Presentación En cumplimiento al Artículo 59, Fracción XI de la Ley Federal de las Entidades Paraestatales, se presenta al Órgano de Gobierno de Petróleos Mexicanos el Informe de Autoevaluación correspondiente al ejercicio del primer semestre de 2003. En este documento se da cuenta de los resultados consolidados de operación y financieros de la industria petrolera, así como los que se derivan de la gestión administrativa del corporativo. Se informa sobre el ejercicio presupuestal, el avance del programa de inversiones y el esquema de financiamientos que se utilizó para el funcionamiento de la industria petrolera durante el periodo referido. Las comparaciones se realizan de acuerdo al presupuesto original, aprobado por el H. Congreso de la Unión. Los organismos subsidiarios en sus informes correspondientes presentan un nivel de desagregación más amplio de sus resultados operativos y financieros y con mayor grado de detalle los asuntos propios de su gestión, por lo que esos documentos forman parte integral del Informe de Autoevaluación de Petróleos Mexicanos.
1. Resultados de operación consolidados 1.1 Principales indicadores operativos Exploración y desarrollo de campos Petróleos Mexicanos asumió como su estrategia durante la presente administración federal, crecer y avanzar en los distintos frentes en los cuales su transformación se ha vuelto impostergable. A la fecha los resultados en exploración y producción de hidrocarburos primarios han sido satisfactorios. Se han superado metas importantes en cuanto a la perforación y terminación de pozos, en la restitución de volúmenes importantes a las reservas petroleras y, máximos históricos en la producción de crudo. En el primer semestre de 2003 se generaron 57 localizaciones exploratorias, una más de las realizadas en el mismo periodo del año previo y 13 menos que las programadas, esto último debido a ajustes de los modelos geológicos por la adquisición de nueva información sísmica de la Cuenca de Macuspana y por el cambio de estrategia en los proyectos del Activo Tampico, orientada a localizaciones marinas con mayor volumen y probabilidad de éxito. De las localizaciones generadas se aprobaron 40 y con ello se obtuvo un cumplimiento de 59.0 por ciento del programa, en virtud de que las localizaciones generadas en junio se programaron para su aprobación en julio por lo que se espera que durante el segundo semestre de este año se cumpla satisfactoriamente con la meta anual. De las localizaciones aprobadas destacan las siguientes: tres en la parte noreste del campo de aceite ligero recién descubierto por el pozo Lobina 1; siete del proyecto Cosamaloapan orientadas a precisar los yacimientos del campo Playuela y; una que supone la presencia de aceite pesado cercana al complejo Cantarell. Con las localizaciones aprobadas al cierre del primer semestre de 2003 se contaba con un total de 399 que cantidad que representa una cartera importante para los planes exploratorios de la Institución. 2
Localizaciones Aprobadas por Región 359 40 399 1 67 111 29 92 M a r i n a s 2002 Diferencia Total Norte Sur Noreste Suroeste Enero-junio 2003 En sismología tridimensional se registró un avance de 11 982 kilómetros cuadrados, más de tres veces lo realizado en el primer semestre de 2002 y 6.8 por ciento mayor a lo programado para el periodo que se informa, esto último porque se inició con anticipación un estudio del proyecto de inversión Delta del Bravo y se amplió el contrato del estudio Lankahuasa Profundo. Sin embargo, en sismología bidimensional el cumplimiento del programa fue de 88.1 por ciento, al registrar un avance de 1 143 kilómetros, variación se explica debido a que se declaró desierta la licitación pública del estudio Áreas de Oportunidad IV en la Cuenca de Burgos. En el primer semestre de 2003 se terminaron 36 pozos exploratorios, de los cuales siete resultaron productores de gas seco, cinco de gas y condensados y cinco de aceite lo que arrojó un porcentaje de éxito de 47.2 por ciento. Con la terminación de estos pozos se descubrieron 11 campos, dos de aceite y cinco de gas y condensados y cuatro de gas seco. De los pozos que resultaron productores destacan: Patriota 1 localizado a 27 kilómetros al suroeste de Ciudad Reynosa, con una producción inicial de 6.1 millones de pies cúbicos diarios de gas y 134 barriles diarios de condensados. Granaditas 1 ubicado a 84 kilómetros de Ciudad Reynosa, con un aforo inicial de 6.9 millones de pies cúbicos diarios de gas y 32 barriles diarios de condensados. Nak 1 situado a 65 kilómetros al noroeste de Ciudad del Carmen, arrojó una producción inicial de 11.3 millones de pies cúbicos diarios de gas y 2.7 miles de barriles diarios de petróleo crudo. 3
Uchak 1 ubicado a 83 kilómetros al noroeste de Cd. Del Carmen con una producción inicial de 9.4 millones de pies cúbicos diarios de gas. Chukúa 1 a 49 kilómetros al suroeste de Cd. del Carmen que en dos diferentes intervalos aportó 22.4 millones de pies cúbicos diarios, en el primero, y 21.4 millones de pies cúbicos diarios, en el segundo. Con relación a la meta programada para la terminación de pozos de exploración se registró un cumplimiento de 62.1 por ciento, debido principalmente a un ajuste al movimiento de equipos, el cual impacta las etapas de inicio y terminación de la perforación y la terminación de pozos; y al retraso en la licitación de algunas plataformas marinas. Cabe mencionar que al 30 de junio de 2003, se encontraban 26 pozos en etapa de perforación y otros 19 en terminación. Pozos terminados 250 200 150 100 50 0 Exploratorios Desarrollo Exploratorios Desarrollo 1er. Sem. 2002 1er. Sem. 2003 Productivos Improductivos En el primer semestre de 2003, se terminaron 222 pozos de desarrollo, cantidad mayor en 12 pozos si se compara con el mismo periodo previo, pero 55 pozos inferior a la estimada en el programa, cantidad que equivale a 19.9 por ciento. De los pozos de desarrollo terminados 90.5 por ciento de se ubicaron en la Región Norte, particularmente en el Activo Burgos donde se localizaron 165 pozos. Del total de pozos de desarrollo terminados, resultaron 201 productores, 32 de petróleos crudo, dos de gas y condensado, 90 de gas húmedo y 77 de gas seco, lo que arrojó un índice de éxito de 91.0 por ciento. La variación de pozos terminados de desarrollo con respecto a la meta se originó por aumento de tiempo de perforación por pozo antecesor, equipos en mantenimiento a pozos y otros operando en exploración, incremento de tiempo de terminación y retraso en la contratación de equipo. 4
Producción de petróleo crudo y gas natural En el primer semestre de 2003 la producción de petróleo crudo fue 3 328.1 miles de barriles diarios, 5.1 por ciento mayor a la realizada en el periodo enero - junio de 2002 y significó un cumplimiento de 95.6 por ciento de la meta establecida para el periodo en el presupuesto original autorizado para el presente ejercicio. Los factores principales que afectaron el cumplimiento del programa fueron retraso en terminaciones y reparaciones, mayor declinación de los campos que la esperada, falta de gas para bombeo neumático y condiciones climatológicas adversas; sin embargo, estos factores se vieron atenuados por una mayor eficiencia operativa cuyo impacto positivo fue de alrededor de 51.0 miles de barriles diarios. La integración de nuevos pozos del proyecto Cantarell y el mejor aprovechamiento de la capacidad de extracción de petróleo crudo en la Región Marina Noreste hicieron posible que Petróleos Mexicanos alcanzara varios máximos históricos de producción de petróleo crudo en el periodo de referencia, registrándose el último el 18 de junio de 2003 de 3523.3 miles de barriles. La Región Marina Noreste alcanzó en junio un promedio histórico de producción de petróleo al llegar a 2 442.4 miles de barriles diarios, de los cuales 2407.2 miles de barriles diarios correspondieron a crudo pesado, cantidad también récord. Estas cifras se deben a que ese mes el activo Cantarell aportó un volumen de 2 126.3 miles de barriles diarios, la cantidad más alta de su historia. Concepto Producción de petróleo crudo. Primer semestre (miles de barriles diarios) 2003 Variación (%) 2002 Programa Real 03/02 Real/Prog. T o t a l 3 165.4 3 482.5 3 328.1 5.1-4.4 Por tipo Pesado 2 130.6 2 408.0 2 366.6 11.1-1.7 Ligero 573.2 610.1 515.8-10.0-15.5 Superligero 461.6 464.3 445.5-3.4-4.0 Por Región Marina Noreste 2 113.9 2 427.3 2 361.3 11.7-2.7 Marina Suroeste 474.8 464.2 404.8-14.7-12.8 Sur 500.0 509.6 490.5-1.9-3.7 Norte 76.7 81.4 71.5-6.9-12.2 Fuente: Base de Datos Institucional 5
Por tipo de crudo, el pesado constituyó más de dos terceras partes de la producción total al aportar el 71.1 por ciento del crudo, mientras que el ligero lo hizo en 15.5 por ciento y el superligero 13.4 por ciento. La distribución geográfica de la producción mostró a la Región Marina Noreste como la fuente de suministro de crudo más importante al participar con 71.0 por ciento de la producción total. El Activo Cantarell, perteneciente a esta región, aportó 61.5 por ciento de la producción nacional con 2048.0 miles de barriles diarios, volumen mayor en 10.8 por ciento con relación al primer semestre de 2002. Por su parte, la Región Marina Suroeste participó con 12.2 por ciento con una baja en el volumen producido equivalente al 14.7 por ciento con respecto al mismo periodo del año previo. La Región Sur aportó 14.7 por ciento del total de la producción de petróleo crudo y la Región Norte 2.1 por ciento. En el primer semestre de 2003 la disponibilidad total de crudo, naftas y condensados ascendió a 3 332.5 miles de barriles diarios, 5.2 por ciento superior con respecto al lapso similar anterior. Este volumen fue distribuido de la forma siguiente: 37.5 por ciento a refinerías, 3.0 por ciento a maquila; 4.6 a la Cangrejera, 53.9 por ciento a terminales de exportación y 1.0 por ciento correspondió a movimientos de inventarios y diferencias estadísticas. En lapso enero-junio de 2003, la producción de gas natural ascendió a 4 432.9 millones de pies cúbicos diarios, cantidad 0.2 y 3.6 por ciento inferior a la obtenida en el mismo periodo del año previo y a la meta estimada en el presupuesto para el periodo, en el orden citado. Esta última variación encuentra su explicación en el gas asociado, principalmente de las regiones Marina Suroeste y Sur. Las causas que explican la desviación con respecto a la meta programada fueron una mayor declinación de los campos conforme a lo previsto, retrasos en la terminación y reparaciones en pozos e incremento en la producción de agua también en pozos. La producción de gas asociado fue de 3104.5 millones de pies cúbicos diarios millones de pies cúbicos diarios, lo que significó 70.0 por ciento de la producción total de gas natural. La Región Sur fue la principal abastecedora de este gas, con 48.3 por ciento. El gas no asociado ascendió a 1 328.4 millones de pies cúbicos diarios, cantidad que representó 30.0 por ciento de la producción total nacional de 6
este hidrocarburo. La Región Norte fue la principal proveedora de gas no asociado ya que aportó 89.6 por ciento de este tipo de gas. Producción de gas natural. Primer semestre (millones de pies cúbicos diarios) 2003 Variación (%) Concepto 2002 Programa Real 03/02 Real/Prog. T o t a l 4 441.9 4 600.9 4 432.9-0.2-3.6 Por tipo Asociado 3 136.3 3 235.1 3 104.5-1.0-4.0 No asociado 1 305.6 1 365.7 1 328.4 1.7-2.7 Por Región Marina Noreste 815.0 922.0 918.3 12.7-0.4 Marina Suroeste 646.4 646.1 578.9-10.4-10.4 Sur 1 712.1 1 707.1 1 638.9-4.3-4.0 Norte 1 268.4 1 325.7 1 296.8 2.2-2.2 Fuente: Base de Datos Institucional En el primer semestre de 2003 la disponibilidad nacional de gas natural fue de 5 543.6 millones de pies cúbicos diarios, volumen integrado por la producción de gas amargo y dulce proveniente de campos y por el aportado por Pemex Gas y Petroquímica Básica como gas seco generado en sus procesos. La disponibilidad total de este hidrocarburo fue superior en 1.1 por ciento, si se compara con la del primer semestre de 2002, pero resultó inferior en 4.6 por ciento a la meta programada, situación que se originó por una menor producción de gas natural, como antes se mencionó, así como un volumen inferior del proveniente de los procesos de Pemex Gas y Petroquímica Básica. La disponibilidad total de gas natural se distribuyó de la forma siguiente: Al consumo propio de Pemex Exploración y Producción se dedicaron 440.7 millones de pies cúbicos diarios, volumen similar al registrado en el primer semestre de 2002. Sin considerar el CO2, se enviaron a la atmósfera 251.5 millones de pies cúbicos diarios, cantidad 0.7 por ciento mayor a la del mismo lapso del año previo, pero 9.0 por ciento menor a la considerada en programa, por lo que el aprovechamiento del gas fue de 94.0 por ciento. Por condensación en ductos se registraron 239.8 millones de pies cúbicos diarios en el periodo que se analiza. 7
A Pemex Gas y Petroquímica Básica se destinaron 4 524.2 millones de pies cúbicos diarios, 2.2 por ciento más que en el mismo periodo similar anterior. A empaque neto, monóxido de carbono inyectado a yacimientos, y volumen entregado a Pemex Refinación, que en total sumaron 87.4 millones de pies cúbicos diarios. Producción de petrolíferos y petroquímicos En esta administración se ha incrementado en forma significativa la inversión para lograr un mayor abasto de productos de origen nacional y para ampliar la capacidad para aprovechar las oportunidades de exportación. La modernización y reconfiguración del Sistema Nacional de Refinación ha obedecido a este propósito, y tiene la finalidad de adecuarlo a las nuevas disponibilidades de petróleo crudo en el país; por lo que se consideró el uso intensivo de crudo pesado, y la obtención de productos finales que cumplan con normas ambientales rigurosas. Con el propósito de favorecer una mayor utilización del crudo pesado, en la década pasada, se inició la transformación del Sistema Nacional de Refinación. La culminación integrada de estos proyectos incluyó realizar trabajos adicionales y complementarios para mejorar los índices de utilización de la capacidad instalada, aumentar el volumen y la calidad de los combustibles, y reducir el balance negativo de estos productos con el exterior. 1700 Producción de petrolíferos 1275 850 425 0 enero-junio 2002 POA Enero-junio 2003 Gas licuado Gasolinas Diesel Combustóleo Otros Al primer semestre de 2003, cuatro de las seis refinerías con que cuenta el país se habían reconfigurado, y se habían terminado los trabajos en más de treinta plantas, entre nuevas y modernizadas. La conclusión de estos proyectos representa un logro importante desde la perspectiva de la industria petrolera internacional; particularmente, en la reconfiguración de la Refinería de Minatitlán 8
iniciada en 2003, donde se aplican instrumentos eficientes de comunicación con las empresas contratistas e implantan mecanismos para atender en forma ágil las observaciones de los órganos de fiscalización. En su realización se abatirán tiempos y costos, dando oportunidad de participación a un número mucho mayor de empresas nacionales. En enero-junio de 2003 el Sistema Nacional de Refinación procesó 1 294.4 miles de barriles diarios de petróleo crudo, volumen superior en 2.1 por ciento al realizado en el mismo lapso de 2002, pero por debajo de la meta programada en 7.2 por ciento. La variación con respecto al programa se debió principalmente a las causas siguientes: retraso en la entrega de la línea dos del oleoducto Nuevo Teapa-Poza Rica que afectó la operación de la Refinería de Cadereyta y la puesta en operación de la planta coquizadora; altas existencias de combustóleo por falta de salidas en buquetanques de la Refinería de Salina Cruz, como consecuencia de condiciones climatológicas adversas y la terminación de algunos trabajos en la escollera de la terminal marítima del lugar; y en la Refinería de Tula también se registraron elevados inventarios de combustóleo por problemas en la estabilización de la planta hidrodesulfuradora de residuales. Del total de crudo procesado en ese periodo, 390.5 miles de barriles diarios correspondieron a crudo pesado, equivalente al 30.2 por ciento, en tanto que en el mismo periodo del año previo, la proporción fue de 27.8 por ciento. El aumento del crudo pesado en la mezcla procesada se derivó de la entrada en operación de diversa infraestructura del proyecto de reconfiguración de refinerías, lo que libera una mayor cantidad de crudos ligeros para exportación. Proceso de petróleo crudo por refinería. Primer semestre (miles de barriles diarios) 2002 2003 Variación % Programa Real 2003 / 2002 Real / Prog. Total 1 268.1 1 395.2 1 294.4 2.1-7.2 Cadereyta 210.3 220.0 199.1-5.3-9.5 Madero 93.2 157.6 153.4 64.6-2.7 Minatitlán 180.3 180.0 177.1-1.8-1.6 Salamanca 182.7 210.0 179.1-2.0-14.7 Salina Cruz 326.0 320.0 307.2-5.8-4.0 Tula 275.5 307.6 278.6 1.1-9.4 Fuente: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional. En enero-junio de 2003 se produjeron 1 586.1 miles de barriles diarios de petrolíferos, cantidad que incluye el gas licuado pero no los productos obtenidos 9
de las operaciones de maquila de crudo en el exterior. El volumen de producción total de petrolíferos fue superior en 5.2 por ciento a lo observado en el mismo lapso del año previo, y representó un cumplimiento del programa de 94.1 por ciento. La desviación con respecto al programa obedeció al menor proceso de crudo. Destaca el importante incremento en la producción de destilados y la reducción del combustóleo. Las gasolinas, el diesel y la turbosina superaron en conjunto 11.4 por ciento la producción de periodo de comparación, en tanto que el combustóleo disminuyó su producción en 6.5 por ciento. Ello es indicativo de la transformación paulatina de la estructura volumétrica de la producción de refinados hacia una mejor calidad de los mismos. Producción de petrolíferos y petroquímicos. Primer semestre Concepto 2002 2003 Variación (%) Programa Real 2003/2002 Real / Prog. Petrolíferos 1/ (Mbd) 1 507.9 1 686.4 1 586.1 5.2-5.9 Gas licuado 2/ 238.0 262.6 244.1 2.6-7.1 Gasolinas 395.9 461.6 456.8 15.4-1.1 Base Nova 22.0 30.3 12.6-42.5-58.4 Pemex Magna 351.9 394.7 405.5 15.3 2.7 Pemex Premium 21.1 34.7 37.5 77.6 8.3 Otras gasolinas 3/ 0.9 1.9 1.2 33.3-36.8 Diesel 276.7 291.4 297.1 7.4 2.0 Pemex Diesel 257.1 289.0 274.2 6.7-5.1 Combustóleo 464.5 487.4 434.4-6.5-10.9 Otros petrolíferos 4/ 132.6 183.4 153.7 15.9-16.2 Petroquímicos 5/ (Mt) 6 795.6 7 499.6 6 756.2-0.6-9.9 Básicos 3 098.9 3 432.8 3 083.2-0.5-10.2 No básicos 3 696.7 4 066.8 3 673.0-0.6-9.7 Fuente: Base de Datos Institucional 1/ No incluye maquilas 2/ Incluye gas licuado de PGPB, de Pemex Refinación, y de mezcla de butanos. 3/ Incluye gasavión 100-130, gasolina incolora, gasnafta de Refinación y Petroquímica, y gasolvente. 4/ Incluye querosenos, gasóleos, asfaltos, lubricantes, parafinas, coque y gas seco de refinerías 5/ Incluye gasolinas naturales (naftas considerado un petroquímico básico). La entrada en operación de diversa infraestructura productiva a finales de 2002 y principios de 2003, permitió que en el lapso de informe la producción de gas licuado se elevara a 244.1 miles de barriles diarios, cantidad 2.6 por ciento mayor a la reportada en el primer semestre de 2002 y significó un cumplimiento del 10
programa de 92.9 por ciento. La estrategia de lograr un crecimiento para la empresa se reflejó en este resultado, toda vez que en febrero de 2003, Pemex Gas y Petroquímica Básica alcanzó la producción más alta en su historia, y la mayor en los últimos ocho años, si se considera la producción conjunta de Pemex Refinación y Pemex Gas y Petroquímica Básica. Para apoyar lo anterior, en primer semestre de 2003 se concluyó la construcción de tres plantas de proceso del nuevo Centro Procesador de Gas Arenque: endulzadora de gas con capacidad de 34 millones de pies cúbicos diarios, recuperadora de azufre para producir 17 toneladas diarias, y la criogénica de 33 millones de pies cúbicos diarios. En la refinería de Cadereyta durante junio de 2003 inició operaciones de prueba el primer tren de la planta de coque con una capacidad de 25.0 miles de barriles diarios de ese producto. Con la próxima puesta en marcha del segundo tren, se planea tener en operación normal la planta a finales de octubre de 2003 con una capacidad conjunta de 50.0 Mbd. Por su parte, en la refinería de Madero se encuentra en operación la planta de coque con una capacidad de 50.0 miles de barriles diarios. El volumen total de petrolíferos obtenidos por maquila ascendió a 69.8 miles de barriles diarios, cantidad que se integró por 59.9 miles de barriles diarios, de gasolinas terminadas y componentes; y 9.9 miles de barriles diarios de diesel. Durante los primeros nueve meses de 2002, la industria petroquímica mundial mostró signos de recuperación por la estabilización de precios de los energéticos, incremento en la demanda, bajos precios de materias primas, y desfase de algunos proyectos de plantas nuevas. Sin embargo, en el último trimestre de 2002, ante el preámbulo del conflicto entre Estados Unidos e Iraq y los acontecimientos en Venezuela, los precios de los combustibles se elevaron y la recuperación de la industria petroquímica se vio nuevamente afectada. En el primer semestre de 2003 la industria petroquímica mundial se caracterizó por participar en un mercado especulativo, debido principalmente al incierto desenlace del conflicto bélico en Iraq. En enero-junio de 2003 la producción de petroquímicos ascendió a 6 756.2 miles de toneladas, 0.6 por ciento menor a la obtenida en el mismo lapso del año previo, 11
y significó un cumplimiento del programa de 90.1 por ciento. Comportamiento similar ofrecieron los dos tipos de productos clasificados conforme a la ley. Dentro de los básicos, el etano explica casi la totalidad de la reducción, toda vez que su producción por 1269.0 miles de toneladas fue inferior en 7.2 y 14.1 por ciento, con respecto al mismo periodo del año previo y al programa, respectivamente. De los petroquímicos no básicos o desregulados la baja en la producción se explicó fundamentalmente en el amoniaco, anhídrido carbónico, etileno y polietileno de alta densidad que en conjunto equivalen al 31.6 por ciento de la producción y ofrecieron un descenso equivalente al 29.0 por ciento con respecto al mismo periodo previo y un cumplimiento del programa de 87.6 por ciento. Conviene mencionar que de la producción de petroquímicos no básicos o desregulados, aproximadamente 40 por ciento se destina a ventas al público, el resto se utiliza como insumo en diferentes procesos. Mercado externo Mercado petrolero internacional En el primer bimestre de 2003, el mercado petrolero internacional se caracterizó por un rápido ascenso de los precios de los crudos marcadores iniciado a mediados de noviembre del año previo. La escalada de precios estuvo soportada por tres elementos básicos; la retórica de guerra de Estados Unidos contra Iraq, la huelga de trabajadores petroleros de Venezuela que en febrero de 2003 entraba en su séptima semana de duración y, la disminución de inventarios de crudo y petrolíferos de Estados Unidos hasta niveles inusitadamente bajos. No obstante que la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) anunciara su decisión de elevar su techo de producción, el mercado ignoró este hecho y se concentró en el inminente conflicto entre Estados Unidos e Iraq. En marzo y abril los precios reaccionaron a la baja debido a: la cooperación mostrada por Iraq para evitar la guerra, al permitir la entrada de inspectores de la Organización de las Naciones Unidas (ONU); el parlamento turco no autorizó el uso de sus bases militares a las tropas estadounidenses, lo que dificultó realizar la invasión por tierra en el norte de Iraq; la OPEP anunció la suspensión de las cuotas de producción y permitió que los países pertenecientes produjeran a su capacidad en caso de estallar el conflicto bélico; Rusia no apoyó la guerra contra 12
Iraq; y, al iniciarse la invasión de Estados Unidos a Iraq, el mercado apostó a que la guerra sería corta, y sin ningún daño significativo en los campos en producción, por lo que el suministro de crudo no se afectaría. En el tercer bimestre de 2003 los precios de los crudos marcadores reiniciaron su ascenso debido principalmente a la disminución inesperada de los inventarios de crudo en Estados Unidos, los ataques terroristas en Arabia Saudita, al recorte anunciado por ese país a sus clientes de Europa y Estados Unidos equivalente a casi 1 millón de barriles diarios a partir de junio, y la salida de dos refinerías en Estados Unidos a causa de incendios. En este contexto, en junio de 2003, el WTI se cotizaba en 30.66 dólares por barril, el crudo Brend se vendió en el mercado de Houston en un promedio de 27.51 dólares y, el Árabe Ligero promedió 26.45 dólares por barril. Estos precios fueron superiores mayor en 20.2, 14.0 y 16.0 por ciento mayor que los reportados en el mismo mes de 2002, respectivamente. En 2003, México continuó participando en los principales foros de discusión internacional para mantener el equilibrio del mercado y contribuir al logro de un precio del energético adecuado tanto para productores como para consumidores. Los precios de los crudos mexicanos en el mercado de Houston se comportaron de manera muy similar a los de los crudos marcadores. A partir de noviembre de 2002 y hasta junio de 2003, los precios desarrollaron una trayectoria de altibajos originada por un ambiente especulativo; sin embargo, si sólo se comparan los precios de diciembre de 2002 y junio de 2003 el diferencial de precios entre ambos meses es corto. Así, en diciembre de 2002 el Olmeca se cotizaba en 28.53 dólares por barril, para cerrar en junio de 2003 en 28.65 dólares; el crudo Istmo pasó de 27.60 a 27.46 dólares por barril entre ambos meses; y, el Maya de 22.99 a 23.42 dólares por barril. Por lo que se refiere al gas natural, a partir de marzo de 2002 el precio de referencia revirtió su tendencia a la baja observada desde febrero de 2001, para llegar en marzo de 2003 a un precio de 8.71 dólares por millón de unidades térmicas británicas (BTU), valor únicamente superado por el observado en enero de 2001 de 9.57 dólares. La tendencia alcista mostrada en 2002 y el primer trimestre de 2003 derivó de las condiciones inestables del mercado internacional. Aun cuando en el segundo trimestre de 2003 el precio de referencia del 13
energético mostró cierta estabilidad, el precio promedio del primer semestre de 2003 fue de 5.70 dólares por millón de BTU, más de dos veces el reportado en el mismo periodo de 2002. Balanza comercial de la industria petrolera nacional En el periodo enero-junio de 2003 el saldo de la balanza comercial fue de 6 920.3 millones de pesos, superior en 33.3 y 21.8 por ciento al reportado en el mismo periodo del año previo y al establecido en el presupuesto, respectivamente. Las variaciones se explican por mayores volúmenes de exportaciones de crudo y petrolíferos y por el incremento en sus precios que compensaron la disminución de las exportaciones de productos petroquímicos y el aumento de las importaciones de gas natural, petrolíferos y petroquímicas. Las ventas de crudo en el exterior significaron ingresos por 8 306.3 millones de dólares, monto equivalente al 90.4 por ciento del valor de las exportaciones totales de Petróleos Mexicanos, y superior en 41.9 y 36.4 por ciento a lo realizado en el primer semestre de 2002 y al monto estimado en el presupuesto, en el orden citado. En términos volumétricos las exportaciones de petróleo crudo, en el periodo enero-junio de 2003, ascendieron a 1 858.8 miles de barriles diarios, que significó un aumento de 221.2 y 94.0 miles de barriles diarios, si se compara con el periodo similar anterior y con el volumen programado para el periodo, respectivamente. En el lapso que se informa el precio promedio de la mezcla se ubicó en 24.69 dólares por barril, el Olmeca en 29.45 dólares, el Istmo en 27.31 dólares y el Maya en 24.03 dólares por barril. El precio de la mezcla mostró un incremento de 24.7 y 32.6 por ciento con respecto al registrado en primer semestre de 2002 y del estimado en el presupuesto, en el orden citado. El comercio exterior de petrolíferos y gas licuado arrojó un déficit de 654.5 millones de dólares, situación que se vio agravada en comparación con el periodo de enero-junio de 2002, en 42.8 por ciento, por mayores precios promedio y volumen de los productos importados en comparación que los precios promedio al que Petróleos Mexicanos exportó sus productos. 14
Balanza comercial y precio promedio de crudo de exportación. Primer semestre Concepto 2002 Millones de dólares 2003 Variación (%) Real Programa 03/02 Real/Prog. Saldo 5 190.1 6 920.3 5 683.0 33.3 21.8 Exportaciones 6 473.7 9 183.3 6 730.5 41.9 36.4 Petróleo crudo 5 869.5 8 306.3 5 946.1 41.5 39.7 Gas natural 4.0 0.0 0.0-100.0 - Petrolíferos 526.0 817.0 722.3 55.3 13.1 Petroquímicos 74.1 60.1 62.0-18.9-3.1 Importaciones 1 283.6 2 263.1 1 047.5 76.3 116.0 Gas natural 290.2 781.7 552.0 169.4 41.6 Petrolíferos 984.3 1 471.5 401.4 49.5 266.6 Petroquímicos 9.1 9.9 94.1 8.8-89.5 Dólares por barril Precios promedio del crudo de exportación Mezcla 19.80 24.69 18.61 24.7 32.6 Maya 19.16 24.03 17.87 25.4 34.5 Istmo 21.50 27.31 21.39 27.0 27.7 Olmeca 22.89 29.45 22.48 28.7 31.0 Fuente: Base de Datos Institucional El gas natural presentó una situación crítica durante el periodo de informe, toda vez que el saldo deficitario del comercio exterior pasó de 286.2 millones de dólares en el primer semestre de 2002, a un déficit de 781.7 millones de dólares en el primer semestre de 2003. Esta situación derivó de dos hechos: primero, las exportaciones del energético se vieron canceladas en el periodo de informe, mientras que las importaciones crecieron en términos volumétricos 47.0 por ciento entre ambos periodos; y segundo, el precio de importación de este producto se incrementó en forma considerable por los desajustes en el mercado de Estados Unidos, principalmente. Por lo que se refiere al comercio exterior de productos petroquímicos, en el periodo enero-junio de 2003 la balanza comercial presentó un superávit de 50.2 millones de dólares, monto menor en 22.8 por ciento al observado en el lapso de comparación. Las exportaciones volumétricas de estos productos se 15
vieron disminuidas en 26.3 por ciento, derivado principalmente de la casi anulación de las ventas al exterior de amoniaco, y la sensible disminución de las ventas de los polietilenos de alta y baja densidad y del etileno. Por su parte, las importaciones en volumen se incrementaron 13.7 por ciento que se explica casi en su totalidad por el amoniaco quien significó el 74.1 por ciento de las compras en el exterior. Mercado interno Política de comercialización La industria petrolera paraestatal con el propósito de optimizar las operaciones de la cadena de distribución y poder contribuir a las estrategias del Plan de Negocios, inició el proceso de implantación el Modelo Estratégico de Transporte y Almacenamiento (META) en Pemex Refinación, el cual permitirá hacer más eficiente la programación y distribución de los productos por los diferentes medios de transporte al menor costo; contribuir a la toma de decisiones en materia operativa, así como identificar los cuellos de botella y necesidades de nueva infraestructura. Como parte de las acciones para el mejoramiento de la cadena de suministro y distribución se logró implantar el Proceso Integral de Coordinación Operativa minimizando el costo de atención a la demanda, lo cual se refleja en respuestas más eficientes ante variaciones de ésta y precio de combustibles. El proceso se divide en cuatro etapas: optimización Integral del Sistema Nacional de Refinerías; programación operativa; seguimiento de la operación diaria; y evaluación de la coordinación operativa. Con respecto al Programa de Modernización de Estaciones de Servicio, a finales de 2002 se aprobaron modificaciones a la Franquicia Pemex para ser aplicadas a partir de 2003, con el propósito de solucionar problemas que se han presentado en la administración de los contratos, participación de terceros, Programa Pemex- Profeco y costos excesivos de garantías y de manejo de efectivo. Sin embargo, estas modificaciones fueron ajustadas a fin de promover el óptimo desarrollo del negocio. De esta forma, se acordó mantener los montos autorizados para 2002 a aquéllos trámites iniciados en ese año, con independencia de la fecha en que se resuelva; en los casos en que se presenten retrasos atribuibles a alguna 16
autoridad, ampliar seis meses la vigencia de los documentos suscritos con el franquiciatario; y, conservar la cuota de mantenimiento igual que en 2002, esto es, uno por ciento del margen comercial obtenido en el año inmediato anterior. Además, se trabaja en un nuevo modelo de franquicia que permita cambiar sustancialmente la forma de comercializar los combustibles para ofrecer mayores beneficios a los consumidores y generar mayor valor económico para el franquiciatario y para Pemex Refinación. A lo largo de la cadena de comercialización de los productos de Pemex Refinación, se desarrollan diversas acciones con el fin de otorgar un servicio eficiente, oportuno transparente y siempre apegado a la legalidad. Así, se establecen nuevas rutas de suministro de combustibles; se revisa que las empresas transportistas cumplan con la reglamentación correspondiente en cuanto a la calidad y seguridad del servicio, así como el número de empresas que ofrecen el servicio de transporte de combustibles sea el adecuado. Se revisa que la ubicación de las terminales de almacenamiento y distribución no afecte la vida de las poblaciones circundantes, en caso contrario se procede con los trámites para su reubicación; y, se combate de manera frontal el mercado ilícito de combustibles con la aplicación de la tecnología adecuada y en estrecha colaboración con las autoridades respectivas. La estrategia comercial de Pemex Gas y Petroquímica Básica incluye acciones como el establecimiento de contratos de suministro y transporte de largo plazo, innovación de productos y servicios con mayor valor agregado, aplicación de tecnologías de información para satisfacer al cliente, e instrumentación del cambio regulatorio en materia de gas licuado, entre otras. En este sentido, se registraron los avances siguientes: Mayor flexibilidad operativa para la comercialización de gas natural entre México y Estados Unidos como resultado de las cuatro interconexiones con gasoductos del sur de Texas. Así, se importa gas natural para complemento de la demanda de las nuevas plantas de generación de los productores externos de energía, principalmente por los gasoductos de Kinder Morgan y Tennessee; y, por Tetco para suministrar a la planta de CFE Río Bravo. Continuó el programa de precios fijos del gas natural para consumidores industriales y distribuidoras, como instrumento de cobertura contra la fluctuación de los precios de gas natural, por un lapso de tres años. El precio de referencia de 17
este combustible es 4.00 dólares por millón de BTU. La participación de los consumidores en este programa fue opcional; el convenio dispone de mecanismos para la salida del programa y de flexibilidad en el cumplimiento de las cantidades elegidas por los clientes. Los resultados obtenidos al cierre del primer semestre de 2003 fueron satisfactorios; las utilidades realizadas ascendieron a 135.6 millones de dólares, monto que incluye tanto las operaciones de físico como en papel. Para darle continuidad al programa, se instrumentó uno nuevo dirigido a clientes con consumos menores a 2 millones de pies cúbicos diarios, con tres opciones para el periodo de cobertura: 2004, 2004-2005 y 2004-2006. Se implantó dentro de SAP, el sistema Customer Relationship Management (CRM), que permitirá soportar las estrategias comerciales de Pemex Gas y Petroquímica Básica y administrar eficientemente las relaciones con el cliente, mediante la implantación de los módulos Call Center y Customer Interaction Center. La política comercial de Pemex Petroquímica tiene como objetivo reposicionarse en el mercado nacional de petroquímicos y colocarse como un abastecedor confiable de estos productos en el exterior. En este sentido, se realizan las acciones siguientes: Responder a las necesidades de los clientes clave y coadyuvar en el desarrollo de nuevos clientes. Proveer de elementos para facilitar la colocación de productos a precios competitivos que reflejen su costo de oportunidad en diferentes mercados. Reestructurar la cartera de productos a fin de concentrar la atención en segmentos y cadenas en los que se tienen ventajas estructurales, racionalizando las instalaciones que no proveen los adecuados beneficios económicos. Colocar bajo la modalidad de contrato, a mediano y largo plazos, una proporción significativa de la producción. Establecer condiciones comerciales similares a las de la competencia. Una de las acciones más importantes que desarrolló Pemex Petroquímica fue la integración de la gestión comercial de este organismo y sus empresas filiales, la cual culminó en el primer semestre de 2003. Los instrumentos que se diseñaron para ello, fueron el Convenio de Colaboración, la nueva estructura de organización, el Comité de Crédito único para todo el organismo, un nuevo marco normativo interno y nuevas herramientas para mejorar el proceso de atención al cliente. 18
Ventas de petróleo crudo, gas natural, petrolíferos y petroquímicos Para alcanzar los grandes objetivos nacionales, la estrategia de la presente administración gubernamental es impulsar el desarrollo del país con base, en el fortalecimiento del mercado interno, a través del reforzamiento de la capacidad de competencia, el desarrollo de la infraestructura productiva, el impulso a las empresas nacionales y la promoción de la inversión. En este sentido, las acciones que realiza Petróleos Mexicanos son congruentes con esta estrategia y apuntan a su principal objetivo que es el crecimiento. Durante el primer semestre de 2003, las ventas de petróleo crudo de Pemex Exploración y Producción al mercado interno aumentaron 4.8 por ciento respecto al mismo lapso de 2002, al pasar de 3 140.2 a 3 291.1 miles de barriles diarios; sin embargo, con relación al volumen estimado en el programa de ventas de este hidrocarburo, fue 3.2 por ciento inferior, que en términos volumétricos significó una disminución de 108.5 miles de barriles diarios. La variación favorable respecto del primer semestre de 2002, se explica por un incremento de 3.1 por ciento en el volumen de crudo facturado a Pemex Refinación, principalmente de tipo pesado ya que del superligero disminuyó 50.0 por ciento. En cuanto a la cantidad transferida a PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V., aumentó 6.2 por ciento ya que fueron enviados para su exportación 1 790.8 miles de barriles diarios de petróleo crudo, lo que significó 54.4 por ciento de las ventas totales de este hidrocarburo. En el primer semestre de 2003 el crudo facturado a PMI Comercio Internacional, S. A de C.V. exterior cumplió con el programa en 101.5 por ciento y estuvo integrado en un 86.6 por ciento de crudo pesado, 11.6 por ciento de superligero y el restante 1.8 por ciento de ligero. Las ventas de gas natural de Pemex Exploración y Producción a otros organismos subsidiarios, en el primer semestre de 2003, aumentaron 1.9 por ciento respecto al mismo periodo del año previo, y se cumplió con el 93.6 por ciento de la meta establecida en el programa. Casi la totalidad del volumen facturado de gas natural se hizo a Pemex Gas y Petroquímica Básica, al enviarse una cantidad de 4 524.1 millones de pies cúbicos diarios, lo que significó 99.8 por ciento de las ventas totales de este energético, mientras que a Pemex Refinación se enviaron 9.6 millones de pies cúbicos diarios de gas húmedo amargo. 19
En el periodo enero-junio de 2003 el volumen de las ventas internas de petrolíferos fue de 1 683.8 miles de barriles diarios, volumen 1.7 por ciento mayor con respecto a las ventas realizadas en el periodo similar anterior. El comportamiento de la demanda refleja la evolución favorable que registró la economía nacional en ese lapso. Por sus componentes sólo la demanda de gas licuado y combustóleo se contrajo en 1.4 y 11.8 por ciento, respecivamente. El crecimiento de las ventas totales con respecto al primer semestre de 2002, obedeció al mayor dinamismo de las gasolinas para uso automotor, principalmente de la Pemex Premium de mayor valor, y por el incremento de los requerimientos de diesel por parte de la Comisión Federal de Electricidad. Cabe destacar que los volúmenes vendidos de gasolina Pemex Magna en la frontera norte se recuperaron con la homologación de precios con la que se comercializa en el sur de Estados Unidos. Volumen de ventas internas de petrolíferos, gas natural y petroquímicos. Primer semestre Concepto 2002 2003 Variación (%) Real Programa 02/01 Real/Prog. Petrolíferos (Mbd) 1 655.4 1 683.8 1 706.0 1.7-1.3 Gas licuado 328.6 324.2 337.1-1.4-3.8 Gasolinas 555.8 592.0 592.0 6.5 0.0 Diesel 261.6 292.5 272.7 11.8 7.3 Combustóleo 428.5 378.0 409.2-11.8-7.6 Otros 80.9 97.1 95.0 20.0 2.2 Gas natural (MMpcd) 2 339.4 2 552.3 2 802.5 9.1-8.9 Petroquímicos (Mt) 1 735.0 1 518.5 2 368.3-12.5-35.9 Fuente: Base de Datos Institucional. Las ventas internas de gas licuado registraron una contracción de 1.4 por ciento, como antes se mencionó, principalmente como resultado de un invierno menos extremo de lo que se había pronosticado. Sin embargo, la demanda de gas natural en los primeros seis meses de 2003 observó un crecimiento de 9.1 por ciento, con respecto al mismo periodo de 2002. En el periodo que se informa el sector eléctrico demandó 1 441.2 millones de pies cúbicos diarios, 16.6 por ciento más que en el primer semestre de 2002. Por su parte, las ventas al sector industrial-distribuidoras fueron mayores en 0.7 por ciento respecto del lapso 20
100 95 90 85 80 75 Ventas internas de gasolinas (miles de barriles diarios) enero-junio 2002 POA Enero-junio 2003 500 495 490 485 480 475 470 465 245 240 235 230 225 220 215 Ventas internas de diesel (miles de barriles diarios) enero-junio 2002 POA Enero-junio 2003 45 40 35 30 25 20 15 10 5 0 Gasolina Premium Gasolina Magna Sin Pemex Diesel Bajo azufre enero-junio de 2002, pero fueron inferiores al programa debido a los precios altos de este hidrocarburo que se registraron en el periodo. Con relación al programa previsto para los primeros seis meses de 2003, el volumen de ventas internas de petrolíferos y gas licuado, mostró un cumplimiento de 98.7 por ciento. Los ingresos por la comercialización de estos productos ascendieron a 110 219.8 millones de pesos, monto 52.2 por ciento superior en términos reales a lo realizado en el mismo periodo anterior. En cuanto al gas natural se obtuvieron 25 975.4 millones de pesos, ingresos que representaron un aumento real de 91.3 por ciento con relación a los obtenidos en el primer semestre de 2002. Ventas de petroquímicos Durante periodo que se informa las ventas internas de productos petroquímicos disminuyeron 12.5 y 35.9 por ciento, con respecto al primer semestre de 2002 y a la meta establecida en el programa. La caída de la demanda se originó de fundamentalmente en los petroquímicos no básicos y dentro de ellos los más significativos fueron el amoniaco, el anhídrido carbónico y el polietileno de baja densidad. Por cuanto a la expresión monetaria de estos productos, llegaron a 5 770.3 millones de pesos, con un aumento de 43.9 por ciento respecto al primer semestre de 2002, en términos reales. Esta variación se explica por incremento en precios. 21
Precios de petrolíferos y petroquímicos Los precios de los productos comercializados por Petróleos Mexicanos en el mercado nacional se establecen conforme a la política siguiente: El precio de las gasolinas y diesel, salvo la gasolina Pemex Magna, que se comercializa en la franja fronteriza norte del país, se determina de acuerdo a las estrategias económicas del Gobierno Federal para apoyar el crecimiento económico del país, debido al importante componente tributario implícito en el precio final de estos productos. En el caso del precio de la Pemex Magna que se vende en las ciudades ubicadas en la franja fronteriza paralela a la línea divisoria internacional con Estados Unidos, a partir de diciembre de 2002, se autorizó a Petróleos Mexicanos que el precio de venta al público se estableciera considerando el promedio simple de los precios de la gasolina regular de 87 octanos que se vende en distintas ciudades ubicadas en el sur de Estados Unidos, con la intención de hacerlos similares a los del espacio fronterizo norteamericano. De acuerdo a la evolución de este precio en los primeros meses del año, las autoridades hacendarias autorizaron que a partir del 3 de marzo de 2003, se estableciera un precio tope a esta gasolina en la franja fronteriza, de tal forma que su precio al público no fuera superior a la zona resto del país, considerando la tasa del 10 por ciento al impuesto al valor agregado. Para el resto de los productos petrolíferos, petroquímicos y gas natural se busca ajustar los precios internos considerando las referencias internacionales. El precio de las gasolinas, excluida la frontera norte, al 31 de junio de 2003 creció 1.5 por ciento si se compara con el registrado al cierre de 2002, comportamiento inferior al observado en el periodo similar anterior, que fue de 2.2 por ciento. En consecuencia, al cierre de junio de 2003 la gasolina Pemex Premium llegó a 6.67 pesos por litro, mientras que la gasolina Pemex Magna alcanzó un precio de 5.95 pesos por litro, lo que significó un crecimiento de 3.7 por ciento con relación al mismo mes de 2002. El precio de la gasolina Pemex Magna en la franja fronteriza pasó de 4.38 pesos por litro al cierre de diciembre de 2002 a 5.27 pesos por litro al 30 de junio de 2003 lo que significó un aumento de 20.3 por ciento; sin embargo, la gasolina Pemex Premium sólo registró un incremento de 1.4 por ciento, variación menor que la correspondiente al resto del país. 22
En el caso de Pemex Diesel de diciembre de 2002 a junio de 2003 el crecimiento fue de 1.4 por ciento para llegar a 4.93 pesos por litro, evolución menor a la observada en el periodo similar anterior que fue de 2.2 por ciento; el Diesel Desulfurado registró un comportamiento similar para llegar a 4.85 pesos por litro al cierre de junio de 2003. Precios de petrolíferos y petroquímicos seleccionados, 2002-2003 Concepto Petrolíferos (pesos por litro) Gasolinas (frontera norte) Al 31 de diciembre Al 30 de junio Variación % 2002 (1) 2002 (2) 2003 (3) (3)/(1) (4)/(2) Pemex Magna 4.38 5.49 5.27 20.3-4.0 Pemex Premium 6.29 6.15 6.38 1.4 3.7 Gasolinas (resto del país) Pemex Magna 5.86 5.74 5.95 1.5 3.7 Pemex Premium 6.57 6.43 6.67 1.5 3.7 Turbosina 1/ 2.93 2.03 2.45-16.4 20.7 Pemex Diesel 4.86 4.75 4.93 1.4 3.8 Diesel Desulfurado 4.78 4.67 4.85 1.5 3.9 Combustibles industriales Combustóleo pesado 2/ 1.68 1.76 1.86 10.7 5.7 Gas natural ($/Mm 3 ) 1 645.72 1 192.18 2 316.69 40.8 94.3 Gasóleo doméstico 4.86 4.75 4.93 1.4 3.8 Petroquímicos básicos 3/ (pesos por tonelada) Butano 3 500 2 900 3 544 1.3 22.2 Isobutano 3 867 3 101 n/d - - Heptano 3 671 3 454 4 223 15.0 22.3 Hexano 3 566 3 382 4 148 16.3 22.6 Propano-propileno 3 378 2 882 3 841 13.7 33.3 Desregulados Acrilonitrilo 8 320 6 268 9 138 9.8 45.8 Amoniaco 2 014 1 436 2 457 22.0 71.1 Etileno 4 316 3 967 5 864 35.9 47.8 Metanol 2 486 2 307 2 936 18.1 27.3 1/ Precio en el aeropuerto de la cuidad de México 2/ Precio promedio de los centros embarcadores 3/ Precios promedios ponderados al periodo que se refiere cada columna n/d No disponible Fuente: B.D.I. Base de Datos Institucional. 23
A junio de 2003, el precio del gas natural se incrementó 40.8 por ciento con relación al cierre de 2002, al comercializarse en 2316.69 pesos el millar de metros cúbicos. Esta trayectoria fue producto del dinamismo de la demanda interna observado en los últimos años, impulsado por la necesidad de mejorar las condiciones ambientales. Los precios de los petroquímicos en el primer semestre de 2003 crecieron de manera notable, lo que contrasta con el menor dinamismo del periodo similar anterior; este proceso se manifestó de modo particular en el etileno, cuyo precio aumentó 35.9 por ciento, para llegar a 5 864 pesos la tonelada en junio de 2003, y el hexano que se incrementó en 16.3 por ciento, con precio de 4 148 pesos la tonelada al cierre del mencionado mes. 1.2 Programa de inversión El Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios 2002-2010 establece una cartera de proyectos de alta calidad y rentabilidad que implica inversiones del orden de los 800 mil millones de pesos a precios de 2002. El propósito es revertir las tendencias del pasado y alcanzar el crecimiento que requiere la industria petrolera paraestatal. En 2003 el Plan de Negocios reitera que la planeación y ejecución oportuna de las inversiones, así como la búsqueda de nuevos esquemas de contratación, constituyen la base fundamental de la estrategia para el logro de los objetivos de Petróleos Mexicanos. Desde el inicio de la presente administración la cartera de proyectos se orienta principalmente al aprovechamiento óptimo de las oportunidades de exploración y explotación de los importantes yacimientos de hidrocarburos con los que cuenta México, de modo que permitan revertir las tendencias de la baja incorporación de reservas, la declinación en la producción de crudo ligero y de gas natural, y del aumento de costos en campos maduros; además de acelerar la producción de gas no asociado y mantener el nivel de producción de crudo pesado. Principales proyectos de inversión En materia de exploración y producción se logró estructurar una cartera de proyectos de inversión que da continuidad al proceso de exploración y desarrollo de reservas y considera elementos de análisis técnicos y económicos que 24