Pemex Exploración y Producción Exploración y Producción de Hidrocarburos Auditoría de Desempeño: T4L DE 154. Criterios de Selección

Transcripción

1 Pemex Exploración y Producción Exploración y Producción de Hidrocarburos Auditoría de Desempeño: T4L DE 154 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 2010, considerando la importancia, pertinencia y factibilidad de su realización. Objetivo Fiscalizar el cumplimiento del objetivo estratégico de garantizar la seguridad energética del país maximizando el valor económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural y elevando la exploración y producción de manera sustentable. Alcance Se revisó el Sistema de Evaluación del Desempeño de Pemex Exploración y Producción referente al cumplimiento de las disposiciones normativas sobre la elaboración de la Matriz de Indicadores para Resultados de los programas presupuestarios que se vinculan con las acciones de exploración y producción de hidrocarburos. En la vertiente de eficacia, la revisión se orientó a determinar el cumplimiento de los objetivos de garantizar la seguridad energética del país, por medio de la incorporación de reservas de hidrocarburos y la tasa de restitución; y de satisfacer la demanda de petróleo crudo y gas natural con la producción nacional. Se revisó la eficiencia del proceso de exploración con base en los resultados de perforación y terminación de pozos exploratorios y de desarrollo, y el éxito de terminación de los pozos; se analizaron la producción del petróleo crudo y de gas natural en términos de cantidad, oportunidad y calidad, y se compararon los resultados respecto de los estándares internacionales. En cuanto a la economía, se examinaron el costo de producción, y el costo de descubrimiento y desarrollo, en comparación con los precios de petróleo crudo y gas natural. 1

2 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Antecedentes El desarrollo de la industria petrolera se basa en la disponibilidad de sus reservas; su disminución ocasiona que se reduzca la producción de hidrocarburos y sus derivados, y que aumenten las importaciones para atender la demanda nacional. El 16 de julio de 1992 se publicó en el Diario Oficial de la Federación la nueva Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios. En su exposición de motivos se señaló lo siguiente: la ley tiene como fin acelerar la transformación de la paraestatal para hacer frente a los crecientes requerimientos del mercado nacional y a los riesgos de la competencia en los mercados externos; mantener la propiedad y el control del Estado sobre los hidrocarburos y conservar la conducción central de Petróleos Mexicanos en las áreas en que se estructuran las actividades de la industria; y eliminar las divisiones para convertirlas en organismos descentralizados. Como resultado de esta reforma, se creó Pemex y los organismos descentralizados de carácter técnico, industrial y comercial, con personalidad jurídica y patrimonio propios, los cuales son: Pemex Exploración y Producción, Pemex Refinación, Pemex Gas y Petroquímica Básica y Pemex Petroquímica. No obstante, con las reformas realizadas en el periodo , siguieron los problemas de la industria petrolera del país. En las reservas de hidrocarburos 1 / se observó un decremento de 2.3% en promedio anual, al pasar de 65,000.0 a 44,483.0 MMB. En cuanto al gas natural, la producción se incrementó 1.8% en promedio anual, de 3,175.0 a 4,240.0 MMPCD, lo cual no fue suficiente para abatir la importación del producto, pues ésta aumentó 3.7%, en promedio anual, al pasar de a MMPCD. La pérdida del dinamismo en el ritmo del crecimiento de la industria petrolera y el aumento de la demanda de hidrocarburos pone en riesgo la seguridad energética del país, por lo que el tema ha sido recurrente en la agenda nacional de las últimas tres administraciones. En el Plan Nacional de Desarrollo , se estableció el objetivo de Asegurar un suministro confiable, de calidad y a precios competitivos de los insumos energéticos que demandan los consumidores ; y en el Programa Sectorial de Energía , se determinó el objetivo de Garantizar la seguridad energética del país en materia de hidrocarburos, en el que se especifica que se debe propiciar el suministro a largo plazo de los energéticos que necesita la economía, de modo sustentable, a precios competitivos y con estándares internacionales de calidad. En 2008 se realizó un diagnóstico sobre la situación de la industria, en el cual se concluyó que para fortalecer a Petróleos Mexicanos era necesario revisar integralmente el marco que regula la industria petrolera estatal. Como resultado del diagnóstico, en ese año se publicaron siete decretos que integraron la reforma energética, entre los cuales se encuentra la expedición de la Ley de Petróleos Mexicanos. 1 / Se refiere a petróleo crudo y gas natural. 2

3 La ley referida tiene por objeto regular la organización, el funcionamiento, el control y la rendición de cuentas de Pemex, así como fijar las bases generales aplicables a sus organismos subsidiarios. Pemex Exploración y Producción tiene como misión maximizar el valor económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural del país, garantizando la seguridad de sus instalaciones y su personal, en armonía con la comunidad y el medio ambiente. Sus actividades principales son la exploración y explotación del petróleo y el gas natural; su transporte, almacenamiento en terminales y su comercialización de primera mano; éstas se realizan cotidianamente en cuatro regiones geográficas que abarcan la totalidad del territorio mexicano: Norte, Sur, Marina Noreste y Marina Suroeste. Los tipos de petróleo crudo que PEP produce son petróleo crudo pesado (Maya), ligero (Istmo) y superligero (Olmeca), los cuales están clasificados de acuerdo con su contenido de grados API. 2/ En ese contexto, la auditoría se centró en la revisión del objetivo de Garantizar la seguridad energética del país maximizando el valor económico a largo plazo de las reservas de crudo y gas natural y elevando la exploración y producción de manera sustentable. Resultados 1. Elaboración de la matriz de indicadores Se determinó que para el Presupuesto de Egresos de la Federación del ejercicio fiscal de 2010, Pemex Exploración y Producción no elaboró las Matrices de Indicadores para Resultados (MIR) de los programas presupuestarios E010 Distribución de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos y K002 Proyectos de Infraestructura económica de hidrocarburos. En relación con las matrices de los programas presupuestarios B001 y E011, se constató que PEP alineó el objetivo de los programas con los objetivos del Plan Nacional de Desarrollo y del Programa Sectorial de Energía, ambos del periodo Diseño de indicadores T4L Los 13 indicadores que diseñó y estableció PEP en 2010 en las matrices de los programas presupuestarios B001 Producción de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos y E011 Comercialización de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos no fueron suficientes para medir en términos de cobertura, eficiencia, impacto económico y calidad las acciones de exploración y producción de hidrocarburos. Para la revisión, la ASF consideró 2 de los 13 2 / Parámetro Internacional del Instituto Americano del Petróleo que cuantifica el peso del petróleo crudo en relación con el agua, y en el que se expresa la siguiente relación: a mayor contenido de grados API menor densidad del petróleo crudo. Un valor mayor de grados API representa mayor calidad y valor de venta, porque indica que la refinación requiere de procesos menos costosos y complejos. 3

4 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 indicadores establecidos en las matrices, otros 12 indicadores diseñados por las áreas operativas de PEP y 10 indicadores elaborados por la entidad fiscalizadora T4L Incorporación de reservas por descubrimiento En 2010 Pemex Exploración y Producción cumplió en 121.8% la meta del Plan de Negocios de incorporar 1,180.0 MMB de reservas 3P de petróleo crudo equivalente por descubrimientos, ya que incorporó 1,437.8 MMB. Del total de las reservas incorporadas por descubrimientos, MMB correspondieron a reservas probadas, el 16.1%; MMB a reservas probables, el 21.7%, y MMB a reservas posibles, el 62.2%. De manera específica, se incorporaron MMB de petróleo crudo, de los cuales MMB correspondieron a reservas probadas, el 15.6%; MMB a reservas probables, el 24.6%, y MMB a reservas posibles, el 59.8%. En cuanto a las reservas incorporadas de gas, MMMPCD correspondieron a reservas probadas, el 16.7%; MMPCD a reservas probables, el 16.5%, y 1,820.2 MMB a reservas posibles, el 66.8%. Durante el periodo , el volumen de las reservas de petróleo crudo equivalente 3P que se incorporó anualmente por descubrimientos, se incrementó en 10.5%, en promedio anual, al pasar de a 1,437.8 MMB. 4. Tasa de restitución de reservas probadas En 2010 Pemex Exploración y Producción superó en 8.7 puntos porcentuales la meta de obtener una tasa de restitución de 77.1%, establecida en el Plan de Negocios , al alcanzar una tasa de restitución de reservas probadas de 85.8%, como resultado de la incorporación de reservas probadas de 1,188.1 MMB, y de la producción extraída de 1,384.1 MMB de petróleo crudo equivalente; durante el periodo , la tasa de restitución de reservas tuvo un incremento de 44.8 puntos porcentuales al pasar de 41.0% a 85.8%, debido a la reducción en el volumen de producción extraída que decreció 3.8% en promedio anual y al incremento de reservas probadas. 5. Reservas de Pemex y reservas certificadas Con la revisión de los reportes de evaluación y cuantificación de reservas de Pemex, las certificaciones de reservas que realizaron los terceros independientes en 2010 (Netherland Sewell, DeGolyer y Ryder Scott), y los Informes de las reservas de hidrocarburos de México para el periodo , se determinó que para 2010 Pemex reportó un total de reservas de petróleo crudo equivalente por 43,073.6 MMB, y las reservas certificadas por terceros independientes se estimaron por un total de 32,509.7 MMB, cifra inferior en 10,563.9 MMB, que representó el 24.5% de lo reportado por Pemex. Respecto de las reservas de petróleo crudo, Pemex reportó 30,559.8 MMB, y las reservas certificadas por terceros independientes se estimaron por un total de 21,945.3 MMB, cifra inferior en 8,614.5 MMB, lo que representó el 28.2% de lo reportado por Pemex. Referente a las reservas de gas, Pemex reportó un total de reservas de gas por 61,274.9 MMMPC, y las reservas certificadas 4

5 por terceros independientes se estimaron por un total de 46,826.2 MMMPC, cifra inferior en 14,448.7 MMMPC, lo que representó el 23.6% de lo reportado por Pemex. La relación reservas producción de petróleo crudo equivalente con cifras de PEP indica que al ritmo de explotación actual las reservas 1P 3/ de petróleo crudo equivalente se terminarán en 10.0 años si no se incrementan en el futuro, superior en 2.0% a los 9.8 años estimados por los terceros independientes; en reservas 2P 4/ lo reportado por PEP indica 20.8 años, lo que es mayor en 37.7% que los 15.1 años considerados por los terceros independientes, y en reservas 3P 5/, se calcula que se cuenta con petróleo crudo equivalente para los próximos 31.1 años, valor superior en 32.3% a lo reportado por los terceros independientes que estimaron 23.5 años. En cuanto a la relación reservas producción de petróleo crudo con cifras de PEP indica que las reservas 1P se agotarán en 10.8 años si se mantiene la explotación actual, cifra superior en 3.8% a los 10.4 años estimados por los terceros independientes. En reservas 2P, los registros de PEP indican que en 22.2 años se terminarán las reservas de petróleo crudo, lo cual es superior en 44.2% respecto de los 15.4 años presentados por los terceros independientes; y en reservas 3P, PEP señala que se cuenta con petróleo crudo para los próximos 32.5 años, valor superior en 39.5% a la de los terceros independientes que reportaron 23.3 años. Al ritmo de la explotación actual, la relación reservas producción de gas con cifras de PEP muestra que las reservas 1P tendrán una suficiencia para los próximos 6.8 años, si no se incorporan más reservas de gas, y con base en las cifras certificadas por terceros independientes la estimación es de 6.7 años. En las reservas 2P el organismo prevé contar con gas durante los próximos 14.9 años, siendo mayor en 36.7% que lo reportado por los terceros independientes. En las reservas 3P de gas los datos de PEP indican suficiencia para los siguientes 23.9 años, lo cual es superior en 30.6% a los 18.3 años estimados por los terceros independientes T4L Oferta demanda de petróleo crudo Se determinó que para 2010 PEP no estableció un indicador ni meta para evaluar el impacto de la producción de petróleo crudo en la satisfacción de la demanda. Como prueba supletoria se revisaron los reportes de producción de petróleo crudo, de ventas a interorganismos, de ventas de petróleo crudo a PMI para la exportación del periodo ; y se constató que en 2010 la oferta de petróleo crudo de Pemex Exploración y Producción fue de 2,575.9 MBD, volumen superior en 1.1% al de las ventas, que ascendió a 2,548.1 MBD. De manera específica, el volumen de las ventas internas fue de 1,190.7 MBD, el 46.7% del total de las ventas; y las exportaciones de 1,357.4 MBD, el 53.3% del total. 3 / 1P (Reservas probadas). 4 / 2P (Reservas probadas, reservas probables). 5 / 3P (Reservas probadas, reservas probables, reservas posibles). 5

6 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Durante el periodo , la oferta de petróleo crudo decreció 5.7% en promedio anual, al pasar de 3,255.7 MBD a 2,575.9 MBD, lo que afectó las ventas totales, las cuales disminuyeron 5.8% en promedio anual, al pasar de 3,237.7 MBD a 2,548.1 MBD. Por mercado de destino, el volumen de las ventas internas decreció 4.7% en promedio anual, al pasar de 1,445.0 MBD a 1,190.7 MBD; y el volumen de las exportaciones disminuyó 6.7% en promedio anual, al pasar de 1,792.7 MBD a 1,357.4 MBD, por lo que el porcentaje de participación de las exportaciones de petróleo crudo se redujo en 2.1 puntos porcentuales, al pasar de 55.4% a 53.3% T4L Disponibilidad y distribución del gas natural Para 2010 se determinó que Pemex Exploración y Producción no estableció un indicador y meta para medir el impacto de la producción de gas natural en la satisfacción de la demanda nacional. Como prueba supletoria, se revisaron los Balances de Gas del periodo para analizar el comportamiento de la distribución del gas natural conforme a la demanda; y se constató que en ese año PEP dispuso de 8,222.2 MMPCD de gas natural, de los cuales 7,020.0 MMPCD los obtuvo de su producción (85.4%) y 1,202.2 MMPCD los adquirió de Pemex Gas y Petroquímica Básica (14.6%). Del volumen total de gas que dispuso PEP, el 70.5% (5,795.5 MMPCD) lo vendió a PGPB y PR; el 19.0% (1,561.6 MMPCD) se destinó a consumo propio; el 7.4% (611.2 MMPCD) se envió a la atmósfera, y el 3.1% (253.9 MMPCD) correspondió a empaque neto, carbono inyectado a yacimientos y condensados en ductos y plantas T4L Perforación y terminación de pozos exploratorios En 2010 Pemex Exploración y Producción perforó 40 pozos exploratorios de los 78 programados, lo que significó un cumplimiento del 51.3% de lo previsto en su Programa Operativo Anual La entidad informó que dicho cumplimiento en la meta de perforación de pozos exploratorios se debió al diferimiento de pozos por retraso en los resultados del estudio integral geológico geofísico, el cambio de estrategia para perforar pozos con profundidades menores de 3,500.0 metros y por los resultados negativos de pozos vecinos. PEP cumplió la meta de terminación de pozos exploratorios en un 52.0%, al terminar 39 pozos de los 75 programados. La diferencia de 36 pozos respecto de lo programado fue porque se difirió la realización de pozos por los resultados de éxito obtenidos en pozos antecesores en el Activo Integral Veracruz, lo cual implicó que se efectuaran estudios adicionales de interpretación de geociencias; y otros pozos fueron diferidos para 2011 porque los recursos presupuestales asignados se transfirieron para los Contratos de Obra Pública Financiada (COPF) de Burgos. Durante el periodo , la perforación de pozos exploratorios disminuyó 8.9% en promedio anual, al pasar de 58 a 40 pozos perforados; respecto de la terminación se 6

7 registró un decremento de 13.3%, en promedio anual, al pasar de 69 a 39 pozos exploratorios T4L Perforación y terminación de pozos de desarrollo En 2010 Pemex Exploración y Producción cumplió la meta de perforación de pozos de desarrollo en 50.7%, ya que perforó 954 pozos de desarrollo de los 1,880 pozos programados. Las causas de la diferencia respecto de lo programado se explican por los diferimientos de localizaciones de pozos, el retraso en la construcción de pozos por la rescisión de contratos con las compañías, así como por el diferimiento de pozos que están sujetos al comportamiento de la producción de los pozos vecinos. En ese año, PEP cumplió en 77.1% la meta de terminar 1,639 pozos de desarrollo, al concluir 1,264 pozos. Se determinó que el porcentaje de cumplimiento de la meta programada se debió al retraso en la terminación de pozos, principalmente en los proyectos de Cantarell, Ku Maloob Zaap, Ek Balam, Ixtal Manik y Ayin Alux. Durante el periodo , la perforación de pozos de desarrollo se incrementó 11.6% en promedio anual, al pasar de 614 a 954 pozos; respecto de la terminación de pozos se observó un incremento de 21.1% en promedio anual, al pasar de 587 a 1,264 pozos de desarrollo terminados T4L Éxito en la terminación de pozos exploratorios y de desarrollo Se determinó que para 2010 Pemex Exploración y Producción no estableció meta del indicador de éxito exploratorio comercial, ni determinó un indicador y meta para medir el éxito en la terminación de pozos de desarrollo. En 2010 PEP registró un éxito exploratorio de 59.0%, toda vez que de los 39 pozos exploratorios terminados, 23 pozos resultaron productivos y 16 pozos fueron improductivos, lo que representó un 41.0% de fracaso en la exploración. Referente al éxito de terminación de pozos de desarrollo, PEP alcanzó un porcentaje de éxito de 94.9% en 2010, al obtener 1,200 pozos de desarrollo productivos de 1,264 terminados, de los cuales 940 fueron productores de crudo, 169 de gas condensado, 90 de gas seco y 1 de gas húmedo. 11. Producción de petróleo crudo T4L En 2010 PEP cumplió en 102.9% la meta de producción de petróleo crudo, al producir 2,575.9 MBD de los 2,504.2 MBD programados. La producción total se integró por 1,421.9 MBD de crudo pesado, 55.2%; MBD de crudo ligero, 32.4%, y MBD de crudo superligero, 12.4%. 7

8 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 Durante el periodo , la producción de petróleo crudo disminuyó 5.7% en promedio anual, al pasar de 3,255.7 a 2,575.9 MBD, debido principalmente a la declinación y cierre de pozos del Activo Integral Cantarell, aunada a la baja de la producción de los activos integrales Bellota Jujo, Abkatún Pol Chuc y Poza Rica Altamira. 12. Cantidad y oportunidad en la entrega del petróleo crudo a Pemex Refinación Se verificó que en 2010 Pemex Exploración y Producción envió 401,638.7 MB de petróleo crudo a Pemex Refinación en el punto de entrega Nuevo Teapa, conforme a los volúmenes y tiempos programados señalados en los programas operativos mensuales, por lo que se cumplió al 100.0% el programa de entrega de petróleo crudo a Pemex Refinación. 13. Cantidad y oportunidad en la entrega del petróleo crudo a PMI Comercio Internacional Se determinó que en 2010 Pemex Exploración y Producción no se ajustó a sus programas de carga de crudo en la terminal marítima Cayo Arcas, ya que entregó 101,103.3 MB, que significó un cumplimiento de 59.1% de la meta programada de 171,128.0 MB de petróleo crudo a PMI, por lo que en dicha terminal PEP no suministró la cantidad de petróleo crudo requerida por PMI de manera oportuna T4L Calidad del petróleo crudo entregado a Pemex Refinación En el Contrato de Compraventa de Petróleo Crudo celebrado entre Pemex Exploración y Producción y Pemex Refinación, suscrito en 2003 y vigente en 2010, se establecieron los parámetros de calidad siguientes: contenido de grados API, agua y sedimentos, y contenido de sal. En 2010, Pemex Exploración y Producción no se ajustó a los parámetros de calidad establecidos en el contrato para el suministro de petróleo crudo a Pemex Refinación en el punto de entrega Nuevo Teapa, en cuanto al contenido de agua y sedimentos, y el contenido de sal para los tipos de crudo maya e istmo, como se detalla a continuación: En 2010 en el punto de entrega Nuevo Teapa, PEP cumplió con un valor superior al 100.0% en uno de los tres parámetros en los que se enfocó la revisión del tipo de petróleo Maya, en dos de los tres parámetros del tipo de petróleo Istmo, y en los tres parámetros del tipo de petróleo Olmeca. En cuanto al petróleo Maya, PEP cumplió con el parámetro de grados API en 104.0%; en el porcentaje de volumen de agua y sedimentos obtuvo 74.4%, y en el contenido de sal cumplió en 65.1% con el parámetro. Respecto del petróleo Istmo, PEP cumplió con el parámetro de grados API en 103.1%; para el contenido de agua y sedimentos en el volumen de petróleo obtuvo 160.9%, y en el contenido de sal obtuvo 72.3%. 8

9 Referente al petróleo Olmeca, PEP cumplió en 105.8% con el parámetro de grados API; en el contenido de agua y sedimentos en el volumen de petróleo obtuvo 625.0%, y en el contenido de sal cumplió en 135.1% con el parámetro T4L Calidad del petróleo crudo entregado a PMI Comercio Internacional En 2010 Pemex Exploración y Producción cumplió con los tres parámetros de calidad en la entrega a PMI Comercio Internacional, en los que se enfocó la revisión. En los grados API del petróleo entregado obtuvo API, resultado que se ubicó dentro del rango de a API; en el indicador contenido de agua y sedimentos en el volumen de petróleo, se obtuvo un contenido de 0.29%, por lo que se cumplió con el parámetro de 0.5% en 174.9%; y en el indicador contenido de sal se obtuvo LB/MB, por lo que cumplió con el parámetro de LB/MB en 114.8%. Se concluye que PEP cumplió razonablemente con los parámetros de calidad para la terminal marítima Cayo Arcas, al registrar un cumplimiento favorable en los grados API, contenido de agua y sedimentos y contenido de sal. 16. Producción de gas En 2010 Pemex Exploración y Producción obtuvo una producción de gas de 7,020.0 MMPCD, lo que representó un cumplimiento de 113.5% de la meta propuesta (6,187.0 MMPCD). De la producción total, 4,543.0 MMPCD (64.7%) correspondió a gas asociado y 2,477.0 MMPCD (35.3%) a gas no asociado. El cumplimiento superior en 13.5% respecto de lo programado se explica por la mayor producción de pozos con alta relación gas aceite en los campos Cantarell y Antonio J. Bermúdez; y por la terminación de pozos en el campo Pijije para el Activo Delta Grijalva. Durante el periodo , se precisó que la producción de gas natural aumentó 7.0% en promedio anual, al pasar de 5,355.0 a 7,020.0 MMPCD. El incremento se originó principalmente en el gas asociado, el cual registró un crecimiento de 10.1%, en promedio anual, al pasar de 3,089.0 MMPCD a 4,543.0 MMPCD, por lo que su participación en el total aumentó 7.0 puntos porcentuales, al pasar de 57.7% a 64.7%. 17. Aprovechamiento de gas En 2010, PEP obtuvo un aprovechamiento de gas de 94.0%, valor inferior en 2.0 puntos porcentuales a la meta de 96.0%, por lo que su cumplimiento fue de 97.9%. Durante el periodo , el porcentaje de aprovechamiento de gas disminuyó en 0.9 puntos porcentuales, al pasar de 94.9% a 94.0%, por lo que presentó una disminución de 0.2%, en promedio anual. Con la información proporcionada por la entidad fiscalizada, se comprobó que el resultado de aprovechamiento del gas obtenido en 2010 fue superior al del año anterior por una mayor disponibilidad de equipos para compresión, endulzamiento de gas e inyección de gas amargo al yacimiento T4L

10 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública Envío de gas a la atmósfera En 2010 Pemex Exploración y Producción envió MMPCD de gas a la atmósfera, por lo cual cumplió en 42.2% la meta de MMPCD, al enviar MMPCD más que el límite establecido. Este volumen de gas se constituyó de MMPCD de nitrógeno (29.9%) y de MMPCD de gas hidrocarburo (70.1%). En ese año, el gas hidrocarburo enviado a la atmósfera significó para PEP una pérdida equivalente a 8,263,249.6 miles de pesos, debido a que no estuvo disponible para su venta a PGPB. Durante el periodo el volumen de gas enviado a la atmósfera se incrementó 22.0% en promedio anual, al pasar de a MMPCD T4L Cantidad y oportunidad en la entrega de gas a PGPB En 2010 PEP cumplió en 100.1% con el volumen programado de gas húmedo amargo comprometido con PGPB, ya que entregó 1,250,923.9 de los 1,250,048.9 MMPCD comprometidos. Por puntos de entrega, se registraron cumplimientos de 99.8% para Arenque Alta, 98.1% para Cactus, 99.3% para Cd. Pemex, 93.8% para Matapionche y 95.7% para Poza Rica. Respecto del gas húmedo dulce, PEP cumplió en 99.7% con el volumen comprometido, al entregar 385,337.0 de los 386,621.8 MMPCD programados. Los puntos donde se registraron cumplimientos parciales fueron Central Km 19 y Cd. Pemex Sur. En relación con el gas seco, PEP cumplió en 98.5% con el volumen comprometido, ya que se entregaron 479,034.0 MMPCD de los 486,547.7 MMPCD programados. Por lo anterior, en términos generales, PEP suministró confiablemente el gas que demanda Pemex Gas y Petroquímica Básica. 20. Calidad del gas En el Contrato de Compraventa de Gas celebrado entre PEP y PGPB, suscrito en 2009 y vigente en 2010, se establecieron los parámetros de calidad y unidades de medida que deben cumplirse para la entrega del producto. En este documento, los parámetros de calidad varían de acuerdo con el tipo de gas. Para el gas húmedo amargo, se definieron cuatro parámetros: contenido de ácido sulfhídrico (H2S), contenido de nitrógeno (N2), contenido de bióxido de carbono (CO2) y material sólido, líquido y aceite. Para el gas húmedo dulce se definieron tres: contenido de ácido sulfhídrico, contenido de bióxido de carbono y material sólido, líquido y aceite. Para el gas seco se deben cumplir los parámetros estipulados en la NOM 001 SECRE 2010, reconocida en el contrato mediante el convenio modificatorio 02/10, los cuales son: contenido de ácido sulfhídrico, nitrógeno, bióxido de carbono, oxígeno, licuables, humedad, poder calorífico superior, índice wobbe, azufre total y material sólido. 10

11 Con la revisión de los comprobantes de entrega recepción de gas, se constató que, en el caso del gas húmedo dulce y del gas seco, las unidades de medición difieren de las establecidas en el contrato y la norma, por lo que no fue posible evaluar la calidad de los tipos de gas húmedo dulce y seco. En cuanto al gas húmedo amargo, se determinó que en 2010, en el punto de entrega Nuevo Pemex, incumplió por 7.1% en el ácido sulfhídrico; en Ciudad Pemex, por 29.0% en el ácido sulfhídrico y por 64.0% en bióxido de carbono; y en Poza Rica por 50.0% en el bióxido de carbono. En 2010 PEP cumplió razonablemente con los parámetros establecidos para ácido sulfhídrico, nitrógeno y bióxido de carbono en los puntos de entrega Matapionche y Cactus; en el punto de Arenque se cumplieron en su totalidad las medidas establecidas en el contrato; sin que fuera posible verificar el comprobante entrega recepción del 2 de julio de 2010, debido a que la entidad especificó que ese día no se entregó gas por el cierre de producción. Se concluye que PEP utilizó medidas de calidad distintas de las establecidas en los Contratos de Compraventa de PGPB en el gas húmedo dulce y seco, por lo que no fue posible evaluar la calidad del gas entregado. Referente al gas húmedo amargo, se determinó que en los puntos de entrega Matapionche, Cactus y Arenque se cumplió con los parámetros establecidos; y en los puntos de entrega Nuevo Pemex, Ciudad Pemex y Poza Rica los incumplimientos en los parámetros fueron en el ácido sulfhídrico y bióxido de carbono, por lo que en estos puntos de entrega PEP no suministro en su totalidad gas con la calidad requerida T4L T4L Estándares internacionales y posicionamiento de Pemex en el mundo Se verificó que de los cuatro indicadores establecidos en el Plan de Negocios y que se relacionan con el tema de seguridad energética, PEP alcanzó el estándar del costo de producción; y en tres no se ubicó dentro de los estándares, que son los de costo de descubrimiento y desarrollo, tasa integrada de restitución de reservas probadas y aprovechamiento de gas. En el proceso de exploración, PEP obtuvo un costo de descubrimiento y desarrollo de 12.8 dólares por barril, cifra superior en 1.5 dólares por barril al estándar de 11.3 dólares por barril, de esta forma, la diferencia porcentual por la cual no se ubicó en el estándar fue de 11.7%; y la tasa de restitución integrada de reservas probadas que obtuvo fue de 85.8%, inferior en 14.2 puntos porcentuales al rango de mayor o igual a 100 establecido como estándar, por lo cual no se ubicó en éste. En el proceso de producción de hidrocarburos, PEP obtuvo un costo de producción de 5.22 dólares por barril, valor inferior en 1.78 dólares por barril al estándar de 7.0 dólares por barril, por lo que superó al estándar en 25.4%. Por otra parte, el aprovechamiento de gas 11

12 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 fue de 94.0%, inferior en 4.0 puntos porcentuales al estándar de 98.0%, lo que representa una diferencia de 4.1% por la cual no se ubicó en el estándar. En cuanto al posicionamiento internacional del costo directo de descubrimiento y desarrollo, y del costo de producción de PEP, durante el periodo el costo directo de descubrimiento y desarrollo se mantuvo sin cambios significativos en la posición 2 en relación con las 10 principales empresas petroleras del comparativo, al obtener un valor de 11.1 dólares por barril, cifra superior en 0.7 dólares por barril a lo reportado por British Petroleum de 10.4 dólares por barril, empresa que se ubicó en la primera posición; y durante el periodo , el costo de producción de PEP se ubicó en el rango de las posiciones 1 y 2, el cual se incrementó 4.0% en promedio anual, al pasar de 4.47 a 5.22 dólares por barril. Se concluye que PEP no operó en su totalidad bajo estándares internacionales debido a que de los cuatro estándares establecidos en el Plan de Negocios, en el de costo de producción obtuvo un valor superior al 100.0%, ubicándose en la primera posición del comparativo internacional; y en tres obtuvo un valor inferior al 100.0% en relación con el estándar, que fueron tasa integrada de restitución de reservas probadas, aprovechamiento de gas y costo de descubrimiento y desarrollo. En cuanto a la posición de Pemex dentro de las 10 principales petroleras del mundo, en el periodo la paraestatal se ubicó en la segunda posición al obtener un costo directo de descubrimiento y desarrollo de 11.1 dólares por barril de petróleo crudo equivalente; y en la primera posición en el costo de producción, que fue de 5.22 dólares por barril T4L Costo de descubrimiento y de desarrollo Se constató que en el periodo PEP cumplió la meta del costo de descubrimiento y desarrollo al obtener un valor de 12.8 dólares por barril (160.7 pesos por barril), cifra menor en 0.4 dólares por barril que el límite inferior del rango de dólares por barril establecido como meta. Durante el periodo , el costo de descubrimiento y desarrollo se incrementó 18.6% en promedio anual, en relación con el obtenido en el periodo , al pasar de pesos por barril a pesos por barril, como se muestra a continuación: 12

13 COMPORTAMIENTO DEL COSTO DE DESCUBRIMIENTO Y DESARROLLO Y SU PARTICIPACIÓN EN LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL, (Pesos de 2010 por barril de petróleo crudo equivalente) Concepto Años Costo de descubrimiento y desarrollo 1/ Petróleo Crudo Precio de venta a Pemex Refinación 1, Participación (%) 2/ n.a. Precio de venta a Exportación 1, Participación (%) 2/ n.a. Gas natural Precio de venta a Pemex Gas y Petroquímica Básica Participación (%) 2/ n.a. FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Reportes de los costos de producción del periodo ; y Petróleos Mexicanos; Anexos estadísticos de los programas de operación anual al cierre de los años del periodo / Costos de descubrimiento y desarrollo de los periodos , , y / Participación del costo de producción y desarrollo en relación con los precios de venta. n.a. No aplicable. TMCA En el periodo , la participación del costo de descubrimiento y desarrollo en el precio de venta de petróleo crudo a Pemex Refinación se incrementó en 6.6 puntos porcentuales, al pasar de 10.8% a 17.4%, en el precio de venta de petróleo crudo a exportación aumentó 6.4 puntos porcentuales, al pasar de 11.2% a 17.6%, y en el precio de gas natural a Pemex Gas y Petroquímica Básica creció 33.8 puntos porcentuales, al pasar de 23.6% a 57.4%. 23. Costo de producción T4L Se verificó que en 2010 PEP cumplió la meta del costo de producción al obtener un valor de 5.22 dólares por barril (65.91 pesos por barril), cifra que se ubicó en el límite inferior del rango de dólares por barril establecido como meta. Durante el periodo , el costo de producción se incrementó 4.7%, en promedio anual, al pasar de pesos por barril a pesos por barril, como se muestra a continuación: 13

14 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 COMPORTAMIENTO DEL COSTO DE PRODUCCIÓN Y SU PARTICIPACIÓN EN LOS PRECIOS DEL PETRÓLEO CRUDO Y GAS NATURAL, (Pesos de 2010 por barril de petróleo crudo equivalente) Concepto Años Costo de producción Precios del Petróleo Crudo Precio de venta a Pemex Refinación , Participación (%) 1/ n.a. Precio de venta a Exportación , Participación (%)1/ n.a. Precio del Gas natural Precio de venta a Pemex Gas y Petroquímica Básica (9.1) Participación (%)1/ n.a. FUENTE: Pemex Exploración y Producción, Reportes de los costos de producción del periodo ; Petróleos Mexicanos, Anexos estadísticos de los programas de operación anual al cierre de los años del periodo / Participación del costo de producción en relación con los precios de venta. n.a. No aplicable. TMCA En el periodo de análisis, la participación del costo de producción en el precio de venta de petróleo crudo a Pemex Refinación disminuyó 0.4 puntos porcentuales al pasar de 7.5% a 7.1%; en el precio de venta de petróleo crudo a exportación se redujo 0.6 puntos porcentuales, al pasar de 7.8% a 7.2%, y en el precio de gas natural a Pemex Gas y Petroquímica Básica se incrementó en 10.2 puntos porcentuales, al pasar de 13.4% a 23.6%. Acciones Recomendaciones al Desempeño T4L T4L Para que Pemex Exploración y Producción elabore las Matrices de Indicadores para Resultados de los programas presupuestarios E010 "Distribución de petróleo crudo, gas, petrolíferos y petroquímicos" y K002 "Proyectos de Infraestructura económica de hidrocarburos", en las que se incluyan objetivos, indicadores y metas, en materia de distribución de hidrocarburos e infraestructura. [Resultado 1] T4L Para que Pemex Exploración y Producción defina e incluya en su Sistema de Evaluación del Desempeño los indicadores estratégicos y de gestión que permitan evaluar la eficacia en la satisfacción de la demanda de hidrocarburos, y la eficiencia de las acciones de exploración y producción de hidrocarburos. [Resultado 2] 14

15 T4L Para que Pemex Exploración y Producción realice las gestiones necesarias con el propósito de que las cifras estimadas de reservas de Pemex sean confiables para la toma de decisiones en la planeación estratégica del sector, con la finalidad de garantizar la seguridad energética, la transparencia y la rendición de cuentas. [Resultado 5] T4L Para que Pemex Exploración y Producción defina e incluya en su Sistema de Evaluación del Desempeño los indicadores estratégicos y de gestión, así como las metas que permitan evaluar el impacto de la producción nacional de petróleo crudo en la satisfacción de la demanda del país. [Resultado 6] T4L Para que Pemex Exploración y Producción defina e incluya en su Sistema de Evaluación del Desempeño los indicadores estratégicos y de gestión, así como las metas que permitan evaluar el impacto de la producción nacional de gas natural en la satisfacción de la demanda del país. [Resultado 7] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias para que se cumplan las metas de perforación y terminación de pozos exploratorios establecidas en el Programa Operativo Anual y en la Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación. [Resultado 8] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias para que se cumpla las metas de perforación y terminación de pozos de desarrollo, establecidas en el Programa Operativo Anual y en la Estrategia Programática del Presupuesto de Egresos de la Federación. [Resultado 9] T4L Para que Pemex Exploración y Producción defina e incluya en su Sistema de Evaluación del Desempeño los indicadores estratégicos y de gestión, así como las metas para evaluar el éxito exploratorio comercial y el éxito en la terminación de pozos de desarrollo. [Resultado 10] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias para que se cumpla con los programas de carga de crudo en la terminal marítima Cayo Arcas con el propósito de suministrar confiablemente petróleo crudo a PMI Comercio Internacional. [Resultado 13] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias a efecto de que se cumpla con los parámetros de calidad en el petróleo crudo que suministra a Pemex Refinación. [Resultado 14] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias a fin de alcanzar las metas del aprovechamiento de gas que se establezcan en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de los Organismos Subsidiarios. [Resultado 17] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias para que cumpla las metas para el envío de gas a la atmósfera que se 15

16 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública 2010 establezcan en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de los Organismos Subsidiarios. [Resultado 18] T4L Para que Pemex Exploración y Producción realice las gestiones necesarias a fin de que se homologue las unidades de medida de calidad en el gas húmedo dulce y gas seco. [Resultado 20] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias para que cumpla con los parámetros de calidad en el suministro de gas a Pemex Gas y Petroquímica Básica. [Resultado 20] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias a fin de que el sector hidrocarburos opere bajo estándares internacionales. [Resultado 21] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias a fin de optimizar los costos de descubrimiento y desarrollo. [Resultado 22] T4L Para que Pemex Exploración y Producción instrumente las acciones necesarias a fin de optimizar los costos de producción. [Resultado 23] Resumen de Observaciones y Acciones Se determinó(aron) 16 observación(es) la(s) cual(es) generó(aron): 17 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 el 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, Pemex Exploración y Producción (PEP) cumplió con su objeto de garantizar la seguridad energética del país al incorporar reservas de petróleo crudo y gas natural mediante la exploración, y al producir hidrocarburos para satisfacer la demanda nacional. Los resultados con observación se presentan en el apartado correspondiente del informe. En 2010 Pemex Exploración y Producción alcanzó una tasa de restitución integrada de reservas probadas de 85.8%, lo que significó 14.2 puntos porcentuales menos que el estándar internacional que es de 100.0%. PEP reportó reservas totales de petróleo crudo equivalente por 43,073.6 MMB, y las reservas certificadas por terceros independientes se estimaron por un total de 32,

17 MMB, cifra inferior en 10,563.9 MMB, lo que representó el 24.5% de lo reportado por PEP, lo cual denota falta de confiabilidad en la cuantificación de las reservas de hidrocarburos. Se determinó que al ritmo de explotación actual, ceteris paribus, las reservas probadas de petróleo crudo se terminarán en 10.8 años, las de gas en 6.8 años y las de petróleo crudo equivalente en 10.0 años. En cuanto a la producción de petróleo crudo, se observó que durante el periodo disminuyó 5.7% en promedio anual, al pasar de 3,255.7 a 2,575.9 MBD, lo que impactó negativamente en el suministro de hidrocarburos a Pemex Refinación, que decreció 5.8% en promedio anual, al pasar de 3,237.7 MBD a 2,548.1 MBD; y en las exportaciones, que se redujeron 6.7% en promedio anual, al pasar de 1,792.7 MBD a 1,357.4 MBD, respectivamente. En 2010 PEP envió MMPCD de gas a la atmósfera, MMPCD más que la meta límite de MMPCD. Durante el periodo de análisis, el volumen de gas enviado a la atmósfera se incrementó 22.0% en promedio anual, al pasar de a MMPCD. De 2008 a 2010, el costo de descubrimiento y desarrollo de yacimientos de hidrocarburos aumentó 18.6% en promedio anual, al pasar de a pesos por barril de petróleo crudo equivalente; y el costo de producción se incrementó 4.7% en promedio anual, al pasar de a pesos por barril de petróleo crudo equivalente. Apéndices Procedimientos de Auditoría Aplicados 1. Verificar el cumplimento de las disposiciones normativas aplicables al Sistema de Evaluación del Desempeño en los programas presupuestarios B001 "Producción de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos", E010 "Distribución de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos", E011 "Comercialización de petróleo, gas, petrolíferos y petroquímicos" y K002 "Proyectos de Infraestructura Económica de Hidrocarburos". 2. Determinar en qué medida la incorporación y restitución de reservas contribuyeron a garantizar la seguridad energética, respecto de la satisfacción de la demanda de petróleo crudo y gas natural mediante la producción nacional. 3. Evaluar la eficiencia en el proceso de exploración por medio de la perforación y terminación de pozos exploratorios y de desarrollo, así como el éxito de terminación de pozos. 4. Analizar la eficiencia en la producción de petróleo crudo, para conocer si se cumplieron las condiciones de cantidad, oportunidad y calidad requeridas en los contratos de compraventa de Pemex Exploración y Producción con Pemex Refinación y PMI Comercio Internacional. 17

18 Informe del Resultado de la Fiscalización Superior de la Cuenta Pública Evaluar la eficiencia en la producción de gas por medio del aprovechamiento y envío de gas a la atmósfera, así como el cumplimiento de las condiciones de cantidad, oportunidad y calidad establecidas en el contrato de compraventa entre Pemex Exploración y Producción con Pemex Gas y Petroquímica Básica. 6. Verificar el cumplimiento de los estándares internacionales que utiliza Pemex Exploración y Producción. 7. Evaluar la competitividad de PEP respecto del costo de producción, y del costo de descubrimiento y desarrollo en relación con los precios de petróleo crudo y gas natural. Áreas Revisadas Subdirección de Planeación y Evaluación, Subdirección Técnica de Exploración y Subdirección Técnica de Explotación. 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. Presupuesto de Egresos de la Federación: Artículo Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria: Artículo 27, fracción II; Artículo Otras disposiciones de carácter general, específico, estatal o municipal: Acuerdo por el que se emiten las disposiciones en materia de Control Interno y se expide el Manual Administrativo de Aplicación General en Materia de Control Interno, artículo 14, fracción I; Programa Operativo Anual 2010; Plan Nacional de Desarrollo ; Contrato de Compraventa de Petróleo Crudo celebrado entre Pemex Exploración y Producción y Pemex Refinación; Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y de los Organismos Subsidiarios ; Contrato de Compraventa de Gas celebrado entre Pemex Exploración y Producción y Pemex Gas y Petroquímica Básica; NOM 001 SECRE 2010; Programa Sectorial de Energía

19 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. Comentarios de la Entidad Fiscalizada Es importante señalar que la documentación proporcionada por la entidad fiscalizada 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. 19