Informe de Autoevaluación 2002

Mayo de 2003

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Í N D I C E

Pág.

Presentación 1

1. Resultados de operación consolidados 2

1.1 Principales indicadores operativos 2

1.2 Programa de inversión 27

1.3 Ejercicio presupuestal 36

2. Estados financieros consolidados 43

3. Programa de financiamiento. 51

4. Seguridad industrial y protección ambiental 46

5. Indicadores de gestión 57

6. Principales líneas de acción con respecto 62 a los programas del Gobierno Federal

7. Órgano de gobierno y control 79

8. Conclusiones 87

Anexo: Oficio No. 309-A-0192 de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.- Subsecretaría de Egresos

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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 2002. 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.

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1. Resultados de operación consolidados

1.1 Principales indicadores operativos

Exploración y desarrollo de campos

Al 31 de diciembre de 2002, Petróleos Mexicanos contaba con 359 localizaciones exploratorias aprobadas para perforar pozos nuevos, de las cuales 247 son de gas, 98 de crudo ligero y 14 de pesado. En el periodo que se informa se generaron 199 localizaciones exploratorias cantidad que representó 113.7 y 98.0 por ciento de lo realizado en 2001 y de la meta programada, respectivamente De esta forma, se logró estructurar una cartera de localizaciones que responde a los objetivos de producción de hidrocarburos, dando preferencia a las de gas y aceite ligero. Además, la cartera de localizaciones es flexible y robusta para satisfacer los planes de exploración y para dar certidumbre a las inversiones. Cabe señalar que al cierre de 2002, la magnitud de esta cartera equivalía a tres veces el programa de perforación exploratoria de 2003, y el 60.0 por ciento de las localizaciones aprobadas no dependen de los resultados de otras, por lo que están disponibles para su perforación inmediata, lo cual da un amplio margen de acción y multiplica las oportunidades exploratorias.

En el periodo bajo estudio se terminaron 55 pozos exploratorios, cantidad 3.8 por ciento mayor a la obtenida en 2001, pero 30.4 por ciento inferior a la meta establecida en el programa. Esta última variación se debió a la ampliación en actividades de perforación, en la toma de registros y en las pruebas de producción, así como por taponamiento por accidente mecánico. Cabe señalar que al finalizar el año, 13 pozos se encontraban en proceso de terminación.

Del total de pozos de exploración terminados uno resultó productor de aceite, 17 de gas seco y nueve de gas y condensado; por lo que el éxito alcanzado en este renglón fue de 49.1 por ciento.

En pozos de desarrollo, durante 2002 se terminaron 404, es decir dos pozos menos que el año previo, y significó un cumplimiento del programa de 85.6 por ciento. El resultado de la terminación de desarrollo fue el siguiente: 27 pozos fueron productores de aceite, y 328 productores de gas natural, lo que significó un éxito de

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87.9 por ciento. De los pozos productores de crudo, 14 se localizaron en la Región Marina Noreste, 10 en la Sur y tres en la Norte; en tanto que de los pozos productores de gas, 321 se terminaron en la Región Norte, y siete en la Sur.

Reservas

Al 1 de enero de 2003, las reservas totales de hidrocarburos ascendieron a 50 032.2 MMbpce cantidad que se integró por 20 077.3 millones de reservas probadas, 16 965.0 millones de probables, y 12 990.0 millones de posibles. Por tipo de hidrocarburo, 72.5 por ciento correspondió a petróleo crudo, 18.8 por ciento a gas seco, 6.9 por ciento a líquidos de planta, y 1.8 por ciento a condensados. En la Región Marina Noreste se localiza el 33.9 por ciento de las reservas totales, en la Región Norte 41.6 por ciento, en la Región Sur 15.4 por ciento, y en la Región Marina Suroeste 9.1 por ciento. Las reservas totales de crudo se integraron por 53 por ciento de pesado menor a 27 grados API; 38 por ciento de ligero entre 27 y 38 grados API; y 9 por ciento es superligero mayor a 38 grados API. En cuanto al gas natural, 79 por ciento de las reservas totales es gas asociado y 21 por ciento es no asociado.

A partir de 2002, la cuantificación de las reservas probadas se efectúa con base en las definiciones emitidas por la Securities and Exchange Commission (SEC) de Estados Unidos, en tanto que la cuantificación de las reservas probables y posibles, se continuó realizando de acuerdo con The Society of Petroleum Engineers (SPE) y por The World Petroleum Congresses (WPC). Es importante mencionar que las

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406

79

472

55

404

Real 2001 POA 2002 Real 2002

Pozos terminados

Exploración Desarrollo

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reservas fueron certificadas por el consultor independiente del subsuelo Netherland, Sewell International.

El volumen agregado a las reservas totales por nuevos descubrimientos en 2002, fue de 611.8 MMbpce, lo que significó sólo por este concepto, una tasa de restitución de 40.6 por ciento con relación a la producción en ese año de 1 507.5 MMbpce. Estas reservas fueron descubiertas en las cuencas de Burgos, Tampico-Misantla y Sureste, y se clasificaron como sigue: 124.8 millones son probadas, 217.6 millones son probables y 269.3 millones son posibles. Es importante mencionar que el volumen total de reservas descubiertas en el año que se informa, representó un incremento de 183 por ciento con relación a 2001.

RESERVAS DE HIDROCARBUROS EN YACIMIENTOS DESCUBIERTOS DURANTE 2002

1P 2P 3P

Cuenca Campo Pozo Aceite MMb

Gas natural MMMpc

Aceite MMb

Gas natural MMMpc

Aceite MMb

Gas natural MMMpc

PCE MMb

Total 44.2 393.2 107.9 1 161.7 143.7 2 348.6 611.8

Burgos 0.0 45.2 0.0 165.7 0.0 430.9 85.9 Dandi Dandi-1 0.0 1.9 0.0 6.9 0.0 32.8 7.3 Emú Levita-1 0.0 5.1 0.0 23.4 0.0 51.9 9.6 Enlace Enlace-1 0.0 14.3 0.0 58.4 0.0 149.8 27.6 Fundador Fundador-1 0.0 3.1 0.0 18.1 0.0 36.6 8.1 Garufa Garufa-1 0.0 1.4 0.0 4.0 0.0 23.0 5.1 Pamorana Lincer-1 0.0 9.9 0.0 23.8 0.0 35.7 7.9 Pingüino Pingüino-1 0.0 2.4 0.0 10.0 0.0 33.8 6.5 Otros Otros 0.0 7.2 0.0 21.1 0.0 67.3 13.8

Sureste 43.7 156.0 107.5 525.0 136.5 1 034.4 347.5

Akpul Akpul-1 0.0 31.9 0.0 98.8 0.0 215.3 41.4 Chukúa Chukúa-1 0.0 43.5 0.0 251.1 0.0 560.8 107.8 Hap Hap-1 0.0 11.3 0.0 15.8 0.0 30.6 5.9 Misión Misión-101 42.2 47.2 104.8 119.2 132.6 146.6 170.0 Saramako Saramako-1 1.1 16.6 1.1 16.6 1.8 27.2 8.4 Vernet Lotatal-1ª 0.4 5.5 1.6 23.5 2.1 31.0 9.6 Otros Otros 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 22.9 4.4

Tampico-Misantla 0.0 131.5 0.0 410.5 0.0 800.6 153.9

Lankahuasa Lankahuasa-1 0.0 131.5 0.0 410.5 0.0 800.6 153.9 Veracruz 0.4 60.5 0.4 60.5 7.2 82.7 24.5

Cocuite Breña-1 0.0 20.9 0.0 20.9 0.0 20.9 4.0 Cocuite Cerraz-1 0.0 23.6 0.0 23.6 0.0 23.6 4.5 Cópite Chilpaya-1 0.0 14.6 0.0 14.6 0.0 14.6 3.3 Perdiz Perdiz-1 0.4 1.4 0.4 1.4 7.2 23.6 12.6

1P = Reservas probadas; 2P = Reservas probadas + reservas probables; 3P = Reservas probadas + probables + posibles.

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La relación reserva producción, es decir, el cociente que resulta de dividir la reserva remanente al 1 de enero de 2003 entre la producción de 2002, es de 33 años para la reserva 3P; 25 años para la 2P; y 13 años para la 1P. Si este análisis se efectúa para el gas no asociado, resulta de 18 años para la reserva 3P, de 11 años para 2P y de 8 años para la 1P. Asimismo, para el volumen de aceites ligero y superligero la relación es de 23, 19 y 14 años considerando las reservas en el mismo orden.

La Región Marina Noreste, la mayor productora de hidrocarburos, al 1 de enero de 2003 contaba con 10 505.3 MMbpce de reservas probadas cantidad inferior en 1 117.8 millones de barriles a la del año previo. Sin embargo, si se descuenta la producción de esta región en 2002, la disminución neta de las reservas probadas fue de 271.9 MMbpce, resultado de las actividades de delimitación del campo Sihil y la revisión del comportamiento presión-producción de los campos Nohoch y Chac, principalmente. Las reservas totales por 16 947.0 MMbpce presentaron una variación neta de 796.2 millones de barriles, con respecto a las registradas el 1 de enero de 2002, originada por la delimitación del campo Sihil y por invasión de agua en los campos Nohoch y Chac.

La Región Marina Suroeste cuenta con reservas probadas por 1 844.6 MMbpce, volumen inferior en 84.1 millones al reportado al inicio de 2002. Este resultado se explica por la reclasificación de reservas probables a probadas en los campos Caan y Chuc, al descubrimiento de los campos de gas no asociado Akpul, Chukúa, y otros, así como al descubrimiento de un nuevo yacimiento de aceite en el campo Misón. El total de descubrimientos en 2002 alcanzó una reserva total de 329.5 MMbpce. Las reservas totales fueron de 4 575.4 MMbpce, cantidad menor en 375.4 millones de barriles a la reportada en el periodo previo, una vez que los efectos de la producción y de los descubrimientos fueron considerados.

La reserva probada de la Región Norte fue de 1 628.2 MMbpce, volumen que, representó un decremento de 8 915.4 millones de barriles si se compara con el referido al 1 de enero de 2002. La reducción se explica principalmente por la aplicación de los criterios de la SEC para clasificar las reservas probadas de hidrocarburos en Chicontepec, donde se reclasificaron 8 926.2 millones barriles de reservas probadas evaluadas al 1 de enero de 2002, como reservas probables y posibles, 5 392.1 y 3 534.1 millones de barriles, respectivamente. Por consiguiente, las reservas totales alcanzaron 20 789.7 MMbpce, con una variación negativa neta de 398.2 millones de barriles al considerar el efecto producción y el de los

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descubrimientos. Estas reducciones se concentraron en las categorías de reserva probable y posible de los campos Poza Rica, Playuela, Monterrey, Reynosa y Cuatro Milpas.

Cabe destacar que los descubrimientos en 2002 fueron de 264.3 MMbpce de reservas totales. Éstos descubrimientos se localizaron principalmente en Lankahuasa, con 153.9 millones, y en la Cuenca de Burgos con 85.9 millones, ambos de gas no asociado, sobresaliendo por su importancia el campo Lankahuasa en la Cuenca de Tampico-Misantla, y los pozos Enlace-1, Levita-1 y Fundador-1 en la Cuenca de Burgos. La producción regional representó 7.9 por ciento de la nacional.

Al 1 de enero de 2003, las reservas probadas de la Región Sur ascendieron a 6 099.1 MMbpce, presentando una disminución neta de 197.3 millones de barriles una vez considerado el efecto de la producción de 2002. La diferencia se concentró en los campos Jujo-Tecominoacán, Sen y Luna-Palapa. Por su parte, las reservas totales por 7 720.1 MMbpce, mostraron una variación negativa neta, con respecto al 1 de enero de 2002, de 453.2 millones de barriles, concentrándose básicamente en los campos Jujo-Tecominoacán, Sen, Luna-Palapa, y Ogarrio, cuyo comportamiento declinante en los primeros tres campos fue originado por la irrupción de agua en los pozos productores.

Producción de petróleo crudo y gas natural

En 2002, la producción de crudo ascendió a 3 177.1 Mbd, cantidad que significó un máximo histórico, y fue 1.6 por ciento mayor a la obtenida en 2001. Lo anterior fue posible gracias al nivel de inversión autorizado y por la continuidad del proyecto Cantarell, que incrementó su producción por encima de los dos millones de barriles por día, a la terminación de un número mayor de pozos y a la conclusión de importantes obras de infraestructura para el manejo de la producción en la Región Marina Noreste.

Con respecto al programa anual se registró un cumplimiento de 97.2 por ciento. Los eventos que impidieron alcanzar la meta, sobretodo en las regiones marinas, fueron: la presencia del huracán Isidore en la Sonda de Campeche que ocasionó el cierre de producción de 5.9 MMb; la reducción en la capacidad de almacenamiento debida a la operación limitada de puertos, consecuencia de condiciones climatológicas adversas que se manifestaron a principios del año; y por una declinación mayor a la

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esperada en los activos Samaria – Sitio Grande de la Región Sur, Abkatún y Litoral de Tabasco de la Región Marina Suroeste.

Cabe resaltar que pese a este meteoro y gracias a la acción efectiva del personal especializado de la Institución, se logró una recuperación anticipada de la producción en las regiones marinas. Ello coadyuvó a mantener la tendencia alcista de la producción observada desde 2001 y alcanzar cifras récord de producción nacional de crudo, particularmente de crudo tipo Maya, en donde el Activo Cantarell tuvo una participación importante.

1,986

554

509

79

2,215

458

515

80

2,152

452

498

75

Real 2001 POA 2002 Real 2002

Producción de petróleo crudo(miles de barriles diarios)

Región Norte

Región Sur

Región Marina Suroeste

Región Marina Noreste

En la Región Marina Noreste también influyó el bajo volumen en el suministro de gas

para bombeo neumático y la prolongación de libranzas en Akal–J y Akal-D durante

julio y agosto; en la Región Sur la diferencia se debió principalmente a ajustes en las

cuotas de producción.

Además de lo anterior, los factores comunes que redujeron la producción en todas las regiones fueron el retraso en terminaciones y reparaciones a pozos como efecto de la falta de dictamen requerido por el Artículo 56 del Decreto de Presupuesto 2002.

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Por tipos de crudo, el volumen de pesado en 2002 se incrementó un 8.5 por ciento respecto a 2001, con lo que llegó a 68.2 por ciento del total nacional para ese año, mientras que el ligero representó 17.4 por ciento, y el superligero 14.4 por ciento, con volúmenes inferiores a los registrados en el año previo.

La Región Marina Noreste, donde el activo Cantarell participa en forma determinante, representa la principal fuente de suministro de crudo, casi en su totalidad de tipo pesado, pues aportó más de dos tercios del total nacional en 2002.

La Región Sur, que ofrece principalmente crudo superligero, se ubica en el segundo lugar, con 15.7 por ciento del mencionado total, mientras que la Región Marina Suroeste, productora de crudo ligero, aporta 14.2 por ciento.

En 2002 la disponibilidad de petróleo crudo, naftas y condensados fue de 3 180.0 Mbd, volumen superior en 1.6 por ciento al registrado en 2001, pero inferior en 2.7 por ciento al volumen programado, debido a los motivos que antes se comentaron.

Fueron enviados 1 171.9 Mbd al Sistema Nacional de Refinación, lo que significó el 37.0 por ciento de la disponibilidad total y representó un 2.7 de incremento respecto al periodo precedente, sin embargo quedó 13.9 por ciento abajo del volumen programado. En esta desviación influyeron los altos inventarios de combustóleo en el Sistema que motivaron baja en el proceso, la suspensión del recibo en la refinería de Salina Cruz de crudo procedente de Nuevo Teapa y fugas registradas en el oleoducto Nuevo Teapa-Venta de Carpio.

Se enviaron a maquila 130.4 Mbd que alcanzaron el doble del volumen manejado en el año previo; 83.0 por ciento se constituyó de crudo pesado y el restante de superligero.

El crudo enviado a La Cangrejera alcanzó un volumen de 144.5 Mbd en el año que se analiza, similar al del período precedente.

A PMI Comercio Internacional, S.A. de .C.V. se enviaron 1 716.2 Mbd, cantidad 54.0 por ciento de la disponibilidad total, e inferior en 2.3 por ciento a la reportada para el año previo, pero ligeramente por arriba del nivel programado; es importante observar que el crudo pesado enviado en la mezcla de exportación pasó de representar 77.1 por ciento en 2001 a 83.0 por ciento en 2002.

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El renglón correspondiente a movimientos de inventarios, empaques y diferencias estadísticas alcanzó 36 Mbd.

PRODUCCIÓN PRIMARIA DE HIDROCARBUROS

Concepto 2001 2002 Variación (%) Programa Real 02/01 Real/Prog.

Petróleo crudo (Mbd) 3 127.0 3 268.4 3 177.1 1.6 -2.8 Pesado 1 997.0 2 222.4 2 167.6 8.5 -2.5 Ligero 658.7 571.9 551.6 -16.2 -3.5 Superligero 471.4 474.0 457.9 -2.9 -3.4 Gas natural (MMpcd) 4 510.7 4 525.6 4 423.5 -1.9 -2.3 Asociado 3 239.0 3 158.0 3 118.1 -3.7 -1.3 No asociado 1 271.7 1 367.5 1 305.4 2.7 -4.5

Fuente: Base de Datos Institucional

En 2002 la producción de gas natural fue de 4 423.5 MMpcd, volumen inferior en 1.9 por ciento al de 2001 y representó un cumplimiento de 98.0 por ciento del programa.

La variación negativa con respecto al año previo fue influida por declinación que presentaron los campos de las regiones Marina Suroeste y Sur, que sin embargo fue parcialmente compensada con incrementos en la producción de los activos Cantarell y Burgos.

En la Región Marina Noreste la diferencia contra el programa se atribuye a que no entró en operación la plataforma de compresión Akal – B, a las libranzas en Akal – J y Akal – D, al efecto del huracán “Isidoro” y a los periodos de mal tiempo en el transcurso del año.

En la Región Norte la diferencia se influyó por los rechazos de PGPB en Reynosa y de la Comisión Federal de Electricidad en Veracruz, obligando al cierre de producción; también destacan las malas condiciones de varios caminos que dificultaron el tránsito; en la Región Sur influyeron los ajustes en cuotas de producción.

Los factores que de manera general afectaron a las dos regiones anteriores son los mismos que fueron mencionados con referencia al crudo.

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La Región Marina Suroeste compensó parcialmente la reducción de producción mediante el ajuste en la relación gas – aceite que se había considerado; además, se reprogramaron libranzas y mejoraron los resultados en las reparaciones menores.

794

736

1,743

1,238

918

548

1,749

1,331

831

621

1,704

1,268

Real 2001 POA 2002 Real 2002

Producción de gas natural(millones de pies cúbicos diarios)

Región Norte

Región Sur

Región Marina Suroeste

Región Marina Noreste

En 2002, del total de producción de gas natural 70.5 por ciento fue asociado y el resto no asociado.

El gas asociado representó un decremento de 3.7 por ciento respecto a 2001 y se ubicó 1.3 por ciento abajo del volumen programado. La disminución respecto a 2001 se explica en gran medida por la declinación natural de los campos en la Región Sur. Por su parte, el gas no asociado se incrementó en 2.6 por ciento durante el periodo referido como consecuencia del incremento en la producción del Activo Burgos.

La disponibilidad nacional de gas natural durante 2002 fue de 5 471.7 MMpcd, volumen integrado por la producción de gas amargo y dulce proveniente de campos y el aportado por Pemex Gas y Petroquímica Básica como gas seco generado en sus procesos, este volumen resultó similar al registrado en 2001, pero inferior en 2.2 por ciento a lo programado, debido a los fenómenos expuestos que limitaron la producción; el citado organismo es a su vez el principal receptor del hidrocarburo con

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4 411.0 MMpcd, que representa 80.6 del total; este volumen incorpora un incremento de 2.2 por ciento respecto a 2001.

Al consumo propio de Pemex Exploración y Producción se dedicaron 443.3 MMpcd,

volumen similar al registrado para 2001; por otra parte, se enviaron a la atmósfera 317.8 MMpcd, cantidad 25.2 por ciento inferior a la del período precedente y 4.7 por ciento inferior a la considerada en programa, asimismo, por condensación en ductos se registraron 241.5 MMpcd en el año que se analiza. Los renglones restantes de destino del gas natural son: empaque neto, monóxido de carbono inyectado a yacimientos, y volumen entregado a Pemex Refinación, que en total sumaron 58.1 MMpcd.

Producción de petrolíferos y petroquímicos

Las metas de producción de petrolíferos para 2002 fueron establecidas en congruencia con los escenarios de política económica definidos por las autoridades gubernamentales respectivas, la política de precios al público, y las proyecciones de los precios del crudo de exportación y de los productos de referencia en el mercado internacional.

PROCESO DE PETRÓLEO CRUDO POR REFINERÍA, 2001-2002 (miles de barriles diarios)

2002 Variación % 2001 POA Real 2002 / 2001 Real / POA

Total 1 251.9 1 358.0 1 245.4 -0.5 -8.3 Cadereyta 200.4 231.4 196.0 -2.2 -15.3 Madero 105.8 149.1 108.0 2.0 -27.6 Minatitlán 176.9 175.0 169.6 -4.2 -3.1 Salamanca 185.7 196.7 185.4 -0.2 -5.8 Salina Cruz 292.8 298.3 306.3 4.6 2.7 Tula 290.3 307.5 280.1 -3.5 -8.9

Fuente: Petróleos Mexicanos. Base de Datos Institucional.

En 2002 el Sistema Nacional de Refinación procesó 1 245.4 Mbd de petróleo crudo, volumen inferior en 0.5 y 8.3 por ciento al realizado en 2001 y al programa, respectivamente. La reducción en el proceso de crudo se debió a los factores siguientes: demora en la puesta en operación de la planta coquizadora de Cadereyta, lo que originó mayor producción de residuales; en la refinería de Madero se retrasó la entrega de la planta hidrodesulfuradora de naftas; en Minatitlán se afectó la operación de las plantas primarias por fallas eléctricas; y, en Tula hubo mayor generación de residuales por fallas en la hidrodesulfuradora de residuales.

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También influyó que el nuevo oleoducto Nuevo Teapa-Madero no se terminó en el tiempo previsto.

La mezcla de crudo procesada estuvo compuesta por 65.7 por ciento de crudo ligero, 27.7 por ciento de pesado, 0.9 por ciento de superligero y el complemento se integró con crudo reconstituido y otras corrientes.

Es importante mencionar que de las seis refinerías que integran el Sistema Nacional de Refinación, las de Salina Cruz y Tula en conjunto procesaron 47.1 por ciento del volumen de crudo enviado a refinerías en el ámbito nacional.

La producción de petrolíferos en 2002, sin incluir la proveniente de la maquila de crudo en el exterior, fue de 1 483.0 Mbd, ligeramente superior a la reportada el año previo, pero inferior al programa en 11.8 por ciento. Todos los grupos de petrolíferos presentaron menores producciones con respecto al programa, destacando las gasolinas y el diesel quienes lo hicieron en 15.5 y 15.3 por ciento, respectivamente mientras combustóleo lo hizo en 2.0 por ciento. La desviación negativa con respecto al programa fue consecuencia del menor proceso de crudo comentado con anterioridad.

Producción de petrolíferos (miles de barriles diarios)

131

399

450

267

236

Gas licuado

Gasolinas

Diesel

Combustóleo

Otros

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PRODUCCIÓN DE PETROLÍFEROS Y PETROQUÍMICOS

Concepto 2001 2002 Variación (%) POA Real 02/01 Real / POA

Petrolíferos 1/ (Mbd) 1 474.5 1 681.6 1 483.0 0.6 -11.8

Gas licuado 2/ 233.3 252.8 236.1 1.2. -6.6

Gasolinas 390.4 471.8 398.6 2.1 -15.5

Base Nova 22.4 16.9 25.9 15.6 53.3

Pemex Magna 349.4 411.8 349.9 0.1 -15.0

Pemex Premium 17.3 41.5 21.8 26.0 -47.5

Otras gasolinas 3/ 1.3 1.6 1.0 -23.1 -37.5

Diesel 281.6 315.2 266.9 -5.2 -15.3

Pemex Diesel 266.6 308.7 246.7 -7.5 -20.1

Combustóleo 436.3 470.7 450.1 3.2 -4.4

Otros petrolíferos 4/ 132.9 171.2 131.3 -1.2 -23.3

Petroquímicos 5/ (Mt) 13 862.5 16 925.7 13 123.0 -5.3 -22.5

Básicos 6 676.4 7 304.3 6 067.6 -9.1 -16.9

No básicos 7 186.1 9 621.4 7 055.4 -1.8 -26.7 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).

El volumen total de petrolíferos obtenidos por maquila ascendió a 107.9 Mbd. cantidad que se integró por 94.5 Mbd de gasolinas terminadas y componentes; 10.0 Mbd de diesel; 1.2 Mbd de combustóleo; 0.9 Mbd de turbosina; y 1.2 Mbd de isobutano.

La producción de gas licuado en periodo de informe fue de 236.1 Mbd, superior en 1.2 por ciento con respecto al obtenido en 2001, pero inferior en 6.6 por ciento del volumen programado. Esto último debido a: la menor disponibilidad de gas y condensados para proceso por problemas operativos en el transporte y compresión del gas y, la salida a mantenimiento de la planta criogénica No. 2 de Ciudad Pemex, la planta de azufre No. 1 de Nuevo Pemex, así como las endulzadoras de gas 3 y 9 de Cactus.

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La industria petroquímica estatal ha visto obstaculizada la ampliación y modernización de su infraestructura de operaciones, debido a las condiciones adversas del mercado. Ello provocó problemas estructurales de desintegración de los procesos productivos y de precios de transferencia no competitivos, por lo que la elaboración de productos petroquímicos en Petróleos Mexicanos ha caído sensiblemente desde 1996, con el consecuente aumento de importaciones e impactos directos e indirectos en la cadena productiva del sector.

Para revertir ese proceso, Petróleos Mexicanos examina diversos esquemas que permitan el desarrollo de nuevos complejos industriales que utilicen mejor las materias primas, la capacidad instalada y los recursos humanos de que dispone la industria petrolera estatal.

En 2002 la producción total de petroquímicos incluyendo los básicos ascendió a 13 123.0 Mt, volumen inferior en 5.3 y 22.5 por ciento a la obtenida en 2001 y al volumen programado, respectivamente. Esta variación negativa encuentra su explicación en mayor medida en los petroquímicos básicos, toda vez que el etano y las naftas redujeron sus producciones, con respecto a 2001, en 13.7 y 5.2 por ciento, en el orden citado; lo que cobra relevancia al considerar que estos dos productos significaron 44.8 por ciento de la producción total, y 96.9 por ciento de los productos petroquímicos básicos. La reducción de naftas se explica por una menor disponibilidad de condensados en las plantas procesadoras por problemas de suministro. Por su parte, también algunos petroquímicos no básicos redujeron sus producciones, entre los más destacados se mencionan el amoniaco, etileno, cloruro de vinilo y óxido de etileno.

Mercado externo

Mercado petrolero internacional

Al inicio de 2002 el mercado del crudo se encontraba deprimido por sobreoferta y acumulación creciente de inventarios; sin embargo, acontecimientos políticos y un invierno particularmente frío en Asia y Estados Unidos alteraron las tendencias del mercado a lo largo del año, sobre todo en los últimos meses.

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La demanda global de petróleo en el primer trimestre de 2002 fue de 76.6 millones

de barriles diarios, pero a partir del tercer trimestre repuntó, para llegar a 78.7

millones en el cuarto trimestre. El incremento al cierre del año con respecto a 2001

fue de 0.5 por ciento, donde destaca el observado en América del Norte que fue de

0.4 por ciento, mientras que en Europa se presentó una disminución de 0.7 por

ciento, y en marcado contraste la evolución positiva de la demanda China que

alcanzó 5.7 por ciento. Es significativo también el crecimiento de la demanda del

Oriente Medio que fue de 2.5 por ciento, en contraste con la evolución negativa de

América Latina que fue de 2.6 por ciento, donde se manifestó el mayor rezago en

términos comparativos.

La oferta global se caracterizó por un perfil de sobreproducción, a excepción de

finales de 2002, cuando se produjo una interrupción en la producción de Venezuela,

inició y terminó el año con valores promedio cercanos a 76 millones de barriles

diarios. En diciembre la OPEP aportó la tercera parte del volumen total, sin embargo,

se puede observar que la producción de este organismo a lo largo del periodo

manifestó una menor estabilidad que la de los países que no pertenecen al mismo; el

paro de la petrolera de Venezuela, que comenzó a manifestarse en diciembre,

representó una pérdida de 2.48 millones de barriles diarios.

Los precios del crudo en el mercado petrolero internacional presentaron una

acentuada declinación en el último cuatrimestre de 2001. Sin embargo, a partir de

2002 los precios de los crudos marcadores mostraron un continuo fortalecimiento

que se mantuvo durante casi todo el año, motivado por la reducción de la oferta

petrolera mundial y por tensiones geopolíticas.

La tendencia alcista se derivó de las circunstancias siguientes: a principios de 2002, la Organización de Países Exportadores de Petróleo (OPEP) y algunos países productores independientes acordaron contraer sus exportaciones en 2 millones de barriles diarios para revertir el debilitamiento de los precios observado en el año previo; el conflicto palestino-israelí que amenazaba con extenderse a otros países de la zona lo que provocó nerviosismo en el mercado y; el incremento en las tensiones entre Irak y Estados Unidos quien amenazaba con invadir militarmente a aquel país.

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La inestabilidad regional y el peligro consecuente de interrupciones en el flujo petrolero desde el Medio Oriente generaron un sobreprecio de los crudos marcadores en más de 50 por ciento en diciembre de 2002 con relación al mismo mes de 2001; destaca el crudo Árabe Ligero que se incrementó en 65.6 por ciento. Así, los precios de los crudos al 31 de diciembre fueron los siguientes: el WTI se cotizó en 31.25 dólares por barril, el Brend en 30.38 dólares y el Árabe Ligero en 26.03 dólares por barril.

En 2002, 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. El gobierno mexicano mantuvo su recorte en las exportaciones de crudo establecido en 2001 y fijó como meta de exportación un volumen de 1 725.0 miles de barriles diarios para 2002, sólo 4 mil barriles diarios más del objetivo propuesto en el año previo.

Por lo que se refiere al gas natural, en el primer cuatrimestre de 2002 el precio de referencia revirtió su tendencia a la baja observada desde febrero de 2001. En el

Exportación de petróleo crudo

1,736

1,632 1,638

0

500

1,000

1,500

2,000

Real 2001 POA 2002 Real 2002

Vol

umen

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

Pre

cio

Volumen (Mbd) Precio (Dls/b)

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segundo cuatrimestre el precio se mantuvo sin marcadas variaciones con una ligera tendencia a la alza; sin embargo, a partir de septiembre este energético presentó un franco desarrollo hacia arriba derivado de las condiciones inestables del mercado internacional. En diciembre de 2002 el precio de referencia del gas natural se ubicó en 4.01 dólares por billón de BTU, casi el doble de lo reportado en el mismo mes de 2001.

Los márgenes variables de refinación en el Sistema Nacional de Refinación (SNR) y en la Costa Norteamericana del Golfo de México (CNGM) disminuyeron 35 por ciento entre 2001 y 2002. En el SNR el margen variable fue de 1.77 dólares por barril, en tanto que en la CNGM fue de 5.97 dólares. La brecha entre ambos márgenes se redujo, toda vez que en 2001 era de 6.46 dólares, y al cierre de 2002 fue de 4.20 dólares. La disminución de los márgenes se debió a la relativa fortaleza de la cotización de los crudos frente a las de los productos destilados.

Balanza comercial de la industria petrolera nacional

En el año de referencia el precio promedio de la mezcla se ubicó en 21.58 dólares por barril, el Olmeca en 24.91 dólares, el Istmo en 23.76 dólares y el Maya en 20.92 dólares por barril. Este último mostró un incremento de 22.0 por ciento con respecto al registrado en 2001.

La balanza comercial de la industria petrolera nacional, en 2002, arrojó un saldo positivo de 11 102.0 millones de dólares, monto 30.6 y 27.2 por ciento mayor al registrado el año previo y del monto programado, respectivamente. Los ingresos por exportación de petróleo crudo ascendieron a 13 108.9 millones de dólares, de los cuales correspondió 79.8 por ciento al tipo Maya, 17.1 por ciento al Olmeca y 3.1 por ciento al Istmo.

Estados Unidos absorbió 77.6 por ciento del volumen total de crudo exportado por México, a España se destinó 8.8 por ciento, a las Antillas Holandesas 5.4 por ciento, y el resto se destinó a diferentes países en los continentes Africano, Asiático, Europeo y Americano, incluido en este último los países que integran el Pacto de San José.

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BALANZA COMERCIAL Y PRECIO PROMEDIO DE CRUDO DE EXPORTACIÓN,

Concepto 2001 2002 Variación (%) Real Programa (2002/2001) Real / Prog.

Millones de dólares

Saldo 8 499.1 11 102.0 8 731.2 30.6 27.2

Exportaciones 12 607.5 14 408.4 10 822.9 14.3 33.1

Petróleo crudo 11 590.6 13 108.9 9 756.2 13.1 34.4

Gas natural 47.8 4.0 0.0 -91.6 -

Petrolíferos 856.2 1 182.6 979.2 38.1 20.8

Petroquímicos 112.9 112.9 87.5 0.0- 29.0

Importaciones 4 108.5 3 306.4 2 091.7 -19.5 58.1

Gas natural 423.8 775.4 752.2 83.0 3.1

Petrolíferos 3 656.1 2 485.1 1 302.8 -32.0 90.8

Petroquímicos 28.6 45.9 36.7 60.5 25.1

Dólares por barril

Precios promedio del crudo de exportación

Mezcla 18.57 21.58 15.50 16.2 39.2

Maya 17.15 20.92 14.68 22.0 42.5

Istmo 22.23 23.76 17.96 6.9 32.3

Olmeca 23.93 24.91 19.21 4.1 29.7

Fuente: Base de Datos Institucional

El déficit comercial del gas natural fue de 771.4 millones de dólares, monto superior al obtenido el año previo, cuando se registró un déficit de 376.0 millones de dólares. Para el año que se informa no se tenía programado la exportación de este hidrocarburo, sin embargo, se realizaron algunas entregas para promediar 4.0 millones de pies cúbicos diarios.

En productos petrolíferos y gas licuado la balanza comercial registró un déficit de 1 302.5 millones de dólares, 53.5 por ciento inferior al obtenido en 2001. Sin embargo, con respecto al déficit programado se triplicó, debido a que las importaciones de gasolina premium y gasolina regular representaron casi el doble de la meta prevista. De gas licuado se importaron 101.6 Mbd, cantidad ligeramente mayor a la registrada en 2001.

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Por lo que se refiere al comercio exterior de productos petroquímicos, la balanza comercial presentó un superávit de 67.0 millones de dólares en el periodo de análisis, monto inferior en 20.5 por ciento en 2001 y 31.9 por ciento al saldo estimado en el programa, respectivamente. Este último resultado provino de la exportación de amoniaco que no se tenía contemplada en el programa y por la disminución de compras de este petroquímico y de benceno.

Mercado interno

Política de comercialización

Dentro de las iniciativas estratégicas de Pemex Refinación destaca la referida a la Modernización de la Función Comercial cuyo objetivo se establece en el sentido de reforzar y concretar las actividades orientadas al servicio y atención de los clientes según las mejores prácticas internacionales. Esta iniciativa está siendo llevada a la práctica por medio de los programas siguientes:

PROGRAMA PROPÓSITO

Consolidación de la estructura comercial. Orientar las actividades y funciones en atención al cliente y generación de valor.

Conocimiento del mercado internacional. Lograr un conocimiento profundo de los mercados nacional e internacional para atender las necesidades, hábitos y preferencias de los consumidores.

Política de precios. Identificación de áreas de oportunidad para reducir distorsiones en los mecanismos de precios; adecuación de precios a costos de oportunidad.

Desarrollo de marcas nuevas y productos. Búsqueda de nuevas oportunidades de negocio de acuerdo con las condiciones del mercado.

Fortalecimiento de los canales de venta. Reforzar las actividades orientadas a mejorar la imagen y competitividad Pemex Refinación ante distribuidores, franquiciatarios y clientes.

Desarrollo de la imagen de productos. Definir y aplicar una estrategia de comunicación social que tienda a modificar la imagen de los productos de Pemex Refinación.

Sistemas de soporte. Apoyar la nueva estructura organizacional y reforzar el portal comercial del organismo subsidiario.

Con el propósito de optimizar las operaciones de la cadena de distribución y poder contribuir a las estrategias del Plan de Negocios, se inició el proceso de

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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 las estaciones de servicio 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. Además, se está trabajando 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.

En 2002, se adhirieron 443 estaciones y concluyeron su remodelación 88.8 por ciento de las incorporadas al Sistema. El índice de franquicias fue de 99.8 por ciento. Al 31 de diciembre de 2002, sólo 9 estaciones, localizadas en zonas rurales y con bajos índices de ventas, no cuentan con la franquicia y 2 eran provisionales.

Ante un mercado caracterizado por un mayor crecimiento de la demanda que de la oferta, los planteamientos estratégicos de Pemex Gas y Petroquímica Básica reconocen la limitación que la normatividad vigente impone a la actividad comercial y que la estructura comercial actual requiere adecuaciones para enfrentar un mercado competitivo. En consecuencia, el organismo concreta acciones para hacer viables las estrategias siguientes:

§ Establecimiento de contratos de suministro y transporte de largo plazo.

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§ Desarrollo de fuentes alternas de suministro, así como productos y servicios de valor agregado (coberturas).

§ Satisfacción integral del cliente, mediante la aplicación de tecnologías de información de vanguardia.

§ Reestructuración de las áreas comerciales y fortalecimiento de la posición competitiva de Mex Gas Internacional en Estados Unidos.

§ Instrumentación en el organismo del cambio regulatorio en materia de gas licuado.

§ Desarrollo de nuevos usos y servicios de valor agregado para naftas.

De acuerdo con las iniciativas antes enunciadas Pemex Gas y Petroquímica Básica muestra 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. Con ello, durante 2002, se pudo importar 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; asimismo, por condiciones operativas se definió la importación por Tetco para suministrar a la planta de CFE Río Bravo.

§ En 2002 continuó el programa de precios fijos para gas natural establecido en enero de 2001 para consumidores industriales y distribuidoras en México. Bajo este programa, los consumidores que tenían instrumentos de cobertura contra la fluctuación de los precios de gas natural podían firmar un contrato a tres años con Petróleos Mexicanos para comprar gas natural a un precio de referencia de 4.00 dólares por millón de BTU. Petróleos Mexicanos firmó varios de estos contratos en 2001. 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.

§ 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.

§ Con el propósito de elevar el valor económico del etano y de la gasolina Pemex Gas y Petroquímica Básica está participando con Pemex Petroquímica y el Corporativo de Pemex en el proyecto Fénix que tiene como alcance inicial la construcción de dos nuevos complejos petroquímicos que utilizarán como insumo etano o gasolina natural.

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Las circunstancias difíciles de competencia que ha enfrentado Pemex Petroquímica le han llevado a la pérdida de un gran segmento de mercado, y dan evidencia a la necesidad de reformular la política comercial del organismo con los propósitos y 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.

Ventas de petróleo crudo, gas natural, petrolíferos y petroquímicos

Durante 2002 Pemex Exploración y Producción aumentó la facturación de petróleo crudo en 1.6 por ciento respecto a 2001, al pasar de 3 104.6 a 3 153.4 Mbd. Con relación al volumen estimado en el programa de ventas de este hidrocarburo, se llegó a un cumplimiento de 97.7 por ciento.

La variación favorable respecto de 2001, se explica por un incremento de 7.3 por ciento en el volumen de crudo facturado a Pemex Refinación, principalmente de tipo pesado. En tanto que la cantidad transferida a PMI Comercio Internacional, S.A. de C.V., disminuyó 2.8 por ciento ya que fueron enviados para su exportación 1 706.5 Mbd de petróleo crudo, lo que significó 54.1 por ciento de las ventas totales de este hidrocarburo.

En 2002 el crudo facturado a PMI Comercio Internacional, S. A de C.V. exterior cumplió con el programa en un 98.9 por ciento y estuvo integrado en un 83.0 por ciento de crudo pesado, 14.3 de superligero y el restante 2.7 por ciento de ligero.

Las ventas de gas natural de Pemex Exploración y Producción a otros organismos subsidiarios aumentaron 2.4 por ciento respecto al año previo, y se cumplió con el

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97.3 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 4 410.6 MMpcd, lo que significó 99.5 por ciento de las ventas totales de este energético, mientras que a Pemex Refinación se enviaron 22.3 MMpcd de gas húmedo amargo.

El comportamiento de la demanda interna de productos petrolíferos y gas licuado durante 2002 refleja la sustitución de combustóleo por gas natural que se lleva a cabo en la industria, sobre todo en la producción de energía eléctrica, que explica la contracción de 3.1 por ciento en el crecimiento global de esos productos en el bienio observado, al pasar de 1 711.6 a 1 658.2 Mbd, y llegar 98.3 en la meta programada.

Las ventas de gas licuado durante el bienio crecieron 2.2 por ciento, variación atribuible al sector doméstico; además, se cumplió en 100.2 por ciento la meta programada para este producto. Las ventas de gasolinas, sin considerar el gas nafta y el gasolvente, registraron un aumento de 2.7 por ciento y alcanzaron el 101.8 por ciento de la meta establecida en el programa, este comportamiento positivo, de manera principal ha sido consecuencia del proceso de sustitución parcial de la gasolina Pemex Magna por la Pemex Premium atribuible a la preferencia por sus cualidades, y también debido al incremento en el parque nacional de vehículos nuevos que se manifestó en el año que se analiza.

En diciembre, las ventas de petrolíferos y gas licuado presentaron un repunte de 88.3 Mbd al alcanzar 1 746.5 Mbd, atribuible a la recuperación observada respecto a diciembre de 2001 en gas licuado, gasolinas y diesel. El impulso observado obedece en gran medida a la homologación en el precio de la gasolina Pemex Magna en la frontera norte, así como a otras acciones realizadas para combatir el comercio ilícito de combustibles.

En 2002, las ventas de diesel se redujeron 1.8 por ciento durante el bienio estudiado ya que si bien el diesel destinado al sector transporte terrestre muestra crecimiento positivo de 1.6 por ciento, el diesel marino registra una baja pronunciada de 24.8 por ciento, lo que también motivó un cumplimiento del programa limitado al 94.3 por ciento.

Como se mencionó en párrafos anteriores, el volumen comercializado de combustóleo en el mercado interno durante 2002 fue 14.6 por ciento inferior al

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registrado en el periodo de comparación, e inferior en 1.9 por ciento respecto al programado.

De manera inversa a lo sucedido con el combustóleo, las ventas internas de gas natural seco pasaron de 1 993.3 MMpcd en 2001 a 2 425.1 MMpcd en 2002, lo que se tradujo en un crecimiento de 21.7 por ciento, sin embargo, respecto al volumen programado se cumplió en 97.1 por ciento.

Los ingresos totales por ventas internas de productos petrolíferos y gas licuado en el año que se informa ascendieron a 161 277.9 millones de pesos, valor 10.3 por ciento menor al obtenido en 2001, en términos reales.

VOLUMEN DE VENTAS INTERNAS DE PETROLÍFEROS, GAS NATURAL Y PETROQUÍMICOS

Concepto 2001 2002 Variación (%)

Real Programa 02/01 Real/Prog.

Petrolíferos (Mbd) 1 711.6 1 658.2 1 686.8 -3.1 -1.7

Gas licuado 324.7 331.8 331.1 2.2 0.2

Gasolinas 550.8 565.5 555.0 2.7 1.9

Diesel 275.8 270.7 287.0 -1.8 -5.7

Combustóleo 474.9 405.6 413.3 -14.6 -1.9

Otros 85.4 84.5 100.4 -0.9 -15.7

Gas natural (MMpcd) 1 993.3 2 425.1 2 498.4 21.7 -2.9

Petroquímicos (Mt) 3 490.3 3 318.6 5 077.1 -4.9 -34.6

Fuente: Base de Datos Institucional.

Por otra parte, la demanda interna de gas natural seco aumentó 21.7 por ciento en comparación con la registrada el año inmediato anterior, sin embargo el programa se cumplió en 97.1 por ciento. Las ventas de gas natural ascendieron a 2 425.1 MMpcd, de los cuales el sector industrial absorbió 36.1 por ciento, el eléctrico 48.4 por ciento, las distribuidoras y el sector domestico el porcentaje restante. Los ingresos obtenidos por la venta de este energético ascendieron a 30 313.0 millones de pesos, inferior en 0.2 por ciento en términos reales a los obtenidos en 2001.

Ventas de petroquímicos

Durante el bienio que se informa las ventas internas de productos petroquímicos disminuyeron 4.9 por ciento, con un 65.4 por ciento de cobertura del volumen

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programado, al llegar a 3 318.8 miles toneladas en el año observado; la citada contracción se originó de fundamentalmente en los petroquímicos no básicos y dentro de ellos el más significativo fue el amoniaco. Por cuanto a la expresión monetaria de estos productos, llegaron a 9 018.6 millones de pesos, con una reducción de 14.8 por ciento respecto a 2001, en términos reales.

Precios de petrolíferos y petroquímicos

Los precios de los productos comercializados por Petróleos Mexicanos en el mercado nacional se establecen con base a referencias internacionales, con excepción de las gasolinas y el diesel, que son determinados 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 gas licuado y con el propósito de proteger al consumidor, el precio doméstico se ha venido fijando con base en promedios móviles de precios internacionales que abarcan varios meses, estableciendo límites máximos permitidos o en su caso autorizando incrementos significativos si ello es requerido, evitando una política de subsidio que dañe a las finanzas de Pemex Gas y Petroquímica Básica.

Durante 2002 el precio de las gasolinas, excluida la frontera norte, creció en aproximadamente 4.5 por ciento; comportamiento significativamente inferior al registrado para 2001, que fue de cercano a 6.5 por ciento. En consecuencia, al cierre de 2002 la gasolina Pemex Premium llegó a 6.57 pesos por litro en el resto del país, mientras que la gasolina Pemex Magna alcanzó un precio de 5.86 pesos por litro en el resto del país.

Los precios en la frontera norte adoptaron una evolución particular debido a las medidas adoptadas en diciembre pasado con la intención de hacerlos similares a los del espacio fronterizo norteamericano. En consecuencia, el precio de la gasolina Pemex Magna se redujo de 5.37 pesos por litro en 2001 a 4.44 pesos por litro en diciembre de 2002, lo que significa un cambio porcentual negativo de más de 17 por ciento; sin embargo, la gasolina Pemex Premium siguió un comportamiento similar al observado para el resto del país pues en el año que se observa su precio se incrementó en un 4.5 por ciento; sin embargo, cabe observar que el precio de la

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CONCEPTO 2001 2002 Petrolíferos ($/l) Gasolinas FN

Pemex Premium 6.02 6.29 Pemex Magna 5.37 4.44

Gasolinas RP Pemex Premium* 6.29 6.57 Pemex Magna 5.61 5.86

Combustóleo 1.06 1.68 Gas LP ($/k) 4.89 6.27 Petroquímicos ($/t) Básicos

Butano 2 642 3 500 Isobutano 2 640 3 867 Heptano 3 484 3 671 Hexano 3 388 3 566 Propano-propileno 2 736 3 378

No básicos Acrilonitrilo 4 825 8 320 Amoniaco 1 273 2 014 Etileno 3 671 4 316 Metanol 1 311 2 486

FN: Frontera Norte. RP Resto del País

*Excluye Valle de México

gasolina Pemex Premium en la frontera norte es un poco más bajo que el correspondiente al resto del país.

En el caso de Pemex Diesel durante 2002 el crecimiento también fue cercano a 4.5 por ciento para llegar a 4.86 pesos por litro en diciembre de ese año, evolución menor a la observada en 2001, que fue de alrededor de 6.5 por ciento; el Diesel Desulfurado sufrió una evolución similar para llegar a 4.78 pesos por litro.

El precio del gas natural con referencia a la Zona Centro se incrementó en 110 por ciento durante el periodo al que se ha hecho referencia, llegando en 2002 a más de 1 600 pesos el millar de metros cúbicos. Esta evolución es producto del rápido dinamismo de la demanda interna observado en los últimos años, impulsado por la necesidad de mejorar las condiciones ambientales.

El gas licuado que de 2000 a 2001 había manifestado una evolución negativa, de este último año a 2002 se incrementó en un 28.2 por ciento, al llegar a 6.27 pesos por kilogramo en diciembre del mencionado año.

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Como ocurrió con el gas licuado, los precios de los petroquímicos en el año 2002 crecieron de manera notable, lo que contrasta con la evolución negativa del período previo; este proceso se manifestó de modo particular en los productos no básicos, como el acrilonitrilo, cuyo precio aumentó más de 70 por ciento, para llegar a 6 320 pesos la tonelada en diciembre de 2002, y el metanol que se incrementó en casi 90 por ciento, con precio de 2 486 pesos la tonelada al cierre del mencionado año.

1.2 Programa de inversión

El monto de inversiones ejercido en 2002 por Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, en términos del devengable, ascendió a 92 658.0 millones de pesos; del total 35.8 por ciento correspondió a gasto presupuestal programable y 64.2 por ciento a inversiones Pidiregas (proyectos de impacto diferido en el registro del gasto).

El monto total ejercido representó 73.3 por ciento del aprobado en el Presupuesto de Egresos de la Federación; sin embargo, la mayor parte del presupuesto no ejercido correspondió a recursos autorizados bajo el esquema Pidiregas, ya que el gasto de inversión programable que se ejerció representó 86.4 por ciento, mientras que de los recursos Pidiregas fue el 67.5 por ciento.

La inversión física ejercida en gasto programable se destinó principalmente en exploración y producción de gas y crudo ligero, en proyectos operacionales para la modernización y mantenimiento de la estructura productiva, así como en proyectos estratégicos que se han venido ejecutando.

De la erogación programable total ejercida por la industria petrolera, (33 165.9 millones de pesos) Pemex Exploración y Producción participó con 67.5 por ciento, Pemex Refinación con 22.0 por ciento, Pemex Gas y Petroquímica Básica con 5.9 por ciento, y Pemex Petroquímica y el Corporativo de Petróleos Mexicanos con la proporción restante.

En los proyectos Pidiregas los recursos ejercidos por 59 492.1 millones de pesos, se destinaron principalmente a Pemex Exploración y Producción quien absorbió 87.8 por ciento de estos recursos.

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_____________________________________________________ 30

PETRÓLEOS MEXICANOS

Programa y ejercicio de inversiones

(millones de pesos)

2002 Variación (%) 2001 Ppto.

Original Ejercicio 2002/2001 Ejercicio/Ppto.

Petróleos Mexicanos 66 450.3 125 071.2 92 658.0 39.4 -25.9

Estratégicos 10 954.8 16 728.4 16 565.1 51.2 -1.0 Operacionales 20 355.1 21 667.4 16 600.8 -18.4 -23.4 PIDIREGAS 35 140.4 86 675.5 59 492.1 69.3 -31.4

Pemex Exploración y Producción

55 925.0 106 937.3 74 651.5 33.5 -30.2

Estratégicos 7 578.8 11 204.4 12 449.1 64.3 11.1 Operacionales 13 205.7 9 791.7 9 954.3 -24.6 1.7 PIDIREGAS 35 140.4 85 941.3 52 248.2 48.7 -39.2

Pemex Refinación 6 492.9 9 413.6 14 462.4 122.7 53.6

Estratégicos 2 322.5 3 766.4 2 855.6 22.9 -24.2 Operacionales 4 170.3 5 647.1 4 437.6 6.4 -21.4 PIDIREGAS 7 169.3 - -

Pemex Gas y Petroquímica Básica

2 919.1 5 779.8 2 015.6 -31.0 -65.1

Estratégicos 951.5 917.7 723.4 -24.0 -21.2 Operacionales 1 967.7 4 127.9 1 217.5 -38.1 -70.5 PIDIREGAS 734.2 74.7 -

Pemex Petroquímica 689.8 2 042.5 1 048.1 51.9 -48.7

Estratégicos 102.0 839.9 537.1 426.5 -36.1 Operacionales 587.8 1 202.6 511.1 -13.1 -57.5

Corporativo 423.5 898.0 480.4 13.4 -46.5

Estratégicos 0.0 0.0 0.0 - - Operacionales 423.5 898.0 480.4 13.4 -46.5

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas

El monto de inversión programable ejercido por Pemex Exploración y Producción ascendió a 22 403.4 millones de pesos. De esta cantidad 44.4 por ciento se destinó a proyectos operacionales; y la diferencia correspondió a proyectos estratégicos y a la amortización de proyectos Pidiregas. De los estratégicos destacan los relativos a los programas de infraestructura complementaria de explotación, evaluación del potencial petrolero y explotación de campos; además se amortizaron 8 8760.4

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_____________________________________________________ 31

millones de pesos de los proyectos Burgos, Delta del Grijalva y Cantarell que se registra en el renglón de la inversión programable en proyectos estratégicos.

El monto de inversión programable ejercido por el organismo fue 6.7 y 7.8 por ciento mayor, al presupuesto original y al erogado en 2001, respectivamente. El mayor ejercicio se debió al pago de renta de la plataforma Abkatún; reconstrucción de tableros de seguridad de pozos y adquisición de sustancias para sistemas de seguridad; aumento de personal hospedado en plataformas habitacionales; mantenimiento costa fuera; y contrato del barco-taller para mantenimiento a boyas.

En proyectos Pidiregas, Pemex Exploración y Producción erogó 52 248.2 millones de pesos, de los cuales 84.8 por ciento los destinó a cuatro proyectos integrales: Cantarell, Delta del Grijalva, Programa Estratégico de Gas y Burgos. La proporción restante se ejerció en 23 proyectos integrales que a partir de 2002 se realizan con la modalidad de proyectos Pidiregas. Con el ejercicio de estas inversiones se obtuvieron los resultados siguientes:

En Cantarell:

§ Se obtuvo una producción de 1 878.6 Mbd lo que significó un cumplimiento de 95.9

por ciento con respecto al programa anual y un incremento de 10.6 por ciento si se

compara con la registrada el año previo.

§ En gas natural se registró una producción de 688.0 MMpcd, 93.7 por ciento del

programa y 110.7 por ciento, respecto a 2001.

§ Durante el segundo semestre de 2002, inició operaciones la plataforma de

producción del Centro de Proceso Akal-B, con lo que se logró incrementar la

producción de aceite del Campo Cantarell en 164.0 Mbd, alcanzándose en octubre

una producción record de 2 105.0 Mbd.

§ Se terminaron ocho gasoductos y tres oleoductos; una línea de bombeo neumático y

tres quemadores; y 13 pozos de desarrollo, y se generó una localización.

En Burgos:

§ Se concluyeron 36 estudios de exploración de los cuales 35 se refieren a incorporación de reservas y uno a evaluación del potencial petrolero.

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_____________________________________________________ 32

§ Se realizaron 2 638 kilómetros se sísmica bidimensional y 499 kilómetros cuadrados de tridimensional; se incorporaron reservas por 86 millones de barriles de petróleo crudo equivalente en yacimientos de gas no asociado.

§ Se terminaron diez gasoductos y dos oleoductos; 343 pozos de desarrollo y 27 pozos exploratorios, y se generaron y aprobaron 81 localizaciones.

§ La producción promedio de gas del proyecto fue de 1 007 MMpcd que equivale al 22.8 por ciento de la producción nacional de gas natural de 2002.

En Delta del Grijalva:

§ Se concluyó la perforación y terminación de los pozos Luna 6, Escarbado 4 y Sen 72,; se efectuaron diez intervenciones mayores y siete reparaciones menores; y e terminó la construcción de un cabezal.

§ La producción de crudo fue de 69.5 Mbd lo que significó un cumplimiento de 102.9 por ciento con respecto al programa y 2.6 mayor a la alcanzada en 2001.

§ La producción de gas fue de 251.0 MMpcd con lo que se cumplió en 105.4 por ciento el programa y se logró un aumento de 4.8 por ciento si se compara con el año previo.

Programa Estratégico de Gas.-

§ Se terminó un gasoducto, 27 pozos exploratorios, 33 de desarrollo, y 123 localizaciones generadas.

El menor ejercicio en los proyectos Pidiregas fue de 40.2 por ciento ubicándose las mayores desviaciones en los proyectos Cantarell, en el Programa Estratégico de Gas y en los nuevos proyectos Pidiregas 2002. En Cantarell por retraso en el programa de perforación y terminación de pozos debido a cambios de prioridad por compromisos de producción; y desafasamiento de la perforación exploratoria de cinco pozos para 2003 por mayores tiempos de operación en Sihil. En el Proyecto Estratégico de Gas por problemas operativos durante la perforación y terminación de pozos; cambio de estrategia por los resultados de los campos Cocuite-Playuela; y problemas en los procesos licitatorios de pozos y plataformas. Finalmente, en los nuevos proyectos ejecutados bajo el esquema Pidiregas por el cumplimiento de la normatividad del artículo 56 del Presupuesto de Egresos de la Federación ; por atraso en Ku-Maloob-Zaap en el programa de ejecución de ingenierías y en estudios petrofísicos y geológicos en Batab.

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_____________________________________________________ 33

Pemex Exploración y Producción

Programa y ejercicio de inversiones (Devengado) (millones de pesos)

2002 Variaciones %

2001 Ppto. Original Ejercicio 2002/2001 Ejerc./Ppto.

Pemex Exploración y Producción 55 925.0 106 937.3 74 651.6 33.5 - 30.2

Proyectos Pidiregas 35 140.4 85 941.3 52 248.2 48.7 - 39.2

Cantarell Pidiregas 29 539.9 23 352.9 - 20.9

PEG 17 983.6 10 269.3 - 42.9

Burgos 12 962.0 9 406.0 - 27.4

Ku-Maloob-Zaap 4 259.6 1 272.9 - 70.1

Chuc 2 156.8 378.5 - 82.5

Campo Abkatún 2 011.4 635.4 - 68.4

Complejo Antonio J. Bermúdez 1 779.3 858.2 - 51.8

Pol 1 715.8 871.2 - 49.2

Caan 1 566.7 436.0 - 72.2

Cactus-Sitio Grande 1 446.4 232.2 - 83.9

Jujo-Tecominoacán 1 404.5 450.3 - 67.9

Delta Pidiregas 1 330.5 1 257.3 - 5.5

Otros 7 784.6 2 824.4 - 63.7

Programas Estratégicos 7 578.8 11 204.4 12 449.1 64.3 11.1

Infraestruc. Complem. de explotación 1 144.1 1 792.2 1 241.0 8.5 - 30.8 Evaluación del Potencial Petrolero 252.1 0.0 1 093.9 333.9

Explotación de campos 858.7 2.7 459.9 - 46.4 16 933.3

Desarrollo de campos 466.9 0.0 225.9 - 51.6

Incorporación de reservas 603.3 0.0 189.1 - 68.7

Desarrollo de pozos intermedios 212.5 0.8 118.0 - 44.5 14 650.0

Part. con otros organismos y filiales 70.5 86.4 109.3 55.0 26.5

Delimitación y caract. de yacimtos. 119.7 0.0 108.8 - 9.1

Abandono de campos 1.2 67.8 27.1 2 158.3 - 60.0

Registro Pidiregas 3 849.9 9 254.5 8 876.1 130.6 - 4.1

Programas Operacionales 13 205.7 9 791.7 9 954.3 - 24.6 1.7

Gestión de activos 2 982.8 3 225.4 2 885.7 - 3.3 - 10.5

Mantto. de infraestruc. compl. 4 745.7 2 465.4 2 739.7 - 42.3 11.1

Mantenimiento de campos 2 817.4 655.1 1 179.6 - 58.1 80.1

Seguridad industrial 619.9 944.2 790.2 27.5 - 16.3

Administración 350.6 570.7 758.5 116.3 32.9

Protección Ecológica 558.3 308.9 471.5 - 15.5 52.6

Desarrollo tecnológico 570.9 451.6 466.1 - 18.4 3.2

Mantto. de infraestruc. de serv. grales 109.7 235.7 151.7 38.3 - 35.6

Apoyo a la comunidad 170.8 208.1 143.1 - 16.2 - 31.2

Manntto. de plataformas y eq. de perf. 70.4 146.2 101.4 44.0 - 30.6

Política y planeación 87.6 144.5 88.4 0.9 - 38.8

Construcción para servicios grales. 43.3 285.8 84.0 94.0 - 70.6

Sis. intgral. de admón. de la SIPA 39.4 66.4 42.9 8.9 - 35.4

Otors 38.8 83.6 51.6 33.0 -38.3 Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.

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El monto de inversión ejercido en 2002 por Pemex Refinación fue de 14 462.4 millones de pesos, de los cuales 50.4 por ciento correspondió a programable, y el resto a Pidiregas. La inversión física ejercida en gasto programable, se distribuyó como sigue: 60.8 por ciento correspondió a proyectos operacionales y 39.2 por ciento a proyectos estratégicos.

En proyectos estratégicos, se erogó un monto de 2 855.6 millones de pesos, monto que significó el 75.8 del presupuesto autorizado, pero 22.9 por ciento mayor al ejercido en 2001. El 42.7 por ciento se utilizó para realizar pagos de la reconfiguración de la Refinería de Cadereyta. Este proyecto se encuentra en operación desde finales de 2000, y en 2002 se alcanzó un aumento en la producción de gasolinas en 25 Mbd.

El menor ejercicio con respecto al presupuesto se explica básicamente por el aplazamiento de la terminación de las obras de reconfiguración en Madero, Tula y Salamanca con base en los términos establecidos en los convenios de ajuste a las fechas de eventos críticos.

Del monto ejercido en proyectos Pidiregas, 79.6 por ciento se aplicó a la reconfiguración de la Refinería de Madero, y la proporción restante a la reconfiguración de las refinerías de Tula y Salamanca. Los resultados de la inversión Pidiregas se resumen a continuación:

En octubre de 2002 se terminaron los trabajos de la Refinería de Madero. Se construyeron diez plantas, se realizó la ampliación y modernización de otras siete, así como la integración y servicios auxiliares correspondientes.

En Salamanca se llevó a cabo la construcción de una planta hidrodesulfuradora de naftas, una planta reformadora de naftas, y la integración de los servicios auxiliares necesarios así como la instalación del sistema de control operacional avanzado y segregación de cargas.

En Tula se llevó a cabo la construcción de una planta hidrodesulfuradora de gasóleos, una planta de isomerización de butanos, la modernización de dos unidades fraccionadoras, la ampliación de servicios auxiliares e integración y la instalación del sistema de control operacional avanzado y segregación de cargas.

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_____________________________________________________ 35

Pemex Refinación Programa y ejercicio de inversiones (Devengado)

(millones de pesos) 2002 Variaciones %

2001 Ppto.

Original Ejercicio 2002/2001 Ejerc./Ppto.

Pemex Refinación 6 492.9 9 413.6 14 462.4 122.7 53.6

Proyectos PIDIREGAS 7 169.3 Reconfig. ref. de Madero 5 707.7 Reconfig. ref. de Salamanca 0.0 Reconfig. ref. de Tula 1 461.6

Programas Estratégicos 2 322.5 3 766.4 2 855.6 22.9 - 24.2 Cambio reconfig. ref. de Cadereyta 629.6 401.9 670.2 6.4 66.8 Reconfiguración de las refinerías de:

Madero 235.1 306.3 499.0 112.3 62.9 Tula 108.9 169.0 120.3 10.5 - 28.8 Salamanca 125.7 202.4 129.0 2.6 - 36.3 Salina Cruz 4.9 - 0.0 - 100.0 Minatitlán 55.0 236.3 47.1 - 14.4 - 80.1

Mejoramiento al pool de gasolinas 28.9 195.9 73.6 154.7 - 62.4 Paquete Ecológico 5.3 114.1 47.0 786.8 - 58.8 Ampliación ref. de Cadereyta 16.9 39.8 29.6 75.1 - 25.6 Ampliación ref. de Tula 1.8 0.8 0.0 - 100.0 - 100.0 Ampliación ref. de Salamanca 1.0 0.0 0.0 - 100.0 Ampliación ref. de Salina Cruz 0.0 0.0 0.0 Red de ductos 61.9 388.5 19.6 - 68.3 - 95.0 Reloc. agencias y terminales 10.7 3.9 0.0 - 100.0 - 100.0 Pago Pidiregas cambio config. de:

Cadereyta 1 037.0 1 242.0 1 220.0 17.6 - 1.8 Madero 0.0 375.7 0.0 - 100.0 Tula 0.0 29.3 0.0 - 100.0 Salamanca 0.0 60.6 0.0 - 100.0

Programas Operacionales 4 170.3 5 647.1 4 437.6 6.4 - 21.4 Mantenimiento capitalizable 1 301.6 2,104.9 1 703.3 30.9 - 19.1 Adquisiciones capitalizables 942.5 692.0 690.0 - 26.8 - 0.3 Protección ecológica 641.1 956.8 475.5 - 25.8 - 50.3 Infraestructura 412.1 737.3 465.1 12.9 - 36.9 Modernización 288.3 417.8 282.5 - 2.0 - 32.4 Siniestros de inversión 83.6 5.2 279.5 234.3 5 249.3 Seguridad industrial 183.7 309.2 233.3 27.0 - 24.6 Servicios personales 161.0 256.5 167.3 3.9 - 34.8 Investigación y desarrollo 136.9 134.2 123.1 - 10.1 - 8.3 Otras inversiones 16.1 33.1 17.8 10.6 - 46.3 Ahorro de energía 3.5 0.0 0.0 - 100.0 Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.

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_____________________________________________________ 36

En 2002, el ejercicio del gasto de inversión de Pemex Gas y Petroquímica Básica ascendió a 2 015.6 millones de pesos –1 940.9 millones de programable y 74.7 millones de Pidiregas -. La inversión total ejercida registró un cumplimiento de 34.9 por ciento con respecto al presupuesto original y fue 31.0 por ciento menor a la realizada en 2001. Las variaciones con respecto al programa se explican por las causas siguientes: aplazamiento de obras por parte de las compañías constructoras; mayores tiempos empleados en los procesos concursales; reprogramación de adquisiciones de equipos de respaldo informático; y desfasamiento en la gestión de compra de mobiliario equipo automotriz, herramientas y comunicación.

Los recursos se destinaron principalmente a la modernización del proceso de endulzamiento en el Centro Procesador de Gas Poza Rica, amortización de los pagos Pidiregas, y a proyectos operacionales de seguridad y protección ecológica e infraestructura.

Pemex Gas y Petroquímica Básica Programa y ejercicio de inversiones (Devengado)

(millones de pesos) 2002 Variaciones %

2001 Ppto.

Original Ejercicio 2002/200

1 Ejerc./Ppto.

Pemex Gas y Petroquímica Básica 2 919.1 5 779.8 2 015.6 - 31.0 - 65.1 Proyectos PIDIREGAS 0.0 734.2 74.7 - - 89.8

Proyecto Reynosa 0.0 734.2 74.7 - - 89.8 Programas Estratégicos 951.5 917.7 723.4 - 24.0 - 21.2

Ductos 0.0 210.8 140.5 - - 33.3 Comercializ. y transporte de gas LP y petroquímicos básicos 7.0 123.5 41.9 498.6 - 66.1 Producción y plantas industriales 944.5 583.4 541.0 - 42.7 - 7.3

Programas Operacionales 1 967.7 4 127.9 1 217.5 - 38.1 - 70.5 Adquisiciones capitalizables 269.8 958.6 367.0 36.0 - 61.7 Mantenimiento capitalizable 554.5 1,615.5 315.8 - 43.0 - 80.5 Seguridad 229.0 446.3 120.4 - 47.4 - 73.0 Servicios personales 107.7 121.2 107.0 - 0.6 - 11.7 Protección ecológica 121.7 283.6 98.1 - 19.4 - 65.4 Infraestructura 182.7 531.5 85.6 - 53.1 - 83.9 Investigación y desarrollo 29.1 79.6 50.4 73.2 - 36.7 Estudios de preinversión 30.5 20.6 37.0 21.3 79.4 Otras inversiones 48.2 19.3 34.3 - 28.8 77.3 Modernización 18.6 28.1 1.4 - 92.5 - 95.0 Ahorro de energía 54.9 23.5 0.4 - 99.3 - 98.3 Inversión financiera 321.0 0.0 0.0 - 100.0 -

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas

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El programa de inversión de la petroquímica no básica tiene como objetivo reestructurar la industria petroquímica paraestatal, para optimizar la capacidad de producción, y desarrollar nuevas instalaciones industriales. Durante 2002 Pemex Petroquímica ejerció un monto de inversión de 1 048.1 millones de pesos, cantidad que no incluye lo ejercido por Petroquímica Morelos, lo que significó un cumplimiento de su presupuesto anual de 51.3 por ciento. Los proyectos estratégicos utilizaron 51.2 por ciento de estos recursos, dirigidos principalmente a las ampliaciones de las plantas de derivados clorados de Pajaritos, de etileno de Morelos y La Cangrejera, y de polietileno de baja densidad de este último complejo.

La desviación con respecto al programa se explica principalmente por las razones siguientes: cancelación de las adquisiciones de equipo de cómputo y de equipo de análisis ambiental por no cumplir con la especificación de compra; por la interrupción de operaciones de la planta de amoniaco en Petroquímica Camargo, e instalaciones fuera de operación en Petroquímica Cosoleacaque, estas últimas por falta de materia prima; atrasos en la ingeniería de detalle, procura y construcción por parte de la compañía contratista en la planta de Derivados Clorados III, en Petroquímica Pajaritos.

Pemex Petroquímica Programa y ejercicio de inversiones (Devengado)

(millones de pesos) 2002 Variaciones %

2001 Ppto.

Original Ejercicio 2002/2001 Ejerc./Ppto.

Pemex Petroquímica 689.8 2 042.5 1 048.1 51.9 - 48.7 Programas Estratégicos 102.0 839.9 537.1 426.5 - 36.1

Etileno y sus derivados 100.8 839.9 537.1 432.8 - 36.1 Amoniaco y sus derivados 1.2 0.0 0.0

Operacionales 587.8 1 202.6 511.1 - 13.1 - 57.5 Infraestructura 107.7 301.7 161.7 50.1 - 46.4 Adquisiciones capitalizables 100.2 199.0 113.8 13.6 - 42.8 Protección ecológica 50.3 170.5 93.3 85.5 - 45.3 Modernización 210.2 221.9 60.1 - 71.4 - 72.9 Seguridad 78.4 127.5 30.8 - 60.7 - 75.8 Servicios personales 29.3 38.0 29.0 - 1.0 - 23.7 Investigación y desarrollo 7.8 59.3 18.9 142.3 - 68.1 Estudios de preinversión 0.2 76.7 2.8 1 300.0 - 96.3 Otras inversiones 3.6 2.9 0.7 - 80.6 - 76.2 Ahorro de energía 0.0 5.1 0.0 - 100.0

Fuente : Dirección Corporativa de Finanzas.

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Finalmente, el presupuesto de inversión programable devengado por el Corporativo de Petróleos Mexicanos ascendió a 480.4 millones de pesos, recursos que se destinaron principalmente a adquisiciones capitalizables y a rehabilitación y reacondicionamiento por contrato. En este caso el menor ejercicio fue de 46.5 por ciento debido a: menores adquisiciones de equipo de cómputo, electrónico, automotriz y mobiliario; además de menores erogaciones en modificaciones y reacondicionamiento de centros administrativos y de consultorios.

Corporativo Programa y ejercicio de inversiones (Devengado)

(millones de pesos)

2002 Variaciones %

2001 Ppto.

Original Ejercicio 2002/2001 Ejerc./Ppto.

Corporativo 423.5 898.0 480.4 13.4 - 46.5

Operacionales 423.5 898.0 480.4 13.4 - 46.5 Investigación y desarrollo 0.0 1.6 0.0 - 100.0 Siniestros de inversión 31.1 0.0 0.9 - 97.1 Mantenimiento

capitalizable 29.1 93.5 18.0 - 38.1 - 80.7 Adquisiciones

capitalizables 363.2 803.0 461.5 27.1 - 42.5 Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas.

1.3 Ejercicio presupuestal

Flujo de efectivo

El gasto programable aprobado para el ejercicio 2002, en el Presupuesto de Egresos de la Federación para Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios ascendió a 112 508.5 millones de pesos, de los cuales 73 049.3 millones correspondieron a operación y 39 459.2 millones a inversión, monto que se integra a su vez por 28 349.6 millones de inversión física y 11 109.6 de pago de registro Pidiregas. Para los proyectos Pidiregas se autorizó un monto de 56 869.0 millones de pesos el cual se destinó a Pemex Exploración y Producción y a Pemex Refinación. Los montos mencionados no incluyen el gasto programable de Petroquímica Morelos, S.A. de C.V.

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Durante el año se realizaron diversas modificaciones al presupuesto aprobado por el H. Congreso de la Unión que fueron debidamente autorizadas por las Secretaría de Hacienda y Crédito Público conforme a la legislación vigente, determinando un presupuesto programable modificado de 108 406.6 millones de pesos, integrado por 68.7 por ciento de operación y 31.3 por ciento de inversión física y pago de registro Pidiregas.

Los comentarios sobre el ejercicio del presupuesto durante 2002 que se mencionan a continuación, se comparan preferentemente con los montos autorizados en el presupuesto original y se hacen algunas consideraciones con el modificado.

Durante 2002, Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios obtuvieron un superávit primario de 45 501.1 millones de pesos, cantidad que comparada con el monto previsto en el presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) y en el presupuesto modificado fue superior en 13 966.9 y 9 906.7 millones de pesos, respectivamente; y descontada la inflación mostró un aumento de 265.6 por ciento con respecto a 2001. La integración del superávit primario se muestra en el cuadro siguiente:

S U P E R Á V I T P R I M A R I O 1/ (millones de pesos)

2001 2 0 0 2

Organismo Ejercicio POA POT Ejercicio Variación (%)

(a) (b) (c) (d) (d)/(a) (d)/(b) (d)/(c)

Petróleos Mexicanos 11 848.8 31 534.2 35 594.4 45 501.1 284.0 44.3 27.8

Exploración y Producción

6 781.1 37 517.3 64 743.0 71 658.6 956.7 91.0 10.7

Refinación -646.2 -6 804.4 -26 749.9 -25 580.7 3 858.6 275.9 -4.4

Gas y Petroquímica Básica

8 010.4 2 375.4 2 979.4 7 239.8 -9.6 204.8 143.0

Petroquímica -5 610.0 -5 684.1 -5 367 .2 -6 845.5 22.0 20.4 27.5

Corporativo 3 313.5 4 130.0 -10.9 -971.1 -129.3 -123.5 8 809.2

Fuente: Base de Datos Institucional

1/ No incluye intereses derivados de la mesa de dinero por eliminarse en la consolidación. Por esta razón el superávit primario que presenta cada organismo subsidiario en su informe de autoevaluación puede no coincidir.

Los ingresos totales ascendieron a 496 099.0 millones de pesos, 1.7 por ciento menores en términos reales a los obtenidos en 2001 y, 4.5 y 0.9 por ciento mayores

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a los previstos en el PEF y al presupuesto modificado, en el orden citado. Los ingresos propios (sin considerar los impuestos directos, indirectos, la mercancía para reventa y las operaciones ajenas ascendieron a 150 031.6 millones de pesos, monto mayor en 38.0 por ciento en términos reales al obtenido el año previo y 4.2 por ciento con respecto al previsto en el PEF.

Ejercicio presupuestal Flujo de efectivo

(millones de pesos)

Real 2001 POA 2002 Real 2002

IngresosEgresosSuperávit de operación

480,386 474,744 496,099468,537

443,210 450,598

-2,979

7,287

31,815

La variación con respecto a 2001 se originó por menores pagos de derechos de extracción petrolera y de mercancía para reventa, y por mayores ingresos por la venta de petróleo crudo en el mercado internacional resultado a su vez de una mejor cotización de la mezcla mexicana de petróleo. Este efecto favorable se vio atenuado por el mayor pago del Impuesto Especial de Producción y Servicios, la contracción de la demanda interna de productos derivados de los hidrocarburos y menores precios en términos reales de algunos productos como el gas natural, gasolinas y diesel. En el renglón de ingresos diversos la variación positiva fue resultado del diferencial cambiario en la valuación de disponibilidades en caja y por la venta de acciones de Aseguradora Hidalgo.

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El crecimiento de los ingresos propios con relación al los estimados en el presupuesto original se produjo principalmente por el efecto combinado de las causas siguientes:

§ Incremento en volumen de venta en el país de gasolinas para uso automotor y asfaltos, así como mayores precios de venta de esos productos y de combustóleo que se tradujo en una mayor cobranza. Sin embargo, este efecto positivo se vio atenuado por un menor volumen de venta de productos petroquímicos derivado de la salida de operación de algunas plantas.

§ Aumento de 6.08 dólares por barril del precio de la mezcla mexicana de petróleo crudo en el mercado internacional que compensó la disminución en el volumen exportado; además de la venta de residuo largo y amoniaco, no contemplados en el presupuesto, y mayores precios de combustóleo, turbosina y asfaltos. Las causas mencionadas superaron los efectos de un menor tipo de cambio; la disminución en los volúmenes de venta en el extranjero de naftas y gas licuado; el incremento de los pagos por derechos a la extracción de hidrocarburos y por el concepto de aprovechamiento sobre rendimientos excedentes que resultaron de mayores ingresos y como consecuencia del precio promedio de venta del crudo más alto que el previsto en el presupuesto; y el aumento en el volumen de las importaciones y precio de gasolinas, diesel, combustóleo y gas licuado.

§ En el renglón de otros ingresos propios el resultado positivo se originó principalmente por el efecto de la variación cambiaria, la venta de acciones de la Aseguradora Hidalgo, mayores fletes de combustóleo, recuperación por gastos derivados de siniestros y menor pago de coberturas por el precio del gas natural.

El gasto programable de operación e inversión ejercido ascendió a 104 816.4 millones de pesos, monto 10.4 por ciento mayor en términos reales al de 2001, pero inferior en 6.8 y 3.3 por ciento al estimado en el presupuesto original y en el modificado del año que se informa, en el orden citado.

Durante 2002 el gasto de operación registró un crecimiento de 17.0 por ciento en términos reales con relación al año precedente. Esta variación se debió a: aumento en los gastos de servicios personales por la recategorización de diversos niveles de personal de confianza en los centros del Sistema Nacional de Refinación y oficinas centrales; incremento en los servicios generales, básicamente en servicios auxiliares pagados a terceros por alza en las tarifas y consumos de energía eléctrica, por arrendamientos de instalaciones para el sistema de compresión de gas amargo del proyecto Cantarell que inició operaciones en 2002, conservación y mantenimiento especialmente en los tratamientos integrales para plantas de proceso de Pemex

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Refinación e incremento en el costo total de las pólizas de los seguros y fianzas y un mayor tipo de cambio. Todos estos incrementos se vieron parcialmente compensados por los ahorros derivados de la optimización de inventarios en Pemex Exploración y Producción y menor adquisición de químicos y catalizadores por parte de Pemex Petroquímica.

Por otra parte, el gasto de operación del ejercicio que se informa registró un cumplimiento con respecto al PEF de 98.7 por ciento y de 96.7 por ciento del modificado. Las causas que explican el menor ejercicio, para ambos presupuestos, fue la aplicación del programa de ahorro en todos los rubros que corresponde de acuerdo a medidas de austeridad dictadas por las autoridades gubernamentales y a las principales causas que se mencionan a continuación:

§ En el renglón de servicios personales no se realizó la cobertura definitiva de plazas de

personal ejecutivo y administrativo; se disminuyó el tiempo extra y se ajustó el

impuesto sobre productos de trabajo.

§ En materiales y suministros se optimizaron los inventarios principalmente de

sustancias químicas y catalizadores; menores pagos en adquisición de materiales y

suministros por la salida de operación de la planta de óxido de etileno en Pajaritos, S.A.

de C.V.; atraso en la contratación de consultorías y en los procesos de licitación; y

desfasamiento en la adjudicación de diversos contratos.

§ En servicios generales se pospuso el pago anticipado de la prima general de seguros;

se retrasó la facturación por honorarios y gastos pagados a terceros; en conservación

y mantenimiento se difirieron algunos trabajos en centros de producción y en algunas

terminales de gas licuado; y se retrasó el mantenimiento de diversos equipos de

Pemex Petroquímica.

El monto de inversión ejercida en 2002 ascendió a 32 739.2 millones de pesos, 1.7 por ciento inferior al año previo que se explica principalmente por la reprogramación de obras, de los trabajos de modificación y reacondicionamiento de instalaciones en los centros procesadores de gas, y por diversas actividades de exploración, perforación y adquisición de materiales en Pemex Exploración y Producción causada por la reorientación de sus programas de inversión bajo el esquema de Pidiregas.

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EJERCICIO PRESUPUESTAL FLUJO DE EFECTIVO CONSOLIDADO

(millones de pesos)

2001 2 0 0 2 Ejercicio POA POT Ejercicio Variación (%) (a) (b) (c) (d) (d)/(a)1/ (d)/(b) (d)/(c)

Ingresos 480 385.9 474 744.1 491 477.9 496 099.0 -1.7 4.5 0.9

Ventas interiores 354 266.2 362 858.5 353 292.9 354 446.8 -4.7 -2.3 0.3

Ventas exteriores 123 861.4 108 893.6 134 222.2 134 580.8 3.4 23.6 0.3

Otros ingresos 2 258.3 2 992.0 3 962.8 6 785.3 186.1 126.8 71.2

Operaciones ajenas netas 286.0

Egresos 468 537.1 443 209.9 455 883.5 450 597.8 -8.4 1.7 -1.2

Operación 58 659.5 73 049.3 74 506.2 72 077.2 17.0 -1.3 -3.3

Inversión 2/ 31 710.0 39 459.2 33 900.4 32 739.2 -1.7 -17.0 -3.4

Mercancías para reventa 42 599.6 24 114.3 34 005.4 33 729.9 -24.6 39.9 -0.8

Operaciones ajenas netas 1 305.5 -100.0 -100.0

Impuestos indirectos 135 602.1 177 588.1 163 848.1 162 195.8 13.9 -8.7 -1.0

Impuestos directos 198 660.3 128 998.9 149 623.4 149 855.7 -28.4 16.2 0.2

Superávit primario 11 848.8 31 534.2 35 594.4 45 501.1 265.6 44.3 27.8

Intereses 12 674.9 13 514.7 12 581.9 12 591.1 -5.4 -6.8 0.1

Pago rendimientos Gobierno Federal 2 152.8 10 733.0 1 092.2 1 095.0 -51.6 -89.8 0.3

Superávit de operación -2 978.9 7 286.5 21 920.3 31 815.1 -1 116.9 336.6 45.1

Endeudamiento neto -7 330.1 -3 674.0 -15 127.1 -15 202.5 97.5 313.8 0.5

Disposiciones 48,299.6 22 205.3 34 105.0 34 095.6 -32.8 53.5 0.0

Amortizaciones 3/ 55,629.6 25 879.2 49 232.0 49 298.1 -15.6 90.5 0.1

Incremento (uso) de caja -10 309.0 3 612.5 6 793.2 16 612.6 -253.4 359.9 144.5

Fuente : Base de Datos Institucional 1/ Variación en términos reales. 2/ Incluye el registro Pidiregas. 3/ Incluye operaciones para allegar recursos al Master Trust (Cuenta Master Trust Neto).

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El gasto de inversión registró un menor ejercicio de 17.0 y 3.4 por ciento con relación al PEF y al presupuesto modificado, respectivamente, y se ubicó en los rubros de adquisición de bienes muebles e inmuebles en el cual se registraron retrasos en la adjudicación de pedidos en los procesos concursales y demoras en la entrega de equipos por parte del proveedor; en obras por el retraso en la facturación, reprogramación de obras y en la estimación de los trabajos de ampliación de la planta de derivados Clorados III; finalmente, en el renglón de modificación y de reacondicionamiento no se concretaron trabajos diversos en las terminales de Juárez, Madero, Cactus, Tepeji, Zapopan y Salina Cruz, así como en los trabajos de mejoras en las estaciones de compresión Lerdo y Cárdenas. Asimismo, en los pagos relativos al registro Pidiregas se registró un menor ejercicio de 873.0 millones de pesos, si se compara con lo autorizado en PEF, no obstante que el tipo de cambio fue mayor al presupuesto.

Los pagos por mercancía para reventa disminuyeron en 24.6 por ciento en términos reales con respecto a 2001 y mostraron un mayor ejercicio de 39.9 por ciento del presupuesto original. Esta última variación se explica por el efecto combinado de precios más altos de las importaciones de gasolinas, así como mayores volúmenes adquiridos en el exterior de estos combustibles, de diesel y de gas licuado que se compensó parcialmente por una menor maquila de crudo.

Los impuestos de carga indirecta fueron inferiores en 15 392.3 millones de pesos respecto a los previstos en PEF, debido a menores pagos por Impuesto al Valor Agregado (IVA), y por el Impuesto Especial de Producción y Servicios (IEPS). Respecto a la carga fiscal directa, el pago efectuado en 2002 registró una variación positiva con relación al presupuesto en 20 856.8 millones de pesos, básicamente por mayores pagos por concepto de derechos de extracción petrolera, aprovechamiento sobre rendimientos excedentes e impuestos a la importación resultado del crecimiento en los ingresos por ventas, y del aumento en el precio promedio de venta de crudo con respecto al previsto.

Por concepto de intereses de la deuda se cubrieron 13 686.1 millones de pesos, monto inferior en 1 141.6 millones de pesos con respecto a 2001. Si el pago de intereses se compara con el monto autorizado en el PEF, se observa en apariencia un cumplimiento de sólo 56.4 por ciento, ya que el menor ejercicio se ubica básicamente en el pago rendimientos mínimos garantizados al Gobierno Federal que se reclasificaron en el rubro de amortización de la deuda por instrucciones de la

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Secretaría de Hacienda y Crédito Público, como puede observarse en el presupuesto modificado. Otra causa que motivo el menor ejercicio en este rubro fue la disminución de las tasas de interés.

La captación total del ejercicio ascendió a 34 095.6 millones de pesos monto 53.5 por ciento superior al presupuesto original, debido principalmente a una mayor captación en aceptaciones bancarias, créditos directos y papel comercial, disminuido este efecto por menores captaciones de los Pidiregas de operación y menor tipo de cambio al previsto. La amortización de la deuda ascendió a 49 298.1 de millones de pesos casi el doble del monto establecido en el PEF debido a que incluye el pago equivalente al capital por los rendimientos mínimos garantizados al Gobierno Federal por lo que la variación se integra básicamente de 13 558.1 millones de pesos por deuda documentada y 8 617.1 millones por rendimientos mínimos garantizados; la primera se explica por mayores pagos en aceptaciones bancarias y papel comercial disminuido en forma parcial por el menor tipo de cambio y los menores pagos a los previstos en los Pidiregas en operación. Es importante destacar que los movimientos netos de la deuda, eliminando el efecto de los rendimientos mínimos garantizados y la cuenta Master-Trust neto originaron un desendeudamiento neto por 759.7 millones de dólares que se situó dentro del monto autorizado en el presupuesto modificado.

La Institución obtuvo un aumento de caja de 16 612.6 millones de pesos resultado de un mejor superávit primario y un mayor desendeudamiento.

2. Estados financieros consolidados

El análisis de los resultados financieros de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios que se presenta en este informe corresponde a los Estados Financieros Consolidados al 31 de diciembre de 2002, preparados conforme a las Normas de Información Financiera (NIFs) emitidas por la Secretaría de la Función Pública antes Secretaría de Contraloría y Desarrollo Administrativo, y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público. Estos estados financieros muestran diferencias con los preparados con base en los principios de contabilidad generalmente aceptados emitidos por el Instituto Mexicano de Contadores Públicos (IMCP). Los estados financieros que se comentan fueron examinados por un auditor independiente cuyo dictamen expresa una opinión sin salvedades sobre los mismos. Estos estados

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financieros serán sometidos a la autorización del Consejo de Administración de Petróleos Mexicanos en fecha próxima.

Las principales diferencias entre normas gubernamentales y principios de contabilidad son las siguientes:

§ Para principios de contabilidad se considera en los estados financieros consolidados a la filial Petroquímica Morelos, S.A. de C.V. en tanto que en normas gubernamentales no se incluye. Esta situación provino de la instrucción girada a Petróleos Mexicanos por parte de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público 1 de no consolidar los resultados financieros de la filial antes mencionada; por lo tanto los estados financieros de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios al 31 de diciembre de 2002 y 2001 no incluyen la pérdida neta de 3.3 y 1.7 millones de pesos, respectivamente, incurrida por la filial en los años terminados en esas fechas.

§ Pasivo laboral. Bajo principios de contabilidad el reconocimiento del pasivo laboral se considera en su totalidad conforme al resultado de estudios actuariales; en normas gubernamentales se reconoce el pasivo laboral en tanto el resultado no sea de naturaleza desfavorable.

§ Pidiregas. De acuerdo a la norma gubernamental NIF-09-A, los pasivos relacionados con estas inversiones se reconocen sólo por los compromisos del ejercicio corriente y el siguiente, en tanto que para principios de contabilidad, se debe reflejar en estados financieros los pasivos contraídos y costos financieros de los proyectos, así como la totalidad de las inversiones con sus depreciaciones y amortizaciones correspondientes.

§ Sólo para el reconocimiento de los efectos de la inflación, en ambos casos, se observa la norma gubernamental NIF-06 Bis A, apartado A.

Conforme a normas gubernamentales, en 2002 Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios presentaron una pérdida neta 15 444.6 millones de pesos, monto que significó un aumento de 59.0 por ciento, en términos reales, comparado con el obtenido en 2001. Este resultado se explica básicamente por el efecto combinado de la disminución en términos reales de las ventas internas, aumento en el pago de impuestos y derechos y por el cargo a resultados del costo acumulado de abandono de pozos que no fue compensado por el aumento en ventas de exportación y la disminución real en costos y gastos.

1 Se anexa oficio respectivo

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La contracción de la demanda interna de combustóleo, diesel, turbosina y petroquímicos, así como la disminución en el precio de estos últimos, del gas licuado y de los combustibles industriales, constituyeron los factores fundamentales en la variación de los ingresos por ventas totales, no obstante que el volumen comercializado de gasolinas fue mayor.

Por otra parte, el valor de ventas al extranjero se incrementó como resultado del mayor precio promedio de venta de los crudos mexicanos en el mercado internacional, no obstante la disminución del volumen comercializado.

La variación en costos y gastos, sin incluir la reserva laboral, registró una disminución de 10.7 por ciento en términos reales si se compara con el obtenido en 2001 y representó el 30.3 por ciento de los ingresos totales. Este comportamiento fue favorecido por menores compras de productos extranjeros y la variación favorable en los inventarios de productos, aún cuando se observaron incrementos en la depreciación y en los de gastos de operación.

La reserva laboral observó un aumento de 3.9 por ciento en términos reales debido al registro del costo laboral del periodo conforme a estudios actuariales que consideran el incremento en salarios y prestaciones, un año adicional de servicios y el costo financiero de no tener fondeado dicho pasivo. Se destaca que en el bienio 2001 y 2002, no se aplicaron a resultados 16 845.6 y 18 575.9 millones de pesos por este concepto, respectivamente.

En el renglón de intereses netos se registró un incremento de 35.4 millones de pesos que se explica por el efecto desfavorable de los instrumentos financieros contratados, aumento en los intereses no capitalizados por los proyectos Pidiregas terminados y disminución en el costo financiero de la deuda tradicional.

La variación negativa de 5 287.0 millones de pesos que presenta el rubro de otros ingresos y gastos netos obedeció principalmente a la pérdida generada por la fluctuación cambiaria como consecuencia del comportamiento que presentó el tipo de cambio del peso con respecto al dólar americano, y a la disminución observada en los ingresos por fletes de gas licuado y en las coberturas de gas natural.

La variación positiva en el pago de impuestos y derechos se explica por el aumento de del Impuesto Especial sobre Producción y Servicios y del Aprovechamiento

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Sobre Rendimientos Excedentes. En 2002 la carga fiscal representó el 64.3 por ciento de las ventas totales, mientras que para el año previo fue de 61.9 por ciento.

ESTADO DE RESULTADOS CONSOLIDADO DEL 1 ENERO AL 31 DE DICIEMBRE (millones de pesos)

2001 2002 Variación real

Concepto

Importe % Importe %

Ventas Totales

424 571.0

100.0

455 302.3

100.0

2.1

Ventas en el país 304 441.7 71.7 314 355.6 69.0 - 1.7 Ventas exportación 120 129.3 28.3 140 946.7 31.0 11.7

Costos y gastos 146 955.3 34.6 137 850.9 30.3 - 10.7

Costo de lo vendido 119 429.5 28.1 106 957.3 23.5 -14.7 Gastos de distribución 9 492.4 2.3 10 496.8 2.3 5.3 Gastos de adminis tración 18 033.4 4.2 20 396.8 4.5 7.7

Reserva laboral 16 538.4 3.9 18 046.6 4.0 3.9 Rendimiento antes de impuestos, derechos, intereses y otros gastos

261 077.3 61.5 299 404.8 65.7 6.7

Intereses netos 12 199.3 2.9 12 234.7 2.7 - 4.5 Otros (ingresos) y gastos - 5 980.8 - 1.4 - 693.8 - 0.2 - 89.0 Rendimiento antes de impuestos y derechos y partidas especiales

254858.8 60.0 287 863.9 63.2 7.5

Impuesto y derechos 262 778.0 61.9 292 959.8 64.3 6.1

Indirectos 95 198.7 22.4 114 491.4 25.1 14.5 Directos 167 579.3 39.5 178 468.4 39.2 1.4

Costo acumulado inicial de abandono de pozos

10 348.7 2.3 -

Efecto acumulado inicial por nuevo lineamiento contable

1 331.2 0.3 0.0 - 100.0

Rendimiento (pérdida) neto - 9 250.4 - 2.2 - 15 444.6 - 3.4 59.0 Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas

Al 31 de diciembre de 2002, la situación financiera que presentó Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios mostró una variación positiva en los activos totales de 16.0 por ciento respecto del año previo. El activo circulante representó 21.2 por ciento del activo total y registró un incremento de 72.4 por ciento

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debido principalmente a las variaciones de las cuentas que se mencionan a continuación:

§ Las cuentas de bancos y de inversiones en valores temporales, presentaron saldos positivos por mayores ingresos por ventas de exportación e incremento en la disponibilidad en inversiones varias en el mercado de dinero.

§ En clientes la variación positiva de 11 053.5 millones de pesos, se originó principalmente por el aumento en clientes nacionales por 3 907.2 millones de pesos, y en clientes extranjeros por 7 146.3 millones de pesos, debido a mayores ventas en el mercado de exportación, estas últimas como consecuencia del aumento del precio promedio de la mezcla de crudo mexicano en los mercados internacionales.

§ En las otras cuentas por cobrar se registró un aumento de 10 341.8 millones de pesos, debido a que en el presente ejercicio Petróleos Mexicanos pagó un importe de los rendimientos mínimos garantizados, lo cual se refleja en la cuenta por cobrar que se tiene con el Gobierno Federal.

§ En los Inventarios de productos y materiales la variación positiva fue de 6 731.9 millones de pesos, equivalente a 43.5 por ciento por mayores saldos en las existencias de petróleo crudo y productos, originado principalmente por la variación favorable en los precios de los mercados internacionales.

El activo fijo neto se incrementó en 10 893.0 millones de pesos, 3.7 por ciento respecto del saldo al 31 de diciembre de 2001, originado básicamente por el efecto neto de las nuevas inversiones y el registro de las depreciaciones del periodo, así como por la actualización de los bienes al 31 de diciembre de 2002, conforme a la circular técnica NIF – 06 bis A, apartado A.

El incremento en otros activos por 13 720.0 millones de pesos, se originó principalmente por la variación positiva del activo intangible pasivo laboral, con base en los estudios realizados por actuarios independientes.

Cabe destacar que el rubro inversiones a largo plazo incluye la inversión en Petroquímica Morelos, S.A. de C.V. por un monto de 7 155.0 millones de pesos, al 31 de diciembre de 2002 y 2001, valuada a su costo histórico.

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BALANCE GENERAL CONSOLIDADO AL 31 DICIEMBRE (millones de pesos)

Concepto 2001 2002 Variación

Importe % Importe % Importe %

Activo Circulante 62 111.1 14.3 107 093.8 21.2 44 982.7 72.4

Disponible 6 298.0 1.4 23 153.5 4.6 16 855.5 267.6 Cuentas por cobrar 40 353.8 9.3 61 749.1 12.2 21 395.3 53.0 Inventarios 15 459.3 3.6 22 191.2 4.4 6 731.9 43.5

Inversiones en acciones y otros a largo plazo

14 080.8 3.2 14 107.8 2.8 27.0 0.2

Activo fijo 297 312.3 68.2 308 205.3 61.0 10 893.0 3.7

Terrenos 33 737.6 7.7 35 490.9 7.0 1 753.3 5.2 Edificios, plantas y equipo(neto)

242 454.9 55.6 253 198.4 50.1 10 743.5 4.4

Obras en construcción 20 470.7 4.7 19 314.1 3.8 -1 156.6 -5.7 Otros 649.1 0.2 201.9 n.s -447.2 -68.9

Otros activos 62 301.8 14.3 76 021.8 15.0 13 720.0 22.0 Total activo 435 806.0 100.0 505 428.7 100.0 69 622.7 16.0 Pasivo Corto plazo 47 358.0 10.9 84 285.1 16.7 36 927.1 78.0

Porción circulante de la deuda a largo plazo

28 328.6 6.5 31 569.2 6.2 3 240.6 11.4

Proveedores 13 478.5 3.1 17 129.9 3.4 3 651.4 27.1 Cuentas y gastos por pagar 4 580.0 1.1 8 676.5 1.7 4 096.5 89.4 Impuestos y derechos por pagar

970.9 0.2 26 909.5 5.3 25 938.6 2671.6

Largo plazo 185 738.0 42.6 221 912.5 43.9 36 174.5 19.5

Deuda interna y externa 68 963.9 15.8 74 147.0 14.7 5 183.1 7.5 Reserva y diferido 116 774.1 26.8 147 765.5 29.2 30 991.4 26.5

Total pasivo 233 096.0 53.5 306 197.6 60.6 73 101.6 31.4 Patrimonio

Certificados de aportación “A” 10 222.5 2.3 10 222.5 2.0 0.0 0.0 Reserva para exploración y declinación de campos

17 379.2 4.0 14 275.2 2.8 -3 104.0 -17.9

Superávit por revaluación 178 970.0 41.1 187 970.1 37.2 9 000.1 5.0 Resultado acumulados y del ejercicio

-3 861.7 -0.9 -13 236.7 -2.6 -9 375.0 242.8

Total patrimonio 202 710.0 46.5 199 231.1 39.4 -3 478.9 -1.7 Total Pasivo y Patrimonio 435 806.0 100.0 505 428.7 100.0 69 622.7 16.0

Fuente: Dirección Corporativa de Finanzas n.s = No significativo

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El pasivo total registró un aumento de 73 101.6 millones de pesos con respecto al 31 de diciembre de 2001. Esta variación se explica como sigue:

§ La deuda documentada a corto plazo aumentó 3 240.6 millones de pesos, debido principalmente a la reclasificación de deuda exigible a plazo mayor de un año, así como al impacto desfavorable de la variación en los tipos de cambio del peso en relación al dólar norteamericano.

§ Los derechos y otros impuestos por pagar aumentaron 25 938.6 millones de pesos, debido al efecto combinado de mayores ingresos por ventas y disminución de los anticipos pagados por derechos sobre extracción de petróleo en relación con los importes de 2001.

§ La deuda a largo plazo, interna y externa, registró un incremento de 5 183.21 millones de pesos, debido principalmente a la diferencia en el tipo de cambio al pasar de 9.14 pesos por dólar en diciembre de 2001 a 10.31 pesos por dólar al cierre de diciembre de 2002.

§ Las provisiones de pasivo aumentaron 30 991.4 millones de pesos con respecto al 31 de diciembre de 2001, debido al costo del pasivo laboral y a la actualización de las obligaciones laborales al cierre del ejercicio, determinada por actuarios independientes. Aunada a la provisión que se registró en el ejercicio 2002 para atender las actividades de taponamiento y desmantelamiento de pozos.

Como parte de los compromisos y contingencias, Petróleos Mexicanos es solidariamente responsable de los pasivos que contraiga el fideicomiso denominado Pemex Proyect Funding Master Trust, cuyo principal objetivo es la administración de recursos financieros para los proyectos que para ese fin son designados por Petróleos Mexicanos. Al 31 de diciembre de 2002 los compromisos y contingencias registrados que destacan son los siguientes:

§ El pasivo del fideicomiso ascendía a 145 791.5 millones de pesos, equivalentes a 14 137.4 millones de dólares.

§ Conforme a la NIF-09 A se tenían registrados en la cuenta de contratistas PIDIREGAS pasivos por 153.2 millones de pesos correspondientes al compromiso derivado del contrato de servicios de almacenamiento y carga de petróleo estabilizado mediante un sistema flotante (FSO). Adicionalmente se tiene un compromiso contingente por 1 044.3 millones de pesos relacionado con ese contrato.

§ Derivado del contrato de suministro de nitrógeno para el programa de mantenimiento de presión del campo Cantarell, que vence en 2015, al 31 de diciembre de 2002 el valor del nitrógeno a suministrar durante la vigencia del contrato asciende a 22 197.0 millones de pesos.

§ Al cierre del ejercicio Petróleos Mexicanos tenía registrado en cuentas de orden 199 798.2 millones de pesos por activos obtenidos para proyectos PIDIREGAS y 10 020.2 millones de pesos de depreciación acumulada de proyectos en operación.

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El patrimonio al 31 de diciembre de 2002 ascendía a 199 231.1 millones de pesos, inferior en 1.7 por ciento respecto al del año previo. Esta variación se explica por lo siguiente:

§ La reserva patrimonial para exploración y declinación de campos disminuyó 3,104.0 millones de pesos por el traspaso de 8 222.4 millones de pesos a la cuenta de rendimientos acumulados de ejercicios anteriores, que se compensó parcialmente por el movimiento neto en el ejercicio relativo a los gastos de exploración y perforación de pozos.

§ La cuenta de resultados de ejercicios anteriores, disminuyó por la incorporación de la pérdida neta del ejercicio de 2001, generada por Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios por 9,250.4 millones de pesos; además por la aplicación en mayo de 2002, de los rendimientos mínimos garantizados pagados en 2001 al Gobierno Federal, que se compensó en forma parcial con el traspaso del saldo de la cuenta reserva para exploración y declinación de campos, como antes se mencionó.

§ El incremento en el superávit por revaluación de 9,000.1 millones de pesos se debió a la actualización de los activos fijos, conforme a la norma técnica, NIF-06 Bis “A” apartado A.

§ El rendimiento del periodo del 1 de enero al 31 de diciembre de 2002, presentó una pérdida de 15 444.6 millones de pesos, que representó un aumento de 59.0 por ciento en términos reales con respecto al saldo desfavorable de 2001.

Indicadores financieros

De acuerdo con los resultados obtenidos por Petróleos Mexicanos, los principales indicadores financieros observaron el comportamiento que se muestra en la tabla siguiente:

INDICADORES FINANCIEROS 1998 1999 2000 2001 2002

Rendimiento sobre patrimonio (%) 1.41 -0.49 -1.30 -4.56 -7.75

Rendimiento sobre ventas (%) 1.45 -0.42 -0.61 -2.18 -3.39

Estructura financiera (%) 48.94 47.40 45.49 46.51 39.42

Liquidez (número de veces) 1.10 1.18 1.14 1.31 1.27

Capital de Trabajo (MM$) 5 165 12 608 10 749 14 753 22 809.0

MM$ = millones de pesos

Al 31 de diciembre de 2002, los indicadores financieros referidos en el cuadro de arriba presentaron los efectos siguientes:

§ En el caso del rendimiento sobre el patrimonio y el rendimiento sobre ventas el comportamiento fue producto del aumento en el pago de impuestos y derechos y por el cargo a resultados del costo acumulado inicial de abandono de pozos que no fue compensado por el incremento en los ingresos por ventas totales.

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§ En la estructura financiera el patrimonio significó el 39.42 por ciento del activo total, en tanto que para 2001, la relación fue de 46.51 por ciento. Esta disminución se debió al incremento en el pasivo laboral, en los impuestos y derechos por pagar y por la pérdida del ejercicio del año que se informa.

§ Aun cuando el índice de liquidez presentó una ligera disminución, el capital de trabajo muestra una situación favorable que se explica por el aumento en el activo de disponibilidad inmediata y en cuentas por cobrar por mayores ventas que compensó el incremento en los impuestos y derechos por pagar, principalmente.

3. Programa de financiamiento.

El programa de financiamiento 2002 autorizado a Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios por el H. Congreso de la Unión consideran los recursos necesarios para el programa de financiamiento tradicional y Pidiregas.

ENDEUDAMIENTO NETO 2002 (millones de dólares)

Tipo de crédito Captación Amortización End. Neto

Deuda tradicional Aceptaciones bancarias 785.0 785.0 - Arrendamiento financiero - 40.4 -40 Créditos directos 650.0 909.1 -259 Créditos reestructurados - 68.9 -69 ECAS (Créditos garantizados) 146.4 177.7 -32 Emisión de bonos - 300.0 -300 Líneas de crédito al comercio exterior 225.0 490.0 -265 Papel comercial 612.5 407.5 205 Subtotal deuda tradicional 2 418.9 3 178.6 -760 Deuda PIDIREGAS ECA´S Us Exim Cantarell (ABN) 200.0 77.5 122.5 Us Exim Burgos (Barclays) 130.0 16.1 113.9 Us Exim PEG 42.0 42.0 JBIC Cantarell 108.7 102.6 6.1 EDC Cantarell, Burgos Delta - 20.0 -20.0 ECGD Cantarell (HSBC) 7.0 7.0 US Exim Delta (Chase) 48.2 4.0 44.2 GIEK Cantarell (Exportfinans) 43.1 0.3 42.8 SACE Cantarell (Mediocredito Centrale) 47.3 2.4 44.9 Otros ECA´S 116.2 13.0 103.2 Derechos de cobro - 299.1 -299.1 Emisión de bonos 3 241.1 - 3,241.1 Créditos bancarios 2 093.8 2 093.8 Crédito sindicado 1 000.0 375.0 625.0 Subtotal deuda PIDIREGAS 7 077.4 909.9 6 167.4 Gran Total 9 496.3 4 088.5 5 407.7

Fuente: Petróleos Mexicanos.

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Deuda tradicional

En 2002, Petróleos Mexicanos, con base en su política de financiamiento, cumplió con las metas de captación de recursos para la inversión y operación presupuestal, así como para el desarrollo de los proyectos Pidiregas. Además, minimizó el costo de fondeo y logró diversificar las fuentes de financiamiento, con el propósito de alcanzar un adecuado perfil de amortizaciones y flexibilidad de plazos; para esto recurrió a diversos instrumentos de financiamiento.

En los mercados de capitales se buscó incrementar la liquidez de Petróleos Mexicanos para mejorar el desempeño de los bonos y reducir los costos de futuras emisiones; se realizó un esfuerzo importante por posicionar a la Institución en el mercado de capitales con el propósito de diversificar la base de inversionistas.

En 2002, las operaciones de financiamiento de la deuda documentada (tradicional), tanto de captación como de amortización, permitieron una reducción neta del endeudamiento por 759.7 millones de dólares; la captación neta (sin renovaciones) fue de 2 418.9 millones de dólares y la amortización neta llegó a 3 178.6 millones de dólares. El 26.9 por ciento de la captación provino de créditos directos, 32.5 por ciento de aceptaciones bancarias, 9.3 por ciento de créditos al comercio exterior, 25.3 por ciento de papel comercial y 6.0 por ciento de diversas líneas de créditos comprador y financiamiento de proyectos.

Deuda Pidiregas

Para los proyectos Pidiregas se captaron 7 077.4 millones de dólares, cuyas fuentes de financiamientos fueron: 29.6 por ciento de créditos bancarios, 10.5 por ciento de créditos garantizados por agencias de crédito a la exportación, 14.1 por ciento de un crédito sindicado y el 45.8 por ciento de emisiones de bonos. En este renglón, se realizó una amortización de 909.9 millones de dólares, con lo que el endeudamiento se situó en 6 167.4 millones de dólares.

Los recursos del programa de captación Pidiregas se asignaron principalmente a los proyectos Cantarell, Cuenca de Burgos, Delta del Grijalva, al Programa Estratégico de Gas, a las refinerías de Madero, Tula y Salamanca, así como a todos los proyectos nuevos de Pemex-Exploración y Producción. Este programa incluye

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financiamientos garantizados por agencias de crédito a la exportación (ECA’s), los cuales permiten financiar las importaciones relacionadas con estos proyectos con mejores condiciones financieras.

Saldo de la deuda documentada

Al 31 de diciembre de 2002 la deuda documentada de Petróleos Mexicanos ascendió a 8 852 millones de dólares, de los cuales 7.8 por ciento correspondió a deuda interna y 92.2 por ciento a deuda externa. En la misma fecha, el saldo de la deuda Pidiregas ascendió a 18 310 millones de dólares.

4. Seguridad industrial, protección ambiental y salud ocupacional

Maximizar la renta petrolera, contribuir al desarrollo nacional y satisfacer con calidad las necesidades de hidrocarburos, en armonía con la comunidad y el medio ambiente, son elementos que constituyen la misión de Petróleos Mexicanos. Para cumplirla se estableció que la seguridad, el medio ambiente y la salud constituirían una de las iniciativas estratégicas más importantes para la administración actual de la empresa. Esta iniciativa estratégica consiste en mejorar los índices de seguridad industrial, reducir los pasivos ambientales al emitir menos contaminantes y residuos tóxicos, y mejorar la salud ocupacional de los trabajadores para lograr el desarrollo de sus capacidades y potencialidades.

En materia de seguridad industrial se han logrado avances significativos en su fortalecimiento, según lo reflejan las tendencias a la baja de los índices de frecuencia y gravedad de accidentes en los últimos años, a excepción de 2002 cuando el índice de frecuencia fue mayor a lo alcanzado el año previo. De esta forma, en 2002 se reportaron los resultados siguientes:

El índice de frecuencia de Petróleos Mexicanos aumentó 17.0 por ciento con respecto al año previo, al pasar de 1.00 a 1.17 accidentes por millón de horas trabajadas. El índice de gravedad se mantuvo en el mismo nivel que el observado en 2001 de 124 días perdidos por millón de horas trabajadas. Estos resultados se derivaron de la ocurrencia de siete accidentes fatales, dos más que lo acontecido en 2001. Es importante mencionar que de cada accidente se realizan análisis técnicos,

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a fin de identificar las condiciones en las cuales tuvo lugar, ello permite adoptar las medidas necesarias para evitar su recurrencia. Además se aplican técnicas enfocadas a mejorar el comportamiento del personal en el desarrollo de sus labores para prevenir lesiones.

Índices de accidentalidad consolidado

1.17

1.00

1.19

170

124124

0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25

2000 2001 2002

Fre

cuen

cia

50

70

90

110

130

150

170

190

Gra

ved

ad

Índice de frecuencia Índice de gravedad

En 2002 se consolidó la implantación del Sistema Integral de Administración de la Seguridad y la Protección Ambiental (SIASPA) en Petróleos Mexicanos en su nivel 3, y se reforzaron las acciones para lograr el objetivo de abatir al mínimo el número de accidentes en las instalaciones petroleras. Se desplegó una estrategia de refuerzo a la implantación del SIASPA, que consiste en el diseño e instrumentación de talleres de consolidación SIASPA para los organismos subsidiarios. Los objetivos de dichos talleres son intercambiar información sobre buenas prácticas, homologar procedimientos e integrar en un solo sistema de gestión toda la información disponible, aprovechando los puntos coincidentes. De acuerdo con el programa establecido, en Pemex Refinación los talleres se realizaron en mayo, en Pemex Petroquímica en junio y, en Pemex Exploración y Producción durante julio y agosto.

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Durante 2002 los niveles 2 y 3 del SIASPA quedaron totalmente implantados en casi todas las instalaciones de acuerdo con sus respectivos Programas Globales de Mejora. Para medir el avance en la implantación del nivel 4 del SIASPA, se instauró el Subsistema de Evaluación del Proceso de Implantación (SEPI) lo que permitirá que los avances reportados por cada uno de los organismos subsidiarios sean equivalentes entre sí, independientemente del tipo de proceso de que se trate.

En cuanto al desarrollo del SISPA, la participación de Pemex Refinación fue destacada, toda vez que se logró el 100 por ciento en la captura de la información a un año del término de la implantación del sistema en los centros de trabajo. Además, se desarrolló el nuevo diseño del modulo de suelos y los módulos de emisiones en llenado de autotanques, carrotanques y buquetanques.

En Pemex Gas y Petroquímica Básica, a través de un comité central, se incentivó el cumplimiento del Programa de Seguridad, Salud y Protección Ambiental (PROSSPA) en diferentes centros de trabajo. Al mismo tiempo, se dio capacitación continua y se formaron instructores internos del PROSSPA en todas las líneas de negocios. Los resultados obtenidos a través de este programa, fueron punto de partida para elaborar una nueva estrategia de seguridad, salud y protección ambiental (SSPA) con un horizonte de 10 años, con lo cual el organismo se coloca en la ruta hacia la excelencia operacional.

Un elemento de esta estrategia es la implantación en todo el organismo del concepto UPtime con ello se tendrá la certeza de que las instalaciones operarán con seguridad y respeto al medio ambiente, a su máxima capacidad y ofreciendo productos de primera calidad. La aplicación de UPtime permite analizar el origen de las fallas en equipos y en procesos para eliminarlo, lo que aumenta el uso de la capacidad disponible. En 2002, la implantación del UPtime de las plantas endulzadoras de gas llegó a 77 por ciento; en las fraccionadoras 53 por ciento; en el Sistema Nacional de Gasoductos 69 por ciento; y, en las terminales de gas licuado 53 por ciento.

Los avances en el abatimiento del pasivo ambiental de Petróleos Mexicanos fueron importantes, toda vez que en 2002 se continuó superando los resultados de años previos. Entre los resultados principales se puede mencionar: la disminución de las emisiones totales a la atmósfera de la industria petrolera; se redujo el número de descargas de agua que no cumplen con el nivel de coliformes permitido, así como

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las descargas de grasas y aceites y de sólidos suspendidos; y, el volumen de agua utilizada por unidad volumétrica de producción o proceso fue menor.

Durante 2002 Petróleos Mexicanos continuó operando el mercado interno de permisos de emisiones de bióxido de carbono, con lo cual se reducen las emisiones de gases de efecto invernadero. Al ser una de las primeras empresas de un país en desarrollo que cuenta de forma voluntaria con un mercado interno de permisos de carbono, Petróleos Mexicanos se ubica a la vanguardia en este campo.

Destaca por su alto impacto en el control de la contaminación, el inicio de operaciones la planta de azufre No. 1 en el Centro Procesador de Gas Ciudad Pemex. Con ello, los centros procesadores de gas Cactus, Nuevo Pemex y Ciudad Pemex redujeron sus emisiones de bióxido de azufre a niveles inferiores a los establecidos en el ámbito internacional. Además, se inició la construcción de una planta recuperadora de azufre en el Centro Procesador de Gas Poza Rica, lo que permitirá seguir avanzando en los compromisos para la reducción de emisiones contaminantes.

En lo que se refiere a la reducción de azufre en las gasolinas, se definieron las instalaciones necesarias para lograr disminuir ese químico en el carburante hasta 50 partes por millón (ppm). Para ello, en una primera etapa, se logró la puesta en operación en la refinería de Salamanca de un esquema de hidrodesulfuración de gasolina catalítica, reduciéndose el contenido de azufre del pool de gasolinas a valores menores a 300 ppm, por lo que se continuará la aplicación correspondiente en las demás refinerías. En lo relativo al esquema para lograr 50 ppm de azufre en las gasolinas, se determinó que es posible obtener ventajas económicas considerables si se complementa el hidrotratamiento de gasóleos de vacío, por lo que se profundizarán los estudios correspondientes.

Entre otras actividades importantes se pueden reseñar las siguientes: se elaboraron estudios de impacto y riesgo ambiental para su aprobación por parte de la autoridad correspondiente; se obtuvieron autorizaciones ambientales para construcción de nuevos proyectos; y, se adquirieron equipos de recuperación de hidrocarburos para la atención de emergencias.

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En junio de 2002 se presentó a la opinión pública el Informe de Seguridad, Salud y Medio Ambiente de Petróleos Mexicanos, correspondiente a 2001, con lo que se dio a conocer a la ciudadanía los logros en la materia durante ese año.

En materia de salud ocupacional, durante 2002 se avanzó de manera importante en el logro de un mayor bienestar de los trabajadores y sus familias con la realización de las actividades orientadas hacia la educación para la salud. Es importante mencionar la destacada participación de los hospitales General de Ciudad Pemex y Regional de Villahermosa, en el certamen “Premio Tabasco a la Calidad de los Servicios de Salud 2002”, al obtener respectivamente, el Primer Lugar en la categoría de hospital de segundo nivel y el Segundo Lugar en la categoría de hospital de especialidades. Adicionalmente se logró la recertificación de los hospitales Regional de Reynosa y General de Cerro Azul por parte del Consejo General de Salubridad.

Dentro de las acciones específicas para el abatimiento de factores de riesgo para la salud se encuentra el Proyecto contra el Tabaquismo, en el cual se impartieron 20 cursos terapia para dejar de fumar, con asistencia de 230 trabajadores, de los cuales 196 dejaron el hábito del tabaco. Dados estos buenos resultados, se procedió a capacitar a más trabajadores en diferentes centros de trabajo como instructores de la misma terapia que ampliarán el abanico de aplicación del proyecto.

5. Indicadores de gestión

Para Petróleos Mexicanos alcanzar mejores índices de eficiencia operativa es parte fundamental de su quehacer cotidiano, y lo manifiesta al colocar esta iniciativa dentro del segundo objetivo estratégico establecido en su Plan de Negocios 2002-2010. La eficiencia operativa significa para la Institución optimizar el uso de su planta productiva, mejorar los sistemas de mantenimiento, reducir brechas de desempeño operativo, reducir costos dentro de un proceso de mejora continua, mejorar su eficiencia energética, e incrementar la efectividad de sus telecomunicaciones.

Con el propósito de mejorar el desempeño operativo, durante 2002 estuvieron en proceso de aplicación algunos instrumentos administrativos como Economic Value Added (EVA), UpTime y Supervisory Control and Data Acquisition (SCADA). Estas

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técnicas ayudan a guiar el proceso de toma de decisiones hacia la generación de riqueza y mejores resultados operativos. A continuación se describen a algunos resultados del ejercicio 2002.

En agosto del año pasado Petróleos Mexicanos inició la implantación de un nuevo indicador para medir el desempeño financiero de la Institución denominado Valor Económico Agregado (EVA). Este indicador además de contemplar el valor que genera Petróleos Mexicanos, toma en cuenta el capital utilizado para producir y generar ese valor. El costo de este capital es ignorado por otros indicadores financieros, por ello este método es también una herramienta para tomar mejores decisiones sobre inversiones. El EVA tiene cuatro componentes principales que se mencionan a continuación:

§ La utilidad neta de operación después de impuestos (NOPAT por sus siglas en inglés) es la ganancia o pérdida que resulta de la operación del negocio.

§ El capital es la inversión en capital fijo (edificios, maquinarias, ductos, plataformas, etc.) más el dinero invertido en capital de trabajo (efectivo más cuentas por cobrar, más inventarios, menos cuentas y gastos acumulados por pagar).

§ El costo de capital es el rendimiento porcentual anual que podría obtener el capital invertido en otra inversión de riesgo similar.

§ El cargo por uso de capital se calcula multiplicando el capital de la empresa por el costo de capital.

A partir de este método, en 2002, se definieron tres formas a través de las cuales se puede ayudar a mejorar el EVA de Petróleos Mexicanos: incrementar los retornos generados por el capital ya invertido, sin necesidad de utilizar capital adicional; invertir en proyectos que crean valor; proyectos cuyo retorno es mayor al costo del capital que se invertirá en ellos; y, liberar el capital que no genera rendimientos por encima del costo de capital. Esto puede implicar la reasignación, mejoramiento o venta de activos que estén produciendo por debajo del costo de capital.

Por su importancia cabe destacar que a lo largo de la implantación del EVA, se

identificaron algunas oportunidades para ampliar su alcance. Con el propósito de

lograr la plena alineación de la empresa con la cultura del valor, se determinó la

necesidad de establecer sub-centros EVA hacia el interior de los centros EVA

definidos en el nivel consolidado. Los niveles medios de la administración pueden

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medir y comprender de manera directa el resultado global de sus decisiones en

términos de creación de valor para la unidad y subunidades de negocio. Las

organizaciones pueden detectar las unidades y subunidades específicas del

negocio que crean y destruyen valor, pudiendo diseñar y ejecutar planes de acción

muy definidos.

En las actividades de exploración y desarrollo de campos se continuaron aplicando

tecnologías avanzadas para optimizar resultados. Así, se utilizó la tecnología de

inversión sísmica que hace más confiable la interpretación de modelos geológicos y

la generación de localizaciones. Ello coadyuvó a que el éxito en la terminación de

exploración en 2002 fuera de 49.1 por ciento, si se consideran los pozos

productores no comerciales, el cual es superior al estándar internacional ubicado en

40 por ciento para áreas maduras. En la perforación de desarrollo el éxito fue de

87.9 por ciento, nivel ubicado dentro de los parámetros internacionales.

Durante 2002 el envío de gas a la atmósfera, sin considerar el bióxido de carbono,

continuó reduciéndose al reportar sólo 6.0 por ciento de la producción nacional, 1.7

puntos porcentuales menos que lo registrado en 2001, ello significa que se dejó de

enviar a la atmósfera un volumen de 81.3 millones de pies cúbicos diarios. Los

equipos de compresión y de transporte instalados recientemente en diversas áreas

de producción continúan elevando su nivel de operación la Región Sur destacó por

su bajo índice de quema de gas con 0.9 por ciento de su producción, en tanto que la

Región Norte presentó un índice de 1.8 por ciento.

Para optimizar la operación de la refinación, Petróleos Mexicanos desarrolló el Modelo de Optimización del Sistema Nacional de Refinación, instrumento que permite identificar las oportunidades de mejora en la operación de las plantas, como la mezcla de crudo óptima a procesar para lograr la mejor calidad de combustibles. De las actividades desarrolladas dentro de este programa durante 2002, destaca la actualización de los parámetros operativos de las plantas, adecuación de los balances de materiales y mezclado de productos; la operación de la reductora de viscosidad como despuntadora de crudo; la utilización del residuo largo como insumo para las plantas primarias de Salina Cruz; y la inclusión del Istmo sintético como insumo de crudo en las refinerías. En forma adicional, se actualizó el funcionamiento de los sistemas de poliductos, oleoductos y cambios en la dirección

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de los flujos para proponer alternativas de suministro de crudo y desalojo de productos en las refinerías de Cadereyta y Madero.

Lo anterior permitió generar indicadores que permiten definir metas operativas que maximicen las utilidades de la empresa, toda vez que las propuestas operativas óptimas, marcaron el punto de partida de la programación diaria de Pemex Refinación.

El índice de aprovechamiento de la capacidad instalada de destilación atmosférica de crudo en 2002 fue de 86.6 por ciento, nivel ligeramente inferior al obtenido en el año previo, derivado de la entrada en operación de nueva capacidad de proceso por los trabajos de reconfiguración del Sistema Nacional de Refinación.

E n e r o - d i c i e m b r e Variación 2001 2002 (Puntos

porcentuales) Índice de utilización de la capacidad instalada de refinación (%) 1/

87.3 86.6 -0.7

Índice de utilización de la capacidad instalada de endulzamiento de gas (%)

82.3 78.1 -4.2

Índice de utilización de la capacidad instalada de criogénicas (%)

74.5 74.4 -0.1

1/ Sólo se refiere a destilación atmosférica de crudo

Fuente: Base de Datos Institucional

En Pemex Gas y Petroquímica Básica trabaja un sistema de control de medición denominado SCADA, mismo que es operado desde el centro administrativo de Petróleos Mexicanos, y regula el flujo en los sistemas nacionales de transporte por ducto de gas natural y gas licuado.

En el segundo semestre de 2002 inició el proyecto de medición electrónica de gas (MEGAS), con el objetivo de incrementar la confiabilidad en la medición al reducir las diferencias entre el volumen inyectado y el extraído del sistema de ductos hasta niveles inferiores al 1 por ciento que es el estándar internacional. Este proyecto se integrará al sistema SCADA y se incorporarán las estaciones que aún no cuentan con esta tecnología. Además, se sustituirán gradual y selectivamente medidores de placa de orificio por medidores ultrasónicos con lo que se aumenta la exactitud de la medición.

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En Pemex Gas y Petroquímica Básica se continuó la implantación del proyecto Uptime. Durante 2002 se trabajó en el nivel 4, última etapa del establecimiento del sistema, en donde se alcanzaron avances importantes y, en algunos casos, se logró una alta cobertura del nivel 5, con lo que se entra plenamente en un proceso de mejora continua. Por ello, en 2002 la operación evolucionó hacia una mayor efectividad y confiabilidad de los equipos y procesos, medida por el incremento del Uptime de las instalaciones. Así, en las plantas endulzadoras de gas se determinó un UPtime de 77 por ciento, en tanto que en las criogénicas fue de 66 por ciento.

En 2002 el índice de utilización de la capacidad instalada de endulzamiento de gas disminuyó con relación a lo observado en el año previo, debido a los trabajos de mantenimiento y de “revamp” realizados en Ciudad Pemex a dos endulzadoras de gas por lo que su capacidad instalada se incrementó de 400 a 525 millones de pies cúbicos diarios cada una a partir de enero de 2002. La recuperación de líquidos en las plantas criogénicas obtuvo una utilización de su capacidad instalada de 74.4 por ciento, ligeramente inferior a lo realizado en 2001.

En materia de mantenimiento, en 2002 se inició el estudio de la implantación de un Sistema de Administración del Mantenimiento en Petróleos Mexicanos, con el objetivo de apoyar a los organismos subsidiarios a establecer las mejores prácticas para alcanzar en las instalaciones un nivel óptimo de disponibilidad, seguridad y productividad. Con este sistema se pretende reducir la accidentalidad, incrementar la disponibilidad de las instalaciones, disminuir costos de mantenimiento, y contar con un sistema de información adecuado para la toma de decisiones.

Para reducir las brechas de desempeño operativo, una de las acciones realizadas por los organismos subsidiarios durante 2002 fue continuar los trabajos para lograr nuevos certificados de aseguramiento de la calidad y mantener los ya obtenidos. Así, al cierre del año se tenían vigentes 318 certificados ISO 9000, de los cuales 263 correspondieron a Pemex Refinación. En tanto que a esa misma fecha se tenían 44 certificados ISO 14001, de los que 23 pertenecen a Pemex Gas y Petroquímica Básica y 15 a Pemex Petroquímica.

En materia de eficiencia energética, la industria del petróleo es intensiva en consumo de energía y Petróleos Mexicanos reconoce la necesidad de alcanzar índices de consumo competitivos, para lo cual estableció el Programa Institucional de Uso Eficiente y Ahorro de Energía. Como resultado de este Programa se

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lograron ahorros importantes estimados en más de 16 millones de barriles de petróleo crudo equivalente.

6. Principales líneas de acción con respecto a los programas del Gobierno Federal

Las principales líneas de acción plasmadas en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos se establecen tomando en consideración el Plan Nacional de Desarrollo 2001-2006 y el Programa Sectorial de Energía 2007-2010. Estos instrumentos, rectores de las políticas gubernamentales, tienen el propósito de lograr que el país responda a los retos que se plantean en los ámbitos político, demográfico, económico y social a través de objetivos claros y la aplicación correcta y oportuna de estrategias bien definidas.

En la actualidad México se encuentra en un proceso de cambio político, económico y social dentro de cual, Petróleos Mexicanos tiene un papel de gran relevancia y por ello desde el inicio de la presente administración ha procedido a su trasformación, con los objetivos de crecer, lograr una mayor eficiencia y maximizar el valor económico de la empresa. Busca aprovechar los recursos disponibles en todo lo posible, al tiempo que se adquieren nuevas capacidades, a fin de mejorar el desempeño operativo de manera integral en toda la Institución. Además, los cambios constantes en la industria petrolera mundial, junto con un desarrollo continuo de la tecnología, obligan a acelerar el paso.

En este contexto se reestructuró el corporativo de la Institución, con el objetivo de alinear sus funciones a las nuevas estrategias, apoyar el desarrollo de grandes proyectos y lograr el uso óptimo de los recursos y la infraestructura, con una perspectiva de largo plazo orientada a la obtención de mejores resultados.

La modernización de Petróleos Mexicanos tiene el objetivo de armonizar los esfuerzos de las diferentes líneas de negocios para maximizar el valor económico de Petróleos Mexicanos como una empresa integrada. Para ello se definieron las iniciativas estratégicas siguientes: transformación empresarial; planeación y ejecución de inversiones; y, administración financiera.

Las primeras acciones llevadas a cabo para la transformación de Petróleos Mexicanos fue la reestructuración organizativa del corporativo la cual incluyó la

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creación de la Dirección Corporativa de Competitividad e Innovación, la Dirección Corporativa de Operaciones, la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos, en tanto que la Unidad de Planeación Corporativa se transformó en la Dirección Corporativa de Planeación Estratégica. Adicionalmente, se fortalecieron las funciones de Relaciones Laborales y Jurídica.

Durante 2002, las actividades de competitividad e innovación se orientaron hacia cuatro ejes fundamentales: la difusión de la nueva visión institucional, los procesos de reestructuración de la Institución, la incorporación de mejores prácticas en los principales procesos institucionales y acciones de transparencia y combate a la corrupción. En este tema, la Dirección Corporativa de Innovación y Competitividad desarrolló las actividades siguientes:

§ Contratación de los servicios de consultoría especializada para el desarrollo del “Proyecto Implementación de los Principales Procesos Institucionales de Petróleos Mexicanos”.

§ Difusión de los valores básicos de Petróleos Mexicanos, a través del documento denominado “El futuro Estratégico de Pemex”.

§ Coordinación de los trabajos para el rediseño de las funciones de recursos humanos, jurídica y competitividad e innovación.

§ Participación en los trabajos de taller para el diseño de la función de Seguridad Industrial y Protección Ambiental en Petróleos Mexicanos.

§ Dirección de la macrofunción de Adquisiciones a través del Grupo de Rediseño del Proceso de Suministros en Petróleos Mexicanos.

§ Dirección y coordinación de los trabajos del Proyecto de e-Pemex, con el fin de integrar y optimizar los procesos y las tecnologías de información, con estructuras acordes a la visión y estrategia de la empresa.

§ Dirección del grupo de trabajo del Taller de Perfiles de Puesto del Corporativo, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, a fin de unificar y validar los perfiles existentes. En este punto se concluyó la elaboración de 342 perfiles de puesto correspondientes a las plazas de mandos de nivel 44 a 46.

§ Se implantó el Panel de Evaluación para la selección de ejecutivos clave. Durante 2002 se evaluaron a través del panel a 76 funcionarios de nivel de mando superior de Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.

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§ Se iniciaron los trabajos para la definición de la iniciativa relacionada con el establecimiento del proceso de “Evaluación Multivectorial del Potencial del Personal Ejecutivo de Alta Dirección para cumplir con la Nueva Visión de Petróleos Mexicanos al año 2006”, así como para el “Diagnostico del Clima Cultural de Petróleos Mexicanos en 2003”.

§ Se reorientó el Programa de Transparencia y Combate a la Corrupción (PTCC) en Petróleos Mexicanos con base en Macrofunciones.

§ La Comisión General Directiva para la Transparencia y el Combate a la Corrupción en Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales, dio seguimiento trimestral a los avances del PTCC. Se diseñó el Sistema de Seguimiento para el PTCC 2002 que permite integrar esfuerzos de manera más efectiva.

§ Se atendieron en tiempo todos los requerimientos de la SECODAM en relación a la información que debía hacerse pública previo a la entrada en vigor de la Ley Federal para la Transparencia y el Acceso a la Información Pública Gubernamental.

§ Integración del informe anual que da cuenta de las acciones y resultados cuantitativos y cualitativos por la aplicación del PTCC durante 2002 en Petróleos Mexicanos, Organismos Subsidiarios y Empresas Filiales.

§ Supervisar, en conjunto con el Órgano Interno de Control, los trabajos del Grupo de Tarea del Programa de Racionalidad Normativa (GTPRN), en la revisión de la normatividad interna vigente, para su posterior registro en la Normateca Institucional.

§ Se participó en la propuesta de reestructuración de Pemex Exploración y Producción, misma que se presentó a la consideración de su Consejo de Administración.

Como parte de los esfuerzos anticorrupción que realiza el Gobierno Federal el 11 de junio de 2002 se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Ley Federal de Transparencia y Acceso a la Información Pública Gubernamental la cual constituye el instrumento principal orientado a mejorar y asegurar la transparencia del quehacer público. Por la importancia de este tema, desde noviembre de 2001 las dependencias y entidades que conforman la Comisión Intersecretarial para la Transparencia y el Combate a la Corrupción en la Administración Pública Federal acordaron poner en sus respectivas páginas de Internet la mayor parte de la información que corresponde a las obligaciones de transparencia contenidas en el artículo 7 de la Ley antes citada. De esta forma, a partir de junio de 2002, un año antes de la fecha marcada como obligatoria en la Ley, la página de Internet de Petróleos Mexicanos contiene la información siguiente: estructura orgánica básica; directorio de servidores públicos; metas y objetivos de la Institución; trámites,

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requisitos y formatos; concesiones; contrataciones; marco jurídico básico y; los informes que por disposición legal se generan.

Petróleos Mexicanos participa destacadamente en la definición e integración del Sistema Sectorial de Información Energética (SSIE), que tiene como objetivos contar una base de datos completa y sistematizada del sector energético en México. La Base de Datos Institucional fue seleccionada como el software que soportará el SNIE, por lo que se capacitó al personal de las entidades del sector para la operación del sistema. La información de Petróleos Mexicanos incorporada al SNIE cubre un amplio rango, desde la perforación de pozos, exploración de campos y producción primaria, hasta los índices ambientales, pasando por las ventas internas de productos y los indicadores de comercio exterior

Como parte de las acciones para impulsar la simplificación administrativa se instaló el Grupo de Tarea del Programa de Racionalidad Normativa para conducir el proceso de racionalización de la normatividad interna, con el fin de contar con un marco normativo claro, moderno, ágil que se ajuste a las necesidades de la Institución.

Con el propósito de asegurar la solidez de la cartera de proyectos de inversión y dar un seguimiento adecuado de la misma, durante 2002 se realizaron las actividades siguientes:

§ Se transitó de una agrupación de proyectos basada en programas operativos que en algunos casos no generan valor económico, a una que en sí mismos generan valor económico, mediante la definición de Proyectos Integrales de Inversión.

§ Se mejoraron las metodologías para la evaluación de proyectos de inversión, al pasar de un análisis de Valor Presente Neto (VPN) simple a la incorporación de la incertidumbre a través del VPN probabilístico, con la posibilidad de evaluar situaciones en donde existe flexibilidad para la toma de decisiones en un ambiente de alta incertidumbre, mediante la valoración de opciones reales. El análisis de opciones reales constituye una herramienta administrativa clave ante la volatilidad económica que existe en el ámbito mundial y que presenta nuevos retos a la alta dirección para la toma de decisiones.

§ Se homologó el seguimiento físico-financiero de los proyectos de inversión, a través de la metodología del valor devengado con base en la estructura de división del trabajo. Esto significó pasar de un seguimiento de avance físico basado en criterios subjetivos, a uno sustentado en criterios homologados expresados en unidades monetarias e

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indicadores de desempeño. La metodología del valor devengado, mide en forma eficiente y sencilla el desempeño físico-financiero de un proyecto respecto a un programa predeterminado, para predecir con base en lo ejecutado, los resultados y costo final del proyecto.

En el proceso de reestructuración corporativa de Petróleos Mexicanos, se definió la necesidad de apoyar a los organismos en actividades especializadas como la ingeniería y desarrollo de proyectos, a fin de que éstos concentren sus esfuerzos en actividades sustantivas. Para ello se creó el área de ingeniería y desarrollo de proyectos con el objetivo de lograr una mejor calidad, oportunidad y costos, en la ejecución de los proyectos más importantes y observar las normas de seguridad y protección ambiental.

Durante 2002 se procedió a transferir las actividades inherentes a la ingeniería y desarrollo de proyectos de los organismos a la nueva dirección, mediante la celebración de convenios. Al cierre del ejercicio se suscribieron los relativos a Pemex Refinación, Pemex Gas y Petroquímica Básica, y Pemex Petroquímica y Empresas Filiales. Para la transferencia de responsabilidades inherentes a los proyectos más importantes, se formalizaron contratos específicos con Pemex Refinación y Pemex Gas y Petroquímica Básica que en conjunto sumaron 36 al cierre del año. Además, se realizaron actividades relativas a proyectos de Pemex Exploración y Producción y de Pemex Petroquímica.

Los principales proyectos transferidos fueron: reconfiguración de las refinerías Madero, Tula, Salamanca y Cadereyta; aprovechamiento de gas natural en la batería Arenque en Altamira, Tamps.; planta recuperadora de azufre en Poza Rica, Ver., planta de coquización retardada en Cadereyta, N. L.; muelle marginal, en Progreso, Yuc.; isomerizadora de butanos e hidrodesulfuradora de naftas en Cd. Madero, Tamps.; y, planta de derivados clorados III en Pajaritos, Ver.

En 2002 se terminó la reconfiguración de las refinerías de Tula, Salamanca y

Madero. Ésta última incluyó la construcción de 12 plantas nuevas y la modernización

de siete unidades de proceso. En el caso de Tula y Salamanca, se corrigieron las

desviaciones principalmente en tiempo que se venían presentando, lo que redujo

costos y la entrada a operación oportuna de ambas instalaciones. Con respecto a la

planta de coquización retardada de la refinería de Cadereyta, se retomó el proceso

de construcción para definir un nuevo programa de obra que permitirá su puesta en

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operación en el segundo trimestre de 2003. En la reconfiguración de la refinería de

Cadereyta se participó en la atención de la problemática derivada de las

reclamaciones presentadas por el consorcio constructor.

Se revisaron y actualizaron las bases técnicas de licitación para la reconfiguración

de la refinería de Minatitlán, y se definió una estrategia de ejecución en base a

paquetes para permitir una mayor participación de la industria constructora nacional.

El cambio estructural de la industria petrolera debe entenderse como un

aprovechamiento más eficiente de los grandes recursos petroleros de que dispone

el país, mediante la transformación de Petróleos Mexicanos en una empresa de

clase mundial que ha de permanecer como un organismo público de carácter

estratégico.

En este contexto, el cambio que instrumentó la empresa desde hace dos años,

además de revisar los aspectos operativos, administrativos y comerciales, conlleva

los relacionados con la administración financiera que en sí misma constituye una de

las iniciativas estratégicas del Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos.

Las líneas de acción que se derivan de esta iniciativa estratégica se orientan hacia

seis aspectos fundamentales: proponer la modificación del régimen fiscal, y el

manejo presupuestal; cuantificar económicamente los avances de la empresa de

acuerdo a estándares internacionales; consolidar la implantación del mecanismo

integrado de medición del desempeño, gestión empresarial y motivación; fomentar

una cultura de manejo de riesgos; reforzar el seguimiento financiero de las filiales; y

fortalecer los mecanismos utilizados en la evaluación de proyectos.

De acuerdo a estas líneas de acción Petróleos Mexicanos y las autoridades

gubernamentales avanzaron en los puntos siguientes:

§ Revisión de un nuevo régimen fiscal que habrá de adoptar la empresa para que sea congruente tanto con las necesidades de la industria petrolera como con las necesidades de recursos financieros que tiene el Gobierno Federal.

§ Desde 2001, se implantó un sistema integrado de medición, gestión empresarial y compensación denominado Valor Económico Agregado (EVA).

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§ Se establecieron Políticas Generales de Administración de Riesgos cuyo objetivo es proteger e incrementar el valor del capital de Petróleos Mexicanos, Se elaboró una propuesta de Lineamientos que Normen las Operaciones de Administración de Riesgos, la cual tiene como objetivo establecer las disposiciones de carácter general que regulen la función de Administración de Riesgos en Petróleos Mexicanos, así como implantar reglas para la medición y valuación de riesgos, y directrices de evaluación y control; reglas claras de decisión con respecto a la concertación de operaciones comerciales y financieras que modifiquen el perfil de Riesgo de Petróleos Mexicanos; y, mecanismos de control y reporte de posiciones en riesgo, así como la asignación de los costos asociados al uso del capital de la Institución.

En su historia reciente Petróleos Mexicanos ha realizado esfuerzos importantes para

mantenerse entre las corporaciones petroleras más grandes del mundo; sin

embargo, para continuar en la senda del crecimiento, la empresa se ha propuesto el

objetivo de lograr un crecimiento sustentable, fortaleciendo la infraestructura

productiva y de operaciones. Para alcanzar este objetivo se trabaja en dos

iniciativas estratégicas: crecimiento con calidad y desarrollo tecnológico.

Las líneas de acción que se derivan de esta iniciativa estratégica se orientan hacia

la incorporación de nuevas reservas de hidrocarburos; aumentar la producción de

crudo ligero y sostener la de pesado; incrementar la producción de gas natural no

asociado y la capacidad de procesamiento y transporte de gas natural; optimizar la

capacidad de procesamiento de refinación y de la maquila de petróleo crudo, y,

reestructurar la industria petroquímica paraestatal en cadenas productivas.

Las cuatro primeras líneas de acción se sustentaron en el desarrollo de campos ya

descubiertos a través de programas de mantenimiento de presión, de perforación

de pozos de desarrollo y de construcción de infraestructura, además de la

ampliación de las actividades exploratorias con el propósito de descubrir reservas

de bajo costo.

Los trabajos exploratorios emprendidos, además de la gran importancia que tienen

en cuanto a las posibilidades de incorporación de reservas, tienen el mérito de

diversificar las regiones de donde habrá de obtenerse la producción futura de

hidrocarburos. En la actualidad no sólo se tiene la cuenca de Burgos para la

explotación de gas, sino también las zonas de Veracruz, Macuspana y la plataforma

continental del Golfo de México.

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Los resultados de esta estrategia en sus primeras cuatro líneas de acción fueron los

siguientes:

§ Incorporar nuevas reservas.- Durante 2002 se incorporaron reservas totales por 611.8 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, cantidad 183.5 por ciento mayor al año previo.

§ La cartera de localizaciones exploratorias aprobadas en 2002 fue mayor a la suma de los últimos 11 años.

§ La sismología bidimensional y tridimensional superó en más de cinco veces lo realizado en el año previo; así como la terminación de pozos también fue superior, aun cuando se presentaron circunstancias que obligaron a ampliar las actividades de perforación y terminación.

§ En 2002 la producción de gas natural no asociado registró un aumento de 2.6 por ciento, al ubicarse en un nivel de 1 305 MMpcd, como resultado de los pozos de desarrollo terminados en los proyectos integrales Burgos y Programa Estratégico de Gas. Cabe mencionar que el 24 de mayo de 2002 se alcanzó la producción récord de gas no asociado en el Activo Burgos con 1 036 MMpcd, equivalente al 23.4 por ciento del total nacional.

§ Para incrementar la capacidad de procesamiento y transporte de gas natural continuó el proyecto de automatización de la Red Nacional de Gasoductos y LPG-ductos, así como la construcción de nueva capacidad de compresión y transporte en el norte de México.

§ Se ejecutaron diversos trabajos tendentes a incrementar el proceso de gas, como la terminación de la planta endulzadora de gas, la criogénica modular y la recuperadora de azufre, con las que se espera que a principios de 2003 inicie operaciones el nuevo Complejo Procesador de Gas Arenque.

§ Inició operaciones el primer compresor en Cempoala, con lo que se incrementó la capacidad de transporte hacia el occidente del país y la compresión para enviar gas natural a las centrales eléctricas del Valle de México, Tula, El Sauz, Salamanca y El Bajío.

§ Iniciaron su construcción las plantas criogénicas modulares de Reynosa, el gasoducto de 36 pulgadas Estación 19–San Fernando, y las estaciones de compresión El Caracol y Los Indios. Con estas instalaciones, la capacidad de transporte del norte al sur del país se incrementará en 1 000 MMpcd, creando mejores condiciones para atender la demanda de la Comisión Federal de Electricidad y de nuevos clientes en el altiplano.

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§ Inició la modernización de la Estación de Compresión Santa Catarina, mediante la

sustitución de las unidades de compresión existentes por dos equipos de compresión

de mayor capacidad. Con ello, la capacidad de transporte se incrementará de 250 a

350 MMpcd en el tramo Santa Catarina-Chihuahua, para suministrar gas a la Comisión

Federal de Electricidad y a otras industrias de la zona.

§ Pemex Refinación en años recientes inició un programa de inversión multianual con el

propósito de reconfigurar el Sistema Nacional de Refinación y favorecer márgenes

positivos de utilidad. De esta forma y considerando las tendencias del entorno

internacional, el organismo subsidiario busca la manera más económica y eficiente

para mantenerse a la vanguardia en la industria y ser capaz de obtener la mayor

porción de los beneficios marginales que permiten las condiciones de mercado.

§ En desarrollo tecnológico durante 2002, Petróleos Mexicanos trabajó en la implantación

de Redes de Especialistas; las redes se constituyen como grupos de trabajo que no

requieren estar en un área física específica, pues lo más importante es generar

información y compartir conocimiento a través de cualquier medio.

§ La estrategia tecnológica aplicada en Petróleos Mexicanos llevó a enfocar sus

recursos a la obtención y asimilación de tecnologías, con base en las necesidades

detectadas en los diferentes negocios de la empresa, dentro de los cauces definidos

por las estrategias contenidas en el Plan de Negocios de Petróleos Mexicanos. Así,

Petróleos Mexicanos consideró la adquisición y uso de tecnología probada como un

vehículo de cambio que le permite modernizar sus actividades, reducir el tiempo de los

trabajos de exploración, producción y transporte de los hidrocarburos, optimizar los

proyectos orientados al desarrollo de campos petroleros, mejorar el diseño y operación

de sus instalaciones, elevar el nivel de seguridad industrial y eliminar en lo posible, el

impacto de sus actividades sobre el ambiente.

§ Con el objetivo de contribuir en la formación de especialistas técnicos requeridos en

las diferentes áreas de trabajo, y cerrar las brechas tecnológicas existentes. Así, se

celebraron talleres y cursos cortos, capacitación por proyecto, postgrados, y la

implantación de la universidad virtual, entre otros.

§ Durante 2002 se mantuvieron contactos con diversas empresas e instituciones de

reconocido prestigio en la industria petrolera internacional, lo que desembocó en la

firma de convenios generales de colaboración con empresas petroleras

internacionales como Statoil, British Petroleum, Exxon/Mobil y Shell. El objetivo de

dichos convenios fue establecer el marco general de colaboración entre estas

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empresas y Petróleos Mexicanos en materia de investigación, desarrollo científico y

tecnológico, y desarrollo de recursos humanos.

§ Con el Instituto Mexicano del Petróleo se continuó con el desarrollo de diversos

proyectos de investigación y desarrollo de gran impacto para la industria petrolera

paraestatal.

Otros aspectos de interés

Avance del centro de costo del servicio de ingeniería y telecomunicaciones

En 2002, la Gerencia de Ingeniería de Telecomunicaciones (GIT) continuó emitiendo

sus estados de resultados consolidados y por líneas de negocio, con lo que se

constituye como un centro de costos. En su oportunidad, se determinó que los

servicios de la GIT se suministraran a los organismos subsidiarios con base a sus

costos unitarios, calculados en función del valor de los recursos utilizados, así como

la región y condiciones en que se otorgan. Para ello, se encuentra en operación el

Sistema de Estimación de los Costos Unitarios de los Servicios proporcionados por

la GIT.

No obstante, a efecto de coadyuvar a la competitividad de los organismos

subsidiarios, se propuso que los precios de transferencia de los servicios de la GIT

se calcularan con base en costos diferenciados por tipo de instalación. Para ello, se

desarrollaron los Lineamientos para la Aplicación de Tarifas por Tipo de Instalación

en Base a Costos Diferenciados, y se llevó a cabo un proceso de tipificación de las

instalaciones por centros de trabajo, se adecuaron los sistemas informáticos de

costos y facturación y, se obtuvieron los costos unitarios promedio por tipo de

instalación.

Dada la problemática presentada en la aplicación de los costos unitarios

diferenciados, que implica además de una mayor complejidad en el cálculo de los

costos, una estructura organizacional más robusta y un complejo sistema informático,

en 2002 se replanteó la viabilidad del cambio en el esquema de facturación y se

propuso establecer como precios de transferencia los costos unitarios promedio

anuales. Se estima que a mediados de 2003 se tendrá una definición del mejor

esquema de precios a seguir para el cobro de los servicios de telecomunicaciones.

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Para el ejercicio 2002 se autorizó a la Gerencia de Ingeniería de

Telecomunicaciones un presupuesto en términos del devengable de 849.1 millones

de pesos, de los cuales correspondió un monto de 700.9 millones a operación y

148.1 millones pesos a inversión.

En operación se erogó un monto de 702.6 millones de pesos principalmente en el

renglón relacionado servicios personales equivalente al 77.3 por ciento de dicho

monto, la diferencia se destinó a la adquisición de materiales y refacciones, a

mantenimiento preventivo y correctivo a equipos, sistemas e inmuebles de

telecomunicaciones.

El ejercicio de la inversión ascendió a 97.0 millones de pesos destinados a

proyectos operacionales orientados fundamentalmente a mantenimiento capitalizable

de torres, casetas, motogeneradores, ups, sistemas de alimentación y aires

acondicionados, a la optimización y aprovechamiento de la infraestructura actual, así

como para cubrir rezagos en el fortalecimiento de las redes de telecomunicaciones.

Por lo que respecta al estado de resultado de la Gerencia de Ingeniería de

Telecomunicaciones, el proceso de facturación está basado en un esquema de

operación en punto de equilibrio que indica:

§ El importe de la facturación se obtendrá aplicando un precio unitario por servicio, al

número de servicios prestados y cuyo importe anual será igual al monto del

presupuesto anual de operación autorizado a la Gerencia de Ingeniería de

Telecomunicaciones para el ejercicio fiscal correspondiente, más el cálculo anual del

pasivo laboral, de la depreciación de activos y de la cuenta interorganismo que

proporcione la Gerencia de Contabilidad. El precio unitario por servicio se determina

con base en los precios de mercado resultando iguales o menores a estos y el importe

de la facturación mensual es el resultado de multiplicar el precio unitario por el número

de servicios prestados a cada organismo.

Por lo anterior los Ingresos Totales de la facturación deben ser equivalentes a los

costos totales de la operación (incluyendo pasivo laboral y depreciación), de tal

manera que si esa diferencia es a favor de la GIT (Utilidades) se devuelven a los

organismos mediante notas de crédito y si es negativo (pérdidas) se emiten facturas

adicionales.

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De esta manera la facturación de la GIT durante el ejercicio 2002 hacia los Organismos Subsidiarios se situó en 1 273.8 millones de pesos.

Centro de costos de los servicios médicos

Los servicios médicos en Petróleos Mexicanos tienen como objetivo básico otorgar atención médica integral a los trabajadores, jubilados y sus derechohabientes, con calidad y eficacia para contribuir a elevar sus expectativas de vida y productividad, mediante una organización rentable y competitiva. En este sentido, los servicios médicos se miden en términos de costo beneficio para la Institución, con resultados positivos en la operación durante 2002.

Petróleos Mexicanos provee atención médica preventiva y curativa en todo el territorio nacional a través de unidades médicas directas y subrogadas. Cuenta con dos hospitales centrales, seis regionales, 12 generales, tres clínicas-hospital, cuatro clínicas, 68 consultorios, 18 consultorios en centros de desarrollo infantil y 102 Unidades Médicas de Centros de Trabajo (Servicios Preventivos de Medicina del Trabajo).

En 2002 continuó la implantación y operación del sistema de costos por unidad médica, llegando al nivel de servicio genérico y costo unitario promedio, para obtener los costos de 23 hospitales controladores, 96 unidades médicas y 11 áreas administrativas definidas como centros de costos.

Los servicios médicos de Petróleos Mexicanos transitan del modelo de atención médica asistencial, al de prevención y fomento a la salud, lo cual significa mantener permanentemente sanos a sus usuarios, con la aplicación un modelo predictivo que considera la evolución de la enfermedad así como los distintos niveles de prevención. En este sentido, se continuó la integración de clubes de autoayuda, grupos terapéuticos y clínicas de control de factores de riesgo; se fomentaron actividades de salud ocupacional a través de los exámenes médicos periódicos, para detectar factores de riesgo que provoquen accidentes o propicien enfermedades.

En apoyo al modelo preventivo adoptado, en 2002 se realizaron las actividades siguientes:

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PRINCIPALES RESULTADOS EN SERVICIOS MÉDICOS 2002

Atención médica

Consultas 5 185 143

Medicina general 2 281 463

Urgencias 725 920

Pediatría 570 366

Gineco-obstetricia 207 406

Odontología 259 257

Otras especialidades 114 073

Estudios de laboratorio clínico 3 592 905

Estudios radiológicos 491 131

Estudios de anatomía patológica (biopsias, necropsias, y citológicos)

98 890

Egresos hospitalarios 66 495

Intervenciones quirúrgicas 32 694

Atención obstétrica 5 066

Nacidos vivos 5 001

Cursos de capacitación 1 054

Horas de capacitación 219 506

Medicina preventiva

Dosis de vacunas aplicadas a menores de 5 años 76 539

Menores de cinco años beneficiados 44 639

Salud en el trabajo

Dosis de vacunas a trabajadores contra influenza 72 221

Consultas de planificación familiar 39 131

Pláticas de salud reproductiva 8 821

Programa de Detección Oportuna de Enfermedades Transmisibles

Pruebas de laboratorio 187 061

Tratamientos profilácticos 82 147

Estudios de detección de enfermedades crónico degenerativas

570 254

Tratamientos contra fauna nociva 531

§ En el área de diagnóstico y tratamiento, se realizó un promedio de 4.5 estudios por paciente atendido. El número de estudios en 2002 fue 7.2 por ciento superior a lo realizado en 2001.

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§ Se impartieron cursos de capacitación que representaron 20.1 horas/trabajador. El número de cursos creció 16 por ciento, con el objetivo de mejorar la eficiencia y calidad de la atención. Se capacitó a todos los integrantes de las 47 Comisiones Locales Mixtas de Seguridad e Higiene en la detección oportuna de actos inseguros y condiciones peligrosas que ponen en riesgo la salud de los trabajadores.

§ Se impartió capacitación a 46 632 pacientes para el manejo de su padecimiento de diabetes mellitus y enfermedades cardiovasculares. Se evitaron 681 casos de cáncer cérvico uterino al incorporar a las pacientes a su tratamiento oportuno y control preventivo. Se realizaron 63 723 exámenes médicos periódicos con enfoque a la detección de factores de riesgo por estilo de vida y exposición laboral.

§ Se efectuaron 86 541 exámenes médicos periódicos con enfoque a detección de factores de riesgo individualizados, 1.4 por ciento más que en 2001, lo que permitió tener un mejor control del estado de salud de los trabajadores.

En otros temas, destacan las actividades siguientes: se equiparon unidades

médicas con lo que se incrementó su capacidad de atención; se adquirió la

infraestructura informática para la automatización de los servicios médicos y la

implantación de los sistemas institucionales como el Integral de Administración

Hospitalaria. Con ello se desarrollaron tres módulos informáticos, Perfil de salud del

trabajador, el correspondiente a Incapacidades, y la Cédula familiar. El perfil de salud

de constituye la primera versión de un expediente médico electrónico para los

trabajadores en Petróleos Mexicanos; con el segundo se podrán establecer medidas

de control por las áreas médica y de recursos humanos de cualquier centro de

trabajo; y, el tercero permitirá contar con información del estado de salud de la

familia del trabajador.

Se efectuaron 49 449 exámenes médicos de admisión y recontratación, y se

establecieron parámetros de compatibilidad del candidato con el puesto de trabajo,

con lo que se pretende disminuir la incidencia de riesgos de trabajo.

Se actualizó el Catálogo Nacional de Medicamentos, los fármacos descontinuados

fueron eliminados y se consideraron las nuevas presentaciones donde se incluyeron

productos nuevos de línea general y especialidad, con genéricos intercambiables y

de beneficio terapéutico demostrado.

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En 2002 se recertificó el reconocimiento internacional de la Iniciativa OMS-UNICEF-

SSA Hospital Amigo del Niño y de la Madre, con lo que los servicios médicos de

Petróleos Mexicanos se constituyeron desde 1994 como el único sistema de salud

reconocido internacionalmente. En el Programa Nacional de Certificación de

Hospitales promovido por el Consejo de Salubridad General, se certificaron todos

los hospitales de la Institución, reconocimiento oficial que se otorga a aquellos

hospitales que se desempeñan bajo normas de garantía de calidad, lo que

contribuye a una mayor calidad de la atención médica.

Los resultados de todas estas acciones se aprecian en ausencia de enfermedades

prevenibles por inmunización; descenso en la incidencia de tuberculosis pulmonar y

VIH/SIDA, y en las tasas de mortalidad por cáncer cérvico-uterino y mamario;

mejoramiento de las condiciones de vida del trabajador y su familia con la aplicación

del Programa de atención integral al trabajador y su familia en el que se considera

las condiciones laborales a las que está expuesto el trabajador y los hábitos de vida

de su familia.

En este sentido, se inició el protocolo de la firma del Convenio entre Pemex

Petroquímica y la Subdirección de Servicios Médicos para el establecimiento del

primer Laboratorio de Toxicología Industrial en el Hospital General de Nanchital, Ver.

Dicho Laboratorio tendrá como objetivos principales proporcionar servicios

analíticos para el monitoreo biológico de la exposición a agentes químicos y el

desarrollo de investigación científica para la identificación y validación de nuevos

metabolitos bioindicadores de la exposición a substancias químicas.

Para el ejercicio de 2002, la Subdirección de Servicios Médicos contó con un presupuesto autorizado de 5 611.1 millones de pesos, monto que resultó insuficiente para llevar a cabo los programas de atención a la derechohabiencia y cumplir con lo dispuesto en el Contrato Colectivo de Trabajo. Dicha insuficiencia se manifestó principalmente en materia de medicamentos y servicios médicos subrogados. Por tal motivo se solicitó una ampliación presupuestal en el renglón de operación; así al término del año se registró un ejercicio presupuestal de 5 908.2 millones de pesos, con el desglose que se nuestra en el cuadro siguiente:

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EJERCICIO DEL PRESUPUESTO 2002 (millones de pesos)

Concepto Presupuesto Ejercicio Variación %

Gasto corriente 5 265.1 5 715.8 8.6

Servicios personales 3 101.4 3 255.1 5.0

Materiales y suministros 1 538.4 1 876.4 22.0

Servicios generales 625.3 584.3 -6.6

Gastos de Inversión 346.0 192.4 -44.4

Bienes muebles e inmuebles 322.9 181.6 -43.8

Obra pública 23.1 10.8 -53.2

Total 5 611.1 5 908.2 5.3 Fuente: Cuenta Pública 2002.- Petróleos Mexicanos (consolidado)

Con la inversión devengada se dotó parcialmente a las unidades médicas con recursos para reducir los niveles de obsolescencia de la infraestructura hospitalaria, avanzando en los proyectos de equipamiento médico, salud ocupacional, renovación electromecánica, automatización de unidades médicas y obra pública.

Respecto a las variaciones observadas entre el ejercicio presupuestal y el presupuesto autorizado original debe señalarse que el mayor ejercicio en servicios personales se debió a la aplicación de la nueva estructura organizacional de la Subdirección, al incremento salarial contractual y, entre otros factores, que el presupuesto fue deficitario de origen; en materiales y suministros la variación se explica también por un presupuesto original deficitario, además es necesario tomar en consideración que el gasto en medicamentos, material de curación, reactivos de laboratorio y placas radiográficas, entre otros, representan la mayor parte del gasto en este renglón, insumos donde el impacto inflacionario es notablemente mayor al del resto de la economía, así como por el incremento de pacientes con enfermedades crónico degenerativas y por el aumento del gasto en medicina subrogada.

Por otra parte, el menor ejercicio registrado en inversión se debió fundamentalmente a partidas que resultaron desiertas en las licitaciones y aquellas que presentaron inconformidades por parte de los proveedores.

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En cuanto a la situación financiera de la Subdirección, se tiene una pérdida de 303.6 millones de pesos producto de un ingreso por Cuota Plana (ingresos por atención médica a los Organismos Subsidiarios, Filiales y PMI, sin incluir Petroquímica Morelos) de 7 760.7 millones; así como gastos de operación por 7 907.7 millones y costos financieros por 156.6 millones; estos últimos, por la carga financiera derivada del cobro a mes vencido de los servicios médicos prestados.

Durante el ejercicio 2002, los ingresos fueron producto del cobro de los servicios médicos prestados con una Cuota Plana anual de 34 411.0 por trabajador, correspondiendo a 11,318.30 pesos por derechohabiente, misma que fue ajustada a 36 121.0 por trabajador y 11 655.71 pesos por derechohabiente al cierre del ejercicio, para obtener el punto de equilibrio financiero de acuerdo a la normatividad vigente. Esta última cuota se calculó sobre la base de 218 275 trabajadores (activos, jubilados y beneficiarios post mortem). Cabe destacar que el incremento de 2.98 por ciento del costo por derechohabiente fue inferior al índice inflacionario de 6.8 por ciento del sector salud.

Cumplimiento de disposiciones gubernamentales

Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios en cumplimiento a diversas disposiciones del marco legal que rige a la industria petrolera elaboró los documentos siguientes: Cuenta Pública correspondiente al ejercicio fiscal de 2001; Informe de Autoevaluación 2001 y Primer semestres 2002; y la aportación de la industria petrolera al 2º. Informe de Ejecución del Plan Nacional de Desarrollo 2001 y al 2º. Informe de Gobierno del Ejecutivo Federal.

Asimismo, en 2002, Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios realizaron diversos trabajos para dar cumplimiento a la Ley de Fiscalización Superior de la Federación la cual dispone que el Ejecutivo federal debe suministrar al Poder Legislativo los elementos de información suficientes que le permitan llevar a cabo con mayor eficacia y eficiencia las tareas de evaluación de las actividades realizadas por la Administración Pública Federal. En este contexto, la Institución con base en los lineamientos específicos emitidos por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público integró el Informe de Avance de la Gestión Financiera sobre los resultados físicos y financieros de los programas a su cargo, por el periodo comprendido del 1 de enero al 30 de junio de 2002.

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Con relación al Sistema Integral de Información de los Ingresos y Gasto Públicos (SII), al inicio de 2002 las autoridades gubernamentales establecieron los nuevos lineamientos para el sistema. Para cumplir estrictamente con estas disposiciones, Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios mantuvieron estrecha comunicación con el Comité Técnico de Información para resolver los problemas en la integración de los datos, así como del envío oportuno de los formatos correspondientes.

Durante el periodo que se informa se realizó una auditoría al SII del Corporativo, relativa al segundo semestre de 2001, y se practicó una intervención de control correspondiente al lapso enero-septiembre de 2002, con resultados satisfactorios, al concluirse que dicho sistema operó conforme a la normatividad vigente.

En 2002 se cumplió con la entrega de formatos al cien por ciento, tanto en el SII del Corporativo como del consolidado de Petróleos Mexicanos.

7. Órgano de gobierno y control

El funcionamiento e integración de los órganos de gobierno de Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, se realizaron conforme a lo establecido en el Artículo 18 de la Ley Federal de Entidades Paraestatales y el Artículo 9 de la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios.

En 2002 se llevaron a cabo 32 reuniones ordinarias y dos extraordinarias de los Consejos de Administración de los organismos subsidiarios y del corporativo. El orden del día y la información a tratarse en cada sesión fueron enviados a todos los consejeros de acuerdo con la normatividad vigente. En las reuniones los directores generales presentaron un informe por escrito de los aspectos más relevantes de la situación que guardan las líneas de negocio a su cargo y sometieron a la consideración de sus consejos todas las actividades a que se refiere el Artículo 58 de la Ley Federal de Entidades Paraestatales y otras acciones que determinaron el desarrollo de la industria.

En el marco de las disposiciones legales aplicables, durante 2002 la Contraloría General Corporativa continuó fortaleciendo los procesos y sistemas de operación de Petróleos Mexicanos, a través de la promoción y seguimiento de los programas gubernamentales, y contribuyó al control preventivo de la Institución.

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En 2002 se concluyeron 75 auditorías, lo que significó un cumplimiento de 105.6 por ciento del Programa Estratégico del Órgano Interno de Control. Las auditorías se practicaron a las direcciones corporativas de Administración, de Finanzas, de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos, de Seguridad Industrial y Protección Ambiental, y de Planeación Estratégica, así como al auditor externo.

En materia de seguimiento de observaciones, al inicio del ejercicio se encontraban 144 en proceso de atención; durante el año se generaron 193 y se atendieron 215; por lo cual al cierre del año quedaron 122 en proceso de resolución, de las cuales 65.6 por ciento correspondieron al segundo semestre de 2002.

Como resultado de las revisiones, se establecieron diversas acciones de mejora, entre las que destacan: elaboración de la carta aclaratoria del Master Trust (Side Letter Agreement); integración de la información que sustenta los reembolsos de Master Trust; implantación de un sistema en la Subdirección de Servicios Médicos para interrelacionar la contabilidad de costos con el ejercicio presupuestal, y la adecuación del Sistema Institucional de Administración Hospitalaria (SIAH); suscripción del Convenio de Cooperación para la Prestación de Servicios de Apoyo Técnico y Administrativo entre la empresa filial Kot Insurance Company, Ltd. y Petróleos Mexicanos, para evitar responsabilidades derivadas de la operación administrativa de la filial; elaboración del manual de organización de la Dirección General; y, conclusión de manuales de organización y procedimientos administrativos de la Dirección Corporativa de Ingeniería y Desarrollo de Proyectos.

En materia de riesgos, se concretó la aprobación y puesta en operación de los Lineamientos Generales para la Administración de Riesgos, instrumento normativo para regular, controlar y evaluar la operación administrativa de la función, así como la contratación de coberturas de tipo de cambio sobre la totalidad de los financiamientos emitidos en monedas diferentes al dólar americano; la contratación Swaps para cubrir el riesgo cambiario; y, conjuntamente con Pemex Gas y Petroquímica Básica, se ajustaron los programas de cobertura de gas natural, conforme a la posición en riesgo de Petróleos Mexicanos.

Como parte de la política de mejora continua en materia de auditoría, en 2002 se realizaron trimestralmente encuestas sobre esta función a las áreas auditadas, con el propósito de conocer su opinión sobre la labor desempeñada por los auditores y

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localizar áreas de oportunidad susceptibles de mejorar. Las encuestas dieron resultados satisfactorios.

Se apoyó a la Secretaría de Contraloría y Desarrollo Administrativo (SECODAM) en la elaboración de la Guía para la Evaluación del Control Interno a la Tecnología de Información, y la Guía Específica de Monitoreo Continuo a las Operaciones.

En materia de control y evaluación, durante 2002 se realizaron 31 intervenciones de control con enfoque preventivo, con lo que se implantaron acciones de mejora orientadas a fortalecer los mecanismos de autocontrol, autoevaluación y autocorrrección en los procesos revisados.

Destacan los resultados obtenidos en el proceso de reestructuración de Petróleos Mexicanos, en el que la función de control promovió el cumplimiento del Acuerdo de Reestructuración del Consejo de Administración, permitiendo atender los objetivos de crear direcciones enfocadas a la maximización del valor económico y estratégico, que promuevan y consoliden la transformación empresarial de la Institución.

Se dio seguimiento al cumplimiento de metas y objetivos de programas gubernamentales e institucionales, tales como el Programa de Transparencia y Combate a la Corrupción, Ahorro de Energía, de Normalización, de Comunicación Social, de sistemas de manejo ambiental, de Compromisos Presidenciales, y de la Dirección General. Asimismo, se revisaron los requerimientos de información de la SECODAM; el ejercicio del presupuesto del Corporativo; fortalecimiento del control interno; control de indicadores de gestión; y seguimiento del convenio financiero establecido por el Gobierno Federal.

Se evaluó el control de la transmisión de los formatos que conforman el Sistema Integral de Información de los Ingresos y Gasto Público (SII); se dio seguimiento mensual a la integración y envío de información del Sistema de Metas Presidenciales, verificándose la oportunidad y consistencia de los datos; se realizó el seguimiento de los procesos de licitación de los 23 proyectos PIDIREGAS nuevos de 2002, así como del avance físico y financiero de los cuatro grandes proyectos PIDIREGAS de Pemex Exploración y Producción; además del programa de operación, del balance de producción y distribución de crudo.

Se desahogaron las consultas sobre normatividad formuladas por diferentes áreas de Petróleos Mexicanos; se participó en la revisión y análisis de las propuestas de

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actualización y modificación de normatividad interna; y, se atendieron los requerimientos de la SECODAM en materia de certificación de documentos relacionados con algunos procesos licitatorios. Lo anterior permitió al Órgano Interno de Control verificar el cumplimiento de las disposiciones legales aplicables en cada caso.

Se continuó la promoción para regularizar los órganos colegiados de Petróleos Mexicanos, mediante el análisis conjunto con el área jurídica, de las reglas de operación de 35 órganos colegiados.

Se participó como asesor de control en comités, comisiones asesoras y subcomités instalados en Petróleos Mexicanos; se analizaron y opinaron 70 disposiciones normativas de carácter interno, verificando que fueran acordes con las disposiciones externas e internas aplicables, con las metas y objetivos institucionales, y con las necesidades operativas de las áreas emisoras. Se actualizó el acervo normativo externo e interno aplicable a Petróleos Mexicanos, por lo que a diciembre de 2002, se encontraban en la Normateca del Órgano Interno de Control 594 disposiciones internas y 847 externas.

En materia de adquisiciones, servicios y obra pública, se participó en 322 eventos de licitación pública y de invitación. Respecto a los procesos de enajenación de bienes improductivos, se participó en 1 118 licitaciones públicas, de las cuales; 1 111 correspondieron a bienes muebles, cinco a inmuebles y, dos a desechos y bienes diversos.

Relativo a quejas y denuncias, al inicio de 2002 se encontraban 85 expedientes en proceso, y durante el año se incorporaron 233, dando un total de 318 expedientes. Fueron concluidos 238 como sigue: 177 con acuerdos de archivo por falta de elementos y/o improcedencia, 35 incompetencias, 23 remitidos al área de responsabilidades, dos acumulados a expedientes y uno en el que la SECODAM ejerció la facultad de atracción; por lo que al 31 de diciembre de 2002, quedaron en proceso 80 expedientes.

Por lo que toca a responsabilidades, al inicio de 2002 se encontraban en proceso 12 expedientes, a los que durante el año se agregaron 25 abiertos y 13 no iniciados, dando un total de 50 expedientes; fueron concluidos 27 expedientes, en los que se aplicaron un total de 42 sanciones, como sigue: dos amonestaciones privadas, 14

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amonestaciones públicas, 10 suspensiones, siete económicas que sumaron 1 756 608.76 pesos, una destitución y ocho inhabilitaciones. Al cierre de 2002 quedaron en proceso 10 expedientes y 13 en estudio para inicio de su respectivo procedimiento.

En materia de Atención Ciudadana, fueron captadas y atendidas 358 peticiones ciudadanas: 29 fueron sugerencias, 54 solicitudes, 13 reconocimientos y tres asuntos de atención inmediata. Los restantes 259 por su naturaleza no fueron competencia del Órgano Interno de Control, por lo que se turnaron a las áreas responsables respectivas. especto a la disponibilidad de medios de recepción de peticiones ciudadanas, se dio una cobertura de 100 por ciento con la instalación de 191 paneles informativos y buzones en las unidades médicas en todo el territorio nacional y plataformas.

Con relación a las denuncias penales, durante 2002 se presentaron dos ante la Procuraduría General de la República, derivadas de falsificación de documentos. Se promovió el financiamiento de cinco pliegos preventivos de responsabilidades, con un monto global de daño patrimonial de 10 866 283.88 pesos que involucraron a 29 servidores públicos.

En mayo se participó en la instalación y operación del módulo único de orientación a los servidores públicos obligados de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, para dar cumplimiento a la utilización del Sistema Declaranet en la presentación de la declaración anual de modificación patrimonial. En junio se revisó el listado de la SECODAM sobre 96 servidores públicos como probables omisos del Corporativo en la presentación de su declaración. Al respecto, se reportó la situación de cada uno de ellos, llegándose a la cantidad efectiva de 5 omisos de 2,095 servidores públicos obligados, comprendidos en el padrón.

En materia de inconformidades, al inicio de 2002 se encontraban en proceso cuatro, que sumadas a las 34 recibidas durante el año, dieron un total de 38; de ellas fueron atendidas 37 como sigue; 10 procedentes, 20 improcedentes y siete desechadas, quedando una en proceso al cierre del ejercicio. Es importante mencionar que en cuatro de las inconformidades recibidas, la SECODAM ejerció la facultad de atracción para su resolución, misma que las determinó improcedentes.

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Por lo que toca a Conciliaciones, se recibieron cinco solicitudes de intervención en actos de conciliación de proveedores y contratistas, mismas que fueron atendidas en su totalidad, de las que resultaron dos conciliadas y tres no conciliadas.

Durante 2002, la SECODAM practicó un total de cinco visitas de evaluación a las áreas de responsabilidades, inconformidades y atención ciudadana, quejas y denuncias, con resultados satisfactorios.

Se iniciaron cinco procedimientos de investigación relativos a los procesos de adquisición y/o contratación de bienes y servicios, en los que se presumieron irregularidades; de ellos, dos fueron concluidos sin determinarse irregularidad relevante, quedando tres en proceso al cierre del ejercicio.

El área de apoyo legal de la Contraloría, llevó a cabo la defensa jurídica de los actos de autoridad emitidos con motivo de la aplicación de la Ley Federal de Responsabilidades de los Servidores Públicos y Leyes de Adquisiciones, Arrendamientos y Servicios Relacionados con las mismas. En este sentido, se emitieron resoluciones en cinco casos de recursos de revocación y en cuatro por lo que hace a recursos de revisión. En ambas instancias, los fallos fueron adversos a los intereses de los recurrentes.

Por lo que respecta a los juicios de nulidad, se atendieron un total de 59 asuntos, de los cuales 25 se encuentran en trámite y 34 concluyeron en forma definitiva. Destaca que el 46 por ciento de las sentencias fueron favorables para el Órgano Interno de Control. En cuanto a los Juicios de Amparo, se atendieron un total de nueve juicios, de los cuales tres se encuentran en trámite y seis concluyeron satisfactoriamente.

En el aspecto informático, se participó en las sesiones de los Comités de Tecnología y Acceso a la Información Pública Gubernamental del OIC. En coordinación con la Unidad de Apoyo Legal se definió el Sistema de Manejo de Documentación, para ser empleado como herramienta para la difusión de la información. Cabe mencionar que este sistema ya se encuentra en operación en la Intranet de la Contraloría.

Se mantuvo la operación del Sistema de Seguimiento y Control a Juicios Laborales en 13 unidades, representaciones y delegaciones jurídicas de Petróleos Mexicanos.

Se concluyó la implantación del Sistema en las Representaciones y Delegaciones de Pemex Refinación que así lo solicitaron, de manera que este sistema quedó

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funcionando en todas las áreas jurídicas del organismo que contaban con la infraestructura informática adecuada.

En apoyo a las actividades del Corporativo y a solicitud de la Oficina del Abogado General de Petróleos Mexicanos, se realizó la transferencia de dicho Sistema (aplicaciones, administración de información y usuarios, almacenamiento, capacitación, soporte, etc.), concluyéndose en junio de 2002, con lo que el servicio quedó abajo la responsabilidad de esa oficina.

Se desarrollaron los trabajos de adecuación de las aplicaciones del Sistema Normateca Institucional para ser utilizado y explotado en un ámbito institucional y, se iniciaron los trabajos de implantación de dicho sistema en todo Petróleos Mexicanos. Asimismo, se continuó apoyando a la empresa Integrated Trade Systems, Inc. (ITS).

Con relación al desarrollo y aprovechamiento de los recursos humanos, se avanzó en la capacitación para incrementar el índice de cobertura del perfil requerido y el nivel profesional, por lo que en el transcurso del año se impartieron 285 cursos para 782 participantes en 6 862 horas de capacitación, lo que representó un cumplimiento del programa de 126, 91 y 117 por ciento, respectivamente.

Cabe destacar que las 289 personas que conforman la plantilla de este Órgano Interno de Control recibieron, en total, 16 934 horas de capacitación en el año, lo que representa casi 3 eventos promedio por persona y 58.6 horas promedio para cada una de ellas. Este esfuerzo significó que dentro del ámbito del Corporativo de Petróleos Mexicanos, la Contraloría General Corporativa ocupara el primer lugar en los siguientes indicadores: Cursos/Empleados, Horas de Capacitación/Empleados, y Asistentes a Cursos/Empleados, situación que se repite por segundo año consecutivo.

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Conclusiones

Desde hace dos años la nueva administración federal decidió dar un fuerte impulso de crecimiento que promoviera el cambio en la trayectoria de Petróleos Mexicanos. El énfasis debía ser puesto en las primeras etapas del proceso productivo de la Empresa. La estrategia que debería ser asumida implicaba mayores esfuerzos e inversiones para la exploración y producción de petróleo crudo y gas, actividades que muestran las rentabilidades más atractivas.

Conforme a ese criterio, en estos dos últimos años, cerca del 85 por ciento de las nuevas inversiones de Petróleos Mexicanos se han orientado a esas actividades. Al inicio de la presente administración, Pemex Exploración y Producción contaba aproximadamente con quinientas oportunidades exploratorias, determinadas con información geológica preliminar, actualmente se cuenta con 2 700 oportunidades, lo cual permitirá identificar un importante número de nuevas localizaciones y una vez que éstas sean aprobadas, e incorporen volúmenes adicionales de reservas, establecer los trabajos para el desarrollo de los yacimientos correspondientes.

El potencial estimado de los sitios exploratorios actual es de 20 400 millones de barriles de petróleo crudo equivalente, lo que representa casi la mitad de las reservas actuales. De confirmarse este potencial, se podrá aumentar la tasa de reposición de reservas, que en la década pasada fue del 25 por ciento anual, a poco más del 100 por ciento, hacia el año 2006, cifra superior a la meta fijada al inicio de la presente administración federal, que era alcanzar el 75 por ciento de restitución en ese año.

Para llegar a estos resultados ha sido necesario quintuplicar el presupuesto dedicado a exploración, llevándolo a alrededor de 15 mil millones de pesos anuales, con lo que se han realizado pruebas exploratorias en aproximadamente cien mil kilómetros cuadrados en regiones de los estados de Veracruz, Tabasco, Campeche, Chiapas, la cuenca salina del Istmo y las aguas profundas del Golfo de México.

Estos trabajos están rindiendo resultados positivos, debido en parte a que se han realizado en zonas consideradas frontera de alto riesgo, que se ubican más allá de los yacimientos ya conocidos.

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Durante 2002 la producción de crudo alcanzó un máximo histórico como promedio anual, al producirse 3 177.1 Mbd. Lo anterior fue posible gracias al nivel de inversión autorizado y por la continuidad del proyecto Cantarell, que incrementó su producción por encima de los dos millones de barriles por día.

En lo que respecta a gas, se alcanzó una producción promedio anual de 4 423.5 MMpcd en 2002. Es importante resaltar que actualmente se enfrenta el reto de incrementar la producción de gas en 50 por ciento durante los próximos cuatro años, a fin de satisfacer la demanda de este energético, para lo que será necesario desarrollar nuevos esquemas de contratación que incrementen nuestra capacidad de ejecución y permitan el logro de estas metas.

En refinación, el reto es concluir los grandes proyectos de reconfiguración iniciados a fines de la década pasada, con lo cual se podrá utilizar más crudo pesado y aumentar la producción de combustibles de mayor calidad.

En el renglón de proceso y distribución de gas natural, el reto es mejorar las instalaciones, optimizar el manejo del combustible y garantizar su abasto en el mercado nacional. En petroquímica, a pesar de las grandes y graves dificultades, se buscan los esquemas que permitirán el desarrollo de nuevos complejos que utilicen mejor las materias primas, la capacidad instalada y los recursos humanos de que dispone la industria petrolera nacional.

Al realizar un balance de los resultados operativos y financieros de Petróleos Mexicanos de 2002, se puede decir que la empresa, en términos generales, tuvo un mejor desempeño operativo si se compara con los obtenidos en 2001. La producción de petróleo crudo fue superior; mientras que la del gas natural fue inferior a la observada en el año de comparación. La producción de petrolíferos y gas licuado fue aumentó con respecto a la reportada en 2001. Las ventas internas y el comercio exterior de petrolíferos, gas licuado y petroquímicos ofrecieron el mismo comportamiento. El saldo positivo de la balanza comercial de hidrocarburos y sus derivados fue de 11 102 .0millones de dólares, valor 30.6 por ciento superior a lo realizado en el año de comparación.

Finalmente, Petróleos Mexicanos y sus Organismos Subsidiarios, conforme a normas gubernamentales presentaron una pérdida neta de 15 444.6 millones de pesos, 59.0por ciento mayor en términos reales comparado a la obtenida en 2001.

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Sin embargo, es necesario destacar que el rendimiento antes de impuestos, derechos y partidas especiales ascendió a 287 863.9 millones de pesos monto que fue 7.5 por ciento mayor al año previo, en términos reales.