas empresas llevan a cabo las inversiones respectivas por cuenta y orden de la Comisión Federal de Electricidad y cubren el costo de los proyectos durante el periodo de su construcción. 5/ En la columna de observado, incluye inversión física por millones de pesos del Fondo Nacional de Desastres Naturales (FONDEN), Plan de Contingencia Río Grijalva, Chiapas. p/ Cifras preliminares. FUENTE: Secretaría de Energía. Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro respecto al monto erogado en 2006 y en 34% al autorizado para. - La inversión física presupuestaria fue de 27,095.6 millones de pesos, equivalente a una disminución real del 2.7% respecto de En el caso de CFE esto se debió al subejercicio de 1,518.9 millones de pesos por concepto de la Obra Pública Central Hidroeléctrica La Parota por retraso en la licitación y sus efectos, y en la central hidroeléctrica La Yesca por retraso en derechos inmobiliarios, entre otras. Asimismo, existió un menor pago de PIDIREGAS por el diferimiento de entrega de obra programada y reprogramación de mantenimientos. - La inversión PIDIREGAS también disminuyó, debido a proyectos que todavía se encuentran en proceso de licitación y que corresponden, principalmente, a proyectos bajo la modalidad de Productores Independientes de Energía. Con relación a la capacidad de generación eléctrica de CFE, ésta se incrementó en 1,996.9 megawatts en con la entrada en operación comercial de las centrales termoeléctricas Tamazunchale (1,135 megawatts) y Baja California Sur U-2 (41.9 megawatts), así como la hidroeléctrica El Cajón (750 megawatts) y la eoloeléctrica La Venta II (83.3 megawatts); adicionalmente, CFE reportó un incremento neto de capacidad por 51.7 megawatts en diferentes unidades de generación y el decremento de capacidad complementaria por 65 megawatts del Productor Independiente de Energía Bajío (El Sauz). Cabe mencionar que también se concluyó la rehabilitación y modernización de la central Emilio Portes Gil Unidad 4. Asimismo, en, con recursos privados se concluyó la construcción de 10 paquetes de obras de transmisión y transformación, incorporando a la red eléctrica 1,366.4 kilómetros-circuito, 3,490 megavoltios amperes, megavoltios amperios reactivos y 168 alimentadores. Adicionalmente, en con recursos presupuestarios se concluyó la construcción de 10 líneas de transmisión con kilómetros-circuito, de 19 subestaciones con una capacidad de 810 megavoltios amperes, 24.9 megavoltios amperes reactivos y 31 alimentadores. La generación bruta de energía eléctrica en, fue de 262,219.2 gigawatts-hora, mayor en 2.9% a lo obtenido en La generación bruta de energía eléctrica de CFE en el año, incluyendo Productores Independientes de Energía, fue de 228,487.5 gigawatts-hora, superior en 3% al nivel de Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 229

13 CAPACIDAD INSTALADA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, (Megawatts) Concepto 2006 Variación % con relación a: Meta programada Observado p/ Meta programada 2006 Total 56, , , Subtotal CFE y LFC 48, , , CFE 2/ 47, , , Termoeléctrica 32, , , Productor Independiente 3/ 10, , , Hidroeléctrica 10, , , Carboeléctrica 2, , , Geotermoeléctrica Nucleoeléctrica 1, , , Eoloeléctrica ,786.4 LFC 1, , , Termoeléctrica , Hidroeléctrica Subtotal permisionarios 4/ 7, , , Autoabastecimiento 5/ 4, , , Cogeneración 5/ 1, , , Usos propios continuos Exportación 1, Capacidad de generación/margen de reserva 6/ Capacidad de generación/margen de reserva operativo 7/ La suma de los parciales puede no coincidir con el total debido al redondeo de las cifras. 2/ Incluye variaciones de capacidad efectiva en operación de Productores Independientes y de unidades termoeléctricas y geotermoeléctricas. 3/ En algunos casos se denomina Productor Externo de Energía (PEEs). Se refiere a capacidad demostrada de generación neta facturada y la puesta en servicio. 4/ Corresponde a lo reportado a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), por los permisionarios en operación. Excluye productor independiente, debido a que ya se considera dentro de CFE la capacidad neta contratada. 5/ Incluye proyectos de PEMEX. 6/ Se refiere a la diferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico expresada como porcentaje de la demanda máxima coincidente. 7/ Se refiere a la relación de los Recursos Totales de Capacidad Disponible entre Demanda Máxima Bruta Coincidente. p/ Cifras preliminares. FUENTE: Secretaría de Energía. Comisión Federal de Electricidad. Luz y Fuerza del Centro y Comisión Reguladora de Energía. - En, LFC obtuvo un volumen de generación bruta de 2,439.2 gigawatts-hora, incrementándose en un 46.3% respecto a Los resultados obtenidos en las centrales generadoras fueron los siguientes: Termoeléctricas. La capacidad de generación bruta se incrementó en 19.5%, respecto a lo programado para, debido principalmente a la entrada en operación de nueve unidades de generación distribuida, instaladas en las subestaciones eléctricas de Atenco, Victoria, Villa de las Flores, Remedios, Ecatepec, Cuautitlán, Coyotepec 1, Coyotepec 2 y Vallejo, así como a que estas unidades fueron despachadas a carga máxima y a un mayor número de horas de las programadas. Hidroeléctricas. La capacidad de generación bruta disminuyó 3%, respecto a lo programado para, provocado principalmente por el disturbio generalizado en la Central Hidroeléctrica Tepexic, dejando fuera de servicio las unidades 1 y 2. No obstante, la central hidroeléctrica Lerma generó por arriba del régimen previsto gracias a la disponibilidad de agua almacenada en la presa, permitiendo 230 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

14 una mayor extracción de acuerdo a la autorización de la Comisión Nacional del Agua (CONAGUA). Con el fin de mantener y superar la calidad del servicio, alimentar las cargas existentes y de nueva generación eléctrica, contar con reservas para emergencias y disminuir interrupciones, al cierre de la CFE construyó, instaló y amplió un total de 12,114.2 kilómetros de líneas de transmisión, subtransmisión y distribución, lo que ubicó a la empresa en 712,790.1 kilómetros de extensión total, cifra 1.7% superior a la del mismo periodo del año anterior. Las acciones de LFC se han orientado a mantener la confiabilidad del sistema eléctrico y a expandir la infraestructura eléctrica para satisfacer la demanda de energía en su área de influencia. La capacidad instalada en subestaciones se amplió con la puesta GENERACIÓN BRUTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA, (Gigawatts-hora) Concepto 2006 en servicio de megavoltios amperios. En las redes de distribución aérea y subterránea (media y baja tensión), se alcanzó un incremento en la longitud por kilómetros, alcanzándose una longitud total de 33,907.8 kilómetros al cierre de. Fortalecer a las empresas del sector, con la utilización de sistemas de calidad y de tecnología de punta, y promoviendo un uso más eficiente de su gasto corriente y de inversión Para promover un uso más eficiente del gasto corriente y de inversión, la CFE recertificará la totalidad de los procesos de los sistemas de calidad y el uso de tecnología más eficiente, cumpliendo con las medidas de austeridad y disciplina del gasto de la Administración Pública Federal (APF). De la misma manera, el desempeño de LFC estuvo sujeto al Variación % con relación a: Meta programada Observado p/ Meta programada 2006 Total 254, , , Subtotal CFE y LFC 223, , , CFE 221, , , Termoeléctricas 2/ 157, , , Productor independiente 3/ 59, , , Hidroeléctrica 29, , , Carboeléctrica 17, , , Geotermoeléctrica 6, , , Nucleoeléctrica 10, , , Eoloeléctrica , LFC 1, , , Termoeléctricas , , Hidroeléctrica Subtotal permisionarios 4/ 31, , , Autoabastecimiento 5/ 15, , , Cogeneración 5/ 7, , , Usos propios continuos 1, , , Exportación 6, , , La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras. 2/ Termoeléctricas incluye la generación de los Productores Independientes de Energía. 3/ También se le denomina Productor Externo de Energía (PEEs). Se refiere a generación de energía de productores independientes para el servicio público, entregada en el punto de interconexión. 4/ Corresponde a lo reportado a la Comisión Reguladora de Energía (CRE), por los permisionarios en operación. Excluye productor independiente, debido a que ya se reporta dentro de CFE la generación de energía entregada en el punto de interconexión. 5/ Incluye proyectos de PEMEX. p/ Cifras preliminares. FUENTE: Secretaría de Energía. Comisión Federal de Electricidad, Luz y Fuerza del Centro y Comisión Reguladora de Energía. Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 231

15 INFRAESTRUCTURA DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA, Concepto 2006 Meta programada Observado p/ Meta programada Variación % con relación a: RED ELÉCTRICA (Km) 733, , , CFE 700, , , Transmisión 47, , , Subtransmisión 46, , , Distribución 606, , , LFC 32, , ,907.8 n.s. 3.0 Transmisión Subtransmisión 3, , , Distribución 29, , , Redes de subestaciones de distribución (MVA) 57, , , CFE 41, , , LFC 16, , , Redes de subestaciones de transformación (MVA) 150, , , CFE 136, , , LFC 13, , , La suma de los parciales puede no coincidir con los totales debido al redondeo de las cifras. n.s. No significativo. p/ Cifras preliminares. FUENTE: Secretaría de Energía. Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro Decreto que establece las medidas de austeridad y disciplina del gasto de la APF. Durante los principales indicadores de productividad del sector eléctrico nacional reportaron los siguientes resultados: - Hasta diciembre de las pérdidas de energía en CFE registraron un decremento de 2.5% con respecto a diciembre de En LFC, el índice de pérdidas de energía eléctrica durante el mismo periodo alcanzó 32.79%, superior en 0.32 puntos porcentuales al obtenido en La relación Capacidad Instalada/Trabajador de Generación en CFE, observó en diciembre de un incremento de 1.5% con respecto a diciembre de 2006; en tanto, en LFC, el indicador alcanzó en diciembre de un valor de 1.95 megawatts/trabajador de generación, el cual permaneció constante con relación al valor obtenido en diciembre de El Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU), sin considerar eventos ajenos, observó una variación desfavorable en CFE, al incrementarse 6.2% con respecto al año anterior, pasando de minutos/usuario en diciembre de 2006 a minutos/usuarios en diciembre de. Por su parte, en LFC el indicador Tiempo de interrupción por usuario/año, alcanzó un valor de minutos, el cual es mayor en 2.9% al reportado en diciembre de 2006, que fue de minutos. - Respecto a las inconformidades por cada mil usuarios, en CFE se presentó un ligero incremento, al pasar de 4.98 inconformidades/1000 usuarios en diciembre de 2006 a 5.44 inconformidades/1000 usuarios en diciembre de, como consecuencia del mayor número de interrupciones derivadas de los efectos climatológicos. - En LFC, la cifra fue de 12.1 inconformidades/1000 usuarios, que equivale a 18.2% más que la registrada en el mismo periodo de Esta situación se debió a la implantación del programa de regularización de servicios, ya que las zonas marginadas que se encontraban en situación ilícita presentaron numerosas inconformidades ante el organismo, al verse obligados a pagar los consumos reales de energía eléctrica. - El tiempo de conexión a nuevos usuarios en CFE fue de 1.02 días en diciembre de, lo que significó una mejora de 23.3% respecto al indicador de 1.33 días obtenido en diciembre de 2006, 232 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

16 provocado por la mejora en los sistemas de contratación y procesos de instalación del servicio. En LFC, este indicador aumentó en 9.3% al pasar de 5.4 días en diciembre de 2006 a 5.9 en diciembre de, como resultado de un menor desempeño de las agencias y sucursales. En lo que se refiere a la productividad de las empresas del servicio público de energía eléctrica, las ventas por trabajador de operación de CFE, alcanzaron 2.33 gigawatts-hora/trabajador de operación en diciembre de, lo que representó una ligera mejora respecto al indicador de 2.30 gigawatts-hora/trabajador de operación obtenido en diciembre de Para el mismo periodo, las ventas por trabajador de distribución y comercialización fueron de 3.69 gigawatts-hora/ trabajador, lo que significó una disminución de 0.3% respecto al indicador de 3.70 gigawatts-hora/trabajador obtenido en el año inmediato anterior. En LFC, las ventas por trabajador de distribución y comercialización, se incrementaron en 0.39% al pasar de 2.59 gigawatts-hora/trabajador en diciembre de 2006 a 2.60 gigawatts-hora/trabajador en diciembre de. El incremento marginal en el indicador, obedeció principalmente al aumento en las ventas de energía. Con referencia al mantenimiento a la infraestructura de la red de transmisión, al cierre de, el indicador de salidas por falla cada 100 kilómetros, en líneas de transmisión en las tensiones de 400 kilovatios y 230 kilovatios, resultó de 0.92 salidas/100 kilómetros, 3.4% menor respecto al año anterior que fue de 0.95 salidas/100 kilómetros. Esto se debió al cumplimiento de los programas de mantenimiento preventivo e inversión en sistemas de tierras y blindajes. Relación capacidad de generación/margen de reserva y relación capacidad de generación/margen de reserva operativo. - Es importante mencionar, que el objetivo del margen de reserva es asegurar el abastecimiento de la demanda de energía eléctrica. Los índices recomendados internacionalmente son del 27% para el margen de reserva 2/ y del 6% para el margen de reserva operativo. 3/ Durante, y debido a que la Gigawatt-hora: equivale a un millón de kilowatts-hora. 2/ Se refiere a la diferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima coincidente. 3/ Se refiere a la diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima coincidente. demanda de energía eléctrica no evolucionó conforme a los pronósticos establecidos, se registraron porcentajes superiores al 40% y 20%, respectivamente, situación que representa un superávit en la disponibilidad de capacidad de generación de electricidad. Las pérdidas técnicas de energía en CFE presentaron un comportamiento positivo, al consignar un valor menor respecto a las del año anterior (8.8% en diciembre de 2006 y 8.5% en diciembre de ). Las pérdidas no técnicas de energía en CFE presentaron un comportamiento desfavorable, al reportar un valor mayor con relación a las del año anterior (2.04% en diciembre de 2006 y 2.07% en diciembre de ). El porcentaje de pérdidas totales de energía en LFC, hasta diciembre de fue de 32.79%, superior en 0.31 puntos porcentuales en relación con el 32.48% registrado en el mes de diciembre de 2006, debido al incremento en el porcentaje de pérdidas no técnicas, las cuales alcanzaron 18.65%, 0.32 puntos porcentuales por encima del valor observado en En este sentido, las pérdidas técnicas se mantuvieron en 13.82%. - El incremento en el porcentaje de pérdidas no técnicas es resultado de que las ventas de energía eléctrica, correspondientes al mes de junio, tuvieron una caída de 4.1% (equivalente a gigawatts-hora) respecto al mes de mayo de. Las principales tarifas que influyeron en este comportamiento fueron la tarifa HM con una reducción de 3.1% (33.2 gigawatts-hora), participando con el 43.1% en las ventas totales, así como la tarifa 1 que tuvo una reducción de 2.7% (12.1 gigawatts-hora) y participa con el 18.2% en las ventas referidas. Adicionalmente, en el mes de junio, se presentaron casos particulares en la facturación de energía eléctrica, como fueron los ajustes a favor del usuario en la tarifa agrícola 9 por un monto de 4.9 gigawatts-hora. En el mes de agosto el indicador alcanzó el valor de 32.83%, observándose una reducción de 0.13 puntos porcentuales en el mes de septiembre, es en el mes de octubre cuando alcanza su valor máximo al situarse en 32.87%, sin embargo se logró revertir la tendencia creciente para obtener al cierre del año el valor de 32.79%. Cabe destacar que se logró reducir la tendencia de crecimiento de este indicador pues el incremento de 0.32 puntos porcentuales es el valor más bajo Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 233

17 en los últimos seis años, toda vez que el aumento promedio era de 1.65 puntos porcentuales. Supervisión a instalaciones nucleares y radiológicas conforme a la práctica regulatoria. La Central Nucleoeléctrica Laguna Verde continúa operando de manera segura y confiable, cumpliendo con la normativa nacional e internacional, cuya vigilancia y supervisión es de total competencia de la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias. - La central nucleoeléctrica es evaluada por Organismos Internacionales como la Asociación Mundial de Operadores de Plantas Nucleares (WANO) y el Organismo Internacional de Energía Atómica (OIEA). Ampliar la cobertura del servicio eléctrico en comunidades remotas utilizando energías renovables En, la CFE proporcionó el servicio de energía eléctrica a aproximadamente 25.4 millones de usuarios, con un aumento de 4.5% respecto a 2006; del incremento absoluto alcanzado, 0.52% se realizó con energías renovables. CFE respondió a la creciente demanda de los usuarios y al abasto del fluido eléctrico, al generar ventas totales por 150,457 gigawatts-hora, 3.3% más que lo realizado en Dicho volumen estuvo conformado por: - Sector industrial por 88,902 gigawatts-hora para el suministro oportuno a 197 mil usuarios, cifra superior en 3.8% a la del año anterior. - Sector agrícola por 7,748 gigawatts-hora para el suministro oportuno a 111 mil usuarios, cifra inferior en 1.9% a la registrada el año anterior. - Sector doméstico por 39,433 gigawatts-hora para el suministro oportuno a 22.3 millones de usuarios, cifra superior en 3.6% al año anterior. - Sector comercial y uso general por 9,534 gigawattshora para el suministro oportuno a 2.62 millones de usuarios, mayor en 1.5% respecto a la del año anterior. - Sector público por 4,840 gigawatts-hora para el suministro oportuno a 158 mil usuarios, cifra superior en 3.9% al año anterior. En el caso de LFC, el número de consumidores al mes de diciembre de fue de 5,901,888, 3.2% más que lo registrado en Con la suma de CFE y LFC, la cobertura del servicio eléctrico benefició a casi 97.33% de la población. La cobertura nacional de energía eléctrica es de 98.8% para las zonas urbanas y 91.61% para las zonas rurales. Diversificar las fuentes primarias de generación Una manera de incrementar la seguridad energética del país consiste en diversificar la utilización de fuentes primarias de energía para la generación eléctrica, promoviendo el uso sustentable de los recursos naturales. Para garantizar la estabilidad, calidad y seguridad en el abasto de electricidad se requiere equilibrar el portafolio de generación con distintas tecnologías y fuentes primarias, que incorporen el riesgo por disponibilidad, dependencia sobre importaciones, volatilidad de precios y costos ambientales asociados. Con relación a las fuentes primarias de energía utilizadas en la generación eléctrica, en se observó una mayor participación del gas natural y de las grandes hidroeléctricas, que aumentaron respectivamente dos puntos porcentuales respecto a Esta situación obedeció al impulso de fuentes de generación más limpias y con menor impacto ambiental, lo que también desincentivó la utilización del combustóleo, que descendió 3 puntos porcentuales. En el caso de las pequeñas hidroeléctricas, éstas aumentaron su capacidad de generación respecto a 2006, si bien su aportación en términos relativos dentro del total de la capacidad de generación eléctrica en se redujo, como resultado de la mayor participación del gas natural y de las grandes hidroeléctricas. AVANCE DE METAS DE LOS INDICADORES DE LA PLANEACIÓN NACIONAL DEL DESARROLLO DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA POR FUENTE PRIMARIA DE ENERGÍA (Porcentaje) Concepto 2006 Variación % p/ Observado con relación a 2006 Combustóleo Gas natural Carbón Grandes hidroeléctricas 2/ Pequeñas hidroeléctricas Otros renovables Nuclear Diferencia en puntos porcentuales. 2/ Las grandes hidroeléctricas tienen una capacidad de generación igual o mayor a 70 megawatts. p/ Cifras preliminares. FUENTE: Secretaría de Energía. En cuanto a la capacidad instalada efectiva de generación, ésta ascendió a 58,952.4 megawatts, que comparada con los 56,437.6 megawatts que se tenían al 31 de diciembre de 2006, representa un incremento 234 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012

18 neto de 2,514.8 megawatts, equivalente al 4.5%. Los cambios se debieron a un incremento neto de 1,996.9 megawatts en la capacidad instalada de CFE; a la adición de 153 megawatts en LFC, debido principalmente, a la entrada en operación de nueve unidades de generación distribuida y al aumento de 383 megawatts de Permisionarios bajo la modalidad de cogeneración. Durante LFC continuó con el proyecto de instalación de 14 unidades de generación distribuida, entrando cuatro unidades en operación comercial durante, que a la fecha suman nueve unidades en operación comercial, (Atenco, Villa de las Flores, Ecatepec, Remedios, Victoria, Cuautitlán, Coyotepec I, Coyotepec II y Vallejo). Promover el uso eficiente de la energía a través de la adopción de tecnologías que ofrezcan mayor eficiencia energética y ahorros a los consumidores La Comisión Reguladora de Energía (CRE) publicó el 20 de abril de la Resolución RES/085/, mediante la cual se aprueba el Modelo de Contrato de Compromiso de Compraventa de Energía Eléctrica para Pequeño Productor en el Sistema Interconectado Nacional. Este contrato permitirá a los proyectos que utilicen fuentes de energía renovable vender la totalidad de la energía eléctrica generada al suministrador, promoviendo una mayor diversificación en el parque de generación nacional. Emisiones evitadas de bióxido de carbono (CO2) provenientes de la generación de energía eléctrica (MT CO2). - En se evitó la emisión de 14.6 millones de toneladas de bióxido de carbono como resultado de los distintos programas de uso eficiente de la energía implementados por la Secretaría de Energía. - Se espera además que la central eólica La Venta II, con una capacidad de 83 megawatts, disminuya en 400 mil toneladas anuales las emisiones de CO2. Fomentar el aprovechamiento de fuentes renovables de energía y biocombustibles La CRE publicó el 27 de junio de la Resolución RES/176/, mediante la cual se aprueba el contrato de interconexión para fuente de energía solar en pequeña escala. Esta regulación permitirá a casas-habitación y comercios pequeños, generar su propia energía eléctrica aprovechando la energía solar, con la posibilidad de interconectarse al sistema eléctrico nacional. Asimismo, el 9 de julio de se publicó la Resolución RES/192/, mediante la cual se aprueban modificaciones al modelo de contrato de interconexión y a la metodología para la determinación de los cargos por servicios de transmisión de energía eléctrica para fuente de energía renovable. Estas modificaciones darán la posibilidad de la utilización del contrato de interconexión mediante cualquier fuente de energía renovable a Permisionarios en la modalidad de autoabastecimiento que entreguen energía eléctrica exclusivamente a instalaciones de municipios, de entidades federativas o del Gobierno Federal. El 13 de diciembre de el Senado de la República aprobó la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos, misma que será publicada en febrero de El objetivo de la Ley es promover la producción, comercialización y uso eficiente de los bioenergéticos, con el fin de coadyuvar a la diversificación energética y al desarrollo sustentable como condiciones que permiten garantizar el apoyo al campo mexicano. - Se espera que con el uso adecuado de los bioenergéticos se pueda evitar un volumen considerable de emisiones contaminantes para contribuir a la reducción de los efectos del cambio climático. Además, se espera que la Ley fomente la agroindustria y potencie la inversión en infraestructura y tecnología aplicada. Se firmó un Memorándum de Entendimiento con Brasil en el tema de biocombustibles, que permitirá el intercambio de expertos e información. Además, se firmó un tratado de cooperación entre México, Estados Unidos de América y Canadá para investigación en temas de energía, en el cual los biocombustibles son un punto de interés común. En febrero de dio inicio el primer proyecto piloto dentro del Programa de Electrificación de Comunidades Remotas, el cual fue inaugurado en la comunidad de Cacahuatepec, Guerrero. Este proyecto consiste en 240 viviendas, que hoy cuentan con una mini red de capacidad instalada de 12 kilowatts y un consumo de 60 mil watts-hora al día, aproximadamente. Además, durante se logró la instalación de cerca de 110 mil metros cuadrados de colectores solares en todo el país, superior en 13.8% a lo reportado en Intensificar los programas de ahorro de energía, incluyendo el aprovechamiento de capacidades de cogeneración En se logró un ahorro en consumo de energía eléctrica por 22,541 millones de kilowatts-hora. Los principales resultados por programa se presentan a continuación: - El Programa de Normalización de la Eficiencia Energética contribuyó con el 79.7% del ahorro de energía en el país, equivalente a 17,963 millones de kilowatts-hora en consumo, resultado superior en 11.8% en comparación con el año anterior. Asimismo, se lograron ahorros de 5,278 miles de barriles equivalentes de petróleo por la Eje 2 Economía Competitiva y Generadora de Empleos 235

19 aplicación de Normas Oficiales Mexicanas (NOM s) de energía térmica. - Las acciones de ahorro de energía en instalaciones industriales, comerciales y de servicios públicos contribuyeron con el 9.6% del ahorro de energía. Durante el ahorro fue de 2,159 millones de kilowatts-hora en consumo de electricidad, como resultado de la sustitución de equipos ineficientes, capacitación, asistencia técnica especializada y desarrollo de programas internos en las instalaciones para elevar la eficiencia en la operación de procesos. También se logró el ahorro de energía térmica por 4,138 millones de barriles equivalentes de petróleo al aplicar medidas de ahorro de energía térmica en instalaciones de PEMEX y grandes corporativos industriales. - Con la aplicación del Horario de Verano, el ahorro de energía obtenido fue de 1,200 millones de kilowatts-hora y 900 megawatts en demanda diferida para el Sistema Eléctrico Nacional, lo que significó un incremento del 6.1% en relación con el ahorro de energía obtenido durante Los programas nacionales y regionales para el ahorro de energía en el sector doméstico permitieron a los usuarios un ahorro de 1,219 millones de kilowattshora en consumo de energía eléctrica. Estos resultados se lograron, principalmente, gracias a la sustitución masiva de equipos domésticos por dispositivos que cumplen con las Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética. Desarrollo de las fuentes renovables y eficiencia energética Los gobiernos de México, Canadá y Estados Unidos de América suscribieron, en julio de, el primer acuerdo de cooperación trilateral en ciencia y tecnología a fin de promover el uso de energías limpias. - Al respecto, se impulsará la eficiencia energética para motores vehiculares, y se fortalecerá la cooperación en materia de investigación para la incorporación de nuevas tecnologías en una amplia variedad de áreas, incluyendo biocombustibles, hidratos de gas, hidrógeno, captura y almacenamiento de carbono, carbón limpio y transmisión de electricidad. En el desarrollo de tecnologías limpias, destacan las actividades llevadas a cabo por el Centro Nacional de Tecnología Eólica del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) en el estado de Oaxaca, para evaluar el potencial eólico de México y formar los recursos humanos de esta industria en expansión. En, el IIE continuó trabajando en 31 líneas de investigación y desarrollo tecnológico de procesos de generación, transmisión, distribución, ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica, así como para disminuir el impacto al medio ambiente. AHORRO DE ENERGÍA POR PROGRAMAS INSTITUCIONALES, (Millones de kilowatts-hora) Concepto 2006 Meta programada Observado Variación % con relación a: Meta programada 2006 Total 21,681 22,428 22, Normalización de la Eficiencia Energética 16,065 17,850 17, Instalaciones industriales, comerciales y de servicios públicos 3,242 2,159 2, Horario de Verano 1,131 1,200 1, Sector Doméstico 1,243 1,219 1, FUENTE: Secretaría de Energía. Comisión Nacional para el Ahorro de Energía. Por su parte, el Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares (ININ), realizó investigación y desarrollo en el área de la ciencia y tecnología nucleares y proporciona servicios especializados y productos a la industria en general y a la rama médica en particular. La Secretaría de Energía y la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) firmaron un convenio de colaboración para realizar proyectos referidos a cambio climático, sustentabilidad, crecimiento de empresas, aplicación y comercialización de inventos, disminución de emisiones contaminantes de la atmósfera y mitigación de desastres. En el último trimestre de se autorizó la constitución de dos fondos sectoriales entre la Secretaría de Energía y el Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología. - El Fondo Sectorial para Hidrocarburos se dirige, principalmente, al fortalecimiento de la investigación científica y tecnología aplicada a la exploración, explotación y refinación de hidrocarburos, así como a la producción de petroquímicos básicos. - El Fondo Sectorial para la Sustentabilidad Energética tiene entre sus objetivos el impulso a la investigación científica y tecnología aplicada, tanto para fuentes renovables de energía, eficiencia energética y uso de tecnologías limpias como para la diversificación de fuentes primarias de energía. Ambos fondos buscarán también la adopción, innovación, asimilación y desarrollo tecnológico en cada uno de sus temas, así como la formación de recursos humanos. 236 Primer Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo -2012